埕島油田主體南區(qū)綜合調(diào)整優(yōu)化研究

張勝利，李現(xiàn)根，劉香山 （中石化勝利油田分公司海洋采油廠，山東 東營257237）

埕島油田主體南區(qū)實施綜合調(diào)整是從2006年開始的［1］，從已調(diào)整方案實施情況看，受海工工程影響較大，一個方案不能整體一次實施，方案實施周期長，注水滯后，油藏地下剩余油分布狀況及生產(chǎn)動態(tài)發(fā)生變化；部分井存在油層污染，米采油指數(shù)偏低，單井液量較低。針對埕島油田南區(qū)館陶組上段井網(wǎng)加密后新鉆井地質(zhì)資料和新的儲層反演結(jié)果，需深化油藏地質(zhì)認識；優(yōu)化開發(fā)技術(shù)參數(shù)，優(yōu)化單井投產(chǎn)投注方案，以保證方案實施效果，并對今后老區(qū)調(diào)整方案實施提供借鑒。

1 油藏特征

1.1 油層分布特征

目前主體南區(qū)共完鉆50口井，館陶組上段38口井平均單井鉆遇有效厚度18m，平均單層厚度3．5m?？v向上4、5砂組油層最為發(fā)育，5砂組共鉆遇油層103層，有效厚度412．9m，平均單井鉆遇油層有效厚度10．1m，平均單層有效厚度4．0m；4砂組共鉆遇油層62層，有效厚度187．0m，平均單井鉆遇油層有效厚度5．7m，平均單層有效厚度3．0m；從平面分析，埕島油田南區(qū)館陶組上段主力砂體均成條帶狀分布，砂體的碾平厚度較小，平均僅2．5m。

1.2 油水系統(tǒng)

埕島油田南區(qū)館陶組上段油水關(guān)系較為復雜，縱向上具有8套油水系統(tǒng)，從館陶組上段4砂組4小層 （）一直到館陶組上段6砂組2小層 （）共有6個小層都見到油水界面。

1.3 流體性質(zhì)

南區(qū)館陶組上段地面原油密度0．9226～0．9496g／cm3，平均值0．9328g／cm3；原油黏度85．3～593mPa·s，平均值194．2mPa·s。地下原油密度0．8775g／cm3；原油黏度31．2mPa·s。平均蠟體積分數(shù)11．4%，膠質(zhì)體積分數(shù)28．5%，硫體積分數(shù)0．18%；平均凝固點－18．2℃，平均原始氣油比30．7m3／t。

1.4 油藏壓力和溫度系統(tǒng)

埕島油田南區(qū)館陶組上段油藏原始壓力、溫度系統(tǒng)與埕島油田一樣屬于常壓、偏高溫系統(tǒng)，壓力因數(shù)0．97，地溫梯度3．85℃／100m。

1.5 油藏類型

館陶組上段油藏是在構(gòu)造背景上發(fā)育的受巖性控制的油藏，縱向上和平面上都有多套油水系統(tǒng)。儲集層屬高滲透砂巖，原油屬常規(guī)稠油，具有低凝固點特征。油藏類型為高孔高滲常規(guī)稠油巖性構(gòu)造層狀油藏［2］。

2 三維油藏模型的建立及開發(fā)現(xiàn)狀

2.1 油藏模型建立及儲量計算

埕島油田南區(qū)方案模型共包含50口井，為了消除小模型的邊界效應，使地質(zhì)模型和數(shù)值模擬更準確，該次油藏三維地質(zhì)模型以埕島油田整體模型為基礎［3］，結(jié)合測井約束反演砂體和沉積規(guī)律在方案部署區(qū)進行重點研究，并計算了儲量 （表1）。模型工區(qū)面積27．9km2，平面網(wǎng)格步長50×50m，縱向網(wǎng)格數(shù)180個，方案部署區(qū)模型總網(wǎng)格數(shù)2037240，有效節(jié)點數(shù)230825。為進一步落實石油地質(zhì)儲量，以油砂體為單元在三維地質(zhì)模型中計算了埕島油田南區(qū)地質(zhì)儲量。

2.2 開發(fā)現(xiàn)狀

埕島油田南區(qū)館陶組上段共完鉆43口井，投產(chǎn)36口井 （探井2口），油井24口，注水井12口，油井開井19口，日產(chǎn)液1308t，日產(chǎn)油315t，平均單井日產(chǎn)液68．8t，單井日產(chǎn)油16．6t，綜合含水率72．9%，采油速度0．7%，累積產(chǎn)油257．1×104t，采出程度16．0%。水井開井12口，日注水1424m3，平均單井日注水119m3，累積注水292×104m3，月注采比1．06，累積注采比0．69。

表1 埕島油田南區(qū)館陶組上段原始石油地質(zhì)儲量表

3 水淹狀況及剩余油潛力研究

埕島油田南區(qū)累積采出油量257．1×104t，剩余地質(zhì)儲量1350×104t，剩余儲量多，調(diào)整潛力大。截至擬合期末，埕島油田南區(qū)館陶組上段綜合含水率72．9%，采出程度16．0%，平均剩余油飽和度0．53；含油飽和度分級統(tǒng)計，飽和度小于0．4的占19．3%，飽和度0．4～0．5的占5．7%，飽和度0．5～0．6的占12．9%，飽和度大于0．6的占62．1%，剩余油飽和度較高，仍存在較多剩余油富集區(qū)。

3.1 水淹狀況分析

埕島油田館陶組上段儲層縱向上非均質(zhì)性嚴重，調(diào)整前油、水井多層合采、合注，導致層間水淹存在差異。由于埕島油田累積注水少，累積注采比低，總體水淹程度低，只是部分井區(qū)某些層段水淹。從埕島油田南區(qū)油井含水分布看，12井區(qū)和701井區(qū)油藏邊部含水較高，主要受邊水的影響；20A井區(qū)目前含水較高，主要是注入水的影響。

3.2 剩余油潛力研究

3．2．1 平面剩余油分布及潛力

同一層內(nèi)平面水淹不均衡，仍存在較多剩余油富集區(qū)。剩余油分布主要有以下特征。

1）注采井網(wǎng)不完善區(qū)剩余油富集 由于埕島油田南區(qū)砂體分布零散，動態(tài)注采井網(wǎng)不完善，在平面上有些區(qū)域射開油井多、水井少，有些區(qū)域是油井未射開該層造成該區(qū)域儲量未動用或動用程度低，剩余油飽和度比較高。

2）注采井間非主流線區(qū)剩余油富集 剩余油飽和度較高的區(qū)域還集中在注采井間非主流線區(qū)域，在這些區(qū)域注入水波及程度低，這些區(qū)域存留較多的剩余油。如館陶組上段5砂組2小層 （）地層在CB12A-1井、CB12B-4井、CB12A-2井之間，剩余油飽和度較高。

3．2．2 縱向剩余油分布及潛力

1）多數(shù)小層剩余油飽和度較高 埕島油田南區(qū)油藏原始含油飽和度在0．61～0．63之間，根據(jù)數(shù)值模擬擬合結(jié)果，各小層的平均剩余油飽和度較高，區(qū)域分布范圍較廣，各小層依然存留較多的剩余油，如、館陶組上段5砂組3小層）、館陶組上段5砂組5小層））、館陶組上段6砂組2小層 （Ng6u（2））。

2）主力油層剩余油富集 埕島油田南區(qū)的剩余油主要富集在主力層，雖然這些主力層采出程度較高，在10%到28%之間，由于原始地質(zhì)儲量較大，剩余儲量仍較大，剩余儲量在100×104～260×104t。主力層的剩余儲量占總剩余儲量的74．8%。由于開采年限的限制，在目前采出程度較低的情況下，剩余地質(zhì)儲量還有1350×104t。

4 油藏開發(fā)狀況分析

4.1 油層能量狀況分析

4．1．1 邊底水能量分析

4．1．2 地層壓力分析

埕島油田南區(qū)原始地層壓力為13．8～14．6MPa，飽和壓力為11．1MPa。該區(qū)自1998年4月投產(chǎn)以來，地層壓力下降較大，2003年6月注水前，地層壓力下降5．7MPa左右。隨著水井陸續(xù)轉(zhuǎn)注，地層壓力逐漸回升，目前地層壓降2．5MPa左右。統(tǒng)計近幾年測壓資料，埕島油田南區(qū)生產(chǎn)壓差介于1．97～3．73MPa之間，平均生產(chǎn)壓差2．8MPa，生產(chǎn)壓差較小。

4．1．3 氣油比分析

埕島油田南區(qū)原始溶解氣油比30．7m3／t，隨著天然能量開發(fā)的進行，生產(chǎn)氣油比逐漸上升。2000年7月油層開始出現(xiàn)脫氣，生產(chǎn)氣油比達到50m3／t以上，以后生產(chǎn)氣油比逐漸上升；2003年10月達到最高，為110m3／t。注水后，隨著地層壓力的升高，生產(chǎn)氣油比逐漸下降，目前為42m3／t。

單環(huán)刺螠體壁有較高的營養(yǎng)價值[1]，體壁占整體質(zhì)量的32%左右，單環(huán)刺螠體壁肌中氨基酸含量占體壁肌干重的57%，粗蛋白質(zhì)22.84%、粗脂肪4.24%、粗灰分2.92%[3]，含有8種人體必需氨基酸，且組成模式與人體非常相近，有谷氨酸、天冬氨酸、精氨酸、丙氨酸和甘氨酸5種呈味氨基酸[4-5]。

4.2 區(qū)塊單井產(chǎn)液產(chǎn)油能力變化規(guī)律

4．2．1 油量變化規(guī)律

埕島油田南區(qū)投產(chǎn)初期，平均單井日產(chǎn)油能力44．9t；天然能量開發(fā)階段，日產(chǎn)油能力遞減較快，到2003年6月注水初期，平均單井日產(chǎn)油能力26．4t，單井日產(chǎn)油能力年遞減率19%。隨著注水補充能量，單井日油遞減趨勢得到控制，遞減率降低到5．4%，目前單井日產(chǎn)油能力16．6t。

4．2．2 液量變化規(guī)律

埕島油田南區(qū)投產(chǎn)初期，平均單井日產(chǎn)液能力53．2t；天然能量開發(fā)階段，日產(chǎn)液能力遞減較快，到2003年6月注水初期，平均單井日產(chǎn)液能力38．7t，單井日產(chǎn)液能力年遞減率20%。隨著注水補充能量，液量穩(wěn)中有升，目前平均單井日產(chǎn)液能力68．8t。目前埕島油田南區(qū)單井日產(chǎn)液量小于40t的3口井，平均液量25．7t／d；日產(chǎn)液量40～60t的5口井，平均液量50．3t／d；日產(chǎn)液大于60t的11口井，平均液量89．1t／d。

4.3 含水率上升規(guī)律研究

4．3．1 含水率上升規(guī)律

埕島油田南區(qū)從投產(chǎn)到2001年底為低含水采油期，該階段采出程度6．8%，含水率上升3%。從投產(chǎn)到注水前，由于邊底水的侵入，區(qū)塊含水率達到31．6%，采出程度9．5%，含水率上升3．3%。注水以后含水率上升繼續(xù)加快，特別是CB701塊投產(chǎn)后含水率上升明顯，目前含水率72．9%，整個注水階段采出程度6．5%，含水率上升7%。

4．3．2 目前含水分析

目前該區(qū)綜合含水率為72．9%，剛進入高含水階段。從單井含水率分級看，40%～60%的6口井，平均含水率52．0%；60%～80%的6口井，平均含水率76．7%；大于80%的7口井，平均含水率86．7%。

4.4 區(qū)塊及單井注水狀況分析

雖然埕島油田南區(qū)注水井全部為分段注水，但吸水剖面資料統(tǒng)計表明，各層吸水能力表現(xiàn)出較大的差異。比如相對吸水量達到了35．8%，而相對吸水量只有5．5%，相對吸水量大于10%的有3層，其余各層相對吸水量基本小于5%。

綜合分析表明，縱向?qū)娱g矛盾比較突出，在同一口井內(nèi)，由于層間非均質(zhì)性，造成各段吸水不均勻，導致物性好的油層吸水多，水線推進快，而物性差油層吸水少，水線推進慢。

4.5 注采井網(wǎng)狀況分析

埕島油田南區(qū)疊合含油面積12．3km2，地質(zhì)儲量1607×104t。由于館陶組上段采用一套層系優(yōu)化主力層射孔開采，根據(jù)油砂體發(fā)育狀況布井，加之絕大多數(shù)為定向井，井網(wǎng)不規(guī)則、井距不均勻，因此，儲量動用狀況在平面上、縱向上差異較大。

埕島油田南區(qū)館陶組共完鉆36口開發(fā)井，鉆遇161井層，有效厚度598m；射開111井層，有效厚度456m；厚度射開程度76%，層數(shù)射開程度69%。從上至下、、、各砂組厚度射開程度分別為53%、68%、92%、35%，平均76%。從各砂組對比來看，射孔動用差異較大，動用程度在35%～92%之間，其中5砂組射孔動用程度最高 （達到92%），6砂組射開程度最低 （為35%）。

埕島油田南區(qū)靜態(tài)水驅(qū)控制儲量1019×104t，儲量控制程度63%，從上至下、、、、各砂組靜態(tài)水驅(qū)控制程度分別為69%、5%、49%、71%、81%。計算結(jié)果表明：～砂組靜態(tài)水驅(qū)儲量控制程度差異較大，砂組最低為5%，砂組最高達到81%，儲量控制程度不均勻。

現(xiàn)井網(wǎng)條件下的注采對應率為85%，其中一向受效占50%，二向受效占30%，三向受效占5．5%。從動態(tài)對應來看，對應率為78%，其中一向受效占49%，二向受效占26%，三向受效占3%。

2）單井控制儲量 埕島油田南區(qū)平均單井控制儲量較高，達44．6×104t，但井組之間差異較大。CB12B井組平均單井控制儲量最小，為30．4×104t；CB20A井組平均單井控制儲量最大，為59．8×104t；其余井組基本在40×104～50×104t。井組之間單井控制原始儲量存在較大差異。

3）剩余可采儲量 埕島油田南區(qū)地質(zhì)儲量1607×104t，累積采油量257．1×104t，剩余地質(zhì)儲量1350×104t。按調(diào)整后采收率39．1%計算，剩余可采儲量371．3×104t，剩余可采儲量大。

綜上分析不難發(fā)現(xiàn)，埕島油田南區(qū)館陶組上段井距及單井控制儲量較大［4～6］，具有較大加密調(diào)整潛力。

5 綜合調(diào)整方案實施優(yōu)化研究

5.1 調(diào)整方案概要及部署結(jié)果

調(diào)整方案設計一套層系開發(fā)，井網(wǎng)形式以五點法井網(wǎng)為基礎。充分利用老油水井位置，對基礎井網(wǎng)進行調(diào)整。采用定向井＋水平井組合方式布井，對于主力油層單一或發(fā)育二個以上主力層且厚度較大的區(qū)域考慮部署水平井。調(diào)整方案設計總井數(shù)68口 （油井41口，水井27口），其中利用老油井16口，老油井轉(zhuǎn)注水井4口，老水井11口。設計新油井25口 （其中水平油井3口），水井12口。

5.2 油水井射孔優(yōu)化

5.3 注采技術(shù)參數(shù)研究

1）合理地層壓力保持水平優(yōu)化研究 數(shù)模共設計了4個壓力 （11．5、12、12．5、13MPa）進行方案對比，根據(jù)結(jié)果優(yōu)選出最佳壓力保持水平［7］。從數(shù)模結(jié)果看，在飽和壓力之上，壓力保持水平越低，各項開發(fā)指標越好。預測期末，壓力保持水平在11．5MPa時的區(qū)塊累計產(chǎn)油量最大，累計產(chǎn)液量最小，累計注水量最小，綜合含水最低。由于平均地層壓力11．8MPa，為了避免部分井放大生產(chǎn)壓差脫氣，壓力保持水平需要留有余量。綜合考慮，南區(qū)合理地層壓力保持水平取12MPa。

2）合理注采比優(yōu)化研究 數(shù)模方案設計壓力恢復階段采用1．1、1．2、1．3共3個注采比進行注水，待地層壓力恢復至12MPa以后，注采比保持在1．0，進行合理注采比數(shù)模優(yōu)化研究。從數(shù)模結(jié)果看，盡管三者差別不大，但依然表現(xiàn)出注采比越低，各項開發(fā)指標越好的趨勢。預測期末，壓力恢復階段注采比為1．1時的區(qū)塊累計產(chǎn)油量最大，累計產(chǎn)液量最小，累計注水量最小，綜合含水最低。綜合考慮，壓力恢復階段注采比取1．1。

3）合理生產(chǎn)壓差及提液速度優(yōu)化研究 南區(qū)油井井底流壓為7．5～8MPa左右，根據(jù)前面的研究結(jié)果，注水后地層壓力應該維持在12MPa，則南區(qū)最大生產(chǎn)壓差可達到4．5MPa。因此數(shù)模方案設計2、3、3．5、4．5MPa這4種生產(chǎn)壓差進行對比研究。從數(shù)模結(jié)果看，生產(chǎn)壓差越大，各項開發(fā)指標越好。當生產(chǎn)壓差從2MPa上升到3．5MPa時，累計產(chǎn)油增幅較大。綜合考慮其他幾項開發(fā)指標，合理生產(chǎn)壓差最終取3．5MPa。

6 結(jié)論及認識

1）根據(jù)埕島油田南區(qū)館陶組上段井網(wǎng)加密后新鉆井地質(zhì)資料和新的儲層反演結(jié)果，深化了對南區(qū)儲層的認識，總體看儲層平面及縱向變化較快。

2）開展了精細數(shù)值模擬，對油水界面、油砂體連通與展布進行了精細描述。對儲量、壓力、產(chǎn)量、含水進行了精細歷史擬合，為隨后開展數(shù)值模擬優(yōu)化奠定了基礎。

3）綜合應用油藏工程分析和油藏數(shù)值模擬技術(shù)，對合理注采比、地層壓力保持水平、合理生產(chǎn)壓差等關(guān)鍵技術(shù)進行了優(yōu)化研究，南區(qū)新鉆井投產(chǎn)后必須立即實施注水，地層壓力恢復階段須采用1．1的注采比，待地層壓力恢復到12MPa后再采用1．0的注采比；生產(chǎn)壓差要保持在3．5MPa。

4）對新鉆油井射孔、水井射孔、水井分段等措施采用數(shù)模方法進行了優(yōu)化研究，制定了最優(yōu)的單井投產(chǎn)投注方案，優(yōu)化注采參數(shù)可有效改善開發(fā)效果，提高采收率。

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