埕岛油田中一区油井提液适应性及技术政策研究

李现根

（中国石化胜利油田海洋采油厂，山东东营257237）

埕岛油田中一区油井提液适应性及技术政策研究

李现根

（中国石化胜利油田海洋采油厂，山东东营257237）

针对埕岛油田中一区油井液量低的问题，应用油藏工程和数值模拟方法，在进行提液适应性分析的基础上开展了提液技术政策研究，结果表明以1.1～1.5的差异化注采比将区块地层压力恢复至12.0 MPa时实施分步提液，开发效果最优。前期的矿场应用取得了良好的增油效果，研究结果对埕岛油田中一区整体提液开发具有重要的指导意义。

提液适应性；技术政策；应用效果；埕岛油田中一区

埕岛油田中一区1995年正式投产，2000年转入注水开发，2008年开始进行层系细分井网加密综合调整，目前已基本调整完成[1]。区内单井液量低、采油速度低的问题比较突出，严重影响地下资源的有效利用。而海上油田受平台寿命的限制，在尽可能短的时间内多采出油是该油田开发的重要策略[2，3]。基于这种情况，应用油藏工程和数值模拟方法,对埕岛油田中一区油井提液适应性及技术政策进行了分析研究，以找出提高采油速度、改善开发效果的有效途径。

1 油藏地质特征

中一区位于埕岛油田主体馆陶油藏的西南部，构造位置属于埕北大断层的上升盘，整体呈西高东低之势，构造简单，地层平缓，倾角1°～2°。沉积类型为河流相正韵律沉积，储层较为发育，纵向上平均含油井段长达200 m左右；横向上砂体变化大，连通性差[4]。平均孔隙度31.1%，平均渗透率2 599 mD；层间渗透性差异较大，平均渗透率变异系数0.935，突进系数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，油藏类型属于高孔高渗、常规稠油岩性构造层状油藏。原始地层压力13.5 MPa，饱和压力10.1 MPa，压力系数0.974。含油面积9.5 km2，地质储量4 278×104t；主力层10个（Ng1+21、1+23、1+24、45、53、54、55、561、562、61），地质储量3 457×104t，占地质总储量的80.8%。

2 开发现状

截止2015年12月，中一区共投产油井76口，投注水井39口，注采井数比约为1:1.9。其中油井开井62口，单井日产液量98.8 t，日产油量20.1 t，综合含水率79.6%，采油速度1.1%，采出程度16.9%；注水井开井38口，平均单井日注水192 m3，井组注采比1.1～1.6，区块年注采比1.1，累计注采比0.71，地层压降2.0 MPa。

3 提液适应性研究

3.1 剩余储量大

埕岛油田中一区地质储量4 278×104t，截止2015年底，采出程度只有16.9%，剩余储量3 555×104t。按照目前标定采收率34.5%计算，仍有17.6%的可采储量未被采出，这为油田提液提供了充足的物质基础。

3.2 油井液量低

中一区投产初期平均单井日产液量75.0 t，在天然能量开发阶段液量逐渐递减，随着注水补充能量后液量有所上升。截止2015年12月，区块平均单井日产液量98.8 t，综合含水率79.6%。埕岛油田无因次采液指数是随含水率上升而上升的[5]，根据无因次采液指数与含水率关系曲线，含水80.0%时，无因次采液指数为初产的2.8倍，平均单井日产液量可达210.0 t。单井液量低，严重影响了区块采油速度，进而会直接影响到最终采出程度[6]。

3.3 注采井网完善

油井提液目的是增油[7]，要使放压提液措施有效必须具备完善的注采井网[8]。中一区1995年投产初期采用一套层系、大井距不规则四点法面积井网开采[9]，2008年层系细分井网加密综合调整后，老井大部分上返上层系，仍采用不规则四点法面积井网；新井主要部署在下层系，井网形式调整为五点法注采井网。目前区块注采对应率（厚度）为92.8%，其中两向以上注采对应率为60.2%。上层系注采对应率为94.0%，两向以上注采对应率为70.4%；下层系注采对应率为92.2%，两向以上注采对应率为57.1%。纵向上，10个主力层注采对应率为93.7%，两向以上注采对应率为66.0%，井网完善程度高，能够满足提液提注的需要。

3.4 压力保持水平高

提高油井排液量主要是通过降低油井井底压力，增大生产压差来实现的[10]，这就要求提液油井保持一定的压力水平。目前中一区油层平均静压11.5 MPa，压降2.0 MPa。其中上层系平均地层静压11.3 MPa，压降1.2 MPa；下层系平均地层静压11.8 MPa，压降2.3 MPa。区块平均流压7.6 MPa，其中上层系平均流压7.8 MPa，下层系平均流压7.5 MPa。区块平均附件压降2.0 MPa，有效生产压差仅为1.9 MPa。整体上中一区地层压力、油井井底流压较高，油井有效生产压差小，具备进一步放压提液的空间。

3.5 注水井具备提注潜力

油井提液的同时必须实施对应注水井的提注，以保持注采平衡和地层能量。中一区目前平均单井日注水能力192 m3，月注采比1.2。根据注水指示曲线分析，在注水开发初期，水井启动压力较低，平均井口压力为1.9 MPa。随着注水时间的延长，井口压力逐渐增加，目前平均井口压力为6.0 MPa，计算视吸水指数为32.0 m3/d·MPa。目前中心三号已经投产，设计干压16.0 MPa，运行干压可在12.0 MPa左右，注水井口压力按10.0 MPa考虑，平均单井可增注128 m3/d，注水井具有增注潜力。

4 提液技术政策研究

应用Eclipse数值模拟软件，选择中一区及相关邻井为模拟研究区。区内共有油水井128口井，平面网格步长为50 m×50 m，纵向网格划分为93个，评价期为15 a。

4.1 压力恢复水平

油井合理压力保持水平既要满足油田采油速度的要求，又要保证较长的稳产期，还要不影响总体开发效果[11]，因此有必要对中一区合理地层压力保持水平进行研究。根据目前地层压力和流压水平，数值模拟设计了地层压力保持在11.5 MPa（目前地层压力）、12.0 MPa、12.5 MPa、13.0 MPa四种方案对比。数值模拟研究结果表明，评价期末（2030年），地层压力保持在12.0 MPa方案累积采油量最大（见表1）。因此，合理地层压力应保持在12.0 MPa，即原始地层压力的0.89倍。

表1 不同压力保持水平方案预测指标对比

4.2 注采比优化

注采比应兼顾恢复地层压力和合理控制含水上升速度两方面要求：高注采比会加强储层的非均质性，导致注入水沿着高渗透层发生水窜，不利于提高注水的扫油效率[12]；注采比过低又不能满足恢复能量的要求。本次数值模拟分别用1.1、1.2、1.3、1.4、1.5五种注采比设计方案统一将压力恢复至12.0 MPa。根据数值模拟结果显示，注采比变化对最终采收率影响不大，均在39.0%附近；同时注采比越大，压力恢复速度越快，单井液量越高，含水上升速度也越快（见表2）。由于中一区目前压力保持水平不均衡，不同井组在同一时间内恢复到同一地层压力，需要的注采比也不同。综合考虑区块地层压力保持水平、含水上升情况、地面注水设备最大承载能力等因素，对不同井区实施差异化注采比（基本保持在1.1～1.5）。具体办法是对地层压降大于3 MPa的埕北26井区实施1.4～1.5的注采比，对边水能量比较充足的埕北11N井区（地层压降＜2 MPa）执行1.1～1.2的注采比，其余井区基本维持1.2～1.3的注采比。

表2 不同注采比方案预测指标对比

4.3 提液方式选择

根据现有的油藏条件，设计了一次提液到180 m3/d左右和3年提液到180 m3/d左右两种提液方案。从不同提液方式含水曲线看（见图1），一次性提液至最大液量比分年度逐渐提液初期含水率高1.0%左右，但后期随着含水的逐渐上升，二者的含水率基本相当。分析认为一次性将液量放至最大会导致注入水快速突进，油井含水上升较快，分年度逐渐提液可以较好的解决该问题。同时从2015年末预测结果来看，一次提液与分年度提液效果基本相当，采出程度仅差别0.4%（见表3）。综合考虑海上现场工程的实际情况，推荐分年度逐渐提液。

图1 不同提液方式综合含水率随时间变化曲线

表3 不同提液方式采出程度对比表

5 应用效果

针对中一区油井液量低、开发效果差的实际情况，优选地层压力保持较高（12.0 MPa左右）且供液能力较充足的8口油井开展了提液试验，其中有7口油井见到明显增油效果。统计结果表明，7口提液成功油井提液前泵排量分布在80 m3/d～100 m3/d，平均泵排量为91.4 m3/d，平均单井日产液47.3 t，平均单井日产油7.6 t，综合含水率83.9%；提液后泵排量在100 m3/d～150 m3/d，与提液前相比，平均泵排量提高了37.2 m3/d（由91.4 m3/d上升到128.6 m3/d），平均单井日产液增加了58.0 t（由47.3 t上升到105.3 t），平均单井日产油增加了20.4 t（由7.6 t上升到28.0 t），综合含水率下降了10.6%（由83.9%下降到73.4%），取得了良好的增油效果。实践证明，提高产液量是中一区油藏提高产量、改善开发效果的有效措施。

6 结论

（1）埕岛油田中一区剩余可采地质储量大、油井产液量低，注采井网完善、压力保持水平高、水井具有提注潜力，整体具有良好的提液物质基础和潜力。

（2）根据数值模拟结果，采用1.1～1.5的差异化注采比将区块地层压力恢复至12.0 MPa时提液，开发效果最优；一次提液与分年度提液效果基本相当，推荐应用分年度提液方式。

（3）近5年来埕岛油田中一区优选单井提液实践表明，实施油井提液可以大幅度提高单井产能，对老区稳产起到重要作用。

（4）埕岛油田中一区油井提液适应性与技术政策研究以及提液实践，可以作为埕岛油田其他区块以及海上相似油田油井提液的借鉴与参考。

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西南油气田“孵出”百亿立方米大油气矿

川中油气矿生产调控中心大屏幕上跳出一行数据：2016年天然气累计产量100.616亿立方米。这标志着西南油气田“孵出”一个天然气年产达百亿立方米的大油气矿。

这也是一个让川渝近1.2亿百姓高兴的数据。数据显示，川渝两地2014年的天然气消费量是3 289.05万吨标准煤。按照国家统计局经济景气中心的计算方法，川中油气矿生产的100亿立方米天然气，相当于替代原煤约1 876万吨。这意味着一半以上的川渝年用气一个川中油气区就可以满足，还巴山蜀水一个碧水蓝天将变得“底气”十足。川中油气矿位于四川盆地中部，以遂宁、南充为中心，横跨川、渝、陕三省市42个市县，矿权总面积4万多平方公里。2012年，川中油气勘探取得重大突破，发现我国单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏-龙王庙组气藏。西南油气田加快川中油气矿资源向产量转化，2016年天然气年产量较2012年增长2.15倍。

（摘自中国石油新闻中心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

李现根，男（1981-），工程师，硕士研究生，2009年毕业于中国地质大学（北京），现主要从事海上油气田地质开发工作，邮箱：592008197@qq.com。