南海西部海域油气田开发技术进展及发展方向*

姜 平 雷 霄 王雯娟 张乔良 王庆帅 鲁瑞彬 黄焕兵

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

近年来随着中国油气对外依存度的不断攀升[1]，南海西部油田不断加大勘探开发力度，已实现连续12年稳产千万方油当量产量规模，成为中国南方重要的能源生产基地。

南海西部油气藏类型复杂多样，开发难度大，主要有海相砂岩油藏、陆相复杂断块油藏、(超)高温高压气藏、深水气藏、凝析气藏等[2-5]。不同类型油气藏开发方式各异、开发效果差异大，为南海西部油田稳产上产带来较大挑战。经过多年的开发实践，通过科技攻关、技术创新，形成了南海西部稳产上产关键技术，取得了较好的应用效果，同时进一步分析了南海西部油田未来稳产上产可能面临的新挑战、新问题，并提出对应的技术发展方向，加强相关技术储备。

1 南海西部油气田开发概况及面临挑战

南海西部油田自1986年生产第一桶油以来，经过34年的开发历程，目前面临老油气田增产挖潜、海上新领域气藏开发难度大以及海上低品位储量动用困难等问题，制约南海西部油田稳产上产。

1.1 南海西部油气田开发概况

南海西部油气田主要分布在北部湾、珠江口、莺歌海和琼东南四大盆地，其中油田主要分布在北部湾盆地的涠西南凹陷、乌石凹陷和珠江口盆地西部琼海低凸起等；气田主要分布在莺歌海盆地中央泥底辟带、琼东南盆地崖城低凸起等。

自1980年至2000年，南海西部通过积极开展对外合作、积累勘探开发技术，陆续发现了涠洲11-4、涠洲12-1、文昌13-1/2、崖城13-1、东方1-1等大型油气田；自2001年至2010年，通过在北部湾盆地积极开展滚动勘探，陆续发现了涠洲11-4N、涠洲11-2、涠洲11-1N等中型油田，极大程度上弥补了老油气田的递减趋势；2011年以来，通过勘探技术创新，陆续发现了乌石17-2油田群、东方13区高温高压气田、陵水气田群以及乐东10-1等油气田。

截至目前，南海西部油气田已建成原油生产基地2个(涠洲油田群和文昌油田群)，天然气生产基地1个(莺琼气田群)，成为中国南方重要的能源生产基地。

1.2 南海西部油气田开发面临挑战

1) 老油气田增产稳产矛盾日益突出

注水开发是南海西部油田的主要开发方式，经过30多年的开发，南海西部水驱砂岩油藏大多已进入中高含水阶段，综合含水达80%，可采储量采出程度达74%，部分老油田已进入高含水、高采出程度的“双高”开发阶段[6-7]。高含水、特高含水期剩余油分布高度分散又相对富集，受储层非均质性、断层遮挡作用影响，开发难度越来越大。“双高”油田增产稳产矛盾日益突出。

南海西部在生产气田已开发地质储量占探明地质储量的95%，可采储量采出程度约为79%，可采储量采出程度高，生产面临见水、出砂、低产低效等一系列复杂问题，开发中后期挖潜难度大。如何在开发后期对低产、低效井进行治理，延长生产周期，经济高效提高气田群采收率，达到气藏最佳开发效果，是南海西部老气田开发面临的难点和重点工作。

2) 海上新领域气藏开发难度大

近年来南海西部油田在莺琼盆地高温高压和深水等领域勘探开发取得了突破，成为了天然气能源接替的现实区，但海上在高温高压、深水气田开发方面技术要求较高，开发难度较大。

南海西部高温高压气藏具有温度高(地层温度150～220 ℃)、压力高(压力系数1.7～2.3；压力55～100 MPa)、CO2含量高(3%～73%)的“三高”特征，高温高压高CO2造成流体渗流机理认识不清、关键参数评价难度大；由于海上高温高压气藏的特殊性，其测试费用高、测试成功率低，通过测试获取气井产能难度大，影响高温高压气藏高效开发[8-11]。

南海西部深水气田群为呈条带状分布的多个独立气藏，砂体多且各砂体气藏的水体能量差异大。开发工程方案采用多套水下井口长距离串联开发，“气藏—井筒—井口—管汇—平台”多节点相互之间干扰较大，生产系统相互干扰可导致气田群无法实现均衡高效开采，且部分井区产能可能无法释放。深水气田群高效开发面临巨大挑战[12-13]。

3) 海上低品位储量动用困难

海上油田开发费用高、投资大，由于经济、技术及政策等因素的制约，南海西部大量低渗、边际小油田等低品位储量动用困难，难以形成实际产能[14]。

南海西部低渗原油探明储量占总探明储量的29.9%，探明低渗储量动用率为34.2%，动用程度低，产量贡献小，大部分储量长期难以投入开发。如何有效开发这些低渗、边际等低品位储量，对南海西部海域后续产量接替具有十分重要的意义。

2 南海西部油气田开发关键技术进展

针对海上老油气田增产挖潜、新领域气藏开发难度大以及低品位储量动用困难等问题，经过不断探索实践，形成了一系列海上油气田上产关键技术，在南海西部油田应用效果较好。

2.1 海上老油气田增产挖潜关键技术进展

2.1.1海上稀井网复杂储层构型和流动单元表征技术

针对海上井网稀疏、砂体接触关系复杂的问题，以“复合砂体”为核心，采用井震结合、多维互动的方法对强非均质性储层开展构型解剖[15]。结合构型单元类型、砂体叠置样式、渗流屏障、岩性、物性及微观参数对流动单元进行表征。利用目标建模方法模拟复合河道的分布；采用层次建模方法建立流动单元模型[16]，模拟物性分布；基于复合砂体构型，建立可精细表征复合-单砂体空间展布特征的流动单元模型(图1)。在此基础上，以储层内部动态渗流性能为主，强调渗流动用状态，并结合储层构型静态特征对储层品质进行划分，采用动静态结合的方法进行流动单元表征，表征结果与生产动态符合度高，大幅提高了剩余油分布预测的准确性。

图1 海上稀井网复杂储层构型和流动单元表征Fig .1 Complex reservoir configuration and flow unit characterization of offshore thin well pattern

2.1.2“双高”油田储层渗流参数时变规律表征技术

南海西部海相砂岩油田大多已经进入中高含水阶段，长期水驱冲刷下，油藏储层的微观孔隙结构和宏观参数发生了较大的变化。但目前常规岩心驱替实验和油藏数值模拟技术难以定量评价和表征水驱油藏开发过程中储层参数的动态变化，造成油田开发中后期剩余油分布预测精度不高。

开展岩心高倍水驱油实验，在渗流参数时变微观机理认识基础上，研究高倍驱替岩心渗透率、油水两相相渗曲线、驱油效率等参数时变规律[17-19]。结合油田生产动态特征，提出考虑含水饱和度、冲刷强度的油水相渗时变表征方法，实现了不同水驱强度下油水运动规律的动态表征(图2)。将得到的时变规律应用到油藏数值模拟中，根据每个网格的冲刷状态，实时更新时变参数，形成时变数值模拟技术，实现了渗流时变规律从实验认识、理论构建到矿场应用的跨越，大幅提高了剩余油分布预测精度。

图2 文昌13-2油田不同开发阶段相渗曲线图Fig .2 Phase permeability curve of WC13-2 oilfield in different development stages

2.1.3气田群“气藏—平台—集输”一体化降压增产技术

依据气井井口流动压力和输气压力的关系，衰竭式气田开发一般经历3个阶段，井口流动压力大于输气压力的定产量阶段、井口流动压力等于输气压力的产量递减阶段、生产末期低压小产量生产阶段。在气田开发后期，当井口压力降低，气体无法进入管线后，通过安装湿气压缩机来对井口气流进行二次加压并重新外输，可以有效增加气井的产量，延长气井的稳产期或减缓递减趋势，从而最终提高气田的采收率[20]。

南海西部气藏多已进入定压降产阶段，气田进入了递减期，近年来崖城13-1气田[21]、东方1-1气田陆续开展了降压项目研究，降压幅度较大，提高采收率效果显著。

形成的海上老油气田增产挖潜关键技术在南海西部老油气田挖潜中应用效果较好。指导了文昌、涠洲油田群4个油田9口调整井井位部署及39井次提液方案设计与实施，增油效果显著，且成功指导了文昌13-2油田综合调整，预计提高油田采收率9%。通过对南海西部在生产气田实施“气藏—平台—集输”一体化降压生产技术，南海西部气田预计累增气46×108m3，提高采收率3%～6%。

2.2 海上新领域气藏高效开发关键技术进展

2.2.1高温高压气藏区域产能评价技术

由于海上高温高压气藏的特殊性，其测试费用高、测试成功率低，通过测试获取气井产能难度大。针对南海西部高温高压高CO2气藏特征，开展区域产能预评价技术研究，重点考虑储层应力敏感效应、CO2含量、气井表皮系数等参数对产能的影响，建立南海西部区域产能预测技术。

将渗流力学与弹塑性力学相结合，基于高温高压流固耦合实验，证实应力敏感的非线性行为，形成“定性—半定量—定量”评价体系，建立靶区应力敏感方程，明确应力敏感变化规律；考虑应力敏感的动态变化，建立高温高压气藏衰竭开发过程应力-相渗时变图版。分析CO2含量对天然气偏差系数、黏度等参数的影响，基于实验数据推导建立一种适用于高中低二氧化碳含量的全范围偏差系数校正模型[22-26]。

基于高温高压气藏流体渗流实验结果，考虑“应力敏感、气水两相渗流、水溶气、凝析水”等参数动态变化,建立南海西部高温高压气藏全生命周期产能评价技术。形成南海西部区域产能预测图版(图3[11])，提高产能预测精度。

图3 南海西部高温高压气井区域产能预测图版[11]Fig .3 Regional productivity prediction chart for high temperature and high pressure gas wells in western South China Sea[11]

2.2.2深水气田群“气藏—井筒—管网”一体化技术

针对南海西部深水气田群“气藏—井筒—井口—管汇—平台”多节点相互之间干扰较大，难以实现气田群均衡高效开采问题，提出深水气田群一体化技术，应用PIPSIM软件建立各管汇的一体化管网精细模型，应用ECLIPSE和INTERSECT模拟器搭建多个气藏数值模型，并基于IAM平台搭建南海西部深水气田群“气藏—井筒—管网”多节点耦合的一体化模型，开展一体化合理开关井制度研究和一体化合理配产制度研究，形成多节点耦合一体化研究开发策略，实现气田群均衡高效开发。进一步提供从井筒到管网再到处理设备整个过程的流动保障，达到气藏、气井、管网和生产设备等整个生产网络之间的智能化管理。南海西部深水气田群一体化研究，为实现深水气田群长期高效稳产开发提供技术支撑。

图4 “气藏—井筒—管网”多节点耦合的一体化模型Fig .4 Multi node coupling integrated model of “gas reservoir-wellbore-pipeline”

形成的高温高压气藏区域产能评价技术，有效指导了东方13-2气田配产研究，建成年产能30×108m3高温高压气田。利用深水气田群气藏—井筒—管网一体化技术，指导陵水17-2深水气田群方案研究，实现高峰年产气33.9×108m3。促进了南海西部高温高压、深水新领域气田高效开发。

2.3 海上低品位储量有效开发关键技术进展

2.3.1海上低渗油藏经济有效开发技术

海上油田经济门槛高、工业开发下限难以确定，目前，主要通过“甜点”储层的开发带动低渗油田的建产，因此，海上低渗油田具有工业价值的“甜点”储层识别至关重要。在南海西部低渗气藏,创建了表征储层孔隙结构-渗流特征的评价参数预测模型，提出了融合岩心、测井、测试的储层综合分类评价方法，形成了海上低渗油藏“甜点”判别技术体系，实现了低渗未开发储量评价与动用优选。

南海西部大部分低渗透油田水体不活跃，弹性能量小，投产后压力大幅下降,产量递减快[27]，因此需要采用注水、注气的方式进行开采。立足南海西部低渗储层地质油藏特征及周边资源，通过实验评价、数值模拟等手段开展低渗油藏开发能量补充方式效果评价及优选。从水驱机理入手，开展改善水驱效果提高采收率技术研究，创建基于全流度理论的储层渗流能力表征新参数[28]，提出“低价高矿化度”改善水驱新技术与波及系数场四维表征新方法，引入海水软化技术作为注入水水源，形成海上低渗油藏有效注水开发技术体系。

通过对海上低渗油藏“甜点”储量优选、有效注水补充能量等攻关研究，形成南海西部油田低渗油藏经济有效开发技术系列。

2.3.2模式创新推动低品位储量有效开发

在低品位储量动用方面，南海西部油田不断进行技术及管理模式创新，包括企地合作新模式、可移动式井口平台租赁开发模式、水下生产系统维修再利用模式等，推动高凝、低渗、小规模等边际油气田有效开发。

海上低品位储量有效开发关键技术成功推动南海西部低品位储量滚动建产。该技术应用于涠洲12-2、涠洲6-13南块以及乌石17-2等油田前期开发方案编制及方案优化中，方案优化80井次，实施开发井40口，已建产规模超100×104m3。通过模式创新，企地合作，加快乌石新区建产，预计推动乌石油田群开发可新增建产规模150×104m3；利用移动式平台、租赁共担风险，推动涠洲5-7等小规模油田开发。

3 南海西部油气田开发技术发展方向

开发实践表明，已建立的海上油气田上产关键技术系列，在南海西部油气田推广应用较好，改善了在生产油气田的开发效果。我国海上油田开发的实践历程充分证明，提高采收率技术的不断进步是实现老油气田可持续开发、复杂难采油气田有效动用的根本动力和攻坚利器。南海西部油田在老油气田提高采收率、超高温高压低渗气藏有效开发等方面仍面临较大挑战，需要发展新的技术，支撑南海西部油田稳产上产。

3.1 老油气田提高采收率技术发展方向

3.1.1“双高”水驱油田提高采收率油藏表征技术

南海西部在高含水、高采出程度的“双高”油田形成了以复杂储层构型、水驱油藏渗流参数时变表征等为核心的增产挖潜关键技术，但在复杂储层非均质性描述、海上时移地震监测及水驱油藏渗流参数时变数值模拟技术等方面仍需进一步攻关，精细描述剩余油分布规律，提高老油田采收率。

大力发展“双高”水驱油田提高采收率油藏表征技术，通过分层次、多学科结合进行不同尺度砂体精细描述，建立非均质性表征参数的井间预测方法，提高非均质性动态认识的深度与精度。通过研究油藏不同开发时期采集的地震数据差异，结合常规油藏监测数据，分析储层流体、压力等动态参数变化的信息，寻找剩余油分布。利用微观可视化驱油及宏观驱替实验，准确认识剩余油赋存状态及控制因素，并建立渗流参数动态规律定量表征方法，形成微观驱油数值模拟与大型时变数值模拟技术，精细表征油水渗流能力动态变化。最终结合高精度非均质性描述、时移地震、时变数模等技术，形成“双高”水驱油田提高采收率油藏表征技术体系，提高剩余油分布预测精度，实现高含水期精准调整与挖潜，提高油田采收率。

3.1.2气驱提高采收率技术

海上部分水驱油藏进入特高含水期后，注水无效循环加剧，对油田控含水、控递减工作造成极大困难，直接影响油田的注水效果及经济效益。同时海上部分低渗、复杂断块油藏，注水开发效果差，亟需寻求新的开发方式，提高开发效果。南海西部在无效循环加剧的高含水及注水开发效果差的低渗复杂断块油藏开发仍面临较大挑战。

南海西部油田开展了注气开发矿场试验，立足已有注气开发实践，进一步开展注气驱流体、渗流、注气方式以及驱油效率等实验，研究气驱过程油气藏流体、储层物性及渗流参数的动态变化规律，明确不同注气方式提高采收率机理及其主控因素。形成海上油藏注气提高采收率筛选标准，建立气驱提高采收率技术体系，实现高含水期油藏提高采收率及低渗复杂断块油藏经济有效规模开发。

3.1.3复杂气田提高采收率技术

南海西部海域在海上大气田的开发已经积累了20多年的经验，取得了以产能评价、动储量分析、降压生产等为核心的增产挖潜关键技术。但随着开发生产的进行也将面临剩余气分布认识不清、低产低效井问题日益突出等挑战。

针对复杂气田提高采收率所面临的挑战，全面盘点梳理气田潜力，分类制定挖潜及提高采收率对策，重点攻关气藏流固耦合渗流、剩余气分布规律研究，研发南海西部气田开发后期稳产工艺技术，最终建立南海西部在生产气田提高采收率技术体系，达到气藏最佳开发效果，经济高效提高气田采收率。

3.2 超高温高压低渗气藏有效开发技术发展方向

南海西部海域是海上高温高压气藏的主要分布区，经过多年技术攻关，形成了以高温高压气藏储层非均质精细表征技术、高温高压气藏产能及动储量评价技术为核心的高温高压气藏开发技术系列，并有效指导了东方气田群高温高压气藏的开发，积累了宝贵的开发经验。但在温度大于200 ℃、压力系数大于2.0的乐东10区超高温高压低渗气藏有效开发方面仍面临较大挑战。

针对南海西部乐东10区超高温高压低渗气藏地质油藏特征，开展储层质量评价与甜点分布预测研究，攻关超高温高压低渗气藏流体、渗流机理实验，建立超高温高压气藏产能及动储量综合评价技术，形成超高温高压低渗气藏有效开发技术体系，推动乐东10区超高温高压低渗气藏试验开发。

4 结束语

依托南海西部油气田开发实践，针对老油气田增产挖潜、海上新领域气藏开发难度大以及海上低品位储量动用困难等问题，开展了技术攻关，形成了以老油气田增产挖潜、新领域高效开发以及低品位储量有效动用为核心的南海西部油气田上产关键技术系列，推动南海西部油气田稳产上产。

随着开发的持续深入，南海西部油田在老油气田提高采收率、超高温高压低渗气藏有效开发方面仍面临诸多挑战，深入分析不同类型油气藏开发面临的问题挑战，深入研究对应的技术系列，加强相关技术储备，为南海西部油田高效开发及提高采收率奠定坚实技术基础。