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)后層系細分井網加密綜合調整已基本調整完成。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(fā)的重要策略。基于這種情況，應用油藏工程和數(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(fā)效果的有效途徑。

關鍵詞：埕島油田；注水開發(fā)；提液適應性；技術政策；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，應用油藏工程和數(shù)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(qū)塊地層壓力恢復至 12.0 MPa 時實施分步提液，開發(fā)效果最優(yōu)。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整體提液開發(fā)具有重要的指導意義。實踐證明：電潛泵井換大泵提液是油田增產穩(wěn)產的重要措施。

1 油藏地質特征

埕島油田研究區(qū)塊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(fā)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。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)稠油巖性構造層狀油藏。

2提液適應性研究

2.1 油井液量低

中一區(qū)投產初期平均單井日產液量 75.0 t，在天然能量開發(fā)階段液量逐漸遞減，隨著注水補充能量后液量有所上升。區(qū)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(shù)是隨含水率上升而上升的，根據無因次采液指數(shù)與含水率關系曲線，含水 80.0 % 時，無因次采液指數(shù)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(qū)塊采油速度，進而會直接影響到最終采出程度。

2.2注采井網完善

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 [8]。1995 年投產初期采用一套層系、大井距不規(guī)則四點法面積井網開采，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(guī)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(qū)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。

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，增大生產壓差來實現(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，油井有效生產壓差小，具備進一步放壓提液的空間。

3 提液技術政策研究

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(wěn)產期，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行研究。

3.1 注采比優(yōu)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(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、地面注水設備最大承載能力等因素，對不同井區(qū)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 井區(qū)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(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

根據現(xiàn)有的油藏條件，設計了一次提液到 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。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。

3.3電潛泵優(yōu)化設計

海上油田作業(yè)費用高，為保證電泵機組高效合理運行，提高檢泵周期，需對電潛泵機組排量進行優(yōu)化設計，其應遵循的原則如下：（1）合理選擇泵型，使泵在最高效率點附近工作，并考慮油井3年內的供液能力的變化。（2）泵的額定排量與油藏配產要求相匹配，額定揚程等于油井的總動壓頭，并滿足計量和外輸?shù)男枰＃?）電機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 電潛泵機組推薦工況區(qū)

在選用電潛泵時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，拋物線頂點是泵運行的最高效工作點，包含該點的小區(qū)域構成泵的推薦工況區(qū)。因此應對此區(qū)域內部及其邊界揚程、排量和軸功率進行綜合分析與驗算。

4 應用效果

針對油井液量低、開發(fā)效果差的實際情況，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。實踐證明，提高產液量是油藏提高產量、改善開發(fā)效果的有效措施。得出結論：（1）埕島油田研究區(qū)塊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(shù)值模擬結果，采用 1.1～1.5 的差異化注采比將區(qū)塊地層壓力恢復至 12.0 MPa 時提液，開發(fā)效果最優(yōu)；一次提液與分年度提液效果基本相當，推薦應用分年度提液方式。（3）近年來埕島油田優(yōu)選單井提液實踐表明，實施油井提液可大幅度提高單井產能，對老區(qū)穩(wěn)產起到重要作用。

參考文獻

[1]唐曉紅. 埕島油田館陶組油藏開發(fā)調整技術政策評價[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開發(fā)技術[J].油氣采收率技術，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）