海上底水油田高效开发的技术对策——以海上X油田为例

宋春华，景凤江，何贤科 （中海石油 （中国）有限公司上海分公司，上海200030）

1 油田地质与开发简况

X油田位于中国海域，为长轴背斜、断背斜构造，含油层系为古近系渐新统，油藏埋深2300～2850m，共分为8个油组，其中主力油组有4个。主力油藏单砂层厚度40～106m，油层平均厚度6～12m；储层物性好，孔隙度15%～30%，渗透率100～1000mD。油藏以块状底水油藏为主，其次为受岩性影响的层状边水油藏。原油品质好，密度低、黏度小，地面原油相对密度0.754～0.790g/cm3，黏度0.87～1.62mPa·s，为典型的轻质油。

X油田于1998年投入开发，开发初期根据开发方案部署6口开发井 （水平井1口，定向井5口，其中1口定向井因落空改为气井），采用不规则井网开发。油田高峰期年产油70×104m3。截至2011年12月底，油田共有11口开发井，油藏采出程度42.5%，综合含水96%。

2 高效开发技术对策

2.1 高速高效的开采策略

海上油田开发的最大困难，是如何在技术上适应海上复杂多变的海况、气象条件，以保证设施和人员的安全，从而保证油田的正常生产。X油田所处海域，每年6～10月为台风活动期，同时受海上平台空间的制约，要求各种设施体积小、精度高，油田的生产作业需快速优质高效进行[1，2]。

X油田具备高速开发的地质条件：①长轴背斜、断背斜构造，油田构造相对小而且简单，主力油藏储层厚度40～106m，分布稳定，连通性好；②储层物性好；③油藏具活跃的边底水天然能量，产能旺盛，油品性质好。

根据X油田地质特征和海上油田生产特点，在开发方案设计中大胆引用了高速开采的理念，ODP（油气田总体开发方案）设计采油井6口，初期采用自喷开采，后期转为电潜泵举升，高峰期采油速度6%～7%，开采期10年，最终原油采出程度36.3%。

X油田于1998年11月正式投产，在开发的前4年，采油速度均保持5%以上 （图1），主力层如E2、E3、E63采油速度甚至达到9%～11%。在高速开发过程中，油藏压降小、弹性差率大，这也显示了其具有充足的天然能量。截至2011年12月底，油藏采出程度42.5%，已超出ODP方案设计6.2个百分点，目前仍正常生产。该油田已于2003年收回全部投资，从油田建设到回收投资仅经历了10年时间，而从投产到收回投资仅经历了5年时间，体现了海上油田少井、高速、高效的开发特点。

图1 X油田年采油速度及产油量和综合含水图

2.2 水平井与定向井相结合的布井方式

X油田含油层位纵向上分布在多个油藏 （E2～E8），各层地质特征和储量差异比较明显 （表1）。例如，主力层E23＋4、E63为块状底水油藏，油层碾平厚度分别为10.6m和12.5m，位于构造高部位的生产井钻遇油层厚度在20m左右，地质储量分别占总地质储量的36.7%和19.5%；E32层为层状边水油藏，油层平均厚度5.0m；E34、E72＋3、E82、E83层为底水油藏，砂层厚度80～100m，但油层厚度较小，为5～7m，呈典型的 “油帽子”；E62层则为受岩性控制的边水油藏，油层平均厚度10m左右。在开发过程中，根据油藏特征，采取了定向井与水平井相结合的布井方式开发主力油藏，不但提高了采油速度，减缓了含水上升速度，而且取得了良好的开发效果。

表1 X油田主要产层地质特征表

X油田ODP方案设计部署6口生产井，均为定向井，按两套层系分别开采E2～E3和E6～E7油层组，其中南区以E2、E3油层组为主，共设计3口生产井；E63、E7油层设计1口生产井；北区E62层设计2口生产井。

在方案实施过程中，加强了钻前井位优化和随钻跟踪研究，结合油藏数值模拟等多种技术手段，为改善开发效果，针对不同的油藏地质特征重新优化井型和井位。实施过程中，将ODP设计的6口定向井调整为2口水平井和4口定向井 （表2）。在随后的开发调整井设计中，也采取了水平井与定向井相结合的方式，到2011年底，11口井中，有7口定向井，4口水平井。

表2 X油田ODP设计与开发实施开发井井型调整对比表

主力油藏E23＋4、E63油层厚度大，底水能量活跃，为了提高采油速度，采用以水平开发为主；其他次主力油藏考虑到油层厚度相对较小，则采用定向井开发，且先期多采用单采，后期调整为单采与多层合采相结合，可以增加出油点，提高采油速度。

以E23＋4油藏为例，该油藏在南北各部署1口水平井 （即K3井、K7井），其中南部K3井水平段长度387m，北部K7井水平段长度为268m，水平井段尽量沿油层构造顶部钻进，这样既满足较高的采油速度，又能有效控制底水锥进；另外，储量仅次于E23＋4油藏的E63油藏也钻了1口水平井 （即K8井），水平段长度273m。这3口水平井发挥了高产优势，K3井初期日产量达到1250m3，占当时油田日产量的1/3～1/2，无水产油期达到274d；K7井、K8井初期日产量分别达到了560m3和800m3，分别占到当时油产量的1/3和1/4，为油田高速开采发挥了重要作用。就以水平井开发为主的E23＋4油藏而言，K3井、K7井2口水平井，至2011年底，累计产油133.6×104m3，采出程度34.8%。

2.3 单采与合采相结合的开采模式

X油田的地质特征具有如下特点：① 构造相对简单，含油范围内无断层，为一完整的背斜构造，主力油藏储层分布稳定，储层岩性以细～中粒砂岩为主；②泥质胶结为主，生产无需防砂完井；③主力油层储量集中，E23＋4、E32、E62、E63等4个油藏占油田原始地质储量的88%，如果加上E34、E72＋3两个次要油藏，则占原始地质储量的97%，主力油层均有较高产能，单层具有独立生产能力；④原油性质好，且主力层之间原油性质相近；⑤各主力层之间均有一定厚度且稳定分布的隔层，各油藏具各自独立的油水界面，且为正常的压力系统。

根据油藏地质特征，ODP设计采用2套层系进行开发，上层系为E2～E3，下层系为E6～E7，其他次要层，留待开发中后期动用。早期按主力油层分别布井，细分层系开采，充分发挥单油层的高产作用；生产期分为单层单采、选择性层系合采和跨层系混采等3个阶段 （表3）。

1）第1阶段为 “单层开采” 投产初期以E2、E3和E6等3个主力油藏为中心，分层独立开采，避免相互干扰，充分发挥单层在没有干扰下的生产能力，加强对油藏特征的认识，进一步了解分层水驱能量、层间差异与油水运动规律以及生产能力和原油性质。

2）第2阶段为 “选择性层系合采” 加密和完善开发井网，保持各层的高速开采，同时采用补孔方法增加各层生产井点或互换生产层位，利用滑套工艺，对低效井和高含水井实施补孔上返，例如K2井补孔E2、E3，K8井上返E32。

表3 X油田单井开采层位分阶段变化表

3）第3阶段为 “跨层系混采” 在继续对主力层挖潜的同时，通过对主力层剩余油饱和度较高的井区以及次要层储层物性相对较好的井区钻调整井或者进行补孔，以强采主力层，并提高次要层的动用程度。以E8油藏为例，该油藏地质储量约10×104m3，早期一直未生产，在第3阶段通过钻调整井K9井予以动用。2004年2月投产初期自喷生产日产油115m3；后通过补射E72＋3层，充分动用E72＋3油藏构造北部剩余油，两层合采初期日产油达到290m3，生产2年后，为了增加出油点，又补射E63、E61、E34，5个油层同时合采至今，取得良好的开采效果。

2.4 自喷与多样化人工举升相结合的采油工艺

电泵举升的最大优点是提液量大，但易受出砂影响，同时检修时间长、费用高，影响生产时率和增加生产成本[3]。气举比较适合于大斜度井、生产层比较薄、易出的砂井，但提液量有限。在油田开发中后期，提液往往成为提高采收率的重要措施[3]。但对于薄层，随着含水上升产液量不断加大而导致生产压差过大，油井更容易 “激动”从而影响正常生产，因此电泵大排量优势有时无法发挥。

基于X油田 “上油下气”的特点 （上部2300～2850m井段为油藏，下部2900～3600m为气藏，油气分两套井网分别开采），气举的先天有利条件是下部气藏可作为气举气源，通过气举与电泵相结合的举升工艺试验，不断创新和完善，实现了在国内首家采用电泵与气举同时在一口油井应用的人工举升工艺。

根据油藏不同阶段、不同生产层位的生产特点，建立了6种采油工艺模式。①自喷模式：油藏开发初期，生产能力旺盛，基本为无水开采，采用自喷开采。②电泵模式：油藏开采一段时期后，由于边底水的锥进，出现带水出水生产，此时自喷不足以维持正常生产，需要通过增大排液量提高单井产量。电潜泵适合于水平井、生产层供液能力强的定向井，例如K1井、K2井定向井，K3井、K7井水平井。③先气举后电泵模式：先期通过自喷和采用一级分离器气举生产，到含水达到70%～80%后，再采用电泵生产，例如KK5井。④气举诱喷模式：由于地层能量衰减或边底水锥进，开发中后期的调整井投产即出现油井含水，自喷生产能力差，利用较少气量 （日注气1.5×104m3左右）就可以保持油井自喷生产。同时对于自喷井由于某种原因停产后恢复生产时，需要通过诱喷恢复生产。⑤气举＋电泵组合模式：通过同时下电泵和气举工作筒，电泵出现故障可以采用一级分离器天然气进行气举生产，提高生产时效。统计表明，该模式可以提高油井生产时率10%，并大幅降低作业成本。⑥临时气举模式：电泵故障停产且已无法自喷，通过气井直接气举恢复生产[4]。

X油田11口生产井中，早期采用自喷、中后期以电泵生产为主的有6口井 （K1井、K2井、K3井、K5井、K7井）；早期自喷、中后期以气举生产为主的有4口 （KK5井、K9井、K10井、K11井）；早期自喷、中后期气举＋电泵组合气举生产的井为1口 （K8井）。此外，K1井、K2井、K7井井筒也已下入Y型电泵气举生产管柱。

3 结 语

X油田13年的开发实践表明，针对海上油田特有的工况条件和地质特征制定的开发技术对策，已取得了良好的开发效果，实现了高速高效开采。油田高峰年采油速度达到6%以上，油田累计产油量和采收率均超过ODP设计指标，投产5年即收回全部投资。至2011年12月底，原油采出程度达42.5%，超过ODP设计6.2个百分点，开采年限已超过ODP设计的10年，目前生产正常，预计在采取一系列的调整挖潜措施后，X油田最终采收率可达到48%。X油田在取得良好的开发效果和经济效益的同时，通过油田开发生产实践，在油田开发技术、开发策略方面探索出一套海上底水油田开发经验，对类似油田的开发具有一定的指导意义。

[1]《中国油气田开发若干问题的回顾与思考》编写组 .中国油气田开发若干问题的回顾与思考 [M].北京：石油工业出版社，2003.

[2]翟龙生 .海上油田优质高速开发实践 [J].中国海上油气 （地质），2002，16（3）：153～159.

[3]王元基 .水平井油田开发技术文集 [M].北京：石油工业出版社，2010.