李現(xiàn)根

(中國(guó)石化勝利油田分公司海洋采油廠，山東東營(yíng) 257237)

埕島油田中二區(qū)綜合調(diào)整技術(shù)政策實(shí)踐與評(píng)價(jià)

李現(xiàn)根

(中國(guó)石化勝利油田分公司海洋采油廠，山東東營(yíng) 257237)

摘要：埕島油田中二區(qū)長(zhǎng)期采用一套層系開發(fā)，井網(wǎng)不完善、層間干擾、采油速度低等問題十分突出。為了提高采油速度和采收率，2009年以來進(jìn)行了細(xì)分層系、加密井網(wǎng)為主的綜合調(diào)整，并在調(diào)整過程中通過運(yùn)用強(qiáng)化方案跟蹤調(diào)整、優(yōu)化射孔井段、推廣應(yīng)用水平井、及時(shí)實(shí)施老井歸位、適時(shí)進(jìn)行油井提液等技術(shù)手段，開發(fā)效果明顯改善。綜合分析認(rèn)為現(xiàn)行的調(diào)整技術(shù)政策與做法能夠滿足中二區(qū)該階段高效開發(fā)的需求。

關(guān)鍵詞：埕島油田中二區(qū)；開發(fā)調(diào)整；層系細(xì)分；效果評(píng)價(jià)

埕島油田位于渤海灣南部極淺海海域，1995年開始陸續(xù)投產(chǎn)，采用一套層系、大井距不規(guī)則四點(diǎn)法面積井網(wǎng)開采[1],先后經(jīng)歷了天然能量和注水開發(fā)兩個(gè)階段，隨著開采時(shí)間的推移，注采矛盾逐漸凸現(xiàn)。為了改善開發(fā)效果，前人提出了層系細(xì)分、井網(wǎng)加密、油井提液等多種技術(shù)對(duì)策[2-5]，并已在不同井區(qū)陸續(xù)開始實(shí)施。為了驗(yàn)證調(diào)整技術(shù)政策的適應(yīng)性，進(jìn)而為后續(xù)區(qū)塊的調(diào)整提供借鑒，有必要對(duì)調(diào)整的做法與效果進(jìn)行系統(tǒng)分析和評(píng)價(jià)。

1油藏概況

中二區(qū)位于埕島油田館上段主體含油區(qū)的中部，整體呈西高東低之勢(shì)，構(gòu)造簡(jiǎn)單,地層平緩，傾角1°～2°。縱向上發(fā)育Ng1+2～6砂層組5套含油層系，平均含油井段長(zhǎng)達(dá)300m左右；橫向上砂體變化大，連通性差[6]。平均孔隙度31.1%，平均滲透率為2661×10-3μm2；層間滲透性差異較大，平均滲透率變異系數(shù)0.935，突進(jìn)系數(shù)5.47，級(jí)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。油藏類型屬于高孔高滲、常規(guī)稠油巖性構(gòu)造層狀油藏[7-9]。原始地層壓力13.5MPa，飽和壓力10.1MPa，壓力系數(shù)0.974。含油面積9.8km2,地質(zhì)儲(chǔ)量4278×104t；主力層11個(gè)(Ng1+23、1+24、33、42、45、52、53、54、55、561、562)，地質(zhì)儲(chǔ)量3072×104t，占地質(zhì)總儲(chǔ)量的71.8%。

2調(diào)整前開發(fā)中存在的問題

2.1注采對(duì)應(yīng)率低

綜合調(diào)整前，埕島油田中二區(qū)靜態(tài)注采對(duì)應(yīng)率為77.6%，井網(wǎng)對(duì)砂體控制程度較差；而在實(shí)際開發(fā)中，由于砂體橫向上變化大、縱向上層多、射孔程度低等原因，區(qū)塊動(dòng)態(tài)注采對(duì)應(yīng)率僅為67.2%，其中某些方向上注采對(duì)應(yīng)率為33.7%，注采井網(wǎng)不完善。

2.2層間干擾嚴(yán)重

由于中二區(qū)采用一套層系開發(fā)、且館陶組油層層間非均質(zhì)性嚴(yán)重，層間產(chǎn)液、吸水能力產(chǎn)生較大差異[2],合采層日產(chǎn)液量?jī)H為單采層日產(chǎn)液量之和的三分之一左右。如CB25A-9井生產(chǎn)層位Ng33、Ng42、Ng44、5～Ng54、5，分層測(cè)試液量分別為51.6m3/d、71.6m3/d、74.0m3/d，合采液量為50.3m3/d，合采液量?jī)H為分層產(chǎn)液量之和的25.5%，說明層間干擾嚴(yán)重。

2.3采油速度低

國(guó)內(nèi)外海上油田開發(fā)的工程設(shè)施壽命期多在30年以上,絕大多數(shù)油田的采油速度也都在2.0%以上[10]，這是規(guī)避海上投資風(fēng)險(xiǎn)的必然選擇。埕島油田海上工程設(shè)計(jì)壽命僅為15年，而調(diào)整前中二區(qū)采油速度僅為1.0%，預(yù)測(cè)到中心平臺(tái)壽命期末，原井網(wǎng)條件下區(qū)塊采出程度只有18.6%，綜合含水89.0%；在綜合含水98.0%時(shí)，采收率僅為24.9%。采油速度與海上工程設(shè)施壽命期限矛盾突出。

3調(diào)整的主要做法

3.1層系細(xì)分、井網(wǎng)加密

層系細(xì)分的主要目的是減少一套層系開發(fā)過程中由于層間滲透率及流體物性差異引起的層間干擾，從而提高采油速度和采收率[4]。中二區(qū)各砂層組均有儲(chǔ)量大于200×104t的主力層(表1)，且砂層組間都有穩(wěn)定隔層，均具備單獨(dú)作為一套層系開發(fā)的物質(zhì)基礎(chǔ)。綜合考慮砂體厚度及展布、原油性質(zhì)、壓力保持水平、海上工藝技術(shù)等因素，結(jié)合數(shù)模研究結(jié)果，將區(qū)塊劃分為兩套層系開發(fā)：1+2+3砂層組為上層系；4+5+6砂層組為下層系。層系細(xì)分后，上層系滲透率級(jí)差為3.6；下層系滲透率級(jí)差為4.0,層間非均質(zhì)性大大減弱。

表1　埕島油田中二區(qū)館陶組石油地質(zhì)儲(chǔ)量統(tǒng)計(jì)

井網(wǎng)加密可實(shí)現(xiàn)平面均衡開采,提高儲(chǔ)量、水驅(qū)控制程度[5]。根據(jù)埕島油田經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)參數(shù),按照靜態(tài)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法[11],中二區(qū)井距由原來的400～500m調(diào)整為300m左右。而在井網(wǎng)形式上，根據(jù)目前海上工藝水平,上層系井網(wǎng)充分利用老井,以利于簡(jiǎn)化管柱, 仍采用不規(guī)則四點(diǎn)法井網(wǎng)。下層系井網(wǎng)調(diào)整以新鉆井為主，不受老井限制, 注采系統(tǒng)可以重新建立。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，五點(diǎn)法井網(wǎng)驅(qū)油流線面積大,滯留面積小,采收率最高。同時(shí)考慮到區(qū)塊將要進(jìn)入高含水期,為了保證較高的采油速度,內(nèi)部需加強(qiáng)注水。因此下層系決定采用五點(diǎn)法面積注采井網(wǎng)，注采井?dāng)?shù)比控制在1∶2左右。

3.2方案跟蹤調(diào)整

強(qiáng)化調(diào)整方案的跟蹤調(diào)整是確保新井鉆遇情況的重要手段。中二區(qū)在調(diào)整方案實(shí)施過程中，根據(jù)先期完鉆的開發(fā)井進(jìn)行滾動(dòng)地質(zhì)及井網(wǎng)分析，預(yù)測(cè)油層和水淹變化，及時(shí)提出調(diào)整意見，力爭(zhēng)避免低效井的實(shí)施。具體做法一是在鉆井順序上優(yōu)先鉆相對(duì)落實(shí)的井；二是及時(shí)利用已完鉆井資料進(jìn)行研究，優(yōu)化調(diào)整其它井位部署。如CB22G井組的CB22G-6井完鉆后發(fā)現(xiàn)，上層系過路層Ng33層砂厚10.4m，水淹厚度8.4m，水淹情況比預(yù)計(jì)嚴(yán)重，這樣就使以Ng33為目地層的上層系CB22G-5、CB22G-ZP1兩口油井的實(shí)施風(fēng)險(xiǎn)加大。針對(duì)這種情況，及時(shí)調(diào)整鉆井順序，提前實(shí)施了與CB22G-5井處于同一流勢(shì)場(chǎng)的下層系過路井CB22G-2，該井完鉆電測(cè)解釋Ng33層亦為強(qiáng)水淹，據(jù)此取消了CB22G-5、CB22G-ZP1井的實(shí)施，避免了低效井的產(chǎn)生。同時(shí)根據(jù)新完鉆井鉆遇情況研究發(fā)現(xiàn)Ng56油層較厚，存在布井空白區(qū)，根據(jù)這種認(rèn)識(shí)在該層部署了一口水平井CB22G-P2，成功鉆遇油層222m,初期日產(chǎn)油100t。綜合調(diào)整中，中二區(qū)完鉆的132口新井上層系平均鉆遇油層19.8m/4.1層, 下層系平均鉆遇油層23.9m/4.9層,均好于方案設(shè)計(jì)(設(shè)計(jì)上、下層系平均鉆遇油層分別為14.0m/3.5層、19.4m/4.4層)。

3.3射孔井段優(yōu)化

射孔層位是否合適直接關(guān)系到油井開發(fā)的水平和效益。新井完鉆后，根據(jù)新井實(shí)際鉆遇情況重新落實(shí)構(gòu)造、儲(chǔ)層展布及水淹情況，完成對(duì)儲(chǔ)層的再認(rèn)識(shí)。優(yōu)化制訂新井投產(chǎn)方案,射孔原則以建立完善的注采系統(tǒng)、提高水驅(qū)控制與水驅(qū)動(dòng)用程度為前提，以精細(xì)開發(fā)為目地，盡可能多地釋放油層能量，減少層間干擾矛盾；對(duì)油層底部水淹嚴(yán)重及靠近邊水的油井，采取必要的避射措施，以提高開發(fā)效果。如CB25F井組三口油井下層系平均單井鉆遇油21.7m/5層，該井組優(yōu)先投產(chǎn)了下部油層發(fā)育好、邊水能量充足的Ng56層，射孔井段均在Ng56穩(wěn)定夾層以上，以控制含水上升。三口油井平均單井動(dòng)用油層7.5m/1.7層，平均單層射開程度為44.0%，單井動(dòng)用的厚度與層數(shù)均遠(yuǎn)低于周圍老井。新井投產(chǎn)后，初期平均單井日產(chǎn)液能力90.9t，平均單井日產(chǎn)油能力66.8t，綜合含水26.5%，既保證了單井產(chǎn)能達(dá)標(biāo)，又使油井初期含水遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于方案設(shè)計(jì)(設(shè)計(jì)初期綜合含水50.0%)。

3.4應(yīng)用水平井

水平井在提高儲(chǔ)量控制程度和單井產(chǎn)量、改善開發(fā)效果等方面和定向井相比具有明顯的優(yōu)勢(shì)[12]。中二區(qū)綜合調(diào)整過程中，對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育較單一、底部水淹較嚴(yán)重、剩余可采儲(chǔ)量較大的砂體優(yōu)先部署應(yīng)用水平井。截至到2014年12月，區(qū)塊共部署實(shí)施水平井13口。從第一年平均單井產(chǎn)油量來看，水平井平均單井日油能力58.4t/d,是定向井的1.9倍；從同期(投產(chǎn)后12月)累積產(chǎn)油量對(duì)比情況看，水平井是定向井的1.7倍，說明水平井實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)量的有效動(dòng)用[13]，提高了采油速度。

3.5老井歸位

中二區(qū)綜合調(diào)整過程中，受海上施工力量的限制，部分井組出現(xiàn)注采井網(wǎng)暫時(shí)性不完善、油井含水上升速度加快的不利局面。針對(duì)這種情況，根據(jù)細(xì)分層系和井網(wǎng)水驅(qū)需要，積極開展油水井配套歸位作業(yè)，完善注采井網(wǎng)。配套工作的實(shí)施順序結(jié)合產(chǎn)能建設(shè)進(jìn)展、井區(qū)開發(fā)狀況等因素優(yōu)化安排，作業(yè)方案以提高注采對(duì)應(yīng)率和老井歸位后的產(chǎn)能為目的，以注采井組為單元開展集中治理，力爭(zhēng)做到調(diào)整一塊，完善一塊。陸續(xù)完成油水井歸位23口，區(qū)塊動(dòng)態(tài)注采對(duì)應(yīng)率提高了18.5%(67.2%↑85.7%)，其中兩向以上注采對(duì)應(yīng)率升高了32.1%(33.7%↑65.8%)。注采井網(wǎng)完善后，新井自然遞減率由投產(chǎn)初期的21.6%下降為-6.7%，遞減趨勢(shì)得到有效抑制。同時(shí)老井歸位后，雖然油層動(dòng)用層數(shù)與厚度減少，但由于層間、平面矛盾得到緩解，采液、采油強(qiáng)度明顯提高，歸位老井的平均采液、采油強(qiáng)度分別為歸位前的1.5和2.3倍。

3.6油井提液

中二區(qū)投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)液能力69.4m3，在天然能量開發(fā)階段單井液量逐漸遞減，到注水開發(fā)初期平均單井日液能力降為42.4m3/d。隨著注水補(bǔ)充能量后液量有所上升，綜合調(diào)整前平均單井日產(chǎn)液能力升為62.7m3,綜合含水 63.3%。根據(jù)埕島油田館陶組無因次采液、采油指數(shù)與含水關(guān)系曲線，含水60.0%時(shí)無因此采液指數(shù)為初期的1.8倍，平均單井液量可達(dá)125m3/d。單井液量低嚴(yán)重影響了區(qū)塊采油速度，進(jìn)而會(huì)直接影響到最終采出程度，因此，提高單井產(chǎn)液量是高速高效開發(fā)的必然選擇。而“提液”的目地是增油，在“提液”井的選擇上首先要求油井必須供液充足；其次優(yōu)選油層厚度大、非均質(zhì)性強(qiáng)、水淹程度不均或多層合采井，這些層間差異和矛盾是剩余油存在的潛力，也是“提液”的物質(zhì)基礎(chǔ)[14]。區(qū)塊在實(shí)施“提液”時(shí)，為了保證“提液”效果，應(yīng)強(qiáng)化對(duì)應(yīng)注水井的治理，并及時(shí)進(jìn)行配注調(diào)整,以保持注采平衡。在該區(qū)塊先后實(shí)施提液井6口，平均電泵排量增加了24m3，平均單井日產(chǎn)液增加 68.4t(35.4t/d↑103.8t) ,單井日產(chǎn)油上升18.1t/d(21.3t↑39.4t)，平均采液強(qiáng)度增加了2.9t/(m·d)(2.3t/m.d↑5.2t/m.d)。

4開發(fā)效果評(píng)價(jià)

(1)注采對(duì)應(yīng)狀況明顯改善。靜態(tài)注采對(duì)應(yīng)率由77.6%提高到91.2%，提高了13.6%；動(dòng)態(tài)注采對(duì)應(yīng)率提高了18.5%(67.2%↑85.7%)，其中兩向以上注采對(duì)應(yīng)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個(gè)百分點(diǎn)。

(3)可采儲(chǔ)量增加，采收率明顯提高。調(diào)整后，區(qū)塊標(biāo)定采收率由24.9%提高到35.2%，可采儲(chǔ)量增了440.6×104t。

5結(jié)論

(1)采取細(xì)分層系、井網(wǎng)加密的開發(fā)措施，有效解決了層間、平面矛盾，提高了區(qū)塊采油速度和采收率。

(2)強(qiáng)化方案跟蹤調(diào)整、優(yōu)化射孔井段、推廣應(yīng)用水平井、及時(shí)實(shí)施老井歸位、適時(shí)進(jìn)行油井提液等做法，是確保區(qū)塊綜合調(diào)整成功的有力手段。

(3)中二區(qū)目前采用的調(diào)整技術(shù)政策基本能夠適應(yīng)其地質(zhì)特點(diǎn)和該階段綜合調(diào)整的需求，可以作為埕島油田其它區(qū)塊以及海上相似油田調(diào)整的借鑒與參考。

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編輯：李金華

文章編號(hào)：1673-8217(2016)02-0119-03

收稿日期：2015-03-26

作者簡(jiǎn)介：李現(xiàn)根，工程師，碩士，1981年生,2009年畢業(yè)于中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)海洋地質(zhì)專業(yè),現(xiàn)從事海上油氣田地質(zhì)工作。

中圖分類號(hào)：TE313.5

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A