埕島油田提高油層驅油效果研究

金文玉

（西安石油大學，西安710000） ＊

埕島油田提高油層驅油效果研究

金文玉

（西安石油大學，西安710000）＊

以埕島油田11～25井區館上段油藏為例，結合目前開發生產實際，進行了合理采油速度、壓力保持水平、合理注采比和提液時機等提高油層驅油效果研究。對技術政策進行了優選和界定，對老井實施措施、層系細分、井網加密等方案進行了數值模擬和優選。模擬結果表明：應用加密方案，在含水率為84.3%時，采出程度可達25.76%，增產潛力巨大；井網加密方案為最優方案。

埕島油田；數值模擬；驅油效果

勝利海上埕島油田館上段屬河流相砂巖油藏，縱向層多、層薄，平面上砂體橫向變化大，且原油性質較差，屬常規稠油油藏［1］。按照已有開發模式，當時館上段開發是沒有經濟效益的，屬邊際油田。為此優化采用了與當時技術條件、油價條件相適應的方案，進行了合理高效開發。

按照陸上油田的開發經驗，目前埕島油田已進入綜合調整階段［2］。由于實際開發過程中受環境、鉆采和海工工程施工能力等條件限制，存在著采油速度低、單井控制儲量大、層間干擾嚴重、地層壓力水平偏低、井網完善程度低等一系列問題，制約了埕島油田館上段主體的高效開發。為此，優選11～25井區館上段儲層進行埕島油田提高油層驅油效果研究，優選開發方案，最大限度地提高油層驅油效果［3－6］。

1 油藏開發現狀及效果評價

1.1 開發現狀

埕北11～25井區投產始于1995－05，2000－07開始轉注，該井區按驅動能量劃分為天然能量開發階段（1995－05—2000－06）和注水開發階段（2000－06至目前）。天然能量開發階段又可細分為彈性能量開發階段和溶解氣驅開發階段，期間以1998－06為界，此前為彈性能量開采階段，此后為溶解氣驅開發階段。

埕北11～25井區共完鉆95口井，其中油井開井66口，注水井開井23口。目前區塊日產液3 299m3，日產油1 634t，綜合含水50.58%，采出程度9.46%。區塊日注水能力2 493m3，平均單井日注能力108.39 m3。累積注水301.25×104m3，累積注采比0.29。

1.2 效果評價

在天然能量開發階段，埕北11～25油層發育受巖性控制作用，不存在大面積連通、活躍的邊底水，只有局部井區有邊水，天然能量不足。通過計算及評估，僅依靠彈性和溶解氣驅開采的油砂體，綜合采收率僅達10%。油藏以多層合采為主，計算結果可認為是天然能量采收率的上限值，實際值要低于上限值，說明油藏的一次采收率很低。

在注水開發階段，注水開發后該區地層壓力下降趨勢減緩，液量、油量遞減得到了明顯控制，但井區含水上升明顯加快，油井出砂加重，不同井區、層段吸水差異大，單井液量比較低，不能滿足油田開發需要。通過對存水率、水驅指數等指標的評價，井區目前開發效果較差。

西藏自治區教育經費支出的持續增長，得益于西藏自治區地區較高的財政撥款和地區生產總值的持續增長；而這是以西藏自治區經濟的持續穩定增長作為前提的。

應用水驅曲線預測油田采收率為24.2%，波及系數及驅油效率綜合評價采收率為24%，童氏圖版預測采收率為25%，而利用經驗公式預測油田采收率為33.7%。動態法評價的采收率率明顯小于不考慮開發方式的靜態法預測的采收率，按目前的開采方式開采區塊采收率明顯偏低，需要對開發方式進行調整，進行提高油層驅油效果研究，以提高油田最終采收率。

2 工區數值模擬

選擇埕島一區館上段埕北11～25井組作為數值模擬的大模型區域。模型以館上1＋2至館上6，共5套構造圖為骨架建立三維地質模型。

通過反復調整參數，修正靜態模型，單井擬合并結合工藝因素，多方面考慮油田實際生產情況，分析動態參數的可信度和完備程度，確定可靠的擬合目標，建立多目標擬合結果驗證機制。掌握油層物性參數對所要擬合的動態參數之間的敏感性，避免不同參數調整之間的相互干擾。

在上述擬合原則的指導下，重點對儲量、含水及壓力進行了擬合。擬合結果顯示：地質儲量、產油量、綜合含水及地層總壓降都達到擬合標準，且效果較好。

數值模擬研究表明：總體上剩余油富集區分布較廣，Ng33、Ng34小層動用程度較低，是下步挖潛的主力小層；對于類似Ng1＋25、Ng1＋26土豆塊砂體，可以通過打定向井兼顧；Ng42、Ng44、Ng45仍為下步挖潛的主力小層，其中Ng42小層以CB22D、CB22B井組為中心的微構造較高部位是剩余油富集區；Ng44小層中靠近斷層的CB11M、CB11G、CB11H井組沿斷層一線為剩余油富集區；Ng52小層以CB11E、CB11G井組為中心的地區是剩余油富集區；Ng53小層CB11F、CB22B井組為主要的剩余油富集區。

3 提高油層驅油效果方案

3.1 技術指標優選

3.1.1 采油速度

與陸上同類油田同期比較，油井全部投產后，采油速度比孤東油田低、比孤島油田略高。結合埕島油田的地質條件及工藝技術水平，在歷史擬合的基礎上，設計1.0%、1.5%、2.0%、2.5%4種不同采油速度，進一步進行數值模擬研究。數模結果發現：隨著采油速度的提高，開采期末累積采油量、注水量越多，含水上升速度越快，最終含水也越高；2.5%的采油速度在目前條件下不具可行性，無穩產期，地層壓力不能維持，屬極限指標；對比1.5%采油速度，采油速度由目前的0.63%提高到1.5%，采出程度提高了4.34%。從穩產期分析，1.0%、1.5%、2.0%方案的穩產期分別為5、3、1a。綜合分析認為采油速度為1%～2%比較合理，最大采油速度不超過2.0%。

注水后埕北11～25井區平均地層壓力有所提升，現在平均地層壓力為10.5MPa，高于飽和壓力0.4MPa。各井區壓降分布不均：22B、C井區平均地層壓力9.7MPa；25A、B井區平均地層壓力9.5 MPa；11G、K井區平均地層壓力9.8MPa，均低于飽和壓力，出現油井脫氣現象。在研究區塊采油速度的基礎上，以單井150m3的液量生產，地層壓力設計11.0、11.5、12.0MPa 3個研究水平。數模研究結果發現：地層壓力保持在11.0MPa最合理，累計產油、累計產水、累計注水、含水率、采出程度幾項指標最好。

3.1.3 注采比

從埕島油田館陶組油藏目前地層壓力水平看，仍低于飽和壓力，地層存在脫氣現象。注水后地層壓力恢復緩慢，注入壓力也在緩慢提高，說明氣體存在帶來不利影響，使單井液量較低。為了盡快恢復地層壓力，提高單井日產液能力，應適當提高注采比。注采比的大小直接關系到油層壓力的穩定狀況，同時影響油田含水上升速度及開發效果。在較短的時間內恢復地層壓力，同時也要考慮注水工藝所能達到的水平。

在歷史擬合的基礎上和目前注水層位狀況下，以11MPa壓力保持水平，設計了注采比為1.0、1.1、1.2、1.3四種不同注采比進行數值模擬研究，壓力恢復期注采比始終不變。通過數模研究恢復期采用的注采比，發現采用1.2注采比只需要1.5a即可達到11MPa；1.3注采比只需要0.5a即可達到11MPa；1.0注采比需要3a即可達到11MPa。當地層壓力恢復后，采用0.9～1.0的注采比并結合邊底水能量可滿足生產需求。

3.1.4 提液時機

在歷史擬合的基礎上，設計40%、60%、80%3種提液時機進行數值模擬研究。油井定壓生產，待井區綜合含水分別達到40%、60%、80%后油井定目標液量生產，注水井按區塊液量注入，計算各方案。預測結果發現：提液時機越晚，累積注水量越少，累積采油量越少。從最終采出程度看，綜合含水40%時提液效果最好，含水80%時提液效果最差。

3.2 方案對比

共提出了對老井實施措施、層系劃分與組合方案一、層系劃分與組合方案二、井網加密等4個方案。

老井實施措施方案主要是在前期對采油速度、壓力保持水平、注采比及體液時機的研究基礎上，將整個區塊的注水開發技術政策優選為：保持1.5%的采油速度、11MPa壓力保持水平、壓力恢復期采用1.2的注采比、壓力恢復后采用0.9～1.0注采比保持壓力生產，通過油水井上增產增注措施；通過水井轉注，油水井補孔，完善注采井網，提高注采對應率和水驅控制程度。

層系劃分與組合方案一、方案二的主要內容是：考慮海上油田的特點及層系有效厚度下限，采用2套層系方案，方案一采用Ng1＋2、Ng3合為1套，Ng4、Ng5、Ng6合為1套。方案二采用Ng1＋2、Ng3、Ng4合為1套，Ng5、Ng6合為1套。最終方案效果僅利用老井進行簡單評價：其中Ng1＋2以Ng1＋23、Ng1＋24為主要生產層位；Ng3以Ng33為主要生產層位。

井網加密方案的主要內容是：根據歷史擬合結果分析剩余油飽和度及剩余儲量分布，確定加密井位，加密油井38口、水井10口。加密后井網密度7.7口／km2，折算井距387m。

各方案指標預測對比如表1所示。通過細分層系方案及加密的數模結果可以看出：加密相對于細分層系的各項指標要好，其主要原因是加密井網能有效控制主力層與非主力層的剩余儲量

表1 各項方案指標對比

4 結論

1） 埕北11～25井區含水上升較快，含水上升逐漸成為影響區塊穩產的重要因素，需要進行開發方式調整。

2） 模擬研究表明，區塊總體剩余油飽和度較高，整體水淹程度不高，仍存在較多剩余油富集區。

3） 對比油田理論開采的最終采收率，結合注水技術政策的數模研究，按照目前井網及大段合采的開發方式不能取得好的開發效果，提高該油田采收率需要通過細分層系或井網加密。

4） 細分層系與井網加密都能提高該油田的采收率，但研究表明井網加密效果要優于細分層系；井網加密可有效提高儲量動用程度，在合理壓力水平及合理注采比條件下加快油田開發力度，爭取平臺壽命期內最大經濟效益。

［1］ 姜廣彬，鄭金中，張國玉，等.埕島油田3種分層防砂分層注水技術分析［J］.石油礦場機械，2010，39（8）：71－74.

［2］ 王 富.埕島油田含水原油管線運行狀況分析［J］.石油礦場機械，2010，39（4）：37－42.

［3］ 楊樹人，范魯煜，孫 勇，等.水平井蒸汽驅井底壓降數值計算［J］.石油礦場機械，2011，40（10）：37－40.

［4］ 陳元千.現代油藏工程［M］.北京：石油工業出版社，2001.

［5］ 陳欽雷.油田開發設計與分析基礎［M］.北京：石油工業出版社，1982.

［6］ 才汝成，李 陽，孫煥泉.油氣藏工程方法與應用.［M］.東營：石油大學出版，2000.

Study on the Improvement of Oil Displacement Efficiency in Chengdao Oilfield

JIN Wen－yu
（Xi’an Shiyou University，Xi’an710000，China）

Upper Ng reservoir of 11～25area，being taken as an example，the improvement of oil displacement efficiency was studied in Chengdao Oilfield.In combination with production practice of Chengdao Oilfield，a serious of optimization and analysis were carried on reasonable production rate，pressure level，injection－production ratio，timing of liquid lifting and technology policy.Four projects numerical simulation which include old wells’implementation measures，layers subdivision and well pattern infill were carried out.As the result，when water cut was 84.3%，recovery percent could reach 25.76%，therefore well pattern infill project is the best project.

Chengdao Oilfield；numerical simulation；oil displacement efficiency

1001－3482（2012）07－0030－03

TE357

A

2012－01－13

金文玉（1991－），女，山東桓臺人，主要從事資源勘查工程研究，E－mail：867091656＠qq.com。