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技术创新 l37 埕岛油田馆陶组油藏开发调整配套技术 ◇中石化胜利油田分公司海洋采油厂 丁保来 刘文芳 李晓燕 埕岛油田馆陶组 自1994年开发建设，初期采用一套井网、大井距、四点法井网开发 ，到中高含水期 已不 能满足海上高速高效开发的要求。针对埕岛油田馆陶组油藏采油速度低、压力水-?-i~、动用程度低和层I；7干 扰严重等问题，在储层预测技术及三维地质建模基础上，应用油藏工程、数值模拟和经济分析等方法，形成 了馆陶组油藏开发调整技术政策，并在钻井和作业过程中不断优化配套技术，提高了油层保护质量。 埕岛油田位于渤海湾南部浅海海域，是中国自营开发建设 量动用程度低，且差异大。 规模最大的浅海油田。该油田特殊的地理环境和海况条件，决 据统计 ，Ng ～Ng砂层组 中，动态注采对应率在22．6％～ 定了其开发的高投入 、高风险、高技术的特点，开发初期通过 64．6％之间，注采对应率以一向连通、两向连通为主，三向注采 开展油藏地质 、油藏工程 、采油工艺、海工及地面工程建设等 对应较少。 方面的攻关，确定了一系列技术政策 “：采用一套层系优化井段 动态水驱控制程度在17．5％一53．5％之间，其中Ng。、Ng、 接替开采与大井距 、四点法井网、定向斜井及滚动开发的方 Ng砂层组动态水驱控制程度较高且相差不大，分别为48．7％、 式，使边际油田得以成功开发。随着油田开发的不断进行 ，油 53．5％和52．2％，Ng 、Ng渺层组动态水驱控制程度最低，分别 藏已进入高含水阶段，初期开发技术政策已不能满足当前高速 为24．5％和17．5％。 高效开发的需要。 1．4油井合采 ，水井合注，层间干扰严重 1开发中存在 的主要问题 对811油井进行分层产液测试，合采产液量为580t，分层产 1．1单井控制储量高，采油速度低 液合计1256t，合采产量仅 占分层产量的46．2％，油藏层间干扰 埕岛油田馆陶组平均单井控制剩余储量62．8×10t，采油速 严重，严重影响油藏的开发效果。 度0．8％，按 目前生产趋势预测，平台安全使用期末 (15a)采出 通过对5011水井氧活化注入削面测试资料分析，合格层段 程度仅为14．9％，约有30％的可采储量无法采出，资源得不到充 仅 占21．2％，不吸水的层段 占31．4％。 分利用 。 纵向层问矛盾比较突出，在同一口井内，由于层间非均质 1．2注采比低 、平面及纵向地层压 降大，地层压力水平偏低 性的差异，造成好油层吸水多。出油多，水线推进快 ，而差油 馆陶组油藏设计注采井数比1：2．2，实际注采井数比1：2．5， 层吸水少，出油少，水线推进慢，所以在采油井和注水井 内表 注采比0．9，但是累积注采比较低，只有0．49，平面上注采比差 现 出明显的层间干扰 ，在油层间出现了水沿高渗透层突进现 异较大，累积注采比在0．45—0．61之间，月注采比在0．8—1．4之 象。 间。 2开发调整配套技术 由于注采比一直较低 ，且平面差异大 ，造成馆陶组压降 2．1储层预测技术 大，地层压力水平偏低 ，且平面压力不均衡 。压力资料分析表 针对埕岛油田馆陶组馆上段的地质特点，在边部和少井区 明，馆陶组压降在3．0MPa左右，而设计2．0MPa，低于设计地层 应用窄时窗反演技术 ，精细描述储集层空间展布，用于指导开 压力水平，达到方案设计的井次仅 占25％。 发井的井位设计，取得了显著效果。该技术在原有测井约束地 纵向上，各砂层组压力资料表明，平均压降在3MPa左右， 震反演储