鄒信波 羅東紅 許慶華 李彥平 楊 光 曹 琴 羅孟鳳

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司深圳分公司； 2.CACT作業(yè)者集團(tuán)）

海上特高含水老油田挖潛策略與措施
——以珠江口盆地陸豐凹陷LFD13－1油田為例

鄒信波1羅東紅1許慶華1李彥平2楊 光1曹 琴1羅孟鳳1

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司深圳分公司； 2.CACT作業(yè)者集團(tuán)）

珠江口盆地大部分油田已進(jìn)入特高含水開(kāi)發(fā)后期，綜合含水率高，采油速度下降，剩余油分布零散，加密井網(wǎng)難度大，需要探索新的開(kāi)發(fā)策略和工藝技術(shù)以實(shí)現(xiàn)油田的可持續(xù)開(kāi)發(fā)。以陸豐凹陷LFD13－1油田為例，總結(jié)了海上特高含水老油田挖潛策略和措施：通過(guò)“縱向上層系轉(zhuǎn)移”提高整個(gè)塊狀油砂體的垂向波及效率；通過(guò)非均勻井網(wǎng)加密開(kāi)采分布零散的剩余油；通過(guò)水平分支井及MRC技術(shù)增大油井泄油面積、增強(qiáng)橫向?qū)Я髂芰?；通過(guò)自流注水補(bǔ)充地層能量方式建立有效注采系統(tǒng)提高單井產(chǎn)能；加大沖洗強(qiáng)度，通過(guò)換大泵提液等措施進(jìn)一步提高油田整體采收率；積極尋找替代資源，實(shí)現(xiàn)老油田滾動(dòng)開(kāi)發(fā)。這些開(kāi)發(fā)策略和措施的探索與實(shí)踐，對(duì)海上同類(lèi)特高含水期老油田的開(kāi)發(fā)具有借鑒意義。

珠江口盆地 老油田挖潛 縱向上層系轉(zhuǎn)移 非均勻井網(wǎng)加密 自流注水

珠江口盆地位于我國(guó)南海東部，該盆地油氣開(kāi)發(fā)起步于上世紀(jì)90年代初。由于儲(chǔ)層物性好，開(kāi)發(fā)初期動(dòng)用的多為整裝含油構(gòu)造且邊底水能量充足，靠天然水驅(qū)就能獲得較高的采收率，多數(shù)油田自投產(chǎn)就以超過(guò)5%的采油速度連續(xù)多年高速開(kāi)采，自1996年珠江口盆地年產(chǎn)油量達(dá)到1000×104m3后已連續(xù)16年穩(wěn)產(chǎn)千萬(wàn)方。但是，自2003年油區(qū)整體含水率超過(guò)87%后，油田穩(wěn)產(chǎn)難度加大，高含水老區(qū)油田采油速度下降到3%以下，再靠以往“均勻井網(wǎng)加密＋針對(duì)規(guī)模剩余油富集帶利用高含水老井側(cè)鉆”的開(kāi)發(fā)模式已難以穩(wěn)產(chǎn)。這類(lèi)老油田中以陸豐凹陷的LFD13－1油田最為典型，尤其是2009年，該油田含水率超過(guò)96%，采出程度高達(dá)56.84%，超過(guò)85%的油井日產(chǎn)油不足50 m3，若不采取多方位的挖潛措施控水增油，油田將面臨被棄置。因此，在2009年底開(kāi)始實(shí)施了“縱向上層系轉(zhuǎn)移、長(zhǎng)段水平井和水平分支井有效動(dòng)用位于泥質(zhì)粉砂巖條帶α層的低品位難采儲(chǔ)量[1]、中低滲透層低成本能量補(bǔ)充及老油田下尋找新油田”等多種挖潛措施，為海上特高含水老油田的可持續(xù)開(kāi)發(fā)探索了有效途徑。

陸上油田二次采油后的挖潛穩(wěn)產(chǎn)措施，是以“最大限度地延緩油田產(chǎn)量遞減，大幅度提高原油采收率”為目標(biāo)，工作對(duì)象集中于含水率超過(guò)80%、可采儲(chǔ)量采出程度達(dá)到70%以上的老油田。海上油田由于經(jīng)濟(jì)門(mén)檻產(chǎn)量高、操作成本高及油田開(kāi)發(fā)設(shè)施（平臺(tái)、油輪、海管及油井等）棄置費(fèi)高等方面的因素，可持續(xù)開(kāi)發(fā)的意義尤為重大，只有滿(mǎn)足“有效延長(zhǎng)油田經(jīng)濟(jì)開(kāi)采壽命”這一必要條件，挖潛措施才有生命力。筆者主要對(duì)LFD13－1特高含水老油田可持續(xù)開(kāi)發(fā)的探索實(shí)踐進(jìn)行總結(jié)。

1 LFD13－1油田開(kāi)采特征

1.1 高采油速度、高采出程度，中高含水期剩余油挖潛靠多次均勻井網(wǎng)加密

海上油田開(kāi)發(fā)投資大、經(jīng)濟(jì)門(mén)檻產(chǎn)量高，必須采取“少井高產(chǎn)”的開(kāi)發(fā)模式。油田一般進(jìn)入特高含水階段的同時(shí)也進(jìn)入高采出程度期。LFD13－1油田投產(chǎn)后一直以超過(guò)3.5%的采油速度連續(xù)開(kāi)采了11年，截至2011年底，采出程度高達(dá)60.18%（表1），伴隨高速開(kāi)采過(guò)程已進(jìn)行過(guò)8次均勻井網(wǎng)加密（圖1），在維持減緩油田產(chǎn)量整體降低的情況下，單井控制儲(chǔ)量也從開(kāi)發(fā)初期的逾50×104m3降低至15×104m3，均勻井網(wǎng)加密的余地已不大，這也給油田的進(jìn)一步挖潛帶來(lái)困難。

表1 LFD13－1油田開(kāi)采指標(biāo)統(tǒng)計(jì)表

1.2 油田進(jìn)入特高含水期后依然存在突出的層間矛盾

早期在LFD13－1－10等多口井上獲得的生產(chǎn)測(cè)井產(chǎn)液剖面表明，多層合采時(shí)高、低滲層間產(chǎn)液量差異很大，而且隨著高滲層含水率的上升，油水相對(duì)滲透率的差異使干擾效應(yīng)加劇[2－3]，進(jìn)入特高含水期后，這種層間矛盾依然存在。LFD13－1－10井特高含水期的生產(chǎn)測(cè)井產(chǎn)液剖面對(duì)比結(jié)果表明，2006年7月（含水率高達(dá)95.04%時(shí)），SL－5與SL－8層因存在滲透率級(jí)差，在產(chǎn)層厚度接近的情況下，層間產(chǎn)液量相差幾十倍。

正因?yàn)橛袑娱g矛盾，才形成了低滲層段的剩余油潛力。剩余油飽和度剖面顯示，SL－1～SL－5層剩余油飽和度遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于SL－8層，這也是特高含水期低滲層的潛力所在，即特高含水期的弱流勢(shì)場(chǎng)單元（如2500油藏SL－1～SL－5層）是剩余油挖潛的主要目標(biāo)之一。

1.3 剩余油分布零散，均勻井網(wǎng)加密的空間很小

圖1 LFD13－1油田2500油藏開(kāi)發(fā)早中期均勻井網(wǎng)加密過(guò)程示意圖

LFD13－1油田三次均勻井網(wǎng)加密的基礎(chǔ)是剩余油富集區(qū)連片分布。單井控制儲(chǔ)量的下降和旁通水流優(yōu)勢(shì)通道[4]的形成造成高采出程度部位（縱向上指油藏中下部豐產(chǎn)層SL－7～SL－21層）及高采出區(qū)域剩余油分布極其零散，階段數(shù)值模擬剩余油分布結(jié)果，2009年時(shí)在2500油藏SL－5層之下的豐產(chǎn)層已找不出成規(guī)模的剩余油富集帶，即使在低滲透層2500油藏SL－1～SL－3（圖2），也只在油藏西南部局部有剩余油富集，且剩余油儲(chǔ)量豐度只有66.8×104t/km2，這也意味著，若不是多層疊合，靠零星區(qū)域剩余油難以進(jìn)行進(jìn)一步均勻井網(wǎng)加密。

圖2 LFD13－1油田2500油藏SL－1～SL－3層剩余油飽和度階段數(shù)值模擬結(jié)果（2009年2月）

1.4 油井含水率高但單井產(chǎn)液量也高

截至2009年2月，全油田27口采油井中，含水率高于95%的油井達(dá)24口，特高含水井?dāng)?shù)占到88.89%，產(chǎn)油量卻只占到總產(chǎn)量的68.26%。盡管特高含水油井日產(chǎn)油低（一般低于31.8 m3/d），但產(chǎn)液量高，采液指數(shù)均超過(guò)345.8 m3/（d·MPa），依然存在進(jìn)一步提液上產(chǎn)的空間。

2 老油田潛力空間分析

中國(guó)油田開(kāi)發(fā)采取了從平面上加密井網(wǎng)、增加注采井?dāng)?shù)比及在剖面上提高單位厚度產(chǎn)液量的方法，形成了主體的不斷強(qiáng)化開(kāi)采的基本方針和格局[4]。根據(jù)現(xiàn)有油田開(kāi)發(fā)理論認(rèn)識(shí)[5]，針對(duì)特高含水期老油田的挖潛措施應(yīng)著眼于影響可采儲(chǔ)量的三要素：體積波及系數(shù)、驅(qū)油效率和后備資源接替。

首先，要使LFD13－1油田體積波及系數(shù)在現(xiàn)有70%～80%水平基礎(chǔ)上進(jìn)一步提高，縱向上層系轉(zhuǎn)移被認(rèn)為是主要方向，從圖3 LFD13－1油田主力油藏2500油藏各單層采出程度來(lái)看，在油藏中下部豐產(chǎn)層（SL－7～SL－23）整體采出程度均大于50%的情況下，頂部低滲低產(chǎn)部位的SL－1～SL－4層（合稱(chēng)α層）采出不足15%，剩余地質(zhì)儲(chǔ)量高達(dá)470×104m3，因此增加SL－1～SL－4層井?dāng)?shù)提高低產(chǎn)層儲(chǔ)量動(dòng)用程度來(lái)增加油藏整體波及體積，同時(shí)釋放低滲透層剩余油潛力是減緩特高含水老油田遞減的有效途徑之一。

圖3 LFD13－1油田2500油藏各單層（SL－1～SL－23）滲透率與采出程度（2009年數(shù)值模擬歷史擬合后統(tǒng)計(jì)結(jié)果）

其次，若能充分利用高地溫場(chǎng)（LFD13－1油田地層溫度高于110℃）優(yōu)勢(shì)進(jìn)一步加大沖洗強(qiáng)度，驅(qū)油效率還有提高的空間。按室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)經(jīng)驗(yàn)，驅(qū)替介質(zhì)溫度超過(guò)110℃后，若驅(qū)替體積倍數(shù)從5倍增加到10倍，驅(qū)油效率可提高10%[6]，目前LFD13－1油田驅(qū)替倍數(shù)只有4.71倍，換大泵提液還有很大的空間。同時(shí)，若能采用先進(jìn)的工藝技術(shù)實(shí)現(xiàn)低產(chǎn)層α層油井產(chǎn)能改造，借助其含水上升平緩[1]的特點(diǎn)實(shí)現(xiàn)產(chǎn)油量翻番，則可為老油田挖潛奠定基礎(chǔ)。

其次，由于我國(guó)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)中高碳產(chǎn)業(yè)占據(jù)了很大的比例，為有效應(yīng)對(duì)碳關(guān)稅，應(yīng)加快產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化升級(jí)的進(jìn)程，實(shí)現(xiàn)國(guó)家產(chǎn)業(yè)整體向兩低兩高(低能耗、低排放、高附加值、高技術(shù)含量)的方向轉(zhuǎn)化，大力促進(jìn)新興產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，例如太陽(yáng)能產(chǎn)業(yè)、生物產(chǎn)業(yè)、風(fēng)能等。因此，我國(guó)既要全面配合產(chǎn)業(yè)政策調(diào)整，又要同經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)方式轉(zhuǎn)變相一致，實(shí)現(xiàn)貿(mào)易與資源環(huán)境的協(xié)調(diào)發(fā)展，推動(dòng)貿(mào)易政策優(yōu)先向競(jìng)爭(zhēng)力導(dǎo)向轉(zhuǎn)變，提高出口產(chǎn)品的低碳競(jìng)爭(zhēng)力。

最后，若能在已開(kāi)發(fā)油藏開(kāi)展擴(kuò)邊增儲(chǔ)工作，則會(huì)使老油田獲得新機(jī)?！斑吷蠑U(kuò)一擴(kuò)，上面拱一拱，下面捅一捅”是許多陸地油田開(kāi)發(fā)后期的慣常作法，LFD13－1區(qū)域烴源巖地層深度在3200 m左右，目前已發(fā)現(xiàn)及投入開(kāi)發(fā)的含油層系深度在2300～2600 m，在2600 m以下的深層尤其是恩平組有發(fā)現(xiàn)新含油層系的可能，若能充分利用現(xiàn)有海上平臺(tái)鉆采設(shè)備，借上部層系高含水老井側(cè)鉆的機(jī)會(huì)，針對(duì)已開(kāi)發(fā)層系周邊潛力目標(biāo)多打領(lǐng)眼井兼探深部可能的含油層系，有可能獲得潛在的商業(yè)發(fā)現(xiàn)。

3 海上特高含水老油田挖潛技術(shù)策略及其實(shí)踐

3.1 縱向上層系轉(zhuǎn)移（挖潛對(duì)象由2500油藏油砂體下部豐產(chǎn)的SL－7～SL－23層轉(zhuǎn)向頂部的低滲α層）

“縱向上層系轉(zhuǎn)移”是許多油田進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期的重要挖潛手段之一，其必須的配套研究工作就是重新認(rèn)識(shí)沉積體系，進(jìn)一步細(xì)分開(kāi)發(fā)層系甚至流動(dòng)單元，查明剩余油富集區(qū)（帶）的準(zhǔn)確位置及相應(yīng)剩余油可采儲(chǔ)量規(guī)模，分析油砂體不同部位的水驅(qū)動(dòng)用程度，只有找到水驅(qū)效率差甚至未波及部位，把調(diào)整井部署在波及差或未波及的層系上，才能有效挖潛。

盡管LFD13－1油田目前整體含水率超過(guò)95%，但通過(guò)綜合油藏地質(zhì)研究，尤其是對(duì)2500油藏油砂體不同部位的水驅(qū)波及狀況進(jìn)行分析后認(rèn)為，位于塊狀砂巖頂部的含泥灰質(zhì)致密層的泥質(zhì)粉砂巖條帶SL－1～SL－4層被認(rèn)為是可進(jìn)行縱向上層系轉(zhuǎn)移的首選目標(biāo)。LFD13－1油田開(kāi)發(fā)中一直貫徹自下而上逐層系上返（圖4）的開(kāi)發(fā)理念[3]，在一次開(kāi)發(fā)早期的低含水階段，投入開(kāi)發(fā)的產(chǎn)層以SL－12以下為主，砂巖純凈，水驅(qū)效率高；一次開(kāi)發(fā)中后期逐步上返到SL－7～SL－11層，而位于頂部的SL－1～SL－4層（α層）因砂巖品質(zhì)差低滲低產(chǎn)一直被列為難采儲(chǔ)層而未作為開(kāi)發(fā)層系對(duì)待。近期研究結(jié)果表明，隨著油水界面的上移和對(duì)低產(chǎn)層滲流規(guī)律認(rèn)識(shí)的深入，尤其是α層工業(yè)化試采取得突破[1]，從豐產(chǎn)層向α層的層系轉(zhuǎn)移時(shí)機(jī)已經(jīng)成熟，數(shù)值模擬研究表明，通過(guò)縱向上層系轉(zhuǎn)移，可將整個(gè)油田水驅(qū)動(dòng)用程度提高23.27%。

圖4 LFD13－1油田開(kāi)發(fā)歷程中2500油藏縱向?qū)酉缔D(zhuǎn)移示意圖

自2009年開(kāi)始在LFD13－1油田實(shí)踐“縱向上層系轉(zhuǎn)移”的理念（即將現(xiàn)有采油井?dāng)?shù)從占支配地位的豐產(chǎn)層轉(zhuǎn)移到低含水低產(chǎn)能的α層），至2011年，α層的采油井?dāng)?shù)已從1口上升到5口，產(chǎn)量占全油田比例從8.33%上升到22.17%；針對(duì)“縱向上層系轉(zhuǎn)移”的整體方案全面實(shí)施后，預(yù)計(jì)到2015年，α層采油井?dāng)?shù)將上升到18口，產(chǎn)量比例將占到62.50%，而豐產(chǎn)層井?dāng)?shù)將由油田高峰產(chǎn)油期時(shí)的24口下降到8口。圖5為L(zhǎng)FD13－1油田進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期從縱向上層系轉(zhuǎn)移試驗(yàn)、過(guò)渡走向全面實(shí)施階段過(guò)程的示意圖。

圖5 LFD13－1老油田挖潛主要措施之一——2500油藏油砂體內(nèi)部“縱向上層系轉(zhuǎn)移”

3.2 非均勻井網(wǎng)加密

跟大多數(shù)陸上水驅(qū)油田一樣，LFD13－1油田開(kāi)發(fā)初期也是以大井距、較粗的開(kāi)發(fā)層系部署基礎(chǔ)井網(wǎng)，中、后期進(jìn)一步細(xì)分開(kāi)發(fā)層系，按流動(dòng)單元來(lái)完善并加密井網(wǎng)，開(kāi)發(fā)井距從700～800 m逐步縮小至300～350 m，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度從不到50%提高到超過(guò)80%，采收率實(shí)現(xiàn)了翻番，均勻井網(wǎng)[7]加密效果顯著。但當(dāng)油田整體含水率超過(guò)95%以上、采出程度超過(guò)60%時(shí)，不再存在連片的剩余油富集區(qū)，在這種背景下，均勻井網(wǎng)加密的余地很小，要在老油田挖潛過(guò)程中進(jìn)一步提高原油采收率，就必須把握特高含水期老油田“總體上高度分散，局部還有相對(duì)富集部位”的剩余油分布格局，堅(jiān)持“在分散中找富集”的理念，只要找準(zhǔn)了局部區(qū)域甚至井區(qū)的剩余油富集區(qū)[4]，仍能打出高產(chǎn)油井，非均勻井網(wǎng)加密是特高含水期老油田挖潛措施中針對(duì)剩余油挖潛的重要補(bǔ)充手段。

LFD13－1油田自2009年10月開(kāi)始實(shí)施“非均勻井網(wǎng)加密”的挖潛措施，至2011年3月，配合“縱向上層系轉(zhuǎn)移”措施的實(shí)施，以非均勻井網(wǎng)加密方式完成9口井，從而使油田的日產(chǎn)油能力由2009年9月的1065 m3增加到2011年的1320 m3，9口措施井日產(chǎn)油763 m3，以全油田1/3的井?dāng)?shù)貢獻(xiàn)了58%的產(chǎn)油量。尤其值得一提的是，在距含水率已達(dá)68%的老井LFD13－1－4Ha（定向井）井僅45 m 的位置側(cè)鉆完成的水平井LFD13－1－20H2，投產(chǎn)后含水3%，日產(chǎn)油239 m3，說(shuō)明對(duì)于特高含水老油田，堅(jiān)持“在分散中找富集”的理念，并實(shí)施非均勻井網(wǎng)加密措施是正確的。

3.3 最大限度提高α層采油井產(chǎn)液能力，大力推廣應(yīng)用水平分支井及MRC井技術(shù)

從提高α層生產(chǎn)井產(chǎn)能目的出發(fā)，除在LFD13－1油田定向井上采用高孔密深穿透射孔、集束射孔及高能氣體造縫等先進(jìn)的工藝技術(shù)外，目前還嘗試并成功完成2口水平分支井，與單支水平井相比，水平分支井產(chǎn)液量是后者的2倍，含水上升趨勢(shì)比后者緩慢，含水率50%之前階段單井累積產(chǎn)油高達(dá)5.57×104m3。因此，若能盡量用水平分支井代替單支水平井，并在高含水期大力推廣應(yīng)用MRC技術(shù)，可以最大限度延長(zhǎng)低滲低產(chǎn)油井壽命，提高開(kāi)發(fā)中后期老油田的采收率。

3.4 啟動(dòng)周邊潛力構(gòu)造評(píng)價(jià)，在深部地層尋找接替儲(chǔ)量資源

在對(duì)LFD13－1油田實(shí)施“縱向上層系轉(zhuǎn)移”技術(shù)策略的同時(shí)，還在該油田啟動(dòng)了一批周邊小構(gòu)造的篩選評(píng)價(jià)工作，共評(píng)價(jià)了 LFD13－1N、LFD13－1S、LFD13－1SE、LFD14－1及LFD13－1深部古近系等一系列潛力構(gòu)造，并根據(jù)本地區(qū)油氣聚集“單源供烴、緩坡短軸運(yùn)移、近洼成藏”[9]的特征，考慮充分利用現(xiàn)有平臺(tái)鉆采設(shè)施的方針，把LFD13－1深部古近系有利構(gòu)造鎖定為首選預(yù)探目標(biāo)。

差異壓實(shí)（或局部壓扭應(yīng)力）作用致使LFD13－1構(gòu)造整體向南掀斜，從古近系深層到新近系淺層可能存在構(gòu)造高點(diǎn)“漂移”現(xiàn)象[9]，分析研究后認(rèn)為，上世紀(jì)80年代勘探工作在“同軸構(gòu)造”潛意識(shí)下有可能錯(cuò)過(guò)LFD13－1深部含油構(gòu)造。為此在2009年啟動(dòng)LFD13－1老油田挖潛工作時(shí)提出“要在老油田下面找新油田”、“在老油田周?chē)疫B片”，在利用特高含水老井側(cè)鉆α層目標(biāo)時(shí)，同時(shí)部署了一個(gè)探深部含油構(gòu)造的靶點(diǎn)，即LFD13－1－9PH井，鉆探結(jié)果新發(fā)現(xiàn)油藏9個(gè)，其中古近系油藏6個(gè)，油層總厚度超過(guò)100 m，最能體現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益的是本井由領(lǐng)眼井直接轉(zhuǎn)成生產(chǎn)井，截至2011年底，累積產(chǎn)油9.64×104m3，且含水僅36%，顯示了新發(fā)現(xiàn)含油層系的巨大前景，初步估算新增地質(zhì)儲(chǔ)量超過(guò)300×104m3，新含油層系的發(fā)現(xiàn)為特高含水老油田挖潛奠定了基礎(chǔ)。

3.5 利用低成本補(bǔ)充地層能量方式建立起有效注采系統(tǒng)

無(wú)論是低滲低產(chǎn)的α層還是新發(fā)現(xiàn)含油層系的試采都反映出地層橫向?qū)Я髂芰τ邢?、產(chǎn)層供液能力不足的問(wèn)題，為了更好地完成海上老油田挖潛，還開(kāi)展了“LFD13－1油田中低滲透層地層能量衰竭規(guī)律和補(bǔ)充方式研究”。數(shù)值模擬結(jié)果表明，若單靠天然能量衰竭式開(kāi)發(fā)，LFD13－1油田2500油藏α層采收率只能達(dá)到30.8%，深層系恩平組新開(kāi)發(fā)層系采收率也僅為15.89%，而若采用人工注水方式，雖能提高采收率，但投資成本大，影響到海上老油田挖潛的經(jīng)濟(jì)效益。

研究認(rèn)為，若采用自流注水這種低成本補(bǔ)充地層能量方式，既能對(duì)低產(chǎn)低滲層系建立起有效的注采系統(tǒng)，大幅度提高老油田開(kāi)發(fā)中后期的采收率，又能大大降低開(kāi)發(fā)成本。自流注水技術(shù)是將水體較大、能量較充足的地層水直接注入到需要補(bǔ)充能量的油藏中以保持油藏壓力的一種技術(shù)。自流注水技術(shù)一般適用于中低滲透層。油井在完成采油井眼之前通常要完成另一個(gè)注采連通井眼，注采連通井眼須鉆穿一個(gè)能量充足的供水層和一個(gè)需補(bǔ)充能量的油層，通過(guò)注采連通井眼完成自供水層向需注水油層的 “倒灌”，之后封隔注采連通井眼后在遠(yuǎn)端完鉆采油井眼。在條件合適和含水層壓力較高的情況下，大量的水會(huì)從含水層流至儲(chǔ)油層。自流注水的原理就是利用水源層天然能量及水源層與油層之間的壓差將地層水注入到壓力較低的開(kāi)采層中，達(dá)到注水開(kāi)發(fā)的目的（圖6）。

數(shù)值模擬方案對(duì)比研究表明，在α層油藏中部、西南、西北和東南共增加4個(gè)自流注水井點(diǎn)后，整體實(shí)施自流注水方案中的18口水平采油井，截至2020年α層采收率可達(dá)到52.8%，采收率可提高22%；針對(duì)深層系的自流注水方案增加4個(gè)注水井點(diǎn)后，采收率可提高4.6%，增加可采儲(chǔ)量25.68×104m3。

圖6 自流注水概念模型示意圖

3.6 加大沖洗強(qiáng)度，通過(guò)換大泵提液等措施進(jìn)一步提高油田整體采收率

根據(jù)累積產(chǎn)液推算，LFD13－1油田進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期水驅(qū)倍數(shù)只有4.71PV（孔隙體積），若進(jìn)一步加大沖洗強(qiáng)度，驅(qū)油效率依然有增加的余地，尤其是對(duì)比本海域2465～3657 m3/d的泵型，LFD13－1油田采油井泵最大排液量只有2146 m3/d，特高含水期泵最大排液量還有上行的空間。因此，對(duì)LFD13－1油田實(shí)施大泵提液措施將泵型調(diào)整為2465 m3/d開(kāi)展試驗(yàn)，目前已實(shí)施 LFD13－1－15、LFD13－1－23Ha兩口井，平均單井增油28.62 m3/d，充分說(shuō)明進(jìn)一步加大沖洗強(qiáng)度依然是老油田挖潛增產(chǎn)措施中的有效手段之一。

4 結(jié)束語(yǔ)

LFD13－1油田是珠江口盆地一個(gè)典型的老油田，進(jìn)入特高含水期后其開(kāi)發(fā)技術(shù)策略走向的探索具有重要意義，通過(guò)技術(shù)政策的轉(zhuǎn)變及多種挖潛措施，使這一含水率曾高達(dá)96%的老油田又重獲生機(jī)，其中“縱向上層系轉(zhuǎn)移”可以看成是海上老油田挖潛措施的啟航，正是低滲低產(chǎn)的α層工業(yè)化試采取得突破，成功地動(dòng)用近500萬(wàn)m3難采儲(chǔ)量后，才將油田整體含水率降至94%以下，而“老油田里找新油田”及自流注水方案的提出則是思維的突破帶來(lái)新的出路。只要找到有針對(duì)性的技術(shù)方向，并綜合運(yùn)用多種挖潛措施，海上特高含水老油田開(kāi)發(fā)依然能獲得生機(jī)。實(shí)踐證明，只有打破常規(guī)觀念[10]，海上特高含水老油田才有可能走上可持續(xù)開(kāi)發(fā)之路。

[1] 鄒信波，楊云，許慶華，等.珠江口盆地難采儲(chǔ)層工業(yè)化試采礦場(chǎng)實(shí)踐[J].中國(guó)海上油氣，2011，23（3）：166－169.

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[3] 鄒信波，魏叢達(dá).海陸過(guò)渡相砂巖油藏特高含水期剩余油成因及分布——以珠江口盆地LFD13－1油田為例[J].油氣地質(zhì)與采收率，2007，14（6）：97－99.

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[10] 鄒才能，張光亞，陶士振，等.全球油氣勘探領(lǐng)域地質(zhì)特征、重大發(fā)現(xiàn)及非常規(guī)石油地質(zhì)[J].石油勘探與開(kāi)發(fā)，2010，37（2）：129－145.

Some strategical measures to tap the potential in offshore mature oilfields with extra－h(huán)igh water cut：a case of LFD13－1 field in Lufeng depression，Pearl River Mouth basin

Zou Xinbo1Luo Donghong1Xu Qinghua1Li Yanping2Yang Guang1Cao Qin1Luo Mengfeng1
（1.Shenzhen Branch of CNOOC Ltd.，Guangdong，518067；2.CACT Operators Group，Guangdong，518067）

Due to being in the late development stage with extra－h(huán)igh water cut，most oilfields in Pearl River Mouth Basin are characterized by oilproduction rate decline，scattering distribution of remaining oil and difficult infill development，so it is urgent to seek new development strategy and technology for their sustainable production.Taking LFD13－1 oilfield in Lufeng depression as a study case，some strategical measures to tap the production potential in offshore mature oilfields with extra－h(huán)igh water cut were summarized：（1）to improve the vertical sweep efficiency within a whole massive sandbody by“vertical payzone transferring”；（2）to exploit the remaining oil in scattering distribution through non－uniform infilling wells；（3）to increase the downhole oil－drainage area and the lateral fluid transmissivity by drilling horizontally lateral wells and using MRC technique；（4）to build an effective injection－pro－duction system and improve the single－well productivity in a mode of dump injection and formationenergy supplementation；（5）to enhance further the recovery factor of oilfields by taking some approaches to increasing flushing intensity，such as lifting liquids with higher－power pumps；（6）to seek actively the backup resources and achieve a rolling development in the mature oilfields.These strategical measures may provide reference for developing similar offshore oilfields with extra－h(huán)igh water cut.

Pearl River Mouth basin；taping the production potential in mature oilfields；vertical payzone transferring；non－uniform infilling wells；dump injection

鄒信波，男，高級(jí)工程師，主要從事海上油氣田開(kāi)發(fā)油藏?cái)?shù)值模擬、井下增產(chǎn)措施評(píng)價(jià)和方案實(shí)施以及開(kāi)發(fā)中后期方案調(diào)整研究工作。地址：廣東省深圳市蛇口工業(yè)二路一號(hào)海洋石油大廈B座11F（郵編：518067）。E－mail：zouxb＠cnooc.com.cn。

2012－01－31改回日期：2012－06－08

（編輯：楊 濱）