0 引言

近年来中国油气对外依存度不断攀升^[1-2]，南海西部油田不断加大勘探开发力度，已实现连续15年稳产1000×104m³油当量规模，已成为中国南方重要的能源生产基地之一。

南海西部油田主要分布在北部湾盆地和珠江口盆地，其中北部湾盆地以陆相沉积为主，珠江口盆地以海相沉积为主。南海西部低渗储量占比约为30%，主要分布在北部湾盆地，以复杂断块油藏为主。

南海西部复杂断块低渗油田油藏类型复杂多样，低渗成因差异大^[3-5]，开发难点不同，开发效果差异大，存在断层精细刻画困难、储层敏感性强、有效驱替难度大，以及海上油田增产措施受限等问题。经过多年的开发实践及科技攻关，形成了集复杂断块油藏储层精细描述、低渗油田有效驱替及断块油田少井高产为核心的海上低渗油藏开发技术体系，取得了较好的实践效果。本文聚焦南海西部低渗油田特征，进一步分析了低渗油田未来稳产上产可能面临的新问题、新挑战，并提出对应的技术发展方向。

1 南海西部复杂断块低渗油田开发面临挑战

南海西部复杂断块低渗油田经历了比较复杂的沉积演化，沉积相以陆相湖泊、扇三角洲相、滨岸相和滨浅海相为主；岩石类型以石英砂岩为主；储层为低孔、低—特低渗储层，孔隙度为8.5%~16.8%，渗透率为0.1~40mD；油藏均为正常温压系统，弱边底水驱动，地层能量不足，产能低，衰竭开发采收率低。低渗油藏未动用储量品质差，导致储量动用率低，递减速度快，调整挖潜难度大。

1.1 断层、储层精细刻画难度大

复杂断块油藏，受多期断层切割影响，储层展布及砂体连通性异常复杂，现有地震资料成像品质不高，构造和断裂系统难以准确落实，亟需提高断层识别及地层成像效果，以达到油田开发稳产及滚动调整需要。

低渗油藏埋深大，古近系始新统流沙港组三段多为薄互层、横向非均质性强，现有的拖缆资料分辨率低、信噪比低且成像效果差；此外，分层段地震资料差异明显，常规一体化处理难以达到不同目的层地震品质的统一提升；常规弹性参数无法有效区分中深层砂泥岩，制约了储层精准刻画。

1.2 储层敏感性强，有效驱替难度大

南海西部复杂断块低渗油藏属于陆相沉积，非均质性强，地层水以NaHCO₃为主，矿化度主要在5000~12000mg/L之间，储层水敏、盐敏较强，注海水易导致结垢，生成硫酸钡垢、硫酸锶垢，影响油水井正常生产，导致水驱开发效果偏差^[6]，因此需要探索低渗油藏有效驱替技术。

1.3 产能低、预测难，增产措施有限

复杂断块油藏储层物性差、非均质性强、砂体连通关系复杂，开发过程中面临如下问题：（1）油藏天然能量不足，由于海上油田高速开发的特征，地层能量消耗快，部分区块注采效果差，地层压力系数偏低；（2）水驱波及范围不足，部署调整井经济效益低，加密潜力小，储量动用不充分；（3）多层合采纵向水驱不均衡，含水率上升快，油藏见水后采油指数下降快，常规卡换层措施牺牲部分层系产能，有效期较短。因此，需要开展海上低渗油藏少井高产技术攻关。

2 南海西部复杂断块低渗油田开发技术进展

低渗、特低渗储层储量整体动用程度低，该类储层是南海西部油田下一步产量接替的重点靶区。针对储层非均质性强，平面储层变化快等问题，采用精细油藏描述技术精准预测“甜点”储层的展布，为低渗储层开发井的部署位置指引方向；针对低渗油藏水驱强度不足，注采井网不完善问题，攻关注气重力辅助驱及纳滤海水驱替技术，建立低渗油田有效驱替技术系列，完善注采井网，提高驱替效果；针对海上平台井槽资源受限难题，采用少井高产技术，利用复杂结构井，有效提高波及范围。同时，研发低渗油田高效开发配套技术，整合资源，盘活内部及周边区域潜力，为南海西部油田上产稳产奠定坚实的技术基础。

2.1 精细油藏描述技术 2.1.1 OBC地震采集技术及OVT域宽方位处理成像技术

为了适应海上复杂断块油藏精细开发的需求，海上地震逐渐从三维拖缆采集发展为OBC采集。相对常规的拖缆采集，OBC采集最大的优势就是采集到的宽方位信号，具有更高的覆盖次数、更强的震源穿透信号和更宽的激发与接收频带，横纵比和覆盖次数可以提高4倍以上，从而可以获得更高品质的地震资料（断层的偏移归位更加准确，低频信息更加丰富，中深层成像效果明显提升）。

Acquisition速度反演是直接影响复杂油藏地震成像准确性的环节。高精度速度是准确地震成像的基础，当前业界成熟的网格层析速度反演方法在中浅层速度刻画中取得良好成效，但无法精确刻画深层复杂构造速度，影响复杂油藏准确成像^[7-8]。南海西部油田经过多年探索，形成了一套完善的OBC资料处理流程，应用“全波场FWI”速度反演与OVT域宽方位处理成像技术，获取高精度速度模型和地震宽方位信息，有效改善断层成像效果、提高地震分辨率。新资料主频提升50%，频带拓宽近70%，信噪比提升30%，地震资料品质得到大幅度改善（图 1、图 2）。

2.1.2 复杂断层多级优势成像识别技术

低频信号对于弱反射弱连续区域的信号识别至关重要，降频地震体与原始地震体融合，可以在保证断面成像清楚的基础上，增强断块内地震反射的连续性，有利于提高断层识别和解释精度；相位指示相干等技术对于弱反射弱连续区域的断层精细识别效果较常规方法好。

针对复杂断裂带地震信号弱、断裂结构复杂等难题，从低频信号增强处理、断层边界信号检测方面开展技术攻关，形成了复杂断层多级优势成像识别技术系列（图 3），有效提高了断层刻画的精度和可靠性。

整体上，钻头距离断层安全距离由50m提高至30m，微断层断距识别由10m提高至5m左右（图 4）。

2.1.3 优势频段反演融合储层甜点预测技术

针对陆相三角洲沉积，储层横向变化快，单砂体厚度小，弹性参数叠置等难题，开展多参数反演方法研究，运用体融合手段提取和补充反演体高、低频段，建立了优势频段反演融合甜点储层预测技术，有效提高了预测精度^[9]。

利用地震资料高频成分变化与差异来识别岩性。探讨优势频段反演融合方法，反演融合频段的范围构成如图 5所示，包括低频段、中频段、中高频段与高频段。

（1）低频段频率主要为5~8Hz，数据来自测井曲线建立的低频模型。

（2）中频段频率主要为8~60Hz，数据来自叠前反演，可指示低速泥岩段和储层段。

（3）中高频段频率为60~120Hz，数据来自震波形指示反演，可反映储层内部的岩性变化。

（4）高频段频率为120Hz以上，数据来自地质统计学随机反演，能够刻画几米厚的薄层。

通过频谱分析和归一化，将4个优势频段融合后获得与沉积认识相符的高分辨率反演体，并在此基础上进行甜点储层预测分析。整体储层预测吻合率在85%左右，甜点预测吻合率达到75%以上。

2.2 南海西部复杂断块低渗油田有效驱替技术 2.2.1 注气重力辅助驱技术

南海西部油田部分中低渗油藏水敏性强，注水开发效果不理想。如涠洲12-1油田中块涠四段油藏，早期采用注海水开发，油井结垢严重，同时注水量达不到配注要求，最终导致涠四段油藏地层压力下降，油藏脱气严重，开发效果差，采出程度仅为7.7%。考虑到北部湾盆地涠西南凹陷伴生气资源丰富，同时涠洲12-1油田中块涠四段油藏属于高倾角油藏（地层倾角20°~27°），因此开展了注气开发试验，采取构造顶部注气^[10-11]，通过油气重力分异作用，可以使注入气聚集在构造高部位，形成次生气顶，将剩余油驱向构造中下部的油井，实现人工气顶重力辅助驱（图 6）。

涠洲12-1油田中块涠四段油藏从2007年开始注气，实现产量快速上升并稳产。在注气开发过程中，通过一系列技术研究，逐步形成了海上注气重力辅助驱技术体系。随着注气的进行，注入气与地下原油不断发生物质交换达到近混相。通过开展原油注气膨胀多级接触PVT实验及长岩心气驱油驱替实验研究，确定了注气驱近混相条件及驱油效率。针对注气井吸气规律复杂的特点，通过建立注气井井筒—储层吸气耦合模型^[12-15]，实现了动态监测注气井井底压力，实时调整注气制度，确保实现近混相驱替效果；针对地层条件下油气渗流机理认识难度大的情况，通过建立近混相驱物质平衡方程，明确了气驱前缘及过渡带范围，指导评价动用储量及开发潜力；针对气驱油界面推进稳定性差的特征，结合高陡构造气驱油机理实验，建立了近混相重力辅助驱的气油界面推进模型，制定了合理注采速度，能够有效延缓气窜的同时提高注气开发效果。

基于注气重力辅助驱技术，涠洲12-1油田中块3井区涠四段目前采出程度已达到32.4%，后续通过气窜治理措施预计目标采收率可达50%，预计累计增油238×104m³。该技术可为海上低渗油田注气开发提供技术与实践支撑。

2.2.2 复杂断块低渗油藏纳滤海水驱替技术

注水水质是影响水驱效果的关键因素之一，其核心水质指标包括悬浮物含量、悬浮物粒径中值、水中含油量、成垢离子含量。油田注水驱开发过程中，需要综合考虑储层物性和水处理成本，制定合理的水质指标，控制注水对储层的伤害，实现油田“注好水”“注够水”的目标。南海西部注水开发油田共10个，注水井占比约为30%。注水层位储层渗透率差异大，多为低渗敏感性储层，地层流体复杂，对注水水质的指标要求较高。

注水水质不达标，会对地层造成严重堵塞伤害，导致注水井的吸水能力下降、注水受效井产能下降，影响水驱效果。注水堵塞风险主要包括物理堵塞和化学堵塞，其中物理堵塞是悬浮物和水中油直接堆积和吸附在孔喉中引起的，化学堵塞是注入水中成垢离子在地层中发生化学反应生成垢吸附在孔喉中引起的。

悬浮物和油滴可以通过物理方法过滤，包括水力旋流、滤料过滤等。水中溶解的成垢离子难以通过物理方法过滤，一般通过在注入水中持续加入阻垢剂、稳铁剂等药剂，通过螯合增溶作用、凝聚与分散作用等稳定Ca²⁺、Mg²⁺、SO₄^2-、CO₃^2-等离子。化学药剂除成垢离子的方法使得水处理成本偏高，且药剂进入地层会影响地下流体的离子平衡并产生污染。且南海西部部分注过滤海水驱油田，受效油井井筒内发现大量硫酸钡锶垢和碳酸盐垢，对油田生产造成极大的影响。为减少结垢对水驱开发的影响，探索了一种新的水处理技术——纳滤水处理技术，并已将其应用至现场，且取得了良好的过滤效果和经济效益。

纳滤水处理系统可以过滤海水中大部分成垢离子，可有效降低结垢风险。纳滤系统处理流程包括：（1）对海水进行脱氧处理；（2）过滤器过滤掉绝大部分悬浮物和水中含油；（3）纳滤膜组件过滤掉海水中绝大部分成垢离子。相比于过滤海水处理流程，纳滤水处理系统仅增加了一套纳滤膜组件，纳滤膜的孔径在几个纳米左右。纳滤膜组件在工作过程中，随着进水端流量/压力增加，脱氧海水从纳滤膜组件的一端流向另一端，海水中一价离子透过膜表面，而二价离子就被拦截留下。纳滤膜可以选择性地截流价位高、半径大的离子，过滤掉二价以上易结垢离子（Ca²⁺、Mg²⁺、Ba²⁺、Sr²⁺、SO₄^2-）、同时拦截相对分子质量在300以上的大多数有机物，但允许水和低价位、小半径的离子透过。纳滤系统处理前后注入水离子浓度见表 1，纳滤水SO42-去除率高达96.8%，钙、镁离子达到87.6%，过滤效果良好，可以大幅降低结垢风险。

近年来，南海西部油田的部分注水区块已回注纳滤水。目前注水水源包括纳滤海水、过滤海水、生产水，其中纳滤水注入量为6000m³/d，占全部注水水源的27.7%，纳滤水回注井占总注水井的36.6%。纳滤水回注井吸水能力可长时间维持稳定，减少了增注措施实施井次，降低了水驱开发成本。

南海西部低渗油田纳滤水驱技术的成功应用，表明该技术可过滤回注水中的大部分的成垢离子，大幅降低了地层、管柱结垢堵塞风险，实现了注水驱开发油田的“注水好”，为“注够水”提供了有效保障。

2.3 南海西部复杂断块低渗油田少井高产技术 2.3.1 复杂井型少井高产技术

海上油田单井投资大，经济门槛高，要求少井高产。然而，低渗储层采用常规井型开发时普遍面临低产难题。因此，多钻遇“甜点”储层对于低渗油藏开发至关重要。复杂结构井具有井控范围大、“甜点”储层钻遇率高的优势，是解决低渗油藏少井与高产矛盾的关键^[16]。

以井为主、地震为辅，考虑砂体成因、厚度、展布规律、生产动态，并结合地质知识库，精细解剖砂体分布，刻画优势小层，基于地质油藏精细描述成果，优选适配储层“甜点”挖潜的靶点与井型；基于渗流力学理论，结合源函数井筒离散方法，建立井筒—储层压力和产量耦合模型^[17-18]，评价不同井型产能，包括水平井、分支水平井及“T”形井等复杂结构井，建立南海西部低透油藏复杂结构井产能评价技术，提高产能预测精度。

基于该项技术，指导了涠西南油田群多口调整井地质油藏方案设计及实施，较常规定向井产能提高3~6倍，有效提高波及范围，采收率提高3.5%~7.5%。涠洲6-13油田A10H井采用分支水平井开发5~10mD特低渗储层（图 7），两个分支井合计钻遇油层1222m，油层钻遇率为90%，初期测试产量高达300m³/d，预测累计增油58.9×104m³，成功盘活了低渗、低丰度难动用储量。

2.3.2 压裂压驱增产技术

针对海上低渗储层压驱技术体系不完善、缺乏实际经验等问题，优选典型低渗复杂断块薄互层油藏涠洲12-2油田开展先导试验，形成了海上压裂压驱实施前方案精准设计—实施中实时跟踪分析—实施后效果评价的全流程技术体系，并在各阶段形成相应技术创新成果^[19]。针对实施前分段压驱液量劈分精度不够、裂缝规模无法精准设计等难题，在小层精细研究基础上，建立靶区非线性多元回归产量劈分模型，精准设计各层压驱液量，刻画砂体发育特征与叠置关系，综合注采井距、物源方向、最大水平主应力方向，考虑水驱流场范围最大化，确定最优裂缝规模，为低渗储层压裂压驱规模设计提供新思路。针对实施中施工参数瞬时多变，压裂压驱规模无法精准控制的问题，建立了秒级生产动态分析技术，对压驱过程中裂缝、储量动用范围变化实时拟合分析，动态预测裂缝扩展范围。针对实施后压驱影响因素众多，难以劈分具体增油效果的问题，结合储层砂体刻画成果，利用试井分析锁定主力贡献层位，建立考虑多因素作用的压裂压驱数模模型，对压驱过程进行反演，通过生产数据拟合，确立薄互层油藏增油贡献程度由大到小依次为新层动用、注水增能、压裂、表活剂作用、焖井^[20-22]。

基于该项技术，指导涠洲12-2油田多口压裂压驱井地质油藏方案设计、跟踪分析及效果评价，目前已有9口压裂压驱井成功投产，增产2~6倍，初期日增油53m³，预测累计增油19×104m³，平均单井增油2×104m³。

2.4 南海西部复杂断块低渗油田开发配套技术

复杂断块低渗油田储量较分散，单油藏储量规模小，纵向层位多^[23]。通过整合区域资源，统筹协调，区域开发，五网合一，形成探勘—开发—采油—储运—销售一体化技术，有效降低了经济成本。针对局部孤立油田，无法形成有效的一体化管网，利用可移动式井口平台，即采即走，有效提高了局部储量分散的低渗油藏采收率。海上油田开发主要依托海上平台，受平台井槽资源限制，导致调整挖潜加密井网无法实施，依托平台资源，升级平台设施，加挂井槽或考虑一筒多井技术，增加井槽资源，为调整井部署奠定基础。部分低渗油田水深较深，立架开发难度大，成本高，采用水下井口采油或注水，有效降低了开发成本，实现了周边低渗、规模小油田的有效开发。

3 南海西部复杂断块低渗油田开发技术发展方向

复杂断块低渗油田采用常规开发方式，难以有效动用，导致采收率较低。在低渗油田已有技术体系的基础上，结合南海西部低渗油藏开发实践需求，梳理未来技术发展方向。针对低渗油藏，注混合气混相驱是提高其采收率的有效方式之一，发展注气提高采收率技术，尤其是注气混相驱，是目前南海西部有效动用低渗储量的较好方法。同时，涠西南凹陷页岩油储量占据南海西部油田三分之一的低渗储量，是中国海油首次在海上发现的规模性低渗储量，探索海上页岩油开发技术，是南海西部油田实现增储上产、产能接替的基础^[24-25]。

3.1 发展混合气混相驱技术

针对复杂断块低渗油藏储量规模占比大、断块复杂、隔夹层比较发育、水体能量弱等问题，采用常规注水开发方式采收率较低，局部区域无法有效动用，制约油田快速见产。通过区域资源统筹，梳理油田内部及周边气藏，同时主力低渗油组具注气开发最小混相压力低于原始地层压力，具备注气混相驱的物质基础条件等优势，开展注气混相驱提高采收率及注水转注气技术攻关，建立一套低渗、特低渗油藏注气混相驱开发、注水转注气开发技术体系，为低渗油藏规模化开发提供技术支撑，为低渗油藏提高采收率提供技术储备。同时，结合粤西地区碳源优势，攻关CCUS技术，建立一套南海西部低渗油气田CO2、烟道气利用及封存技术体系，并为碳汇产业前景规划提供技术储备。

3.2 探索海上页岩油开发技术

涠西南凹陷页岩油资源量较大，主要分布在古近系流沙港组。根据页岩油类型可进一步划分为夹层型、纹层型和基质型。海上页岩油开发目前面临以下3个难点：（1）单砂体厚度薄（1~2m），储层横向变化快，且地震资料品质较差，甜点储层预测难度大；（2）大规模压裂是国内外页岩油开发的主流技术，但海上大规模压裂工艺尚不成熟，难以保障单井开发效果；（3）海上页岩油开发成本高，经济性差。2023年通过探井在涠西南凹陷页岩油层段进行压裂测试，射开厚度0.9m，平均渗透率为0.2mD，累计求产92.5h，折算日产油20m³，获得工业油气流。

为了实现海上页岩油经济有效开发，制定了海上页岩油的开发策略及技术攻关方向。在策略上，按照“以常带非，试验夹层型，探索纹层型和基质型”的策略逐步探索海上页岩油开发，通过周边常规油藏推动平台及管网设施建设，实现设施覆盖，降低海上页岩油开发经济门槛，在动用顺序上优先动用储量品质较好的夹层型页岩油，再逐步动用纹层型和基质型页岩油。为提高海上页岩油单井平均EUR，未来需从3个方面开展技术攻关：（1）攻关海上页岩油地质工程甜点预测技术，提高甜点预测精度；（2）攻关海上大规模压裂技术，探索水平井穿层压裂适应性，提高单井动用储量；（3）探索海上页岩油补能技术，通过试验小井距注水、吞吐、压驱等补能方式，提高采收率。期望通过技术攻关，形成海上页岩油开发技术体系，实现海上页岩油经济有效开发。

4 结论

（1）精细油藏描述技术，从采集处理入手，针对南海西部油田开发评价中的复杂断块油田储层预测等重难点地球物理问题，以目标为导向，开展目标性优势成像处理解释一体化关键技术研究。有效改善地震成像精度，大幅提升地震资料分辨率，并基于高品质地震资料，开展复杂储层高精度储层预测，进一步落实油田开发甜点展布，指导低渗油田井位、井轨迹及靶点优化，为油田开发实施及调整挖潜奠定技术基础，取得良好的实际应用效果。

（2）针对南海西部复杂断块低渗油藏非均质性强，水敏、盐敏性强的特征，通过注气重力辅助驱、注纳滤海水驱等技术，实现低渗油藏有效驱替，提高油藏采收率。

（3）通过实施复杂结构井，提高了低渗储层的“甜点”钻遇率，提高了单井采油指数，实现了低渗油藏少井高效开发。

（4）大力发展低渗油田长水平井压裂技术、注气混相驱替技术，并不断探索海上页岩油开发技术，是未来南海西部上产、稳产的重要途径。