梁 丹 ，康曉東 ，何春百 ，王旭東

（1. 海洋石油高效開發(fā)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(shù)油田，其中低滲是主要因素。隨著海上油田開發(fā)力度的加大，越來越多的優(yōu)質(zhì)儲量已被動用，未開發(fā)儲量中的低品位、難采儲量越來越多。受環(huán)境制約、經(jīng)濟成本和技術(shù)條件限制，海上三低油田的開發(fā)面臨著技術(shù)不成熟、采收率低、進展緩慢等難題。據(jù)不完全統(tǒng)計，海上三低油田探明地質(zhì)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(guī)?；陀行ч_發(fā)的階段[1]。為此，本文在總結(jié)分析海上三低油田開發(fā)過程中面臨難點的基礎(chǔ)上，有針對性地提出合理的增產(chǎn)技術(shù)對策，對增加三低油田動用儲量和提高三低油田開發(fā)效果具有重要意義。

1 海上三低油田地質(zhì)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(qū)，根據(jù)資料統(tǒng)計分析，海上三低油田的地質(zhì)油藏特征主要體現(xiàn)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(xiàn)為構(gòu)造簡單，一般為背斜，儲層平面分布穩(wěn)定、連通性好、水體大、天然能量足，為多油水系統(tǒng)；第二類為陸相砂巖，構(gòu)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(tǒng)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(zhì)性強。根據(jù)9個海上三低油田211塊樣品統(tǒng)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(fā)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(fā)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(tǒng)，但仍有部分三低油藏屬于異常高壓系統(tǒng)，原始地層壓力高達50 MPa，壓力系數(shù) 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(fā)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(jié)合地質(zhì)油藏特征，總結(jié)出已開發(fā)油田的生產(chǎn)特征和開發(fā)過程中存在的難點，主要有以下幾方面：

（1）大井距開發(fā)，注采井網(wǎng)不完善，難以建立有效的驅(qū)動體系，儲量動用難度大。海上油田開發(fā)成本高，常采用“少井高產(chǎn)”策略，井距大（一般為300～600 m），且多為不規(guī)則井網(wǎng)，井網(wǎng)不完善，部分區(qū)塊僅有1～2口井生產(chǎn)。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(qū)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(fā)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(chǎn)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(chǎn)能發(fā)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(wěn)產(chǎn)期短，地層壓力和產(chǎn)量下降快。海上開發(fā)井少、注水井更少，主要采用依靠天然能量的衰竭開發(fā)方式，或先衰竭后注水的開發(fā)方式。由于儲層巖性復雜、單砂體規(guī)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(wěn)產(chǎn)期短、產(chǎn)量遞減率大。如南海西部WC15與WC13油田，穩(wěn)產(chǎn)期為1年左右，月遞減率為2.38%～2.68%；BZ25油田基本沒有穩(wěn)產(chǎn)期，初期月遞減率達4.28%，生產(chǎn)層位 1和 2在開發(fā)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(chǎn)時間的變化特征

（4）地質(zhì)油藏特征影響油田開發(fā)效果。除了油藏的構(gòu)造、沉積特征對油田的開發(fā)效果有影響外，在相同滲透率條件下，儲層的孔喉結(jié)構(gòu)、喉道大小、儲層分布、礦物成份等差異，也會造成不同的開發(fā)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(fā)難度小、開發(fā)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(shù)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(chǎn)液量急劇下降。從BN油田無因次采液采油指數(shù)曲線（圖3）可以看出，含水達70%后，無因次采液指數(shù)開始上升，但恢復幅度較低。因此，低滲透、低黏度油藏在開發(fā)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(fā)效果。

圖3 BN油田無因次采液（采油）指數(shù)隨含水變化曲線

3 有效開發(fā)策略分析

陸上低滲透油田開發(fā)已形成配套的成熟技術(shù)[3-5]，但海上三低油田的開發(fā)成本和投資遠高于陸上油田，要實現(xiàn)海上三低油田的有效開發(fā)，現(xiàn)有的成熟技術(shù)不能直接套用，需要結(jié)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(fā)思路和技術(shù)策略。

3.1 推廣長水平井和多分支井技術(shù)

在地質(zhì)認識、油藏描述清楚的基礎(chǔ)上，盡量采用水平井或多分支井開發(fā)，擴大單井泄油面積，降低生產(chǎn)壓差，大幅度提高單井產(chǎn)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(fā)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(chǎn)影響的作用[6]。目前海上逐步應用長水平井、多分支井開發(fā)低滲油田，通過設(shè)計多靶點、鉆遇有利部位提高產(chǎn)能。如W油田的直井測試，產(chǎn)油量僅為6.5 m3/d，采油指數(shù)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(shù)為34.8 m3/( MPa·d·m)，產(chǎn)能提高了7倍（圖4）。

圖4 水平井的水平段長度與采油指數(shù)關(guān)系

3.2 應用壓裂技術(shù)改造儲層物性

壓裂是低滲油藏獲得經(jīng)濟高效開發(fā)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(chǎn)能得到顯著提高，A20井初期產(chǎn)能高達390 m3/d，采油指數(shù)達4.73 m3/( MPa·d·m)，壓裂井初期產(chǎn)能是周邊常規(guī)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(chǎn)油指數(shù)對比

單井壓裂在一定程度上提高了油井的產(chǎn)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(fā)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(fā)井網(wǎng)布置結(jié)合，如可以在裂縫系統(tǒng)的主展布發(fā)育方向適當延長注采井距，從而獲得較好的開發(fā)效果和經(jīng)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(fā)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(fā)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(fā)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(fā)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(zhì)較多，在鉆井和注水開發(fā)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(zhì)不配伍等因素，容易使儲層吸水指數(shù)下降，致使注水井壓力上升較快，在注水井周圍形成高壓區(qū)，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(chǎn)全過程油層保護，減少油層傷害，提高注水能力和產(chǎn)油能力。

4 結(jié)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(zhì)性強；受開發(fā)成本和海上平臺環(huán)境的限制，在開發(fā)過程中多采用定向井多層合采、不規(guī)則井網(wǎng)、大井距和衰竭開發(fā)為主的“少井高產(chǎn)、高速開發(fā)”模式；面臨層間干擾大、注采井網(wǎng)不完善，難以建立有效驅(qū)動體系，地層能量補充不足，地層壓力和產(chǎn)量下降快等主要難題。

（2）為提高海上三低油田的單井產(chǎn)能和采收率，建議將陸上低滲透油田的成熟技術(shù)與海上開發(fā)條件相結(jié)合：推廣長水平井、多分支井技術(shù)，提高儲層的連通性和單井產(chǎn)能；考慮將單井壓裂、整體壓裂與注水進行有機結(jié)合；優(yōu)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(fā)模式；注重全過程儲層保護，降低污染傷害。