提高严重非均质油藏开发水平

235 一、油田基本地质特征及开发历程 1、油田基本地质特征 胡状 庆祖集油田位于东濮凹陷西斜坡带中部，构造南北长约 45西宽约 五星集断层、石家集断层和长垣断层控制 ,形成从东到西由低变高的三个台阶，平面上呈北东 南西向长条状展布。从胡庆油田的构造格局来看，一台阶、三台阶构造相对较简单，二台阶复杂。目前探明投入开发的油藏集中在断层十分发育的二台阶，受长垣断层和石家集两条主控断层夹持的单斜构造 ,内部受许多同生次级正断层的斜向切割 ,将整个油田分割成多个复杂的 墙角形 断块油藏 ,形成胡庆油田油气主要圈闭 场所。 目前已动用了 15 个开发区块 34 个油藏单元 ，用石油地质储量 4217 104t。标定采收率 可采储量 1071 104t。 油田的主要地质特点是： 断层发育，构造复杂 油田开发区内主控断层断距100块内部小断层发育，最小断层只有 5m 左右，含油井段内平均单井钻遇 断点 ,平面上每平方千米有 断层，在 16.8 0 米以上的断层 35 条，形成的独立断块 46 个，最小的含油断块含油面积只有 量主要分布在 面积 断块内，占储量的 53%。 沉积环境多，砂体变化大，储层非均质性严重，渗透率 236 差异大 该区第三系沙河街组沙三段储层主要以湖盆边缘相为主，多种沉积体系下的砂体快速堆积，砂体变化大，各向异性明显，不同区块物性参数差别大 ,各参数均值不能准确描述油藏的参数，孔隙度 均值 渗透率 0值 0内渗透率级差达 150 倍，层间级差高达 500倍，渗透率变异系数 于极严重的非均质油藏。 特别是非均质 储层注水开发后，由于水线前缘的推进速度不同，一定方向上快速水淹后，动用其它层的难度增大，加剧了储层的动态非均质性，造成了开发中的不利因素，主要表现在以下几个方面： 一是注水单层突进严重，吸水剖面较低。由于储层自身的三大矛盾，注水后，表现更加突出，造成部分高渗层水线突进，出现“大孔道”短路循环，油井含水上升，相对差层难以动用，水驱动用程度低、波及体积小。在开发中加大了高渗层强吸水的治理，强吸水层厚度由 97 年的 降到目前的 但是增加吸水厚度的难度仍然很大，目前吸水厚度仅为 54%。 二是层间干 扰严重，改善剖面的难度大。高渗层对中低渗层产生的干扰现象一直是严重非均质油藏动用程度低的主因，我们采取细分层、封堵等技术解决这一问题，虽然取得了一定效果，但两三个月后相对差层中又出现新的“大通道”层，稳产时间较短。这种层中出“新”层的不利局面既加大了作业工作量，同时对部分地层造成了很大的伤害，加大了改善剖面的难度。 237 三是随注水开发的深入，加剧了储层的非均质性。非均质储层注水后，从注水前后取芯井对应储层物性分析，注水后高渗层渗透率增大，低渗层反而降低，这种注水后渗透性向两极分化的现象，加剧了层间矛盾。 四是平 面矛盾突出，注水波及面积小，存水率低。由于储层平面上的非均质性，注入水在平面上的波及呈线状推进，波及面积小，从而影响了整个油藏的存水率。 2、油田开发历程 油田自 86 年正式投入开发以来 ,大体经历了以下几个阶段： 1986 主力单元胡 7南块、胡 12块、胡 5 块等区块投入开发，钻井 467 口，共动用储量 3391 104t，并在 右的采油速度上生产 3 年。阶段末采出程度 综合含水 注水开发阶段 1990 年开始，重点对三大主力单元注采完善，转注 200 口井， 增加水驱动用储量 1200 104t， 油井补孔和大幅度提液上产，以及胡 23 块、胡 19 块新区投入开发等， 在 油速度上稳产 4 年，综合含水上升到 80%。 递减阶段 94油田发现井况有问题 211 口，占当时总井数的 36%，局部层系油水井套损造成停产，井网的注采系统遭到严重破坏， 直接影响着油田的正常开发。自然递减达到 36%，年产油从 94 年的 104t 降至 95 年的 104t，采油速度降至 阶段末采出程度 综合含水达到 238 综合治理初步实现稳产阶段 从 1995年后重点对老区措施挖潜，一方面细分开发调整，减缓层间矛盾；另一方面老区周边滚动增储，建立储采平衡。此阶段主要在主力区块精细油藏描述的基础上，利用大修、侧钻、老井下 4 吋套管恢复注采井网工作，提高水驱采收率。油田开发水平明显提高，实现原油产量的逐年上升， 2002 年与 1996 年比上升 104t，上升率达到 由于大量储量在短期内投入开发，开发初期对储层非均质认识不足，开发层系划分过粗，加之井况损坏严重，油田含水急剧上升，两个递减居高不下，原油产量大幅度下降。 自 1995 年以来通过细分层系调整、老区周边滚动增储，从而实现产量稳中有升。 截止 10 月底整个油田共有油水井 748 口，其中：油井 469 口，水井 279 口。油井实际开井 397 口（报废井开井 24 口），注水井开井 201 口（报废井开井 28 口） ,注采井数比为 1 产液水平 9390产油水平 1033t，综合含水 平均单井日产液 均单井日产油 田累计产油量 04t，采出程度 采油速度 油田日注水平 10601均单井日注水平 61104田累注水量 4627 104计注采比 田自然递减 综合递减 239 二、油田开发中存在的 主要 问题 近年来，胡状 本实现老区开发稳中有升，但总的来说开发水平仍较低。仍存在一些棘手的问题，严重影响油田的开发水平。 1、复杂小断块储量的开发水平仍然较低 油田进入“三高”开发后，开发对象由高丰度储量向分散的剩余油和难动用的低品位储量转移。对胡庆油田来说，低品位储量的开发水平较 低，主要有以下几种： 一是极复杂小断块油藏：如胡 63 块、胡 39 块、胡 47 块、庆6 块、庆 11 块等单元，其特征主要是地层复杂，井间地层连通性差，注采不完善，基本处于弹性开采； 二是胡 5 块沙三下低孔低渗油藏，注水压力高，水驱动用低； 三是胡 12 块沙三上高粘度油藏，高含水生产，注水效果差。整个油田此类储量 705104t，占油田储量的 目前井网极不完善，采出程度只有 7%，采油速度仅为 开发水平和开发效果很不理想。 2、储层的严重非均质性始终是水驱动用程度较低的主要原因 非均质油藏最大的特点是储层 的“三大”矛盾，注水后，三大矛盾表现更加突出，一直是制约油田开发水平提高的主要因素，造成层间动用状况极不平衡。导致注水开发区块水驱动用储量一直较低；统计三大主力区块目前的水驱控制储量 1573 104t，控 240 制程度 水驱动用储量 853 104t，动用程度 三大主力区块水驱动用状况表 从目前工艺状况看，要依靠现有井网彻底提高三大主力区块的水驱控制程度及动用程度，开发上曾经实施过的周期注水，强注强采及拉大注采井距等措施不能根本上解决问题。三采技术虽然见到一定效果，但一次性投入高，大规模应用受成本限制，形不成生产能力。 3、注采井网与剩余油分布状况的适应性差 油田投入注水开发以来，由于储层非均质性严重、构造复杂的客观因素以及井况不断损坏造成井网不完善，注采强度、注采工作制 度等因素的影响，剩余油分布状况日益复杂。目前的注采井网与剩余油的分布的适应性差，主要表现为以下几个方面： （ 1） 井况损坏严重，部分单元已形不成注采井网 随着油田注水开发时间的推移，油水井事故井已成为影响油田开发的一大隐患，统计三大主力区块的油水井，自 1998 年以来共损坏油水井 155 口；其中油井 76 口，水井 79 口；由于注水井的大量损坏对三大主力区块的开发造成了极大的损害。 统计三大主力区块 1998年至今由于水井的损坏共减少水驱控单 元 地质储量 /104t 水驱控制 水驱动用 储量 /104t 程度 /% 储量 /104t 程度 /% 胡 12 块 1049 772 31 5 块 786 371 38 7 南块 715 430 60 184 计 2550 1573 53 241 制储量 430 104t，减少水驱动用储量 265 104t。每年井况损坏造成的油量 减少在 104t 以上 , 增加全油田自然递减 3%以上；严重的影响了全油田的稳产。 虽然近年加大了调整恢复的力度在一定程度上缓解了井况造成的影响，但是仍有 4 个单元（胡 5 块沙三中 3系、胡 18 井区、胡 7 南沙三中 9系、胡 12 块沙三中 4系）的注采井网未充分恢复； 井况损坏形不成注采井网单元 区块 层系 储量 损坏井数（口） 损坏前开发指标 损坏后开发指标 地质/104t 可采/104t 油井/口 水井/口 日产油 /t 含水/% 动液面 /m 采油速度/% 自然递减/% 综合递减/% 油井/口 水井/口 日产油 /t 含水/% 动液面 /m 采油速度/% 自然递减/% 综合递减/% 胡五块 306 32 13 12 5 38 85 1387 0 3 25 92 1478 1 29 胡五块 25 40 14 22 11 56 81 1636 0 6 5 32 79 1731 5 七南 91 20 5 5 6 24 91 921 3 3 7 95 1247 8 50 胡十二块 455 33 3 7 6 27 92 1306 7 4 17 94 1411 9 14 合计 4 457 125 35 46 28 143 88 1308 9 2 15 81 91 1580 8 25 （ 2） 老区周边滚动落实的新的储量急待完善 老区新滚动储量急待完善区块 区块 储量/104t 目前状况 目前压力 系数 油井 /口 水井 /口 日产液 /t 日产油 /t 含水 /% 动液面 /m 区上升盘 58 1 0 5 1808 5、 2 块结合部 88 4 2 6 1547 12 块与庆 85 块结合部 45 2 2 28 10 64 1642 19 东块 33 1 0 7 1583 21 块 43 2 1 55 4 1700 计 267 10 5 0 1656 年来，老区相继发现或落实动用了胡 18 井区胡 5层上升盘 4层、胡 5 块与胡 2 块结合部 4层、胡 242 12 块与庆 85 块结合部、胡 19 东块 3 21 块等新油藏，储量达 267 104t，这部分储量明年急需注水完善。 (3) 随着微构造研究的深入，局部地区注采对应较差 近几年来利用各种动态监测及油水井动态资料，在构造比较完整认识程度较高的胡 5 块及极复杂的胡 2 块、胡 47 块，通过微构造研究发现了大量断距为 5且对剩余油具有明显的封隔作用的小断层及各种类型的微构造（正向微构造、小断块、小断鼻）；这些区块的储量共 647 104t,对这些新发现的微构造用目前的注采井网来开发是很难适应的。 4、含水上升仍然是影响油田递减的主要因素 胡 5%以上，主要原因是储层非均质影响，层间差异大，水驱动用程度低，含水上升引起的递减加大。 胡状集油田历年自然递减曲线 991 1994 1997 2000 年自然递减（%）从含水上升、井况、液量及措施等因素对自然递减的影响分析，油田自然递减过高的主要原因是含水上升的不利因素。胡状集三大主力区块近四年含水上升引起的减产油量均在 04t 以上， 243 影响全油田年自然递减 6%以上。 含水上升影响自然产量表 内容 1999 年 2000 年 2001 年 2002 年 年减产油 104t 增加自然递减 % 、前期地质研究与矿场实践相结合，探索适宜的特色挖潜技术 针对油田的严重非均质储层和复杂构造等因素造成的剩余油分布日益复杂等问题，重点开展了以下几个方面的研究和矿场试验工作。 （一） 针对油田开发暴露出来的矛盾开展的前期研究工作 1、单层突进现象研究 胡庆油田注水开发后，三大矛盾尤为突出 ,造成部分高渗 层突进现象明显，出现“大孔道”，油水井含水上升快，注入水沿高渗带短路循环，水驱波及体积小，水驱动用程度低，相对差层难以动用。具体表现为单层突进现象严重，吸水剖面较差。 从胡 12块胡检 1井岩芯研究结果看，渗透率突进系数达到 七南块胡 7岩芯研究结果，致主力区块在采出程度 情况下含水高达 90%。 从历年吸水剖面资料看，吸水厚度百分数只有 40%左右，其中强吸水层厚度只占 8，其吸水量占 注入水主要进入高渗层中。近几年来随着 层挖潜治理力度的加大， 244 吸水剖面正在逐渐好转，吸水厚度百分数逐渐提高，强吸水层厚度百分数逐年减少，强吸水层相对吸水量百分数也在降低，但增加吸水剖面的难度仍然很大。 胡状集油田历年吸水剖面统计表 年度 统计井数 吸水厚度百分数 /% 强吸水层厚度 百分数 / % 强吸水层相对吸水量 百分数 /% 1995 32 996 47 997 52 36 998 39 999 50 000 110 001 81 002 70 7 2、层间干扰现象研究 高渗层对中低渗层产生干扰现象一直是油田严重非均质油藏动用程度低的主要原因。 注水井由于层间渗透率级差大，在合注条件下提高注水压力，吸水剖面基本上没有改变。 如胡 12注水压力由 6高到 水厚度百分数基本上没有改变。结果如下表： 胡 12不同压力下吸水状况变化 试验时间 注水 压力 注水 层 厚度 /层数 吸水层 厚度 /层数 相对吸水大于10%的 厚度 /层数 吸水厚度 /层数占射孔厚度百分比 0 0 0 0 245 从 以上可以看出，在级差较大的情况下，注水井随着注水压力的提高， 层的水驱动用状况并没有得到有效改善。从胡12 块研究结果看，当渗透率级差大于 6 时，层间干扰现 象就比较严重。 注水井射开渗透率级差小于 6 倍的层注水，层间储量动用程度比较高 如胡 12选层射开中差层 13 层， 水，渗透率最高 255 10低 79 10间最大级差 ，在1100%，其中有 6个层在相距 1502上不吸水（注水压力 原因是胡 12层间渗率级差最高达 ，平均 。这说明高渗层对中低渗层干扰严重。 为此，针对层间渗透率级差大，层间干扰严重的问题，我们采取了细分层、封堵等 配套技术，取得了一定效果，但是在开发过程中，同样反映在相对差层中，往往封堵高渗层后，两三个月在相对差层中又出现一个新的“贼层”，稳产时间短。从油井堵水情况看 ,被堵水淹层平均渗透率 1784 10产弱水淹层或未水淹层平均渗透率 358 10水后单井日产油由 升到 水由 89%下降到 36%，动液面由 767232m。说明堵水后减缓了层间矛盾，解放了部分中低渗层，但目前由于井况日益复杂，而且受隔层条件等因素限制，油井封堵难度较大。 246 胡状集油田部分井堵水效果统计 表 井号 堵水层 生产层 措施前产状 措施后产状 厚度 渗透率 厚度 渗透率 液 m3/t 油 t/d 含水 % 液 m3/t 油 t/d 含水 % 126 2100 10 332 43 6 86 12 9 21 12 2444 6 443 33 9 71 26 12 47 7 1286 10 187 22 2 90 13 11 2 5 1336 18 390 87 4 95 12 7 35 12 1767 17 384 100 8 91 43 29 25 平均 784 58 57 9 6 3、平面矛盾现象研究 在小层沉积相精细研究的基础上，充分利用油田动态监测资料对储层平面矛盾有了较清楚的认识。 胡 7 南块 9踪剂资料统计表 井号 吸水厚度 对应油 井 见示踪剂时 井距 水线推进速度 d/m 注水波及率 M 时间 注水量 m % 7 118 140 70 59 200 200 7 59 150 150 7 177 120 40 70 590 370 37 7 52 160 160 3 676 190 15 7 104 120 60 7 156 120 40 7 156 350 117 7 156 130 43 7 71 170 170 0 710 130 13 7 71 100 100 7 213 100 33 7 71 120 120 7 142 110 55 247 如胡 7 南沙三中 74号砂体，在平面上均有 2 个或 2 个以上的河道沉积。该砂体平面变异系数为 均为 均渗透率级差区间为 ，平均为 112 倍。如沙三中 76砂体，最大渗透率 3860 10小渗透率只有 25 10此该层系平面非均质性极为严重。 从 胡 7 7 7组的示踪剂资料分析，在井距 150 米的情况下，最早见示踪剂的井只有 1 天，计算该层的水驱波及宽度只有 ，注水波及率只有 （二）针对问题，开展前期矿场先导试验 搞好油田开发的前提是对油藏地下地质和储量潜力具有一个正确的认识，但地质研究对象的隐蔽性和复杂性，认识地下手段的间接性和局限性，给地质研究和油田开发带来了很大困难。为此，运用计算机技术，针对各油藏单元开发中存在的问题，坚持 宏观与微观、动态与静态、层间与层内、历史与现状、定性与定量相结合，综合运用各 种监测资料、测试资料， 重点对胡状油田胡 5 块、胡 12 块、胡 7 南块三大主力区块及胡 7 北块的 2925 104展油藏精细描述，完成了微构造研究、高分辩率层序地层学分析、沉积微相研究、三维地震解释、储层随机建模及油藏工程研究。 在油藏描述中，重点以次级断层控制的自然断块为基础，开展储层沉积微相、储层特征的再认识，准确描述油藏剩余油的综合 248 性研究。具体研究中，对胡 12 块、胡 7 南块构造相对简单、储层非均质严重油藏，重点描述非均质储层变化和储层连通状况，纵向上采用了以砂体为独立的流动单元进行小层的精细对比划分，将全井 段目的层由原来的 10 个大砂组，分为 25 个旋回 78 个小层，将产出状况落实到小层。对胡 5 块、胡 7 北块以三、四级断层为主控因素形成的断块构造油藏，突出了微构造、小断层的组合研究，在理清局部小断层组合的基础上，建立地质模型进一步精细油藏描述。四个区块共编制小层顶面微构造图 59 张、小层沉积微相平面图 103 张、孔隙度平面模型 160 张、渗透率平面模型 160张、砂岩等厚图 69 张。 在以上精细描述的基础上，在编制方案时，有目的的开展了先导试验，积极探索主导的挖潜思路和特色技术。 1、井组单采 油层开发试验 近几年来，我们持之以恒地开展了井组单采 油层开发试验，主要技术手段是封堵（水泥挤封、化堵等）和下 4 套后，重新射孔单采 层，取得较好的试验效果。 97 年底开始引进 4 套延迟固井技术，截止目前，胡状油田共下 4 套管井 33 口，其中油井 14 口，水井 19 口。油井累计增油 104t。水井下 4 套后根据吸水剖面及连通状况选层射孔注水，挖掘 层潜力，对应油井累计增油 104t。 如胡 12，下 4 套前生产 61120 层 ，日产液 产油 水 97%，下 4 套后射孔生产 249 96 层 ，日产液 产油 水 64%，截止目前累计增油达 5658t。 胡 12下 4 吋套前后对比表 时间 层位 井段 /m 厚度 /层数 日产液 t 日产油 t 含水 % 下 4 吋前 611290 7 下 4 吋后 9241 4 2、 重组细分开发试验 油田在注水开发初期，由于对储层非均质性认识不足在层系划 分上比较粗。注水开发后层间干扰现象日益突出，小层水驱动用状况呈“两极分化”，注水开发效果逐渐变差。针对这一突出矛盾，近几年我们在油藏精细描述及剩余油分布规律研究的基础上，开展了重组层系细分开发试验研究，取得了较好效果。 比较典型的是胡 12 块 6系，细分重组为 6、 71 86组细分后主要技术指标变化如下表： 6系调整前后主要技术指标变化情况表 层系 储量 物性参数 水驱控制 /动用程度 单井物性参数 平均值 单井控制储量 层系 储量 物性参数 水驱控制 /动用程度 单井控制储量 平均渗透率 级差 /突进系数 渗透率 级差 突进系数 平均渗透率 级差 /突进系数 668 143 19 /5 0 3 中 6 112 5 /3 中 7135 86 3 中 8621 计 250 层 系重组细分后开发效果得到较好改善，主要表现在以下几个方面： 递减得到有效控制，产量稳中有升。 通过治理， 6系日产 油从 68t 上升到 86t，综合含水由 采油速度由 高到 自然递减由 降到 综合递减由 降到 目前该层系自然递减 ，综合递减 开发水平明显提高。 水驱控制及动用储量增加。通过治理， 6系水驱控制程度由 高到 水驱动用程度由 根据水驱特征曲线法计算， 6高到 增加可采储量 104t。 另外，胡七南 4 上层系进行重组细分后也取得了较好的效果。因此，重组细分开发是下步挖潜的重要手段，这是由其特有的油藏非均质特点及开发历史所决定的。 3、 I 类油层提高采收率开发试验 在对 I 类层剩余油精细描述的基础上，为充分挖掘其平面上的潜力及层内潜力，近几年来我们在改善 I 类层平面矛盾及提高 驱波及效率方面做了两个方面的开发试验，效果比较明显。 抽稀井网、河道注水、边滩采油试验 主要针对胡七南 6系平面矛盾突出、注采井组短路 251 循环严重、注水效率低的开发特点，在油藏精细描述及剩余油分布规律研究基础上，在 6系进行抽稀井网、河道注水、岸边采油开发试验。主要做法是，停产主河道内短路循环的生产井，转注部分高含水油井，加强河道注水，油井均部署在河漫相沉积相内（平面上物性较差的区域），使这些见效弱或不见效井见到注水效果。 该层系主河道内共停产油井 6 口，高含水转注 2 口。方案实施后见到较 好效果。该层系日产水平由 40t 上升到 64t，日增油水平 24t；综合含水下降 百分点。但由于 I 类层层内矛盾十分突出，配套工艺措施没有跟上，因而岸边采油井受效后含水上升速度比较快，有效期仅一年左右。 胡七南 6系开发曲线 深度调驱试验 胡状集油田近几年来在解决层内矛盾方面也做了大量工作。特别是深度调驱技术取得了一定效果。如 2002 年 2 月开始在胡 12402475436386365351331 345382 391346 358476421434 445415366352 341331 3033863842503003504004505009 4 9 5 . 2 9 5 . 69 5 日产液4248504653524047454446 446458 595240363536 3433 52 块进行了 5 个井组的深部调驱试验，目前见到了较好增产效果。如 12是该块生产 86合含水高达 98%，对应水井 12实施深部调驱后一个月，油井含水下降到 92%，日产油由 升到 增油 417t。 但从近几年深调效果分析看，调驱工艺仍不适应胡状油田不同区块、不同井组的开发需要，仍需不断改进并针对不同区块、不同井组的具体特点采取不同堵剂的配方，以挖掘储量比例较大的 I 类层层内剩余油。 4、针对性的动态监测项目筛选及应用 胡庆油田储层非均质性强，层间干扰严重，而且地层水矿化度高、地层温度高，原有的动态监测技术已不能很好的满足油田开发的需要。因此，从 98 年以来开展了井斜复测、高精 度 C/O 比测井、 井、中子寿命测井、硼中子测井、氯能谱测井、裂缝监测等，通过这些资料的录取，为我们挖潜层间剩余油提供依据，提高对高含水区剩余油的判断能力，措施针对性增强，为此在一些高含水油井上采取针对性措施实现降水增油。 新钻调整井在进行水淹层解释的同时加测 C/O 比，从 C/O 比测井资料统计结果看，强水淹层厚度占总解释厚度的 中水淹层厚度占 弱水淹厚度占 未水淹厚度占 总体结果与小层储量动用状况调查结果具有一致性。 如庆 25根据剩余油研究及 C/O 比测井资料综 合分析，认为该井具有较大潜力。利用高精度 C/O 比测井解释成果，射开未 253 水淹层 64 层 期日产油 水 14%，目前日产油 5t，含水 20%，累计增油 2000 多吨。 胡 5原钻井资料是直井，复测井斜结果在 2300m 总方位185 度，水平位移 123m，据此弄清了胡 5与邻井的对应关系，并落实了一条断距 7 8m 的小断层，分析结果该井 4 中 8与胡 5不连通， 8 与胡 5连通，而 8 的5与 5不连通，然后采取针对性挖潜措施，取得了较好效 果。 5、通过矿场试验取得的认识 一是在油藏精细描述的基础上，只有重组细分与分注相结合，才能不断提高各类储量的开发效益； 二是充分利用成熟的 4 套、侧钻、大修、化堵、调剖等工艺技术，是提高二、三类层动用程度，实现重组细分的技术手段； 三是应用 剖及调驱技术，实现一类层平面调整挖潜，提高其采收率。 四、油田潜力分析 1、已注水开发区块提高采收率潜力 为了明确注水开发区小层动用状况，剩余储量分布的油藏位置、剩余油的存在类型和井网受控状况是提高注水区开发水平的前提。对胡 5 块、胡 7 南块、胡 12 块三大主力区 块 280 个小层的2354104t 储量动用状况调查（占胡状油田总储量的 ，根据 254 小层物性、注采状况及储量动用状况，将其划分为三类 : 胡状油田主力区块小层动用状况分类统计表 类别 层数 地质储量 所占比例 累计产油 累计产水 累计注水 采出程度 剩余地质 储量 所占比例 /104t /% /104t /104t /104% /104t /% I 66 I 80 34 计 280 2354 100 00 I 类层：在同一区块内储层物性较好，单层厚度 上。水井表现为强吸水层，油井表现为主力产层。采出程度在 26%。该类小层共有 66 个，储量 04t，占总地质储量的 剩余储量 104t，占总剩余地质储量的 所占剩余油储量比例较大。 类层：在同一区块内储层物性相对中等，水井表现为吸水相对较差，油井表现为相对低产层，这类层目前水驱动用状况比 出程度 18%。该类小层有 80 个，地质储量 04t，占总储量的 剩余储量 04t，占总剩余储量的 所占剩余油比例也比较大。 类层：在同一区块内储层物性相对较差，水井表现为微吸或不吸水，油井表现为基本不产出。这类层目前基本未水驱动用，采出程度 该 类小层共有 134 个，单层厚度较薄，04t，占总储量的 剩余储量 04t，占总剩 255 余储量的 从以上小层动用分类情况看， I 类层动用较好， 层动用较差，但所占剩余地质储量比例分别为 因而油田下步治理必须同时搞好 I 类层的挖潜和 层的挖潜，二者不能舍弃其一。 在充分深入研究储层的非均质性， 构造的复杂性、流体性质、井网因素、工艺因素、水动力等影响剩余油的主控因素后，将油田剩余油分布划分为五种类型，主要包括井网控制不住 型、构造型、成片分布相对差油层型、滞留区型及层内未水淹型，具体情况如下： 井网控制不住型 ：此类剩余油主要包含两种情况，一是原井网未钻遇或虽有井钻遇但未射孔生产，一种是原井网控制但后期由于井况损坏而损失的储量。如胡 7 南 4 上 5、 1 5、胡 5块 3、胡 18井区 4等。该类剩余油储量 04t，占总剩余地质储量的 不同的区块由于井况损坏程度及原部署井网完善程度的差异各不相同，胡 5 块和胡 7 南沙三中层系相对比较突出。 构造型： 这类剩余油的成因有两个。一是由于构造复 杂，断块破碎，断块面积太小没能形成注采井网，要么只注不采，要么只采不注；二是油井位于构造边角或位于沿主控断层构造高部位，见效较弱或不见效。如胡 12 块 10 2、胡 7 南 92等。该类剩余油地质储量 04t，占总剩余油地质储量的 256 是胡状油田目前剩余油主要分布类型之一。 滞留区型 ：在储层物性较好的连片分布油层中，相邻两三口油井或注水井之间，由于油水井工作制度和井距的不配套造成注入水流动方向具有差异性，使一部分含油面积注入水未波及到造成剩余油富集，这部分剩余油含油面积较小，平面上多 呈现出零星片状或小条带状。如胡 5 块 84、胡 7 南 74等。该类剩余油地质储量 04t，占总剩余地质储量的 所占比例较小。 层内未水淹型： 主要分布在单层厚度较大的小层，平面上水淹区内，由于胡状油田层内非均质性比较严重，存在高渗条带，加上胡状油田注水开发初期注采强度较大，造成注入水沿高渗条带突进，致使厚油层的其它相对低渗部分弱水淹，甚至未水淹，富集层内剩余油。该类剩余油地质储量 04t，占总剩余地质储量的 39%，所占比例最大。 成片分布相对差油层型 ：其特点是油层物性 相对较差，注采系统平面上看即使比较完善，但由于层间干扰和平面注入水沿高渗带突进的影响，造成这部份相对差油层目前井网下水驱动用较差，小层水淹面积小，未水淹面积连片分布，剩余油富集，如胡 7 南 7 6、胡 12 块 73、胡 5 块 22等。这类层剩余地质储量 04t，占总剩余地质储量的 所占比例也比较大。该类剩余油是目前胡状油田挖潜的主要对象，在胡 7 南块和胡 12 块分布较广泛，从近几年胡 7 南 6系、 4 257 上层系及胡 12 块 6系细分层治理效果看也比较理想。 不同剩余 油类型的挖潜对策及方法 剩余油分布类型 挖潜对策及方法 井网控制不住型 依靠油、水井大修、下 4套及老井更新、侧钻等措施挖潜 构造型 主要依靠打调整井、侧钻井来挖潜 滞留区型 主要依靠改变水驱油方向来挖潜 层内未水淹型 依靠深度调剖及三采技术进行挖潜 成片分布差油层型 通过封堵高渗层及打新井等方法细分开发层系，挖掘剩余油。 今年小层调查结果， I 类层剩余油所占总剩余油储量的 主要分布在层内未水淹型、构造型及井网控制不住型、滞留区型相对所占比例较小。 I 类层下步可通过以拉大注采井距为原则， 合理恢复注采井网来挖潜构造型、井网控制不住型及滞留区型剩余油潜力的同时，充分依靠调剖、三采等工艺技术来挖掘层内剩余油潜力，进一步提高采收率的潜力仍然比较大。 、类层剩余油所占比例为 主要分布在成片分布相对差油层型、井网控制不住型和构造型。 层可通过层系细分重组以减少层间干扰，提高水驱动用程度的治理，提高采收率的潜力较大。主要是由于其目前的水驱动用状况差、采出程度很低，因而 的挖潜是胡状油田近阶段提高采收率的重点工作。 （ 1） I 类层提高采收率的潜力 258 目前油田已注水的 5 个 主要单元一类层储量 1542 104t，采出程度 水驱动用程度 对一类层的治理通过技术攻关后，提高采收率 4 个百分点，增加可采储量 62 104t。对这部分剩余储量下步主攻方向按照分布形式采取分类治理：对平面层内水淹区的剩余储量采取新型研制的调剖剂，提高堵剂的强度和有效期，改变水驱油方向，扩大波及面积，局部层系整体三采技术挖潜；对局部构造未完善区的剩余油依靠调整井、侧钻井完善井网来挖潜。 （ 2） 开发对象向 油层转移的潜力 已注水配套单元 层储量 1720 104t，目 前水驱控制程度 62%，水驱动用程度 采出程度 是油田剩余储量的绝对优势资源。因此，依靠科技手段动用这类储量的潜力很大，在目前已取得开发效益的成功技术（侧钻、 4 套、高压增注）等主导措施，将 层采收率提高 4 个百分点，增加可采储量 75 104t。运用油水井的封堵、层间调剖、老井下 4 吋套管、水井分注、高压增注等工艺技术细分层系、重组井网，充分的挖掘层间潜力。 通过老区技术改造，依靠更新井、侧钻、 4 套重组细分开发，改善吸水剖面，实现开发对象由 I 类层向 层的转移。 2、复杂小 断块储量潜力 胡庆油田的难采储量主要是指目前从认识上、技术上难于配套的相对整装的单元，这部分地质储量 705 104t，占全厂储量的 259 目前采出程度为 采油速度仅为 标定采收率仅为 下步主要从地质基础研究上突破胡 47 块、胡 63 块、胡 39 块的构造认识，只要理清断层，把握储层变化，便可从根本上解决单元的注采配套，发挥其应有的潜力。如胡 5 块 低渗透油藏应用燃气超正压射孔技术取得的效果，充分说明了依靠工艺技术改造油层的巨大潜力，对这部分储量加密井网、配套降压增注，从而改善区块开 发效果。 下步对极复杂构造单元，完善小断块井网，配套转注措施完善井网；对特殊油藏特殊改造后，提高采收率 5%是完全可行的，增加可采储量 104t。 总之，通过 3的努力，实现老区采收率提高 4 个百分点。 3、滚动勘探潜力 胡状 洼南部地区、 河岸 据第三次油气资源 评价结果， 石油总资源量为 108t，108 260 采油五厂管辖区资源量统计表 2000 年以来，在石家集断裂带、老区深层及新层位开展滚动勘探取得了较好效果，增加可动用石油地质储量 365 104 t，近两年产油 8 104 t。 近三年老区新增储量及产油统计表 时间 新发现储量单元 新增动用地质储 量 2001 年 2002 年产油 2000 胡 7 105 001 胡 5 块沙三中 92 12 块沙三下 20 002 胡 12 块南区 30 2、 5 块结合部中 28 计 365 003 年重点在胡 2105 井连片研究、胡 47 块扩边、胡五环洼、 胡 60 块、 胡十东南 1 块连片、胡 94 块、庆南地区庆 1块 等 7 个区块开展滚动勘探，预计增加储量 612104t。 五、全面提高严重非均质油藏开发水平技术对策 1、依靠科技进步，对已注水开发区块重组细分，降低级差，动用二、三类层储量，全面提高开发水平 石油 气 石油 气 石油 气胡状集 - 庆祖集 17000 123 11557 123 68西洼南部地区 5500 2 3 4 . 6 5466 2 3 0 . 6 1 9 9 . 3 8 9 8 . 3河岸 - 刘庄地区 3462 6 0 . 5 3384 5 8 . 5 9 7 . 7 9 6 . 3 6合计 25962 4 1 8 . 1 20407 4 1 2 . 1 1 7 8 . 6 9 8 . 5 7地区总资源量 剩余资源量 剩余率 261 近几年，我们在油藏精细描述及剩余油分布规律研究的基础上，在方案部署中开展了不同单元不同油藏重组细分开发的试验研究，相继在在胡 12 块 6系、胡 5 块 5区、胡 2块、胡 7 北胡 23 井区细分开发取得了较好效果。根据物性、剩余储量和效益总结本油田重组细分开发层 系的技术标准： 重组后每套层系须具有一定的储量基础，满足细分开发的经济效益要求； 同层系内油层物性及原油物性相近，渗透率级差小于 6； 单井油层厚度 15m 左右，生产井段小于 40 两套开发层系之间应具有稳定的隔层条件； 单井控制可采储量 104t 以上。 目前油田三大主力单元 层储量 1170104t，占区块储量的 采出程度 16%，剩余地质储量 983104t，是下步主要挖潜的对象，对这部分储量通过细分