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88综合运用PEOffice软件，提高油藏管理水平━━以胜三区坨142断块为例刘涛卞松梅郗荣才刘磊慈玉芳（胜利油田有限公司胜利采油厂）摘要：坨142断块1999年投入开发，随着采出程度的不断提高，目前已进入中高含水开发阶段，含水上升速度加快，自然递减加大。本文主要针对现阶段油藏开发面临的主要问题，从储量控制程度、注采对应状况、注水产液结构、注采工艺状况等方面利用PEOFFICE软件进行分析研究，提出了减缓自然递减的技术对策，为2006年坨142断块的开发调整提供了方向，同时也为同类油藏的开发管理提供了借鉴与参考。关键词:PEOffice信息管理生产动态预测设计优化技术对策前言随着计算机的普及和网络的高速发展，油田开发数据库日益完善，油藏动态分析的手段也日益更新，但目前出现的石油软件零散、功能单一、使用人群窄且兼容性不好，PEOffice八大模块的集成设计理念和网络化服务很好地考虑了这些问题，它的出现对油藏管理人员来说是个福音。PEOffice软件设计系统完整，包含了从油气生产数据统计、生产动态分析、生产状态评价、生产规律预测、生产故障诊断、生产优化设计到井下管柱数据查询与管柱图制作生成的油气生产技术管理分析和生产优化设计的各个环节。在同一软件平台上可以满足油气生产不同技术工作的需要。PEOffice八大模块的综合协作应用，能够对断块的生产系统进行全面的分析，摸清油井生产规律，正确指导单元注采调整，全面提高油藏开发管理水平。本文以胜坨三区坨142断块生产动态分析为例，展示该软件的综合应用情况。1油藏地质概况及开发简历1.1地质概况胜坨油田坨142断块位于济阳东营凹陷坨－胜－永断裂构造带胜利村构造东翼，属构造岩性油气藏（见图1）。含油面积4.4km2，地质储量1240×104t，分为沙二151-2、153、154-6三个层系开发。平均孔隙度22.3%，平均渗透率229x10-3µm2,碳酸盐含量4.1%，属于中孔、中低渗储层。油层温度为99.8℃，温度梯度为3.7℃/100m；原始地层压力为27.0MPa，压力系数取值为1.0。图1坨142断块构造井位图（利用WellMap模块）89坨142断块构造简单，东北为胜北大断层，向西、向南为岩性尖灭(见图2)。靠近断层一侧地层倾角相对较陡，约为8°,远离断层一侧地层倾角相对较缓，约为5-6°。坨142断块属三角洲前缘亚相沉积，物源来自于东部的东营三角洲。主要发育河口坝主体、河口坝前缘、前缘席状砂、水下分流河道、水下溢岸砂等沉积微相。1.2开发简历坨142断块自1999年1月投入开采，2001年6月转入注水开发，先后经历了两个开发阶段（见表1）。表1坨142断块开采历程表开发阶段开油井（口）日液水平（t）日油水平（t）综合含水(%)采出程度(%)采油速度(%)含水上升率(%)动液面(m)开水井（口）日注水平(m3)月注采比累计地层亏空(104m3)天然能量开采阶段(1999.1-2001.5)296596501.52.011.880.74121500028.81注水开发阶段(2001.6-目前)低含水开发阶段(2001.6-2003.12)47161195440.28.952.805.5811632016150.967.24中高含水开发阶段(2004.1-目前)44380883478.114.212.457.2011601938580.874.721.2.1天然能量开采阶段（1999年1月-2001年5月）该阶段主要依靠地层天然能量开采，油井初期产能较高，地层能量下降快。1999年1月34216井首先投产，阶段末共有生产井29口，日产油水平650t,综合含水1.5%，动液面1215m，采油速度1.88%，采出程度2.01%，累计亏空28.81x104m3。1.2.2注水开发阶段（2001年6月—目前）针对坨142断块能量下降快的特点，2001年6月开始投入注水开发。但受前期地层亏空大、油层非均质性严重以及注采井网不完善等因素的影响，断块产量在达到最高峰1088t（2003年9月）以后呈现递减加大趋势。根据其开发特点，又可细分为两个开发阶段：(1)低含水注水开发阶段（2001年6月-2003年12月）该阶段以油井转注、完善注采井网为主，同时实施北扩调整方案。通过加强注水，油藏能量得到恢复，采油速度进一步提高。阶段末油井数达到47口，日产油水平954t,含水40.2%，动液面1163m，采油速度2.80%，采出程度8.95%；注水井开井20口，日注水平1615m3，月注采比0.9。图2坨142断块构造剖面图（利用wellinfo模块）90(2)中高含水注水开发阶段（2004年1月-目前）该阶段在继续恢复地层能量同时，针对中高含水期含水上升快的特点，适时开展了油井提液工作，但由于提液增油难以弥补含水上升造成的产量递减，使得自然递减加大，产量递减较快。阶段末油井开井44口，日产油水平834t,含水78.1%，采油速度2.45%，含水上升率7.2%，注水井开井19口，月注采比0.97，年自然递减15.8%。1.3开发现状目前油井开井44口，日产液水平3808t,日产油水平834t,含水78.1%，动液面1160m（见图3）；注水井开井19口，日注水平3658m3，月注采比0.97；采出程度14.21%，采油速度2.45%，含水上升率7.20%，累计亏空74.72x104m3。根据该断块开采状况，利用ProdForecast模块的多种水驱规律曲线对比可以看出（见图4），现阶段坨142断块含水上升速度与丙型曲线吻合较好，可以根据其现阶段的采出程度来预测其对应的综合含水，同时预测该断块的采收率和可采储量。利用ProdAna模块生产数据对比，与历年开发情况对比，分析现阶段坨142断块的开发状况，找出潜在问题。利用丙型关系曲线，可总结出该断块开发特点：①在高含水前符合采收率35%曲线，②中高含水阶段均呈现含水快速上升特点。由于阶段含水上升速度快，导致阶段自然递减加大（见表2）。利用图4坨142断块采出程度-含水率关系曲线图（利用ProdForecast模块）图3坨142断块总采油曲线图（利用ProdAna模块）91ProdAna模块的多参数统计功能，统计了坨142断块2002-2005年自然递减、综合含水以及含水上升率指标的完成情况，在2003-2004年自然递减控制在10%附近，而2005年达到15.8%，开发效果变差。表2坨142断快开发指标对比表阶段含水（%）含水上升率（%）自然递减（%）理论实际理论实际2002.1226.732.02003.1235.340.82.912.989.42004.843.350.24.244.9810.82005.1056.678.14.208.7715.8从以上分析可以看出，现阶段坨142断块开发效果是变差的。通过分析影响含水快速上升的原因以及影响断块开发效果的不利因素，制定切实可行的技术对策来改善断块开发效果。2目前开发面临的主要问题2.1储层非均质性严重，注采矛盾突出2.1.1平面注采矛盾突出坨142断块主要为三角洲前缘沉积砂体，151-2层油砂体以片状大面积分布为主，砂体连续性好，153-6层油砂体以片状或条带状分布，砂体连续性次之。油藏沉积微相的变化实际上控制了储层物性的变化。从152沉积微相图与等渗图可以看出（见图5、图6），平面上不同沉积微相，其砂体渗透率差异较大（见表3），使得平面油藏非均质严重。表3坨142断块分层不同沉积相带渗透率表(x10-3µm2)层系水下分流河道水下溢岸砂河口坝主体河口坝前缘前缘席状砂前三角洲151307.35217.67161.51186.0270.7351.00152482.01293.17249.97183.1884.80无153213.65278.96214.72155.7444.0516.49154524.86158.52192.5796.8795.5836.47155369.19273.92198.09162.4336.4912.63受渗透率差异的影响，平面上注水状况差异较大。中部顶部处于高渗区，与边部低渗区相比，表现为高渗、高吸水指数、高注入量和低启动压力，这样就造成平面上中部顶部与边部吸水状况不均，注水差异大，注采矛盾突出（见图7、图8）。图6坨142断块152渗透率等值图（利用wellmap模块）图5坨142断块152沉积微相图（利用CorelDRAW绘图软件）92如油井T142-52井受效于水井T142x66、T142-10，2口水井分别处于河口坝前缘和河口坝主体沉积微相，由于不同沉积微相渗透率不同、必然影响吸水差异较大。因此虽然静态井网注采完善，但实际动态井网注采不完善。另外平面上油井采液强度以及累采状况等动态不均衡（见图9、图10），也进一步加剧了平面上注采不协调的矛盾，主要表现为井区注采不均衡，注采对应关系单一，水窜严重。如对T142-10示踪剂资料显示，对应油井7口，实际见剂3口，注采对应关系单一。由于平面上静态、动态非均质影响，导致注水差异大，平面水淹状况差异较大，压力场分布不均衡（见图8、图9），表现为中部及东南边部地区水淹严重、地层压力水平高。统计目前含水大于80%的井点20个，占到总井的45.5%，平均动液面1061m，主要集中于中部及东南边部地区，其中含水大于90%的井点7个，集中于中部；而含水小于40%的井点11个，则位于顶部地区，平均动液面1770m。图7坨142断块152层注入压力等值图（利用wellmap模块）图8坨142断块152层相对吸水量等值图（利用Surfer绘图软件）图10坨142断块产量分布图（利用ProdAna模块）图9坨142断块开采现状图（利用ProdAna模块）93同时由于这种平面矛盾的存在，给注采调整造成很大难度，2004年8月以来，适应含水上升以后的稳产需要，进行了适时泵升级提液，结果伴随者液量增加，初期提液增产，很快含水也大幅度提高，稳产基础变差。统计该阶段含水上升大于20%的井有16口，主要处于中部地区（见图10）。2.1.2层间动用差异大受不同沉积微相控制，151-6砂层组分层沉积状况差异较大。152层以水下分流河道、水下溢岸砂及河口坝主体沉积为主，而151、153-6则以河口坝主体、河口坝前缘及前缘席状砂沉积为主，因而反映分层渗透率存在较大差异。对此利用ProdAna模块的综合数据统计功能，统计出该断块分层系渗透率，对比启动压力资料，了解各层系吸水状况（见表4）。表4坨142断块分层启动压力状况表分层平均渗透率(x10-3μm)平均启动压力（MPa）151147.48.6152339.73.2153213.66.7154-6104.35.1另外坨142断块为反韵律沉积油藏，油层厚度大，韵律层发育，各韵律层在岩性、物性上存在较大差异。特别是152层油层平均厚度达8.0m,受各韵律层渗透率差异的影响，渗透性较好的层，储量动用程度较高。如T142x6井生产152层2-4韵律，日产液量32t/d，日产油量31.1t/d，综合含水2.7%，动液面1006m，2004年3月，补孔1521韵律合采，日产液量85t/d，日产油量26.6t/d，综合含水68.7%，动液面804m.反映了不同韵律层采出状况、地层能量等方面的差异。由于层间储层物性的差异，导致层间开采状况差异大，动用不均衡，利用ProdAna模块-多参数统计，可以方便得了解各层系目前的开发现状（见表5），从而出结论：153-6层采出程度较低。图1004.8-05.10含水变化图（利用wellmap模块）图9坨142断块动液面等值图（利用wellmap模块）图8坨142断块水淹图（利用wellmap模块）94表5坨142断块分层系开发现状对比表层系油井开井（口）水井开井(口）日产液(t)日产油(t)含水(%)动液面(m)日注水平(m3)月注采比采油速度(%)采出程度(%)地层压降（MPa)151-235153580.6717.980.089639501.13.512.1-12.67153733