埕岛油田开发方案优化技术探究

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1、坦岛油田开发方案优化技术探究【摘要】埠岛油田已经过十几年开发，早已进入高含水期，本文通过研究确定了埠北246块Nm、Ng5等小层的开发方式，井网井距和注采参数等进行了优化论证，确定适合埠北246块的开发方式，对油藏的开发具有指导意义。【关键词】埠岛油田开发方式注水井网开发效果1地质特征概况我国的邓宏文在研究总结了Cross理论之后指出，高分辨率层序地层学的理论基础，是层积物的体积分配原理，并把它运用到实践活动中，先后在渤海湾盆地河流相地层、东濮凹陷、辽河外围湖相地层、鄂尔多斯盆地北部河流一三角洲及浅海地层、渤中凹陷古近系的湖相地层等地，进行了多项的实际研究。埠岛油田属于浅海-

2、极浅海特大油田，位于渤海湾南部的浅海、极浅海域，区域构造位于渤中坳陷与济阳坳陷交汇处的土呈北低凸起的东南端，西南以埋北大断层与埠北坳陷相邻，向北倾伏于渤中坳陷和桩东坳陷。东营组为断层复杂化的岩性一构造油藏，纵向上含油井段长，含油层段多，油层分布不集中，具多套油水系统油水分布受火山岩分布、不整合面遮挡、断层、岩性、微构造控制，控制因素复杂油水分布与基准面旋回变化控制的砂体发育特征有关，低可容空间，砂体发育，叠加连片，油水分布主要受构造及与构造作用有关的岩性变化控制；高可容空间，砂体不发育,砂体孤立，油水分布主要受岩性控制断层的横向封堵条件是控制油水分布的重要因素。2埋岛油田开发

3、特点滩海油田的水深较浅，一般小于10m,埠岛油田的平均水深为8m。埠岛油田的海况虽不如海洋油田那样恶劣，但远比■■■一般陆地油田险恶，例如埠岛油田经常遭到10级以上风暴潮的袭击，原油生产遭受严重损失，职工生命受到极大威胁。另外，由于埠岛油田环境差，还存在常规海洋和陆地的勘探、开发技术装备都不适宜的特殊性。3开发方式研究3.1开发层系的划分油田开发层系的划分是否合理，是油田的开发成败关键因素之一，油田合采层系中层系过多，层间差异过大，合采时易造成高压储层的油“回灌”低压储层，造成地层能量损失，油田产量下降。在油田注水后，层间矛盾依然十分突出，中低渗透层动用程度差，油田含水率迅速

4、上升，稳产状况受到严重威胁。油田开发层系划分得过细，需要耗费大量人力物力，相应地也要增加大量投资，开发中没有任何效益，于整个油田开发无益。Nm、Ng5原油流度相差太大，合采将产生严重的层间干扰，地饱压差差异大，明化镇2.9MPa,馆5为7.7MPa；合采时明化镇将较早脱气，Nm和Ng5含油井段太长（250m左右）不宜合采，因此，246井区采用二套层系开发。该层系具备稳定隔层，且厚度在5.0米以上，层系内具备一定的油层厚度和地质储量，单井油层厚度大于10.0米，地质储量大于100万吨，层系内油层物性、流体性质、压力系统、构造形态基本接近，层系内应具有一定的生产能力，米采油指数大

5、于0.5t/dMPa•H1。3.2开发方式的确定通过对246井区的详细研究，Nm在注水与不注水的情况下，累计采油量相差不是很大（如图1）,由此可以断定Nm边水能量充足，可以依靠天然能量开发，不需要注水，Ng5的情况就完全不同，注水与不注水对采油量的影响很大（如图2）,因此，可以判断出Ng5的边水能量不足，必须依靠注水补充能量开发。3.3合理注采比的确定油田开发方式主要取决于油藏可利用的天然能量大小，它与油田的地质条件、流体性质、水体大小，边底水活跃程度以及采油速度等有关，研究工区油藏未见边底水，天然能量开发采收率低，产量递减快。根据经验，应选择在饱和压力附近注水，根据埠岛油田

6、主体区块开发经验，埠北246块馆上段油层选择在10MPa左右注水，注采强度比2.2-3.6,平均注采强度比2.8,初期合理注采井数比1：2,中高含水期可调整为1：1.5-1：1,按同步平衡注水，扣除外溢损耗等，合理注采比确定为1：1.2（图3）。3.4开发井网合理的注采井网，是关系到油田高产稳产的关键因素之一，它需要综合地质条件、生产要求和经济效果等多方面因素进行全面考虑，本着少井高产的原则，最大限度地适应油层情况和提高原油釆收率，在此基础上力争较高的采油速度、较长的稳产时间和较好的经济效果。合理的井网能控制较多的地质储量，能使主要油层收到充分的注水效果，既能实现合理的注采平

7、衡，又能便于以后的开发调整。定向井的储量控制程度高，地质风险较小，易形成均匀注采井网，大井斜井储量控制程度较高，地质风险较小，不易形成均匀注采井网，水平井的储量控制程度较低，地质风险较大，初期以定向井为主，提高储量控制程度，降低地质风险，储集砂体为河流相和扇三角洲水下分流河道沉积，呈条带状分布。采用三角形井网对油层的控制程度高、波及系数高、采收率高。图3不同含水阶段合理油水井数比4结束语埠岛油田246块为普通稠油油藏，但纵向各小层原油粘度变化较大，在开发过程中应采取不同的开发方式。采用10MPa左右注水