海上三低油田開發難點及有效開發策略分析

梁 丹 ，康曉東 ，何春百 ，王旭東

（1. 海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京100028；2. 中海油研究總院有限責任公司，北京100028）

海上三低油田定義為低孔隙度、低滲透率和低單儲系數油田，其中低滲是主要因素。隨著海上油田開發力度的加大，越來越多的優質儲量已被動用，未開發儲量中的低品位、難采儲量越來越多。受環境制約、經濟成本和技術條件限制，海上三低油田的開發面臨著技術不成熟、采收率低、進展緩慢等難題。據不完全統計，海上三低油田探明地質儲量1.92×108m3，動用儲量 0.88×108m3，預測采收率8%，遠低于全國同類油藏平均水平的20%，尚未達到規?；陀行ч_發的階段[1]。為此，本文在總結分析海上三低油田開發過程中面臨難點的基礎上，有針對性地提出合理的增產技術對策，對增加三低油田動用儲量和提高三低油田開發效果具有重要意義。

1 海上三低油田地質油藏特征

海上三低油田主要分布在渤海、南海西部和南海東部地區，根據資料統計分析，海上三低油田的地質油藏特征主要體現在以下幾個方面：

（1）儲層成因多樣。主要分為兩類：第一類為海相砂巖，整體表現為構造簡單，一般為背斜，儲層平面分布穩定、連通性好、水體大、天然能量足，為多油水系統；第二類為陸相砂巖，構造一般較復雜，為斷塊或復雜斷塊油田，天然能量不足，油水系統復雜。

（2）油藏埋深大，儲量豐度低。除文昌油田群的三低油田埋深較淺（1 000～1 400 m）外，其他三低油田埋深大于2 500 m，平均埋深達3 087 m，大部分屬中深層、深層油藏；儲量豐度最高 307×104t/km2，最低73×104t/km2，大部分低于220×104t/km2。

（3）儲層物性差，孔隙度和滲透率低，陸相儲層非均質性強。根據9個海上三低油田211塊樣品統計分析，平均孔隙度16.2%，最大孔隙度30.1%，最小孔隙度2.1%；滲透率（50～100）×10-3μm2的樣品占 14.7%，（10～50）×10-3μm2的占 21.79%，小于10×10-3μm2的占63.51%。

（4）孔喉細小、溶蝕孔發育。平均喉道半徑一般小于 4 μm，孔隙以粒間孔隙為主，原生粒間孔隙和次生粒間孔隙都發育。

（5）地飽壓差大，地層溫度高。海上大部分三低油田為正常壓力系統，但仍有部分三低油藏屬于異常高壓系統，原始地層壓力高達50 MPa，壓力系數 1.33，地飽壓差大。地層溫度為 95 ℃～140 ℃，其中WZ油田的地溫梯度達4.33 ℃/100 m。

（6）束縛水飽和度和殘余油飽和度較高。束縛水飽和度為30%～50%，平均42.3%；殘余油飽和度為20%～40%，平均30.7%。

（7）地層原油黏度低、密度小。地層原油黏度為 0.34～1.44 mPa·s，密度為 0.622～0.772 g/cm3。

2 開發特征及難點

目前，海上動用的三低油田滲透率主要為10×10-3～50×10-3μm2[2]，結合地質油藏特征，總結出已開發油田的生產特征和開發過程中存在的難點，主要有以下幾方面：

（1）大井距開發，注采井網不完善，難以建立有效的驅動體系，儲量動用難度大。海上油田開發成本高，常采用“少井高產”策略，井距大（一般為300～600 m），且多為不規則井網，井網不完善，部分區塊僅有1～2口井生產。低滲儲層存在滲流啟動壓力梯度，滲流阻力大，難以建立有效的驅動體系，致使注水井井底壓力高，面臨注不進采不出的困難，儲量動用難度大。

（2）層系劃分粗，定向井大段合采，層間干擾大。海上已探明開發的低滲透儲量多為砂泥巖互層的陸相沉積，儲層物性差，油層較薄，如WZ油田A井L3段的小層多達15層，單層厚0.7～4.4 m，平均厚度2.0 m。為了保證油井具有一定的產能，一般采取多個油層合采，但層間物性差異大，影響部分小層產能發揮，同時也加大了這部分儲量有效動用的難度。

（3）地層能量補充不足，穩產期短，地層壓力和產量下降快。海上開發井少、注水井更少，主要采用依靠天然能量的衰竭開發方式，或先衰竭后注水的開發方式。由于儲層巖性復雜、單砂體規模小、連通性差，天然開采方式進一步加劇了注采不平衡的矛盾，導致地層壓力下降比較快、油田穩產期短、產量遞減率大。如南海西部WC15與WC13油田，穩產期為1年左右，月遞減率為2.38%～2.68%；BZ25油田基本沒有穩產期，初期月遞減率達4.28%，生產層位 1和 2在開發一年后，地層壓力分別下降 10 MPa、7 MPa（圖 1）。

圖1 BZ25油田地層壓力隨生產時間的變化特征

（4）地質油藏特征影響油田開發效果。除了油藏的構造、沉積特征對油田的開發效果有影響外，在相同滲透率條件下，儲層的孔喉結構、喉道大小、儲層分布、礦物成份等差異，也會造成不同的開發效果。如A油田和B油田的滲透率相近，但喉道半徑分布不一樣。從圖2中可以看出，A油田對滲透率起主要貢獻的喉道半徑分布范圍寬，沒有明顯峰值，呈一個較寬的拱背形。雖然滲透率幾乎相同，但A油田比B油田開發難度小、開發效果好。

圖2 A油田和B油田喉道半徑對滲透率貢獻對比曲線

（5）油井見水后，采油采液指數下降快，提液難度大。低滲油田地下原油黏度較小，油水黏度比較低，油井見水后產液量急劇下降。從BN油田無因次采液采油指數曲線（圖3）可以看出，含水達70%后，無因次采液指數開始上升，但恢復幅度較低。因此，低滲透、低黏度油藏在開發過程中應盡量延長無水采油期和低含水期，以提高油田的開發效果。

圖3 BN油田無因次采液（采油）指數隨含水變化曲線

3 有效開發策略分析

陸上低滲透油田開發已形成配套的成熟技術[3-5]，但海上三低油田的開發成本和投資遠高于陸上油田，要實現海上三低油田的有效開發，現有的成熟技術不能直接套用，需要結合海上油田特點和面臨的難題，提出適用于海上三低油田的開發思路和技術策略。

3.1 推廣長水平井和多分支井技術

在地質認識、油藏描述清楚的基礎上，盡量采用水平井或多分支井開發，擴大單井泄油面積，降低生產壓差，大幅度提高單井產能，增加單井控制儲量和可采儲量，降低操作成本，提高油田開發綜合效益。水平井還起到溝通不連通砂體、減輕底水錐進對生產影響的作用[6]。目前海上逐步應用長水平井、多分支井開發低滲油田，通過設計多靶點、鉆遇有利部位提高產能。如W油田的直井測試，產油量僅為6.5 m3/d，采油指數為4.3 m3/( MPa·d·m)；若采用直徑為88.9 mm 的水平井，水平段長1 200 m，預測采油指數為34.8 m3/( MPa·d·m)，產能提高了7倍（圖4）。

圖4 水平井的水平段長度與采油指數關系

3.2 應用壓裂技術改造儲層物性

壓裂是低滲油藏獲得經濟高效開發的重要手段[7，8]。海上油田平臺空間有限，壓裂成本高，目前低滲油田主要通過單井壓裂進行局部改造。BZ油田對5口定向井進行了壓裂，4口井初期產能得到顯著提高，A20井初期產能高達390 m3/d，采油指數達4.73 m3/( MPa·d·m)，壓裂井初期產能是周邊常規射孔井的2～6倍（圖5）。

圖5 BZ油田壓裂井與周邊評價井的初期產油指數對比

單井壓裂在一定程度上提高了油井的產能，但對于整個油田來說，整體壓裂改造才是今后海上低滲油田開發的主要方向。WZ油田整體壓裂研究表明，壓裂可以提高采收率為1%～2%，單井平均增油1×104～2×104m3。要保持壓裂后的裂縫有效期長、減緩裂縫閉合的速度，必須將壓裂與注水、開發井網布置結合，如可以在裂縫系統的主展布發育方向適當延長注采井距，從而獲得較好的開發效果和經濟效益。

3.3 適時注水

海上注水成本高，因此要針對不同類型的低滲油田采取不同的注水開發模式[9-11]。對于低壓或常壓油藏，可考慮超前或早期注水，保持地層壓力，降低壓敏效應的傷害。對于地層能量充足的高壓油藏，建議初期進行衰竭開發以延長油井的無水采油期，后期適時注水補充地層能量。圖6為海上低滲E油田不同注水時機下油田開發效果對比，可以看出，注水后油田采收率大幅度提高，而且注水越早，油田地層能量保持越好、采收率越高。

圖6 不同注水時機開發效果對比

3.4 做好儲層保護

海上低滲透油層孔喉半徑小，而且一般含泥質較多，在鉆井和注水開發過程中容易受到污染和損害。對于注水井來說，儲層中黏土礦物的膨脹和水質不配伍等因素，容易使儲層吸水指數下降，致使注水井壓力上升較快，在注水井周圍形成高壓區，降低了有效注水壓差，遞減了注水量。因此要特別重視從鉆井到生產全過程油層保護，減少油層傷害，提高注水能力和產油能力。

4 結論

（1）海上三低油田成因復雜、油藏埋深大、儲量豐度低，大部分油田儲層物性差、非均質性強；受開發成本和海上平臺環境的限制，在開發過程中多采用定向井多層合采、不規則井網、大井距和衰竭開發為主的“少井高產、高速開發”模式；面臨層間干擾大、注采井網不完善，難以建立有效驅動體系，地層能量補充不足，地層壓力和產量下降快等主要難題。

（2）為提高海上三低油田的單井產能和采收率，建議將陸上低滲透油田的成熟技術與海上開發條件相結合：推廣長水平井、多分支井技術，提高儲層的連通性和單井產能；考慮將單井壓裂、整體壓裂與注水進行有機結合；優化不同地層能量級別油藏的注水時機，實施合理的注水開發模式；注重全過程儲層保護，降低污染傷害。