中国海上油田注气开发潜力分析

李保振 张 健 李相方 康晓东 张贤松

1.海洋石油高效开发国家重点实验室， 北京 100027；2.中海油研究总院， 北京 100027；3.中国石油大学(北京)，北京 102249



中国海上油田注气开发潜力分析

李保振1，2张 健1，2李相方3康晓东1，2张贤松1，2

1.海洋石油高效开发国家重点实验室， 北京 100027；2.中海油研究总院， 北京 100027；3.中国石油大学(北京)，北京 102249

针对中国海上天然气资源丰富与低渗储量逐年增加的情况，对海上油田注气提高采收率的潜力进行了分析。在分析、总结国内外海上油田注气项目的实施情况与特点的基础上，归纳了海上油田注气提高采收率的必要性、优缺点及关键技术，并阐述了对中国海上油田注气技术发展的启示；同时对海上油田注CO2提高采收率与埋存的前景进行了展望。该研究对中国海上天然气资源的高效利用、低渗油藏提高采收率及温室气体埋存等研究具有现实意义。

海上油田；注气开发；提高采收率；减排；潜力分析

0 前言

中国海上石油储量丰富，是石油重要来源之一。探索海上油田高效开发模式、提高海上油田的采收率具有重要战略意义[1]。目前中国海上油田主要采用开发注水方式，而该方式在低渗和水敏油藏中受到很大限制，特别是近年中国海上低渗油藏储量比例逐步增加，已达约20 %，如渤中、涠州、文昌油田等。该类油藏物性差，注水常出现注入困难、见效晚的问题[2-4]，因此有必要对其它提高采收率方式进行研究，丰富中国海上油田开发技术。另一方面，中国海上天然气资源潜力巨大，主要分布于莺歌海、琼东南、珠江口、东海等四个盆地，展示出万亿立方米以上的资源前景。同时，中国海上油田还拥有丰富的伴生气资源，如涠州、旅大油田，这些油田目前常采用燃烧放空方法处理伴生气，资源利用率低。此外，在莺歌海盆地浅层、琼东南盆地、珠江口盆地西部的勘探过程中都钻遇了高含CO2的气藏，尽管在此发现的天然气储量规模很大，但目前还难以开发动用[1]。由于气体黏度低、易流动，可以膨胀、降黏原油，并且具有开发周期短、驱替采收率高等特点，注气开发作为一项成熟的提高采收率(EOR)方法已在国外海上油田得到广泛应用[5-13]。发展海上注气技术对于中国海上油田提高采收率、天然气资源高效利用及温室气体减排等工作具有重要现实意义。

1 海上油田注气开发的必要性和优缺点

1.1 海上油田注气开发的必要性

1)海上油田伴生气资源丰富，目前常采用燃烧放空方式处理，利用率有待提高；

2)海上低渗储量逐年增加，衰竭、注水开发效果差，EOR方法有待丰富；

3)南海发现大量高含CO2的天然气，有必要研究海上CO2驱EOR与埋存可行性。

1.2 海上油田注气开发的优势

1)气体黏度低、注入能力高，开发周期短，适合低渗油藏；

2)水敏地层注水效果差，而注气不受这些不利条件限制；

3)将伴生气注入地下并在后期采出，可延长燃气发电机的使用时间；提高伴生气利用率，并可减排、埋存温室气体。

1.3 海上油田注气开发的挑战

海上油田注气开发也受到很多限制，包括气体窜流、注气设备昂贵、平台空间小和技术管理难度大，以及其它经济、环保上的挑战。一个完善的注气EOR设计流程必须充分考虑到地上、地下的各种信息，以确保相应设计在目标油藏具有可行性。

2 国内外海上油田注气开发概况

注气作为一个成熟的EOR技术已经在国外海上油田得到广泛应用。下面就国内外典型海上油田注气开发采用的注气开发方式、关键技术、开发效果作简要介绍(表1)[5-8]。

表1 国内外典型海上油田注气开发概况

国家油田油藏及原油类型EOR方法投产时间注气时间状态墨西哥Akal高渗石灰岩注N2,重力驱替19792000进行中英国SouthBrae砂岩轻质油伴生气,水气交替,非混相19831998进行中挪威Statfjord中高渗轻质油伴生气,水气交替,非混相19791997进行中马来西亚Dulang砂岩伴生气(含50%CO2),水气交替,非混相19912002进行中阿联酋ARABD2碳酸岩轻质油注天然气,非混相19741997进行中中国L高渗、轻质油伴生气,非混相20052007进行中中国W低渗、轻质油伴生气,重力驱替19932007进行中

2.1 欧洲北海油田

北海海域石油产量一直居世界各海域之首，也主导着海上油气开发技术发展。据A.R.Awan 2008年开展的1975-2005北海EOR工程调查，该区主要采用注气EOR方法，具体包括烃气混相驱、水气交替(WAG)、泡沫辅助水气交替等(图1)[5]。

图1 北海1975-2005年EOR工程统计图

其中水气交替(WAG)应用最多、最成功，其提高采收率的主要机理是改善流度比，提高波及效率，同时注入气能够降低剩余油饱和度。该技术存在的主要问题是易受油藏非均质性影响、注入能力低、注入动态监控难等。

2.2 马来西亚Dulang油田

Dulang油田位于马来半岛东北海上，1991年衰竭开采，1996年转注水开采，2002年进入高含水阶段。后期提高采收率的挑战是300～1 000 m的井距，同时该油田伴生气含50 % 的CO2，分离后排放将影响环境。经论证，油田于2002年实施水气交替矿场试验。经过科学设计、严密监控与及时调整，生产井A2、B15见到显著的增油、降水等动态特征，且没有检测到明显的气体突破和管线腐蚀迹象。研究表明，该技术可增加可采储量、延长稳产期，提高试验区采收率5 %～7 %[7]。

2.3 中国渤海L油田

渤海L油田为气顶油藏，主产原油，次产天然气。天然气主要供该油田及临近2个油田发电。油田开发初期平均每天发电需要天然气10×104m3，富余的15×104m3天然气全部经火炬放空；而据预计，油田开发中后期产气量将不能满足油田用气需求(图2)。

图2 渤海L油田天然气开发指标图

针对L油田天然气利用现状，该油田自2007年成功实施天然气回注方案。项目实施以来，机组运行良好，综合效益突出，成功迈出了国内海上油田注气开发的第一步。该项目的成功为海上采油平台剩余天然气的处理提供了有效途径，且提高了原油采收率及有效储存了天然气、降低了污染物排放，推动了国内海上油田注气技术的进一步发展[8]。

3 海上油田注气开发关键技术

海上油田注气开发受到井型复杂、井距大、气源不稳定以及油气处理能力限制等特殊因素的制约。国内外海上油田注气开发关键技术主要包括流度控制技术、注气工程中监测技术和天然气管理政策。

3.1 流度控制技术

3.1.1 注采方式

相比原油，气体具有较小的黏度和密度，因此在实施连续注气时容易出现气窜问题，影响注气波及效率和采收率。目前现场实施时主要设计了水气交替注入及顶部注气重力驱替两种注采方式改善气驱效果。

3.1.1.1 水气交替注入

通过水气交替注入改善流度控制，提高波及效率和油藏采收率，是应用最广、效果最好的注采方式。

3.1.1.2 顶部注气重力驱替

对地层倾角较大的油藏实施顶部注气，利用油气重力分异作用抑制气体黏性指进。在合理注入速度下能形成稳定的气驱油界面，有利于提高波及体积。

3.1.2 注气调剖技术

3.1.2.1 泡沫辅助水气交替技术

挪威Snorre油田采用泡沫辅助水气交替注入结合生产井中表活剂泡沫堵气方法抑制气窜。该方法可有效控制气体流度并提高波及效率，对井和油藏损害小，经济可行。

3.1.2.2 气聚交替注入技术

2010年5月在渤海L油田进行了气聚交替注入的矿场试验，结果表明注聚能够有效封堵高渗大孔道，同时注气能够增加注入能力，提高储层顶部的波及效率与油藏整体采收率。

3.2 注气工程中监测技术

注气实施工程还有必要采取其它监测技术与措施来了解油藏中的驱替动态，及时调整注气方案，以保证项目的成功实施。相关检测技术主要有：

1)常规动态参数监测，包括油气水产量、含水率和注气量、注入压力等；

2)注入气组分、产出液组分监测；

3)油气界面检测，用其识别气窜和油侵；

4)其他监测技术，包括注采剖面监测、示踪剂方法、饱和度测井、井间地震等。

3.3 天然气管理政策

除了以上油藏问题，海上注气项目还受到两方面的制约：一是海上作业条件苛刻，气源不稳定；二是限于平台上空间、重量的局限，采出气液分离、回注能力受限。这就要求注气设计应在现有气源和气液处理能力下，综合考虑地质、油藏、工程等多种因素，制定灵活的注气方案，实现油田产量、效益的最大化。

4 中国海上油田注气开发可行性分析

4.1 气源

中国近海有10个沉积盆地，主要在渤海湾、南黄海、东海、莺歌海等盆地开展了勘探工作，发现气田5个，油田43个，各级别天然气储量约5 000×108m3，年产天然气近10×108m3。目前已经发现了莺歌海盆地、琼东南盆地、东海盆地西湖凹陷、渤海湾盆地渤中凹陷、珠江口盆地文昌A凹陷5个含气区，海上天然气资源潜力很大，具有广阔的勘探领域。这些宝贵的天然气资源为中国海上油田注气开发提供了良好的先天条件和坚实的气源保障[1,8-9]。

4.2 海上注气EOR潜力

通过对不同海域油田情况分析可以因地制宜地制定相应注气开发方案，对提高中国海上油田开发水平，高效利用海上天然气资源具有实际意义。

4.2.1 利用伴生气资源注气

在渤海和南海伴生气资源比较充裕的油田，可以首选考虑实施注伴生气开发，如渤海的旅大和南海的涠洲油田群。这些油田具有丰富的溶解气、气藏气资源[12-19]。目前上述区域L油田和W油田已经实施注气试验区开发，并取得显著增油效果。该技术在提高原油采收率的同时保护了天然气资源，可形成“天然储气库”，不但保护了环境，同时又为今后的天然气再利用奠定了基础。其成功实施为类似油田节能减排、提高开发效果提供了成功的范例。

4.2.2 利用天然气资源注气

对伴生气资源匮乏的油田，如附近有天然气藏，可以建输气管线引入天然气实施注气开发；距离更远时可以利用储气船运送。这种情况下需要将油藏EOR潜力和输气成本等经济因素进行综合分析，在油价较高和减排压力较大的时候采用该技术较有优势。

4.2.3 海上CO2-EOR与埋存前景

中国南海拥有丰富的CO2资源，初步估算，仅莺歌海盆地CO2勘探所获地质储量约3 000×108m3。近年中海油已对北部湾盆地低渗油田注CO2-EOR开展系统调研[11-12]。研究表明南海实施CO2-EOR与温室气体埋存潜力巨大。限于海上CO2驱系统复杂且存在腐蚀问题，还未现场实施。相关技术得到突破后，将大大改善上述油藏的开发效果，丰富中国海上油田EOR技术，并为海上温室气体埋存提供有力支持。

4.2.4 海上WS油田注气实例研究

WS油藏属于断块油藏，储层低孔、低渗；原油密度低、黏度低。衰竭、注水开发不理想，同时周围油田群天然气资源丰富。考虑利用临近油田群天然气进行注气开发。细管实验确定的注入气与原油混相压力为45 MPa，远大于油藏压力25 MPa，则考虑非混相气驱开发。采用了组分模拟器开展了注气开发优化设计，油藏地质模型见图3。

图3 WS油田油藏模型

图4给出了采用注水、注气、水气交替、先注水后注气等方式开发时的产油动态指标。可以看出注水开发注入能力低，产量递减快，开发周期长；而连续注气方式容易造成早期气体突破，波及效率差而采收率低；水气交替的开发方式能够综合发挥注水、注气的优势，较好地控制流度比，减缓水气突破的趋势，较轻的气相和较重的水相结合改善了储层的垂向波及效率，可获得较高的油藏采收率；因此，确定在WS油藏采用水气交替注入开发效果较好。

图4 WS油藏开发方式对比图

5 结论

1)注气提高采收率在国外海上油田开发中得到广泛应用。气源多来自天然气或伴生气；水气交替注入是其中最成熟、应用最广的注气技术。实例表明：通过合理设计，实施海上注气技术能够提高采收率并减排温室气体，获得较好经济、社会效益。

2)注气过程中关键技术包括：多学科协作制定科学的注气方案、优化流度的控制，实施严密的监测与及时调整。通过以上工作实现在现有气源和平台处理能力条件下获得最大油田采收率和经济效益。

3)中国海上天然气资源丰富，结合不同海上油藏特点与条件制定针对性的注气方案，包括注天然气或伴生气或CO2驱等，可以在提高油藏采收率的同时实现天然气资源的高效利用，并可为海上温室气体埋存探索路径。

[1] 赖万忠.中国近海油气勘探进展与前景[J].中国海上油气(地质)1998，12(4):217-225. Lai Wanzhong. Progress and Prospects of the Oil and Gas Exploration in China Offshore [J]. China Offshore Oil and Gas (Geology), 1998, 12 (4): 217-225.

[2] 苏崇华.海上低渗透油藏挖潜技术及其应用[J].石油钻采工艺，2007，29(6)：73-76. Su Chonghua. Stimulation Technology and Its Application to the Low-permeability Reservoir in Offshore Fields [J]. Oil Drilling & Production Technology, 2007, 29 (6): 73-76.

[3] 李保振,李相方,Kamy Sepehrnoori，等.低渗油藏CO2驱中注采方式优化设计[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2010,32(2):101-107. Li Baozhen, Li Xiangfang, Sepehrnoori K, el al. Optimization of the Injection and Production Schemes during CO2Flooding for Tight Reservoirs [J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2010, 32 (2): 101-107.

[4] 李士伦,侯大力,孙 雷.因地制宜发展中国注气提高石油采收率技术[J].天然气与石油，2013,31(1):44-47. Li Shilun, Hou Dali, Sun Lei. Developing Gas Injection according to Local Conditions in China to Improve Oil Recovery Technology [J]. Nature Gas and Oil, 2013, 31 (1): 44-47.

[5] Awan A R, Teigland R, Kleppe J, et al. A survey of North sea Enhanced-Oil-Recovery Projects Initiated During the Years 1975 to 2005 [J]. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 11 (3): 497-512.

[6] Rodriguez F, Sanchez J L, Galindo N A. Mechanisms and Main ParametersAffecting N2 Distribution in the Gas Cap of the Supergiant Akal Reservoir in the Cantarell Complex [C]//Paper 90288 Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 26-29 September 2004, Houston, Texas, USA. New York: SPE, 2004.

[7] Nadedon G, Aidil N, Singhal A, et al. WAG Polit Implementation, A First EOR Project in Dulang Field, Offshore Malaysia [C]//Paper 88499 Presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 18-20 October 2004, Perth, Australia.New York: SPE, 2004.

[8] 金 涛,刘全恩,崔矿庆,等.LD10-1油田天然气回注工程实践[J].中国海上油气，2009，21(1):55-56,60. Jin Tao, Liu Quan’en, Cui Kuangqing, et al. The Engineering Practice of Offshore Gas Reinjection in LD10-1 Oilfield [J]. China Offshore Oil and Gas, 2009， 21 (1): 55-56, 60.

[9] 李娟娟.边际海上油田零散天然气回收技术研究[J].天然气与石油，2012,30(1):23-25. Li Juanjuan. Research on Natural Gas Recovery Technology Used in Offshore Oil Fields [J]. Nature Gas and Oil, 2012, 30 (1): 23-25.

[10] Bonnin E, Levallois B, Joffroy G. Full Field Tertiary Gas Injection A Case History Offshore Abu Dhabi, [C]//Paper 78362 Presented at the 10th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, 13-16 October 2002, Abu Dhabi， The United Arab Emirates. New York: SPE, 2002.

[11] 李士伦,郭 平,王仲林.中低渗透油藏注气提高采收率理论及应用[M].北京：石油工业出版社，2007：12. Li Shilun, Guo Ping, Wang Zhonglin. The Theory and Application of Gas EOR Technology in Low Permeability Reservoirs [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2007： 12.

[12] 雷 霄,邓传忠,米洪刚，等.涠洲12-1油田注伴生气近混相驱替机理实验及模拟研究[J].石油钻采工艺，2007,29(6):32-34. Lei Xiao, Deng Chuanzhong, Mi Honggang, et al. Experimental and Simulation Study on the Mechanism of Associated Gas near Miscible Flooding in Weizhou 12-1 Oilfield [J]. Oil Drilling & Production Technology, 2007, 29 (6): 32-34.

[13] 姜瑞忠，马勇新，杨仁锋.涠洲11-4油田水驱后注气提高采收率预测方案评价[J].石油天然气学报，2010,32(1):101-105. Jiang Ruizhong, Ma Yongxin, Yang Renfeng. Evaluation on Predictive Schemes of Enhanced Oil Recovery by Gas Injection after Waterflooding in Weizhou 11-4 Oilfield[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2010, 32 (1): 101-105.

[14] 史玉胜，赵宇明，张丽颖,等.泉28断块注天然气混相驱开发效果影响因素分析[J].天然气与石油，2015,33(1):49-53. Shi Yusheng, Zhao Yuming, Zhang Liying, et al. Analysis of Factors Affecting Natural Gas Injection Miscible Flooding Development Effect in Q28 Fault Block [J]. Nature Gas and Oil, 2015, 33 (1): 49-53.

[15] 李菊花，姜 涛，高文君，等.气水交替驱油藏注入能力分析及优化[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2008,30(6):121-125. Li Juhua, Jiang Tao, Gao Wenjun, et al. Analysis and Optimization of Injectivity by Gas-alternating-water Flooding in Reservior [J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Techlonogy Edition), 2008, 30 (6): 121-125.

[16] 何家雄,夏斌,孙东山.南海莺-琼盆地CO2资源潜力与综合开发利用之建议[J].海洋石油，2006，26(4):18-22. He Jiaxiong, Xia Bin, Sun Dongshan. Migration Characteristics and Comprehensive Development of Inorganic CO2Reservoir in Ying-Qiong Basin of the South China Sea [J]. Offshore Oil, 2006, 26 (4): 18-22.

[17] Xiang X, Zhou W, Zhang J, et al. The Potential of CO2-EOR in China Offshore Oilfield [C]//Paper 115060 Presented at the 2008 SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, 20-22 October 2008, Perth, Australia. New York: SPE, 2008.

[18] 李保振，张贤松，康晓东，等.基于响应面法的海上油藏注气参数设计方法[J].西南石油大学学报(自然科学版),2015,37(2):101-106. Li Baozhen, Zhang Xiangsong, Kang Xiaodong, et al. Optimization of Gas Flooding in Offshore Tight Reservoirs with Response Surface Method [J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Techlonogy Edition), 2015, 37 (2): 101-106.

[19] 米洪刚，雷 霄.涠洲12-1油田注气重力辅助稳定驱替机理研究[J].石油钻采工艺，2007，29(6)：28-31. Mi Honggang, Lei Xiao. Research on Gas Injection & Gravity Assisted Stable and Displacement Mechanism in Weizhou 12-1 Oilfield [J]. Oil Drilling & Production Technology, 2007, 29 (6): 28-31.

2015-08-13

“十二五”重大专项课题“海上稠油化学驱油技术”(2011 ZX 05024-004)

李保振(1979-)，山东阳谷人，男，工程师，博士，主要从事油气田开发与提高采收率科研工作。

10.3969/j.issn.1006-5539.2016.01.013