王一博

【摘 要】孤岛油田区域构造位于渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷的东部，北为义和庄凸起，南临陈家庄凸起，西是无棣凸起，东与垦东-青坨子凸起相对，总体看来是一个轴向为北东的北断南超的箕状凹陷，面积为2800Km2。渤64单元位于东营市河口区孤岛镇孤岛油田南区东北部，孤岛潜山披覆背斜构造的顶部，东到南30排、南31排，西到南21排，南以3号断层为界，北部以2号断层为界。距离孤岛采油厂驻地约2.5km，处于孤岛镇。

【关键词】孤岛油田；渤64；提质增效

一、油藏基本概况

（一）构造特征

孤岛油田位于济阳坳陷沾化凹陷的东部，为一个以第三系馆陶组疏松砂岩为储层的大型披覆背斜构造整装油藏，人为划分为中一区、中二区、西区、南区、东区和渤21断块等6个部分。渤64单元位于南区东北部，孤岛披复背斜构造顶部，构造整体趋势是西高东低，区内构造简单、平缓，地层倾角0.7-1.2度左右。

（二）储层研究

1.沉积背景

渤64单元油藏为河流相正韵律粉细砂岩沉积，主要是边缘亚相和漫滩亚相，渗透率变化范围333～6208×10-3μm2；纵向上不同层位变化更突出，主力小层一般900-1600×10-3μm2，非主力小层大多低于1000×10-3μm2 。平面上非均质性主要表现为局部存在高渗透区域，另外受断层影响，断层及区内小断层附近的非均质性比远离断层的平缓区域强得多。

2、储层物性

单元以长石砂岩为主，石英含量45-55%，长石和岩屑含量相对较高，长石占35-45%，岩屑占10-20%，长石表面新鲜，解理清晰，反映砂岩成熟度较低。油层以粉细砂岩为主，还有中、细粒砂岩和粉砂岩、泥质粉砂岩。由下而上，由粗变细，粒度中值0.1～0.125mm，分选中等好，磨圆次棱角状，胶结类型主要为孔隙-接触式及接触-孔隙式，较疏松，造成油层见水后易出砂。

3、流体性质及压力系统

渤64单元原油具有“三高一低”的特征，即高密度、高粘度、高饱和压力、低凝固点，地面原油密0.965g/cm3，平均粘度为3760mPa·S，地下原油粘度30 mPa·S，凝固点为-5oC。原油组分也具有“三高一低”的特征，即含硫量高、胶质高、沥青质高、含蜡量低。

储层为常温常压系统下的高饱和油藏。原始地层压力为12.34MPa，饱和压力为11.25MPa，地饱压差为1.09MPa；原始地层温度为70oC，具有正常的压力系统和正常的温度梯度。

（三）开发现状

截至2018年3月，单元开油井45口，日液水平1607t/d，日油水平106t/d，综合含水93.4%，动液面704m，累积产油493.3×104t，采出程度37.8%。单元主力层局部及非主力层注采井网不完善，单井控制储量大（13×104t），采油速度低（0.3%）、平均单井液量低（35.7t/d），具有实施调整挖潜的潜力。

（四）注水工艺现状

单元目前总注水井22口，开注水井18口，其中光油管单注井2口，光油管多层合注井3口，分注井13口，分注率72.2%，层段合格率42.8%。平均单井配注86m3，实际注水65m3

二、存在问题分析

（一）主力层局部及非主力层注采井网不完善

渤64单元2011年1月转后续水驱，2012年4月细分注水以来一直未进行大型调整，目前存在主力层局部及非主力层注采井网不完善，失控储量多（36万吨）等问题。目前共有总油井54口，其中长停油井9口，占比16.7%，水井总井22口，停注水井4口，占比18.8%，不完善注采井组占比15.3%，储量失控程度大。

（二）水井分注现状不能满足精细开发的需要

1.油井多层合采，开发差异大，生产不均衡

统计单元目前开油井生产情况，合采油井21口，占比46.5%。注聚前，油井主要生产主力层，占比88.4%；目前与注聚前相比，生产非主力层井占比明显增大，从注聚前的8.8%上升到目前的18.6%。生产主力层平均单井液量高（44.5t/d），含水高（94.1%）；生产非主力层平均单井液量低（19.4t/d），含水低（90.8%），动液面较深，主力层与非主力层的生产差异较大，而目前单元注水井分注级段较少，需要近一步细分注水，满足开发需要。

2.油水井数比大，水井平均单井注水层多，水井负担重

对比中一区馆3、馆4单元，油水井数比大（2.5：1），中一区馆3、馆4单元为1.4～1.5：1；水井平均单井注水层多（4.6个），中一区馆3、馆4单元为2.3～2.4个，水井负担重。

3.主力层与非主力层合注，层间干扰大，注水矛盾突出

目前水井管柱级段三段以上井较少，管柱以一级两段、二级三段为主（16口），占比94.1%

4.主力层砂体边部、非主力层水井不吸水，造成动态井网不完善

主力层部分水井位于砂体边部，储层发育差、层薄，不吸水；非主力层只采不注，造成动态注采井网不完善。从注采对应情况来看，静态对应率为85%，而根据实际的对应情况，动态对应率仅为82.2%。

（三）水井注水不清，对应井组注采调配困难较大

1.测调遇阻导致不清层多

测调投捞遇阻情况：渤64单元17口分注井测试，测调遇阻共5口，占29.4%，测调遇阻率高。

2.测调遇阻原因分析：

1）地層出砂、吐聚严重。

统计2013-2015年30口水井作业解剖情况，有25口井吐聚与出砂，占比83.3%。其中地层吐聚20口井，占比66.6%，出砂23口井，占比76.7%，二者兼有的12口，占比41%。

2）水质影响。

统计30口水井作业解剖情况（2013-2015年），其中原井油管油泥堵塞10口，占33.3%。

3.测调遇阻原因小结：

1）常规偏心分注管柱无防返吐功能，停井或测调造成井筒压力波动，油管内压力降低，当地层压力高于井口压力+静液柱压力时，导致地层返吐物进入管柱，造成测调遇阻；

2）常规偏心分注管柱封隔器停井时解封，胶筒回缩，当层间差异较大时，易引起层间串流，同时地层压力高于井口压力+静液柱压力时，地层返吐物从底球、配水器进入油管，导致测调仪器下入困难；

3）水质影响，导致油管内壁结垢，造成测调遇阻或投捞遇卡。

三、油藏方案部署

（一）综合治理水井、提高三率

1.扶长停水井、转注、补孔，完善注采井网，提高注采对应率

通过扶长停完善井网，计划扶长停水井2口，转注水井2口，补孔2口，完善注采井组6个，恢复水驱储量24万吨，配注490m3/d，注采对应率由目前的82.2%提高到90%。

2.攻欠增注，改善纵向吸水剖面，提高注水治理

共计划实施解聚、防砂、大修等攻欠增注工作量4口，恢复井组注水，改善井组注水质量。

（二）油井工作量

1.扶长停油井、补孔改层，完善注采井网，恢复储量控制

计划扶长停油井2口，补孔改层2口，机封改层1口，完善注采井组5个，恢复水驱储量18万吨，恢复日液150t，恢复日油10t。

2.防砂提液、重建防砂屏障，强化油层渗流能力

下步防砂油井6口，预计日液60t，增加日油6t。

四、指标预测

渤64单元开油井数45口增加至47口，水井18口增加至22口，日油水平从106t/d升至120t/d，日注水量由1173提高至1900方。储量控制程度由94.5%增至96%，水驱动用程度93%增至94.5%。含水上升率下降0.1%，自然递减率由10.4%降至8%。分注率上升至92.8%，注采对应率上升至90%，层段合格率上升至75%。

【参考文献】

[1]朱敏. 勝利油田孤东集输系统经济活动浅析[J]. 山东工业技术， 2016（4）：269-269.