埕島油田油井提液工藝配套措施探討

王雷

摘要：埕島油田注水開發(fā)后層系細(xì)分井網(wǎng)加密綜合調(diào)整已基本調(diào)整完成。單井液量低、采油速度低的問題比較突出，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。基于這種情況，應(yīng)用油藏工程和數(shù)值模擬方法，對埕島油田油井電潛泵為主的提液適應(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。

關(guān)鍵詞：埕島油田；注水開發(fā)；提液適應(yīng)性；技術(shù)政策；電潛泵優(yōu)化

針對埕島油田研究區(qū)塊油井液量低的問題，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)。前期的礦場應(yīng)用取得了良好的增油效果，研究結(jié)果對埕島油田整體提液開發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義。實(shí)踐證明：電潛泵井換大泵提液是油田增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的重要措施。

1 油藏地質(zhì)特征

埕島油田研究區(qū)塊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，構(gòu)造簡單，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達(dá) 200 m 左右；橫向上砂體變化大，連通性差。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/cm 3，地下原油黏度 30 mPa·s，地面原油密度 0.933 1 g/cm 3，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。

2提液適應(yīng)性研究

2.1 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。區(qū)塊平均單井日產(chǎn)液量 98.8 t，綜合含水率 79.6 %。埕島油田無因次采液指數(shù)是隨含水率上升而上升的，根據(jù)無因次采液指數(shù)與含水率關(guān)系曲線，含水 80.0 % 時(shí)，無因次采液指數(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。

2.2注采井網(wǎng)完善

油井提液目的是增油，要使放壓提液措施有效必須具備完善的注采井網(wǎng) [8]。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，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)塊注采對應(yīng)率（厚度）為 92.8 %，其中兩向以上注采對應(yīng)率為 60.2 %。上層系注采對應(yīng)率為 94.0 %，兩向以上注采對應(yīng)率為 70.4 %；下層系注采對應(yīng)率為 92.2 %，兩向以上注采對應(yīng)率為 57.1 %。縱向上，10 個(gè)主力層注采對應(yīng)率為 93.7 %，兩向以上注采對應(yīng)率為 66.0 %，井網(wǎng)完善程度高，能夠滿足提液提注的需要。

2.3 壓力保持水平高

提高油井排液量主要是通過降低油井井底壓力，增大生產(chǎn)壓差來實(shí)現(xiàn)的，這就要求提液油井保持一定的壓力水平。目前油層平均靜壓 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 提液技術(shù)政策研究

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，又要保證較長的穩(wěn)產(chǎn)期，還要不影響總體開發(fā)效果，因此有必要對合理地層壓力保持水平進(jìn)行研究。

3.1 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；注采比過低又不能滿足恢復(fù)能量的要求。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）。具體辦法是對地層壓降大于3 MPa 井區(qū)實(shí)施 1.4～1.5 的注采比，對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。

3.2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 m 3 /d左右和 3 年提液到 180 m 3 /d 左右兩種提液方案。從不同提液方式含水曲線看，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題。

3.3電潛泵優(yōu)化設(shè)計(jì)

海上油田作業(yè)費(fèi)用高，為保證電泵機(jī)組高效合理運(yùn)行，提高檢泵周期，需對電潛泵機(jī)組排量進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，其應(yīng)遵循的原則如下：（1）合理選擇泵型，使泵在最高效率點(diǎn)附近工作，并考慮油井3年內(nèi)的供液能力的變化。（2）泵的額定排量與油藏配產(chǎn)要求相匹配，額定揚(yáng)程等于油井的總動(dòng)壓頭，并滿足計(jì)量和外輸?shù)男枰?。?）電機(jī)的輸出功率能夠滿足舉升液體需求，并盡可能涵蓋較寬的變化范圍，具有一定的提頻空間。

3.4 電潛泵機(jī)組推薦工況區(qū)

在選用電潛泵時(shí)需要了解電潛泵的特性曲線，以便判斷所選用的電潛泵是否在高效區(qū)工作。通過電潛泵特性曲線圖1可知，在拋物線頂部附近泵效率變化小，拋物線頂點(diǎn)是泵運(yùn)行的最高效工作點(diǎn)，包含該點(diǎn)的小區(qū)域構(gòu)成泵的推薦工況區(qū)。因此應(yīng)對此區(qū)域內(nèi)部及其邊界揚(yáng)程、排量和軸功率進(jìn)行綜合分析與驗(yàn)算。

4 應(yīng)用效果

針對油井液量低、開發(fā)效果差的實(shí)際情況，優(yōu)選地層壓力保持較高且供液能力較充足的油井開展了提液措施。實(shí)踐證明，提高產(chǎn)液量是油藏提高產(chǎn)量、改善開發(fā)效果的有效措施。得出結(jié)論：（1）埕島油田研究區(qū)塊剩余可采地質(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）近年來埕島油田優(yōu)選單井提液實(shí)踐表明，實(shí)施油井提液可大幅度提高單井產(chǎn)能，對老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)起到重要作用。

參考文獻(xiàn)

[1]唐曉紅. 埕島油田館陶組油藏開發(fā)調(diào)整技術(shù)政策評價(jià)[J].海洋石油，2016，32（1）：70-73.

[2]李陽，等.埕島油田館上段油藏高產(chǎn)開發(fā)技術(shù)[J].油氣采收率技術(shù)，1998，5（2）：36-40.

（作者單位：勝利油田海洋采油廠采油工藝監(jiān)督中心）