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海上底水油田高效開發的技術對策——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		點擊數：	更新時間： 2025年09月22日
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上一篇：海上河流相油田高效開發技術

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． 石油天然氣學報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的技術對策
— — 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環境，以及開發過程中高科技、高難度、高風險和高投入的特點，決
定了其經濟生產期一般為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，實現高效開發，則需要采取特殊的技術對策。針對海上典型底水油田X油田，通過采取適應油
田地質特征的開采策略，如水平井與定向井相結合、單采與合采相結合、自噴與多樣化人工舉升相結合
以及高采油速度等一系列開發技術對策， 使其在有限的生產壽命期內實現了較高的采收率， 并取得了良
好的經濟效益。
[關鍵詞]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]TE32；TE34 [文獻標志碼]A [文章編號]1000—9752(2012)¨ 一0142一O5
1 油田地質與開發簡況
X油田位于中國海域，為長軸背斜、斷背斜構造，含油層系為古近系漸新統，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，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。原油品質好，密度低、黏度小，地面原油相對密度0．754～O．790g／cm。，黏
度0．87～l-62mPa·S，為典型的輕質油。
X油田于1998年投入開發，開發初期根據開發方案部署6口開發井(水平井1口，定向井5口，
其中1 13定向井因落空改為氣井)，采用不規則井網開發。油田高峰期年產油70×10 m。。截至2011年
l2月底，油田共有11口開發井，油藏采出程度42．5 ，綜合含水96 9／6。
2 高效開發技術對策
2．1 高速高效的開采策略
海上油田開發的最大困難，是如何在技術上適應海上復雜多變的海況、氣象條件，以保證設施和人
員的安全，從而保證油田的正常生產。X油田所處海域，每年6～1O月為臺風活動期，同時受海上平臺
空間的制約，要求各種設施體積小、精度高，油田的生產作業需快速優質高效進行l1 ]。
x油田具備高速開發的地質條件：①長軸背斜、斷背斜構造，油田構造相對小而且簡單，主力油藏
儲層厚度40～106m，分布穩定，連通性好；②儲層物性好；③油藏具活躍的邊底水天然能量，產能旺
盛，油品性質好。
根據x油田地質特征和海上油田生產特點，在開發方案設計中大膽引用了高速開采的理念，ODP
(油氣田總體開發方案)設計采油井6 13，初期采用自噴開采，后期轉為電潛泵舉升，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
[基金項目]中國海洋石油總公司 十一五 科技發展重大專項(CNOOC-KJH5ZDXM06LTD)。
[作者簡介]宋春華(1966一 ，女，1986年廣東石油學校畢業，高級工程師，現主要從事油氣田開發地質方面的研究工作。
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第34卷第11期 宋春華等：海上底水油田高效開發的技術對策
X油田于1998年1t月正式投產，在開發的前4年，采油速度均保持5 以上(圖1)，主力層如
E2、E3、E6。采油速度甚至達到9％～11 。在高速開發過程中，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方案設計6．2個
百分點， 目前仍正常生產。該油田已于2003年收回全部投資，從油田建設到回收投資僅經歷了1O年時
間，而從投產到收回投資僅經歷了5年時問，體現了海上油田少井、高速、高效的開發特點。
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時間／年
圖1 X油田年采油速度及產油量和綜合含水圖
2．2 水平井與定向井相結合的布井方式
X油田含油層位縱向上分布在多個油藏(E2~E8)，各層地質特征和儲量差異比較明顯(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，位于構造高部位的生
產井鉆遇油層厚度在20m 左右，地質儲量分別占總地質儲量的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
開發過程中，根據油藏特征，采取了定向井與水平井相結合的布井方式開發主力油藏，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效果。
表1 X油田主要產層地質特征表
X油田ODP方案設計部署6口生產井，均為定向井，按兩套層系分別開采E2~E3和E6~E7油層
組，其中南區以E2、E3油層組為主，共設計3口生產井；E6。、E7油層設計1口生產井；北區E6 層
設計2口生產井。
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石油天然氣學報 油氣田開發工程 2012年11月
在方案實施過程中，加強了鉆前井位優化和隨鉆跟蹤研究，結合油藏數值模擬等多種技術手段，為
改善開發效果，針對不同的油藏地質特征重新優化井型和井位。實施過程中，將ODP設計的6 El定向
井調整為2口水平井和4 El定向井(表2)。在隨后的開發調整井設計中，也采取了水平井與定向井相
結合的方式，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設計與開發實施開發井井型調整對比表
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，且先期多采用單采，后期調整為單采與多
層合采相結合，可以增加出油點，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
度387m，北部K7井水平段長度為268m，水平井段盡量沿油層構造頂部鉆進，這樣既滿足較高的采油
速度，又能有效控制底水錐進；另外，儲量僅次于E2抖 油藏的E6。油藏也鉆了1口水平井(即K8
井)，水平段長度273m。這3口水平井發揮了高產優勢，K3井初期日產量達到1250m。， 占當時油田日
產量的1／3～1／2，無水產油期達到274d；K7井、K8井初期日產量分別達到了560m。和800m。，分別
占到當時油產量的1／3和1／4，為油田高速開采發揮了重要作用。就以水平井開發為主的E2。 油藏而
言，K3井、K7井2口水平井，至2011年底，累計產油133．6×10 m。，采出程度34．8 。
2．3 單采與合采相結合的開采模式
X油田的地質特征具有如下特點：① 構造相對簡單，含油范圍內無斷層，為一完整的背斜構造，
主力油藏儲層分布穩定，儲層巖性以細～ 中粒砂巖為主；② 泥質膠結為主，生產無需防砂完井；③ 主力
油層儲量集中，E2抖 、E3 、E6。、E6。等4個油藏占油田原始地質儲量的88 9，6，如果加上E3 、E7 。
兩個次要油藏，則占原始地質儲量的97 9／6，主力油層均有較高產能，單層具有獨立生產能力；④ 原油
性質好，且主力層之問原油性質相近；⑤各主力層之間均有一定厚度且穩定分布的隔層，各油藏具各自
獨立的油水界面，且為正常的壓力系統。
根據油藏地質特征，ODP設計采用2套層系進行開發，上層系為E2～E3，下層系為E6～E7，其
他次要層，留待開發中后期動用。早期按主力油層分別布井，細分層系開采．充分發揮單油層的高產作
用；生產期分為單層單采、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，充分發揮單層在沒有干擾下的生產能力，加強對油藏特征的認識，進一步了解分層水驅
能量、層間差異與油水運動規律以及生產能力和原油性質。
2)第2階段為“選擇性層系合采” 加密和完善開發井網，保持各層的高速開采，同時采用補孔
方法增加各層生產井點或互換生產層位；利用滑套工藝，對低效井和高含水井實施補孔上返，例如K2
井補孔E2、E3，K8井上返E3 。
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3)第3階段為“跨層系混采” 在繼續對主力層挖潛的同時，通過對主力層剩余油飽和度較高的
井區以及次要層儲層物性相對較好的井區鉆調整井或者進行~b：fL，以強采主力層，并提高次要層的動用
程度。以E8油藏為例，該油藏地質儲量約10×10 m。，早期一直未生產，在第3階段通過鉆調整井K9
井予以動用。2004年2月投產初期自噴生產日產油115m。；后通過補射E7 層，充分動用E7抖。油藏
構造北部剩余油，兩層合采初期日產油達到290m。，生產2年后，為了增加出油點，又補射E6。、E6 、
E3 ，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合的采油工藝
電泵舉升的最大優點是提液量大，但易受出砂影響，同時檢修時間長、費用高，影響生產時率和增
加生產成本l3]。氣舉比較適合于大斜度井、生產層比較薄、易出的砂井，但提液量有限。在油田開發中
后期，提液往往成為提高采收率的重要措施_3]。但對于薄層，隨著含水上升產液量不斷加大而導致生產
壓差過大，油井更容易“激動” 從而影響正常生產，因此電泵大排量優勢有時無法發揮。
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合的
舉升工藝試驗，不斷創新和完善，實現了在國內首家采用電泵與氣舉同時在一口油井應用的人工舉
升工藝。
根據油藏不同階段、不同生產層位的生產特點，建立了6種采油工藝模式。① 自噴模式：油藏開發
初期，生產能力旺盛，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，出現帶水出水生產，此時自噴不足以維持正常生產，需要通過增大排液量提高單井產量。電
潛泵適合于水平井、生產層供液能力強的定向井，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，到含水達到70 ～8O％后，再采用
電泵生產，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，開發中后期的調整井投
產即出現油井含水， 自噴生產能力差，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。同時對于自噴井由于某種原因停產后恢復生產時，需要通過誘噴恢復生產。⑤ 氣舉+電泵組合模
式：通過同時下電泵和氣舉工作筒，電泵出現故障可以采用一級分離器天然氣進行氣舉生產，提高生產
時效。統計表明，該模式可以提高油井生產時率10 ，并大幅降低作業成本。⑥ 臨時氣舉模式：電泵
故障停產且已無法自噴，通過氣井直接氣舉恢復生產 ]。
X油田11口生產井中，早期采用自噴、中后期以電泵生產為主的有6口井(K1井、K2井、K3
井、K5井、K7井)；早期自噴、中后期以氣舉生產為主的有4口(KK5井、K9井、K10井、K11
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井)；早期自噴、中后期氣舉+電泵組合氣舉生產的井為1口(K8井)。此外，K1井、K2井、K7井井
筒也已下入Y型電泵氣舉生產管柱。
3 結 語
X油田13年的開發實踐表明，針對海上油田特有的工況條件和地質特征制定的開發技術對策，已
取得了良好的開發效果，實現了高速高效開采。油田高峰年采油速度達到6 9／6以上，油田累計產油量和
采收率均超過ODP設計指標，投產5年即收回全部投資。至2011年12月底，原油采出程度達
42．5 ，超過ODP設計6．2個百分點，開采年限已超過ODP設計的1O年，目前生產正常，預計在采
取一系列的調整挖潛措施后，X油田最終采收率可達到48 9／6。X油田在取得良好的開發效果和經濟效
益的同時，通過油田開發生產實踐，在油田開發技術、開發策略方面探索出一套海上底水油田開發經
驗，對類似油田的開發具有一定的指導意義。
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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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