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 羅東紅 許慶華 李彥平 楊 光 曹 琴 羅孟鳳

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

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）有限公司深圳分公司； 2.CACT作業(yè)者集團）

珠江口盆地大部分油田已進入特高含水開發(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，需要探索新的開發(fā)策略和工藝技術以實現(xiàn)油田的可持續(xù)開發(fā)。以陸豐凹陷LFD13－1油田為例，總結了海上特高含水老油田挖潛策略和措施：通過“縱向上層系轉移”提高整個塊狀油砂體的垂向波及效率；通過非均勻井網(wǎng)加密開采分布零散的剩余油；通過水平分支井及MRC技術增大油井泄油面積、增強橫向導流能力；通過自流注水補充地層能量方式建立有效注采系統(tǒng)提高單井產(chǎn)能；加大沖洗強度，通過換大泵提液等措施進一步提高油田整體采收率；積極尋找替代資源，實現(xiàn)老油田滾動開發(fā)。這些開發(fā)策略和措施的探索與實踐，對海上同類特高含水期老油田的開發(fā)具有借鑒意義。

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

珠江口盆地位于我國南海東部，該盆地油氣開發(fā)起步于上世紀90年代初。由于儲層物性好，開發(fā)初期動用的多為整裝含油構造且邊底水能量充足，靠天然水驅就能獲得較高的采收率，多數(shù)油田自投產(chǎn)就以超過5%的采油速度連續(xù)多年高速開采，自1996年珠江口盆地年產(chǎn)油量達到1000×104m3后已連續(xù)16年穩(wěn)產(chǎn)千萬方。但是，自2003年油區(qū)整體含水率超過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＋針對規(guī)模剩余油富集帶利用高含水老井側鉆”的開發(fā)模式已難以穩(wěn)產(chǎn)。這類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96%，采出程度高達56.84%，超過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年底開始實施了“縱向上層系轉移、長段水平井和水平分支井有效動用位于泥質粉砂巖條帶α層的低品位難采儲量[1]、中低滲透層低成本能量補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，工作對象集中于含水率超過80%、可采儲量采出程度達到70%以上的老油田。海上油田由于經(jīng)濟門檻產(chǎn)量高、操作成本高及油田開發(fā)設施（平臺、油輪、海管及油井等）棄置費高等方面的因素，可持續(xù)開發(fā)的意義尤為重大，只有滿足“有效延長油田經(jīng)濟開采壽命”這一必要條件，挖潛措施才有生命力。筆者主要對LFD13－1特高含水老油田可持續(xù)開發(fā)的探索實踐進行總結。

1 LFD13－1油田開采特征

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

海上油田開發(fā)投資大、經(jīng)濟門檻產(chǎn)量高，必須采取“少井高產(chǎn)”的開發(fā)模式。油田一般進入特高含水階段的同時也進入高采出程度期。LFD13－1油田投產(chǎn)后一直以超過3.5%的采油速度連續(xù)開采了11年，截至2011年底，采出程度高達60.18%（表1），伴隨高速開采過程已進行過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，單井控制儲量也從開發(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，這也給油田的進一步挖潛帶來困難。

表1 LFD13－1油田開采指標統(tǒng)計表

1.2 油田進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)測井產(chǎn)液剖面表明，多層合采時高、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，油水相對滲透率的差異使干擾效應加劇[2－3]，進入特高含水期后，這種層間矛盾依然存在。LFD13－1－10井特高含水期的生產(chǎn)測井產(chǎn)液剖面對比結果表明，2006年7月（含水率高達95.04%時），SL－5與SL－8層因存在滲透率級差，在產(chǎn)層厚度接近的情況下，層間產(chǎn)液量相差幾十倍。

正因為有層間矛盾，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層剩余油飽和度遠遠高于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場單元（如2500油藏SL－1～SL－5層）是剩余油挖潛的主要目標之一。

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油藏開發(fā)早中期均勻井網(wǎng)加密過程示意圖

LFD13－1油田三次均勻井網(wǎng)加密的基礎是剩余油富集區(qū)連片分布。單井控制儲量的下降和旁通水流優(yōu)勢通道[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果，2009年時在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)域剩余油難以進行進一步均勻井網(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24口，特高含水井數(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345.8 m3/（d·MPa），依然存在進一步提液上產(chǎn)的空間。

2 老油田潛力空間分析

中國油田開發(fā)采取了從平面上加密井網(wǎng)、增加注采井數(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化開采的基本方針和格局[4]。根據(jù)現(xiàn)有油田開發(fā)理論認識[5]，針對特高含水期老油田的挖潛措施應著眼于影響可采儲量的三要素：體積波及系數(shù)、驅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%水平基礎上進一步提高，縱向上層系轉移被認為是主要方向，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α層）采出不足15%，剩余地質儲量高達470×104m3，因此增加SL－1～SL－4層井數(shù)提高低產(chǎn)層儲量動用程度來增加油藏整體波及體積，同時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)計結果）

其次，若能充分利用高地溫場（LFD13－1油田地層溫度高于110℃）優(yōu)勢進一步加大沖洗強度，驅油效率還有提高的空間。按室內物理模擬實驗經(jīng)驗，驅替介質溫度超過110℃后，若驅替體積倍數(shù)從5倍增加到10倍，驅油效率可提高10%[6]，目前LFD13－1油田驅替倍數(shù)只有4.71倍，換大泵提液還有很大的空間。同時，若能采用先進的工藝技術實現(xiàn)低產(chǎn)層α層油井產(chǎn)能改造，借助其含水上升平緩[1]的特點實現(xiàn)產(chǎn)油量翻番，則可為老油田挖潛奠定基礎。

其次，由于我國產(chǎn)業(yè)結構中高碳產(chǎn)業(yè)占據(jù)了很大的比例，為有效應對碳關稅，應加快產(chǎn)業(yè)結構優(yōu)化升級的進程，實現(xiàn)國家產(chǎn)業(yè)整體向兩低兩高(低能耗、低排放、高附加值、高技術含量)的方向轉化，大力促進新興產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，例如太陽能產(chǎn)業(yè)、生物產(chǎn)業(yè)、風能等。因此，我國既要全面配合產(chǎn)業(yè)政策調整，又要同經(jīng)濟增長方式轉變相一致，實現(xiàn)貿(mào)易與資源環(huán)境的協(xié)調發(fā)展，推動貿(mào)易政策優(yōu)先向競爭力導向轉變，提高出口產(chǎn)品的低碳競爭力。

最后，若能在已開發(fā)油藏開展擴邊增儲工作，則會使老油田獲得新機?！斑吷蠑U一擴，上面拱一拱，下面捅一捅”是許多陸地油田開發(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)有海上平臺鉆采設備，借上部層系高含水老井側鉆的機會，針對已開發(fā)層系周邊潛力目標多打領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策略及其實踐

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

“縱向上層系轉移”是許多油田進入開發(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識沉積體系，進一步細分開發(fā)層系甚至流動單元，查明剩余油富集區(qū)（帶）的準確位置及相應剩余油可采儲量規(guī)模，分析油砂體不同部位的水驅動用程度，只有找到水驅效率差甚至未波及部位，把調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95%，但通過綜合油藏地質研究，尤其是對2500油藏油砂體不同部位的水驅波及狀況進行分析后認為，位于塊狀砂巖頂部的含泥灰質致密層的泥質粉砂巖條帶SL－1～SL－4層被認為是可進行縱向上層系轉移的首選目標。LFD13－1油田開發(fā)中一直貫徹自下而上逐層系上返（圖4）的開發(fā)理念[3]，在一次開發(fā)早期的低含水階段，投入開發(fā)的產(chǎn)層以SL－12以下為主，砂巖純凈，水驅效率高；一次開發(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）因砂巖品質差低滲低產(chǎn)一直被列為難采儲層而未作為開發(fā)層系對待。近期研究結果表明，隨著油水界面的上移和對低產(chǎn)層滲流規(guī)律認識的深入，尤其是α層工業(yè)化試采取得突破[1]，從豐產(chǎn)層向α層的層系轉移時機已經(jīng)成熟，數(shù)值模擬研究表明，通過縱向上層系轉移，可將整個油田水驅動用程度提高23.27%。

圖4 LFD13－1油田開發(fā)歷程中2500油藏縱向層系轉移示意圖

自2009年開始在LFD13－1油田實踐“縱向上層系轉移”的理念（即將現(xiàn)有采油井數(shù)從占支配地位的豐產(chǎn)層轉移到低含水低產(chǎn)能的α層），至2011年，α層的采油井數(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“縱向上層系轉移”的整體方案全面實施后，預計到2015年，α層采油井數(shù)將上升到18口，產(chǎn)量比例將占到62.50%，而豐產(chǎn)層井數(shù)將由油田高峰產(chǎn)油期時的24口下降到8口。圖5為LFD13－1油田進入開發(fā)中后期從縱向上層系轉移試驗、過渡走向全面實施階段過程的示意圖。

圖5 LFD13－1老油田挖潛主要措施之一——2500油藏油砂體內部“縱向上層系轉移”

3.2 非均勻井網(wǎng)加密

跟大多數(shù)陸上水驅油田一樣，LFD13－1油田開發(fā)初期也是以大井距、較粗的開發(fā)層系部署基礎井網(wǎng)，中、后期進一步細分開發(fā)層系，按流動單元來完善并加密井網(wǎng)，開發(fā)井距從700～800 m逐步縮小至300～350 m，水驅儲量控制程度從不到50%提高到超過80%，采收率實現(xiàn)了翻番，均勻井網(wǎng)[7]加密效果顯著。但當油田整體含水率超過95%以上、采出程度超過60%時，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，要在老油田挖潛過程中進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，局部還有相對富集部位”的剩余油分布格局，堅持“在分散中找富集”的理念，只要找準了局部區(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剩余油挖潛的重要補充手段。

LFD13－1油田自2009年10月開始實施“非均勻井網(wǎng)加密”的挖潛措施，至2011年3月，配合“縱向上層系轉移”措施的實施，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的井數(shù)貢獻了58%的產(chǎn)油量。尤其值得一提的是，在距含水率已達68%的老井LFD13－1－4Ha（定向井）井僅45 m 的位置側鉆完成的水平井LFD13－1－20H2，投產(chǎn)后含水3%，日產(chǎn)油239 m3，說明對于特高含水老油田，堅持“在分散中找富集”的理念，并實施非均勻井網(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，大力推廣應用水平分支井及MRC井技術

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的工藝技術外，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，含水上升趨勢比后者緩慢，含水率50%之前階段單井累積產(chǎn)油高達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用MRC技術，可以最大限度延長低滲低產(chǎn)油井壽命，提高開發(fā)中后期老油田的采收率。

3.4 啟動周邊潛力構造評價，在深部地層尋找接替儲量資源

在對LFD13－1油田實施“縱向上層系轉移”技術策略的同時，還在該油田啟動了一批周邊小構造的篩選評價工作，共評價了 LFD13－1N、LFD13－1S、LFD13－1SE、LFD14－1及LFD13－1深部古近系等一系列潛力構造，并根據(jù)本地區(qū)油氣聚集“單源供烴、緩坡短軸運移、近洼成藏”[9]的特征，考慮充分利用現(xiàn)有平臺鉆采設施的方針，把LFD13－1深部古近系有利構造鎖定為首選預探目標。

差異壓實（或局部壓扭應力）作用致使LFD13－1構造整體向南掀斜，從古近系深層到新近系淺層可能存在構造高點“漂移”現(xiàn)象[9]，分析研究后認為，上世紀80年代勘探工作在“同軸構造”潛意識下有可能錯過LFD13－1深部含油構造。為此在2009年啟動LFD13－1老油田挖潛工作時提出“要在老油田下面找新油田”、“在老油田周圍找連片”，在利用特高含水老井側鉆α層目標時，同時部署了一個探深部含油構造的靶點，即LFD13－1－9PH井，鉆探結果新發(fā)現(xiàn)油藏9個，其中古近系油藏6個，油層總厚度超過100 m，最能體現(xiàn)經(jīng)濟效益的是本井由領眼井直接轉成生產(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，初步估算新增地質儲量超過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。

3.5 利用低成本補充地層能量方式建立起有效注采系統(tǒng)

無論是低滲低產(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導流能力有限、產(chǎn)層供液能力不足的問題，為了更好地完成海上老油田挖潛，還開展了“LFD13－1油田中低滲透層地層能量衰竭規(guī)律和補充方式研究”。數(shù)值模擬結果表明，若單靠天然能量衰竭式開發(fā)，LFD13－1油田2500油藏α層采收率只能達到30.8%，深層系恩平組新開發(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)濟效益。

研究認為，若采用自流注水這種低成本補充地層能量方式，既能對低產(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發(fā)中后期的采收率，又能大大降低開發(fā)成本。自流注水技術是將水體較大、能量較充足的地層水直接注入到需要補充能量的油藏中以保持油藏壓力的一種技術。自流注水技術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注采連通井眼，注采連通井眼須鉆穿一個能量充足的供水層和一個需補充能量的油層，通過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，大量的水會從含水層流至儲油層。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采層中，達到注水開發(fā)的目的（圖6）。

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

圖6 自流注水概念模型示意圖

3.6 加大沖洗強度，通過換大泵提液等措施進一步提高油田整體采收率

根據(jù)累積產(chǎn)液推算，LFD13－1油田進入開發(fā)中后期水驅倍數(shù)只有4.71PV（孔隙體積），若進一步加大沖洗強度，驅油效率依然有增加的余地，尤其是對比本海域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LFD13－1油田實施大泵提液措施將泵型調整為2465 m3/d開展試驗，目前已實施 LFD13－1－15、LFD13－1－23Ha兩口井，平均單井增油28.62 m3/d，充分說明進一步加大沖洗強度依然是老油田挖潛增產(chǎn)措施中的有效手段之一。

4 結束語

LFD13－1油田是珠江口盆地一個典型的老油田，進入特高含水期后其開發(fā)技術策略走向的探索具有重要意義，通過技術政策的轉變及多種挖潛措施，使這一含水率曾高達96%的老油田又重獲生機，其中“縱向上層系轉移”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，成功地動用近500萬m3難采儲量后，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新的出路。只要找到有針對性的技術方向，并綜合運用多種挖潛措施，海上特高含水老油田開發(fā)依然能獲得生機。實踐證明，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)開發(fā)之路。

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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，高級工程師，主要從事海上油氣田開發(fā)油藏數(shù)值模擬、井下增產(chǎn)措施評價和方案實施以及開發(fā)中后期方案調整研究工作。地址：廣東省深圳市蛇口工業(yè)二路一號海洋石油大廈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）