乐安油田草128块开发效果评价

孙钰

摘 要：通过对草128块开发现状和开发状况进行分析，对开发效果进行了评价，该块单井初产较低，递减快，水侵后产能降低，水平井开发效果更好;活跃边水是影响开发效果的主控因素。

关键词：开发效果评价;主控因素;草128块

1研究区概况

乐安油田地处山东省东营市广饶县以北草桥村，构造位置位于济阳坳陷东营凹陷的南斜坡上，草桥—纯化镇断鼻带，石村断层的下降盘。乐安油田根据断裂系统和油水分布可划分为东、西、南三个区，草128块位于西区。

2开发效果评价

2.1单井初产较低，递减快，水侵后产能降低

2.1.1单井初期产能较低

统计初期投产的18口油井（管外窜井、投产时间较短的平5等水平井不参与统计），投产当年平均单井日产油8.6t/d，千米井深产能6.6吨，属于中低产能。其中日产油小于5吨的井7口，占总井数的22.2%;5～10吨井10口，占总井数的55.6%;10～20吨井3口，占总井数的16.7%，大于20吨井只有1口。

2.1.2受边水侵入影响，单井产量递减率较大

草128块沙三段初期递减为12.4%，中期水平井投入生产后递减率为9.2%，后期递减13.5%，递减主要原因是边水或底水侵入，油井含水上升;油井水侵以后，平均单井日油2.7～4.6吨，平均3.6吨。

2.1.3油水关系、夹层分布、原油粘度控制油井生产动态

草128块沙三段共有两套砂层组、7套小层，每一套小层都有边水，含油小层间都有隔层，但是隔层发育不稳定，部分区域上下连通，因此层间油水运移非常复杂，而且该块层间、同一层原油粘度变化较大，所以油井的见水原因非常复杂。按照油水关系、夹层分布特点，本区油井见水原因可以分成四大类。

①有夹层遮挡、边水推进型

Es324位于沙三段底部，与上部Es322和下部Es4有稳定隔层遮挡，该层油井大多表现为边水推进。

草128-X2井位于该层构造顶部，距边水较远，单采Es324， 50℃脱气油粘度1750mPa·s。该井投产前两年基本不含水，见水后含水上升速度较慢，表现为边水温和水侵的生产特点。

②无夹层遮挡、边水补充底水推进型

ES311～312之间隔层在X17、X18、X19附近上下连通，数值模拟研究表明，该部位这三口井投产后，西部边水是沿着Es312底部向Es312油层内部侵入，形成这三口井的底水，然后随油井采出，所以开发中后期具有类似底水锥进的生产特征。该部位井下部Es312层水淹，上部Es311层西边部、南边部边水没有推进，所以油层中部的P5、P6、P7、P8水平井投产初期含水仅有55～65%。

Es313～Es314之间隔层在P1～C128附近上下连通，Es314层纯油区窄。数值模拟研究表明，C128-X10井投产后，南部边水开始向Es314油层内部侵入，然后沿Es313～Es314之间连通区侵入Es313，作用类似于底水，导致C128-P1井投产一年后即水淹。

③无夹层遮挡、底水锥进型

C128-X14井射开生产Es311～Es312，Es312～Es313以及Es313～Es314之间的隔层在该部位上下连通，Es314在该井部位为油水过渡带，也就是说，C128-X14井直接“座”在Es314底水上，该井的生产动态类似于底水油藏，X14井投产含水即80%，后期居高不下。

④管外窜型

C128-X16井射开ES311，该井位于Es311、Es312内部，距离油水边界最少300m，改层311后含水一度降到40%，后管外窜含水上升到93%。

2.1.4水平井生产效果更好

选取有隔层遮挡、只受边水影响，没有管外窜的P1、P3、X10、X18、X8等15口井参与直水平井开发指标对比统计。对比结果表明，水平井初期产能较高、累积产油量高，初期含水比直井低9.5%，开发效果较好。

2.2热采开发方式适应性评价

草128块沙三段油藏原油粘度1000～27000mPa·s，边水活跃，热采油井生产同时受到边水和吞吐降粘的双重影响，有必要分析影响开发效果的主要能量，以确定合理开发方式。

2.2.1活跃边水是影响开发效果的主控因素

本区25口生产井大部分靠近北部断层构造高部位，全部采用注蒸汽吞吐方式开发。投产初期边水没有侵入前，油井含水普遍较低，C128-P1、P3、P4等三口水平井投产当年含水19.4%，直井投产当年含水28.7%。开发中后期邊水侵入后，各油井含水无一例外开始上升。含水变化特征大体可以分为两大类。

第一类，投产第一年基本没有见水，2006年中期ES314边水推进至ES313层后，该井暴性水淹，含水迅速上升到85%以上，动液面恢复到井口。

第二类，有ES321-322间稳定隔层遮挡，表现为边水温和侵入。含水在较低水平上小幅增长，该井累积产量高，动液面除注汽回采阶段恢复到300m左右，一直保持1000m深度左右。

2.2.2边水侵入后（弱水侵）热采开发仍具有一定增产效果

该块2011年底到2012年初，平均单井日产油3t/d恢复到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产效果。C128-X17井2012年1月转周后，日产油0.6t/d增加到13.1t/d，含水82.7%降到54%。吞吐增产有效期近1年，增油2792t。

2.3储量动用状况差异大

2.3.1纵向动用差异大

依据22口井分析资料，草128块沙三段原油性质：地面原油密度0.9476～0.9884g/cm3。50℃脱气原油粘度：1438～24714mPa·s。Es311粘度最大，Es322次之，其它层位粘度随深度增加变小。

Es311渗透率最大，一砂体渗透率较高，超过800×10-3µm2，其它层位渗透率随深度增加有变小的趋势。

根据数值模拟预测结果，Es324采出程度最高，Es322层最低，一般小于6%。在草128沙三段油层的渗透率范围内，粘度是主要的控制因素。

2.3.2平面动用程度不均衡

Es311层西部原油粘度高、东部原油粘度低，油水边界附近原油粘度高。根据数值模拟预测，该块目前西部丰度低、中东部高，南部低、北部高，油水边界附近低，油层内部高。

结论

草128块储量纵向动用差异大，平面动用程度不均衡。活跃边水是影响开发效果的主控因素，单井水侵后产能降低，水平井开发效果更好。

参考文献

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