埕岛油田老区提高储量控制程度对策研究
◇胜利油田分公司勘探开发研究院 郭 敏 【期刊名称】内江科技 【年(卷),期】2019(040)003 【总页数】2
针对埕岛老区井网不完善区储量控制程度低的问题，从注水井与采油井相互连通的有效厚度来评价储量控制程度，综合考虑油水井井位关系射开状况、油层类型、油水井间井距、开采时间等多种影响油水井间连通状况的因素，提出了提高储量控制程度对策，将埕岛油田老区井网不完善区储量控制程度由70%提高到88%以上。
1 埕岛油田井网不完善区储量失控现状
埕岛油田老区部分小层未动用地质储量较大，存在小范围的储量失控区，随着地质认识程度的加深，有部分边部小砂体无法形成注采井网，未射开生产，造成储量未动用，储量控制程度下降9%。
受油藏地质特征影响，井区有10%的油井单向受效，导致注入水突进，注入水波及效率低，含水快速上升，开发效果变差，水驱储量控制程度下降11%。另外有10%的含油层系存在剩余油分布规律不清晰，导致储量控制程度下降12%。
随着埕岛油田逐渐进入中高含水开发期，由于经历了长时期的不均匀水洗，地下油水分布关系变得越来越复杂，水驱储量动用程度低的矛盾日益突出，直接导致储量控制程度下降20%。
2 导致储量控制程度低的原因分析
通过因素影响性及相互关联性分析，寻找导致水驱储量动用程度低的5项末端因素分别为：井网不完善、单井液量低、层间层内矛盾大、注采对应率差异大、层间吸水不均衡。
（1）井网不完善。由于埕岛油田馆陶组油藏为河流相沉积，受砂体发育形态限制，注采井网的完善程度存在较大差异，其中单向受效井占29%，两向受效井占25%，超过两向的多向受效井占46%，仍然有一半以上的井注水受效不均衡。井网井距直接决定水驱控制程度的大小、驱油效率、最终影响采收率提高幅度。通过油田经济极限井网密度计算，得到该油田经济极限井网密度为10.1口/km2（60$/bbl），对比埕岛油田开发现状，井网偏稀，井距偏大，单井控制储量大，降低了单井对油砂体的控制程度。
（2）单井液量低。目前埕岛油田老区主体馆上段日产液、日产油分别占埕岛油田91%、93%，研究的重点为主体馆上段，故重点对主体馆上段液量影响因素进行了分析。目前主体馆上段平均单井液量偏低，产液能力没有发挥，主要影响因素是油层污染，次要因素为泵排量低，泵效低。通过与孤东、孤岛、中海油绥中36-1及埕岛EDC等相似油藏类比分析，认为油藏具备提液能力，通过单井逐井分析，约有150口井可通过拔滤、解堵、换泵、补孔等措施恢复、提高单井液量。
（3）层间层内矛盾大。埕岛老区主体馆上段部分油井为多层合采，从静态上分析，储层层间渗透率变异系数大，突进明显，级差较大，纵向非均质性严重，从动态上分析，油井长期合采，各小层产出不均衡，主力产出层突出，影响储量控制程度。层间矛盾、多层合采是影响储量控制程度低的主要因素。对埕岛老区小层水淹程度进行了统计分析，水井单井测试资料显示，在多层合注合采、
分段注水的情况下，纵向上水淹差异大，顶部剩余油动用程度低。
（4）注采对应率差异大。通过对埕岛老区静态注采对应率、动态注采对应率的统计分析，主力层注采井网较完善，非主力层、边部砂体注采对应状况相对较差，小层间注采对应情况差别较大，说明目前井网不完善，需要对油水井及时补孔，仍有25口井26个小层具有补孔、完善注采井网的潜力，主要分布在砂体边部（其中有15个小层设计为合采合注），以完善注采井网，增强对小砂体的储量动用程度，提高水驱储量动用程度，提高采油速度，改善水驱效果。 （5）层间吸水不均衡。对埕岛老区吸水剖面资料进行统计分析表明，在多层合注的情况下，由于储层物性、分段合理性、注水工艺等多重因素影响，各层吸水能力表现出明显的差异，小层吸水合格率低，层间吸水不均衡。
3 对策及实施效果
（1）解决井网不完善的问题。随着海上进入高含水开发阶段，控水稳油难度加大，成本也快速上涨，而海上老区现有平台有剩余井槽可供利用，可以在现有平台和管网的基础上，设计井网加密井，较大幅度的降低了单井设计的门槛值，实现效益开发。
针对埕岛老区主体馆上段局部井网稀，井距较大，单井控制储量大、井网控制程度较差的区域部署加密井开发，目前完成三批共计14口井网加密井。加强对储量的控制程度，提高采油速度，改善区块开发效果。
埕岛老区部署新井进行整体加密后，井距减小到270～330米之间，井网密度为7.7口/km2。目前6口井网加密井都已成功完钻，完钻新井均达到或超过设计要求，已投产的两口新井平均日产油105.2吨。
（2）解决单井液量低问题。为解决埕岛老区部分单井液量低的问题，根据相似
油田类比、目前开采工艺状况，按照目前地层压力、采油指数、采液指数，适当放大生产压差进行提液，并对老油井采取换大泵、补孔、解堵等提液措施，在埕北11井区共实施措施提液井10口，调参提液井19口，水井细分13口，水井调配61井次，实施后平均单井日液由99.8 t/d上升为146.3 t/d；平均单井日油由19.1 t/d上升为27.8 t/d；含水由80.9%上升为81.0%，目前累积增油达到6.3×104t，取得了较好提液开发效果。
（3）解决注采对应率低问题。在埕岛老区零散井调整的基础上又进行了15口井26个小层的补孔、卡封措施。方案整体调整后静态注采对应率提高到97.6%，注采不对应降低到2.4%，动态注采对应率提高到96.7%，注采井网进一步得到完善，水驱效果变好。
（4）解决层间矛盾、多层合采合注的问题。应用建模数模技术定量揭示层间平面注采矛盾，按照“小层→注采井组→单井”三个层次，以“控制强势流线、引导弱势流线”为指导，开展以井层为基本单元的精细配注优化。通过“层间、层内、井内”三对比，深入认识层间、平面差异，摸清调整潜力，分别针对小层、井组、区块内存在问题确定调整方向，制定调整方案，方案设计调配水井22口，累增油10785吨，减缓递减0.8%，地层压力保持稳定，累计减少注水量13.8万方。
4 结语
对埕岛老区实施方案调整，进行了整体加密、油井提液、补孔卡封、水井调配等措施，提高了井网密度，减小了井距，降低了单井控制储量，提高了油井单井液量及油藏注采对应率，改善了层间吸水不均衡状况，将埕岛油田老区井网不完善区储量控制程度由70%提高到88%以上，注采井网得到进一步完善。
【参考文献】
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[2] 刘利.埕岛油田馆陶组油藏开发调整技术政策研究[J].油气地质与采收率,2006,13(3):79-81
[3] 姜书荣,徐东萍,任允鹏.埕岛油田馆上段开发经济界限研究[J].油气地质与采收率,2003,10:61-62
[4] 陈元千.油气藏工程计算方法 [M].北京:石油工业出版社,1994
[5] 贾俊山,魏明.孤东油田注水开发基本规律浅析[J].油气地质与采收率,2002,9(6):46-48
埕岛油田老区提高储量控制程度对策研究
