單稀油西部細(xì)分層系開發(fā)調(diào)整研究

摘要：基于單稀油西部目前開發(fā)效果評價(jià)分析，應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬研究單稀油西部剩余油分布狀況，同時(shí)認(rèn)識(shí)該塊存在的問題：由于層系劃分過粗，層間矛盾突出，造成動(dòng)用不均衡。針對該塊存在的問題，提出一套油田的整體挖潛和調(diào)整的技術(shù)思路和研究方法，完成單稀油西部細(xì)分層系調(diào)整方案，由原來的兩套開發(fā)層系細(xì)分為五套開發(fā)層系，預(yù)計(jì)調(diào)整后新增產(chǎn)能4.4萬噸，調(diào)整后15年累計(jì)產(chǎn)油207.7萬噸，采出程度27.1%，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益。

關(guān)鍵詞：剩余油分布;細(xì)分層系;數(shù)值模擬;單家寺油田

單稀油西部位于單家寺油田中部，東與單18塊相鄰，西北與單6塊接壤，南靠濱南大斷層與濱南油田相鄰，構(gòu)造位置位于東營凹陷與濱縣凸起之間的過渡地帶。主力含油層系沙三下及沙四上，公報(bào)含油面積3.3Km²，地質(zhì)儲(chǔ)量657×10⁴t。

1. 目前開發(fā)效果評價(jià)

1.1 儲(chǔ)量動(dòng)用程度評價(jià)

單稀油西部地質(zhì)儲(chǔ)量797萬噸，目前井網(wǎng)控制儲(chǔ)量616.9萬噸，儲(chǔ)量控制程度77.4%，其中非水驅(qū)控制儲(chǔ)量19.7萬噸，水驅(qū)控制儲(chǔ)量597.1萬噸，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度74.9%。水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量491.4萬噸，動(dòng)用程度61.7%。目前水驅(qū)動(dòng)用程度偏低。

1.2 能量保持水平評價(jià)

單稀油區(qū)塊原始平均地層壓力為18.8MPa，彈性開發(fā)階段地層壓力一度下降到10.6MPa。進(jìn)行注水開發(fā)后地層壓力開始回升，平均地層壓力最高回復(fù)到16.6MPa，后期逐漸回落。目前地層平均壓力為11.36MPa，能量保持水平為60%，地層能量保持水平較差。

1.3 層系適應(yīng)性評價(jià)

單稀油西部四個(gè)斷塊中除了單14斷塊以外，單14-42、單14-30以及單142斷塊在開發(fā)時(shí)未劃分開發(fā)層系，以一套層系開發(fā)，單14斷塊分為兩套開發(fā)層系開發(fā)。從劃分層系的非均質(zhì)性來看，S3X開發(fā)層系滲透率級(jí)差為25，突進(jìn)系數(shù)2.7;S4S開發(fā)層系滲透率級(jí)差為18，突進(jìn)系數(shù)3.2;開發(fā)層系均表現(xiàn)出較強(qiáng)的層間非均值性。從儲(chǔ)層物性分析，兩套開發(fā)層系劃分不適合。

1.4注采井網(wǎng)評價(jià)

通過統(tǒng)計(jì)，單家寺稀油區(qū)塊總共統(tǒng)計(jì)注水井組49個(gè)，其中完善井組3個(gè)，較完善井組31個(gè)，不完善井組15個(gè)，包括較完善井組計(jì)算在內(nèi)的井網(wǎng)完善程度為69.39%。

本次統(tǒng)計(jì)注采井層198.5個(gè)，厚度1422米。注采對應(yīng)井層65.5個(gè)，單向?qū)?yīng)井層88個(gè)，雙向?qū)?yīng)井層36個(gè)，三向?qū)?yīng)井層6個(gè)，只注不采井層68.5個(gè)。從統(tǒng)計(jì)的注采井網(wǎng)完善程度和注采對應(yīng)的情況來看，注采井網(wǎng)完善程度低。

1.5目前井網(wǎng)采收率評價(jià)

沙三下地層條件下原油粘度20.1MPa.s，沙四上地層條件下原油粘度4.1MPa.s。根據(jù)水驅(qū)曲線預(yù)測可采儲(chǔ)量的適用條件，選擇甲型和丙型水驅(qū)曲線估算采收率[2]。

當(dāng)極限含水為98%時(shí)，根據(jù)丙型水驅(qū)特征曲線預(yù)測可采儲(chǔ)量為230.3萬噸，最終采收率為28.9%。

2. 存在問題及潛力分析

2.1 存在問題

單稀油西部共發(fā)育10個(gè)砂層組，目前分兩套層系開發(fā)：S3、S4。總體來說井網(wǎng)對儲(chǔ)量控制程度僅為77.4%，對儲(chǔ)量控制程度偏低。

單稀油西部7個(gè)砂層組和25個(gè)小層采出程度差異大。其中S3X3、S4S3、S4S4等3個(gè)砂層組采出程度較高，在18-27%之間，S4S6、S4S7兩個(gè)砂層組采出程度較低，在4-8.4%，下層系S4S3-7組采出程度、層間動(dòng)用差異大。

2.2 潛力分析

從該區(qū)塊地質(zhì)儲(chǔ)量、滲透率以及各小層采出程度對比來看，縱向上層間滲透性差異大，滲透率相對較大的ES3，采出程度較高，滲透率較低的ES4，采出程度偏低，層間動(dòng)用差異大，具有細(xì)分層系的潛力。在加強(qiáng)井層注采管理的同時(shí)，對有潛力的個(gè)別井層實(shí)施補(bǔ)孔，完善注采井網(wǎng)，提高區(qū)塊產(chǎn)能，改善區(qū)塊開發(fā)效果。

3. 開發(fā)調(diào)整方案研究

3.1 開發(fā)調(diào)整技術(shù)經(jīng)濟(jì)政策

3.1.1 開發(fā)層系劃分

通過對目前開發(fā)狀況的效果評價(jià)，目前開發(fā)層系已不能適應(yīng)增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的需要，因此根據(jù)地質(zhì)特征和動(dòng)態(tài)分析結(jié)果對開發(fā)層系重新進(jìn)行劃分，本次分為五個(gè)開發(fā)層系。

3.1.2 井網(wǎng)井距論證

通過前面對目前井網(wǎng)井距的評價(jià)結(jié)果可知，目前的井網(wǎng)井距的適應(yīng)性較差，重新劃分開發(fā)層系后，需要進(jìn)一步對井網(wǎng)井距進(jìn)行完善。本次從經(jīng)濟(jì)角度，地層自身地質(zhì)條件以及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)反應(yīng)單井對儲(chǔ)量控制能力三個(gè)方面綜合確定井網(wǎng)井距。

3.1.3 合理注采比的確定

統(tǒng)計(jì)單稀油西部瞬時(shí)注采比和地層壓力變化關(guān)系[4]，要使地層能量保持水平為初始狀態(tài)的85%，瞬時(shí)注采比需要達(dá)到1.4，因此從恢復(fù)地層能量角度去考慮瞬時(shí)注采比的合理值應(yīng)該為1.4。

3.2生產(chǎn)指標(biāo)預(yù)測

調(diào)整后共新增產(chǎn)能4.4萬噸。調(diào)整后15年累計(jì)產(chǎn)油207.7萬噸，采出程度27.1%。

4. 總結(jié)

（1）通過開發(fā)效果評價(jià)認(rèn)識(shí)到單稀油西部儲(chǔ)量控制程度低、動(dòng)用程度低，目前能量保持水平低，劃分開發(fā)層系層間非均質(zhì)性強(qiáng)，各層采出程度差別大，注采對應(yīng)率低，注采井網(wǎng)完善程度低。

（2）應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬軟件研究了單稀油西部剩余油分布狀況，儲(chǔ)量擬合、區(qū)塊歷史擬合、單井歷史擬合和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)擬合結(jié)果均表明數(shù)值模擬模型精度高。

（3）基于剩余油分布研究和生產(chǎn)規(guī)律分析成果，以完善注采井網(wǎng)、提高水驅(qū)控制程度和儲(chǔ)量動(dòng)用程度為目標(biāo)，制定了單稀油西部開發(fā)調(diào)整方案，并預(yù)測了15 年的開發(fā)生產(chǎn)指標(biāo)。

參考文獻(xiàn)

[1]才汝成，李陽，孫煥泉.油氣藏工程方法與應(yīng)用[M].東營：石油大學(xué)出版社，2002：283-298.

[2]俞啟泰，羅洪.我國陸上油田采收率與波及系數(shù)評價(jià)[J].油氣采收率技術(shù)，2000，7（4）：33-37.

[3]劉立明，廖新維，陳欽雷.混合PEBI 網(wǎng)格精細(xì)油藏?cái)?shù)值模擬應(yīng)用研究[J].石油學(xué)報(bào)，2003，24（3）：64-67.

作者簡介：李雯（1986-），女，工程師，現(xiàn)在勝利油田分公司濱南采油廠采油管理五區(qū)從事油田開發(fā)管理工作。

（作者單位：中石化勝利油田分公司濱南采油廠）