孤島油田渤64提質增效淺析

王一博

【摘 要】孤島油田區域構造位于渤海灣盆地濟陽坳陷沾化凹陷的東部，北為義和莊凸起，南臨陳家莊凸起，西是無棣凸起，東與墾東-青坨子凸起相對，總體看來是一個軸向為北東的北斷南超的箕狀凹陷，面積為2800Km2。渤64單元位于東營市河口區孤島鎮孤島油田南區東北部，孤島潛山披覆背斜構造的頂部，東到南30排、南31排，西到南21排，南以3號斷層為界，北部以2號斷層為界。距離孤島采油廠駐地約2.5km，處于孤島鎮。

【關鍵詞】孤島油田；渤64；提質增效

一、油藏基本概況

（一）構造特征

孤島油田位于濟陽坳陷沾化凹陷的東部，為一個以第三系館陶組疏松砂巖為儲層的大型披覆背斜構造整裝油藏，人為劃分為中一區、中二區、西區、南區、東區和渤21斷塊等6個部分。渤64單元位于南區東北部，孤島披復背斜構造頂部，構造整體趨勢是西高東低，區內構造簡單、平緩，地層傾角0.7-1.2度左右。

（二）儲層研究

1.沉積背景

渤64單元油藏為河流相正韻律粉細砂巖沉積，主要是邊緣亞相和漫灘亞相，滲透率變化范圍333～6208×10-3μm2；縱向上不同層位變化更突出，主力小層一般900-1600×10-3μm2，非主力小層大多低于1000×10-3μm2 。平面上非均質性主要表現為局部存在高滲透區域，另外受斷層影響，斷層及區內小斷層附近的非均質性比遠離斷層的平緩區域強得多。

2、儲層物性

單元以長石砂巖為主，石英含量45-55%，長石和巖屑含量相對較高，長石占35-45%，巖屑占10-20%，長石表面新鮮，解理清晰，反映砂巖成熟度較低。油層以粉細砂巖為主，還有中、細粒砂巖和粉砂巖、泥質粉砂巖。由下而上，由粗變細，粒度中值0.1～0.125mm，分選中等好，磨圓次棱角狀，膠結類型主要為孔隙-接觸式及接觸-孔隙式，較疏松，造成油層見水后易出砂。

3、流體性質及壓力系統

渤64單元原油具有“三高一低”的特征，即高密度、高粘度、高飽和壓力、低凝固點，地面原油密0.965g/cm3，平均粘度為3760mPa·S，地下原油粘度30 mPa·S，凝固點為-5oC。原油組分也具有“三高一低”的特征，即含硫量高、膠質高、瀝青質高、含蠟量低。

儲層為常溫常壓系統下的高飽和油藏。原始地層壓力為12.34MPa，飽和壓力為11.25MPa，地飽壓差為1.09MPa；原始地層溫度為70oC，具有正常的壓力系統和正常的溫度梯度。

（三）開發現狀

截至2018年3月，單元開油井45口，日液水平1607t/d，日油水平106t/d，綜合含水93.4%，動液面704m，累積產油493.3×104t，采出程度37.8%。單元主力層局部及非主力層注采井網不完善，單井控制儲量大（13×104t），采油速度低（0.3%）、平均單井液量低（35.7t/d），具有實施調整挖潛的潛力。

（四）注水工藝現狀

單元目前總注水井22口，開注水井18口，其中光油管單注井2口，光油管多層合注井3口，分注井13口，分注率72.2%，層段合格率42.8%。平均單井配注86m3，實際注水65m3

二、存在問題分析

（一）主力層局部及非主力層注采井網不完善

渤64單元2011年1月轉后續水驅，2012年4月細分注水以來一直未進行大型調整，目前存在主力層局部及非主力層注采井網不完善，失控儲量多（36萬噸）等問題。目前共有總油井54口，其中長停油井9口，占比16.7%，水井總井22口，停注水井4口，占比18.8%，不完善注采井組占比15.3%，儲量失控程度大。

（二）水井分注現狀不能滿足精細開發的需要

1.油井多層合采，開發差異大，生產不均衡

統計單元目前開油井生產情況，合采油井21口，占比46.5%。注聚前，油井主要生產主力層，占比88.4%；目前與注聚前相比，生產非主力層井占比明顯增大，從注聚前的8.8%上升到目前的18.6%。生產主力層平均單井液量高（44.5t/d），含水高（94.1%）；生產非主力層平均單井液量低（19.4t/d），含水低（90.8%），動液面較深，主力層與非主力層的生產差異較大，而目前單元注水井分注級段較少，需要近一步細分注水，滿足開發需要。

2.油水井數比大，水井平均單井注水層多，水井負擔重

對比中一區館3、館4單元，油水井數比大（2.5：1），中一區館3、館4單元為1.4～1.5：1；水井平均單井注水層多（4.6個），中一區館3、館4單元為2.3～2.4個，水井負擔重。

3.主力層與非主力層合注，層間干擾大，注水矛盾突出

目前水井管柱級段三段以上井較少，管柱以一級兩段、二級三段為主（16口），占比94.1%

4.主力層砂體邊部、非主力層水井不吸水，造成動態井網不完善

主力層部分水井位于砂體邊部，儲層發育差、層薄，不吸水；非主力層只采不注，造成動態注采井網不完善。從注采對應情況來看，靜態對應率為85%，而根據實際的對應情況，動態對應率僅為82.2%。

（三）水井注水不清，對應井組注采調配困難較大

1.測調遇阻導致不清層多

測調投撈遇阻情況：渤64單元17口分注井測試，測調遇阻共5口，占29.4%，測調遇阻率高。

2.測調遇阻原因分析：

1）地層出砂、吐聚嚴重。

統計2013-2015年30口水井作業解剖情況，有25口井吐聚與出砂，占比83.3%。其中地層吐聚20口井，占比66.6%，出砂23口井，占比76.7%，二者兼有的12口，占比41%。

2）水質影響。

統計30口水井作業解剖情況（2013-2015年），其中原井油管油泥堵塞10口，占33.3%。

3.測調遇阻原因小結：

1）常規偏心分注管柱無防返吐功能，停井或測調造成井筒壓力波動，油管內壓力降低，當地層壓力高于井口壓力+靜液柱壓力時，導致地層返吐物進入管柱，造成測調遇阻；

2）常規偏心分注管柱封隔器停井時解封，膠筒回縮，當層間差異較大時，易引起層間串流，同時地層壓力高于井口壓力+靜液柱壓力時，地層返吐物從底球、配水器進入油管，導致測調儀器下入困難；

3）水質影響，導致油管內壁結垢，造成測調遇阻或投撈遇卡。

三、油藏方案部署

（一）綜合治理水井、提高三率

1.扶長停水井、轉注、補孔，完善注采井網，提高注采對應率

通過扶長停完善井網，計劃扶長停水井2口，轉注水井2口，補孔2口，完善注采井組6個，恢復水驅儲量24萬噸，配注490m3/d，注采對應率由目前的82.2%提高到90%。

2.攻欠增注，改善縱向吸水剖面，提高注水治理

共計劃實施解聚、防砂、大修等攻欠增注工作量4口，恢復井組注水，改善井組注水質量。

（二）油井工作量

1.扶長停油井、補孔改層，完善注采井網，恢復儲量控制

計劃扶長停油井2口，補孔改層2口，機封改層1口，完善注采井組5個，恢復水驅儲量18萬噸，恢復日液150t，恢復日油10t。

2.防砂提液、重建防砂屏障，強化油層滲流能力

下步防砂油井6口，預計日液60t，增加日油6t。

四、指標預測

渤64單元開油井數45口增加至47口，水井18口增加至22口，日油水平從106t/d升至120t/d，日注水量由1173提高至1900方。儲量控制程度由94.5%增至96%，水驅動用程度93%增至94.5%。含水上升率下降0.1%，自然遞減率由10.4%降至8%。分注率上升至92.8%，注采對應率上升至90%，層段合格率上升至75%。

【參考文獻】

[1]朱敏. 勝利油田孤東集輸系統經濟活動淺析[J]. 山東工業技術， 2016（4）：269-269.