埕島油田中一區(qū)油井提液適應(yīng)性及技術(shù)政策研究

李現(xiàn)根

（中國(guó)石化勝利油田海洋采油廠，山東東營(yíng)257237）

埕島油田中一區(qū)油井提液適應(yīng)性及技術(shù)政策研究

李現(xiàn)根

（中國(guó)石化勝利油田海洋采油廠，山東東營(yíng)257237）

針對(duì)埕島油田中一區(qū)油井液量低的問(wèn)題，應(yīng)用油藏工程和數(shù)值模擬方法，在進(jìn)行提液適應(yīng)性分析的基礎(chǔ)上開展了提液技術(shù)政策研究，結(jié)果表明以1.1～1.5的差異化注采比將區(qū)塊地層壓力恢復(fù)至12.0 MPa時(shí)實(shí)施分步提液，開發(fā)效果最優(yōu)。前期的礦場(chǎng)應(yīng)用取得了良好的增油效果，研究結(jié)果對(duì)埕島油田中一區(qū)整體提液開發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義。

提液適應(yīng)性；技術(shù)政策；應(yīng)用效果；埕島油田中一區(qū)

埕島油田中一區(qū)1995年正式投產(chǎn)，2000年轉(zhuǎn)入注水開發(fā)，2008年開始進(jìn)行層系細(xì)分井網(wǎng)加密綜合調(diào)整，目前已基本調(diào)整完成[1]。區(qū)內(nèi)單井液量低、采油速度低的問(wèn)題比較突出，嚴(yán)重影響地下資源的有效利用。而海上油田受平臺(tái)壽命的限制，在盡可能短的時(shí)間內(nèi)多采出油是該油田開發(fā)的重要策略[2，3]?；谶@種情況，應(yīng)用油藏工程和數(shù)值模擬方法,對(duì)埕島油田中一區(qū)油井提液適應(yīng)性及技術(shù)政策進(jìn)行了分析研究，以找出提高采油速度、改善開發(fā)效果的有效途徑。

1 油藏地質(zhì)特征

中一區(qū)位于埕島油田主體館陶油藏的西南部，構(gòu)造位置屬于埕北大斷層的上升盤，整體呈西高東低之勢(shì)，構(gòu)造簡(jiǎn)單，地層平緩，傾角1°～2°。沉積類型為河流相正韻律沉積，儲(chǔ)層較為發(fā)育，縱向上平均含油井段長(zhǎng)達(dá)200 m左右；橫向上砂體變化大，連通性差[4]。平均孔隙度31.1%，平均滲透率2 599 mD；層間滲透性差異較大，平均滲透率變異系數(shù)0.935，突進(jìn)系數(shù)5.47。地下原油密度0.882 4 g/cm3，地下原油黏度30 mPa·s，地面原油密度0.933 1 g/cm3，地面原油黏度243 mPa·s，油藏類型屬于高孔高滲、常規(guī)稠油巖性構(gòu)造層狀油藏。原始地層壓力13.5 MPa，飽和壓力10.1 MPa，壓力系數(shù)0.974。含油面積9.5 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量4 278×104t；主力層10個(gè)（Ng1+21、1+23、1+24、45、53、54、55、561、562、61），地質(zhì)儲(chǔ)量3 457×104t，占地質(zhì)總儲(chǔ)量的80.8%。

2 開發(fā)現(xiàn)狀

截止2015年12月，中一區(qū)共投產(chǎn)油井76口，投注水井39口，注采井?dāng)?shù)比約為1:1.9。其中油井開井62口，單井日產(chǎn)液量98.8 t，日產(chǎn)油量20.1 t，綜合含水率79.6%，采油速度1.1%，采出程度16.9%；注水井開井38口，平均單井日注水192 m3，井組注采比1.1～1.6，區(qū)塊年注采比1.1，累計(jì)注采比0.71，地層壓降2.0 MPa。

3 提液適應(yīng)性研究

3.1 剩余儲(chǔ)量大

埕島油田中一區(qū)地質(zhì)儲(chǔ)量4 278×104t，截止2015年底，采出程度只有16.9%，剩余儲(chǔ)量3 555×104t。按照目前標(biāo)定采收率34.5%計(jì)算，仍有17.6%的可采儲(chǔ)量未被采出，這為油田提液提供了充足的物質(zhì)基礎(chǔ)。

3.2 油井液量低

中一區(qū)投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)液量75.0 t，在天然能量開發(fā)階段液量逐漸遞減，隨著注水補(bǔ)充能量后液量有所上升。截止2015年12月，區(qū)塊平均單井日產(chǎn)液量98.8 t，綜合含水率79.6%。埕島油田無(wú)因次采液指數(shù)是隨含水率上升而上升的[5]，根據(jù)無(wú)因次采液指數(shù)與含水率關(guān)系曲線，含水80.0%時(shí)，無(wú)因次采液指數(shù)為初產(chǎn)的2.8倍，平均單井日產(chǎn)液量可達(dá)210.0 t。單井液量低，嚴(yán)重影響了區(qū)塊采油速度，進(jìn)而會(huì)直接影響到最終采出程度[6]。

3.3 注采井網(wǎng)完善

油井提液目的是增油[7]，要使放壓提液措施有效必須具備完善的注采井網(wǎng)[8]。中一區(qū)1995年投產(chǎn)初期采用一套層系、大井距不規(guī)則四點(diǎn)法面積井網(wǎng)開采[9]，2008年層系細(xì)分井網(wǎng)加密綜合調(diào)整后，老井大部分上返上層系，仍采用不規(guī)則四點(diǎn)法面積井網(wǎng)；新井主要部署在下層系，井網(wǎng)形式調(diào)整為五點(diǎn)法注采井網(wǎng)。目前區(qū)塊注采對(duì)應(yīng)率（厚度）為92.8%，其中兩向以上注采對(duì)應(yīng)率為60.2%。上層系注采對(duì)應(yīng)率為94.0%，兩向以上注采對(duì)應(yīng)率為70.4%；下層系注采對(duì)應(yīng)率為92.2%，兩向以上注采對(duì)應(yīng)率為57.1%。縱向上，10個(gè)主力層注采對(duì)應(yīng)率為93.7%，兩向以上注采對(duì)應(yīng)率為66.0%，井網(wǎng)完善程度高，能夠滿足提液提注的需要。

3.4 壓力保持水平高

提高油井排液量主要是通過(guò)降低油井井底壓力，增大生產(chǎn)壓差來(lái)實(shí)現(xiàn)的[10]，這就要求提液油井保持一定的壓力水平。目前中一區(qū)油層平均靜壓11.5 MPa，壓降2.0 MPa。其中上層系平均地層靜壓11.3 MPa，壓降1.2 MPa；下層系平均地層靜壓11.8 MPa，壓降2.3 MPa。區(qū)塊平均流壓7.6 MPa，其中上層系平均流壓7.8 MPa，下層系平均流壓7.5 MPa。區(qū)塊平均附件壓降2.0 MPa，有效生產(chǎn)壓差僅為1.9 MPa。整體上中一區(qū)地層壓力、油井井底流壓較高，油井有效生產(chǎn)壓差小，具備進(jìn)一步放壓提液的空間。

3.5 注水井具備提注潛力

油井提液的同時(shí)必須實(shí)施對(duì)應(yīng)注水井的提注，以保持注采平衡和地層能量。中一區(qū)目前平均單井日注水能力192 m3，月注采比1.2。根據(jù)注水指示曲線分析，在注水開發(fā)初期，水井啟動(dòng)壓力較低，平均井口壓力為1.9 MPa。隨著注水時(shí)間的延長(zhǎng)，井口壓力逐漸增加，目前平均井口壓力為6.0 MPa，計(jì)算視吸水指數(shù)為32.0 m3/d·MPa。目前中心三號(hào)已經(jīng)投產(chǎn)，設(shè)計(jì)干壓16.0 MPa，運(yùn)行干壓可在12.0 MPa左右，注水井口壓力按10.0 MPa考慮，平均單井可增注128 m3/d，注水井具有增注潛力。

4 提液技術(shù)政策研究

應(yīng)用Eclipse數(shù)值模擬軟件，選擇中一區(qū)及相關(guān)鄰井為模擬研究區(qū)。區(qū)內(nèi)共有油水井128口井，平面網(wǎng)格步長(zhǎng)為50 m×50 m，縱向網(wǎng)格劃分為93個(gè)，評(píng)價(jià)期為15 a。

4.1 壓力恢復(fù)水平

油井合理壓力保持水平既要滿足油田采油速度的要求，又要保證較長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)期，還要不影響總體開發(fā)效果[11]，因此有必要對(duì)中一區(qū)合理地層壓力保持水平進(jìn)行研究。根據(jù)目前地層壓力和流壓水平，數(shù)值模擬設(shè)計(jì)了地層壓力保持在11.5 MPa（目前地層壓力）、12.0 MPa、12.5 MPa、13.0 MPa四種方案對(duì)比。數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，評(píng)價(jià)期末（2030年），地層壓力保持在12.0 MPa方案累積采油量最大（見表1）。因此，合理地層壓力應(yīng)保持在12.0 MPa，即原始地層壓力的0.89倍。

表1 不同壓力保持水平方案預(yù)測(cè)指標(biāo)對(duì)比

4.2 注采比優(yōu)化

注采比應(yīng)兼顧恢復(fù)地層壓力和合理控制含水上升速度兩方面要求：高注采比會(huì)加強(qiáng)儲(chǔ)層的非均質(zhì)性，導(dǎo)致注入水沿著高滲透層發(fā)生水竄，不利于提高注水的掃油效率[12]；注采比過(guò)低又不能滿足恢復(fù)能量的要求。本次數(shù)值模擬分別用1.1、1.2、1.3、1.4、1.5五種注采比設(shè)計(jì)方案統(tǒng)一將壓力恢復(fù)至12.0 MPa。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果顯示，注采比變化對(duì)最終采收率影響不大，均在39.0%附近；同時(shí)注采比越大，壓力恢復(fù)速度越快，單井液量越高，含水上升速度也越快（見表2）。由于中一區(qū)目前壓力保持水平不均衡，不同井組在同一時(shí)間內(nèi)恢復(fù)到同一地層壓力，需要的注采比也不同。綜合考慮區(qū)塊地層壓力保持水平、含水上升情況、地面注水設(shè)備最大承載能力等因素，對(duì)不同井區(qū)實(shí)施差異化注采比（基本保持在1.1～1.5）。具體辦法是對(duì)地層壓降大于3 MPa的埕北26井區(qū)實(shí)施1.4～1.5的注采比，對(duì)邊水能量比較充足的埕北11N井區(qū)（地層壓降＜2 MPa）執(zhí)行1.1～1.2的注采比，其余井區(qū)基本維持1.2～1.3的注采比。

表2 不同注采比方案預(yù)測(cè)指標(biāo)對(duì)比

4.3 提液方式選擇

根據(jù)現(xiàn)有的油藏條件，設(shè)計(jì)了一次提液到180 m3/d左右和3年提液到180 m3/d左右兩種提液方案。從不同提液方式含水曲線看（見圖1），一次性提液至最大液量比分年度逐漸提液初期含水率高1.0%左右，但后期隨著含水的逐漸上升，二者的含水率基本相當(dāng)。分析認(rèn)為一次性將液量放至最大會(huì)導(dǎo)致注入水快速突進(jìn)，油井含水上升較快，分年度逐漸提液可以較好的解決該問(wèn)題。同時(shí)從2015年末預(yù)測(cè)結(jié)果來(lái)看，一次提液與分年度提液效果基本相當(dāng)，采出程度僅差別0.4%（見表3）。綜合考慮海上現(xiàn)場(chǎng)工程的實(shí)際情況，推薦分年度逐漸提液。

圖1 不同提液方式綜合含水率隨時(shí)間變化曲線

表3 不同提液方式采出程度對(duì)比表

5 應(yīng)用效果

針對(duì)中一區(qū)油井液量低、開發(fā)效果差的實(shí)際情況，優(yōu)選地層壓力保持較高（12.0 MPa左右）且供液能力較充足的8口油井開展了提液試驗(yàn)，其中有7口油井見到明顯增油效果。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，7口提液成功油井提液前泵排量分布在80 m3/d～100 m3/d，平均泵排量為91.4 m3/d，平均單井日產(chǎn)液47.3 t，平均單井日產(chǎn)油7.6 t，綜合含水率83.9%；提液后泵排量在100 m3/d～150 m3/d，與提液前相比，平均泵排量提高了37.2 m3/d（由91.4 m3/d上升到128.6 m3/d），平均單井日產(chǎn)液增加了58.0 t（由47.3 t上升到105.3 t），平均單井日產(chǎn)油增加了20.4 t（由7.6 t上升到28.0 t），綜合含水率下降了10.6%（由83.9%下降到73.4%），取得了良好的增油效果。實(shí)踐證明，提高產(chǎn)液量是中一區(qū)油藏提高產(chǎn)量、改善開發(fā)效果的有效措施。

6 結(jié)論

（1）埕島油田中一區(qū)剩余可采地質(zhì)儲(chǔ)量大、油井產(chǎn)液量低，注采井網(wǎng)完善、壓力保持水平高、水井具有提注潛力，整體具有良好的提液物質(zhì)基礎(chǔ)和潛力。

（2）根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，采用1.1～1.5的差異化注采比將區(qū)塊地層壓力恢復(fù)至12.0 MPa時(shí)提液，開發(fā)效果最優(yōu)；一次提液與分年度提液效果基本相當(dāng)，推薦應(yīng)用分年度提液方式。

（3）近5年來(lái)埕島油田中一區(qū)優(yōu)選單井提液實(shí)踐表明，實(shí)施油井提液可以大幅度提高單井產(chǎn)能，對(duì)老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)起到重要作用。

（4）埕島油田中一區(qū)油井提液適應(yīng)性與技術(shù)政策研究以及提液實(shí)踐，可以作為埕島油田其他區(qū)塊以及海上相似油田油井提液的借鑒與參考。

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西南油氣田“孵出”百億立方米大油氣礦

川中油氣礦生產(chǎn)調(diào)控中心大屏幕上跳出一行數(shù)據(jù)：2016年天然氣累計(jì)產(chǎn)量100.616億立方米。這標(biāo)志著西南油氣田“孵出”一個(gè)天然氣年產(chǎn)達(dá)百億立方米的大油氣礦。

這也是一個(gè)讓川渝近1.2億百姓高興的數(shù)據(jù)。數(shù)據(jù)顯示，川渝兩地2014年的天然氣消費(fèi)量是3 289.05萬(wàn)噸標(biāo)準(zhǔn)煤。按照國(guó)家統(tǒng)計(jì)局經(jīng)濟(jì)景氣中心的計(jì)算方法，川中油氣礦生產(chǎn)的100億立方米天然氣，相當(dāng)于替代原煤約1 876萬(wàn)噸。這意味著一半以上的川渝年用氣一個(gè)川中油氣區(qū)就可以滿足，還巴山蜀水一個(gè)碧水藍(lán)天將變得“底氣”十足。川中油氣礦位于四川盆地中部，以遂寧、南充為中心，橫跨川、渝、陜?nèi)∈?2個(gè)市縣，礦權(quán)總面積4萬(wàn)多平方公里。2012年，川中油氣勘探取得重大突破，發(fā)現(xiàn)我國(guó)單體規(guī)模最大的特大型海相碳酸鹽巖整裝氣藏-龍王廟組氣藏。西南油氣田加快川中油氣礦資源向產(chǎn)量轉(zhuǎn)化，2016年天然氣年產(chǎn)量較2012年增長(zhǎng)2.15倍。

（摘自中國(guó)石油新聞中心2017-01-10）

Enhanced liquid adaptability and technology policy research in Zhongyi area of Chengdao oilfield

LI Xiangen
（The Offshore Oil Production Company of Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying Shandong 257237，China）

In view of low liquid producing of oil well in Zhongyi area of Chengdao oilfield,using the methods of reservoir engineering and numerical simulation.Technical research conducted on the basis of enhanced liquid adaptability analysis.The research results show that using 1.1～1.5 differential injection-production ratio when the formation pressure level buildup to 12.0 MPa,extracts taken step by step approach,the development effect is most superior.The practice has provided an effective way for the increasing production of the reservoirs.And the result of the study has important guiding significance of overall liquid lifting in Zhongyi area of Chengdao oilfield.

enhanced liquid adaptability；technology policy；application effect；Zhongyi area of Chengdao oilfield

TE341

A

1673-5285（2017）01-0058-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.01.017

2016－10-21

李現(xiàn)根，男（1981-），工程師，碩士研究生，2009年畢業(yè)于中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京），現(xiàn)主要從事海上油氣田地質(zhì)開發(fā)工作，郵箱：592008197@qq.com。