胡伟岩 杨 莉 杨宝泉 皮 建

(中海油研究总院,北京 100027)

西非深水海底扇油田开发策略研究

胡伟岩 杨 莉 杨宝泉 皮 建

(中海油研究总院,北京 100027)

通过对西非深水A油田的开发方案设计、随钻跟踪和生产动态分析，从产量接替方式、井网、井距、井型、开发方式、注水时机等方面对西非深水海底扇油田的开发策略进行研究。这些开发策略已在西非深水海底扇油田的开发中得到了成功的应用。

西非深水；开发策略；产量接替；早期保压；稀井高产

1 地质油藏特征

西非深水海底扇油气田分布在西非大陆边缘的几内亚湾，世界最大的海退型三角洲－尼日尔三角洲延伸到几内亚湾的深水海域。该区是非洲最重要的油气富集区，是目前全球性的勘探、开发热点区域。

西非深水海底扇油田埋深在1 300～2 000m，整体构造比较简单，部分油田有一定的断层发育。岩石类型为砂岩。主要沉积类型为深水浊积水道和朵叶复合体两类。水道沉积一般储层平面物性有一定的变化，而朵叶沉积一般储层物性平面变化不大。储层物性较好，一般为中高孔、中高渗。油藏为正常的温压系统，同时受岩性和构造双重控制。多数油田具有一定的储量规模，且流体性质较好，一般为轻质低黏原油或挥发油。

2 面临的开发挑战

此类油田在开发过程中面临以下几个方面的挑战：（1）深水油田一般采用FPSO+水下井口的开发模式，因此工程投资巨大，要求油田有一定的稳产期，以保证设施的充分利用；（2）钻完井投资大，1口井的钻完井费用约为4亿元人民币；（3）油田气油比高，地饱压差小，且部分油田为挥发性油藏；（4）西非地区环保要求高，要求油田做到“零排放”。针对此类油田的地质油藏特征和开发挑战，借鉴周边油田开发经验，以经济高效开发为指导，对影响开发效果的关键开发策略进行研究，形成了一套适合深水油田开发的几个开发策略：产量接替策略、稀井高产策略、早期保压开发策略和油气综合利用策略。

3 开发策略研究

3.1 产量接替策略

西非深水地区一般的工程模式是FPSO+水下井口，FPSO的产量规模多为年产千万方，工程投资巨大。因此多数深水油田开发均采取联合开发、共享工程设施的方式以降低开发成本，提高回报。一般情况，油田或油田群的产量需要3～8a的稳产期，以降低设施处理能力并充分利用已建工程设施。但各个油田因油气储量规模、储量品质等差异，存在以下三种模式：独立开发，层间接替；依托开发，主力油田先投产，非主力油田接替；联合开发，多个小规模油田联合开发。

（1）独立开发，层间接替

A油田位于尼日利亚南部海域，距海岸线约135km，平均作业水深1 300～1 450 m，主要油层为A、B、D、EF和G等5个，原油可采储量约为0.99×108m3，天然气可采储量为286×108m3。该油田为深水浊积扇水道和朵叶沉积［2］。储层物性较好，流体为挥发性原油［1］。该油田储量规模大、探明程度高、储量品质好，开发方案以独立开发为主。同时为维持油田的稳产期，方案通过优化钻井进度，所有开发井分期分批投产，先动用主力油层A、D、G砂体，非主力油层B、EF砂体作为后期接替。通过这一策略，该油田可实现日产原油2.78×104m3，稳产期5a。实现了工程设施的充分利用和有效开发。

（2）主力油田先投产，非主力油田接替

如图1所示，EGM、EGS和 PRW 油田处于同一区块，其中EGM油田储量规模最大，储量品质最好，而另外2个油田EGS和PRW油田规模较小。为此，方案设计EGM油田先投产，生产3年后，PRW投产，之后EGS投产，从而维持日产油3.18×104m3（20万桶）的规模达 6a。 在单个油田难以独立支撑一套完整的深水油田开发投资的情况下，多以主力油田为主进行开发，其他油田补充进行接替。

图1 油田开发产量接替图

（3）联合开发，不断接替

安哥拉18区块水深约1 500m，由7个油田组成，每个油田均不具备独立支持一套深水工程设施的能力。从图2中看出，为了保证油田开发的经济性，采用了油田间接替的策略。油田群投产初期投产储量规模和品质均较好的数个油田，其油田后期接替。通过这种策略，保证了整个油田群高峰产量达到 3.18×104m3/d（20万桶），并稳产约 6a。

虽然这三种方式不同，但其核心均是储量、产量接替策略，可降低工程设施费用，维持较长的稳产期。

3.2 稀井高产策略

针对深水油田钻完井费用高，开发井钻完井成本占整个开发成本的比例非常高，因此为了用较少的井数来开发好油田，取得较好的经济效益，从以下几个方面进行了研究：

图2 安18区块油田联合开发产量接替图

首先进行井型优化。对于多期叠加的水道复合体，设计了定向井多层合采的开发策略。针对朵叶沉积体采用全水平井开发（含水平注水井和水平注气井），获得了较好的开发效果。

提出了“稀井高产”的策略。根据深水海底扇油田砂体厚度大、储层平面连通性好、储层物性好和流体性质好的特征，提出了“稀井高产”的开发策略。在A油田开发方案中，共设计开发井44口，平均注采井距1.5km，最大注采井距2.5km。平均单井控制储量约 636×104m3（40 百万桶）［1］。整体来说，西非深水地区1口开发井相当于需要控制1个陆上或浅水中小型油田的地质储量。

另外，为进一步降低开发投资，减少开发井数，针对部分西非深水海底扇油田断层比较发育的特征，创新性地提出了“跨断层”水平井，进一步提高单井的储量动用程度。针对部分油田为后期水道下切朵叶而形成的复合砂体的特征，设计了跨水道和朵叶的水平井或大斜度井的开发策略。

3.3 早期保压开发

针对西非深水海底扇油田气油比高，地饱压差小，且部分油田为挥发性油藏的特点，主要通过加强注水、注气维持较高的压力水平来实现和维持高产。A油田结合其不同油藏的流体特征，设计了注水和注气相结合的开发方式，注采井数比为1︰1，并强调早期注水/注气保持地层压力，多数油藏投产即注水。部分油藏还创新性地采用了注采比大于1的方式开发。生产实践表明，较高的能量保持水平是深水油田开发的灵魂。A油田的生产实践表明，早期保压奠定了高效开发的基础，实现了该油田较高的采油速度。

3.4 油气均衡开采、综合利用

西非地区对于环保的要求很高，产出气不允许燃烧。西非深水油田一般日产油规模为3.0×104m3，流体为轻质油和挥发油为注，气油比一般为100～700m3/m3，日产伴生气规模一般在（300～2 000）×104m3，日产气规模较大。这部分产出气回注可以补充地层能量，外输可以产生商业价值。A油田方案设计中，为最大限度地实现油气均衡开发利用，油田产出的气在满足自用和外输的前提下，注入到D油藏来提高原油采收率，目前A油田日产出气量超过1 000×104m3，日回注气量达到 600×104m3。另外平台设计了四级分离器进行油气分离，实现了油田开发的零排放，提高了资源利用率。

4 结 论

本文针对西非深水海底扇油田的地质油藏特征和面临的主要开发挑战，提出了产量接替、稀井高产、油气综合利用和早期保压开发等策略。这些策略已在A油田的开发实践中得到了成功的应用。

[1]杨秀夫.尼日利亚AKP0油田深水钻完井实践与思考[M].北京:中国海上油气，2008.

[2]吕明.尼日利亚深水区海底扇沉积模式成因探讨及勘探意义[M].北京:中国海上油气，2008.

[3]塔雷克·艾哈迈德.油藏工程手册〔M].北京:石油工业出版社，2002.

Development Strategy Study about the West-Africa Deep-water Submarine Fan Oilfield

HU Weiyan YANG Li YANG Baoquan PI Jian
(CNOOC Research Center，Beijing 100027)

We have investigated some deep-water oilfields that are onstream.Therefore,we summarize the development strategy of west Africa deep-water oil field such as production maintenance,well spacing,well type,development method and timing of water injection.Some strategies have been widely used for the development of the west Africa deep-water oil fields.

west-Africa deep-water；development strategy；production maintence；pressure maintaining in early period；high production of rare well

TE32+3

A

1673-1980(2012)05-0031-03

2012-04-24

胡伟岩(1978-)，男，黑龙江绥化市人，研究方向为油气藏工程及油田开发方案设计。