孤島油田渤64提質(zhì)增效淺析

王一博

【摘 要】孤島油田區(qū)域構(gòu)造位于渤海灣盆地濟陽坳陷沾化凹陷的東部，北為義和莊凸起，南臨陳家莊凸起，西是無棣凸起，東與墾東-青坨子凸起相對，總體看來是一個軸向為北東的北斷南超的箕狀凹陷，面積為2800Km2。渤64單元位于東營市河口區(qū)孤島鎮(zhèn)孤島油田南區(qū)東北部，孤島潛山披覆背斜構(gòu)造的頂部，東到南30排、南31排，西到南21排，南以3號斷層為界，北部以2號斷層為界。距離孤島采油廠駐地約2.5km，處于孤島鎮(zhèn)。

【關鍵詞】孤島油田；渤64；提質(zhì)增效

一、油藏基本概況

（一）構(gòu)造特征

孤島油田位于濟陽坳陷沾化凹陷的東部，為一個以第三系館陶組疏松砂巖為儲層的大型披覆背斜構(gòu)造整裝油藏，人為劃分為中一區(qū)、中二區(qū)、西區(qū)、南區(qū)、東區(qū)和渤21斷塊等6個部分。渤64單元位于南區(qū)東北部，孤島披復背斜構(gòu)造頂部，構(gòu)造整體趨勢是西高東低，區(qū)內(nèi)構(gòu)造簡單、平緩，地層傾角0.7-1.2度左右。

（二）儲層研究

1.沉積背景

渤64單元油藏為河流相正韻律粉細砂巖沉積，主要是邊緣亞相和漫灘亞相，滲透率變化范圍333～6208×10-3μm2；縱向上不同層位變化更突出，主力小層一般900-1600×10-3μm2，非主力小層大多低于1000×10-3μm2 。平面上非均質(zhì)性主要表現(xiàn)為局部存在高滲透區(qū)域，另外受斷層影響，斷層及區(qū)內(nèi)小斷層附近的非均質(zhì)性比遠離斷層的平緩區(qū)域強得多。

2、儲層物性

單元以長石砂巖為主，石英含量45-55%，長石和巖屑含量相對較高，長石占35-45%，巖屑占10-20%，長石表面新鮮，解理清晰，反映砂巖成熟度較低。油層以粉細砂巖為主，還有中、細粒砂巖和粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖。由下而上，由粗變細，粒度中值0.1～0.125mm，分選中等好，磨圓次棱角狀，膠結(jié)類型主要為孔隙-接觸式及接觸-孔隙式，較疏松，造成油層見水后易出砂。

3、流體性質(zhì)及壓力系統(tǒng)

渤64單元原油具有“三高一低”的特征，即高密度、高粘度、高飽和壓力、低凝固點，地面原油密0.965g/cm3，平均粘度為3760mPa·S，地下原油粘度30 mPa·S，凝固點為-5oC。原油組分也具有“三高一低”的特征，即含硫量高、膠質(zhì)高、瀝青質(zhì)高、含蠟量低。

儲層為常溫常壓系統(tǒng)下的高飽和油藏。原始地層壓力為12.34MPa，飽和壓力為11.25MPa，地飽壓差為1.09MPa；原始地層溫度為70oC，具有正常的壓力系統(tǒng)和正常的溫度梯度。

（三）開發(fā)現(xiàn)狀

截至2018年3月，單元開油井45口，日液水平1607t/d，日油水平106t/d，綜合含水93.4%，動液面704m，累積產(chǎn)油493.3×104t，采出程度37.8%。單元主力層局部及非主力層注采井網(wǎng)不完善，單井控制儲量大（13×104t），采油速度低（0.3%）、平均單井液量低（35.7t/d），具有實施調(diào)整挖潛的潛力。

（四）注水工藝現(xiàn)狀

單元目前總注水井22口，開注水井18口，其中光油管單注井2口，光油管多層合注井3口，分注井13口，分注率72.2%，層段合格率42.8%。平均單井配注86m3，實際注水65m3

二、存在問題分析

（一）主力層局部及非主力層注采井網(wǎng)不完善

渤64單元2011年1月轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)，2012年4月細分注水以來一直未進行大型調(diào)整，目前存在主力層局部及非主力層注采井網(wǎng)不完善，失控儲量多（36萬噸）等問題。目前共有總油井54口，其中長停油井9口，占比16.7%，水井總井22口，停注水井4口，占比18.8%，不完善注采井組占比15.3%，儲量失控程度大。

（二）水井分注現(xiàn)狀不能滿足精細開發(fā)的需要

1.油井多層合采，開發(fā)差異大，生產(chǎn)不均衡

統(tǒng)計單元目前開油井生產(chǎn)情況，合采油井21口，占比46.5%。注聚前，油井主要生產(chǎn)主力層，占比88.4%；目前與注聚前相比，生產(chǎn)非主力層井占比明顯增大，從注聚前的8.8%上升到目前的18.6%。生產(chǎn)主力層平均單井液量高（44.5t/d），含水高（94.1%）；生產(chǎn)非主力層平均單井液量低（19.4t/d），含水低（90.8%），動液面較深，主力層與非主力層的生產(chǎn)差異較大，而目前單元注水井分注級段較少，需要近一步細分注水，滿足開發(fā)需要。

2.油水井數(shù)比大，水井平均單井注水層多，水井負擔重

對比中一區(qū)館3、館4單元，油水井數(shù)比大（2.5：1），中一區(qū)館3、館4單元為1.4～1.5：1；水井平均單井注水層多（4.6個），中一區(qū)館3、館4單元為2.3～2.4個，水井負擔重。

3.主力層與非主力層合注，層間干擾大，注水矛盾突出

目前水井管柱級段三段以上井較少，管柱以一級兩段、二級三段為主（16口），占比94.1%

4.主力層砂體邊部、非主力層水井不吸水，造成動態(tài)井網(wǎng)不完善

主力層部分水井位于砂體邊部，儲層發(fā)育差、層薄，不吸水；非主力層只采不注，造成動態(tài)注采井網(wǎng)不完善。從注采對應情況來看，靜態(tài)對應率為85%，而根據(jù)實際的對應情況，動態(tài)對應率僅為82.2%。

（三）水井注水不清，對應井組注采調(diào)配困難較大

1.測調(diào)遇阻導致不清層多

測調(diào)投撈遇阻情況：渤64單元17口分注井測試，測調(diào)遇阻共5口，占29.4%，測調(diào)遇阻率高。

2.測調(diào)遇阻原因分析：

1）地層出砂、吐聚嚴重。

統(tǒng)計2013-2015年30口水井作業(yè)解剖情況，有25口井吐聚與出砂，占比83.3%。其中地層吐聚20口井，占比66.6%，出砂23口井，占比76.7%，二者兼有的12口，占比41%。

2）水質(zhì)影響。

統(tǒng)計30口水井作業(yè)解剖情況（2013-2015年），其中原井油管油泥堵塞10口，占33.3%。

3.測調(diào)遇阻原因小結(jié)：

1）常規(guī)偏心分注管柱無防返吐功能，停井或測調(diào)造成井筒壓力波動，油管內(nèi)壓力降低，當?shù)貙訅毫Ω哂诰趬毫?靜液柱壓力時，導致地層返吐物進入管柱，造成測調(diào)遇阻；

2）常規(guī)偏心分注管柱封隔器停井時解封，膠筒回縮，當層間差異較大時，易引起層間串流，同時地層壓力高于井口壓力+靜液柱壓力時，地層返吐物從底球、配水器進入油管，導致測調(diào)儀器下入困難；

3）水質(zhì)影響，導致油管內(nèi)壁結(jié)垢，造成測調(diào)遇阻或投撈遇卡。

三、油藏方案部署

（一）綜合治理水井、提高三率

1.扶長停水井、轉(zhuǎn)注、補孔，完善注采井網(wǎng)，提高注采對應率

通過扶長停完善井網(wǎng)，計劃扶長停水井2口，轉(zhuǎn)注水井2口，補孔2口，完善注采井組6個，恢復水驅(qū)儲量24萬噸，配注490m3/d，注采對應率由目前的82.2%提高到90%。

2.攻欠增注，改善縱向吸水剖面，提高注水治理

共計劃實施解聚、防砂、大修等攻欠增注工作量4口，恢復井組注水，改善井組注水質(zhì)量。

（二）油井工作量

1.扶長停油井、補孔改層，完善注采井網(wǎng)，恢復儲量控制

計劃扶長停油井2口，補孔改層2口，機封改層1口，完善注采井組5個，恢復水驅(qū)儲量18萬噸，恢復日液150t，恢復日油10t。

2.防砂提液、重建防砂屏障，強化油層滲流能力

下步防砂油井6口，預計日液60t，增加日油6t。

四、指標預測

渤64單元開油井數(shù)45口增加至47口，水井18口增加至22口，日油水平從106t/d升至120t/d，日注水量由1173提高至1900方。儲量控制程度由94.5%增至96%，水驅(qū)動用程度93%增至94.5%。含水上升率下降0.1%，自然遞減率由10.4%降至8%。分注率上升至92.8%，注采對應率上升至90%，層段合格率上升至75%。

【參考文獻】

[1]朱敏. 勝利油田孤東集輸系統(tǒng)經(jīng)濟活動淺析[J]. 山東工業(yè)技術(shù)， 2016（4）：269-269.