埕岛油田中区提液技术政策研究
摘要：通过利用油藏工程计算及数值模拟优化，在进行提液可行性分析的基础上，针对埕岛油田中区单井液量低的问题开展了提液技术政策研究，确定了中区合理的提液时机、最大生产压差、合理注采比及地层压力保持水平。通过研究，对埕岛老区整体提液开发具有重要的指导意义。
关键词：埕岛油田；数值模拟；油藏工程
胜利海上埕岛油田地处渤海湾南部极浅海水域，是中国自营开发建设规模最大的浅海油田。埕岛中区位于埕岛油田主体中部，含油面积25.7km2，地质储量8068×104t。
埕岛油田2007年开始老区大调整，中区是老区调整的主要阵地。调整后中区平均单井液量为65m3/d，远低于方案设计及同类型油藏平均单井液量250m3/d。为了提高平台有效使用期采油速度，提高采收率，因此深入开展了中区提液技术政策研究,为埕岛老区整体提液提供技术储备，有效提高整体开发效果和经济效益。
1 提液潜力及可行性
1.1 剩余储量大
埕岛中区累积产油1429×104t，剩余储量6639×104t，为油田提液提供了丰富的物质基础。
1.2 油井液量低
对油田实际资料进行计算回归，制作了中区单井液量随含水率关系图版（图1）。
根据计算图版，在目前含水条件下（目前含水为65%），生产压差3.5MPa时，单井液量可以达到266m3/d，而目前平均单井液量仅为65m3/d，油藏具备较大提液潜力。
1.3 提液试验井效果显著
埕岛油田于2005年开始提液试验，共实施16口井。提液后平均单井液量由原来的62m3/d提高到114m3/d，平均单井油量由原来的13t/d提高到31t/d，提液效果显著。
2 提液技术政策研究
2.1 模型建立
应用Eclipse数值模拟软件，选择埕岛中区为数值模拟研究区，区内共有172口井。平面网格步长为50m×50m，纵向网格划分为42个。
2.2 合理提液时机
根据无因次采液指数、采油指数与含水关系计算了埕岛中区无因次采液采油指数曲线（图2）。
根据此曲线可以看出，含水大于60%后无因次采液指数才有大幅度上升，油井提液才有效果，因此设计了7个方案，分别在含水率达到65%、70%、75%、80%、85%、90%、95%时提液，15末数值模拟预测结果如图3。
从预测结果来看，含水大于80%后提液采出程度大幅下降，因此埕岛中区最佳提液时机为含水率为65%～80%。
2.3 合理注采比及压力保持水平
埕岛中区原始地层压力13.5MPa，饱和压力为10.1MPa，目前地层压力在饱和压力附近，部分井组低于饱和压力。因此需要恢复地层压力来保障提液实施。
设计了12个方案，采用1.1、1.2、1.3注采比分别恢复地层压力11MPa、11.5MPa、12MPa、12.5MPa。预测结果表明（图4），采用1.2注采比恢复地层压力12MPa开发效果最好。
2.4 最大生产压差
考虑目前采油工艺现状及油藏实际情况，设计2.5MPa、3MPa、3.5MPa、4MPa共4套方案进行生产压差优化研究。
数值模拟结果表明（图5），生产压差大于3.5MPa后，由于油井液量、水井注水量过大，含水上升加快，因此最大生产压差为3.5MPa。
3 效果预测
根据上述研究结果，应用数值模拟进行效果预测，油藏提液方案15年末采出程度可以达到31%，比维持现状方案提高了5个百分点，累积增油403×104t，取得了较好的开发效果。
4 结论
a）埕岛中区剩余储量大，油井液量低，具有丰富的提液物质基础和提液潜力。
b）埕岛中区最佳提液时机为含水率为65%～80%。
c）采用1.2注采比恢复地层压力12MPa开发效果最优；最大提液生产压差为3.5MPa。
d）埕岛中区研究成果对埕岛油田馆陶组整体提液开发及后续方案编制具有重要的指导意义。
参考文献：
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