埕岛油田主体南区综合调整优化研究

张胜利，李现根，刘香山 （中石化胜利油田分公司海洋采油厂，山东 东营257237）

埕岛油田主体南区实施综合调整是从2006年开始的［1］，从已调整方案实施情况看，受海工工程影响较大，一个方案不能整体一次实施，方案实施周期长，注水滞后，油藏地下剩余油分布状况及生产动态发生变化；部分井存在油层污染，米采油指数偏低，单井液量较低。针对埕岛油田南区馆陶组上段井网加密后新钻井地质资料和新的储层反演结果，需深化油藏地质认识；优化开发技术参数，优化单井投产投注方案，以保证方案实施效果，并对今后老区调整方案实施提供借鉴。

1 油藏特征

1.1 油层分布特征

目前主体南区共完钻50口井，馆陶组上段38口井平均单井钻遇有效厚度18m，平均单层厚度3．5m。纵向上4、5砂组油层最为发育，5砂组共钻遇油层103层，有效厚度412．9m，平均单井钻遇油层有效厚度10．1m，平均单层有效厚度4．0m；4砂组共钻遇油层62层，有效厚度187．0m，平均单井钻遇油层有效厚度5．7m，平均单层有效厚度3．0m；从平面分析，埕岛油田南区馆陶组上段主力砂体均成条带状分布，砂体的碾平厚度较小，平均仅2．5m。

1.2 油水系统

埕岛油田南区馆陶组上段油水关系较为复杂，纵向上具有8套油水系统，从馆陶组上段4砂组4小层 （）一直到馆陶组上段6砂组2小层 （）共有6个小层都见到油水界面。

1.3 流体性质

南区馆陶组上段地面原油密度0．9226～0．9496g／cm3，平均值0．9328g／cm3；原油黏度85．3～593mPa·s，平均值194．2mPa·s。地下原油密度0．8775g／cm3；原油黏度31．2mPa·s。平均蜡体积分数11．4%，胶质体积分数28．5%，硫体积分数0．18%；平均凝固点－18．2℃，平均原始气油比30．7m3／t。

1.4 油藏压力和温度系统

埕岛油田南区馆陶组上段油藏原始压力、温度系统与埕岛油田一样属于常压、偏高温系统，压力因数0．97，地温梯度3．85℃／100m。

1.5 油藏类型

馆陶组上段油藏是在构造背景上发育的受岩性控制的油藏，纵向上和平面上都有多套油水系统。储集层属高渗透砂岩，原油属常规稠油，具有低凝固点特征。油藏类型为高孔高渗常规稠油岩性构造层状油藏［2］。

2 三维油藏模型的建立及开发现状

2.1 油藏模型建立及储量计算

埕岛油田南区方案模型共包含50口井，为了消除小模型的边界效应，使地质模型和数值模拟更准确，该次油藏三维地质模型以埕岛油田整体模型为基础［3］，结合测井约束反演砂体和沉积规律在方案部署区进行重点研究，并计算了储量 （表1）。模型工区面积27．9km2，平面网格步长50×50m，纵向网格数180个，方案部署区模型总网格数2037240，有效节点数230825。为进一步落实石油地质储量，以油砂体为单元在三维地质模型中计算了埕岛油田南区地质储量。

2.2 开发现状

埕岛油田南区馆陶组上段共完钻43口井，投产36口井 （探井2口），油井24口，注水井12口，油井开井19口，日产液1308t，日产油315t，平均单井日产液68．8t，单井日产油16．6t，综合含水率72．9%，采油速度0．7%，累积产油257．1×104t，采出程度16．0%。水井开井12口，日注水1424m3，平均单井日注水119m3，累积注水292×104m3，月注采比1．06，累积注采比0．69。

表1 埕岛油田南区馆陶组上段原始石油地质储量表

3 水淹状况及剩余油潜力研究

埕岛油田南区累积采出油量257．1×104t，剩余地质储量1350×104t，剩余储量多，调整潜力大。截至拟合期末，埕岛油田南区馆陶组上段综合含水率72．9%，采出程度16．0%，平均剩余油饱和度0．53；含油饱和度分级统计，饱和度小于0．4的占19．3%，饱和度0．4～0．5的占5．7%，饱和度0．5～0．6的占12．9%，饱和度大于0．6的占62．1%，剩余油饱和度较高，仍存在较多剩余油富集区。

3.1 水淹状况分析

埕岛油田馆陶组上段储层纵向上非均质性严重，调整前油、水井多层合采、合注，导致层间水淹存在差异。由于埕岛油田累积注水少，累积注采比低，总体水淹程度低，只是部分井区某些层段水淹。从埕岛油田南区油井含水分布看，12井区和701井区油藏边部含水较高，主要受边水的影响；20A井区目前含水较高，主要是注入水的影响。

3.2 剩余油潜力研究

3．2．1 平面剩余油分布及潜力

同一层内平面水淹不均衡，仍存在较多剩余油富集区。剩余油分布主要有以下特征。

1）注采井网不完善区剩余油富集 由于埕岛油田南区砂体分布零散，动态注采井网不完善，在平面上有些区域射开油井多、水井少，有些区域是油井未射开该层造成该区域储量未动用或动用程度低，剩余油饱和度比较高。

2）注采井间非主流线区剩余油富集 剩余油饱和度较高的区域还集中在注采井间非主流线区域，在这些区域注入水波及程度低，这些区域存留较多的剩余油。如馆陶组上段5砂组2小层 （）地层在CB12A-1井、CB12B-4井、CB12A-2井之间，剩余油饱和度较高。

3．2．2 纵向剩余油分布及潜力

1）多数小层剩余油饱和度较高 埕岛油田南区油藏原始含油饱和度在0．61～0．63之间，根据数值模拟拟合结果，各小层的平均剩余油饱和度较高，区域分布范围较广，各小层依然存留较多的剩余油，如、馆陶组上段5砂组3小层）、馆陶组上段5砂组5小层））、馆陶组上段6砂组2小层 （Ng6u（2））。

2）主力油层剩余油富集 埕岛油田南区的剩余油主要富集在主力层，虽然这些主力层采出程度较高，在10%到28%之间，由于原始地质储量较大，剩余储量仍较大，剩余储量在100×104～260×104t。主力层的剩余储量占总剩余储量的74．8%。由于开采年限的限制，在目前采出程度较低的情况下，剩余地质储量还有1350×104t。

4 油藏开发状况分析

4.1 油层能量状况分析

4．1．1 边底水能量分析

4．1．2 地层压力分析

埕岛油田南区原始地层压力为13．8～14．6MPa，饱和压力为11．1MPa。该区自1998年4月投产以来，地层压力下降较大，2003年6月注水前，地层压力下降5．7MPa左右。随着水井陆续转注，地层压力逐渐回升，目前地层压降2．5MPa左右。统计近几年测压资料，埕岛油田南区生产压差介于1．97～3．73MPa之间，平均生产压差2．8MPa，生产压差较小。

4．1．3 气油比分析

埕岛油田南区原始溶解气油比30．7m3／t，随着天然能量开发的进行，生产气油比逐渐上升。2000年7月油层开始出现脱气，生产气油比达到50m3／t以上，以后生产气油比逐渐上升；2003年10月达到最高，为110m3／t。注水后，随着地层压力的升高，生产气油比逐渐下降，目前为42m3／t。

单环刺螠体壁有较高的营养价值[1]，体壁占整体质量的32%左右，单环刺螠体壁肌中氨基酸含量占体壁肌干重的57%，粗蛋白质22.84%、粗脂肪4.24%、粗灰分2.92%[3]，含有8种人体必需氨基酸，且组成模式与人体非常相近，有谷氨酸、天冬氨酸、精氨酸、丙氨酸和甘氨酸5种呈味氨基酸[4-5]。

4.2 区块单井产液产油能力变化规律

4．2．1 油量变化规律

埕岛油田南区投产初期，平均单井日产油能力44．9t；天然能量开发阶段，日产油能力递减较快，到2003年6月注水初期，平均单井日产油能力26．4t，单井日产油能力年递减率19%。随着注水补充能量，单井日油递减趋势得到控制，递减率降低到5．4%，目前单井日产油能力16．6t。

4．2．2 液量变化规律

埕岛油田南区投产初期，平均单井日产液能力53．2t；天然能量开发阶段，日产液能力递减较快，到2003年6月注水初期，平均单井日产液能力38．7t，单井日产液能力年递减率20%。随着注水补充能量，液量稳中有升，目前平均单井日产液能力68．8t。目前埕岛油田南区单井日产液量小于40t的3口井，平均液量25．7t／d；日产液量40～60t的5口井，平均液量50．3t／d；日产液大于60t的11口井，平均液量89．1t／d。

4.3 含水率上升规律研究

4．3．1 含水率上升规律

埕岛油田南区从投产到2001年底为低含水采油期，该阶段采出程度6．8%，含水率上升3%。从投产到注水前，由于边底水的侵入，区块含水率达到31．6%，采出程度9．5%，含水率上升3．3%。注水以后含水率上升继续加快，特别是CB701块投产后含水率上升明显，目前含水率72．9%，整个注水阶段采出程度6．5%，含水率上升7%。

4．3．2 目前含水分析

目前该区综合含水率为72．9%，刚进入高含水阶段。从单井含水率分级看，40%～60%的6口井，平均含水率52．0%；60%～80%的6口井，平均含水率76．7%；大于80%的7口井，平均含水率86．7%。

4.4 区块及单井注水状况分析

虽然埕岛油田南区注水井全部为分段注水，但吸水剖面资料统计表明，各层吸水能力表现出较大的差异。比如相对吸水量达到了35．8%，而相对吸水量只有5．5%，相对吸水量大于10%的有3层，其余各层相对吸水量基本小于5%。

综合分析表明，纵向层间矛盾比较突出，在同一口井内，由于层间非均质性，造成各段吸水不均匀，导致物性好的油层吸水多，水线推进快，而物性差油层吸水少，水线推进慢。

4.5 注采井网状况分析

埕岛油田南区叠合含油面积12．3km2，地质储量1607×104t。由于馆陶组上段采用一套层系优化主力层射孔开采，根据油砂体发育状况布井，加之绝大多数为定向井，井网不规则、井距不均匀，因此，储量动用状况在平面上、纵向上差异较大。

埕岛油田南区馆陶组共完钻36口开发井，钻遇161井层，有效厚度598m；射开111井层，有效厚度456m；厚度射开程度76%，层数射开程度69%。从上至下、、、各砂组厚度射开程度分别为53%、68%、92%、35%，平均76%。从各砂组对比来看，射孔动用差异较大，动用程度在35%～92%之间，其中5砂组射孔动用程度最高 （达到92%），6砂组射开程度最低 （为35%）。

埕岛油田南区静态水驱控制储量1019×104t，储量控制程度63%，从上至下、、、、各砂组静态水驱控制程度分别为69%、5%、49%、71%、81%。计算结果表明：～砂组静态水驱储量控制程度差异较大，砂组最低为5%，砂组最高达到81%，储量控制程度不均匀。

现井网条件下的注采对应率为85%，其中一向受效占50%，二向受效占30%，三向受效占5．5%。从动态对应来看，对应率为78%，其中一向受效占49%，二向受效占26%，三向受效占3%。

2）单井控制储量 埕岛油田南区平均单井控制储量较高，达44．6×104t，但井组之间差异较大。CB12B井组平均单井控制储量最小，为30．4×104t；CB20A井组平均单井控制储量最大，为59．8×104t；其余井组基本在40×104～50×104t。井组之间单井控制原始储量存在较大差异。

3）剩余可采储量 埕岛油田南区地质储量1607×104t，累积采油量257．1×104t，剩余地质储量1350×104t。按调整后采收率39．1%计算，剩余可采储量371．3×104t，剩余可采储量大。

综上分析不难发现，埕岛油田南区馆陶组上段井距及单井控制储量较大［4～6］，具有较大加密调整潜力。

5 综合调整方案实施优化研究

5.1 调整方案概要及部署结果

调整方案设计一套层系开发，井网形式以五点法井网为基础。充分利用老油水井位置，对基础井网进行调整。采用定向井＋水平井组合方式布井，对于主力油层单一或发育二个以上主力层且厚度较大的区域考虑部署水平井。调整方案设计总井数68口 （油井41口，水井27口），其中利用老油井16口，老油井转注水井4口，老水井11口。设计新油井25口 （其中水平油井3口），水井12口。

5.2 油水井射孔优化

5.3 注采技术参数研究

1）合理地层压力保持水平优化研究 数模共设计了4个压力 （11．5、12、12．5、13MPa）进行方案对比，根据结果优选出最佳压力保持水平［7］。从数模结果看，在饱和压力之上，压力保持水平越低，各项开发指标越好。预测期末，压力保持水平在11．5MPa时的区块累计产油量最大，累计产液量最小，累计注水量最小，综合含水最低。由于平均地层压力11．8MPa，为了避免部分井放大生产压差脱气，压力保持水平需要留有余量。综合考虑，南区合理地层压力保持水平取12MPa。

2）合理注采比优化研究 数模方案设计压力恢复阶段采用1．1、1．2、1．3共3个注采比进行注水，待地层压力恢复至12MPa以后，注采比保持在1．0，进行合理注采比数模优化研究。从数模结果看，尽管三者差别不大，但依然表现出注采比越低，各项开发指标越好的趋势。预测期末，压力恢复阶段注采比为1．1时的区块累计产油量最大，累计产液量最小，累计注水量最小，综合含水最低。综合考虑，压力恢复阶段注采比取1．1。

3）合理生产压差及提液速度优化研究 南区油井井底流压为7．5～8MPa左右，根据前面的研究结果，注水后地层压力应该维持在12MPa，则南区最大生产压差可达到4．5MPa。因此数模方案设计2、3、3．5、4．5MPa这4种生产压差进行对比研究。从数模结果看，生产压差越大，各项开发指标越好。当生产压差从2MPa上升到3．5MPa时，累计产油增幅较大。综合考虑其他几项开发指标，合理生产压差最终取3．5MPa。

6 结论及认识

1）根据埕岛油田南区馆陶组上段井网加密后新钻井地质资料和新的储层反演结果，深化了对南区储层的认识，总体看储层平面及纵向变化较快。

2）开展了精细数值模拟，对油水界面、油砂体连通与展布进行了精细描述。对储量、压力、产量、含水进行了精细历史拟合，为随后开展数值模拟优化奠定了基础。

3）综合应用油藏工程分析和油藏数值模拟技术，对合理注采比、地层压力保持水平、合理生产压差等关键技术进行了优化研究，南区新钻井投产后必须立即实施注水，地层压力恢复阶段须采用1．1的注采比，待地层压力恢复到12MPa后再采用1．0的注采比；生产压差要保持在3．5MPa。

4）对新钻油井射孔、水井射孔、水井分段等措施采用数模方法进行了优化研究，制定了最优的单井投产投注方案，优化注采参数可有效改善开发效果，提高采收率。

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