埕島油田提高油層驅(qū)油效果研究

金文玉

（西安石油大學(xué)，西安710000） ＊

埕島油田提高油層驅(qū)油效果研究

金文玉

（西安石油大學(xué)，西安710000）＊

以埕島油田11～25井區(qū)館上段油藏為例，結(jié)合目前開發(fā)生產(chǎn)實(shí)際，進(jìn)行了合理采油速度、壓力保持水平、合理注采比和提液時(shí)機(jī)等提高油層驅(qū)油效果研究。對(duì)技術(shù)政策進(jìn)行了優(yōu)選和界定，對(duì)老井實(shí)施措施、層系細(xì)分、井網(wǎng)加密等方案進(jìn)行了數(shù)值模擬和優(yōu)選。模擬結(jié)果表明：應(yīng)用加密方案，在含水率為84.3%時(shí)，采出程度可達(dá)25.76%，增產(chǎn)潛力巨大；井網(wǎng)加密方案為最優(yōu)方案。

埕島油田；數(shù)值模擬；驅(qū)油效果

勝利海上埕島油田館上段屬河流相砂巖油藏，縱向?qū)佣?、層薄，平面上砂體橫向變化大，且原油性質(zhì)較差，屬常規(guī)稠油油藏［1］。按照已有開發(fā)模式，當(dāng)時(shí)館上段開發(fā)是沒有經(jīng)濟(jì)效益的，屬邊際油田。為此優(yōu)化采用了與當(dāng)時(shí)技術(shù)條件、油價(jià)條件相適應(yīng)的方案，進(jìn)行了合理高效開發(fā)。

按照陸上油田的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，目前埕島油田已進(jìn)入綜合調(diào)整階段［2］。由于實(shí)際開發(fā)過程中受環(huán)境、鉆采和海工工程施工能力等條件限制，存在著采油速度低、單井控制儲(chǔ)量大、層間干擾嚴(yán)重、地層壓力水平偏低、井網(wǎng)完善程度低等一系列問題，制約了埕島油田館上段主體的高效開發(fā)。為此，優(yōu)選11～25井區(qū)館上段儲(chǔ)層進(jìn)行埕島油田提高油層驅(qū)油效果研究，優(yōu)選開發(fā)方案，最大限度地提高油層驅(qū)油效果［3－6］。

1 油藏開發(fā)現(xiàn)狀及效果評(píng)價(jià)

1.1 開發(fā)現(xiàn)狀

埕北11～25井區(qū)投產(chǎn)始于1995－05，2000－07開始轉(zhuǎn)注，該井區(qū)按驅(qū)動(dòng)能量劃分為天然能量開發(fā)階段（1995－05—2000－06）和注水開發(fā)階段（2000－06至目前）。天然能量開發(fā)階段又可細(xì)分為彈性能量開發(fā)階段和溶解氣驅(qū)開發(fā)階段，期間以1998－06為界，此前為彈性能量開采階段，此后為溶解氣驅(qū)開發(fā)階段。

埕北11～25井區(qū)共完鉆95口井，其中油井開井66口，注水井開井23口。目前區(qū)塊日產(chǎn)液3 299m3，日產(chǎn)油1 634t，綜合含水50.58%，采出程度9.46%。區(qū)塊日注水能力2 493m3，平均單井日注能力108.39 m3。累積注水301.25×104m3，累積注采比0.29。

1.2 效果評(píng)價(jià)

在天然能量開發(fā)階段，埕北11～25油層發(fā)育受巖性控制作用，不存在大面積連通、活躍的邊底水，只有局部井區(qū)有邊水，天然能量不足。通過計(jì)算及評(píng)估，僅依靠彈性和溶解氣驅(qū)開采的油砂體，綜合采收率僅達(dá)10%。油藏以多層合采為主，計(jì)算結(jié)果可認(rèn)為是天然能量采收率的上限值，實(shí)際值要低于上限值，說明油藏的一次采收率很低。

在注水開發(fā)階段，注水開發(fā)后該區(qū)地層壓力下降趨勢(shì)減緩，液量、油量遞減得到了明顯控制，但井區(qū)含水上升明顯加快，油井出砂加重，不同井區(qū)、層段吸水差異大，單井液量比較低，不能滿足油田開發(fā)需要。通過對(duì)存水率、水驅(qū)指數(shù)等指標(biāo)的評(píng)價(jià)，井區(qū)目前開發(fā)效果較差。

西藏自治區(qū)教育經(jīng)費(fèi)支出的持續(xù)增長(zhǎng)，得益于西藏自治區(qū)地區(qū)較高的財(cái)政撥款和地區(qū)生產(chǎn)總值的持續(xù)增長(zhǎng)；而這是以西藏自治區(qū)經(jīng)濟(jì)的持續(xù)穩(wěn)定增長(zhǎng)作為前提的。

應(yīng)用水驅(qū)曲線預(yù)測(cè)油田采收率為24.2%，波及系數(shù)及驅(qū)油效率綜合評(píng)價(jià)采收率為24%，童氏圖版預(yù)測(cè)采收率為25%，而利用經(jīng)驗(yàn)公式預(yù)測(cè)油田采收率為33.7%。動(dòng)態(tài)法評(píng)價(jià)的采收率率明顯小于不考慮開發(fā)方式的靜態(tài)法預(yù)測(cè)的采收率，按目前的開采方式開采區(qū)塊采收率明顯偏低，需要對(duì)開發(fā)方式進(jìn)行調(diào)整，進(jìn)行提高油層驅(qū)油效果研究，以提高油田最終采收率。

2 工區(qū)數(shù)值模擬

選擇埕島一區(qū)館上段埕北11～25井組作為數(shù)值模擬的大模型區(qū)域。模型以館上1＋2至館上6，共5套構(gòu)造圖為骨架建立三維地質(zhì)模型。

通過反復(fù)調(diào)整參數(shù)，修正靜態(tài)模型，單井?dāng)M合并結(jié)合工藝因素，多方面考慮油田實(shí)際生產(chǎn)情況，分析動(dòng)態(tài)參數(shù)的可信度和完備程度，確定可靠的擬合目標(biāo)，建立多目標(biāo)擬合結(jié)果驗(yàn)證機(jī)制。掌握油層物性參數(shù)對(duì)所要擬合的動(dòng)態(tài)參數(shù)之間的敏感性，避免不同參數(shù)調(diào)整之間的相互干擾。

在上述擬合原則的指導(dǎo)下，重點(diǎn)對(duì)儲(chǔ)量、含水及壓力進(jìn)行了擬合。擬合結(jié)果顯示：地質(zhì)儲(chǔ)量、產(chǎn)油量、綜合含水及地層總壓降都達(dá)到擬合標(biāo)準(zhǔn)，且效果較好。

數(shù)值模擬研究表明：總體上剩余油富集區(qū)分布較廣，Ng33、Ng34小層動(dòng)用程度較低，是下步挖潛的主力小層；對(duì)于類似Ng1＋25、Ng1＋26土豆塊砂體，可以通過打定向井兼顧；Ng42、Ng44、Ng45仍為下步挖潛的主力小層，其中Ng42小層以CB22D、CB22B井組為中心的微構(gòu)造較高部位是剩余油富集區(qū)；Ng44小層中靠近斷層的CB11M、CB11G、CB11H井組沿?cái)鄬右痪€為剩余油富集區(qū)；Ng52小層以CB11E、CB11G井組為中心的地區(qū)是剩余油富集區(qū)；Ng53小層CB11F、CB22B井組為主要的剩余油富集區(qū)。

3 提高油層驅(qū)油效果方案

3.1 技術(shù)指標(biāo)優(yōu)選

3.1.1 采油速度

與陸上同類油田同期比較，油井全部投產(chǎn)后，采油速度比孤東油田低、比孤島油田略高。結(jié)合埕島油田的地質(zhì)條件及工藝技術(shù)水平，在歷史擬合的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)1.0%、1.5%、2.0%、2.5%4種不同采油速度，進(jìn)一步進(jìn)行數(shù)值模擬研究。數(shù)模結(jié)果發(fā)現(xiàn)：隨著采油速度的提高，開采期末累積采油量、注水量越多，含水上升速度越快，最終含水也越高；2.5%的采油速度在目前條件下不具可行性，無穩(wěn)產(chǎn)期，地層壓力不能維持，屬極限指標(biāo)；對(duì)比1.5%采油速度，采油速度由目前的0.63%提高到1.5%，采出程度提高了4.34%。從穩(wěn)產(chǎn)期分析，1.0%、1.5%、2.0%方案的穩(wěn)產(chǎn)期分別為5、3、1a。綜合分析認(rèn)為采油速度為1%～2%比較合理，最大采油速度不超過2.0%。

注水后埕北11～25井區(qū)平均地層壓力有所提升，現(xiàn)在平均地層壓力為10.5MPa，高于飽和壓力0.4MPa。各井區(qū)壓降分布不均：22B、C井區(qū)平均地層壓力9.7MPa；25A、B井區(qū)平均地層壓力9.5 MPa；11G、K井區(qū)平均地層壓力9.8MPa，均低于飽和壓力，出現(xiàn)油井脫氣現(xiàn)象。在研究區(qū)塊采油速度的基礎(chǔ)上，以單井150m3的液量生產(chǎn)，地層壓力設(shè)計(jì)11.0、11.5、12.0MPa 3個(gè)研究水平。數(shù)模研究結(jié)果發(fā)現(xiàn)：地層壓力保持在11.0MPa最合理，累計(jì)產(chǎn)油、累計(jì)產(chǎn)水、累計(jì)注水、含水率、采出程度幾項(xiàng)指標(biāo)最好。

3.1.3 注采比

從埕島油田館陶組油藏目前地層壓力水平看，仍低于飽和壓力，地層存在脫氣現(xiàn)象。注水后地層壓力恢復(fù)緩慢，注入壓力也在緩慢提高，說明氣體存在帶來不利影響，使單井液量較低。為了盡快恢復(fù)地層壓力，提高單井日產(chǎn)液能力，應(yīng)適當(dāng)提高注采比。注采比的大小直接關(guān)系到油層壓力的穩(wěn)定狀況，同時(shí)影響油田含水上升速度及開發(fā)效果。在較短的時(shí)間內(nèi)恢復(fù)地層壓力，同時(shí)也要考慮注水工藝所能達(dá)到的水平。

在歷史擬合的基礎(chǔ)上和目前注水層位狀況下，以11MPa壓力保持水平，設(shè)計(jì)了注采比為1.0、1.1、1.2、1.3四種不同注采比進(jìn)行數(shù)值模擬研究，壓力恢復(fù)期注采比始終不變。通過數(shù)模研究恢復(fù)期采用的注采比，發(fā)現(xiàn)采用1.2注采比只需要1.5a即可達(dá)到11MPa；1.3注采比只需要0.5a即可達(dá)到11MPa；1.0注采比需要3a即可達(dá)到11MPa。當(dāng)?shù)貙訅毫謴?fù)后，采用0.9～1.0的注采比并結(jié)合邊底水能量可滿足生產(chǎn)需求。

3.1.4 提液時(shí)機(jī)

在歷史擬合的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)40%、60%、80%3種提液時(shí)機(jī)進(jìn)行數(shù)值模擬研究。油井定壓生產(chǎn)，待井區(qū)綜合含水分別達(dá)到40%、60%、80%后油井定目標(biāo)液量生產(chǎn)，注水井按區(qū)塊液量注入，計(jì)算各方案。預(yù)測(cè)結(jié)果發(fā)現(xiàn)：提液時(shí)機(jī)越晚，累積注水量越少，累積采油量越少。從最終采出程度看，綜合含水40%時(shí)提液效果最好，含水80%時(shí)提液效果最差。

3.2 方案對(duì)比

共提出了對(duì)老井實(shí)施措施、層系劃分與組合方案一、層系劃分與組合方案二、井網(wǎng)加密等4個(gè)方案。

老井實(shí)施措施方案主要是在前期對(duì)采油速度、壓力保持水平、注采比及體液時(shí)機(jī)的研究基礎(chǔ)上，將整個(gè)區(qū)塊的注水開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)選為：保持1.5%的采油速度、11MPa壓力保持水平、壓力恢復(fù)期采用1.2的注采比、壓力恢復(fù)后采用0.9～1.0注采比保持壓力生產(chǎn)，通過油水井上增產(chǎn)增注措施；通過水井轉(zhuǎn)注，油水井補(bǔ)孔，完善注采井網(wǎng)，提高注采對(duì)應(yīng)率和水驅(qū)控制程度。

層系劃分與組合方案一、方案二的主要內(nèi)容是：考慮海上油田的特點(diǎn)及層系有效厚度下限，采用2套層系方案，方案一采用Ng1＋2、Ng3合為1套，Ng4、Ng5、Ng6合為1套。方案二采用Ng1＋2、Ng3、Ng4合為1套，Ng5、Ng6合為1套。最終方案效果僅利用老井進(jìn)行簡(jiǎn)單評(píng)價(jià)：其中Ng1＋2以Ng1＋23、Ng1＋24為主要生產(chǎn)層位；Ng3以Ng33為主要生產(chǎn)層位。

井網(wǎng)加密方案的主要內(nèi)容是：根據(jù)歷史擬合結(jié)果分析剩余油飽和度及剩余儲(chǔ)量分布，確定加密井位，加密油井38口、水井10口。加密后井網(wǎng)密度7.7口／km2，折算井距387m。

各方案指標(biāo)預(yù)測(cè)對(duì)比如表1所示。通過細(xì)分層系方案及加密的數(shù)模結(jié)果可以看出：加密相對(duì)于細(xì)分層系的各項(xiàng)指標(biāo)要好，其主要原因是加密井網(wǎng)能有效控制主力層與非主力層的剩余儲(chǔ)量

表1 各項(xiàng)方案指標(biāo)對(duì)比

4 結(jié)論

1） 埕北11～25井區(qū)含水上升較快，含水上升逐漸成為影響區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)的重要因素，需要進(jìn)行開發(fā)方式調(diào)整。

2） 模擬研究表明，區(qū)塊總體剩余油飽和度較高，整體水淹程度不高，仍存在較多剩余油富集區(qū)。

3） 對(duì)比油田理論開采的最終采收率，結(jié)合注水技術(shù)政策的數(shù)模研究，按照目前井網(wǎng)及大段合采的開發(fā)方式不能取得好的開發(fā)效果，提高該油田采收率需要通過細(xì)分層系或井網(wǎng)加密。

4） 細(xì)分層系與井網(wǎng)加密都能提高該油田的采收率，但研究表明井網(wǎng)加密效果要優(yōu)于細(xì)分層系；井網(wǎng)加密可有效提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，在合理壓力水平及合理注采比條件下加快油田開發(fā)力度，爭(zhēng)取平臺(tái)壽命期內(nèi)最大經(jīng)濟(jì)效益。

［1］ 姜廣彬，鄭金中，張國(guó)玉，等.埕島油田3種分層防砂分層注水技術(shù)分析［J］.石油礦場(chǎng)機(jī)械，2010，39（8）：71－74.

［2］ 王 富.埕島油田含水原油管線運(yùn)行狀況分析［J］.石油礦場(chǎng)機(jī)械，2010，39（4）：37－42.

［3］ 楊樹人，范魯煜，孫 勇，等.水平井蒸汽驅(qū)井底壓降數(shù)值計(jì)算［J］.石油礦場(chǎng)機(jī)械，2011，40（10）：37－40.

［4］ 陳元千.現(xiàn)代油藏工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2001.

［5］ 陳欽雷.油田開發(fā)設(shè)計(jì)與分析基礎(chǔ)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1982.

［6］ 才汝成，李 陽，孫煥泉.油氣藏工程方法與應(yīng)用.［M］.東營(yíng)：石油大學(xué)出版，2000.

Study on the Improvement of Oil Displacement Efficiency in Chengdao Oilfield

JIN Wen－yu
（Xi’an Shiyou University，Xi’an710000，China）

Upper Ng reservoir of 11～25area，being taken as an example，the improvement of oil displacement efficiency was studied in Chengdao Oilfield.In combination with production practice of Chengdao Oilfield，a serious of optimization and analysis were carried on reasonable production rate，pressure level，injection－production ratio，timing of liquid lifting and technology policy.Four projects numerical simulation which include old wells’implementation measures，layers subdivision and well pattern infill were carried out.As the result，when water cut was 84.3%，recovery percent could reach 25.76%，therefore well pattern infill project is the best project.

Chengdao Oilfield；numerical simulation；oil displacement efficiency

1001－3482（2012）07－0030－03

TE357

A

2012－01－13

金文玉（1991－），女，山東桓臺(tái)人，主要從事資源勘查工程研究，E－mail：867091656＠qq.com。