胡奇　李曉燕 劉超

摘 要：應用RMSIMPLE數值模擬技術對埕島主體中區(qū)進行建模，并分析開發(fā)中存在的問題。針對目前區(qū)塊存在的主要問題提出了下步優(yōu)化措施方案，并對提出的措施方案進行了效果預測，最終計算得提高采收率2.7%，開發(fā)效果明顯變好。

主題詞：埕島油田；館陶組；數值模擬；措施方向；優(yōu)化注水

一、區(qū)塊概況

埕島主體中區(qū)館陶組油藏位于埕島油田主體部位，是在前第三系潛山背景上發(fā)育起來的大型披覆背斜構造，為河流相沉積的高滲透高飽和疏松砂巖常規(guī)稠油油藏。平均孔隙度33.9%，平均空氣滲透率2711×10-3um2；地面原油密度0.9361 g/cm3，地面原油粘度207.6 mPa·s，地下原油密度0.8824g/cm3，地下粘度50.2mPa·s。原始油氣比30.7m3/t；地飽壓差一般在0.5-7.81MPa，平均2.68MPa，油水關系復雜，僅Ng5砂層組以下有較穩(wěn)定的邊底水，天然能量較弱，采用人工注水補充能量開發(fā)。埕島主體館陶組油藏經歷產能建設實施、依靠天然能量開采、產量大幅上升階段；2001年開始注水補充能量開發(fā)、產量穩(wěn)定階段；2008年以來隨著老區(qū)井網加密、開發(fā)層系細分等調整工作量逐年實施階段，年產油量又進入上升期。到2012年底，埕島主體中區(qū)油藏動用含油面積19.82km2，石油地質儲量10466×104t，標定可采儲量2570.9×104t。2012年12月投產油井212口，油井開井194口，單井日產液能力82.0t，單井日油能力23.0t。投注水井107口，開井103口，日注水量12448.6m3，月注采比0.81，累積注采比0.60，綜合含水71.3%，采油速度1.5 %，采出程度15.5%。

二、開發(fā)狀況分析及存在問題

1、油藏開發(fā)狀況分析

（1）儲量動用狀況分析

①分層動用狀況分析。埕島油田主體中區(qū)縱向上分層射孔程度差別大。統計結果顯示，中區(qū)平均射孔厚度占總厚度的49%，總射孔層數占總層數的55%；而最低的層厚底百分比僅為17%，層數百分比僅為10%。其中Ng1+2層與Ng5層均為主力層，但兩者之間相差20個百分點左右，各砂層組之間射孔程度差別較大。②水驅動用程度分析。中一區(qū)的水驅控制程度在縱向上差異較大。其主力層的水驅控制程度能達到80%以上，水驅動用程度達60%以上；而非主力層水驅控制程度在40-50%之間，水驅動用程度在50%以下。③層間采出狀況分析。從累產油以及采出程度的統計情況也能反映，其射孔程度、水驅動用程度的層間差異與采出量呈正相關，造成儲層縱向上動用程度不均。其中主力水驅控制程度較高，動用情況較高，采出程度高達20%以上，而部分小層油水井射孔較少，控制較差，儲層基本無動用。

（2）油藏能量狀況分析。埕島主體中區(qū)原始地層壓力13.5MPa，飽和壓力為10.1MPa。該區(qū)自1993年投入開發(fā)以來地層壓力下降較大，地層壓力下降2.8MPa左右。后隨著水井陸續(xù)轉注，至2008年綜合調整階段初期，地層壓降2.7MPa左右。綜合調整階段以來，地層壓力壓力緩慢回升，目前該區(qū)地層壓降2.4MPa左右。

（3）生產狀況分析。油量變化規(guī)律：埕島主體中區(qū)初期天然能量開發(fā)階段日油能力遞減較快，至注水開發(fā)初期平均單井日產油能力39.4t/d，后2008年進入油藏綜合調整階段，產量遞減趨勢得到控制。綜合調整階段初期日油能力25.2t/d，經過細分層系、井網加密措施調整后目前單井日油能力23.0t/d。液量變化規(guī)律：埕島主體中區(qū)初期天然能量開發(fā)階段日液能力遞減較快，至注水開發(fā)初期平均單井日產液能力49.1t/d。自注水開發(fā)以及綜合調整階段以來，區(qū)塊單井日液能力55.0t/d，目前單井日液能力82.0t/d。

（4）開發(fā)效果評價。埕島主體中區(qū)整體來看相同采出程度下，實際存水率低于理論存水率，存水率較低，油田的水驅效果較差。但隨著采出程度增大，實際存水率有所回升，與理論值差距變小，說明水驅效果正在改善。在該區(qū)開發(fā)過程中，隨著采出程度不斷提高，綜合含水增長幅度變緩，開發(fā)效果變好。同時通過對該區(qū)不同開發(fā)階段的最終采收率進行計算分析，可以看出中區(qū)通過不斷的動態(tài)調整，可采儲量與采收率不斷提高，開發(fā)效果不斷變好。

2、存在主要問題

（1）區(qū)塊動態(tài)注采對應率、水驅控制程度低?，F井網條件下統計館上段主體注采對應率結果表明：全區(qū)靜態(tài)注采對應率（井層/厚度）為79%/81%，動態(tài)注采對應率為63%/64%，動態(tài)注采對應率比靜態(tài)注采對應率低16%/17%。動態(tài)水驅動用程度46.8%，水驅控制程度低。這樣在開發(fā)過程中容易造成水線推進不均勻，單向突進過快導致含水上升，致使開發(fā)效果變差。

（2）地層能量補充不足，注采比不合理。中區(qū)整體地層能量補充不足，其中部分井區(qū)欠注問題嚴重。統計中區(qū)歷年測壓資料顯示，綜合調整以來雖然油層壓力有所恢復，但恢復速度緩慢，地層能量保持情況較不理想。全區(qū)目前月注采比為0.81，累計注采比僅為0.6，計算地層累計虧空量達1300.5m3。在目前注采條件下，液量雖然穩(wěn)定略有上升，但目前實際日產液量77t/d，僅占同含水階段方案設計水平的55%。該區(qū)油量呈遞減趨勢，含水處于上升階段，含水上升趨勢明顯。說明區(qū)塊內注采比不合理，地層能量補充不足，影響了開發(fā)效果。

三、數值模擬研究

埕島油田主體中區(qū)模型對該區(qū)319口油水井進行油藏模擬。模型按照實際區(qū)塊大小建模。工區(qū)平面網格步長50m×50m，縱向網格劃分與實際小層一致，從Ng（1+2）1到Ng61共25個，最終模型總網格數356975。中區(qū)整體油藏模擬各項指標誤差均小于2%，擬合情況好，模型可信度高。并應用該模型進行中區(qū)生產狀況分析以及進行措施效果預測分析。

四、下步優(yōu)化措施方案研究

1、提高注水量，補充地層能量。截止到2012年底，埕島主體中區(qū)全區(qū)累產油1643.3×104t噸，累積注水2106.5×104t噸，累計注采比0.6。依據油藏數值模擬結果計算得累積虧空量為1300.5m3。以合理注采比1：1為標準，按照目前各個井組注采比分別計算，調整注水量，進行增注方案研究。最終方案埕島主體中區(qū)現開水井107口，共計日增注水量1161m3，平均單井增注12m3。

2、對部分油水井實施補孔，提高水驅控制程度。通過已經建立的埕島主體中區(qū)的數模模型進行注水井補孔方案研究。首先對油水井的物性條件進行篩選：將水淹程度較低（80%以下），有效厚度較厚（2m以上），且滲透率值較大（1000md以上）的井進行補孔。在初步篩選得到的油水井中，進一步綜合考慮油水井注采連通關系，對中區(qū)水驅控制程度較不完善，剩余油較多的區(qū)域實施油水井補孔，提高層內水驅動用程度。最終方案篩選出油井補孔共35口井，66井次，總射開厚度為368m；注水井篩選出可進行補孔的11口井，24井次，總射開厚度145m。

3、對注水井實施調剖，提高注水效率。分析主體中區(qū)的注水參數，優(yōu)選出注水突進較為嚴重，注水效率較低，周圍受效油井含水較高的水井井層進行調剖，以提高該區(qū)域的注水效率。經過篩選，共計4口注水井需進行堵水調剖，均為中一區(qū)內注水井。對CB26B-1井進行舉例分析：該井篩選出的調剖層位為Ng（1+2）3小層，其有效厚度為6.6m，吸水厚度3.8m。從吸水剖面上可以看出，該層歷年來均為主吸層，層間干擾導致除Ng（1+2）4小層外的其他射開層均無吸水；該層目前注水強度在18.13m3/d*m，井周圍已嚴重水淹，產油貢獻僅為0.53 m3/ m3，遠遠低于平均水平，屬于無效注水。其他生產層位如Ng55、 Ng561等，井周圍含油飽和度較高，對應采油井均已射開，具有較大挖潛潛力。因此建議對CB26B-1井的Ng（1+2）3小層進行堵水調剖，改善層間非均質性，啟動其他未吸水或弱吸水小層，提高對應油井產能。

五、效果預測

使用油藏數值模擬方法對該區(qū)進行措施效果預測，預測措施包括對該區(qū)107口水井提出的增注方案、對46口油水井提出的補孔方案以及對四口注水井提出的優(yōu)化調剖堵水方案。數模預測模型采用油井定產的方式進行預測，來評價最終增油效果。與無措施開發(fā)相比，措施后數模計算得中區(qū)15年內累計增油75.8×104t；最終累計增油113×104t，日產油增加44t，區(qū)塊最終提高采收率2.7%，開發(fā)效果明顯變好。

參考文獻

[1] 韓大匡，陳欽雷，閆存章.油藏數值模擬基礎[M].北京：石油工業(yè)出版社，1999：30-40

[2] 姜漢橋.油藏工程原理與方法.山東：石油大學出版社，2002.

[3] 袁靜、鹿洪友等.勝利油區(qū)新北油田館上段沉積特征及沉積相模式[J].沉積學報 2010.

第一作者簡介：胡奇，男，1981年生，2004年畢業(yè)于成都理工大學資源勘查工程專業(yè)，工程師，從事海上采油工作。山東省東營市仙河鎮(zhèn)海洋采油廠海一生產管理區(qū)，