海上三低油田开发难点及有效开发策略分析

梁 丹 ，康晓东 ，何春百 ，王旭东

（1. 海洋石油高效开发国家重点实验室，北京100028；2. 中海油研究总院有限责任公司，北京100028）

海上三低油田定义为低孔隙度、低渗透率和低单储系数油田，其中低渗是主要因素。随着海上油田开发力度的加大，越来越多的优质储量已被动用，未开发储量中的低品位、难采储量越来越多。受环境制约、经济成本和技术条件限制，海上三低油田的开发面临着技术不成熟、采收率低、进展缓慢等难题。据不完全统计，海上三低油田探明地质储量1.92×108m3，动用储量 0.88×108m3，预测采收率8%，远低于全国同类油藏平均水平的20%，尚未达到规模化和有效开发的阶段[1]。为此，本文在总结分析海上三低油田开发过程中面临难点的基础上，有针对性地提出合理的增产技术对策，对增加三低油田动用储量和提高三低油田开发效果具有重要意义。

1 海上三低油田地质油藏特征

海上三低油田主要分布在渤海、南海西部和南海东部地区，根据资料统计分析，海上三低油田的地质油藏特征主要体现在以下几个方面：

（1）储层成因多样。主要分为两类：第一类为海相砂岩，整体表现为构造简单，一般为背斜，储层平面分布稳定、连通性好、水体大、天然能量足，为多油水系统；第二类为陆相砂岩，构造一般较复杂，为断块或复杂断块油田，天然能量不足，油水系统复杂。

（2）油藏埋深大，储量丰度低。除文昌油田群的三低油田埋深较浅（1 000～1 400 m）外，其他三低油田埋深大于2 500 m，平均埋深达3 087 m，大部分属中深层、深层油藏；储量丰度最高 307×104t/km2，最低73×104t/km2，大部分低于220×104t/km2。

（3）储层物性差，孔隙度和渗透率低，陆相储层非均质性强。根据9个海上三低油田211块样品统计分析，平均孔隙度16.2%，最大孔隙度30.1%，最小孔隙度2.1%；渗透率（50～100）×10-3μm2的样品占 14.7%，（10～50）×10-3μm2的占 21.79%，小于10×10-3μm2的占63.51%。

（4）孔喉细小、溶蚀孔发育。平均喉道半径一般小于 4 μm，孔隙以粒间孔隙为主，原生粒间孔隙和次生粒间孔隙都发育。

（5）地饱压差大，地层温度高。海上大部分三低油田为正常压力系统，但仍有部分三低油藏属于异常高压系统，原始地层压力高达50 MPa，压力系数 1.33，地饱压差大。地层温度为 95 ℃～140 ℃，其中WZ油田的地温梯度达4.33 ℃/100 m。

（6）束缚水饱和度和残余油饱和度较高。束缚水饱和度为30%～50%，平均42.3%；残余油饱和度为20%～40%，平均30.7%。

（7）地层原油黏度低、密度小。地层原油黏度为 0.34～1.44 mPa·s，密度为 0.622～0.772 g/cm3。

2 开发特征及难点

目前，海上动用的三低油田渗透率主要为10×10-3～50×10-3μm2[2]，结合地质油藏特征，总结出已开发油田的生产特征和开发过程中存在的难点，主要有以下几方面：

（1）大井距开发，注采井网不完善，难以建立有效的驱动体系，储量动用难度大。海上油田开发成本高，常采用“少井高产”策略，井距大（一般为300～600 m），且多为不规则井网，井网不完善，部分区块仅有1～2口井生产。低渗储层存在渗流启动压力梯度，渗流阻力大，难以建立有效的驱动体系，致使注水井井底压力高，面临注不进采不出的困难，储量动用难度大。

（2）层系划分粗，定向井大段合采，层间干扰大。海上已探明开发的低渗透储量多为砂泥岩互层的陆相沉积，储层物性差，油层较薄，如WZ油田A井L3段的小层多达15层，单层厚0.7～4.4 m，平均厚度2.0 m。为了保证油井具有一定的产能，一般采取多个油层合采，但层间物性差异大，影响部分小层产能发挥，同时也加大了这部分储量有效动用的难度。

（3）地层能量补充不足，稳产期短，地层压力和产量下降快。海上开发井少、注水井更少，主要采用依靠天然能量的衰竭开发方式，或先衰竭后注水的开发方式。由于储层岩性复杂、单砂体规模小、连通性差，天然开采方式进一步加剧了注采不平衡的矛盾，导致地层压力下降比较快、油田稳产期短、产量递减率大。如南海西部WC15与WC13油田，稳产期为1年左右，月递减率为2.38%～2.68%；BZ25油田基本没有稳产期，初期月递减率达4.28%，生产层位 1和 2在开发一年后，地层压力分别下降 10 MPa、7 MPa（图 1）。

图1 BZ25油田地层压力随生产时间的变化特征

（4）地质油藏特征影响油田开发效果。除了油藏的构造、沉积特征对油田的开发效果有影响外，在相同渗透率条件下，储层的孔喉结构、喉道大小、储层分布、矿物成份等差异，也会造成不同的开发效果。如A油田和B油田的渗透率相近，但喉道半径分布不一样。从图2中可以看出，A油田对渗透率起主要贡献的喉道半径分布范围宽，没有明显峰值，呈一个较宽的拱背形。虽然渗透率几乎相同，但A油田比B油田开发难度小、开发效果好。

图2 A油田和B油田喉道半径对渗透率贡献对比曲线

（5）油井见水后，采油采液指数下降快，提液难度大。低渗油田地下原油黏度较小，油水黏度比较低，油井见水后产液量急剧下降。从BN油田无因次采液采油指数曲线（图3）可以看出，含水达70%后，无因次采液指数开始上升，但恢复幅度较低。因此，低渗透、低黏度油藏在开发过程中应尽量延长无水采油期和低含水期，以提高油田的开发效果。

图3 BN油田无因次采液（采油）指数随含水变化曲线

3 有效开发策略分析

陆上低渗透油田开发已形成配套的成熟技术[3-5]，但海上三低油田的开发成本和投资远高于陆上油田，要实现海上三低油田的有效开发，现有的成熟技术不能直接套用，需要结合海上油田特点和面临的难题，提出适用于海上三低油田的开发思路和技术策略。

3.1 推广长水平井和多分支井技术

在地质认识、油藏描述清楚的基础上，尽量采用水平井或多分支井开发，扩大单井泄油面积，降低生产压差，大幅度提高单井产能，增加单井控制储量和可采储量，降低操作成本，提高油田开发综合效益。水平井还起到沟通不连通砂体、减轻底水锥进对生产影响的作用[6]。目前海上逐步应用长水平井、多分支井开发低渗油田，通过设计多靶点、钻遇有利部位提高产能。如W油田的直井测试，产油量仅为6.5 m3/d，采油指数为4.3 m3/( MPa·d·m)；若采用直径为88.9 mm 的水平井，水平段长1 200 m，预测采油指数为34.8 m3/( MPa·d·m)，产能提高了7倍（图4）。

图4 水平井的水平段长度与采油指数关系

3.2 应用压裂技术改造储层物性

压裂是低渗油藏获得经济高效开发的重要手段[7，8]。海上油田平台空间有限，压裂成本高，目前低渗油田主要通过单井压裂进行局部改造。BZ油田对5口定向井进行了压裂，4口井初期产能得到显著提高，A20井初期产能高达390 m3/d，采油指数达4.73 m3/( MPa·d·m)，压裂井初期产能是周边常规射孔井的2～6倍（图5）。

图5 BZ油田压裂井与周边评价井的初期产油指数对比

单井压裂在一定程度上提高了油井的产能，但对于整个油田来说，整体压裂改造才是今后海上低渗油田开发的主要方向。WZ油田整体压裂研究表明，压裂可以提高采收率为1%～2%，单井平均增油1×104～2×104m3。要保持压裂后的裂缝有效期长、减缓裂缝闭合的速度，必须将压裂与注水、开发井网布置结合，如可以在裂缝系统的主展布发育方向适当延长注采井距，从而获得较好的开发效果和经济效益。

3.3 适时注水

海上注水成本高，因此要针对不同类型的低渗油田采取不同的注水开发模式[9-11]。对于低压或常压油藏，可考虑超前或早期注水，保持地层压力，降低压敏效应的伤害。对于地层能量充足的高压油藏，建议初期进行衰竭开发以延长油井的无水采油期，后期适时注水补充地层能量。图6为海上低渗E油田不同注水时机下油田开发效果对比，可以看出，注水后油田采收率大幅度提高，而且注水越早，油田地层能量保持越好、采收率越高。

图6 不同注水时机开发效果对比

3.4 做好储层保护

海上低渗透油层孔喉半径小，而且一般含泥质较多，在钻井和注水开发过程中容易受到污染和损害。对于注水井来说，储层中黏土矿物的膨胀和水质不配伍等因素，容易使储层吸水指数下降，致使注水井压力上升较快，在注水井周围形成高压区，降低了有效注水压差，递减了注水量。因此要特别重视从钻井到生产全过程油层保护，减少油层伤害，提高注水能力和产油能力。

4 结论

（1）海上三低油田成因复杂、油藏埋深大、储量丰度低，大部分油田储层物性差、非均质性强；受开发成本和海上平台环境的限制，在开发过程中多采用定向井多层合采、不规则井网、大井距和衰竭开发为主的“少井高产、高速开发”模式；面临层间干扰大、注采井网不完善，难以建立有效驱动体系，地层能量补充不足，地层压力和产量下降快等主要难题。

（2）为提高海上三低油田的单井产能和采收率，建议将陆上低渗透油田的成熟技术与海上开发条件相结合：推广长水平井、多分支井技术，提高储层的连通性和单井产能；考虑将单井压裂、整体压裂与注水进行有机结合；优化不同地层能量级别油藏的注水时机，实施合理的注水开发模式；注重全过程储层保护，降低污染伤害。