南海西部海域油氣田開發(fā)技術(shù)進(jìn)展及發(fā)展方向*

姜 平 雷 霄 王雯娟 張喬良 王慶帥 魯瑞彬 黃煥兵

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

近年來隨著中國油氣對外依存度的不斷攀升[1]，南海西部油田不斷加大勘探開發(fā)力度，已實(shí)現(xiàn)連續(xù)12年穩(wěn)產(chǎn)千萬方油當(dāng)量產(chǎn)量規(guī)模，成為中國南方重要的能源生產(chǎn)基地。

南海西部油氣藏類型復(fù)雜多樣，開發(fā)難度大，主要有海相砂巖油藏、陸相復(fù)雜斷塊油藏、(超)高溫高壓氣藏、深水氣藏、凝析氣藏等[2-5]。不同類型油氣藏開發(fā)方式各異、開發(fā)效果差異大，為南海西部油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)帶來較大挑戰(zhàn)。經(jīng)過多年的開發(fā)實(shí)踐，通過科技攻關(guān)、技術(shù)創(chuàng)新，形成了南海西部穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)關(guān)鍵技術(shù)，取得了較好的應(yīng)用效果，同時(shí)進(jìn)一步分析了南海西部油田未來穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)可能面臨的新挑戰(zhàn)、新問題，并提出對應(yīng)的技術(shù)發(fā)展方向，加強(qiáng)相關(guān)技術(shù)儲(chǔ)備。

1 南海西部油氣田開發(fā)概況及面臨挑戰(zhàn)

南海西部油田自1986年生產(chǎn)第一桶油以來，經(jīng)過34年的開發(fā)歷程，目前面臨老油氣田增產(chǎn)挖潛、海上新領(lǐng)域氣藏開發(fā)難度大以及海上低品位儲(chǔ)量動(dòng)用困難等問題，制約南海西部油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)。

1.1 南海西部油氣田開發(fā)概況

南海西部油氣田主要分布在北部灣、珠江口、鶯歌海和瓊東南四大盆地，其中油田主要分布在北部灣盆地的潿西南凹陷、烏石凹陷和珠江口盆地西部瓊海低凸起等；氣田主要分布在鶯歌海盆地中央泥底辟帶、瓊東南盆地崖城低凸起等。

自1980年至2000年，南海西部通過積極開展對外合作、積累勘探開發(fā)技術(shù)，陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了潿洲11-4、潿洲12-1、文昌13-1/2、崖城13-1、東方1-1等大型油氣田；自2001年至2010年，通過在北部灣盆地積極開展?jié)L動(dòng)勘探，陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了潿洲11-4N、潿洲11-2、潿洲11-1N等中型油田，極大程度上彌補(bǔ)了老油氣田的遞減趨勢；2011年以來，通過勘探技術(shù)創(chuàng)新，陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了烏石17-2油田群、東方13區(qū)高溫高壓氣田、陵水氣田群以及樂東10-1等油氣田。

截至目前，南海西部油氣田已建成原油生產(chǎn)基地2個(gè)(潿洲油田群和文昌油田群)，天然氣生產(chǎn)基地1個(gè)(鶯瓊氣田群)，成為中國南方重要的能源生產(chǎn)基地。

1.2 南海西部油氣田開發(fā)面臨挑戰(zhàn)

1) 老油氣田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)矛盾日益突出

注水開發(fā)是南海西部油田的主要開發(fā)方式，經(jīng)過30多年的開發(fā)，南海西部水驅(qū)砂巖油藏大多已進(jìn)入中高含水階段，綜合含水達(dá)80%，可采儲(chǔ)量采出程度達(dá)74%，部分老油田已進(jìn)入高含水、高采出程度的“雙高”開發(fā)階段[6-7]。高含水、特高含水期剩余油分布高度分散又相對富集，受儲(chǔ)層非均質(zhì)性、斷層遮擋作用影響，開發(fā)難度越來越大。“雙高”油田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)矛盾日益突出。

南海西部在生產(chǎn)氣田已開發(fā)地質(zhì)儲(chǔ)量占探明地質(zhì)儲(chǔ)量的95%，可采儲(chǔ)量采出程度約為79%，可采儲(chǔ)量采出程度高，生產(chǎn)面臨見水、出砂、低產(chǎn)低效等一系列復(fù)雜問題，開發(fā)中后期挖潛難度大。如何在開發(fā)后期對低產(chǎn)、低效井進(jìn)行治理，延長生產(chǎn)周期，經(jīng)濟(jì)高效提高氣田群采收率，達(dá)到氣藏最佳開發(fā)效果，是南海西部老氣田開發(fā)面臨的難點(diǎn)和重點(diǎn)工作。

2) 海上新領(lǐng)域氣藏開發(fā)難度大

近年來南海西部油田在鶯瓊盆地高溫高壓和深水等領(lǐng)域勘探開發(fā)取得了突破，成為了天然氣能源接替的現(xiàn)實(shí)區(qū)，但海上在高溫高壓、深水氣田開發(fā)方面技術(shù)要求較高，開發(fā)難度較大。

南海西部高溫高壓氣藏具有溫度高(地層溫度150～220 ℃)、壓力高(壓力系數(shù)1.7～2.3；壓力55～100 MPa)、CO2含量高(3%～73%)的“三高”特征，高溫高壓高CO2造成流體滲流機(jī)理認(rèn)識(shí)不清、關(guān)鍵參數(shù)評(píng)價(jià)難度大；由于海上高溫高壓氣藏的特殊性，其測試費(fèi)用高、測試成功率低，通過測試獲取氣井產(chǎn)能難度大，影響高溫高壓氣藏高效開發(fā)[8-11]。

南海西部深水氣田群為呈條帶狀分布的多個(gè)獨(dú)立氣藏，砂體多且各砂體氣藏的水體能量差異大。開發(fā)工程方案采用多套水下井口長距離串聯(lián)開發(fā)，“氣藏—井筒—井口—管匯—平臺(tái)”多節(jié)點(diǎn)相互之間干擾較大，生產(chǎn)系統(tǒng)相互干擾可導(dǎo)致氣田群無法實(shí)現(xiàn)均衡高效開采，且部分井區(qū)產(chǎn)能可能無法釋放。深水氣田群高效開發(fā)面臨巨大挑戰(zhàn)[12-13]。

3) 海上低品位儲(chǔ)量動(dòng)用困難

海上油田開發(fā)費(fèi)用高、投資大，由于經(jīng)濟(jì)、技術(shù)及政策等因素的制約，南海西部大量低滲、邊際小油田等低品位儲(chǔ)量動(dòng)用困難，難以形成實(shí)際產(chǎn)能[14]。

南海西部低滲原油探明儲(chǔ)量占總探明儲(chǔ)量的29.9%，探明低滲儲(chǔ)量動(dòng)用率為34.2%，動(dòng)用程度低，產(chǎn)量貢獻(xiàn)小，大部分儲(chǔ)量長期難以投入開發(fā)。如何有效開發(fā)這些低滲、邊際等低品位儲(chǔ)量，對南海西部海域后續(xù)產(chǎn)量接替具有十分重要的意義。

2 南海西部油氣田開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)展

針對海上老油氣田增產(chǎn)挖潛、新領(lǐng)域氣藏開發(fā)難度大以及低品位儲(chǔ)量動(dòng)用困難等問題，經(jīng)過不斷探索實(shí)踐，形成了一系列海上油氣田上產(chǎn)關(guān)鍵技術(shù)，在南海西部油田應(yīng)用效果較好。

2.1 海上老油氣田增產(chǎn)挖潛關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)展

2.1.1海上稀井網(wǎng)復(fù)雜儲(chǔ)層構(gòu)型和流動(dòng)單元表征技術(shù)

針對海上井網(wǎng)稀疏、砂體接觸關(guān)系復(fù)雜的問題，以“復(fù)合砂體”為核心，采用井震結(jié)合、多維互動(dòng)的方法對強(qiáng)非均質(zhì)性儲(chǔ)層開展構(gòu)型解剖[15]。結(jié)合構(gòu)型單元類型、砂體疊置樣式、滲流屏障、巖性、物性及微觀參數(shù)對流動(dòng)單元進(jìn)行表征。利用目標(biāo)建模方法模擬復(fù)合河道的分布；采用層次建模方法建立流動(dòng)單元模型[16]，模擬物性分布；基于復(fù)合砂體構(gòu)型，建立可精細(xì)表征復(fù)合-單砂體空間展布特征的流動(dòng)單元模型(圖1)。在此基礎(chǔ)上，以儲(chǔ)層內(nèi)部動(dòng)態(tài)滲流性能為主，強(qiáng)調(diào)滲流動(dòng)用狀態(tài)，并結(jié)合儲(chǔ)層構(gòu)型靜態(tài)特征對儲(chǔ)層品質(zhì)進(jìn)行劃分，采用動(dòng)靜態(tài)結(jié)合的方法進(jìn)行流動(dòng)單元表征，表征結(jié)果與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)符合度高，大幅提高了剩余油分布預(yù)測的準(zhǔn)確性。

圖1 海上稀井網(wǎng)復(fù)雜儲(chǔ)層構(gòu)型和流動(dòng)單元表征Fig .1 Complex reservoir configuration and flow unit characterization of offshore thin well pattern

2.1.2“雙高”油田儲(chǔ)層滲流參數(shù)時(shí)變規(guī)律表征技術(shù)

南海西部海相砂巖油田大多已經(jīng)進(jìn)入中高含水階段，長期水驅(qū)沖刷下，油藏儲(chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)和宏觀參數(shù)發(fā)生了較大的變化。但目前常規(guī)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)和油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)難以定量評(píng)價(jià)和表征水驅(qū)油藏開發(fā)過程中儲(chǔ)層參數(shù)的動(dòng)態(tài)變化，造成油田開發(fā)中后期剩余油分布預(yù)測精度不高。

開展巖心高倍水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，在滲流參數(shù)時(shí)變微觀機(jī)理認(rèn)識(shí)基礎(chǔ)上，研究高倍驅(qū)替巖心滲透率、油水兩相相滲曲線、驅(qū)油效率等參數(shù)時(shí)變規(guī)律[17-19]。結(jié)合油田生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，提出考慮含水飽和度、沖刷強(qiáng)度的油水相滲時(shí)變表征方法，實(shí)現(xiàn)了不同水驅(qū)強(qiáng)度下油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律的動(dòng)態(tài)表征(圖2)。將得到的時(shí)變規(guī)律應(yīng)用到油藏?cái)?shù)值模擬中，根據(jù)每個(gè)網(wǎng)格的沖刷狀態(tài)，實(shí)時(shí)更新時(shí)變參數(shù)，形成時(shí)變數(shù)值模擬技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了滲流時(shí)變規(guī)律從實(shí)驗(yàn)認(rèn)識(shí)、理論構(gòu)建到礦場應(yīng)用的跨越，大幅提高了剩余油分布預(yù)測精度。

圖2 文昌13-2油田不同開發(fā)階段相滲曲線圖Fig .2 Phase permeability curve of WC13-2 oilfield in different development stages

2.1.3氣田群“氣藏—平臺(tái)—集輸”一體化降壓增產(chǎn)技術(shù)

依據(jù)氣井井口流動(dòng)壓力和輸氣壓力的關(guān)系，衰竭式氣田開發(fā)一般經(jīng)歷3個(gè)階段，井口流動(dòng)壓力大于輸氣壓力的定產(chǎn)量階段、井口流動(dòng)壓力等于輸氣壓力的產(chǎn)量遞減階段、生產(chǎn)末期低壓小產(chǎn)量生產(chǎn)階段。在氣田開發(fā)后期，當(dāng)井口壓力降低，氣體無法進(jìn)入管線后，通過安裝濕氣壓縮機(jī)來對井口氣流進(jìn)行二次加壓并重新外輸，可以有效增加氣井的產(chǎn)量，延長氣井的穩(wěn)產(chǎn)期或減緩遞減趨勢，從而最終提高氣田的采收率[20]。

南海西部氣藏多已進(jìn)入定壓降產(chǎn)階段，氣田進(jìn)入了遞減期，近年來崖城13-1氣田[21]、東方1-1氣田陸續(xù)開展了降壓項(xiàng)目研究，降壓幅度較大，提高采收率效果顯著。

形成的海上老油氣田增產(chǎn)挖潛關(guān)鍵技術(shù)在南海西部老油氣田挖潛中應(yīng)用效果較好。指導(dǎo)了文昌、潿洲油田群4個(gè)油田9口調(diào)整井井位部署及39井次提液方案設(shè)計(jì)與實(shí)施，增油效果顯著，且成功指導(dǎo)了文昌13-2油田綜合調(diào)整，預(yù)計(jì)提高油田采收率9%。通過對南海西部在生產(chǎn)氣田實(shí)施“氣藏—平臺(tái)—集輸”一體化降壓生產(chǎn)技術(shù)，南海西部氣田預(yù)計(jì)累增氣46×108m3，提高采收率3%～6%。

2.2 海上新領(lǐng)域氣藏高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)展

2.2.1高溫高壓氣藏區(qū)域產(chǎn)能評(píng)價(jià)技術(shù)

由于海上高溫高壓氣藏的特殊性，其測試費(fèi)用高、測試成功率低，通過測試獲取氣井產(chǎn)能難度大。針對南海西部高溫高壓高CO2氣藏特征，開展區(qū)域產(chǎn)能預(yù)評(píng)價(jià)技術(shù)研究，重點(diǎn)考慮儲(chǔ)層應(yīng)力敏感效應(yīng)、CO2含量、氣井表皮系數(shù)等參數(shù)對產(chǎn)能的影響，建立南海西部區(qū)域產(chǎn)能預(yù)測技術(shù)。

將滲流力學(xué)與彈塑性力學(xué)相結(jié)合，基于高溫高壓流固耦合實(shí)驗(yàn)，證實(shí)應(yīng)力敏感的非線性行為，形成“定性—半定量—定量”評(píng)價(jià)體系，建立靶區(qū)應(yīng)力敏感方程，明確應(yīng)力敏感變化規(guī)律；考慮應(yīng)力敏感的動(dòng)態(tài)變化，建立高溫高壓氣藏衰竭開發(fā)過程應(yīng)力-相滲時(shí)變圖版。分析CO2含量對天然氣偏差系數(shù)、黏度等參數(shù)的影響，基于實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)推導(dǎo)建立一種適用于高中低二氧化碳含量的全范圍偏差系數(shù)校正模型[22-26]。

基于高溫高壓氣藏流體滲流實(shí)驗(yàn)結(jié)果，考慮“應(yīng)力敏感、氣水兩相滲流、水溶氣、凝析水”等參數(shù)動(dòng)態(tài)變化,建立南海西部高溫高壓氣藏全生命周期產(chǎn)能評(píng)價(jià)技術(shù)。形成南海西部區(qū)域產(chǎn)能預(yù)測圖版(圖3[11])，提高產(chǎn)能預(yù)測精度。

圖3 南海西部高溫高壓氣井區(qū)域產(chǎn)能預(yù)測圖版[11]Fig .3 Regional productivity prediction chart for high temperature and high pressure gas wells in western South China Sea[11]

2.2.2深水氣田群“氣藏—井筒—管網(wǎng)”一體化技術(shù)

針對南海西部深水氣田群“氣藏—井筒—井口—管匯—平臺(tái)”多節(jié)點(diǎn)相互之間干擾較大，難以實(shí)現(xiàn)氣田群均衡高效開采問題，提出深水氣田群一體化技術(shù)，應(yīng)用PIPSIM軟件建立各管匯的一體化管網(wǎng)精細(xì)模型，應(yīng)用ECLIPSE和INTERSECT模擬器搭建多個(gè)氣藏?cái)?shù)值模型，并基于IAM平臺(tái)搭建南海西部深水氣田群“氣藏—井筒—管網(wǎng)”多節(jié)點(diǎn)耦合的一體化模型，開展一體化合理開關(guān)井制度研究和一體化合理配產(chǎn)制度研究，形成多節(jié)點(diǎn)耦合一體化研究開發(fā)策略，實(shí)現(xiàn)氣田群均衡高效開發(fā)。進(jìn)一步提供從井筒到管網(wǎng)再到處理設(shè)備整個(gè)過程的流動(dòng)保障，達(dá)到氣藏、氣井、管網(wǎng)和生產(chǎn)設(shè)備等整個(gè)生產(chǎn)網(wǎng)絡(luò)之間的智能化管理。南海西部深水氣田群一體化研究，為實(shí)現(xiàn)深水氣田群長期高效穩(wěn)產(chǎn)開發(fā)提供技術(shù)支撐。

圖4 “氣藏—井筒—管網(wǎng)”多節(jié)點(diǎn)耦合的一體化模型Fig .4 Multi node coupling integrated model of “gas reservoir-wellbore-pipeline”

形成的高溫高壓氣藏區(qū)域產(chǎn)能評(píng)價(jià)技術(shù)，有效指導(dǎo)了東方13-2氣田配產(chǎn)研究，建成年產(chǎn)能30×108m3高溫高壓氣田。利用深水氣田群氣藏—井筒—管網(wǎng)一體化技術(shù)，指導(dǎo)陵水17-2深水氣田群方案研究，實(shí)現(xiàn)高峰年產(chǎn)氣33.9×108m3。促進(jìn)了南海西部高溫高壓、深水新領(lǐng)域氣田高效開發(fā)。

2.3 海上低品位儲(chǔ)量有效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)展

2.3.1海上低滲油藏經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)技術(shù)

海上油田經(jīng)濟(jì)門檻高、工業(yè)開發(fā)下限難以確定，目前，主要通過“甜點(diǎn)”儲(chǔ)層的開發(fā)帶動(dòng)低滲油田的建產(chǎn)，因此，海上低滲油田具有工業(yè)價(jià)值的“甜點(diǎn)”儲(chǔ)層識(shí)別至關(guān)重要。在南海西部低滲氣藏,創(chuàng)建了表征儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)-滲流特征的評(píng)價(jià)參數(shù)預(yù)測模型，提出了融合巖心、測井、測試的儲(chǔ)層綜合分類評(píng)價(jià)方法，形成了海上低滲油藏“甜點(diǎn)”判別技術(shù)體系，實(shí)現(xiàn)了低滲未開發(fā)儲(chǔ)量評(píng)價(jià)與動(dòng)用優(yōu)選。

南海西部大部分低滲透油田水體不活躍，彈性能量小，投產(chǎn)后壓力大幅下降,產(chǎn)量遞減快[27]，因此需要采用注水、注氣的方式進(jìn)行開采。立足南海西部低滲儲(chǔ)層地質(zhì)油藏特征及周邊資源，通過實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)、數(shù)值模擬等手段開展低滲油藏開發(fā)能量補(bǔ)充方式效果評(píng)價(jià)及優(yōu)選。從水驅(qū)機(jī)理入手，開展改善水驅(qū)效果提高采收率技術(shù)研究，創(chuàng)建基于全流度理論的儲(chǔ)層滲流能力表征新參數(shù)[28]，提出“低價(jià)高礦化度”改善水驅(qū)新技術(shù)與波及系數(shù)場四維表征新方法，引入海水軟化技術(shù)作為注入水水源，形成海上低滲油藏有效注水開發(fā)技術(shù)體系。

通過對海上低滲油藏“甜點(diǎn)”儲(chǔ)量優(yōu)選、有效注水補(bǔ)充能量等攻關(guān)研究，形成南海西部油田低滲油藏經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)技術(shù)系列。

2.3.2模式創(chuàng)新推動(dòng)低品位儲(chǔ)量有效開發(fā)

在低品位儲(chǔ)量動(dòng)用方面，南海西部油田不斷進(jìn)行技術(shù)及管理模式創(chuàng)新，包括企地合作新模式、可移動(dòng)式井口平臺(tái)租賃開發(fā)模式、水下生產(chǎn)系統(tǒng)維修再利用模式等，推動(dòng)高凝、低滲、小規(guī)模等邊際油氣田有效開發(fā)。

海上低品位儲(chǔ)量有效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)成功推動(dòng)南海西部低品位儲(chǔ)量滾動(dòng)建產(chǎn)。該技術(shù)應(yīng)用于潿洲12-2、潿洲6-13南塊以及烏石17-2等油田前期開發(fā)方案編制及方案優(yōu)化中，方案優(yōu)化80井次，實(shí)施開發(fā)井40口，已建產(chǎn)規(guī)模超100×104m3。通過模式創(chuàng)新，企地合作，加快烏石新區(qū)建產(chǎn)，預(yù)計(jì)推動(dòng)烏石油田群開發(fā)可新增建產(chǎn)規(guī)模150×104m3；利用移動(dòng)式平臺(tái)、租賃共擔(dān)風(fēng)險(xiǎn)，推動(dòng)潿洲5-7等小規(guī)模油田開發(fā)。

3 南海西部油氣田開發(fā)技術(shù)發(fā)展方向

開發(fā)實(shí)踐表明，已建立的海上油氣田上產(chǎn)關(guān)鍵技術(shù)系列，在南海西部油氣田推廣應(yīng)用較好，改善了在生產(chǎn)油氣田的開發(fā)效果。我國海上油田開發(fā)的實(shí)踐歷程充分證明，提高采收率技術(shù)的不斷進(jìn)步是實(shí)現(xiàn)老油氣田可持續(xù)開發(fā)、復(fù)雜難采油氣田有效動(dòng)用的根本動(dòng)力和攻堅(jiān)利器。南海西部油田在老油氣田提高采收率、超高溫高壓低滲氣藏有效開發(fā)等方面仍面臨較大挑戰(zhàn)，需要發(fā)展新的技術(shù)，支撐南海西部油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)。

3.1 老油氣田提高采收率技術(shù)發(fā)展方向

3.1.1“雙高”水驅(qū)油田提高采收率油藏表征技術(shù)

南海西部在高含水、高采出程度的“雙高”油田形成了以復(fù)雜儲(chǔ)層構(gòu)型、水驅(qū)油藏滲流參數(shù)時(shí)變表征等為核心的增產(chǎn)挖潛關(guān)鍵技術(shù)，但在復(fù)雜儲(chǔ)層非均質(zhì)性描述、海上時(shí)移地震監(jiān)測及水驅(qū)油藏滲流參數(shù)時(shí)變數(shù)值模擬技術(shù)等方面仍需進(jìn)一步攻關(guān)，精細(xì)描述剩余油分布規(guī)律，提高老油田采收率。

大力發(fā)展“雙高”水驅(qū)油田提高采收率油藏表征技術(shù)，通過分層次、多學(xué)科結(jié)合進(jìn)行不同尺度砂體精細(xì)描述，建立非均質(zhì)性表征參數(shù)的井間預(yù)測方法，提高非均質(zhì)性動(dòng)態(tài)認(rèn)識(shí)的深度與精度。通過研究油藏不同開發(fā)時(shí)期采集的地震數(shù)據(jù)差異，結(jié)合常規(guī)油藏監(jiān)測數(shù)據(jù)，分析儲(chǔ)層流體、壓力等動(dòng)態(tài)參數(shù)變化的信息，尋找剩余油分布。利用微觀可視化驅(qū)油及宏觀驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，準(zhǔn)確認(rèn)識(shí)剩余油賦存狀態(tài)及控制因素，并建立滲流參數(shù)動(dòng)態(tài)規(guī)律定量表征方法，形成微觀驅(qū)油數(shù)值模擬與大型時(shí)變數(shù)值模擬技術(shù)，精細(xì)表征油水滲流能力動(dòng)態(tài)變化。最終結(jié)合高精度非均質(zhì)性描述、時(shí)移地震、時(shí)變數(shù)模等技術(shù)，形成“雙高”水驅(qū)油田提高采收率油藏表征技術(shù)體系，提高剩余油分布預(yù)測精度，實(shí)現(xiàn)高含水期精準(zhǔn)調(diào)整與挖潛，提高油田采收率。

3.1.2氣驅(qū)提高采收率技術(shù)

海上部分水驅(qū)油藏進(jìn)入特高含水期后，注水無效循環(huán)加劇，對油田控含水、控遞減工作造成極大困難，直接影響油田的注水效果及經(jīng)濟(jì)效益。同時(shí)海上部分低滲、復(fù)雜斷塊油藏，注水開發(fā)效果差，亟需尋求新的開發(fā)方式，提高開發(fā)效果。南海西部在無效循環(huán)加劇的高含水及注水開發(fā)效果差的低滲復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)仍面臨較大挑戰(zhàn)。

南海西部油田開展了注氣開發(fā)礦場試驗(yàn)，立足已有注氣開發(fā)實(shí)踐，進(jìn)一步開展注氣驅(qū)流體、滲流、注氣方式以及驅(qū)油效率等實(shí)驗(yàn)，研究氣驅(qū)過程油氣藏流體、儲(chǔ)層物性及滲流參數(shù)的動(dòng)態(tài)變化規(guī)律，明確不同注氣方式提高采收率機(jī)理及其主控因素。形成海上油藏注氣提高采收率篩選標(biāo)準(zhǔn)，建立氣驅(qū)提高采收率技術(shù)體系，實(shí)現(xiàn)高含水期油藏提高采收率及低滲復(fù)雜斷塊油藏經(jīng)濟(jì)有效規(guī)模開發(fā)。

3.1.3復(fù)雜氣田提高采收率技術(shù)

南海西部海域在海上大氣田的開發(fā)已經(jīng)積累了20多年的經(jīng)驗(yàn)，取得了以產(chǎn)能評(píng)價(jià)、動(dòng)儲(chǔ)量分析、降壓生產(chǎn)等為核心的增產(chǎn)挖潛關(guān)鍵技術(shù)。但隨著開發(fā)生產(chǎn)的進(jìn)行也將面臨剩余氣分布認(rèn)識(shí)不清、低產(chǎn)低效井問題日益突出等挑戰(zhàn)。

針對復(fù)雜氣田提高采收率所面臨的挑戰(zhàn)，全面盤點(diǎn)梳理氣田潛力，分類制定挖潛及提高采收率對策，重點(diǎn)攻關(guān)氣藏流固耦合滲流、剩余氣分布規(guī)律研究，研發(fā)南海西部氣田開發(fā)后期穩(wěn)產(chǎn)工藝技術(shù)，最終建立南海西部在生產(chǎn)氣田提高采收率技術(shù)體系，達(dá)到氣藏最佳開發(fā)效果，經(jīng)濟(jì)高效提高氣田采收率。

3.2 超高溫高壓低滲氣藏有效開發(fā)技術(shù)發(fā)展方向

南海西部海域是海上高溫高壓氣藏的主要分布區(qū)，經(jīng)過多年技術(shù)攻關(guān)，形成了以高溫高壓氣藏儲(chǔ)層非均質(zhì)精細(xì)表征技術(shù)、高溫高壓氣藏產(chǎn)能及動(dòng)儲(chǔ)量評(píng)價(jià)技術(shù)為核心的高溫高壓氣藏開發(fā)技術(shù)系列，并有效指導(dǎo)了東方氣田群高溫高壓氣藏的開發(fā)，積累了寶貴的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)。但在溫度大于200 ℃、壓力系數(shù)大于2.0的樂東10區(qū)超高溫高壓低滲氣藏有效開發(fā)方面仍面臨較大挑戰(zhàn)。

針對南海西部樂東10區(qū)超高溫高壓低滲氣藏地質(zhì)油藏特征，開展儲(chǔ)層質(zhì)量評(píng)價(jià)與甜點(diǎn)分布預(yù)測研究，攻關(guān)超高溫高壓低滲氣藏流體、滲流機(jī)理實(shí)驗(yàn)，建立超高溫高壓氣藏產(chǎn)能及動(dòng)儲(chǔ)量綜合評(píng)價(jià)技術(shù)，形成超高溫高壓低滲氣藏有效開發(fā)技術(shù)體系，推動(dòng)樂東10區(qū)超高溫高壓低滲氣藏試驗(yàn)開發(fā)。

4 結(jié)束語

依托南海西部油氣田開發(fā)實(shí)踐，針對老油氣田增產(chǎn)挖潛、海上新領(lǐng)域氣藏開發(fā)難度大以及海上低品位儲(chǔ)量動(dòng)用困難等問題，開展了技術(shù)攻關(guān)，形成了以老油氣田增產(chǎn)挖潛、新領(lǐng)域高效開發(fā)以及低品位儲(chǔ)量有效動(dòng)用為核心的南海西部油氣田上產(chǎn)關(guān)鍵技術(shù)系列，推動(dòng)南海西部油氣田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)。

隨著開發(fā)的持續(xù)深入，南海西部油田在老油氣田提高采收率、超高溫高壓低滲氣藏有效開發(fā)方面仍面臨諸多挑戰(zhàn)，深入分析不同類型油氣藏開發(fā)面臨的問題挑戰(zhàn)，深入研究對應(yīng)的技術(shù)系列，加強(qiáng)相關(guān)技術(shù)儲(chǔ)備，為南海西部油田高效開發(fā)及提高采收率奠定堅(jiān)實(shí)技術(shù)基礎(chǔ)。