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摘要：埕岛油田注水开发后层系细分井网加密综合调整已基本调整完成。单井液量低、采油速度低的问题比较突出，严重影响地下资源的有效利用。而海上油田受平台寿命的限制，在尽可能短的时间内多采出油是该油田开发的重要策略。基于这种情况，应用油藏工程和数值模拟方法，对埕岛油田油井电潜泵为主的提液适应性及技术政策进行了分析研究，以找出提高采油速度、改善开发效果的有效途径。
关键词：埕岛油田；注水开发；提液适应性；技术政策；电潜泵优化
针对埕岛油田研究区块油井液量低的问题，应用油藏工程和数值模拟方法，在进行提液适应性分析的基础上开展了提液技术政策研究，结果表明以 1.1～1.5 的差异化注采比将区块地层压力恢复至 12.0 MPa 时实施分步提液，开发效果最优。前期的矿场应用取得了良好的增油效果，研究结果对埕岛油田整体提液开发具有重要的指导意义。实践证明：电潜泵井换大泵提液是油田增产稳产的重要措施。
1 油藏地质特征
埕岛油田研究区块主体馆陶油藏的西南部，构造位置属于埕北大断层的上升盘，整体呈西高东低之势，构造简单，地层平缓，倾角 1°～2°。沉積类型为河流相正韵律沉积，储层较为发育，纵向上平均含油井段长达 200 m 左右；横向上砂体变化大，连通性差。平均孔隙度 31.1 %，平均渗透率 2 599 mD；层间渗透性差异较大，平均渗透率变异系数 0.935，突进系数5.47。地下原油密度 0.882 4 g/cm 3，地下原油黏度 30 mPa·s，地面原油密度 0.933 1 g/cm 3，地面原油黏度 243 mPa·s，油藏类型属于高孔高渗、常规稠油岩性构造层状油藏。
2提液适应性研究
2.1 油井液量低
中一区投产初期平均单井日产液量 75.0 t，在天然能量开发阶段液量逐渐递减，随着注水补充能量后液量有所上升。区块平均单井日产液量 98.8 t，综合含水率 79.6 %。埕岛油田无因次采液指数是随含水率上升而上升的，根据无因次采液指数与含水率关系曲线，含水 80.0 % 时，无因次采液指数为初产的 2.8 倍，平均单井日产液量可达 210.0 t。单井液量低，严重影响了区块采油速度，进而会直接影响到最终采出程度。
2.2注采井网完善
油井提液目的是增油，要使放压提液措施有效必须具备完善的注采井网 [8]。1995 年投产初期采用一套层系、大井距不规则四点法面积井网开采，2008 年层系细分井网加密综合调整后，老井大部分上返上层系，仍采用不规则四点法面积井网；新井主要部署在下层系，井网形式调整为五点法注采井网。目前区块注采对应率（厚度）为 92.8 %，其中两向以上注采对应率为 60.2 %。上层系注采对应率为 94.0 %，两向以上注采对应率为 70.4 %；下层系注采对应率为 92.2 %，两向以上注采对应率为 57.1 %。纵向上，10 个主力层注采对应率为 93.7 %，两向以上注采对应率为 66.0 %，井网完善程度高，能够满足提液提注的需要。
2.3 压力保持水平高
提高油井排液量主要是通过降低油井井底压力，增大生产压差来实现的，这就要求提液油井保持一定的压力水平。目前油层平均静压 11.5 MPa，压降 2.0 MPa。其中上层系平均地层静压 11.3 MPa，压降1.2 MPa；下层系平均地层静压 11.8 MPa，压降 2.3 MPa。区块平均流压 7.6 MPa，其中上层系平均流压 7.8 MPa，下层系平均流压 7.5 MPa。区块平均附件压降 2.0 MPa，有效生产压差仅为 1.9 MPa。整体上地层压力、油井井底流压较高，油井有效生产压差小，具备进一步放压提液的空间。
3 提液技术政策研究
压力恢复水平油井合理压力保持水平既要满足油田采油速度的要求，又要保证较长的稳产期，还要不影响总体开发效果，因此有必要对合理地层压力保持水平进行研究。
3.1 注采比优化
注采比应兼顾恢复地层压力和合理控制含水上升速度两方面要求：高注采比会加强储层的非均质性，导致注入水沿着高渗透层发生水窜，不利于提高注水的扫油效率；注采比过低又不能满足恢复能量的要求。综合考虑区块地层压力保持水平、含水上升情况、地面注水设备最大承载能力等因素，对不同井区实施差异化注采比（基本保持在 1.1～1.5）。具体办法是对地层压降大于3 MPa 井区实施 1.4～1.5 的注采比，对边水能量比较充足的埕北 11N 井区（地层压降<2 MPa）执行 1.1～1.2 的注采比，其余井区基本维持 1.2～1.3 的注采比。
3.2提液方式选择
根据现有的油藏条件，设计了一次提液到 180 m 3 /d左右和 3 年提液到 180 m 3 /d 左右两种提液方案。从不同提液方式含水曲线看，一次性提液至最大液量比分年度逐渐提液初期含水率高 1.0 %左右，但后期随着含水的逐渐上升，二者的含水率基本相当。分析认为一次性将液量放至最大会导致注入水快速突进，油井含水上升较快，分年度逐渐提液可以较好的解决该问题。
3.3电潜泵优化设计
海上油田作业费用高，为保证电泵机组高效合理运行，提高检泵周期，需对电潜泵机组排量进行优化设计，其应遵循的原则如下：（1）合理选择泵型，使泵在最高效率点附近工作，并考虑油井3年内的供液能力的变化。（2）泵的额定排量与油藏配产要求相匹配，额定扬程等于油井的总动压头，并满足计量和外输的需要。（3）电机的输出功率能够满足举升液体需求，并尽可能涵盖较宽的变化范围，具有一定的提频空间。
3.4 电潜泵机组推荐工况区
在选用电潜泵时需要了解电潜泵的特性曲线，以便判断所选用的电潜泵是否在高效区工作。通过电潜泵特性曲线图1可知，在抛物线顶部附近泵效率变化小，抛物线顶点是泵运行的最高效工作点，包含该点的小区域构成泵的推荐工况区。因此应对此区域内部及其边界扬程、排量和轴功率进行综合分析与验算。
4 应用效果
针对油井液量低、开发效果差的实际情况，优选地层压力保持较高且供液能力较充足的油井开展了提液措施。实践证明，提高产液量是油藏提高产量、改善开发效果的有效措施。得出结论：（1）埕岛油田研究区块剩余可采地质储量大、油井产液量低，注采井网完善、压力保持水平高、水井具有提注潜力，整体具有良好的提液物质基础和潜力。（2）根据数值模拟结果，采用 1.1～1.5 的差异化注采比将区块地层压力恢复至 12.0 MPa 时提液，开发效果最优；一次提液与分年度提液效果基本相当，推荐应用分年度提液方式。（3）近年来埕岛油田优选单井提液实践表明，实施油井提液可大幅度提高单井产能，对老区稳产起到重要作用。
参考文献
[1]唐晓红. 埕岛油田馆陶组油藏开发调整技术政策评价[J].海洋石油，2016，32（1）：70-73.
[2]李阳，等.埕岛油田馆上段油藏高产开发技术[J].油气采收率技术，1998，5（2）：36-40.
（作者单位：胜利油田海洋采油厂采油工艺监督中心）
关键词：埕岛油田；注水开发；提液适应性；技术政策；电潜泵优化
针对埕岛油田研究区块油井液量低的问题，应用油藏工程和数值模拟方法，在进行提液适应性分析的基础上开展了提液技术政策研究，结果表明以 1.1～1.5 的差异化注采比将区块地层压力恢复至 12.0 MPa 时实施分步提液，开发效果最优。前期的矿场应用取得了良好的增油效果，研究结果对埕岛油田整体提液开发具有重要的指导意义。实践证明：电潜泵井换大泵提液是油田增产稳产的重要措施。
1 油藏地质特征
埕岛油田研究区块主体馆陶油藏的西南部，构造位置属于埕北大断层的上升盘，整体呈西高东低之势，构造简单，地层平缓，倾角 1°～2°。沉積类型为河流相正韵律沉积，储层较为发育，纵向上平均含油井段长达 200 m 左右；横向上砂体变化大，连通性差。平均孔隙度 31.1 %，平均渗透率 2 599 mD；层间渗透性差异较大，平均渗透率变异系数 0.935，突进系数5.47。地下原油密度 0.882 4 g/cm 3，地下原油黏度 30 mPa·s，地面原油密度 0.933 1 g/cm 3，地面原油黏度 243 mPa·s，油藏类型属于高孔高渗、常规稠油岩性构造层状油藏。
2提液适应性研究
2.1 油井液量低
中一区投产初期平均单井日产液量 75.0 t，在天然能量开发阶段液量逐渐递减，随着注水补充能量后液量有所上升。区块平均单井日产液量 98.8 t，综合含水率 79.6 %。埕岛油田无因次采液指数是随含水率上升而上升的，根据无因次采液指数与含水率关系曲线，含水 80.0 % 时，无因次采液指数为初产的 2.8 倍，平均单井日产液量可达 210.0 t。单井液量低，严重影响了区块采油速度，进而会直接影响到最终采出程度。
2.2注采井网完善
油井提液目的是增油，要使放压提液措施有效必须具备完善的注采井网 [8]。1995 年投产初期采用一套层系、大井距不规则四点法面积井网开采，2008 年层系细分井网加密综合调整后，老井大部分上返上层系，仍采用不规则四点法面积井网；新井主要部署在下层系，井网形式调整为五点法注采井网。目前区块注采对应率（厚度）为 92.8 %，其中两向以上注采对应率为 60.2 %。上层系注采对应率为 94.0 %，两向以上注采对应率为 70.4 %；下层系注采对应率为 92.2 %，两向以上注采对应率为 57.1 %。纵向上，10 个主力层注采对应率为 93.7 %，两向以上注采对应率为 66.0 %，井网完善程度高，能够满足提液提注的需要。
2.3 压力保持水平高
提高油井排液量主要是通过降低油井井底压力，增大生产压差来实现的，这就要求提液油井保持一定的压力水平。目前油层平均静压 11.5 MPa，压降 2.0 MPa。其中上层系平均地层静压 11.3 MPa，压降1.2 MPa；下层系平均地层静压 11.8 MPa，压降 2.3 MPa。区块平均流压 7.6 MPa，其中上层系平均流压 7.8 MPa，下层系平均流压 7.5 MPa。区块平均附件压降 2.0 MPa，有效生产压差仅为 1.9 MPa。整体上地层压力、油井井底流压较高，油井有效生产压差小，具备进一步放压提液的空间。
3 提液技术政策研究
压力恢复水平油井合理压力保持水平既要满足油田采油速度的要求，又要保证较长的稳产期，还要不影响总体开发效果，因此有必要对合理地层压力保持水平进行研究。
3.1 注采比优化
注采比应兼顾恢复地层压力和合理控制含水上升速度两方面要求：高注采比会加强储层的非均质性，导致注入水沿着高渗透层发生水窜，不利于提高注水的扫油效率；注采比过低又不能满足恢复能量的要求。综合考虑区块地层压力保持水平、含水上升情况、地面注水设备最大承载能力等因素，对不同井区实施差异化注采比（基本保持在 1.1～1.5）。具体办法是对地层压降大于3 MPa 井区实施 1.4～1.5 的注采比，对边水能量比较充足的埕北 11N 井区（地层压降<2 MPa）执行 1.1～1.2 的注采比，其余井区基本维持 1.2～1.3 的注采比。
3.2提液方式选择
根据现有的油藏条件，设计了一次提液到 180 m 3 /d左右和 3 年提液到 180 m 3 /d 左右两种提液方案。从不同提液方式含水曲线看，一次性提液至最大液量比分年度逐渐提液初期含水率高 1.0 %左右，但后期随着含水的逐渐上升，二者的含水率基本相当。分析认为一次性将液量放至最大会导致注入水快速突进，油井含水上升较快，分年度逐渐提液可以较好的解决该问题。
3.3电潜泵优化设计
海上油田作业费用高，为保证电泵机组高效合理运行，提高检泵周期，需对电潜泵机组排量进行优化设计，其应遵循的原则如下：（1）合理选择泵型，使泵在最高效率点附近工作，并考虑油井3年内的供液能力的变化。（2）泵的额定排量与油藏配产要求相匹配，额定扬程等于油井的总动压头，并满足计量和外输的需要。（3）电机的输出功率能够满足举升液体需求，并尽可能涵盖较宽的变化范围，具有一定的提频空间。
3.4 电潜泵机组推荐工况区
在选用电潜泵时需要了解电潜泵的特性曲线，以便判断所选用的电潜泵是否在高效区工作。通过电潜泵特性曲线图1可知，在抛物线顶部附近泵效率变化小，抛物线顶点是泵运行的最高效工作点，包含该点的小区域构成泵的推荐工况区。因此应对此区域内部及其边界扬程、排量和轴功率进行综合分析与验算。
4 应用效果
针对油井液量低、开发效果差的实际情况，优选地层压力保持较高且供液能力较充足的油井开展了提液措施。实践证明，提高产液量是油藏提高产量、改善开发效果的有效措施。得出结论：（1）埕岛油田研究区块剩余可采地质储量大、油井产液量低，注采井网完善、压力保持水平高、水井具有提注潜力，整体具有良好的提液物质基础和潜力。（2）根据数值模拟结果，采用 1.1～1.5 的差异化注采比将区块地层压力恢复至 12.0 MPa 时提液，开发效果最优；一次提液与分年度提液效果基本相当，推荐应用分年度提液方式。（3）近年来埕岛油田优选单井提液实践表明，实施油井提液可大幅度提高单井产能，对老区稳产起到重要作用。
参考文献
[1]唐晓红. 埕岛油田馆陶组油藏开发调整技术政策评价[J].海洋石油，2016，32（1）：70-73.
[2]李阳，等.埕岛油田馆上段油藏高产开发技术[J].油气采收率技术，1998，5（2）：36-40.
（作者单位：胜利油田海洋采油厂采油工艺监督中心）