埕岛油田提高油层驱油效果研究

金文玉

（西安石油大学，西安710000） ＊

埕岛油田提高油层驱油效果研究

金文玉

（西安石油大学，西安710000）＊

以埕岛油田11～25井区馆上段油藏为例，结合目前开发生产实际，进行了合理采油速度、压力保持水平、合理注采比和提液时机等提高油层驱油效果研究。对技术政策进行了优选和界定，对老井实施措施、层系细分、井网加密等方案进行了数值模拟和优选。模拟结果表明：应用加密方案，在含水率为84.3%时，采出程度可达25.76%，增产潜力巨大；井网加密方案为最优方案。

埕岛油田；数值模拟；驱油效果

胜利海上埕岛油田馆上段属河流相砂岩油藏，纵向层多、层薄，平面上砂体横向变化大，且原油性质较差，属常规稠油油藏［1］。按照已有开发模式，当时馆上段开发是没有经济效益的，属边际油田。为此优化采用了与当时技术条件、油价条件相适应的方案，进行了合理高效开发。

按照陆上油田的开发经验，目前埕岛油田已进入综合调整阶段［2］。由于实际开发过程中受环境、钻采和海工工程施工能力等条件限制，存在着采油速度低、单井控制储量大、层间干扰严重、地层压力水平偏低、井网完善程度低等一系列问题，制约了埕岛油田馆上段主体的高效开发。为此，优选11～25井区馆上段储层进行埕岛油田提高油层驱油效果研究，优选开发方案，最大限度地提高油层驱油效果［3－6］。

1 油藏开发现状及效果评价

1.1 开发现状

埕北11～25井区投产始于1995－05，2000－07开始转注，该井区按驱动能量划分为天然能量开发阶段（1995－05—2000－06）和注水开发阶段（2000－06至目前）。天然能量开发阶段又可细分为弹性能量开发阶段和溶解气驱开发阶段，期间以1998－06为界，此前为弹性能量开采阶段，此后为溶解气驱开发阶段。

埕北11～25井区共完钻95口井，其中油井开井66口，注水井开井23口。目前区块日产液3 299m3，日产油1 634t，综合含水50.58%，采出程度9.46%。区块日注水能力2 493m3，平均单井日注能力108.39 m3。累积注水301.25×104m3，累积注采比0.29。

1.2 效果评价

在天然能量开发阶段，埕北11～25油层发育受岩性控制作用，不存在大面积连通、活跃的边底水，只有局部井区有边水，天然能量不足。通过计算及评估，仅依靠弹性和溶解气驱开采的油砂体，综合采收率仅达10%。油藏以多层合采为主，计算结果可认为是天然能量采收率的上限值，实际值要低于上限值，说明油藏的一次采收率很低。

在注水开发阶段，注水开发后该区地层压力下降趋势减缓，液量、油量递减得到了明显控制，但井区含水上升明显加快，油井出砂加重，不同井区、层段吸水差异大，单井液量比较低，不能满足油田开发需要。通过对存水率、水驱指数等指标的评价，井区目前开发效果较差。

西藏自治区教育经费支出的持续增长，得益于西藏自治区地区较高的财政拨款和地区生产总值的持续增长；而这是以西藏自治区经济的持续稳定增长作为前提的。

应用水驱曲线预测油田采收率为24.2%，波及系数及驱油效率综合评价采收率为24%，童氏图版预测采收率为25%，而利用经验公式预测油田采收率为33.7%。动态法评价的采收率率明显小于不考虑开发方式的静态法预测的采收率，按目前的开采方式开采区块采收率明显偏低，需要对开发方式进行调整，进行提高油层驱油效果研究，以提高油田最终采收率。

2 工区数值模拟

选择埕岛一区馆上段埕北11～25井组作为数值模拟的大模型区域。模型以馆上1＋2至馆上6，共5套构造图为骨架建立三维地质模型。

通过反复调整参数，修正静态模型，单井拟合并结合工艺因素，多方面考虑油田实际生产情况，分析动态参数的可信度和完备程度，确定可靠的拟合目标，建立多目标拟合结果验证机制。掌握油层物性参数对所要拟合的动态参数之间的敏感性，避免不同参数调整之间的相互干扰。

在上述拟合原则的指导下，重点对储量、含水及压力进行了拟合。拟合结果显示：地质储量、产油量、综合含水及地层总压降都达到拟合标准，且效果较好。

数值模拟研究表明：总体上剩余油富集区分布较广，Ng33、Ng34小层动用程度较低，是下步挖潜的主力小层；对于类似Ng1＋25、Ng1＋26土豆块砂体，可以通过打定向井兼顾；Ng42、Ng44、Ng45仍为下步挖潜的主力小层，其中Ng42小层以CB22D、CB22B井组为中心的微构造较高部位是剩余油富集区；Ng44小层中靠近断层的CB11M、CB11G、CB11H井组沿断层一线为剩余油富集区；Ng52小层以CB11E、CB11G井组为中心的地区是剩余油富集区；Ng53小层CB11F、CB22B井组为主要的剩余油富集区。

3 提高油层驱油效果方案

3.1 技术指标优选

3.1.1 采油速度

与陆上同类油田同期比较，油井全部投产后，采油速度比孤东油田低、比孤岛油田略高。结合埕岛油田的地质条件及工艺技术水平，在历史拟合的基础上，设计1.0%、1.5%、2.0%、2.5%4种不同采油速度，进一步进行数值模拟研究。数模结果发现：随着采油速度的提高，开采期末累积采油量、注水量越多，含水上升速度越快，最终含水也越高；2.5%的采油速度在目前条件下不具可行性，无稳产期，地层压力不能维持，属极限指标；对比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%。从稳产期分析，1.0%、1.5%、2.0%方案的稳产期分别为5、3、1a。综合分析认为采油速度为1%～2%比较合理，最大采油速度不超过2.0%。

注水后埕北11～25井区平均地层压力有所提升，现在平均地层压力为10.5MPa，高于饱和压力0.4MPa。各井区压降分布不均：22B、C井区平均地层压力9.7MPa；25A、B井区平均地层压力9.5 MPa；11G、K井区平均地层压力9.8MPa，均低于饱和压力，出现油井脱气现象。在研究区块采油速度的基础上，以单井150m3的液量生产，地层压力设计11.0、11.5、12.0MPa 3个研究水平。数模研究结果发现：地层压力保持在11.0MPa最合理，累计产油、累计产水、累计注水、含水率、采出程度几项指标最好。

3.1.3 注采比

从埕岛油田馆陶组油藏目前地层压力水平看，仍低于饱和压力，地层存在脱气现象。注水后地层压力恢复缓慢，注入压力也在缓慢提高，说明气体存在带来不利影响，使单井液量较低。为了尽快恢复地层压力，提高单井日产液能力，应适当提高注采比。注采比的大小直接关系到油层压力的稳定状况，同时影响油田含水上升速度及开发效果。在较短的时间内恢复地层压力，同时也要考虑注水工艺所能达到的水平。

在历史拟合的基础上和目前注水层位状况下，以11MPa压力保持水平，设计了注采比为1.0、1.1、1.2、1.3四种不同注采比进行数值模拟研究，压力恢复期注采比始终不变。通过数模研究恢复期采用的注采比，发现采用1.2注采比只需要1.5a即可达到11MPa；1.3注采比只需要0.5a即可达到11MPa；1.0注采比需要3a即可达到11MPa。当地层压力恢复后，采用0.9～1.0的注采比并结合边底水能量可满足生产需求。

3.1.4 提液时机

在历史拟合的基础上，设计40%、60%、80%3种提液时机进行数值模拟研究。油井定压生产，待井区综合含水分别达到40%、60%、80%后油井定目标液量生产，注水井按区块液量注入，计算各方案。预测结果发现：提液时机越晚，累积注水量越少，累积采油量越少。从最终采出程度看，综合含水40%时提液效果最好，含水80%时提液效果最差。

3.2 方案对比

共提出了对老井实施措施、层系划分与组合方案一、层系划分与组合方案二、井网加密等4个方案。

老井实施措施方案主要是在前期对采油速度、压力保持水平、注采比及体液时机的研究基础上，将整个区块的注水开发技术政策优选为：保持1.5%的采油速度、11MPa压力保持水平、压力恢复期采用1.2的注采比、压力恢复后采用0.9～1.0注采比保持压力生产，通过油水井上增产增注措施；通过水井转注，油水井补孔，完善注采井网，提高注采对应率和水驱控制程度。

层系划分与组合方案一、方案二的主要内容是：考虑海上油田的特点及层系有效厚度下限，采用2套层系方案，方案一采用Ng1＋2、Ng3合为1套，Ng4、Ng5、Ng6合为1套。方案二采用Ng1＋2、Ng3、Ng4合为1套，Ng5、Ng6合为1套。最终方案效果仅利用老井进行简单评价：其中Ng1＋2以Ng1＋23、Ng1＋24为主要生产层位；Ng3以Ng33为主要生产层位。

井网加密方案的主要内容是：根据历史拟合结果分析剩余油饱和度及剩余储量分布，确定加密井位，加密油井38口、水井10口。加密后井网密度7.7口／km2，折算井距387m。

各方案指标预测对比如表1所示。通过细分层系方案及加密的数模结果可以看出：加密相对于细分层系的各项指标要好，其主要原因是加密井网能有效控制主力层与非主力层的剩余储量

表1 各项方案指标对比

4 结论

1） 埕北11～25井区含水上升较快，含水上升逐渐成为影响区块稳产的重要因素，需要进行开发方式调整。

2） 模拟研究表明，区块总体剩余油饱和度较高，整体水淹程度不高，仍存在较多剩余油富集区。

3） 对比油田理论开采的最终采收率，结合注水技术政策的数模研究，按照目前井网及大段合采的开发方式不能取得好的开发效果，提高该油田采收率需要通过细分层系或井网加密。

4） 细分层系与井网加密都能提高该油田的采收率，但研究表明井网加密效果要优于细分层系；井网加密可有效提高储量动用程度，在合理压力水平及合理注采比条件下加快油田开发力度，争取平台寿命期内最大经济效益。

［1］ 姜广彬，郑金中，张国玉，等.埕岛油田3种分层防砂分层注水技术分析［J］.石油矿场机械，2010，39（8）：71－74.

［2］ 王 富.埕岛油田含水原油管线运行状况分析［J］.石油矿场机械，2010，39（4）：37－42.

［3］ 杨树人，范鲁煜，孙 勇，等.水平井蒸汽驱井底压降数值计算［J］.石油矿场机械，2011，40（10）：37－40.

［4］ 陈元千.现代油藏工程［M］.北京：石油工业出版社，2001.

［5］ 陈钦雷.油田开发设计与分析基础［M］.北京：石油工业出版社，1982.

［6］ 才汝成，李 阳，孙焕泉.油气藏工程方法与应用.［M］.东营：石油大学出版，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，山东桓台人，主要从事资源勘查工程研究，E－mail：867091656＠qq.com。