埕岛油田中二区综合调整技术政策实践与评价

2016-06-27李现根

石油地质与工程 2016年2期

关键词：效果评价

李现根

(中国石化胜利油田分公司海洋采油厂，山东东营 257237)

埕岛油田中二区综合调整技术政策实践与评价

李现根

(中国石化胜利油田分公司海洋采油厂，山东东营 257237)

摘要：埕岛油田中二区长期采用一套层系开发，井网不完善、层间干扰、采油速度低等问题十分突出。为了提高采油速度和采收率，2009年以来进行了细分层系、加密井网为主的综合调整，并在调整过程中通过运用强化方案跟踪调整、优化射孔井段、推广应用水平井、及时实施老井归位、适时进行油井提液等技术手段，开发效果明显改善。综合分析认为现行的调整技术政策与做法能够满足中二区该阶段高效开发的需求。

关键词：埕岛油田中二区；开发调整；层系细分；效果评价

埕岛油田位于渤海湾南部极浅海海域，1995年开始陆续投产，采用一套层系、大井距不规则四点法面积井网开采[1],先后经历了天然能量和注水开发两个阶段，随着开采时间的推移，注采矛盾逐渐凸现。为了改善开发效果，前人提出了层系细分、井网加密、油井提液等多种技术对策[2-5]，并已在不同井区陆续开始实施。为了验证调整技术政策的适应性，进而为后续区块的调整提供借鉴，有必要对调整的做法与效果进行系统分析和评价。

1油藏概况

中二区位于埕岛油田馆上段主体含油区的中部，整体呈西高东低之势，构造简单,地层平缓，倾角1°～2°。纵向上发育Ng1+2～6砂层组5套含油层系，平均含油井段长达300m左右；横向上砂体变化大，连通性差[6]。平均孔隙度31.1%，平均渗透率为2661×10-3μm2；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，级差13.4。地下原油密度0.8938g/cm3，原油黏度38mPa.s；地面原油密度0.9379g/cm3，原油黏度246mPa.s。油藏类型属于高孔高渗、常规稠油岩性构造层状油藏[7-9]。原始地层压力13.5MPa，饱和压力10.1MPa，压力系数0.974。含油面积9.8km2,地质储量4278×104t；主力层11个(Ng1+23、1+24、33、42、45、52、53、54、55、561、562)，地质储量3072×104t，占地质总储量的71.8%。

2调整前开发中存在的问题

2.1注采对应率低

综合调整前，埕岛油田中二区静态注采对应率为77.6%，井网对砂体控制程度较差；而在实际开发中，由于砂体横向上变化大、纵向上层多、射孔程度低等原因，区块动态注采对应率仅为67.2%，其中某些方向上注采对应率为33.7%，注采井网不完善。

2.2层间干扰严重

由于中二区采用一套层系开发、且馆陶组油层层间非均质性严重，层间产液、吸水能力产生较大差异[2],合采层日产液量仅为单采层日产液量之和的三分之一左右。如CB25A-9井生产层位Ng33、Ng42、Ng44、5～Ng54、5，分层测试液量分别为51.6m3/d、71.6m3/d、74.0m3/d，合采液量为50.3m3/d，合采液量仅为分层产液量之和的25.5%，说明层间干扰严重。

2.3采油速度低

国内外海上油田开发的工程设施寿命期多在30年以上,绝大多数油田的采油速度也都在2.0%以上[10]，这是规避海上投资风险的必然选择。埕岛油田海上工程设计寿命仅为15年，而调整前中二区采油速度仅为1.0%，预测到中心平台寿命期末，原井网条件下区块采出程度只有18.6%，综合含水89.0%；在综合含水98.0%时，采收率仅为24.9%。采油速度与海上工程设施寿命期限矛盾突出。

3调整的主要做法

3.1层系细分、井网加密

层系细分的主要目的是减少一套层系开发过程中由于层间渗透率及流体物性差异引起的层间干扰，从而提高采油速度和采收率[4]。中二区各砂层组均有储量大于200×104t的主力层(表1)，且砂层组间都有稳定隔层，均具备单独作为一套层系开发的物质基础。综合考虑砂体厚度及展布、原油性质、压力保持水平、海上工艺技术等因素，结合数模研究结果，将区块划分为两套层系开发：1+2+3砂层组为上层系；4+5+6砂层组为下层系。层系细分后，上层系渗透率级差为3.6；下层系渗透率级差为4.0,层间非均质性大大减弱。

表1　埕岛油田中二区馆陶组石油地质储量统计

井网加密可实现平面均衡开采,提高储量、水驱控制程度[5]。根据埕岛油田经济评价参数,按照静态经济评价方法[11],中二区井距由原来的400～500m调整为300m左右。而在井网形式上，根据目前海上工艺水平,上层系井网充分利用老井,以利于简化管柱, 仍采用不规则四点法井网。下层系井网调整以新钻井为主，不受老井限制, 注采系统可以重新建立。根据数值模拟结果，五点法井网驱油流线面积大,滞留面积小,采收率最高。同时考虑到区块将要进入高含水期,为了保证较高的采油速度,内部需加强注水。因此下层系决定采用五点法面积注采井网，注采井数比控制在1∶2左右。

3.2方案跟踪调整

强化调整方案的跟踪调整是确保新井钻遇情况的重要手段。中二区在调整方案实施过程中，根据先期完钻的开发井进行滚动地质及井网分析，预测油层和水淹变化，及时提出调整意见，力争避免低效井的实施。具体做法一是在钻井顺序上优先钻相对落实的井；二是及时利用已完钻井资料进行研究，优化调整其它井位部署。如CB22G井组的CB22G-6井完钻后发现，上层系过路层Ng33层砂厚10.4m，水淹厚度8.4m，水淹情况比预计严重，这样就使以Ng33为目地层的上层系CB22G-5、CB22G-ZP1两口油井的实施风险加大。针对这种情况，及时调整钻井顺序，提前实施了与CB22G-5井处于同一流势场的下层系过路井CB22G-2，该井完钻电测解释Ng33层亦为强水淹，据此取消了CB22G-5、CB22G-ZP1井的实施，避免了低效井的产生。同时根据新完钻井钻遇情况研究发现Ng56油层较厚，存在布井空白区，根据这种认识在该层部署了一口水平井CB22G-P2，成功钻遇油层222m,初期日产油100t。综合调整中，中二区完钻的132口新井上层系平均钻遇油层19.8m/4.1层, 下层系平均钻遇油层23.9m/4.9层,均好于方案设计(设计上、下层系平均钻遇油层分别为14.0m/3.5层、19.4m/4.4层)。

3.3射孔井段优化

射孔层位是否合适直接关系到油井开发的水平和效益。新井完钻后，根据新井实际钻遇情况重新落实构造、储层展布及水淹情况，完成对储层的再认识。优化制订新井投产方案,射孔原则以建立完善的注采系统、提高水驱控制与水驱动用程度为前提，以精细开发为目地，尽可能多地释放油层能量，减少层间干扰矛盾；对油层底部水淹严重及靠近边水的油井，采取必要的避射措施，以提高开发效果。如CB25F井组三口油井下层系平均单井钻遇油21.7m/5层，该井组优先投产了下部油层发育好、边水能量充足的Ng56层，射孔井段均在Ng56稳定夹层以上，以控制含水上升。三口油井平均单井动用油层7.5m/1.7层，平均单层射开程度为44.0%，单井动用的厚度与层数均远低于周围老井。新井投产后，初期平均单井日产液能力90.9t，平均单井日产油能力66.8t，综合含水26.5%，既保证了单井产能达标，又使油井初期含水远远低于方案设计(设计初期综合含水50.0%)。

3.4应用水平井

水平井在提高储量控制程度和单井产量、改善开发效果等方面和定向井相比具有明显的优势[12]。中二区综合调整过程中，对储层发育较单一、底部水淹较严重、剩余可采储量较大的砂体优先部署应用水平井。截至到2014年12月，区块共部署实施水平井13口。从第一年平均单井产油量来看，水平井平均单井日油能力58.4t/d,是定向井的1.9倍；从同期(投产后12月)累积产油量对比情况看，水平井是定向井的1.7倍，说明水平井实现了储量的有效动用[13]，提高了采油速度。

3.5老井归位

中二区综合调整过程中，受海上施工力量的限制，部分井组出现注采井网暂时性不完善、油井含水上升速度加快的不利局面。针对这种情况，根据细分层系和井网水驱需要，积极开展油水井配套归位作业，完善注采井网。配套工作的实施顺序结合产能建设进展、井区开发状况等因素优化安排，作业方案以提高注采对应率和老井归位后的产能为目的，以注采井组为单元开展集中治理，力争做到调整一块，完善一块。陆续完成油水井归位23口，区块动态注采对应率提高了18.5%(67.2%↑85.7%)，其中两向以上注采对应率升高了32.1%(33.7%↑65.8%)。注采井网完善后，新井自然递减率由投产初期的21.6%下降为-6.7%，递减趋势得到有效抑制。同时老井归位后，虽然油层动用层数与厚度减少，但由于层间、平面矛盾得到缓解，采液、采油强度明显提高，归位老井的平均采液、采油强度分别为归位前的1.5和2.3倍。

3.6油井提液

中二区投产初期平均单井日产液能力69.4m3，在天然能量开发阶段单井液量逐渐递减，到注水开发初期平均单井日液能力降为42.4m3/d。随着注水补充能量后液量有所上升，综合调整前平均单井日产液能力升为62.7m3,综合含水 63.3%。根据埕岛油田馆陶组无因次采液、采油指数与含水关系曲线，含水60.0%时无因此采液指数为初期的1.8倍，平均单井液量可达125m3/d。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，因此，提高单井产液量是高速高效开发的必然选择。而“提液”的目地是增油，在“提液”井的选择上首先要求油井必须供液充足；其次优选油层厚度大、非均质性强、水淹程度不均或多层合采井，这些层间差异和矛盾是剩余油存在的潜力，也是“提液”的物质基础[14]。区块在实施“提液”时，为了保证“提液”效果，应强化对应注水井的治理，并及时进行配注调整,以保持注采平衡。在该区块先后实施提液井6口，平均电泵排量增加了24m3，平均单井日产液增加 68.4t(35.4t/d↑103.8t) ,单井日产油上升18.1t/d(21.3t↑39.4t)，平均采液强度增加了2.9t/(m·d)(2.3t/m.d↑5.2t/m.d)。

4开发效果评价

(1)注采对应状况明显改善。静态注采对应率由77.6%提高到91.2%，提高了13.6%；动态注采对应率提高了18.5%(67.2%↑85.7%)，其中两向以上注采对应率升高了32.1%(33.7%↑65.8%)。

(2)采油速度大幅度上升。采油速度由1.0%上升至2.1%，提高了1.1个百分点。

(3)可采储量增加，采收率明显提高。调整后，区块标定采收率由24.9%提高到35.2%，可采储量增了440.6×104t。

5结论

(1)采取细分层系、井网加密的开发措施，有效解决了层间、平面矛盾，提高了区块采油速度和采收率。

(2)强化方案跟踪调整、优化射孔井段、推广应用水平井、及时实施老井归位、适时进行油井提液等做法，是确保区块综合调整成功的有力手段。

(3)中二区目前采用的调整技术政策基本能够适应其地质特点和该阶段综合调整的需求，可以作为埕岛油田其它区块以及海上相似油田调整的借鉴与参考。

参考文献

[1]陈清汉，秦宗瑜.埕岛油田已开发区稳产对策研究[J].中国海上油气(地质)，2003,17(6)：384-387.

[2]周英杰.埕岛油田提高水驱采收率对策研究[J].石油勘探与开发,2007,34(4)：465-469.

[3]唐晓红.埕岛油田中高含水期综合调整对策研究[J].油气地质与采收率，2011，18(6)：90-93.