太平油田沾14东块开发状况及挖潜措施

王丽萍 苗海芸(东胜河口公司 山东 东营)

沾14东块位于山东省东营市河口区太平乡境内，构造位置位于渤海湾盆地济阳坳陷义和庄凸起的东部,南接邵家洼陷,西为义和庄凸起主体部位，北为义北斜坡带和郭局子洼陷，东邻四扣洼陷，是一个被生油洼陷所环绕的上第三系潜山披覆构造带。总体上具宽缓的鼻状构造特点，区内无明显断层。坡度小于2°－3°，埋藏深度在1300米左右，北东低，西南高。目的层段馆下4、5砂组，含油面积6.2km2，探明地质储量398×104t。

一、沾14东区块概况

1.构造特征

2.油藏基本特征

沾14东为受潜山基岩面控制的油水分异差、具有一定边底水能量的常规稠油、层状油藏。该区砂岩埋深浅，胶结疏松，储层物性好。据岩心常规分析，孔隙度为30%，渗透率为1334*10-3μm2。残余油饱和度22.9%。

原油密度0.926-1.0187g/cm3，粘度 135-11812mPa·s，凝固点-16℃-28℃之间，属于高粘、高密、低凝固点油藏。纵向上，自下而上原油变稠，密度增大；平面上，南稀北稠、东稀西稠。

二、开发历程及现状

1.开发历程

沾14东区1985年投产，1994东胜公司年接管，采用350米方形井网一套层系天然能量开采，截止到2013年6月，先后部署投产新井21口，从开发曲线来看研究区经历了六个阶段：

接管至2000年9月为含水快速上升期，2000年10月到2003年12月为含水缓慢上升期，2004年1月到2008年9月为相对稳定期，2008年7月到2010年4月为产量递减期，2010年5月至2011年新井投产，产量上升，2013年1月至今，含水上升，老井递减，产量下降。

2.开发现状分析

该区总井数37口，回灌井4口，油井33口，开井25口，区块日液水平317.4吨，日油35.5吨，单井平均日液12.7吨，日油1.5吨，累计产油37.5045万吨，综合含水88.8%,已进入高含水采油阶段。

三、开发效果评价

1.产能变化规律

从产能变化曲线来看，研究区老井年自然递减和月自然递减均遵循指数递减。

年产量变化在LgQ-t坐标中呈现较好的直线关系，说明该区块年自然递减符合指数递减的规律，处于递减阶段的中期，回归直线方程：

对比指数递减公式：

年递减率D0=0.057/0.4343=13.12%。

月产量变化在LgQ-t坐标中呈现较好的直线关系，说明研究区月递减符合指数递减的规律，回归直线方程：

对比指数递减公式：

2.地层能量评价

该区原始地层压力13.39MPa，饱和压力12.27MPa，地饱压差1.12MPa。2010-2013年测压资料显示，地层压力在12.46-13.07之间，压降值在0.32-0.93之间，但从动液面变化曲线来看，液面下降明显，平均月下降速度为3米，为保证单井产量，可以考虑注热水开发。

3.储量动用程度评价

截止2013年6月，研究区累计采油37.5045万吨，采出程度9.4%采油速度0.34%。依据综合含水，通过甲型水驱曲线计算，研究区可采储量66.74万吨，采收率可达到16.77%，剩余可采储量29.34万吨。为了进一步了解储量动用状况，本次研究对主力层储量动用状况进行计算。

(1)45+6小层储量动用评价

45+6小层，地质储量110万吨，截止2013年6月，累油11.3万吨，综合含水90.67%，采出程度10.38%。

依据目前生产状况，根据甲型水驱曲线理论公式，取极限含水率98%，计算45+6小层的水驱可采储量16.9121万吨，采收率15.37%，可采储量采出程度67.56%，剩余可采储量5.6121万吨。

(2)51小层储量动用评价

51小层，地质储量49万吨，截止2013年6月，累油7.1337万吨，综合含水93.8%，采出程度14.56%。

依据目前生产状况，根据甲型水驱曲线理论公式，取极限含水率98%，计算45+6小层的水驱可采储量9.23万吨，采收率18.84%，可采储量采出程度77.29%。剩余可采储量2.0963万吨。

(3)52小层储量动用评价

51小层，地质储量34万吨，截止2013年6月，累油4.12万吨，综合含水92.1%，采出程度12.12%。

依据目前生产状况，根据甲型水驱曲线理论公式，取极限含水率98%，计算52小层的水驱可采储量6.199万吨，采收率18.23%,可采储量采出程度66.462%，剩余可采储量2.079万吨。

从主力小层的储量动用程度来看，沾14东垂向储量动用程度差别不大，主力层采出程度均大于10%，52小层相对较高，采出程度14.56%，45+6小层相对较低，采出程度10.4%。

四、下一步挖潜措施

1.调整开发方案，完善注采井网，提高储量动用程度

从历年开发曲线看，沾14东产量递减严重，由2013年1月日液能力469吨，降至6月日液能力317吨。从工况分析来看，开井25口，供液不足的井9口，其中包括2010年后投产两口新井，占总井数的40%，动液面下降明显，平均月下降速度为3米。从累积地下亏空来看，2010年来沾14东以每月1.16747万方的速度增加，综合来看研究区地层能量有所下降。

建议调整开发方案，中部加布注水井，完善注采井网，一方面补充能量，提高储量动用程度，另一方面，平衡边水内推。

2.重新认识油水层，优化补孔，寻找接替层

依据电测解释和目前储量动用程度，该区块还有近40%的油层和油水同层未射。但是从近年的措施效果来看，地层实际的油水分布并不能与电测解释完全相符，出现电测解释油层但射开后为水层的情况，因此为保证补孔效果，要对研究区油水层重新认识。首先提高本区构造解释精度，降低微构造影响下油水分布认识的误差，其次通过相关技术手段(如C/O)来测试目的层段的剩余油饱和度，及时的认识油水界面变化，提高补孔效果；再次加强邻井对比，通过邻井产量、含水，确定补孔、避射井段，提高补孔效果。

根据该区块的测井解释和目前的射孔层位，结合补孔效果和邻井含水状况，研究区具有接替层潜力的油井有23口其中未射油层有效厚度68.5米，占总油层有效厚度的37%，未射油水同层有效厚度49.2米，占总油水同层的40%。

3.加布水平井，提高单井产量

水平井是挖掘高含水期正韵律油藏层内夹层剩余油的重要措施，也是高含水底水油藏提高原油采收率的重要手段。布置水平井区块选择的原则是：①油藏埋深在1000-4000米之间；②采出程度相对低的区域③正韵律砂体连片发育④单砂体有一定的规模。

根据该区储层发育状况和目前的开采程度，可以选择主力层进行纵向加密；平面上，该区的西北部井网密度较小，采出程度较低，可以选择布置水平井，增大油井的泄油面积,提高单井产量以及油藏的采收率。

五、结论与认识

1.沾14东区块目前已经全面步入高含水采油阶段，近40%的生产井日产液量不足10吨，日产油量不足1吨，超过50%的油井已经进入特高含水采油期。

2.沾14东区地层能量下降，注采井网不完善，垂向储量动用程度变化不大，平面动用不均针对区块存在的问题，建议调整开发方案，确定注水方式，完善注采井网、优化补孔，提液增油，提高储量动用程度。

3.依据沾14东目前的储量动用程度和地层发育特征，可以选择主力层布置水平井，增大油井的泄油面积,减小渗流阻力,提高单井产量以及油藏的采收率。

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