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海上底水油田高效開發(fā)的技術(shù)對(duì)策——以海上X油田為例

文檔作者：宋春華景鳳江何賢科文檔來源：中海石油(中國)有限公司上海分公司		點(diǎn) 擊數(shù)：	更新時(shí)間： 2025年09月22日
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上一篇：海上河流相油田高效開發(fā)技術(shù)

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． 石油天然氣學(xué)報(bào)2012年11月第34卷第11期
Journal of Oil and Gas Technology Nov．201 2 Vo1．34 No．1 1
海上底水油田高效開發(fā)的技術(shù)對(duì)策
— — 以海上X油田為例
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)
[摘要]海上油田由于其特殊的作業(yè)環(huán)境，以及開發(fā)過程中高科技、高難度、高風(fēng)險(xiǎn)和高投入的特點(diǎn)，決
定了其經(jīng)濟(jì)生產(chǎn)期一般為10~20年， 比陸上同類油田短得多。為使海上油田具有與陸上油田相近的較高
采收率，實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)，則需要采取特殊的技術(shù)對(duì)策。針對(duì)海上典型底水油田X油田，通過采取適應(yīng)油
田地質(zhì)特征的開采策略，如水平井與定向井相結(jié)合、單采與合采相結(jié)合、自噴與多樣化人工舉升相結(jié)合
以及高采油速度等一系列開發(fā)技術(shù)對(duì)策， 使其在有限的生產(chǎn)壽命期內(nèi)實(shí)現(xiàn)了較高的采收率， 并取得了良
好的經(jīng)濟(jì)效益。
[關(guān)鍵詞]海上油田；高速高效；水平井；單采；合采； 自噴開采；人工舉升
[中圖分類號(hào)]TE32；TE34 [文獻(xiàn)標(biāo)志碼]A [文章編號(hào)]1000—9752(2012)¨ 一0142一O5
1 油田地質(zhì)與開發(fā)簡(jiǎn)況
X油田位于中國海域，為長(zhǎng)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(gè)油組，其中主力油組有4個(gè)。主力油藏單砂層厚度40～106m，油層平均厚度6～
12m；儲(chǔ)層物性好，孑L隙度15％～30 ，滲透率100～lO00mD。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(duì)密度0．754～O．790g／cm。，黏
度0．87～l-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 13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70×10 m。。截至2011年
l2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 9／6。
2 高效開發(fā)技術(shù)對(duì)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6～1O月為臺(tái)風(fēng)活動(dòng)期，同時(shí)受海上平臺(tái)
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l(wèi)1 ]。
x油田具備高速開發(fā)的地質(zhì)條件：①長(zhǎng)軸背斜、斷背斜構(gòu)造，油田構(gòu)造相對(duì)小而且簡(jiǎn)單，主力油藏
儲(chǔ)層厚度40～106m，分布穩(wěn)定，連通性好；②儲(chǔ)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(diǎn)，在開發(fā)方案設(shè)計(jì)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(jì)采油井6 13，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 9／6，開采期10年，最終原油采出程度36．3 。
[收稿日期]2012—08一O2
[基金項(xiàng)目]中國海洋石油總公司 十一五 科技發(fā)展重大專項(xiàng)(CNOOC-KJH5ZDXM06LTD)。
[作者簡(jiǎn)介]宋春華(1966一 ，女，1986年廣東石油學(xué)校畢業(yè)，高級(jí)工程師，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)方面的研究工作。
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第34卷第11期 宋春華等：海上底水油田高效開發(fā)的技術(shù)對(duì)策
X油田于1998年1t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、E6。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(jì)6．2個(gè)
百分點(diǎn)， 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1O年時(shí)
間，而從投產(chǎn)到收回投資僅經(jīng)歷了5年時(shí)問，體現(xiàn)了海上油田少井、高速、高效的開發(fā)特點(diǎn)。
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1998 l999 2oo0 2001 2O02 2oo3 2Oo4 2005 2006 20o7 2008 2009 2010 2011
時(shí)間／年
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(gè)油藏(E2~E8)，各層地質(zhì)特征和儲(chǔ)量差異比較明顯(表1)。例
如，主力層E2什 、E6。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(chǔ)量分別占總地質(zhì)儲(chǔ)量的36．7 和19．5 ；E3 層為層狀邊水油
藏，油層平均厚度5．0m；E3 、E7。 、E8 、E8。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”；E6 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(jì)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(jì)3口生產(chǎn)井；E6。、E7油層設(shè)計(jì)1口生產(chǎn)井；北區(qū)E6 層
設(shè)計(jì)2口生產(chǎn)井。
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石油天然氣學(xué)報(bào) 油氣田開發(fā)工程 2012年11月
在方案實(shí)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?cái)?shù)值模擬等多種技術(shù)手段，為
改善開發(fā)效果，針對(duì)不同的油藏地質(zhì)特征重新優(yōu)化井型和井位。實(shí)施過程中，將ODP設(shè)計(jì)的6 El定向
井調(diào)整為2口水平井和4 El定向井(表2)。在隨后的開發(fā)調(diào)整井設(shè)計(jì)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(jì)與開發(fā)實(shí)施開發(fā)井井型調(diào)整對(duì)比表
主力油藏E2。 、E6。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(duì)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(diǎn)，提高采油速度。
以E2抖 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(zhǎng)
度387m，北部K7井水平段長(zhǎng)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(chǔ)量?jī)H次于E2抖 油藏的E6。油藏也鉆了1口水平井(即K8
井)，水平段長(zhǎng)度273m。這3口水平井發(fā)揮了高產(chǎn)優(yōu)勢(shì)，K3井初期日產(chǎn)量達(dá)到1250m。， 占當(dāng)時(shí)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560m。和800m。，分別
占到當(dāng)時(shí)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E2。 油藏而
言，K3井、K7井2口水平井，至2011年底，累計(jì)產(chǎn)油133．6×10 m。，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(diǎn)：① 構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)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(chǔ)層分布穩(wěn)定，儲(chǔ)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(chǔ)量集中，E2抖 、E3 、E6。、E6。等4個(gè)油藏占油田原始地質(zhì)儲(chǔ)量的88 9，6，如果加上E3 、E7 。
兩個(gè)次要油藏，則占原始地質(zhì)儲(chǔ)量的97 9／6，主力油層均有較高產(chǎn)能，單層具有獨(dú)立生產(chǎn)能力；④ 原油
性質(zhì)好，且主力層之問原油性質(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(dú)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(jì)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(dòng)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(gè)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(gè)主力油藏為中心，分層獨(dú)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(duì)油藏特征的認(rèn)識(shí)，進(jìn)一步了解分層水驅(qū)
能量、層間差異與油水運(yùn)動(dòng)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(shí)采用補(bǔ)孔
方法增加各層生產(chǎn)井點(diǎn)或互換生產(chǎn)層位；利用滑套工藝，對(duì)低效井和高含水井實(shí)施補(bǔ)孔上返，例如K2
井補(bǔ)孔E2、E3，K8井上返E3 。
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第34卷第11期 宋春華等：海上底水油田高效開發(fā)的技術(shù)對(duì)策 ·145·
3)第3階段為“跨層系混采” 在繼續(xù)對(duì)主力層挖潛的同時(shí)，通過對(duì)主力層剩余油飽和度較高的
井區(qū)以及次要層儲(chǔ)層物性相對(duì)較好的井區(qū)鉆調(diào)整井或者進(jìn)行~b：fL，以強(qiáng)采主力層，并提高次要層的動(dòng)用
程度。以E8油藏為例，該油藏地質(zhì)儲(chǔ)量約10×10 m。，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(dòng)用。2004年2月投產(chǎn)初期自噴生產(chǎn)日產(chǎn)油115m。；后通過補(bǔ)射E7 層，充分動(dòng)用E7抖。油藏
構(gòu)造北部剩余油，兩層合采初期日產(chǎn)油達(dá)到290m。，生產(chǎn)2年后，為了增加出油點(diǎn)，又補(bǔ)射E6。、E6 、
E3 ，5個(gè)油層同時(shí)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(diǎn)是提液量大，但易受出砂影響，同時(shí)檢修時(shí)間長(zhǎng)、費(fèi)用高，影響生產(chǎn)時(shí)率和增
加生產(chǎn)成本l3]。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(duì)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(dòng)” 從而影響正常生產(chǎn)，因此電泵大排量?jī)?yōu)勢(shì)有時(shí)無法發(fā)揮。
基于X油田“上油下氣” 的特點(diǎn)(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(yàn)，不斷創(chuàng)新和完善，實(shí)現(xiàn)了在國內(nèi)首家采用電泵與氣舉同時(shí)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(diǎn)，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(shí)期后， 由于邊底
水的錐進(jìn)，出現(xiàn)帶水出水生產(chǎn)，此時(shí)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(jí)分離器氣舉生產(chǎn)，到含水達(dá)到70 ～8O％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 x 10 m。左右)就可以保持油井自噴
生產(chǎn)。同時(shí)對(duì)于自噴井由于某種原因停產(chǎn)后恢復(fù)生產(chǎn)時(shí)，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(shí)下電泵和氣舉工作筒，電泵出現(xiàn)故障可以采用一級(jí)分離器天然氣進(jìn)行氣舉生產(chǎn)，提高生產(chǎn)
時(shí)效。統(tǒng)計(jì)表明，該模式可以提高油井生產(chǎn)時(shí)率10 ，并大幅降低作業(yè)成本。⑥ 臨時(shí)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) ]。
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
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· 146 · 石油天然氣學(xué)報(bào)*油氣田開發(fā)工程 2012年11月
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(shí)踐表明，針對(duì)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(duì)策，已
取得了良好的開發(fā)效果，實(shí)現(xiàn)了高速高效開采。油田高峰年采油速度達(dá)到6 9／6以上，油田累計(jì)產(chǎn)油量和
采收率均超過ODP設(shè)計(jì)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(jì)6．2個(gè)百分點(diǎn)，開采年限已超過ODP設(shè)計(jì)的1O年，目前生產(chǎn)正常，預(yù)計(jì)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 9／6。X油田在取得良好的開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效
益的同時(shí)，通過油田開發(fā)生產(chǎn)實(shí)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(yàn)，對(duì)類似油田的開發(fā)具有一定的指導(dǎo)意義。
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[編輯] 宋換新
(上接第137頁)
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[編輯] 蕭雨 m

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