埕島油田中一區油井提液適應性及技術政策研究

李現根

（中國石化勝利油田海洋采油廠，山東東營257237）

埕島油田中一區油井提液適應性及技術政策研究

李現根

（中國石化勝利油田海洋采油廠，山東東營257237）

針對埕島油田中一區油井液量低的問題，應用油藏工程和數值模擬方法，在進行提液適應性分析的基礎上開展了提液技術政策研究，結果表明以1.1～1.5的差異化注采比將區塊地層壓力恢復至12.0 MPa時實施分步提液，開發效果最優。前期的礦場應用取得了良好的增油效果，研究結果對埕島油田中一區整體提液開發具有重要的指導意義。

提液適應性；技術政策；應用效果；埕島油田中一區

埕島油田中一區1995年正式投產，2000年轉入注水開發，2008年開始進行層系細分井網加密綜合調整，目前已基本調整完成[1]。區內單井液量低、采油速度低的問題比較突出，嚴重影響地下資源的有效利用。而海上油田受平臺壽命的限制，在盡可能短的時間內多采出油是該油田開發的重要策略[2，3]。基于這種情況，應用油藏工程和數值模擬方法,對埕島油田中一區油井提液適應性及技術政策進行了分析研究，以找出提高采油速度、改善開發效果的有效途徑。

1 油藏地質特征

中一區位于埕島油田主體館陶油藏的西南部，構造位置屬于埕北大斷層的上升盤，整體呈西高東低之勢，構造簡單，地層平緩，傾角1°～2°。沉積類型為河流相正韻律沉積，儲層較為發育，縱向上平均含油井段長達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0.935，突進系數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、常規稠油巖性構造層狀油藏。原始地層壓力13.5 MPa，飽和壓力10.1 MPa，壓力系數0.974。含油面積9.5 km2，地質儲量4 278×104t；主力層10個（Ng1+21、1+23、1+24、45、53、54、55、561、562、61），地質儲量3 457×104t，占地質總儲量的80.8%。

2 開發現狀

截止2015年12月，中一區共投產油井76口，投注水井39口，注采井數比約為1:1.9。其中油井開井62口，單井日產液量98.8 t，日產油量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，區塊年注采比1.1，累計注采比0.71，地層壓降2.0 MPa。

3 提液適應性研究

3.1 剩余儲量大

埕島油田中一區地質儲量4 278×104t，截止2015年底，采出程度只有16.9%，剩余儲量3 555×104t。按照目前標定采收率34.5%計算，仍有17.6%的可采儲量未被采出，這為油田提液提供了充足的物質基礎。

3.2 油井液量低

中一區投產初期平均單井日產液量75.0 t，在天然能量開發階段液量逐漸遞減，隨著注水補充能量后液量有所上升。截止2015年12月，區塊平均單井日產液量98.8 t，綜合含水率79.6%。埕島油田無因次采液指數是隨含水率上升而上升的[5]，根據無因次采液指數與含水率關系曲線，含水80.0%時，無因次采液指數為初產的2.8倍，平均單井日產液量可達210.0 t。單井液量低，嚴重影響了區塊采油速度，進而會直接影響到最終采出程度[6]。

3.3 注采井網完善

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[8]。中一區1995年投產初期采用一套層系、大井距不規則四點法面積井網開采[9]，2008年層系細分井網加密綜合調整后，老井大部分上返上層系，仍采用不規則四點法面積井網；新井主要部署在下層系，井網形式調整為五點法注采井網。目前區塊注采對應率（厚度）為92.8%，其中兩向以上注采對應率為60.2%。上層系注采對應率為94.0%，兩向以上注采對應率為70.4%；下層系注采對應率為92.2%，兩向以上注采對應率為57.1%。縱向上，10個主力層注采對應率為93.7%，兩向以上注采對應率為66.0%，井網完善程度高，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降低油井井底壓力，增大生產壓差來實現的[10]，這就要求提液油井保持一定的壓力水平。目前中一區油層平均靜壓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。區塊平均附件壓降2.0 MPa，有效生產壓差僅為1.9 MPa。整體上中一區地層壓力、油井井底流壓較高，油井有效生產壓差小，具備進一步放壓提液的空間。

3.5 注水井具備提注潛力

油井提液的同時必須實施對應注水井的提注，以保持注采平衡和地層能量。中一區目前平均單井日注水能力192 m3，月注采比1.2。根據注水指示曲線分析，在注水開發初期，水井啟動壓力較低，平均井口壓力為1.9 MPa。隨著注水時間的延長，井口壓力逐漸增加，目前平均井口壓力為6.0 MPa，計算視吸水指數為32.0 m3/d·MPa。目前中心三號已經投產，設計干壓16.0 MPa，運行干壓可在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 提液技術政策研究

應用Eclipse數值模擬軟件，選擇中一區及相關鄰井為模擬研究區。區內共有油水井128口井，平面網格步長為50 m×50 m，縱向網格劃分為93個，評價期為15 a。

4.1 壓力恢復水平

油井合理壓力保持水平既要滿足油田采油速度的要求，又要保證較長的穩產期，還要不影響總體開發效果[11]，因此有必要對中一區合理地層壓力保持水平進行研究。根據目前地層壓力和流壓水平，數值模擬設計了地層壓力保持在11.5 MPa（目前地層壓力）、12.0 MPa、12.5 MPa、13.0 MPa四種方案對比。數值模擬研究結果表明，評價期末（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測指標對比

4.2 注采比優化

注采比應兼顧恢復地層壓力和合理控制含水上升速度兩方面要求：高注采比會加強儲層的非均質性，導致注入水沿著高滲透層發生水竄，不利于提高注水的掃油效率[12]；注采比過低又不能滿足恢復能量的要求。本次數值模擬分別用1.1、1.2、1.3、1.4、1.5五種注采比設計方案統一將壓力恢復至12.0 MPa。根據數值模擬結果顯示，注采比變化對最終采收率影響不大，均在39.0%附近；同時注采比越大，壓力恢復速度越快，單井液量越高，含水上升速度也越快（見表2）。由于中一區目前壓力保持水平不均衡，不同井組在同一時間內恢復到同一地層壓力，需要的注采比也不同。綜合考慮區塊地層壓力保持水平、含水上升情況、地面注水設備最大承載能力等因素，對不同井區實施差異化注采比（基本保持在1.1～1.5）。具體辦法是對地層壓降大于3 MPa的埕北26井區實施1.4～1.5的注采比，對邊水能量比較充足的埕北11N井區（地層壓降＜2 MPa）執行1.1～1.2的注采比，其余井區基本維持1.2～1.3的注采比。

表2 不同注采比方案預測指標對比

4.3 提液方式選擇

根據現有的油藏條件，設計了一次提液到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。分析認為一次性將液量放至最大會導致注入水快速突進，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。同時從2015年末預測結果來看，一次提液與分年度提液效果基本相當，采出程度僅差別0.4%（見表3）。綜合考慮海上現場工程的實際情況，推薦分年度逐漸提液。

圖1 不同提液方式綜合含水率隨時間變化曲線

表3 不同提液方式采出程度對比表

5 應用效果

針對中一區油井液量低、開發效果差的實際情況，優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，其中有7口油井見到明顯增油效果。統計結果表明，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，平均單井日產液47.3 t，平均單井日產油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），平均單井日產液增加了58.0 t（由47.3 t上升到105.3 t），平均單井日產油增加了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。實踐證明，提高產液量是中一區油藏提高產量、改善開發效果的有效措施。

6 結論

（1）埕島油田中一區剩余可采地質儲量大、油井產液量低，注采井網完善、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基礎和潛力。

（2）根據數值模擬結果，采用1.1～1.5的差異化注采比將區塊地層壓力恢復至12.0 MPa時提液，開發效果最優；一次提液與分年度提液效果基本相當，推薦應用分年度提液方式。

（3）近5年來埕島油田中一區優選單井提液實踐表明，實施油井提液可以大幅度提高單井產能，對老區穩產起到重要作用。

（4）埕島油田中一區油井提液適應性與技術政策研究以及提液實踐，可以作為埕島油田其他區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

川中油氣礦生產調控中心大屏幕上跳出一行數據：2016年天然氣累計產量100.616億立方米。這標志著西南油氣田“孵出”一個天然氣年產達百億立方米的大油氣礦。

這也是一個讓川渝近1.2億百姓高興的數據。數據顯示，川渝兩地2014年的天然氣消費量是3 289.05萬噸標準煤。按照國家統計局經濟景氣中心的計算方法，川中油氣礦生產的100億立方米天然氣，相當于替代原煤約1 876萬噸。這意味著一半以上的川渝年用氣一個川中油氣區就可以滿足，還巴山蜀水一個碧水藍天將變得“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、陜三省市42個市縣，礦權總面積4萬多平方公里。2012年，川中油氣勘探取得重大突破，發現我國單體規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量轉化，2016年天然氣年產量較2012年增長2.15倍。

（摘自中國石油新聞中心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

李現根，男（1981-），工程師，碩士研究生，2009年畢業于中國地質大學（北京），現主要從事海上油氣田地質開發工作，郵箱：592008197@qq.com。