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摘 要：应用RMSIMPLE数值模拟技术对埕岛主体中区进行建模，并分析开发中存在的问题。针对目前区块存在的主要问题提出了下步优化措施方案，并对提出的措施方案进行了效果预测，最终计算得提高采收率2.7%，开发效果明显变好。
主题词：埕岛油田；馆陶组；数值模拟；措施方向；优化注水
一、区块概况
埕岛主体中区馆陶组油藏位于埕岛油田主体部位，是在前第三系潜山背景上发育起来的大型披覆背斜构造，为河流相沉积的高渗透高饱和疏松砂岩常规稠油油藏。平均孔隙度33.9%，平均空气渗透率2711×10-3um2；地面原油密度0.9361 g/cm3，地面原油粘度207.6 mPa·s，地下原油密度0.8824g/cm3，地下粘度50.2mPa·s。原始油气比30.7m3/t；地饱压差一般在0.5-7.81MPa，平均2.68MPa，油水关系复杂，仅Ng5砂层组以下有较稳定的边底水，天然能量较弱，采用人工注水补充能量开发。埕岛主体馆陶组油藏经历产能建设实施、依靠天然能量开采、产量大幅上升阶段；2001年开始注水补充能量开发、产量稳定阶段；2008年以来随着老区井网加密、开发层系细分等调整工作量逐年实施阶段，年产油量又进入上升期。到2012年底，埕岛主体中区油藏动用含油面积19.82km2，石油地质储量10466×104t，标定可采储量2570.9×104t。2012年12月投产油井212口，油井开井194口，单井日产液能力82.0t，单井日油能力23.0t。投注水井107口，开井103口，日注水量12448.6m3，月注采比0.81，累积注采比0.60，综合含水71.3%，采油速度1.5 %，采出程度15.5%。
二、開发状况分析及存在问题
1、油藏开发状况分析
（1）储量动用状况分析
①分层动用状况分析。埕岛油田主体中区纵向上分层射孔程度差别大。统计结果显示，中区平均射孔厚度占总厚度的49%，总射孔层数占总层数的55%；而最低的层厚底百分比仅为17%，层数百分比仅为10%。其中Ng1+2层与Ng5层均为主力层，但两者之间相差20个百分点左右，各砂层组之间射孔程度差别较大。②水驱动用程度分析。中一区的水驱控制程度在纵向上差异较大。其主力层的水驱控制程度能达到80%以上，水驱动用程度达60%以上；而非主力层水驱控制程度在40-50%之间，水驱动用程度在50%以下。③层间采出状况分析。从累产油以及采出程度的统计情况也能反映，其射孔程度、水驱动用程度的层间差异与采出量呈正相关，造成储层纵向上动用程度不均。其中主力水驱控制程度较高，动用情况较高，采出程度高达20%以上，而部分小层油水井射孔较少，控制较差，储层基本无动用。
（2）油藏能量状况分析。埕岛主体中区原始地层压力13.5MPa，饱和压力为10.1MPa。该区自1993年投入开发以来地层压力下降较大，地层压力下降2.8MPa左右。后随着水井陆续转注，至2008年综合调整阶段初期，地层压降2.7MPa左右。综合调整阶段以来，地层压力压力缓慢回升，目前该区地层压降2.4MPa左右。
（3）生产状况分析。油量变化规律：埕岛主体中区初期天然能量开发阶段日油能力递减较快，至注水开发初期平均单井日产油能力39.4t/d，后2008年进入油藏综合调整阶段，产量递减趋势得到控制。综合调整阶段初期日油能力25.2t/d，经过细分层系、井网加密措施调整后目前单井日油能力23.0t/d。液量变化规律：埕岛主体中区初期天然能量开发阶段日液能力递减较快，至注水开发初期平均单井日产液能力49.1t/d。自注水开发以及综合调整阶段以来，区块单井日液能力55.0t/d，目前单井日液能力82.0t/d。
（4）开发效果评价。埕岛主体中区整体来看相同采出程度下，实际存水率低于理论存水率，存水率较低，油田的水驱效果较差。但随着采出程度增大，实际存水率有所回升，与理论值差距变小，说明水驱效果正在改善。在该区开发过程中，随着采出程度不断提高，综合含水增长幅度变缓，开发效果变好。同时通过对该区不同开发阶段的最终采收率进行计算分析，可以看出中区通过不断的动态调整，可采储量与采收率不断提高，开发效果不断变好。
2、存在主要问题
（1）区块动态注采对应率、水驱控制程度低。现井网条件下统计馆上段主体注采对应率结果表明：全区静态注采对应率（井层/厚度）为79%/81%，动态注采对应率为63%/64%，动态注采对应率比静态注采对应率低16%/17%。动态水驱动用程度46.8%，水驱控制程度低。这样在开发过程中容易造成水线推进不均匀，单向突进过快导致含水上升，致使开发效果变差。
（2）地层能量补充不足，注采比不合理。中区整体地层能量补充不足，其中部分井区欠注问题严重。统计中区历年测压资料显示，综合调整以来虽然油层压力有所恢复，但恢复速度缓慢，地层能量保持情况较不理想。全区目前月注采比为0.81，累计注采比仅为0.6，计算地层累计亏空量达1300.5m3。在目前注采条件下，液量虽然稳定略有上升，但目前实际日产液量77t/d，仅占同含水阶段方案设计水平的55%。该区油量呈递减趋势，含水处于上升阶段，含水上升趋势明显。说明区块内注采比不合理，地层能量补充不足，影响了开发效果。
三、数值模拟研究
埕岛油田主体中区模型对该区319口油水井进行油藏模拟。模型按照实际区块大小建模。工区平面网格步长50m×50m，纵向网格划分与实际小层一致，从Ng（1+2）1到Ng61共25个，最终模型总网格数356975。中区整体油藏模拟各项指标误差均小于2%，拟合情况好，模型可信度高。并应用该模型进行中区生产状况分析以及进行措施效果预测分析。
四、下步优化措施方案研究
1、提高注水量，补充地层能量。截止到2012年底，埕岛主体中区全区累产油1643.3×104t吨，累积注水2106.5×104t吨，累计注采比0.6。依据油藏数值模拟结果计算得累积亏空量为1300.5m3。以合理注采比1：1为标准，按照目前各个井组注采比分别计算，调整注水量，进行增注方案研究。最终方案埕岛主体中区现开水井107口，共计日增注水量1161m3，平均单井增注12m3。 2、对部分油水井实施补孔，提高水驱控制程度。通过已经建立的埕岛主体中区的数模模型进行注水井补孔方案研究。首先对油水井的物性条件进行筛选：将水淹程度较低（80%以下），有效厚度较厚（2m以上），且渗透率值较大（1000md以上）的井进行补孔。在初步筛选得到的油水井中，进一步综合考虑油水井注采连通关系，对中区水驱控制程度较不完善，剩余油较多的区域实施油水井补孔，提高层内水驱动用程度。最终方案筛选出油井补孔共35口井，66井次，总射开厚度为368m；注水井筛选出可进行补孔的11口井，24井次，总射开厚度145m。
3、对注水井实施调剖，提高注水效率。分析主体中区的注水参数，优选出注水突进较为严重，注水效率较低，周围受效油井含水较高的水井井层进行调剖，以提高该区域的注水效率。经过筛选，共计4口注水井需进行堵水调剖，均为中一区内注水井。对CB26B-1井进行举例分析：该井筛选出的调剖层位为Ng（1+2）3小层，其有效厚度为6.6m，吸水厚度3.8m。从吸水剖面上可以看出，该层历年来均为主吸层，层间干扰导致除Ng（1+2）4小层外的其他射开层均无吸水；该层目前注水强度在18.13m3/d*m，井周围已严重水淹，产油贡献仅为0.53 m3/ m3，遠远低于平均水平，属于无效注水。其他生产层位如Ng55、 Ng561等，井周围含油饱和度较高，对应采油井均已射开，具有较大挖潜潜力。因此建议对CB26B-1井的Ng（1+2）3小层进行堵水调剖，改善层间非均质性，启动其他未吸水或弱吸水小层，提高对应油井产能。
五、效果预测
使用油藏数值模拟方法对该区进行措施效果预测，预测措施包括对该区107口水井提出的增注方案、对46口油水井提出的补孔方案以及对四口注水井提出的优化调剖堵水方案。数模预测模型采用油井定产的方式进行预测，来评价最终增油效果。与无措施开发相比，措施后数模计算得中区15年内累计增油75.8×104t；最终累计增油113×104t，日产油增加44t，区块最终提高采收率2.7%，开发效果明显变好。
参考文献
[1] 韩大匡，陈钦雷，闫存章.油藏数值模拟基础[M].北京：石油工业出版社，1999：30-40
[2] 姜汉桥.油藏工程原理与方法.山东：石油大学出版社，2002.
[3] 袁静、鹿洪友等.胜利油区新北油田馆上段沉积特征及沉积相模式[J].沉积学报 2010.
第一作者简介：胡奇，男，1981年生，2004年毕业于成都理工大学资源勘查工程专业，工程师，从事海上采油工作。山东省东营市仙河镇海洋采油厂海一生产管理区，
主题词：埕岛油田；馆陶组；数值模拟；措施方向；优化注水
一、区块概况
埕岛主体中区馆陶组油藏位于埕岛油田主体部位，是在前第三系潜山背景上发育起来的大型披覆背斜构造，为河流相沉积的高渗透高饱和疏松砂岩常规稠油油藏。平均孔隙度33.9%，平均空气渗透率2711×10-3um2；地面原油密度0.9361 g/cm3，地面原油粘度207.6 mPa·s，地下原油密度0.8824g/cm3，地下粘度50.2mPa·s。原始油气比30.7m3/t；地饱压差一般在0.5-7.81MPa，平均2.68MPa，油水关系复杂，仅Ng5砂层组以下有较稳定的边底水，天然能量较弱，采用人工注水补充能量开发。埕岛主体馆陶组油藏经历产能建设实施、依靠天然能量开采、产量大幅上升阶段；2001年开始注水补充能量开发、产量稳定阶段；2008年以来随着老区井网加密、开发层系细分等调整工作量逐年实施阶段，年产油量又进入上升期。到2012年底，埕岛主体中区油藏动用含油面积19.82km2，石油地质储量10466×104t，标定可采储量2570.9×104t。2012年12月投产油井212口，油井开井194口，单井日产液能力82.0t，单井日油能力23.0t。投注水井107口，开井103口，日注水量12448.6m3，月注采比0.81，累积注采比0.60，综合含水71.3%，采油速度1.5 %，采出程度15.5%。
二、開发状况分析及存在问题
1、油藏开发状况分析
（1）储量动用状况分析
①分层动用状况分析。埕岛油田主体中区纵向上分层射孔程度差别大。统计结果显示，中区平均射孔厚度占总厚度的49%，总射孔层数占总层数的55%；而最低的层厚底百分比仅为17%，层数百分比仅为10%。其中Ng1+2层与Ng5层均为主力层，但两者之间相差20个百分点左右，各砂层组之间射孔程度差别较大。②水驱动用程度分析。中一区的水驱控制程度在纵向上差异较大。其主力层的水驱控制程度能达到80%以上，水驱动用程度达60%以上；而非主力层水驱控制程度在40-50%之间，水驱动用程度在50%以下。③层间采出状况分析。从累产油以及采出程度的统计情况也能反映，其射孔程度、水驱动用程度的层间差异与采出量呈正相关，造成储层纵向上动用程度不均。其中主力水驱控制程度较高，动用情况较高，采出程度高达20%以上，而部分小层油水井射孔较少，控制较差，储层基本无动用。
（2）油藏能量状况分析。埕岛主体中区原始地层压力13.5MPa，饱和压力为10.1MPa。该区自1993年投入开发以来地层压力下降较大，地层压力下降2.8MPa左右。后随着水井陆续转注，至2008年综合调整阶段初期，地层压降2.7MPa左右。综合调整阶段以来，地层压力压力缓慢回升，目前该区地层压降2.4MPa左右。
（3）生产状况分析。油量变化规律：埕岛主体中区初期天然能量开发阶段日油能力递减较快，至注水开发初期平均单井日产油能力39.4t/d，后2008年进入油藏综合调整阶段，产量递减趋势得到控制。综合调整阶段初期日油能力25.2t/d，经过细分层系、井网加密措施调整后目前单井日油能力23.0t/d。液量变化规律：埕岛主体中区初期天然能量开发阶段日液能力递减较快，至注水开发初期平均单井日产液能力49.1t/d。自注水开发以及综合调整阶段以来，区块单井日液能力55.0t/d，目前单井日液能力82.0t/d。
（4）开发效果评价。埕岛主体中区整体来看相同采出程度下，实际存水率低于理论存水率，存水率较低，油田的水驱效果较差。但随着采出程度增大，实际存水率有所回升，与理论值差距变小，说明水驱效果正在改善。在该区开发过程中，随着采出程度不断提高，综合含水增长幅度变缓，开发效果变好。同时通过对该区不同开发阶段的最终采收率进行计算分析，可以看出中区通过不断的动态调整，可采储量与采收率不断提高，开发效果不断变好。
2、存在主要问题
（1）区块动态注采对应率、水驱控制程度低。现井网条件下统计馆上段主体注采对应率结果表明：全区静态注采对应率（井层/厚度）为79%/81%，动态注采对应率为63%/64%，动态注采对应率比静态注采对应率低16%/17%。动态水驱动用程度46.8%，水驱控制程度低。这样在开发过程中容易造成水线推进不均匀，单向突进过快导致含水上升，致使开发效果变差。
（2）地层能量补充不足，注采比不合理。中区整体地层能量补充不足，其中部分井区欠注问题严重。统计中区历年测压资料显示，综合调整以来虽然油层压力有所恢复，但恢复速度缓慢，地层能量保持情况较不理想。全区目前月注采比为0.81，累计注采比仅为0.6，计算地层累计亏空量达1300.5m3。在目前注采条件下，液量虽然稳定略有上升，但目前实际日产液量77t/d，仅占同含水阶段方案设计水平的55%。该区油量呈递减趋势，含水处于上升阶段，含水上升趋势明显。说明区块内注采比不合理，地层能量补充不足，影响了开发效果。
三、数值模拟研究
埕岛油田主体中区模型对该区319口油水井进行油藏模拟。模型按照实际区块大小建模。工区平面网格步长50m×50m，纵向网格划分与实际小层一致，从Ng（1+2）1到Ng61共25个，最终模型总网格数356975。中区整体油藏模拟各项指标误差均小于2%，拟合情况好，模型可信度高。并应用该模型进行中区生产状况分析以及进行措施效果预测分析。
四、下步优化措施方案研究
1、提高注水量，补充地层能量。截止到2012年底，埕岛主体中区全区累产油1643.3×104t吨，累积注水2106.5×104t吨，累计注采比0.6。依据油藏数值模拟结果计算得累积亏空量为1300.5m3。以合理注采比1：1为标准，按照目前各个井组注采比分别计算，调整注水量，进行增注方案研究。最终方案埕岛主体中区现开水井107口，共计日增注水量1161m3，平均单井增注12m3。 2、对部分油水井实施补孔，提高水驱控制程度。通过已经建立的埕岛主体中区的数模模型进行注水井补孔方案研究。首先对油水井的物性条件进行筛选：将水淹程度较低（80%以下），有效厚度较厚（2m以上），且渗透率值较大（1000md以上）的井进行补孔。在初步筛选得到的油水井中，进一步综合考虑油水井注采连通关系，对中区水驱控制程度较不完善，剩余油较多的区域实施油水井补孔，提高层内水驱动用程度。最终方案筛选出油井补孔共35口井，66井次，总射开厚度为368m；注水井筛选出可进行补孔的11口井，24井次，总射开厚度145m。
3、对注水井实施调剖，提高注水效率。分析主体中区的注水参数，优选出注水突进较为严重，注水效率较低，周围受效油井含水较高的水井井层进行调剖，以提高该区域的注水效率。经过筛选，共计4口注水井需进行堵水调剖，均为中一区内注水井。对CB26B-1井进行举例分析：该井筛选出的调剖层位为Ng（1+2）3小层，其有效厚度为6.6m，吸水厚度3.8m。从吸水剖面上可以看出，该层历年来均为主吸层，层间干扰导致除Ng（1+2）4小层外的其他射开层均无吸水；该层目前注水强度在18.13m3/d*m，井周围已严重水淹，产油贡献仅为0.53 m3/ m3，遠远低于平均水平，属于无效注水。其他生产层位如Ng55、 Ng561等，井周围含油饱和度较高，对应采油井均已射开，具有较大挖潜潜力。因此建议对CB26B-1井的Ng（1+2）3小层进行堵水调剖，改善层间非均质性，启动其他未吸水或弱吸水小层，提高对应油井产能。
五、效果预测
使用油藏数值模拟方法对该区进行措施效果预测，预测措施包括对该区107口水井提出的增注方案、对46口油水井提出的补孔方案以及对四口注水井提出的优化调剖堵水方案。数模预测模型采用油井定产的方式进行预测，来评价最终增油效果。与无措施开发相比，措施后数模计算得中区15年内累计增油75.8×104t；最终累计增油113×104t，日产油增加44t，区块最终提高采收率2.7%，开发效果明显变好。
参考文献
[1] 韩大匡，陈钦雷，闫存章.油藏数值模拟基础[M].北京：石油工业出版社，1999：30-40
[2] 姜汉桥.油藏工程原理与方法.山东：石油大学出版社，2002.
[3] 袁静、鹿洪友等.胜利油区新北油田馆上段沉积特征及沉积相模式[J].沉积学报 2010.
第一作者简介：胡奇，男，1981年生，2004年毕业于成都理工大学资源勘查工程专业，工程师，从事海上采油工作。山东省东营市仙河镇海洋采油厂海一生产管理区，