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摘 要：针对黄骅坳陷A油田80%地域在渤海湾滩涂—海域0-4米的极浅海地区，淤泥质海滩造成钻井作业和油水井措施实施困难的情况，根据近年来的勘探成果、通过储层和构造研究、油藏特征研究，编制河北省渤海湾盆地黄骅坳陷A油田开发利用方案。
关键词：勘探历程;油藏类型;开发方案;开采工艺
1 油田概况
河北省渤海湾盆地黄骅坳陷A油田位于河北省黄骅市东部的南排河镇，南排河镇东临渤海，所以该项目约20%的地域在陆地，其余80%地域在渤海湾的滩涂-海域水深0-4m的极浅海地区。
该地区属于暖温带半湿润季风气候区，因靠近渤海而略具海洋气候特征，季风显著，四季分明，夏季潮湿多雨，冬季干燥寒冷，淤泥质海滩造成通行困難，对油田交通、施工作业影响较大，使油田建设和开采成本大大增加。
2 地质特点
2.1 地质特征
A油田钻井揭示的地层自下至上分别为上古生界二叠系、中生界三叠系、中下侏罗统;新生界下第三系沙河街组、东营组和上第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。其中海三区缺失下第三系始新世孔店组、中生界下白垩系及中上侏罗系等地层。
2.2 构造特征
A油田被羊二庄断层、张东-海4井断层分成了三个断阶区，由南向北分别为高斜坡高断阶区、中断阶区和低断阶区。在低断阶区南北依附于张东、歧东断层形成两个断鼻圈闭，地层产状北东倾，构造高部位、低部位地层产状较陡;中断阶区是在前第三系基岩潜山背景上长期继承性发育的大型背斜构造，内部发育一组北东东走向、东西走向次级断层，将南、北两断鼻进一步分割成多个小型断鼻或断块圈闭;高断阶区位于羊二庄断层上升盘，主要断层以北东-近东西走向为主，北西掉向，次一级断层以南北、近东西走向为主。
2.3 储集层特征
沙河街组地层，储层岩性以砂岩为主，砂岩颗粒磨圆度次尖和次尖-次圆状，以中等分选为主，颗粒之间以点-线接触为主，胶结类型以接触-孔隙式胶结为主，平均孔隙度17.92%，平均渗透率为31.75×10-3μm2，属中孔-低渗储层。
馆陶组地层，储层以细砂岩为主，颗粒呈次圆状，分选中等，泥质胶结，疏松。平均孔隙度为35.8%，平均渗透率为7400×10-3μm2，为高孔-高渗型储集层。
明化镇组地层，总体来看该段为一“砂包泥”的粗段。泥岩成岩程度低;细砂岩成分以长石、石英为主，分选好，泥质胶结疏松;粉-细粒结构、次圆状，分选好-中等，颗粒支撑，接触式胶结，胶结物以泥质为主，胶结疏松。储层平均孔隙度最高，达32.16%，平均渗透率达到1566.4×10-3μm2，为高孔-高渗型储集层。
2.4 流体性质
原油性质：沙河街组地面原油密度0.7885-0.9527g/cm3，粘度2.11-386.9mPa.s，属轻质原油，凝固点10-33℃，胶质沥青质含量2.12-16.04%，含蜡11.3-25.49%。馆陶组原油密度0.9393g/cm3，粘度139.9mPa·s，凝固点低于-30℃，含蜡量1.27%，胶质沥青质含量47.09%。明化镇组原油密度0.9391-0.9527g/cm3，粘度219.56-386.9mPa·s，凝固点低于-12℃，含蜡量3.23-5.46%，胶质沥青质含量19.91-30.9%。
地层水性质：A油田地层水水型以NaHCO3型为主，总矿化度3137-14714mg/L，只有埕海二区沙一段地层水水型为CaCl2水型。
2.5 油藏特征
A油田主要含油层系是下第三系沙河街组、上第三系馆陶组和明化镇组。
沙河街组：油藏埋深2610-3357m，在构造和岩性双重作用影响下，油藏类型主要为构造背景上局部受岩性控制的岩性构造油藏。
馆陶组：整体上为构造油藏，钻井资料证实不同断块油水界面存在差异，属构造-岩性边底水油藏。为正常压力、温度系统油藏。
明化镇组：明化镇组油藏受曲流河沉积的受岩性和构造双重因素控制，主力油层横向可比性强，分布较为稳定，油藏埋深1041-1065m，油水界面1065m，油藏为构造-岩性油藏。
3 开发方案部署
3.1 部署原则
①把提高经济效益作为方案设计和优选的主要目标，方案要达到较好的技术和经济指标;②方案要适应油藏地质特征，具有一定抗风险能力; ③方案实施后，在主要开发期内不需要进行大规模调整，如井网加密和细分开发层系等;
3.2 开发方案部署
A油田从上到下分馆陶组、沙一上段、沙一下段和沙二段四套层系开发，设计总井52口（老井利用1口），新钻产能井51口，其中采油井35口，单井日产油20-150t/d，新建产能106.0×104t，采油速度1.10%;新钻注水井16口，采用同步注水保持地层压力开采，注采比1.0，平均单井日注量80m3/d。
A油田总体建产开发指标预测如下：2020年产原油产量最高，达到107.6×104t，预计年产液152.0×104t，含水29.2%;以后逐年递减，最大递减为9.7%。该方案评价期为50年，至2063年，年产原油25×104t，含水96.7%，采油速度0.15%，累产油2499.60×104t。
4 开采工艺技术
4.1 开采工艺措施
①水平位移小于1000m或井深小于2500m的井设计为二开井身结构，定向井采用Ф139.7mm套管射孔完井，水平井采用Ф139.7mm套管+筛管完井;水平位移较大或井深较深的井设计为三开井身结构，悬挂Φ139.7mm尾管固井射孔完井。②受地理位置影响，采用电潜泵举升工艺技术开采，并配套变频控制系统及井下安全控制系统。③需注水补充地层能量开发，注水井投注前进行防膨处理，并在注水过程中，根据注水压力上升情况，做好周期防膨工作。④采用压裂储层改造技术。⑤ 配套生产监测系统。
4.2 地面工程建设
A油田目前地面系统建海一区人工岛一座，海二区人工岛两座，联合站等地面设施。修建海上平台2座，配套油气处理设施，所产原油拉运至联合站，所产污水就地处理后回注，并配套电力、自动化、消防等系统。建设单井集油管道，油井产出物混输至联合站处理。
作者简介：
翟广红，女，1975年3月出生，河北海兴人，汉族，工程师，2001年毕业于华东石油大学地质勘查专业，现在大港油田勘探开发研究院从事油田开发规划工作。
关键词：勘探历程;油藏类型;开发方案;开采工艺
1 油田概况
河北省渤海湾盆地黄骅坳陷A油田位于河北省黄骅市东部的南排河镇，南排河镇东临渤海，所以该项目约20%的地域在陆地，其余80%地域在渤海湾的滩涂-海域水深0-4m的极浅海地区。
该地区属于暖温带半湿润季风气候区，因靠近渤海而略具海洋气候特征，季风显著，四季分明，夏季潮湿多雨，冬季干燥寒冷，淤泥质海滩造成通行困難，对油田交通、施工作业影响较大，使油田建设和开采成本大大增加。
2 地质特点
2.1 地质特征
A油田钻井揭示的地层自下至上分别为上古生界二叠系、中生界三叠系、中下侏罗统;新生界下第三系沙河街组、东营组和上第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。其中海三区缺失下第三系始新世孔店组、中生界下白垩系及中上侏罗系等地层。
2.2 构造特征
A油田被羊二庄断层、张东-海4井断层分成了三个断阶区，由南向北分别为高斜坡高断阶区、中断阶区和低断阶区。在低断阶区南北依附于张东、歧东断层形成两个断鼻圈闭，地层产状北东倾，构造高部位、低部位地层产状较陡;中断阶区是在前第三系基岩潜山背景上长期继承性发育的大型背斜构造，内部发育一组北东东走向、东西走向次级断层，将南、北两断鼻进一步分割成多个小型断鼻或断块圈闭;高断阶区位于羊二庄断层上升盘，主要断层以北东-近东西走向为主，北西掉向，次一级断层以南北、近东西走向为主。
2.3 储集层特征
沙河街组地层，储层岩性以砂岩为主，砂岩颗粒磨圆度次尖和次尖-次圆状，以中等分选为主，颗粒之间以点-线接触为主，胶结类型以接触-孔隙式胶结为主，平均孔隙度17.92%，平均渗透率为31.75×10-3μm2，属中孔-低渗储层。
馆陶组地层，储层以细砂岩为主，颗粒呈次圆状，分选中等，泥质胶结，疏松。平均孔隙度为35.8%，平均渗透率为7400×10-3μm2，为高孔-高渗型储集层。
明化镇组地层，总体来看该段为一“砂包泥”的粗段。泥岩成岩程度低;细砂岩成分以长石、石英为主，分选好，泥质胶结疏松;粉-细粒结构、次圆状，分选好-中等，颗粒支撑，接触式胶结，胶结物以泥质为主，胶结疏松。储层平均孔隙度最高，达32.16%，平均渗透率达到1566.4×10-3μm2，为高孔-高渗型储集层。
2.4 流体性质
原油性质：沙河街组地面原油密度0.7885-0.9527g/cm3，粘度2.11-386.9mPa.s，属轻质原油，凝固点10-33℃，胶质沥青质含量2.12-16.04%，含蜡11.3-25.49%。馆陶组原油密度0.9393g/cm3，粘度139.9mPa·s，凝固点低于-30℃，含蜡量1.27%，胶质沥青质含量47.09%。明化镇组原油密度0.9391-0.9527g/cm3，粘度219.56-386.9mPa·s，凝固点低于-12℃，含蜡量3.23-5.46%，胶质沥青质含量19.91-30.9%。
地层水性质：A油田地层水水型以NaHCO3型为主，总矿化度3137-14714mg/L，只有埕海二区沙一段地层水水型为CaCl2水型。
2.5 油藏特征
A油田主要含油层系是下第三系沙河街组、上第三系馆陶组和明化镇组。
沙河街组：油藏埋深2610-3357m，在构造和岩性双重作用影响下，油藏类型主要为构造背景上局部受岩性控制的岩性构造油藏。
馆陶组：整体上为构造油藏，钻井资料证实不同断块油水界面存在差异，属构造-岩性边底水油藏。为正常压力、温度系统油藏。
明化镇组：明化镇组油藏受曲流河沉积的受岩性和构造双重因素控制，主力油层横向可比性强，分布较为稳定，油藏埋深1041-1065m，油水界面1065m，油藏为构造-岩性油藏。
3 开发方案部署
3.1 部署原则
①把提高经济效益作为方案设计和优选的主要目标，方案要达到较好的技术和经济指标;②方案要适应油藏地质特征，具有一定抗风险能力; ③方案实施后，在主要开发期内不需要进行大规模调整，如井网加密和细分开发层系等;
3.2 开发方案部署
A油田从上到下分馆陶组、沙一上段、沙一下段和沙二段四套层系开发，设计总井52口（老井利用1口），新钻产能井51口，其中采油井35口，单井日产油20-150t/d，新建产能106.0×104t，采油速度1.10%;新钻注水井16口，采用同步注水保持地层压力开采，注采比1.0，平均单井日注量80m3/d。
A油田总体建产开发指标预测如下：2020年产原油产量最高，达到107.6×104t，预计年产液152.0×104t，含水29.2%;以后逐年递减，最大递减为9.7%。该方案评价期为50年，至2063年，年产原油25×104t，含水96.7%，采油速度0.15%，累产油2499.60×104t。
4 开采工艺技术
4.1 开采工艺措施
①水平位移小于1000m或井深小于2500m的井设计为二开井身结构，定向井采用Ф139.7mm套管射孔完井，水平井采用Ф139.7mm套管+筛管完井;水平位移较大或井深较深的井设计为三开井身结构，悬挂Φ139.7mm尾管固井射孔完井。②受地理位置影响，采用电潜泵举升工艺技术开采，并配套变频控制系统及井下安全控制系统。③需注水补充地层能量开发，注水井投注前进行防膨处理，并在注水过程中，根据注水压力上升情况，做好周期防膨工作。④采用压裂储层改造技术。⑤ 配套生产监测系统。
4.2 地面工程建设
A油田目前地面系统建海一区人工岛一座，海二区人工岛两座，联合站等地面设施。修建海上平台2座，配套油气处理设施，所产原油拉运至联合站，所产污水就地处理后回注，并配套电力、自动化、消防等系统。建设单井集油管道，油井产出物混输至联合站处理。
作者简介：
翟广红，女，1975年3月出生，河北海兴人，汉族，工程师，2001年毕业于华东石油大学地质勘查专业，现在大港油田勘探开发研究院从事油田开发规划工作。