关于埕东油田西区底水油藏水平井挖潜的建议

摘要:埕东油田西区为边底水油藏，开发到目前已经有30多年的历史，该块馆上段初期因油稠出砂的原因，只有油性较好的零星井点生产，80年以后才陆续打井，由于构造缓，破坏性开采等原因，该块含水上升快，稳产难度大，本文以埕东油田西区为例对此类地质条件复杂，含水高的构造边底水油藏的地质、构造、储层特征等多方面进行分析，并探讨了利用水平井完善井网，提高油藏储量动用状况的开发思路，根提出实施方案，取得较好的效果。

关键词:埕东油田；馆上段；边底水油藏；老区；采出程度

一、概况

埕东油田位于沾化凹陷北部埕子口凸起上，它是古生代前震旦系基岩隆起上发育的一个新生代的披覆背斜构造。南以埕南大断裂为界与沾化凹陷毗邻，北邻埕北凹陷。整体构造形态东高西低，继承了不整和面的特征。埕东油田西区于70年钻探埕1井发现，74年5月埕15井投入试采，76年6月全面投入开发，77年6月采用反九点面积注水。至今已开发31年，大致经历了如下四个开发阶段：

1． 第一阶段（1976年-1978年）为投产、完善、产量上升阶段。

2．第二阶段（1979-1990）加密调整，强注强采阶段。

3.第三阶段（1991-1995）为堵水调剖，局部调整阶段。

4.第四阶段（1996-目前）为特高含水期层系调整、高产稳产阶段。

二、存在的问题

埕东油田西区油藏具有东高西低的构造特点，含油层系多夹层分布不均且油水关系复杂，全区除Ng33层无边底水外，其余层均为边底水油藏，非均质严重，胶结疏松，油稠，生产过程中极易出砂。由于是边底水油藏，生产过程中油井含水上升快，稳产难度大等问题。

三、油藏地质特征

1、构造特征

埕东油田由埕21断层把埕东油田分成东西两区，西区内部的构造格局相对简单，内部无断层发育，油藏构造具有东高西低的构造格局, 构造幅度很小，地层倾角不到1°。

2、储层特征

埕东油田属于河流相沉积，油藏埋藏浅，为1402～1412m，胶结疏松，油比较稠，生产过程中易出砂。空气渗透率为1860×10-3μm2，孔隙度为32%，属高孔高渗储层。

四、开采特征

1、初期采用反九点面积井网投入注水开发，产量逐渐上升。

2、进入79年后含水上升速度加快，产量有所下降，含水上升率高达20.54%，油田总递减12.04%。85年进行了二次加密调整和老井引进大泵提液措施。

3、油田进入特高含水开发后，层间层内矛盾进一步突出，特别是Ng33层内部矛盾突出，注入水沿底部大孔道推进，含水上升速度加快，产量递减快。

4、93年后，调剖效果逐渐消失，93年上半年实施油水井堵水调剖24井次，基本没有见到效果，导致油田开发形势急剧恶化，Ng33层日产油由406t/d降至221t/d，含水由82.1升至95.3%。

5、由于馆下段边底水活跃，难以抑制含水的上升，产量下降幅度较大（95年降至3.7×104t），导致全区年产油降至95年13.6×104t。该阶段累积产油72.17×104t，平均年产油14.4×104t。

五、建议

针对这些问题，研究人员重新落实了构造、油层内夹层、油水关系、储量，在井网不完善、夹层发育、构造高部位等寻找剩余油富集区，提出了较合理的建议，实施后取得了非常好的开发效果。提出主要建议有：

1. 通过微构造和剩余油的精细研究，建议在断层夹角处部署了一口水平井，投产后单井产能17.2t/d，是同期老井的5.2倍，含水2.8%，与综合含水93.3%形成了鲜明的对比，为底水油藏的挖潜垫定了方向。

2. 在利用油藏工程方法对剩余油进行了定量描述，根据优选油层厚、夹层发育、储量大的原则，建议部署7口水平井，预测设计新井单井初期产能10-15t/d。

六、效果

7口水平井实施后，平均单井产能12.7t/d，产能预测精度较高（下表）。目前累积采油1.4×104t，已实现总产值2520万元，该建议的实施，可提高采收率2.5％，增加可采储量50×104t吨，其社会、经济效益显著。

埕东油田水平井的成功实施，解决了该油田多年来底水油藏开发老区中存在的含水上升快的矛盾和问题，达到了增产、降水的目的，是开发后期高含水底水油藏挖潜的一成功典范，为同类油藏的开发提供了宝贵经验，受到局开发管理部、采油厂的多次好评。

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