樂安油田草128塊開發(fā)效果評價(jià)

孫鈺

摘 要：通過對草128塊開發(fā)現(xiàn)狀和開發(fā)狀況進(jìn)行分析，對開發(fā)效果進(jìn)行了評價(jià)，該塊單井初產(chǎn)較低，遞減快，水侵后產(chǎn)能降低，水平井開發(fā)效果更好;活躍邊水是影響開發(fā)效果的主控因素。

關(guān)鍵詞：開發(fā)效果評價(jià);主控因素;草128塊

1研究區(qū)概況

樂安油田地處山東省東營市廣饒縣以北草橋村，構(gòu)造位置位于濟(jì)陽坳陷東營凹陷的南斜坡上，草橋—純化鎮(zhèn)斷鼻帶，石村斷層的下降盤。樂安油田根據(jù)斷裂系統(tǒng)和油水分布可劃分為東、西、南三個(gè)區(qū)，草128塊位于西區(qū)。

2開發(fā)效果評價(jià)

2.1單井初產(chǎn)較低，遞減快，水侵后產(chǎn)能降低

2.1.1單井初期產(chǎn)能較低

統(tǒng)計(jì)初期投產(chǎn)的18口油井（管外竄井、投產(chǎn)時(shí)間較短的平5等水平井不參與統(tǒng)計(jì)），投產(chǎn)當(dāng)年平均單井日產(chǎn)油8.6t/d，千米井深產(chǎn)能6.6噸，屬于中低產(chǎn)能。其中日產(chǎn)油小于5噸的井7口，占總井?dāng)?shù)的22.2%;5～10噸井10口，占總井?dāng)?shù)的55.6%;10～20噸井3口，占總井?dāng)?shù)的16.7%，大于20噸井只有1口。

2.1.2受邊水侵入影響，單井產(chǎn)量遞減率較大

草128塊沙三段初期遞減為12.4%，中期水平井投入生產(chǎn)后遞減率為9.2%，后期遞減13.5%，遞減主要原因是邊水或底水侵入，油井含水上升;油井水侵以后，平均單井日油2.7～4.6噸，平均3.6噸。

2.1.3油水關(guān)系、夾層分布、原油粘度控制油井生產(chǎn)動態(tài)

草128塊沙三段共有兩套砂層組、7套小層，每一套小層都有邊水，含油小層間都有隔層，但是隔層發(fā)育不穩(wěn)定，部分區(qū)域上下連通，因此層間油水運(yùn)移非常復(fù)雜，而且該塊層間、同一層原油粘度變化較大，所以油井的見水原因非常復(fù)雜。按照油水關(guān)系、夾層分布特點(diǎn)，本區(qū)油井見水原因可以分成四大類。

①有夾層遮擋、邊水推進(jìn)型

Es324位于沙三段底部，與上部Es322和下部Es4有穩(wěn)定隔層遮擋，該層油井大多表現(xiàn)為邊水推進(jìn)。

草128-X2井位于該層構(gòu)造頂部，距邊水較遠(yuǎn)，單采Es324， 50℃脫氣油粘度1750mPa·s。該井投產(chǎn)前兩年基本不含水，見水后含水上升速度較慢，表現(xiàn)為邊水溫和水侵的生產(chǎn)特點(diǎn)。

②無夾層遮擋、邊水補(bǔ)充底水推進(jìn)型

ES311～312之間隔層在X17、X18、X19附近上下連通，數(shù)值模擬研究表明，該部位這三口井投產(chǎn)后，西部邊水是沿著Es312底部向Es312油層內(nèi)部侵入，形成這三口井的底水，然后隨油井采出，所以開發(fā)中后期具有類似底水錐進(jìn)的生產(chǎn)特征。該部位井下部Es312層水淹，上部Es311層西邊部、南邊部邊水沒有推進(jìn)，所以油層中部的P5、P6、P7、P8水平井投產(chǎn)初期含水僅有55～65%。

Es313～Es314之間隔層在P1～C128附近上下連通，Es314層純油區(qū)窄。數(shù)值模擬研究表明，C128-X10井投產(chǎn)后，南部邊水開始向Es314油層內(nèi)部侵入，然后沿Es313～Es314之間連通區(qū)侵入Es313，作用類似于底水，導(dǎo)致C128-P1井投產(chǎn)一年后即水淹。

③無夾層遮擋、底水錐進(jìn)型

C128-X14井射開生產(chǎn)Es311～Es312，Es312～Es313以及Es313～Es314之間的隔層在該部位上下連通，Es314在該井部位為油水過渡帶，也就是說，C128-X14井直接“座”在Es314底水上，該井的生產(chǎn)動態(tài)類似于底水油藏，X14井投產(chǎn)含水即80%，后期居高不下。

④管外竄型

C128-X16井射開ES311，該井位于Es311、Es312內(nèi)部，距離油水邊界最少300m，改層311后含水一度降到40%，后管外竄含水上升到93%。

2.1.4水平井生產(chǎn)效果更好

選取有隔層遮擋、只受邊水影響，沒有管外竄的P1、P3、X10、X18、X8等15口井參與直水平井開發(fā)指標(biāo)對比統(tǒng)計(jì)。對比結(jié)果表明，水平井初期產(chǎn)能較高、累積產(chǎn)油量高，初期含水比直井低9.5%，開發(fā)效果較好。

2.2熱采開發(fā)方式適應(yīng)性評價(jià)

草128塊沙三段油藏原油粘度1000～27000mPa·s，邊水活躍，熱采油井生產(chǎn)同時(shí)受到邊水和吞吐降粘的雙重影響，有必要分析影響開發(fā)效果的主要能量，以確定合理開發(fā)方式。

2.2.1活躍邊水是影響開發(fā)效果的主控因素

本區(qū)25口生產(chǎn)井大部分靠近北部斷層構(gòu)造高部位，全部采用注蒸汽吞吐方式開發(fā)。投產(chǎn)初期邊水沒有侵入前，油井含水普遍較低，C128-P1、P3、P4等三口水平井投產(chǎn)當(dāng)年含水19.4%，直井投產(chǎn)當(dāng)年含水28.7%。開發(fā)中后期邊水侵入后，各油井含水無一例外開始上升。含水變化特征大體可以分為兩大類。

第一類，投產(chǎn)第一年基本沒有見水，2006年中期ES314邊水推進(jìn)至ES313層后，該井暴性水淹，含水迅速上升到85%以上，動液面恢復(fù)到井口。

第二類，有ES321-322間穩(wěn)定隔層遮擋，表現(xiàn)為邊水溫和侵入。含水在較低水平上小幅增長，該井累積產(chǎn)量高，動液面除注汽回采階段恢復(fù)到300m左右，一直保持1000m深度左右。

2.2.2邊水侵入后（弱水侵）熱采開發(fā)仍具有一定增產(chǎn)效果

該塊2011年底到2012年初，平均單井日產(chǎn)油3t/d恢復(fù)到7t/d左右，含水85.3%降到74%，在油井普遍高含水后注汽仍然具有一定的增產(chǎn)效果。C128-X17井2012年1月轉(zhuǎn)周后，日產(chǎn)油0.6t/d增加到13.1t/d，含水82.7%降到54%。吞吐增產(chǎn)有效期近1年，增油2792t。

2.3儲量動用狀況差異大

2.3.1縱向動用差異大

依據(jù)22口井分析資料，草128塊沙三段原油性質(zhì)：地面原油密度0.9476～0.9884g/cm3。50℃脫氣原油粘度：1438～24714mPa·s。Es311粘度最大，Es322次之，其它層位粘度隨深度增加變小。

Es311滲透率最大，一砂體滲透率較高，超過800×10-3μm2，其它層位滲透率隨深度增加有變小的趨勢。

根據(jù)數(shù)值模擬預(yù)測結(jié)果，Es324采出程度最高，Es322層最低，一般小于6%。在草128沙三段油層的滲透率范圍內(nèi)，粘度是主要的控制因素。

2.3.2平面動用程度不均衡

Es311層西部原油粘度高、東部原油粘度低，油水邊界附近原油粘度高。根據(jù)數(shù)值模擬預(yù)測，該塊目前西部豐度低、中東部高，南部低、北部高，油水邊界附近低，油層內(nèi)部高。

結(jié)論

草128塊儲量縱向動用差異大，平面動用程度不均衡。活躍邊水是影響開發(fā)效果的主控因素，單井水侵后產(chǎn)能降低，水平井開發(fā)效果更好。

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