應用RMSIMPLE數模技術開展埕島中區措施方案研究

胡奇　李曉燕 劉超

摘 要：應用RMSIMPLE數值模擬技術對埕島主體中區進行建模，并分析開發中存在的問題。針對目前區塊存在的主要問題提出了下步優化措施方案，并對提出的措施方案進行了效果預測，最終計算得提高采收率2.7%，開發效果明顯變好。

主題詞：埕島油田；館陶組；數值模擬；措施方向；優化注水

一、區塊概況

埕島主體中區館陶組油藏位于埕島油田主體部位，是在前第三系潛山背景上發育起來的大型披覆背斜構造，為河流相沉積的高滲透高飽和疏松砂巖常規稠油油藏。平均孔隙度33.9%，平均空氣滲透率2711×10-3um2；地面原油密度0.9361 g/cm3，地面原油粘度207.6 mPa·s，地下原油密度0.8824g/cm3，地下粘度50.2mPa·s。原始油氣比30.7m3/t；地飽壓差一般在0.5-7.81MPa，平均2.68MPa，油水關系復雜，僅Ng5砂層組以下有較穩定的邊底水，天然能量較弱，采用人工注水補充能量開發。埕島主體館陶組油藏經歷產能建設實施、依靠天然能量開采、產量大幅上升階段；2001年開始注水補充能量開發、產量穩定階段；2008年以來隨著老區井網加密、開發層系細分等調整工作量逐年實施階段，年產油量又進入上升期。到2012年底，埕島主體中區油藏動用含油面積19.82km2，石油地質儲量10466×104t，標定可采儲量2570.9×104t。2012年12月投產油井212口，油井開井194口，單井日產液能力82.0t，單井日油能力23.0t。投注水井107口，開井103口，日注水量12448.6m3，月注采比0.81，累積注采比0.60，綜合含水71.3%，采油速度1.5 %，采出程度15.5%。

二、開發狀況分析及存在問題

1、油藏開發狀況分析

（1）儲量動用狀況分析

①分層動用狀況分析。埕島油田主體中區縱向上分層射孔程度差別大。統計結果顯示，中區平均射孔厚度占總厚度的49%，總射孔層數占總層數的55%；而最低的層厚底百分比僅為17%，層數百分比僅為10%。其中Ng1+2層與Ng5層均為主力層，但兩者之間相差20個百分點左右，各砂層組之間射孔程度差別較大。②水驅動用程度分析。中一區的水驅控制程度在縱向上差異較大。其主力層的水驅控制程度能達到80%以上，水驅動用程度達60%以上；而非主力層水驅控制程度在40-50%之間，水驅動用程度在50%以下。③層間采出狀況分析。從累產油以及采出程度的統計情況也能反映，其射孔程度、水驅動用程度的層間差異與采出量呈正相關，造成儲層縱向上動用程度不均。其中主力水驅控制程度較高，動用情況較高，采出程度高達20%以上，而部分小層油水井射孔較少，控制較差，儲層基本無動用。

（2）油藏能量狀況分析。埕島主體中區原始地層壓力13.5MPa，飽和壓力為10.1MPa。該區自1993年投入開發以來地層壓力下降較大，地層壓力下降2.8MPa左右。后隨著水井陸續轉注，至2008年綜合調整階段初期，地層壓降2.7MPa左右。綜合調整階段以來，地層壓力壓力緩慢回升，目前該區地層壓降2.4MPa左右。

（3）生產狀況分析。油量變化規律：埕島主體中區初期天然能量開發階段日油能力遞減較快，至注水開發初期平均單井日產油能力39.4t/d，后2008年進入油藏綜合調整階段，產量遞減趨勢得到控制。綜合調整階段初期日油能力25.2t/d，經過細分層系、井網加密措施調整后目前單井日油能力23.0t/d。液量變化規律：埕島主體中區初期天然能量開發階段日液能力遞減較快，至注水開發初期平均單井日產液能力49.1t/d。自注水開發以及綜合調整階段以來，區塊單井日液能力55.0t/d，目前單井日液能力82.0t/d。

（4）開發效果評價。埕島主體中區整體來看相同采出程度下，實際存水率低于理論存水率，存水率較低，油田的水驅效果較差。但隨著采出程度增大，實際存水率有所回升，與理論值差距變小，說明水驅效果正在改善。在該區開發過程中，隨著采出程度不斷提高，綜合含水增長幅度變緩，開發效果變好。同時通過對該區不同開發階段的最終采收率進行計算分析，可以看出中區通過不斷的動態調整，可采儲量與采收率不斷提高，開發效果不斷變好。

2、存在主要問題

（1）區塊動態注采對應率、水驅控制程度低。現井網條件下統計館上段主體注采對應率結果表明：全區靜態注采對應率（井層/厚度）為79%/81%，動態注采對應率為63%/64%，動態注采對應率比靜態注采對應率低16%/17%。動態水驅動用程度46.8%，水驅控制程度低。這樣在開發過程中容易造成水線推進不均勻，單向突進過快導致含水上升，致使開發效果變差。

（2）地層能量補充不足，注采比不合理。中區整體地層能量補充不足，其中部分井區欠注問題嚴重。統計中區歷年測壓資料顯示，綜合調整以來雖然油層壓力有所恢復，但恢復速度緩慢，地層能量保持情況較不理想。全區目前月注采比為0.81，累計注采比僅為0.6，計算地層累計虧空量達1300.5m3。在目前注采條件下，液量雖然穩定略有上升，但目前實際日產液量77t/d，僅占同含水階段方案設計水平的55%。該區油量呈遞減趨勢，含水處于上升階段，含水上升趨勢明顯。說明區塊內注采比不合理，地層能量補充不足，影響了開發效果。

三、數值模擬研究

埕島油田主體中區模型對該區319口油水井進行油藏模擬。模型按照實際區塊大小建模。工區平面網格步長50m×50m，縱向網格劃分與實際小層一致，從Ng（1+2）1到Ng61共25個，最終模型總網格數356975。中區整體油藏模擬各項指標誤差均小于2%，擬合情況好，模型可信度高。并應用該模型進行中區生產狀況分析以及進行措施效果預測分析。

四、下步優化措施方案研究

1、提高注水量，補充地層能量。截止到2012年底，埕島主體中區全區累產油1643.3×104t噸，累積注水2106.5×104t噸，累計注采比0.6。依據油藏數值模擬結果計算得累積虧空量為1300.5m3。以合理注采比1：1為標準，按照目前各個井組注采比分別計算，調整注水量，進行增注方案研究。最終方案埕島主體中區現開水井107口，共計日增注水量1161m3，平均單井增注12m3。

2、對部分油水井實施補孔，提高水驅控制程度。通過已經建立的埕島主體中區的數模模型進行注水井補孔方案研究。首先對油水井的物性條件進行篩選：將水淹程度較低（80%以下），有效厚度較厚（2m以上），且滲透率值較大（1000md以上）的井進行補孔。在初步篩選得到的油水井中，進一步綜合考慮油水井注采連通關系，對中區水驅控制程度較不完善，剩余油較多的區域實施油水井補孔，提高層內水驅動用程度。最終方案篩選出油井補孔共35口井，66井次，總射開厚度為368m；注水井篩選出可進行補孔的11口井，24井次，總射開厚度145m。

3、對注水井實施調剖，提高注水效率。分析主體中區的注水參數，優選出注水突進較為嚴重，注水效率較低，周圍受效油井含水較高的水井井層進行調剖，以提高該區域的注水效率。經過篩選，共計4口注水井需進行堵水調剖，均為中一區內注水井。對CB26B-1井進行舉例分析：該井篩選出的調剖層位為Ng（1+2）3小層，其有效厚度為6.6m，吸水厚度3.8m。從吸水剖面上可以看出，該層歷年來均為主吸層，層間干擾導致除Ng（1+2）4小層外的其他射開層均無吸水；該層目前注水強度在18.13m3/d*m，井周圍已嚴重水淹，產油貢獻僅為0.53 m3/ m3，遠遠低于平均水平，屬于無效注水。其他生產層位如Ng55、 Ng561等，井周圍含油飽和度較高，對應采油井均已射開，具有較大挖潛潛力。因此建議對CB26B-1井的Ng（1+2）3小層進行堵水調剖，改善層間非均質性，啟動其他未吸水或弱吸水小層，提高對應油井產能。

五、效果預測

使用油藏數值模擬方法對該區進行措施效果預測，預測措施包括對該區107口水井提出的增注方案、對46口油水井提出的補孔方案以及對四口注水井提出的優化調剖堵水方案。數模預測模型采用油井定產的方式進行預測，來評價最終增油效果。與無措施開發相比，措施后數模計算得中區15年內累計增油75.8×104t；最終累計增油113×104t，日產油增加44t，區塊最終提高采收率2.7%，開發效果明顯變好。

參考文獻

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[3] 袁靜、鹿洪友等.勝利油區新北油田館上段沉積特征及沉積相模式[J].沉積學報 2010.

第一作者簡介：胡奇，男，1981年生，2004年畢業于成都理工大學資源勘查工程專業，工程師，從事海上采油工作。山東省東營市仙河鎮海洋采油廠海一生產管理區，