摘要：基于單稀油西部目前開發(fā)效果評價分析，應用油藏數(shù)值模擬研究單稀油西部剩余油分布狀況，同時認識該塊存在的問題：由于層系劃分過粗，層間矛盾突出，造成動用不均衡。針對該塊存在的問題，提出一套油田的整體挖潛和調(diào)整的技術思路和研究方法，完成單稀油西部細分層系調(diào)整方案，由原來的兩套開發(fā)層系細分為五套開發(fā)層系，預計調(diào)整后新增產(chǎn)能4.4萬噸，調(diào)整后15年累計產(chǎn)油207.7萬噸，采出程度27.1%，具有良好的經(jīng)濟效益。

關鍵詞：剩余油分布;細分層系;數(shù)值模擬;單家寺油田

單稀油西部位于單家寺油田中部，東與單18塊相鄰，西北與單6塊接壤，南靠濱南大斷層與濱南油田相鄰，構造位置位于東營凹陷與濱縣凸起之間的過渡地帶。主力含油層系沙三下及沙四上，公報含油面積3.3Km²，地質(zhì)儲量657×10⁴t。

1. 目前開發(fā)效果評價

1.1 儲量動用程度評價

單稀油西部地質(zhì)儲量797萬噸，目前井網(wǎng)控制儲量616.9萬噸，儲量控制程度77.4%，其中非水驅(qū)控制儲量19.7萬噸，水驅(qū)控制儲量597.1萬噸，水驅(qū)儲量控制程度74.9%。水驅(qū)動用儲量491.4萬噸，動用程度61.7%。目前水驅(qū)動用程度偏低。

1.2 能量保持水平評價

單稀油區(qū)塊原始平均地層壓力為18.8MPa，彈性開發(fā)階段地層壓力一度下降到10.6MPa。進行注水開發(fā)后地層壓力開始回升，平均地層壓力最高回復到16.6MPa，后期逐漸回落。目前地層平均壓力為11.36MPa，能量保持水平為60%，地層能量保持水平較差。

1.3 層系適應性評價

單稀油西部四個斷塊中除了單14斷塊以外，單14-42、單14-30以及單142斷塊在開發(fā)時未劃分開發(fā)層系，以一套層系開發(fā)，單14斷塊分為兩套開發(fā)層系開發(fā)。從劃分層系的非均質(zhì)性來看，S3X開發(fā)層系滲透率級差為25，突進系數(shù)2.7;S4S開發(fā)層系滲透率級差為18，突進系數(shù)3.2;開發(fā)層系均表現(xiàn)出較強的層間非均值性。從儲層物性分析，兩套開發(fā)層系劃分不適合。

1.4注采井網(wǎng)評價

通過統(tǒng)計，單家寺稀油區(qū)塊總共統(tǒng)計注水井組49個，其中完善井組3個，較完善井組31個，不完善井組15個，包括較完善井組計算在內(nèi)的井網(wǎng)完善程度為69.39%。

本次統(tǒng)計注采井層198.5個，厚度1422米。注采對應井層65.5個，單向?qū)畬?8個，雙向?qū)畬?6個，三向?qū)畬?個，只注不采井層68.5個。從統(tǒng)計的注采井網(wǎng)完善程度和注采對應的情況來看，注采井網(wǎng)完善程度低。

1.5目前井網(wǎng)采收率評價

沙三下地層條件下原油粘度20.1MPa.s，沙四上地層條件下原油粘度4.1MPa.s。根據(jù)水驅(qū)曲線預測可采儲量的適用條件，選擇甲型和丙型水驅(qū)曲線估算采收率[2]。

當極限含水為98%時，根據(jù)丙型水驅(qū)特征曲線預測可采儲量為230.3萬噸，最終采收率為28.9%。

2. 存在問題及潛力分析

2.1 存在問題

單稀油西部共發(fā)育10個砂層組，目前分兩套層系開發(fā)：S3、S4?？傮w來說井網(wǎng)對儲量控制程度僅為77.4%，對儲量控制程度偏低。

單稀油西部7個砂層組和25個小層采出程度差異大。其中S3X3、S4S3、S4S4等3個砂層組采出程度較高，在18-27%之間，S4S6、S4S7兩個砂層組采出程度較低，在4-8.4%，下層系S4S3-7組采出程度、層間動用差異大。

2.2 潛力分析

從該區(qū)塊地質(zhì)儲量、滲透率以及各小層采出程度對比來看，縱向上層間滲透性差異大，滲透率相對較大的ES3，采出程度較高，滲透率較低的ES4，采出程度偏低，層間動用差異大，具有細分層系的潛力。在加強井層注采管理的同時，對有潛力的個別井層實施補孔，完善注采井網(wǎng)，提高區(qū)塊產(chǎn)能，改善區(qū)塊開發(fā)效果。

3. 開發(fā)調(diào)整方案研究

3.1 開發(fā)調(diào)整技術經(jīng)濟政策

3.1.1 開發(fā)層系劃分

通過對目前開發(fā)狀況的效果評價，目前開發(fā)層系已不能適應增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的需要，因此根據(jù)地質(zhì)特征和動態(tài)分析結(jié)果對開發(fā)層系重新進行劃分，本次分為五個開發(fā)層系。

3.1.2 井網(wǎng)井距論證

通過前面對目前井網(wǎng)井距的評價結(jié)果可知，目前的井網(wǎng)井距的適應性較差，重新劃分開發(fā)層系后，需要進一步對井網(wǎng)井距進行完善。本次從經(jīng)濟角度，地層自身地質(zhì)條件以及生產(chǎn)動態(tài)反應單井對儲量控制能力三個方面綜合確定井網(wǎng)井距。

3.1.3 合理注采比的確定

統(tǒng)計單稀油西部瞬時注采比和地層壓力變化關系[4]，要使地層能量保持水平為初始狀態(tài)的85%，瞬時注采比需要達到1.4，因此從恢復地層能量角度去考慮瞬時注采比的合理值應該為1.4。

3.2生產(chǎn)指標預測

調(diào)整后共新增產(chǎn)能4.4萬噸。調(diào)整后15年累計產(chǎn)油207.7萬噸，采出程度27.1%。

4. 總結(jié)

（1）通過開發(fā)效果評價認識到單稀油西部儲量控制程度低、動用程度低，目前能量保持水平低，劃分開發(fā)層系層間非均質(zhì)性強，各層采出程度差別大，注采對應率低，注采井網(wǎng)完善程度低。

（2）應用油藏數(shù)值模擬軟件研究了單稀油西部剩余油分布狀況，儲量擬合、區(qū)塊歷史擬合、單井歷史擬合和生產(chǎn)動態(tài)擬合結(jié)果均表明數(shù)值模擬模型精度高。

（3）基于剩余油分布研究和生產(chǎn)規(guī)律分析成果，以完善注采井網(wǎng)、提高水驅(qū)控制程度和儲量動用程度為目標，制定了單稀油西部開發(fā)調(diào)整方案，并預測了15 年的開發(fā)生產(chǎn)指標。

參考文獻

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[2]俞啟泰，羅洪.我國陸上油田采收率與波及系數(shù)評價[J].油氣采收率技術，2000，7（4）：33-37.

[3]劉立明，廖新維，陳欽雷.混合PEBI 網(wǎng)格精細油藏數(shù)值模擬應用研究[J].石油學報，2003，24（3）：64-67.

作者簡介：李雯（1986-），女，工程師，現(xiàn)在勝利油田分公司濱南采油廠采油管理五區(qū)從事油田開發(fā)管理工作。

（作者單位：中石化勝利油田分公司濱南采油廠）