南堡3-2区差异化开发技术政策研究

周庆琳 ,耿瑞杰

摘要：南堡3-2区属于天然能量的高孔中高渗边底水构造油藏，具有含油面积小、边底水活跃、水体锥进快等特点，由于边底水突进逐层上返暴露出开发层系、井网不合理，含水上升快，纵向上各小层动用不均衡等复杂问题，造成剩余油分布复杂，采出程度高，综合含水高，产量递减加大、稳产后劲不足，挖潜剩余油难度大等结果。为实现精准挖潜、高效稳产开发，研究差异化开发技术政策，实现天然水驱油藏提高储量动用程度10个百分点、控水稳油提高采收率10个百分点以上。

关键词：渤海湾、复杂断块、多层砂岩、边底水油藏、控水稳油、提高采收率

1．前言

南堡3-2区属于天然能量的高孔中高渗边底水构造油藏，具有含油面积小、幅度低、含油小层多、边底水活跃、水体锥进快等特点，由于边底水突进逐层上返暴露出开发层系、井网不合理，含水上升快，纵向上各小层动用不均衡等一系列复杂问题，造成剩余油分布复杂，采出程度高、综合含水高，产量递减加大、稳产后劲不足，挖潜剩余油难度大，为满足精准挖潜、高效稳产开发的需要， 采用采油、采液指数法、数值模拟法、矿场统计法相结合，论证不同开发阶段开发技术政策，包括采液速度、采油速度、提液时机等，然后各开发层系根据各自所处的开发阶段，执行对应的开发技术政策，实现最优开发。研究成果不仅对南堡油田浅层天然水驱高含水油层控水稳油具有指导意义，同时对渤海湾同类油藏储量动用程度、控水稳油提高采收率具有重要的指导和借鉴意义。

2．研究差异化开发技术政策

2.1合理技术政策研究

特高含水期剩余油分布零散，开采难度大，开发技术政策研究至关重要。采用采油、采液指数法、数值模拟法、矿场统计法相结合，论证不同开发阶段开发技术政策，包括采液速度、采油速度、提液时机等，然后各开发层系根据各自所处的开发阶段，执行对应的开发技术政策，实现最优开发。

2.1.1采油、采液指数法

采油速度：

                （1）

采液速度：

                （2）

通过公式计算得到不同渗透率下采油速度和采液速度，当综合含水小于20%时，合理生产压差1.5-2.5MPa，合理的采液速度为2.5-3.5%，采油速度2.5-3.0%；当综合含水在20%到60%之间时，合理生产压差3.0-4.0MPa，合理的采液速度为7.0-8.0%，采油速度1.5-2.5%；当综合含水在60%到90%之间时，合理生产压差5-7MPa，合理的采液速度为10.0-20.0%，采油速度1.0-1.5%；当综合含水大于90%，合理生产压差8-12MPa，合理的采液速度为30-50%，采油速度0.5-1.0%，。

2.1.2数值模拟法

（1）模拟不同采油采液速度下综合含水与采出程度关系

方案设计采油速度在2%-7%，采液速度在12%-16%情况下，模拟综合含水与采出程度关系。得到采油速度超过5%，采出程度增幅减小；且随采油速度的增加，期末含水增加。采液速度超过14%，采出程度降低。综合确定特高含水期合理采油速度不超过2%，采液速度不超过14%，对应最佳采液强度5.5-6.0m3/（d.m）。

（2）模拟不同构造位置、不同平面位置合理采液强度与产量

针对南堡3-2区整装油藏，进行方案设计，模拟定单层采油速度5%，设置高部位单井产量与低部位单井产量比例1:1、2:1、3:1的三个方案，数值模拟结果表明，高部位单井产量是低部位2倍，可改善小层开发效果，高部位15-20吨/天，低部位8-10吨/天。

针对南堡3-2区边水油藏，进行方案设计，模拟距离边水距离100米、150米、200米、250米和300米5个方案，相同油水边界下，设定不同单井产能下优选同一油水界面距离下合理单井产能，数值模拟得到距离油水界面不同距离最优单井日产及采油速度，结果表明，单井距离油水界面越远，可适当放大单井产能（采油速度），开发效果越好。

表1 距离油水界面不同距离最优单井日产及采油速度结果表

距油水边界距离（m）	推荐单井产能（t）	采油速度（%）
100	6	1.76
150	8	1.83
200	10	1.98
250	12	2.14
300	14	2.24

2.1.3矿场统计法

通过南堡3-2区在各开发阶段的生产数据进行数理统计：

（1）无水采油期，月含水上升速度与采液强度呈指数上升关系，随着采液强度的增加而增加；阶段累产油量与采液强度呈线性递减关系，随着采液强度的增加而减少，采液强度应不超过5方/米/天。

（2）低含水阶段，月含水上升速度与采液强度呈指数上升关系，随着采液强度的增加月含水上升速度上升越快；递减率与采液强度呈指数上升关系，当采液强度大于8方/米/天时，递减率呈现快速上升。

（3）高含水阶段，月含水上升速度与采液强度呈线性下降关系，随着采液强度的增加而下降；阶段累产油量与采液强度呈指数上升关系，随着采液强度的增加而增加，当采液强度增加到10方/米/天以上，累产油量增加较快。表明油藏高含水后提液能有效扩大波及体积，提高采收率。

3．结论

（1）通过开展该研究，明确了高含水期边底水油藏差异化开发技术政策，利用数值模拟技术优化边底水油藏部署井距、井网及单井产能，数值模拟结果表明，综合含水高于90%条件下，合理采液/采油速度分别为13-14/1.5-2% ，对应最佳采液强度5.5-6.0m3/（d.m），距边水油水边界平面距离160m以上，高部位单井产量是低部位2倍，可改善小层开发效果，高部位8-10t/d，低部位4-5t/d。通过矿场统计法确定高含水阶段，当采液强度增加到10方/米/天以上，累产油量增加较快，表明油藏高含水后提液能有效扩大波及体积，提高采收率。

（2）研究差异化开发技术政策，实现天然水驱油藏提高储量动用程度10个百分点、控水稳油提高采收率10个百分点以上。研究成果不仅对南堡油田浅层天然水驱高含水油层控水稳油具有指导意义，同时对渤海湾同类油藏储量动用程度、控水稳油提高采收率具有重要的指导和借鉴意义。

参考文献

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