李小龍 陳尚朋 張子文

【摘要】埕島油田已經(jīng)過十幾年開發(fā)，早已進(jìn)入高含水期，本文通過研究確定了埕北246塊Nm、Ng5等小層的開發(fā)方式，井網(wǎng)井距和注采參數(shù)等進(jìn)行了優(yōu)化論證，確定適合埕北246塊的開發(fā)方式，對(duì)油藏的開發(fā)具有指導(dǎo)意義。

【關(guān)鍵詞】埕島油田 開發(fā)方式 注水 井網(wǎng) 開發(fā)效果

1 地質(zhì)特征概況

我國(guó)的鄧宏文在研究總結(jié)了Cross理論之后指出，高分辨率層序地層學(xué)的理論基礎(chǔ)，是層積物的體積分配原理，并把它運(yùn)用到實(shí)踐活動(dòng)中，先后在渤海灣盆地河流相地層、東濮凹陷、遼河外圍湖相地層、鄂爾多斯盆地北部河流一三角洲及淺海地層、渤中凹陷古近系的湖相地層等地，進(jìn)行了多項(xiàng)的實(shí)際研究。埕島油田屬于淺海-極淺海特大油田，位于渤海灣南部的淺海、極淺海域，區(qū)域構(gòu)造位于渤中坳陷與濟(jì)陽坳陷交匯處的埕北低凸起的東南端，西南以埕北大斷層與埕北坳陷相鄰，向北傾伏于渤中坳陷和樁東坳陷。東營(yíng)組為斷層復(fù)雜化的巖性--構(gòu)造油藏，縱向上含油井段長(zhǎng)，含油層段多，油層分布不集中，具多套油水系統(tǒng)油水分布受火山巖分布、不整合面遮擋、斷層、巖性、微構(gòu)造控制，控制因素復(fù)雜油水分布與基準(zhǔn)面旋回變化控制的砂體發(fā)育特征有關(guān)，低可容空間，砂體發(fā)育，疊加連片，油水分布主要受構(gòu)造及與構(gòu)造作用有關(guān)的巖性變化控制；高可容空間，砂體不發(fā)育，砂體孤立，油水分布主要受巖性控制斷層的橫向封堵條件是控制油水分布的重要因素。

2 埕島油田開發(fā)特點(diǎn)

灘海油田的水深較淺，一般小于10m，埕島油田的平均水深為8m。埕島油田的海況雖不如海洋油田那樣惡劣，但遠(yuǎn)比一般陸地油田險(xiǎn)惡，例如埕島油田經(jīng)常遭到10級(jí)以上風(fēng)暴潮的襲擊，原油生產(chǎn)遭受嚴(yán)重?fù)p失，職工生命受到極大威脅。另外，由于埕島油田環(huán)境差，還存在常規(guī)海洋和陸地的勘探、開發(fā)技術(shù)裝備都不適宜的特殊性。

3 開發(fā)方式研究3.1 開發(fā)層系的劃分

油田開發(fā)層系的劃分是否合理，是油田的開發(fā)成敗關(guān)鍵因素之一，油田合采層系中層系過多，層間差異過大，合采時(shí)易造成高壓儲(chǔ)層的油“回灌”低壓儲(chǔ)層，造成地層能量損失，油田產(chǎn)量下降。在油田注水后，層間矛盾依然十分突出，中低滲透層動(dòng)用程度差，油田含水率迅速上升，穩(wěn)產(chǎn)狀況受到嚴(yán)重威脅。油田開發(fā)層系劃分得過細(xì)，需要耗費(fèi)大量人力物力，相應(yīng)地也要增加大量投資，開發(fā)中沒有任何效益，于整個(gè)油田開發(fā)無益。Nm、Ng5原油流度相差太大，合采將產(chǎn)生嚴(yán)重的層間干擾，地飽壓差差異大，明化鎮(zhèn)2.9MPa，館5為7.7MPa；合采時(shí)明化鎮(zhèn)將較早脫氣，Nm和Ng5含油井段太長(zhǎng)（250m左右）不宜合采，因此，246井區(qū)采用二套層系開發(fā)。該層系具備穩(wěn)定隔層，且厚度在5.0米以上，層系內(nèi)具備一定的油層厚度和地質(zhì)儲(chǔ)量，單井油層厚度大于10.0米，地質(zhì)儲(chǔ)量大于100萬噸，層系內(nèi)油層物性、流體性質(zhì)、壓力系統(tǒng)、構(gòu)造形態(tài)基本接近，層系內(nèi)應(yīng)具有一定的生產(chǎn)能力，米采油指數(shù)大于0.5t/dMPa·m。3.2 開發(fā)方式的確定

通過對(duì)246井區(qū)的詳細(xì)研究，Nm在注水與不注水的情況下，累計(jì)采油量相差不是很大（如圖1），由此可以斷定Nm邊水能量充足，可以依靠天然能量開發(fā)，不需要注水，Ng5的情況就完全不同，注水與不注水對(duì)采油量的影響很大（如圖2），因此，可以判斷出Ng5的邊水能量不足，必須依靠注水補(bǔ)充能量開發(fā)。

3.3 合理注采比的確定

油田開發(fā)方式主要取決于油藏可利用的天然能量大小，它與油田的地質(zhì)條件、流體性質(zhì)、水體大小，邊底水活躍程度以及采油速度等有關(guān)，研究工區(qū)油藏未見邊底水，天然能量開發(fā)采收率低，產(chǎn)量遞減快。根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，應(yīng)選擇在飽和壓力附近注水，根據(jù)埕島油田主體區(qū)塊開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，埕北246塊館上段油層選擇在10 MPa左右注水，注采強(qiáng)度比2.2-3.6，平均注采強(qiáng)度比2.8，初期合理注采井?dāng)?shù)比1：2，中高含水期可調(diào)整為1：1.5-1：1，按同步平衡注水，扣除外溢損耗等，合理注采比確定為1：1.2（圖3）。

3.4 開發(fā)井網(wǎng)

合理的注采井網(wǎng)，是關(guān)系到油田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵因素之一，它需要綜合地質(zhì)條件、生產(chǎn)要求和經(jīng)濟(jì)效果等多方面因素進(jìn)行全面考慮，本著少井高產(chǎn)的原則，最大限度地適應(yīng)油層情況和提高原油采收率，在此基礎(chǔ)上力爭(zhēng)較高的采油速度、較長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間和較好的經(jīng)濟(jì)效果。合理的井網(wǎng)能控制較多的地質(zhì)儲(chǔ)量，能使主要油層收到充分的注水效果，既能實(shí)現(xiàn)合理的注采平衡，又能便于以后的開發(fā)調(diào)整。定向井的儲(chǔ)量控制程度高，地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)較小，易形成均勻注采井網(wǎng)，大井斜井儲(chǔ)量控制程度較高，地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)較小，不易形成均勻注采井網(wǎng)，水平井的儲(chǔ)量控制程度較低，地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)較大，初期以定向井為主，提高儲(chǔ)量控制程度，降低地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)，儲(chǔ)集砂體為河流相和扇三角洲水下分流河道沉積，呈條帶狀分布。采用三角形井網(wǎng)對(duì)油層的控制程度高、波及系數(shù)高、采收率高。

圖3 不同含水階段合理油水井?dāng)?shù)比

4 結(jié)束語

埕島油田246塊為普通稠油油藏，但縱向各小層原油粘度變化較大，在開發(fā)過程中應(yīng)采取不同的開發(fā)方式。采用10 MPa左右注水，平均注采強(qiáng)度比2.8，三角形井網(wǎng)對(duì)油層的控制程度高、波及系數(shù)高、采收率高。

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