太平油田沾14東塊開發狀況及挖潛措施

王麗萍 苗海蕓(東勝河口公司 山東 東營)

沾14東塊位于山東省東營市河口區太平鄉境內，構造位置位于渤海灣盆地濟陽坳陷義和莊凸起的東部,南接邵家洼陷,西為義和莊凸起主體部位，北為義北斜坡帶和郭局子洼陷，東鄰四扣洼陷，是一個被生油洼陷所環繞的上第三系潛山披覆構造帶。總體上具寬緩的鼻狀構造特點，區內無明顯斷層。坡度小于2°－3°，埋藏深度在1300米左右，北東低，西南高。目的層段館下4、5砂組，含油面積6.2km2，探明地質儲量398×104t。

一、沾14東區塊概況

1.構造特征

2.油藏基本特征

沾14東為受潛山基巖面控制的油水分異差、具有一定邊底水能量的常規稠油、層狀油藏。該區砂巖埋深淺，膠結疏松，儲層物性好。據巖心常規分析，孔隙度為30%，滲透率為1334*10-3μm2。殘余油飽和度22.9%。

原油密度0.926-1.0187g/cm3，粘度 135-11812mPa·s，凝固點-16℃-28℃之間，屬于高粘、高密、低凝固點油藏。縱向上，自下而上原油變稠，密度增大；平面上，南稀北稠、東稀西稠。

二、開發歷程及現狀

1.開發歷程

沾14東區1985年投產，1994東勝公司年接管，采用350米方形井網一套層系天然能量開采，截止到2013年6月，先后部署投產新井21口，從開發曲線來看研究區經歷了六個階段：

接管至2000年9月為含水快速上升期，2000年10月到2003年12月為含水緩慢上升期，2004年1月到2008年9月為相對穩定期，2008年7月到2010年4月為產量遞減期，2010年5月至2011年新井投產，產量上升，2013年1月至今，含水上升，老井遞減，產量下降。

2.開發現狀分析

該區總井數37口，回灌井4口，油井33口，開井25口，區塊日液水平317.4噸，日油35.5噸，單井平均日液12.7噸，日油1.5噸，累計產油37.5045萬噸，綜合含水88.8%,已進入高含水采油階段。

三、開發效果評價

1.產能變化規律

從產能變化曲線來看，研究區老井年自然遞減和月自然遞減均遵循指數遞減。

年產量變化在LgQ-t坐標中呈現較好的直線關系，說明該區塊年自然遞減符合指數遞減的規律，處于遞減階段的中期，回歸直線方程：

對比指數遞減公式：

年遞減率D0=0.057/0.4343=13.12%。

月產量變化在LgQ-t坐標中呈現較好的直線關系，說明研究區月遞減符合指數遞減的規律，回歸直線方程：

對比指數遞減公式：

2.地層能量評價

該區原始地層壓力13.39MPa，飽和壓力12.27MPa，地飽壓差1.12MPa。2010-2013年測壓資料顯示，地層壓力在12.46-13.07之間，壓降值在0.32-0.93之間，但從動液面變化曲線來看，液面下降明顯，平均月下降速度為3米，為保證單井產量，可以考慮注熱水開發。

3.儲量動用程度評價

截止2013年6月，研究區累計采油37.5045萬噸，采出程度9.4%采油速度0.34%。依據綜合含水，通過甲型水驅曲線計算，研究區可采儲量66.74萬噸，采收率可達到16.77%，剩余可采儲量29.34萬噸。為了進一步了解儲量動用狀況，本次研究對主力層儲量動用狀況進行計算。

(1)45+6小層儲量動用評價

45+6小層，地質儲量110萬噸，截止2013年6月，累油11.3萬噸，綜合含水90.67%，采出程度10.38%。

依據目前生產狀況，根據甲型水驅曲線理論公式，取極限含水率98%，計算45+6小層的水驅可采儲量16.9121萬噸，采收率15.37%，可采儲量采出程度67.56%，剩余可采儲量5.6121萬噸。

(2)51小層儲量動用評價

51小層，地質儲量49萬噸，截止2013年6月，累油7.1337萬噸，綜合含水93.8%，采出程度14.56%。

依據目前生產狀況，根據甲型水驅曲線理論公式，取極限含水率98%，計算45+6小層的水驅可采儲量9.23萬噸，采收率18.84%，可采儲量采出程度77.29%。剩余可采儲量2.0963萬噸。

(3)52小層儲量動用評價

51小層，地質儲量34萬噸，截止2013年6月，累油4.12萬噸，綜合含水92.1%，采出程度12.12%。

依據目前生產狀況，根據甲型水驅曲線理論公式，取極限含水率98%，計算52小層的水驅可采儲量6.199萬噸，采收率18.23%,可采儲量采出程度66.462%，剩余可采儲量2.079萬噸。

從主力小層的儲量動用程度來看，沾14東垂向儲量動用程度差別不大，主力層采出程度均大于10%，52小層相對較高，采出程度14.56%，45+6小層相對較低，采出程度10.4%。

四、下一步挖潛措施

1.調整開發方案，完善注采井網，提高儲量動用程度

從歷年開發曲線看，沾14東產量遞減嚴重，由2013年1月日液能力469噸，降至6月日液能力317噸。從工況分析來看，開井25口，供液不足的井9口，其中包括2010年后投產兩口新井，占總井數的40%，動液面下降明顯，平均月下降速度為3米。從累積地下虧空來看，2010年來沾14東以每月1.16747萬方的速度增加，綜合來看研究區地層能量有所下降。

建議調整開發方案，中部加布注水井，完善注采井網，一方面補充能量，提高儲量動用程度，另一方面，平衡邊水內推。

2.重新認識油水層，優化補孔，尋找接替層

依據電測解釋和目前儲量動用程度，該區塊還有近40%的油層和油水同層未射。但是從近年的措施效果來看，地層實際的油水分布并不能與電測解釋完全相符，出現電測解釋油層但射開后為水層的情況，因此為保證補孔效果，要對研究區油水層重新認識。首先提高本區構造解釋精度，降低微構造影響下油水分布認識的誤差，其次通過相關技術手段(如C/O)來測試目的層段的剩余油飽和度，及時的認識油水界面變化，提高補孔效果；再次加強鄰井對比，通過鄰井產量、含水，確定補孔、避射井段，提高補孔效果。

根據該區塊的測井解釋和目前的射孔層位，結合補孔效果和鄰井含水狀況，研究區具有接替層潛力的油井有23口其中未射油層有效厚度68.5米，占總油層有效厚度的37%，未射油水同層有效厚度49.2米，占總油水同層的40%。

3.加布水平井，提高單井產量

水平井是挖掘高含水期正韻律油藏層內夾層剩余油的重要措施，也是高含水底水油藏提高原油采收率的重要手段。布置水平井區塊選擇的原則是：①油藏埋深在1000-4000米之間；②采出程度相對低的區域③正韻律砂體連片發育④單砂體有一定的規模。

根據該區儲層發育狀況和目前的開采程度，可以選擇主力層進行縱向加密；平面上，該區的西北部井網密度較小，采出程度較低，可以選擇布置水平井，增大油井的泄油面積,提高單井產量以及油藏的采收率。

五、結論與認識

1.沾14東區塊目前已經全面步入高含水采油階段，近40%的生產井日產液量不足10噸，日產油量不足1噸，超過50%的油井已經進入特高含水采油期。

2.沾14東區地層能量下降，注采井網不完善，垂向儲量動用程度變化不大，平面動用不均針對區塊存在的問題，建議調整開發方案，確定注水方式，完善注采井網、優化補孔，提液增油，提高儲量動用程度。

3.依據沾14東目前的儲量動用程度和地層發育特征，可以選擇主力層布置水平井，增大油井的泄油面積,減小滲流阻力,提高單井產量以及油藏的采收率。

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