搜索
100应用PEOffice软件提高复杂小断块油藏开发管理水平——以陈堡油田陈3E1f1细分开发层系为例傅强（江苏油田分公司采油一厂）摘要:陈堡油田陈3E1f1于1997年12月投入开发，由于含油带狭窄，油水粘度比较大，层间矛盾突出等不利因素的制约，使储量动用不够均衡，采油速度逐渐降低，单元开发效果较差；后经过详细论证，在自然分层基础上，结合单元动态监测结果，优化组合砂体，实施细分层系的开发技术对策，逐步改善了陈3E1f1单元的开发效果。关键词:非均质性层间矛盾细分开发层系技术对策前言OPT公司的“以数字化油藏为基础的油气开采动态分析、生产设计、技术管理等油气开采协同解决方案”为理念研发的PEOffice软件，像微软Office一样，目前已是多家油田开发工程师们最重要和最常用的技术软件。该软件以网络化为基础，实现信息前后共享；以开放式数据管理，完成生产实时分析；以八个功能模块集成设计，实现油田开发的整个流程；对油藏开发人员来说该软件是一个非常有用的助手，使大家从浩如烟海的生产数据中解脱出来，专致于技术分析。通过PEOffice八大模块的综合协作应用，能够对生产系统进行全面分析，摸清油井生产规律，正确指导油藏的开发调整，全面提高油藏管理水平。本文以陈堡油田陈3E1f1单元细分开发层系为例，展示该软件的综合应用情况。1油藏地质概况陈堡油田位于苏北盆地东台坳陷高邮凹陷东部断阶带，区域内贯穿吴①、吴②两条大断层。陈3断块位于吴①断层的上升盘、吴堡低凸起的中段，地层区域性东南倾，其上顷方向被近北东向的吴①大断层遮挡，形成长条形不对称断鼻圈闭，构造东西长约4Km，南北宽约800m，陈3E1f1单元顶面构造圈闭面积2Km2，高点埋深1540m，幅度220m，地层倾角18.5°。陈3E1f1自下而上总体从三角洲平原亚相到三角洲前缘亚相再过渡到滨—浅湖亚相，储层物性普遍具有中孔—中渗特点，碳酸盐含量较高，层间非均质性严重，渗透率变异系数1.2，突进系数10.22，级差800.49；运用PEOffice软件Wellmap模块绘制等值线图功能，对单元单砂体的储层物性进行分析，可以看出平面上孔隙度、渗透率的高值区分布在水下分支河道及河口坝、远砂坝以及前缘席状砂；通过等值线图叠加对比发现，纵向上砂层组陈3E1f12、E1f14物性相对较好，陈3E1f13物性相对较差。陈3E1f1油藏是一个受构造控制、局部受岩性影响的多油水系统的层状砂岩油藏，四个砂层组均没有统一的油水界面；各油砂体具有单独的油水界面深度，并随层位由高到低，油水界面逐渐加深；单砂体油水分布呈上油下水分布特点，砂层组呈现油水交替分布、油水界面深度不一的特点。2油藏开发简历表1陈3E1f1单元地质储量分布表层位含油面积有效厚度孔隙度饱和度单储系数地质储量Km2m%%104t/Km2104tE1f110.77.0277016.2480E1f120.211.1276916.0136E1f130.618.5257015.04167E1f140.413.5256814.6179合计1.0362陈3E1f1单元探明含油面积1.0Km2，探明地质储量362×104t，1997年12月以一套井网投入试采，利101用天然能量逐层上返开发，初期油井多数投产底部的陈3E1f13+4，由于地层能量较弱，压力水平下降较快，2000年压力水平下降到0.5左右。2001年8月针对该层系储量动用不充分、地层能量下降较快、产量递减迅速等问题，增加油井8口、水井4口，将陈3E1f1单元分为陈3E1f11+2，陈3E1f13+4两套层系，并实施注水开发。3开发中存在的主要问题1)开发调整的有效期较短运用PEOffice软件ProdAna模块分析可以发现（如下图）：自2001年8月实施分层注水开发后，前期见到一定的调整效果，2002年单元年产油量上升到4.75×104t，采油速度从调整前的1.0％上升到1.4％，但是有效期较短，很快就暴露出含水上升快，产量递减快等问题，综合含水从49％上升到79％，单元日产油又回到调整前的水平，各项开发指标显示油藏水驱开发状况较差。图1陈3E1f1单元总采油曲线2）储量动用程度较低，水驱开发效果较差运用PEOffice软件WellInfo模块对砂体动用状况进行分析，发现陈3E1f1虽然分为了两套开发层系，但是单元储量实际动用程度较低，部分砂体并未投入生产，实际动用储量212.5×104t，动用程度为58.7％；而投入注水开发的储量80.42×104t，仅为地质储量的22.2％，动用储量的37.8％，其中陈3E1f11+2地质储量116×104t，动用储量42.3×104t，动用程度36.5％，投入注水开发储量26.92×104t，只占地质储量的23.2％、动用储量的63.7％。3）含油井段较长，多层合采，层间矛盾突出运用PEOffice软件WellInfo模块的剖面图功能，结合油藏动态监测资料，对动用砂体的生产状况进行分析，发现单元含油井段较长，投入生产的砂体较多，由于层间矛盾突出，砂体的动用状况差别较大，如陈3-2单井含油井段跨度达330m；油层较薄，平均单砂体有效厚度不足2m，分为两套开发层系后，开发情况变化不大；由于层间物性差异较大，多层合采层间矛盾突出，油井动态监测资料显示，由于砂体差异较大，除部分砂体产液外，多数砂体产液较少；注水井的吸水剖面也显示在多层合注中单层突进现象严重。图2井组小层剖面图102陈3-2产液比例（2005.6）15.140.033.811.1E1f12-1E1f12-2E1f12-3E1f12-4E1f12-5E1f12-6E1f12-7E1f12-8E1f12-9陈3-68吸水剖面（05.10.14）0.90.911.438.15.83.339.5E1f13-3E1f13-4E1f13-5E1f13-6E1f13-7E1f13-9E1f13-10图3陈3-2产液比例图图4陈3-68吸水剖面4）含油面积小，含油带窄，平面物性差异大，注水开发效果差单砂体含油面积大于0.5Km2的仅三个砂体，地质储量42×104t，含油面积小于0.1Km2的有七个砂体，地质储量24×104t，绝大多数砂体不仅含油面积小，而且含油带很窄，多数在200m左右，加上层间非均质性的影响，油藏注水开发后呈现两种趋势，物性较好的砂体注水后含水快速上升，物性不好的砂体注水基本无反应；运用PEOffice软件ProdAna模块的井组对比功能对单元注采状况进行分析，发现对应油井在短时间内见到注水效果，但是在见效后含水上升很快，如右图陈3-68对应注水，陈3-3因井距较近，很快水淹，即使上返后含水上升趋势也很快；对应的陈3-62井注水效果明显，而井距与陈3-62相当的陈3-13井基本未见到注水效果，因此结合PEOffice软件WellMap模块的储层物性等值线图，总结得出单元注水具有方向性：在平面上总体上呈现中间好、两翼差的态势。图5井组对比采油曲线5）部分砂体地层能量不足，亟待改善注水状况陈3E1f1初期由一套井网控制利用天然能量开发，油井自下而上逐层上返，大多集中在陈3E1f13+4，由于天然能量较弱，地层压力水平下降较快，虽然2001年投入注水开发后，地层能量得到一定程度的补充，但是呈现两种趋势，一是主吸层供液能力有了较大提高，另一方面是不吸水的差油层压力水平持续下降，同时由于不同砂体物性差异较大，边水能量状况相差较大，因此部分砂体需要加强注水补充地层能量。6）井网布局不够合理研究表明窄条状油藏中井网对采收率的影响主要取决于井网对油藏高部位储量的控制程度。综合运用PEOffice软件ProdAna模块和Wellmap模块分析发现，现井网中油井多数都分布在砂体的中部与边部，占据顶部的油井较少（目前部分油井生产下部K2t1油层）；运用ProdAna模块中油井生产对比功能，对比不同位置的油井，可以看出距离油水边界越近，含水上升越快；目前布井方式客观上加快了油井见水的速度，含水的快速上升，导致油井水淹过快。103图6陈3Ef1-3+4日产油、产水泡点图图7陈3-61与陈3-64生产对比曲线4采用的技术对策4.1油藏潜力分析1）改善储量动用状况的潜力陈3E1f1地质储量动用程度58.7％，采出程度6.87％，可采储量采出程度23.8％，单井控制储量24.13×104t（按井数算），开发调整的潜力较大。四个砂层组平均每米采液指数1.0-3.5t/d·m，每米采油指数0.6-1.2t/d·m，平均钻遇有效厚度在17.0-23.2m左右，可见四个砂层组均具备作为一套层系独立开发的条件。2）注采调整与扩大水驱动用程度的潜力陈3E1f1注采完善程度较低，注水储量仅占动用储量的37.8％，主要原因是陈3E1f11、E1f12未投入注水开发。现井网条件下，陈3E1f11+2的水驱控制程度58.4％，陈3E1f13+4水驱控制程度34.2％，而相应砂层组的连通率都在90％以上。总体上看，陈3E1f1具有完善注采井网、增加注水储量，提高水驱控制程度的潜力。3）调剖堵水的潜力调剖堵水是多层合采油藏开发过程中必不可少的措施手段之一，根据实际生产情况，选取层间矛盾较突出的油井进行卡堵水工作，逐步选取具有代表性的井组实施弱凝胶调堵试验。4.2开发调整研究开发调整目的：充分动用地质储量，合理划分开发层系，完善注采井网，有效改善油藏水驱效果，切实提高采油速度，实现油田的稳产开发细分层系开发的主要依据：每套层系分别具有一定的有效厚度和储量基础；陈3E1f1各砂层组之间具有连续、稳定的隔层；各层系均具有一定的生产能力。开发调整思路：将陈3E1f1单元目前的两套井网细分为4套开发层系注水开发。利用水平井开发物性较好的中高渗油层，缓解层间矛盾。局部加强合采中难动用油层的注水，调整产吸剖面，缓解层间矛盾。组合产吸能力较差的砂体，强化层注水，补充地层能量。5取得的开发效果2005年3月投入油井6口、水井4口将陈3E1f13+4细分为两套开发层系，完成第一阶段细分层系；通过细分开发层系、逐步完善注采井网、实施动态调配，有效的改善了单元的水驱效果。1）、综合运用PEOffice软件ProdAna模块分析单元调整后的生产动态，主要有以下几个变化：开发调整使单元日产油水平得到较大程度提高，由调整前的73t/d上升到目前的114t/d；104细分层系开发使单元的采油速度得到较大提高，由调整前0.73％上升到目前的1.15％。通过开发调整陈3E1f1新增注水储量135.7×104t，新增可采储量4.9×104t。通过开发调整陈3E1f1水驱控制程度得到较大提高，由调整前的58.4％上升到目前的70.3％。2）、综合运用PEOffice软件ProdForcast模块对单元调整开发效果进行分析，主要有以下几个变化：运用ProDForcast模块经验公式法计算单元采收率，可以看出多种方法与标定值基本较接近。运用ProDForcast模块水驱特征曲线功能对单元调整后的开发效果进行分析，可以明显的看出单元的水驱状况得到改善，水驱效果逐步好转。运用ProDForcast模块的预测模型功能对单元动用储量的开发态势进行预测，可以看出单元年产油呈逐步下降态势；因此充分动用储量，保持单元生产的稳是今后开发工作的重点。图8甲型水驱特征曲线回归图图9t模型预测结果图6结论（1）PEOffice是一款比较成熟的商业软件，为油田开发管理提供了一个很好的软件平台，利用现有的数据库，可以实现其强大的综合分析应用、设计优选、效果预测及方案对比的功能，促进“信息化采油厂”的建设步伐。（2）PEOffice主要定位于采油厂、采油队的使用，软件的推广应用提高了油藏开发分析的工作效率，使得开发技术人员抽身于繁琐的图件绘制工作，节约大量时间，提高了工作效率。（3）结合我厂的油藏生产动态分析模板，推动PEOffice软件的推广应用，形成具有我厂特色的生产动态分析的模式；同时只有应用，才能使技术人员充分体会到PEOffice软件的优越性和表现力。（4）PEOffice软