宋春華，景鳳江，何賢科 （中海石油 （中國）有限公司上海分公司，上海200030）

1 油田地質(zhì)與開發(fā)簡況

X油田位于中國海域，為長軸背斜、斷背斜構(gòu)造，含油層系為古近系漸新統(tǒng)，油藏埋深2300～2850m，共分為8個油組，其中主力油組有4個。主力油藏單砂層厚度40～106m，油層平均厚度6～12m；儲層物性好，孔隙度15%～30%，滲透率100～1000mD。油藏以塊狀底水油藏為主，其次為受巖性影響的層狀邊水油藏。原油品質(zhì)好，密度低、黏度小，地面原油相對密度0.754～0.790g/cm3，黏度0.87～1.62mPa·s，為典型的輕質(zhì)油。

X油田于1998年投入開發(fā)，開發(fā)初期根據(jù)開發(fā)方案部署6口開發(fā)井 （水平井1口，定向井5口，其中1口定向井因落空改為氣井），采用不規(guī)則井網(wǎng)開發(fā)。油田高峰期年產(chǎn)油70×104m3。截至2011年12月底，油田共有11口開發(fā)井，油藏采出程度42.5%，綜合含水96%。

2 高效開發(fā)技術(shù)對策

2.1 高速高效的開采策略

海上油田開發(fā)的最大困難，是如何在技術(shù)上適應(yīng)海上復(fù)雜多變的海況、氣象條件，以保證設(shè)施和人員的安全，從而保證油田的正常生產(chǎn)。X油田所處海域，每年6～10月為臺風(fēng)活動期，同時受海上平臺空間的制約，要求各種設(shè)施體積小、精度高，油田的生產(chǎn)作業(yè)需快速優(yōu)質(zhì)高效進(jìn)行[1，2]。

X油田具備高速開發(fā)的地質(zhì)條件：①長軸背斜、斷背斜構(gòu)造，油田構(gòu)造相對小而且簡單，主力油藏儲層厚度40～106m，分布穩(wěn)定，連通性好；②儲層物性好；③油藏具活躍的邊底水天然能量，產(chǎn)能旺盛，油品性質(zhì)好。

根據(jù)X油田地質(zhì)特征和海上油田生產(chǎn)特點，在開發(fā)方案設(shè)計中大膽引用了高速開采的理念，ODP（油氣田總體開發(fā)方案）設(shè)計采油井6口，初期采用自噴開采，后期轉(zhuǎn)為電潛泵舉升，高峰期采油速度6%～7%，開采期10年，最終原油采出程度36.3%。

X油田于1998年11月正式投產(chǎn)，在開發(fā)的前4年，采油速度均保持5%以上 （圖1），主力層如E2、E3、E63采油速度甚至達(dá)到9%～11%。在高速開發(fā)過程中，油藏壓降小、彈性差率大，這也顯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方案設(shè)計6.2個百分點，目前仍正常生產(chǎn)。該油田已于2003年收回全部投資，從油田建設(shè)到回收投資僅經(jīng)歷了10年時間，而從投產(chǎn)到收回投資僅經(jīng)歷了5年時間，體現(xiàn)了海上油田少井、高速、高效的開發(fā)特點。

圖1 X油田年采油速度及產(chǎn)油量和綜合含水圖

2.2 水平井與定向井相結(jié)合的布井方式

X油田含油層位縱向上分布在多個油藏 （E2～E8），各層地質(zhì)特征和儲量差異比較明顯 （表1）。例如，主力層E23＋4、E63為塊狀底水油藏，油層碾平厚度分別為10.6m和12.5m，位于構(gòu)造高部位的生產(chǎn)井鉆遇油層厚度在20m左右，地質(zhì)儲量分別占總地質(zhì)儲量的36.7%和19.5%；E32層為層狀邊水油藏，油層平均厚度5.0m；E34、E72＋3、E82、E83層為底水油藏，砂層厚度80～100m，但油層厚度較小，為5～7m，呈典型的 “油帽子”；E62層則為受巖性控制的邊水油藏，油層平均厚度10m左右。在開發(fā)過程中，根據(jù)油藏特征，采取了定向井與水平井相結(jié)合的布井方式開發(fā)主力油藏，不但提高了采油速度，減緩了含水上升速度，而且取得了良好的開發(fā)效果。

表1 X油田主要產(chǎn)層地質(zhì)特征表

X油田ODP方案設(shè)計部署6口生產(chǎn)井，均為定向井，按兩套層系分別開采E2～E3和E6～E7油層組，其中南區(qū)以E2、E3油層組為主，共設(shè)計3口生產(chǎn)井；E63、E7油層設(shè)計1口生產(chǎn)井；北區(qū)E62層設(shè)計2口生產(chǎn)井。

在方案實施過程中，加強(qiáng)了鉆前井位優(yōu)化和隨鉆跟蹤研究，結(jié)合油藏數(shù)值模擬等多種技術(shù)手段，為改善開發(fā)效果，針對不同的油藏地質(zhì)特征重新優(yōu)化井型和井位。實施過程中，將ODP設(shè)計的6口定向井調(diào)整為2口水平井和4口定向井 （表2）。在隨后的開發(fā)調(diào)整井設(shè)計中，也采取了水平井與定向井相結(jié)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設(shè)計與開發(fā)實施開發(fā)井井型調(diào)整對比表

主力油藏E23＋4、E63油層厚度大，底水能量活躍，為了提高采油速度，采用以水平開發(fā)為主；其他次主力油藏考慮到油層厚度相對較小，則采用定向井開發(fā)，且先期多采用單采，后期調(diào)整為單采與多層合采相結(jié)合，可以增加出油點，提高采油速度。

以E23＋4油藏為例，該油藏在南北各部署1口水平井 （即K3井、K7井），其中南部K3井水平段長度387m，北部K7井水平段長度為268m，水平井段盡量沿油層構(gòu)造頂部鉆進(jìn)，這樣既滿足較高的采油速度，又能有效控制底水錐進(jìn)；另外，儲量僅次于E23＋4油藏的E63油藏也鉆了1口水平井 （即K8井），水平段長度273m。這3口水平井發(fā)揮了高產(chǎn)優(yōu)勢，K3井初期日產(chǎn)量達(dá)到1250m3，占當(dāng)時油田日產(chǎn)量的1/3～1/2，無水產(chǎn)油期達(dá)到274d；K7井、K8井初期日產(chǎn)量分別達(dá)到了560m3和800m3，分別占到當(dāng)時油產(chǎn)量的1/3和1/4，為油田高速開采發(fā)揮了重要作用。就以水平井開發(fā)為主的E23＋4油藏而言，K3井、K7井2口水平井，至2011年底，累計產(chǎn)油133.6×104m3，采出程度34.8%。

2.3 單采與合采相結(jié)合的開采模式

X油田的地質(zhì)特征具有如下特點：① 構(gòu)造相對簡單，含油范圍內(nèi)無斷層，為一完整的背斜構(gòu)造，主力油藏儲層分布穩(wěn)定，儲層巖性以細(xì)～中粒砂巖為主；②泥質(zhì)膠結(jié)為主，生產(chǎn)無需防砂完井；③主力油層儲量集中，E23＋4、E32、E62、E63等4個油藏占油田原始地質(zhì)儲量的88%，如果加上E34、E72＋3兩個次要油藏，則占原始地質(zhì)儲量的97%，主力油層均有較高產(chǎn)能，單層具有獨立生產(chǎn)能力；④原油性質(zhì)好，且主力層之間原油性質(zhì)相近；⑤各主力層之間均有一定厚度且穩(wěn)定分布的隔層，各油藏具各自獨立的油水界面，且為正常的壓力系統(tǒng)。

根據(jù)油藏地質(zhì)特征，ODP設(shè)計采用2套層系進(jìn)行開發(fā)，上層系為E2～E3，下層系為E6～E7，其他次要層，留待開發(fā)中后期動用。早期按主力油層分別布井，細(xì)分層系開采，充分發(fā)揮單油層的高產(chǎn)作用；生產(chǎn)期分為單層單采、選擇性層系合采和跨層系混采等3個階段 （表3）。

1）第1階段為 “單層開采” 投產(chǎn)初期以E2、E3和E6等3個主力油藏為中心，分層獨立開采，避免相互干擾，充分發(fā)揮單層在沒有干擾下的生產(chǎn)能力，加強(qiáng)對油藏特征的認(rèn)識，進(jìn)一步了解分層水驅(qū)能量、層間差異與油水運動規(guī)律以及生產(chǎn)能力和原油性質(zhì)。

2）第2階段為 “選擇性層系合采” 加密和完善開發(fā)井網(wǎng)，保持各層的高速開采，同時采用補(bǔ)孔方法增加各層生產(chǎn)井點或互換生產(chǎn)層位，利用滑套工藝，對低效井和高含水井實施補(bǔ)孔上返，例如K2井補(bǔ)孔E2、E3，K8井上返E32。

表3 X油田單井開采層位分階段變化表

3）第3階段為 “跨層系混采” 在繼續(xù)對主力層挖潛的同時，通過對主力層剩余油飽和度較高的井區(qū)以及次要層儲層物性相對較好的井區(qū)鉆調(diào)整井或者進(jìn)行補(bǔ)孔，以強(qiáng)采主力層，并提高次要層的動用程度。以E8油藏為例，該油藏地質(zhì)儲量約10×104m3，早期一直未生產(chǎn)，在第3階段通過鉆調(diào)整井K9井予以動用。2004年2月投產(chǎn)初期自噴生產(chǎn)日產(chǎn)油115m3；后通過補(bǔ)射E72＋3層，充分動用E72＋3油藏構(gòu)造北部剩余油，兩層合采初期日產(chǎn)油達(dá)到290m3，生產(chǎn)2年后，為了增加出油點，又補(bǔ)射E63、E61、E34，5個油層同時合采至今，取得良好的開采效果。

2.4 自噴與多樣化人工舉升相結(jié)合的采油工藝

電泵舉升的最大優(yōu)點是提液量大，但易受出砂影響，同時檢修時間長、費用高，影響生產(chǎn)時率和增加生產(chǎn)成本[3]。氣舉比較適合于大斜度井、生產(chǎn)層比較薄、易出的砂井，但提液量有限。在油田開發(fā)中后期，提液往往成為提高采收率的重要措施[3]。但對于薄層，隨著含水上升產(chǎn)液量不斷加大而導(dǎo)致生產(chǎn)壓差過大，油井更容易 “激動”從而影響正常生產(chǎn)，因此電泵大排量優(yōu)勢有時無法發(fā)揮。

基于X油田 “上油下氣”的特點 （上部2300～2850m井段為油藏，下部2900～3600m為氣藏，油氣分兩套井網(wǎng)分別開采），氣舉的先天有利條件是下部氣藏可作為氣舉氣源，通過氣舉與電泵相結(jié)合的舉升工藝試驗，不斷創(chuàng)新和完善，實現(xiàn)了在國內(nèi)首家采用電泵與氣舉同時在一口油井應(yīng)用的人工舉升工藝。

根據(jù)油藏不同階段、不同生產(chǎn)層位的生產(chǎn)特點，建立了6種采油工藝模式。①自噴模式：油藏開發(fā)初期，生產(chǎn)能力旺盛，基本為無水開采，采用自噴開采。②電泵模式：油藏開采一段時期后，由于邊底水的錐進(jìn)，出現(xiàn)帶水出水生產(chǎn)，此時自噴不足以維持正常生產(chǎn)，需要通過增大排液量提高單井產(chǎn)量。電潛泵適合于水平井、生產(chǎn)層供液能力強(qiáng)的定向井，例如K1井、K2井定向井，K3井、K7井水平井。③先氣舉后電泵模式：先期通過自噴和采用一級分離器氣舉生產(chǎn)，到含水達(dá)到70%～80%后，再采用電泵生產(chǎn)，例如KK5井。④氣舉誘噴模式：由于地層能量衰減或邊底水錐進(jìn)，開發(fā)中后期的調(diào)整井投產(chǎn)即出現(xiàn)油井含水，自噴生產(chǎn)能力差，利用較少氣量 （日注氣1.5×104m3左右）就可以保持油井自噴生產(chǎn)。同時對于自噴井由于某種原因停產(chǎn)后恢復(fù)生產(chǎn)時，需要通過誘噴恢復(fù)生產(chǎn)。⑤氣舉＋電泵組合模式：通過同時下電泵和氣舉工作筒，電泵出現(xiàn)故障可以采用一級分離器天然氣進(jìn)行氣舉生產(chǎn)，提高生產(chǎn)時效。統(tǒng)計表明，該模式可以提高油井生產(chǎn)時率10%，并大幅降低作業(yè)成本。⑥臨時氣舉模式：電泵故障停產(chǎn)且已無法自噴，通過氣井直接氣舉恢復(fù)生產(chǎn)[4]。

X油田11口生產(chǎn)井中，早期采用自噴、中后期以電泵生產(chǎn)為主的有6口井 （K1井、K2井、K3井、K5井、K7井）；早期自噴、中后期以氣舉生產(chǎn)為主的有4口 （KK5井、K9井、K10井、K11井）；早期自噴、中后期氣舉＋電泵組合氣舉生產(chǎn)的井為1口 （K8井）。此外，K1井、K2井、K7井井筒也已下入Y型電泵氣舉生產(chǎn)管柱。

3 結(jié) 語

X油田13年的開發(fā)實踐表明，針對海上油田特有的工況條件和地質(zhì)特征制定的開發(fā)技術(shù)對策，已取得了良好的開發(fā)效果，實現(xiàn)了高速高效開采。油田高峰年采油速度達(dá)到6%以上，油田累計產(chǎn)油量和采收率均超過ODP設(shè)計指標(biāo)，投產(chǎn)5年即收回全部投資。至2011年12月底，原油采出程度達(dá)42.5%，超過ODP設(shè)計6.2個百分點，開采年限已超過ODP設(shè)計的10年，目前生產(chǎn)正常，預(yù)計在采取一系列的調(diào)整挖潛措施后，X油田最終采收率可達(dá)到48%。X油田在取得良好的開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益的同時，通過油田開發(fā)生產(chǎn)實踐，在油田開發(fā)技術(shù)、開發(fā)策略方面探索出一套海上底水油田開發(fā)經(jīng)驗，對類似油田的開發(fā)具有一定的指導(dǎo)意義。

[1]《中國油氣田開發(fā)若干問題的回顧與思考》編寫組 .中國油氣田開發(fā)若干問題的回顧與思考 [M].北京：石油工業(yè)出版社，2003.

[2]翟龍生 .海上油田優(yōu)質(zhì)高速開發(fā)實踐 [J].中國海上油氣 （地質(zhì)），2002，16（3）：153～159.

[3]王元基 .水平井油田開發(fā)技術(shù)文集 [M].北京：石油工業(yè)出版社，2010.