渤海BZ34低渗断块油田调整实践及其效果分析

王传军 赵春明 赵秀娟

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海BZ34低渗断块油田调整实践及其效果分析

王传军 赵春明 赵秀娟

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海BZ34油田具有断层发育、渗透率低、含油层段多、埋藏深、完井工艺复杂等特征，油田投产多年来逐渐暴露出诸多问题，严重影响了油田的开发水平和效果。通过对全区统层和储层精细对比研究，以及对油田构造和储层深入研究，落实了油田的石油地质储量。在精细地质研究的基础上，对油田剩余油分布情况进行研究，找出了剩余油分布规律，明确了油田综合调整的方向，并提出多项调整策略。通过近几年的综合调整，油田开发效果明显改善，实现了原油产量连续3 a负递减。该油田的综合调整实践思路与方法，可为类似低渗复杂断块油田开发中后期的高产稳产提供参考。

低渗透；复杂断块；数值模拟；综合调整

渤海BZ34油田是位于渤海南部海域的典型复杂断块油田，投入开发近20 a。随着平台寿命的逐渐缩短，加快对剩余油的开采显得尤为重要。由于断层发育、渗透率低、含油层段多、埋藏深、完井工艺复杂等地质特征，导致油田开发难度大，油田产量下降快，采油速度低。为了改善油田开发状况，提高采油速度，近几年开展了综合调整研究与实践，并取得良好效果。

1 油藏地质特征

渤海BZ34油田平面上划分为北块、中块、南块、东块、西北块5个开发单元。油田具有多套含油层系，投入开发的油层有古近系东营组J砂层及沙河街组。东营组J砂层在全区都有分布，平均孔隙度18.0%，平均渗透率70×10-3μm2，东营组J砂层的主力开发单元是中块的2-3D井区。沙河街组分为4个油组，EsⅠ油组在南块、东块和西北块有分布，EsⅡ油组在全区都有分布，EsⅢ/Ⅳ油组在北块和中块有分布；沙河街组在北块、中块、西北块平均孔隙度12.0%，平均渗透率50×10-3μm2，为油田主力开发单元；沙河街组在南块和东块属特低渗［1］，渗透率为（1～10）×10-3μm2。

地层原油具有黏度低、溶解气油比高、地饱压差大等特点，原油黏度为0.348～0.757 mPa·s，地饱压差为5～10 MPa，溶解气油比为127～152 m3·m-3，主要油藏类型为构造层状油藏。

2 存在的主要问题

油田于1990年6月投产，采用不规则井网开采，点状注水。初期衰竭开发，1992年9月北块和中块的沙河街组转入注水开发。油田投产多年来，暴露出诸多问题，主要表现在以下几个方面［2-3］：

1）各区块开采不均衡，注采井网不完善。由于各区块储层物性、井网密度、开采方式等不同，各区块开采不均衡。北块和中块沙河街油组注水开发，且储层物性相对较好，到2006年底采出程度达到21%；西北块的EsⅠ和EsⅡ油组井网密度相对较低，且衰竭开发，到2006年底采出程度达到17%～19%。南块和东块储层物性差、井网密度低，采出程度低，南块采出程度只有1%，东块只有0.1%。

2）衰竭开发区块天然能量不足，地层压力低。全油田除了北块和中块的沙河街组注水开发外，其他区块和油组都是衰竭开发，由于天然能量不足［4］，地层压力下降快。

3）油井井况复杂，利用率低，油田采油速度低。油井在投产初期都采用“单筒双管”的完井方式，这种完井方式导致油井无法下入电潜泵。在油井含水率升高或地层压力较低时，油井没有自喷能力而停产。2006年底，全油田仅4口井正常生产（2-P1s、2-P4、2-P8、2-3D），其余井全部停产，采油速度仅0.2%。

3 综合调整

3.1 精细地质研究，落实油田储量

渤海BZ34油田主力油层埋藏深，地震资料分辨率低。同时，由于井况的复杂，油田在生产过程中动态资料录取较少。这些因素给油田的挖潜研究带来了极大的难度。

1）全区统层及储层精细对比研究。根据油田测井资料识别出3个一级标准层和2个辅助标志层，在标准层及标志层的辅助下，对每口井的断点深度及断失层段进行划分。在建立研究区精细层序地层格架基础上，结合油田开发井资料，依据“旋回对比、分级控制”原则，进行了油组划分。按照陆相沉积学理论，利用层拉平、地层恢复等统层对比技术，对全油田18口井进行100多条剖面对比，完成了全区的小层划分与对比。

2）构造特征再认识。在对地层进行精细对比的基础上，利用井震结合、方差体切片、加密解释等方法对油田构造进行了精细解释，并对每个油组的顶面构造重新成图。

3）储层研究。结合油田多年来的丰富生产动态资料，分析同沉积断裂和物源区对沉积体和沉积体储集物性的影响，绘制了储层厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率分布等图件，最后结合地质建模手段把新的地质认识反映在油田的三维地质模型中。

4）油田储量再落实。在以上精细地质研究的基础上，结合生产动态落实的油水界面，对油田的储量进行了核算，核算后的油田储量更符合生产动态认识。为了寻找更多的接替储量，通过老井测井复查增加油层，以及生产动态认识扩大含油面积，油田的可动用储量增加了285.36×104m3。

3.2 剩余油分布研究与认识

利用油藏数值模拟模型研究剩余油分布规律是最直观的方法［5-6］。在新的地质认识的基础上，建立了精细的三维地质模型，然后建立起油藏动态模型。通过历史拟合研究后，地层压力、含水率、气油比和流压等获得较好的拟合效果，并得出了各区块的剩余油分布规律和以下认识：

1）东营组J砂层的主力生产区块2-3D井区储量大，井控程度较低，为剩余油富集区，且边水能力较充足，适合进一步衰竭开发后转入注水开发；其他断块或者储量小，或者水淹程度较高（见图1）。

2）北块和中块沙河街组平面上剩余油主要集中在断层附近，以及2-P1和2-1井间无井控制的断块；北块和中块之间的分界断层由于断距较小，在构造的高部位处对流体不起分隔作用，位于中块的2-1井累计产油量达到90×104m3，既采出了中块的油，又采出了北块的油；2-P3井注水北块和中块同时受效。纵向上EsⅡ油组在顶部为剩余油富集区，底部有不同程度的水淹，EsⅢ油组顶部为剩余油富集区，EsⅢ油组底部及EsⅣ油组基本被水淹（见图2）。

3）西北块EsⅠ油组在4-2AD与4-3井之间无井控处为剩余油富集区，4-2AD井东部边水已推进到该井处，EsⅡ油组边水已经推进至4-3井处（见图3）。4-3井北边的断层在构造高部位断距较小，对流体不起分隔作用，断层北边的预测储量已被动用，使得西北块的动用储量增加了40×104m3。南块和东块采出程度较低，基本上为原始含油饱和度状态。

3.3 综合调整策略与效果分析

3.3.1 综合调整策略

1）主力注水开发区块调整策略：完善注采井网，提高储量动用程度。

北块和中块沙河街油组是油田唯一注水开发区块，注水效果好，油井产量高且含水率低。存在的主要问题是井网不完善，储量动用程度较低。因此，需要进一步完善注采井网，并结合注水井优化注水以提高水驱效果。对于无井控制区增加调整井，同时对生产潜力较大的P5井躺井进行侧钻。2007年4月，位于北块的无井控制断块的调整井2-P9投产，初期产油量200 m3·d-1，截至2010年8月，该井累计产油15.13×104m3；2009年2月，侧钻井2-P5s投产，初期产油量160 m3· d-1，截至2010年8月，该井累计产油4.89×104m3。

图1 东营组J砂层剩余油饱和度分布

图2 北中块EsⅡ油组剩余油饱和度分布

图3 西北块EsⅠ/Ⅱ油组剩余油饱和度分布

2）主力衰竭开发区块调整策略：补充地层能量，提高采油速度。

西北块和东营组J砂层2-3D井区油井初期产能高，但边水能量不太充足，衰竭开发多年，目前油藏压力水平较低，导致采油速度低。对该区块主要采取增加注水井补充地层能量，同时增加生产井进一步完善井网，提高采油速度。2009年2月，位于东营组J砂层主力开发区块2-3D井区的调整井2-P11井投产，初期产油量70 m3·d-1，截至2010年8月，该井累计产油2.08×104m3。2009年9月，对4-3井修井，恢复其正常生产，初期产油量达到105 m3·d-1，截至2010年8月，该井累计产油1.26×104m3。

3）非主力层位调整策略：开展测井复查，老井补孔动用。

明化镇和馆陶组的油层较薄，储量规模较小，一直没有开发动用。通过开展全区老井测井复查，对测井资料重新进行油层精细对比与解释，复查出油层35.1 m，部分较好的油层具有补孔潜力。2009年9月，对2-P2井上返补孔新解释的馆陶组和东营组二段的油层，初期产油量达到270 m3·d-1，截至2010年8月，该井累计产油5.87×104m3。

4）低渗区块调整策略：压裂增产能，注水保效果。

对于低渗区块，主要是采取打先导试验井开展压裂增产评价，根据增产效果完善注采井网，提高储量动用程度和补充地层能量，并进行整体压裂措施，提高采油速度。2007年4月，先导调整井2-P10投产，初期产油量50 m3·d-1，截至2010年8月，该井累计产油2.58× 104m3，下步计划开展压裂增产措施。

3.3.2 效果分析

通过3口调整井、1口侧钻井和2口大修井的实施，油田的开发效果有较大幅度改善，扭转了油田开发的被动局面，油田产油量在2006年底约300 m3·d-1，2009年底上升到约800 m3·d-1，产油量连续3 a实现负递减（见图4），老油田的产能得到充分释放。随着调整的进一步深入，油田产量有待进一步增加。

图4 渤海BZ34油田产油量

4 结论

1）渤海BZ34油田是一个开发近20 a的海上低渗透复杂断块油田，基于对油田生产动态的认识，通过精细地质研究和油藏数值模拟研究，找出了油田的剩余油分布规律，明确了油田挖潜方向，得出了综合调整研究成果。综合调整实践取得了较好效果，实现油田产量大幅度增加，油田累计增油31.81×104m3，产量连续3 a实现负递减，开发效果得到显著改善，为低渗断块油田后期挖潜探索了一条好路子。

2）2-P10井的生产情况充分反映了低渗储层的开发特征，对于南块和东块的低渗区块，建议采用压裂加注水等增产措施，油井才能获得较高产能，开发效果可进一步改善。

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Practice and effect analysis of development adjustment for low-permeability fault-block reservoir in BZ34 Oilfield,Bohai Bay

Wang Chuanjun Zhao ChunmingZhao Xiujuan
(Tianjin Company,CNOOC,Tianjin 300452,China)

BZ34 Oilfield is characterized by fault development,low permeability,multiple oil-bearing horizons,deep burial and complex well completion technology.Many problems are showed after the oil production over years and these problems seriously affect the development effectiveness of the oilfield.Thus,initial oil in place of the oilfield is identified through the analysis of fine reservoir correlation and the structure and reservoir of the oilfield.Based on the detailed geological study above,residual oil distribution is studied and the distribution rule of residual oil is found out.The integrated adjustment direction is made sure and multiple adjustment measures are put forward in this paper.The development effect is obviously mended and the negative production decline is realized for continuous three years by the integrated adjustment and practice in recent years.And the idea and way of integrated adjustment of the oilfield can provide a reference for the high yield and stable yield of the similar oilfields with low permeability and complex fault-block at late development stage.

low permeability;complex fault-block;numerical simulation;integrated adjustment

TE347

：A

1005-8907（2011）02-244-04

2010-09-30；改回日期：2011-01-17。

王传军，男，1977年生，2003年硕士毕业于西南石油学院油气田开发工程专业，主要从事油气田开发油藏工程方面的研究工作。E-mail：wangchj2@cnooc.com.cn。

（编辑 孙 薇）

王传军，赵春明，赵秀娟.渤海BZ34低渗断块油田调整实践及其效果分析［J］.断块油气田，2011，18（2）：244-247. Wang Chuanjun，Zhao Chunming，Zhao Xiujuan.Practice and effect analysis of development adjustment for low-permeability fault-block reservoir in BZ34 Oilfield，Bohai Bay［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2011，18（2）：244-247.