埕海地区位于大港油田南部滩海区，北邻歧口凹陷，南边为赵东合作开发区，该区滩涂—海域水深0 ~ 2 m，该区是在前第三系基岩潜山背景上长期继承性发育的大型背斜构造。该背斜夹持于近东西走向的张东断层和赵北断层之间，区域构造位置有利；其含油层系为沙河街组沙二段，油藏埋深2 500 ~ 3 100 m，属于中深层埋深；储层沉积类型为三角洲辫状河道沉积，储层横向变化较大；储层物性为中孔中低渗储层，试油试采为中高产能，原油性质较好，弱边水的油藏特征。

该区原油密度分布在0.81 ~ 0.87 g/cm³ 之间，黏度在2 ~ 10 mPa·s 之间，属于轻质中等黏度原油，PVT 分析得知高收缩原油地下原油中的轻烃组分含量大，高气相体积分数能够反应高收缩率原油特点；地层油由地下至地面脱气后，一部分气体从地层原油中逸出，其体积必然变小，这种现象称为地层原油的收缩。

该断块沙河街组多为轻质油藏，含挥发性的轻烃组分较多，投产后气油比往往较高，最高接近1 000 m³/m³ ；压力降低时轻质成分由液态转变为气态，原油收缩率在31.05% ~ 35.80% 之间，属于高收缩原油。

根据PVT 可知南部埕海地区沙二下地层压力为28.56 MPa，饱和压力为24.92 MPa，呈现未饱和油藏特性；该区油藏位于A' ~ A 之间（图 1），泡点线上方、临界点的左侧，在原始压力和温度下为一个轻质油藏，相图两相区内等液量线比较稀疏。由于该区地饱压差较小，储层物性相对较差，如果投产后油藏地层压力下降，当低于泡点压力后即可分离出大量气体，按此方式会影响油藏的开发效果^[1]。

图 1(Figure 1)

图 1 高收缩原油相图

选用沙二下ZH5 断块模型，利用数值模拟技术进行弹性驱、溶解气驱、水驱采收率对比研究，确定最佳开发方式。图 2 表明弹性驱预测最终采收率最低只有2.42%，弹性驱+ 溶解气驱预测最终采收率16.04%，水驱预测最终采收率最高，达到24.30%，比弹性+ 溶解气驱高8.26%，相比来说，尽管弹性+ 溶解气驱也具有一定采收率，但不能满足海上高速、高效开发的要求，因此，选用注水开发^[2]。

图 2(Figure 2)

图 2 ZH5 断块不同开发方式累积产油对比曲线

考虑到该区油藏特性，进行了不同注水时机评价研究，采取同步注水可保持稳产4.1 年，最终采收率为24.3% ；当第2 年注水时，稳产时间基本能达到2.9 年，最终采收率为23.6% ；但是第3 年以后开始注水，只能保持1.6 年相对稳产，最终采收率为22.3%（表 1）；由于该断块天然能量较小，注水时间晚，导致断块地层压力下降较快，地层能量降低，甚至会导致地层脱气，产量递减较大，即使第三年开始注水，该油藏产量无法达到初期产量规模，稳产时间较短，无法满足断块初期较长时间稳产要求，最终采收率相差2 个百分点^[3]。

表 1(Table 1)

表 1 不同井网设计开发指标预测

表 1 不同井网设计开发指标预测 注水时间 稳产时间/ a 15 年采出程度/％ 采收率/％ 第一年 4.1 21.2 24.3 第二年 2.9 20.5 23.6 第三年 1.6 19.3 22.3

沙河街组储层变化较大，平面储层连续性差，井距对油藏注水开发影响比较大，分别采用200、300、400、500 m 井距进行了研究，其结果是随着井距增大，断块注水效果越来越差，累计产油量和采出程度则越来越低，最终采收率越来越小^[4]。从产量降低幅度来看，当井距大于300 m 时，累计产量降低幅度明显增大，采收率明显降低；综合该区经济井距和技术井距计算结果、数值模拟研究结果，优选实施井距300 m（图 3）。

图 3(Figure 3)

图 3 沙二下ZH5 断块不同井距累产油对比曲线

通过对水平段长度评价研究，分别计算水平井段长度200、400、600、800、1 000 m 时的采收率和产量增长速度，结果表明：随着水平井段的延长，产量呈增加趋势，但当水平段长度大于600m 时，产量、采收率增长幅度明显变缓，因此优选水平井段长度600 m，方案实际部署过程中将依据论证结果、同时结合构造形态及储层分布部署水平井段^[5]，尽可能延长水平井段长度，使油井达到最佳产能（图 4）。

图 4(Figure 4)

图 4 ZH5 断块不同水平段长度累产油对比曲线

考虑物源及储层展布方向，同时结合裂缝对中低渗透油田开发效果的影响，选择注采比1，利用数值模拟技术进行注采井排布置方向研究，共部署两个方案：注采井排沿北东方向（大致平行于主应力方向）布置、注采井排沿北西方向布置，两种布置方式近似垂直；沿北东方向累积产油量242.8×10⁴ t 时，油藏含水81.2% ；沿北西方向累积产油量229.5×10⁴ t 时，油藏含水83.7% ；沿北东方向断块含水上升速度比较慢，最终含水较低，所以该区的注采井排采取北东方向^[6]。

针对油藏特性、井型特点，将该区分为水平井采油定向井注水、水平井采油水平井注水、定向井采油定向井注水三种类型进行论证（表 2）。从海上开发的现状看，井网三型定向井数为55 口，由于滩海井场井口槽数量有限，井数多造成投资大，该类型虽最终采收率较高，但不适宜该区开发；井网一型与井网二型总井数为24 口，最终采收率也接近，与井网三型相差不到2.3 个百分点；井网一型单井累计采油量高、投资费用略低，采用定向井注水开发，即可钻遇较多油层，同时也可降低水平井实施风险，建议采用水平井采油定向井注水，开发效果好，投入产出比较高^[7]。

表 2(Table 2)

表 2 不同井网设计开发指标预测

表 2 不同井网设计开发指标预测 井网类型 总井数 注采比 15 年采出程度/％ 最终采收率/％ 水平井采油定向井注水 24 1 21.2 24.3 水平井采油水平井注水 24 1 18.8 23.8 定向井采油定向井注水 55 1.62 23.6 26.6

针对该区高收缩原油的油藏特点，采用合理的井距、水平段长度及注采井排，有效保证了水平井现场实施，选择水平井采油，定向井同期注水后，及时补充地层能量，保证油藏有效开发；投产后新井初期产量超过的方案设计，埕海地区沙河街组油气产量达到30 万吨水平，油藏压力保持在合理范围内，该油藏开发取得了较好的开发效果。