改善中原油田开发状况的几点意见

改善中原油田开发状况 的几点意见 一、 中原油田开发状况评价 二、 挖潜改善开发效果的主 要技术对策 三、 2003年老油田开发重点 工作的几点意见 改善中原油田开发状况的几点意见 一、中原油田开发状 况评价 开发历程及开发现状 油田主要开发指标与 国内其它油田对比评价 分类油藏开发状况评价 一、中原油田开发状况评价 (一 )开发历程及开发现状 中原油田是一个油藏埋藏深、 类型多、构造复杂储层物性差、地 层高温、高盐、高矿化度、低原油 粘度、水驱油效率高的砂岩油田， 1979年投入开发以来，开发过程分 为四个阶段 2、 高速上产阶段 （ 1984 1988年 ） 五年内陆续投入开发了文东、胡状集、庆祖集、马厂、桥口等油田，共投入储量18086万吨，建产能 762万吨，同时对文中、濮城进行细分层系、加密调整，以电泵为主要手段强采强注， 1988年年产油达到历年最高峰 722万吨，采油速度 4、 调整挖潜阶段 （ 1996年目前 ） 进入 “ 九、五 ” 以来，应用油藏精细描述技术，开展剩余油分布研究，针对不同类型油藏、不同开发阶段的剩余油分布特点，进行调整挖潜，开发对象逐步向二、三类油层转移，有效控制了含水上升速度，年含水上升速度控制在一个百分点以内， 199600万吨， 199975万吨左右 。 1、 油田开发建设初期阶段 （ 1979 1983年 ） 五年内相继将五个主要油田 （ 濮城 、 文中 、文南 、 文明寨 、 卫城 ） 投入了开发 ， 动用石油地质储量 13533万吨 ， 建产能 300万吨 ， 年产油由 26万吨上升到 303万吨 ， 采油速度达 3、 产量递减阶段 （ 1989 1995年 ） 主力油层严重水淹，老区含 水升高，从 升至 油水井损坏进入高峰期，注采 系统遭到严重破坏 每年新动用储量大幅度减少， 产量递减。年产量从 1988年的 722万吨降至 1995年的 410万吨 中原油田历年产量变化图 （一）油田开发历程 四个开发阶段 中原油田历年新增动用储量变化曲线 4095451334871330106911409341064349240 2054361013548 5161154230943532866403719542855115034596325106781353315487416174046339399383863795037745375053715636092351583401832949316192813211501952423619399470100020003000400050006000700080009000100001979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001当年动用储量（104t）050001000015000200002500030000350004000045000累积动用储量（104t）当年动用储量累积动用储量中原油田历年储量及产量变化曲线 动用地质储量 41617万吨 标定采收率 油水井 5115口（ 油井 3206口，注水井 1909口） 注采井数比 1： 产液 80144吨，日产油 10275吨 平均单井日产 合 采出程度 采油速度 剩余可采储量采油速度 储采比 驱控制程度 水驱动用程度 开 发 现 状 回顾油田开发历程 ， 与国内几个主要砂岩油田对比 ，中原油田的开发主要有以下三个特点 (二 )油田主要开发指标与国内其它油田对比评价 1、开发节奏快，基础工作薄弱 时间（年）年产油（万吨）中原 1979 18 1988 722 966 36 1991 3355 8 %)油田名投入开发时间（年）限（年）年产最高峰中原与胜利开发历程对比情况 多年高速度、快节奏的开发，致使许多基础工作、研究工作没有跟上，造成稳产基础不牢。 1、中原油田的开发节奏快，但基础工作薄弱 一是 油藏精细描述研究的广度不够；胜利油田已经开始了第三轮油藏描述，而我们才刚刚开始第二轮，而且第一轮也只描述了 73%的储量比例区块 基础工作和研究工作的欠帐主要体现 二是 不同类型油藏合理的开发技术政策、注采压力系统等研究不够对中高渗断块油藏的研究比较深入，对储量占大多数的低渗、特低渗油藏的开发还没有明确的技术政策、技术经济界限和配套工艺技术保障 ;对井身结构设计、井况损坏机理的研究相对滞后，造成井况损坏严重，对开发影响很大，到目前每年损坏 200口左右，每年打 400多口新井，这个数是新井井数的一半 三是 大量的基础工作欠帐已经到了非常严重的程度；采油厂、研究院 “ 八五 ” 以来新井多年的孔渗饱资料没有补充建立， 80%以上的采油区队动态分析缺少小层平面图、小层剩余油分布图等基础资料， “ 四到层 ” 分析管理缺少基础。 2、 标定采收率、采油速度、采出程度相对较高，但水驱控制和动用程度低，两者不相匹配，自然递减居高不下，稳产基础薄弱 油田主要指标对比表 控制 动用中原 %)综合含水水驱程度采出程度采油速度 反映出中原油田大段层系开采多 、合注合采井多 ， 未受注水井控制的油井多 ， 分层动用状况不好 ， 至去年底未受控油井有 689口 ， 主力吸水层 、 主力产层一般在 23%左右 ， 分注率仅 2、标定采收率、采油速度、采出程度相对较高，水驱控制和动用程度低，两者不相匹配，自然递减居高不下，稳产基础薄弱 中原与中石化、胜利主要开发指标对比 产量 比例 产量 比例 产量 比例中石化 3490 269 71 950 668 189 91 288 80 49 7 85 施产量产量构成自然产量油井措施占油井开井数情况 1912513376251462513548186905000100001500020000中石化 胜 利 中 原井数、井次（口）远高于中石化平均水平 单井年增油 249吨 ,少 291吨 . 水井措施占水井开井数情况 7021474611672051862829015003000450060007500中石化 胜 利 中 原井数、井次（口）73%的油井、水井要进行一次措施 3、新井产量比例高，新区储量投入少，新区建产能少，产量比例低，产能建设主要靠老区打调整井，只提高了采油速度，动用储量增幅不大。 2001年新井产量占总产量的比例 2468101214中石化 胜 利 中 原中原高了 5个 百分点以上 中原与胜利、中石化新区、老区产量对比情况 利 中原产量比例（%）新区 老区新区、老区产能建设情况对比表 油田2001年度新增产能新区新增产能新区产能比例新区产量比例老区新增产能老区产能比例老区产量比例中石化 利 中原产能比例（%）新区 老区中原与胜利、中石化新区、老区产能对比情况 按照渗透率 、 压力系统 、非均质状况等把全局油藏综合分成 6类 （ 储量 40463万吨 ，不包括 2001年新区 1154万吨 ） (三 )分类油藏开发状况评价 1、高渗油藏（渗透率大于 500储层分布稳定，油层单一，构造简单，已处于注水开发末期。 分类油藏开发状况评价 2002年在该区钻检查井濮检 4井 ， 取芯资料初步分析表明 ， 厚层 （ 主力层 ） 水淹严重 ， 相对薄差层水淹程度较低 。 这类油藏开发效果好 ， 但目前主要是排液采油 ， 开发状况差 ， 剩余可采储量24万吨 ， 占 地质储量 采出程度剩余可采储量水驱动用程度( 万吨 ) (%) ( 万吨 ) (%)类层 2248 类层 618 8 、 类层开发指标 1、高渗油藏（渗透率大于 500储层分布稳定，油层单一，构造简单，已处于注水开发末期 123456主要有濮城沙一、沙二上 1两个单元，地质储量 2866万吨 ,占 7%年产油 11万吨 ,占 含水 97%,生产水油比 采收率 ，可采储量采出程度已达 累计水驱动用程度 自然递减 已进入注水开发末期 2、常规中渗复杂断块油藏 (渗透率 50量基础大，品质好，工艺技术适应程度高，总体开发效果好 分类油藏开发状况评价 123456主要有文明寨、文中、濮城沙二下等 26个单元 ,是中原油田的主力油藏， 地质储量 13542万吨，占 年产油 含水 标定采收率 采出程度 采油速度 1%,水驱动用程度 自然递减 2、常规中渗复杂断块油藏 (渗透率 50量基础大，品质好，工艺技术适应程度高，总体开发效果好 2、常规中渗复杂断块油藏 (渗透率 50量基础大，品质好，工艺技术适应程度高，总体开发效果好 地质特点： 埋藏相对较浅，储层物性好，构造复杂，工艺技术适应程度较高，开发程度和标定采收率都比较高 开发表现： 类油层水淹程度 高 、 类油层水俺程度相对较 低 潜力： 、 类油层潜力大 类层断层边角、构造高部位、水动力滞 留区等部位还有潜力 按照去年底采出程度和标定采收率差值计算，这类油藏剩余可采储量 1096万吨，占全油田剩余可采储量（ 3164万吨）的 2、常规中渗复杂断块油藏 (渗透率 50量基础大，品质好，工艺技术适应程度高，总体开发效果好 地质储量 采出程度剩余可采储量水驱动用程度( 万吨 ) (%) ( 万吨 ) (%)类层 7426 45 类层 6112 51 、 类层开发指标 、 中、低含水储量占了 、 类层渗透率一般也大于 50 10整体上储层物性较好，现有工艺条件基本能满足要求，具备强化动用的基础 。 3、常压低渗油藏（渗透率 10力系数 1左右），储层分布较稳定，开发上表现为水驱采收率与采出程度较低 分类油藏开发状况评价 123456主要有濮城沙三上、濮城沙二上 4 11、卫22等 34个单元，地质储量 6171万吨，占 年产油 含水 标定采收率 采出程度 采油速度 水驱动用程度 自然递减 3、常压低渗油藏（渗透率 10力系数 1左右），储层分布较稳定，开发上表现为水驱采收率与采出程度较低 高渗层动用比较好，中差层通过措施能够注水开发动用，水驱动用程度低，综合含水、采出程度低，采油速度较高，是我们生产的主力油藏。剩余可采储量 519万吨，占全油田剩余可采储量（ 3164万吨）的 开发表现： 3、常压低渗油藏（渗透率 10力系数 1左右），储层分布较稳定，开发上表现为水驱采收率与采出程度较低 4、高温高压低渗及特低渗透油藏（渗透率小于 50力系数 层埋藏深、物性差，水驱程度低，递减高。 分类油藏开发状况评价 123456主要有文东、文南及濮城深层，共 33个单元， 地质储量 9919万吨，占 年产油 含水 标定采收率 采出程度 采油速度 水驱动用程度 自然递减 是中原油田主力油藏之一 4、高温高压低渗及特低渗透油藏（渗透率小于 50力系数 层埋藏深、物性差，水驱程度低，递减高 地质特点： 油藏埋藏深，储层物性差，储层厚度较大，储层分布不稳定 开发表现： 受钻井成本高的限制以及井况损坏的影响，井网的完善程度低，注水难度大，水驱控制程度、水驱动用程度低。剩余可采储量980万吨，占全油田剩余可采储量（ 3164万吨）的 4、高温高压低渗及特低渗透油藏（渗透率小于 50力系数 层埋藏深、物性差，水驱程度低，递减高 5、严重非均质油藏水驱波及体积小，水驱采收率低。 分类油藏开发状况评价 1234565、严重非均质油藏水驱波及体积小，水驱采收率低 主要有胡状集油田和濮城沙二上 2+3油藏， 地质储量 6486万吨，占 16%，年产油 12%，含水 存水率 标定采收率 采出程度 水驱动用程度 自然递减 地质特点： 储层物性较好，层间、层内非均质十分严重，层内存在特高渗条带 开发表现： 存水率低，水驱波及体积小，水驱动用程度低（ ，水驱采收率低，这类油藏的开发效果和开发状况是差的。剩余可采储量 415万吨，占全油田剩余可采储量（ 3164万吨）的 5、严重非均质油藏水驱波及体积小，水驱采收率低 地质储量 采出程度剩余可采储量水驱动用程度( 万吨 ) (%) ( 万吨 ) (%)类层 3510 05 类层 2976 10 、 类层开发指标 6、特殊类型油藏以挥发性油藏主，采收率低 分类油藏开发状况评价 1234566、特殊类型油藏以挥发性油藏主，采收率低 主要有卫 58、文 72沙中等 6个单元，地质储量1479万吨，占 年产油 2%，标定采收率 采出程度 采油速度 自然递减 水驱控制程度 17%，水驱动用程度 13%，剩余可采储量 130万吨 ,占 开发状况和开发效果均很差 总体上 ， 从上面 6类油藏的开发状况和剩余可采储量分布情况来看 ，潜力主要归结为四种类型： 234低渗 地质储量 16090万吨，水驱动用程度 采出程度 剩余可采储量 1500万吨 潜有一定难度，成本相对较高。 中原油田潜力分类图 、 类层的潜力 ,主要是中高渗和严重非均质油藏 、 类层 ,地质储量9706万吨， ,水驱动用程度 采出程度 剩余可采储量 1179万吨 特殊类型油藏的潜力 ,地质储量 1479万吨， 水驱动用程度 13%，采出程度 剩余 可采储量 130万吨 ,这类潜力挖潜难度最大 高含水、高采出 类层的潜力：主要是中高渗油藏 和严重非均质油藏 类层的潜力地质储量 13146万 吨，水驱动用程度 采出程度 剩余 可采储量 355万吨。这类油层通过发展三采工艺技 术有进一步挖潜的能力 二、挖潜改善开发效 果的主要技术对策 提高二、三类储层水驱动用程度 低 特殊类型油藏提高采收率 高含水一类层挖潜 二、挖潜改善开发效果的主要技术对策 中高渗及严重非均质油藏二、三类油层剩余可采储量比例较高， 文明寨明一东整体实施差层井网桥 29块加强以分层堵水为主的注采调整、胡状集油田细分层系开发等都取得了许多成功的经验。 （一）、提高二、三类储层水驱动用程度的对策 主要的技术对策： 整体监测 ， 整体研究 ， 重点加强微构造和储 层横向展布研究 ， 搞清二 、 三类层发育状况 相对富集区整体部署差层注采井网实行好层 、 差层井网分开或细分开发层系 差层储量相对不足时实行分注合采 ， 同时强 化分注 、 分层解堵 、 调剖等配套工艺技术 典型实例： 文明寨油田明一东块 01020304050024507090020401984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002明一东块历年开采曲线 年产液 年产油 采油速度 含 水 自然递减 1982年投入开发，分沙一下二上、沙二下、沙三 上三套层系 1984善、提液挖潜力度，形成了合注合采的局面 ,1986年采油速度达到了 高峰 1987年进入递减期 ;1989年自然递减高达 采出程 单井累积采油量达到 104t，一类层动用已较为充分 1990类层动用差的状况，以强化动用二、三类层为目的，在构造相对简单的中部沙二下按整体监测、整体认识、整体编制方案、整体实施四个整体的原则部署实施差层加密井网，较好的改善了区块开发效果。 1990采油速度 自然递减率控制在 20%以下 目前采出程度达到了 水驱采收率由 26%提高到 明一东含水与采出程度关系曲线 明一东块原井网 (好层 )图 差层井网部署图 二下 3顶 1 4 473421 3 61 3 72 1 4691 0 41 5 11862 1 5201 3 338油井水井9018871 9 01 3 1551 - 51 - 31 4 473421 3 61 3 72 1 4691 0 41 5 186381 - 42 1 51 - 21 - 61 - 11 - 71 - 8部署水井部署油井18871 9 01 3 155明 90井吸水厚度 13m，不吸水厚度 不产层厚度 32.2 m。 明 1 未水淹层 90井组连通示意图 0204060801001201401609109 9110 9111 9112 9201 9202 9203 9204 9205 9206 9207 9208日产液日产油含 水明73井生产曲线051015202530354045509109 9110 9111 9112 9201 9202 9203 9204 9205 9206 9207 9208日产液日产油含 水明69井生产曲线01020304050607080909109 9110 9111 9112 9201 9202 9203 9204 9205 9206 9207 9208油压日注水明1110 9111 9112 9201 9202 9203 9204 9205 9206 9207 9208油压日注明90井注水曲线明 11年 11月转注，初期注水压力 注水 80明 73井 91年 12月见效，日产液由 1.4 t，日产油由 2.6 .7 t，日产油上升 下降到 ，下降 明 69井 91年 12月见效，日产液由 产油由 水由 下降到 ，下降 百分点。 4口差层油井明 111 初期单井日产液 日产油 老井高 含水 比老井低 动液面 1059米 。 如明 11层 ， 水淹层 层 ， 91年 6月投产差层 ， 日产液 日产油 23t， 能量下降较快 。 对应水井明 11年 12月转注后 ， 该井 92年 1月见效 ， 日产油由 100t， 动液面由 1410007m 。 借鉴推广： 文明寨其它区块、文 85、马厂等借鉴明一 东、桥 29等的经验，提高二、三类层水驱 动用程度进一步改善油藏开发效果 . 濮城沙二下在总结 2002年开展南区沙二下 动用差层先导实验的基础上，坚持强化动 用二、三类层 . 胡状集油田坚持细分层系，完善差层注采 井网，配套发展能适应细分要求的分层挖 潜工艺技术，强化二、三类层动用，重点 是胡 12块、胡 7南、胡 5块沙三上 1（一）、提高二、三类储层水驱动用程度的对策 埋藏深、连通性差、渗透率低、高温高压高盐的特点决定了其开发难度。剩余可采储量比例 是主要潜力油藏类型。 文 33块沙三上小井距高压注水开发、卫81块沙四段早期注水保持压力整体改造开发等取得了较好的开发效果。 主要技术对策： 强化敏感性评价 、 横向预测 、 孔隙结构等储层描述技术和裂缝形成机理 、 展布规律研究 ， 进行合理井网密度 、 井网优化等开发技术评价 ， 为低渗油藏的合理开发提供基础 在经济效益许可的条件下逐步完善和优化合理的注采井网 ， 尽量采用小井距 （ 200 ，保证井网对储量有较高的控制程度 ， 要充分考虑裂缝发育对注采井网的影响 主要技术对策： 从钻井开始的开发全过程要实重视油层保护 坚持早期注水 ， 以较高注采比保持压力开发 在较高的压力水平下 ， 优化压裂设计和工艺 ， 及时实施压裂引效 具备提液条件时及时采取配套措施增加产液 量 ， 同时在水井上及时调控 形成低渗油藏注 提的开发模式 （二）、低 典型实例： 卫 81块沙四段 卫 81块井位构造图 卫 81北井位构造图 卫 81南井位构造图 285 284 286 孔隙度为 渗透率 10 低 特低孔渗油藏 ,一般没有自然产能，须压裂才具有工业油流 卫 81块历年开发曲线 02040 年产液年产油0255075100 年均含水020406080100 年注水自然递减98512 198812 199112 199412 199712 200012自然递减0123 采油速度1984年 5月水力压裂在卫 121 井试验成功 1984注水开发的技术条件 1988年投入正式开发 以油藏整体监测和基础研究为指导，早期注水保持压力水平，以压裂改造为主导措施，取得了比较好的开发效果。 采油速度 88上， 97上 采出程度已达到 比平均值高 近几年自然递减明显减缓 ， 控制在 25%以下 采收率 比同类油藏平均值高 卫 81块含水与采出程度关系曲线 运用多种技术手段研究油藏，深化认识 应用中子寿命、裂缝监测等技术，注重抓好油 藏整体监测 坚持动静结合，不断深化构造储层认识 进行专题研究 地质院完成了储层评价 与石油大学合作研究油藏剩余油描述 与西南石油学院合作研究裂缝发育及 展布规律 卫 81块井位构造图 卫 81北井位构造图 卫 81南井位构造图 285 284 286 1989“ 注采方案 ” 、“ 整体改造地质方案 ” ，注采井网井距300注采井数比达到 1： 驱控制程度达到 受控油井达到 87%，其中双向受控井占 65%。 完善优化注采井网原则 实施方案时尽量做到油水井同步 注水立足 “ 早 ” 字，一般排液 3 利用沉积相和裂缝研究成果，选择注水井点注意避开裂缝发育方向 油层相对富集区部署差层井网，差层井井距缩小到 200m 注采完善的结果： 中部物性较好的区域油井 3 北部和南部物性较差区域见效周期平均 220天左右 卫 213井组井位构造图 卫 213、 214、 215井于 88年 6月 设计注水井卫 213压裂投产排液 4个月转注 转注前单井产量还有 d，不含水 从平面上看，主要注采井连线与裂缝发育 方向呈 400开了裂缝方向 如 :卫 213井区 8901 8902 8903 8904 8905 8906 8907 8908 8909 8910 8911 8912日注 油压 油量 8905压裂 卫 213井与卫 214井注采反应曲线 液面 8901转注 8904见效 初 期 日 增 油 能 d， 不含水 ，目 前 累 积 采 104t ， 日产能力还有 d，综合含水 卫 213井组井位构造图 后期调整效果： 2000年按 150米 井 距部署卫 265、 268井， 注意避开裂缝发育方向 压裂投产初期单井日产油 产能力仍有 借鉴推广： 2003年在卫城深层、文 13东、文 33沙三上、濮城沙三上、三中、外围卫 42等油藏实施以注采完善、压裂引效、及时提液为主线的治理对策，努力提高低渗油藏开发的总体水平；同时针对文南深层高温高压高盐低渗单元注水困难的状况，在文 138、 188等区块开展合理小井距条件下高压注水、整体改造的试验，寻求改善注水开发效果的有效途径。 （二）、低 以异常高压挥发性油藏为主的特殊类型油 藏剩余可采储量占 标定采收率低（ ，开展注气先导性 试验，提高采收率的余地是比较大的 按国外同类油藏经验最终采收率可达到 41- 66%，可望提高 （三）、特殊类型油藏提高采收率的对策 （三）、特殊类型油藏提高采收率的对策 美国路易斯州福多切油气田 2沙三中油藏条件极为相似 ， 同属埋藏深的异常高压挥发性油藏 。 油藏油层埋深(m)原始压力(力系数饱和压力(透率(10和压力下粘度(厘泊)采收率(%)福多切油田3952 966年以天然能量方式开发 ， 1970年油藏压力趋近于 地饱压差 产量迅速下降 ， 原因：渗透率降低 7 孔隙率缩小 4%；二是高压差开采井引起油层中微粒运移造成井底堵塞 。 文 72沙三中的开发表现与之相近 ， 初期注水开发保持压力的办法没有获得成功 。 （三）、特殊类型油藏提高采收率的对策 针对 采用注天然气保持压力开采 。 1971年在顶部钻 3口两层分注井 ，注入压力 平均注气量 天； 1980年又钻了 3口注入井 。 在气源不足时用氮气替代 ， 初期 70%甲烷 、 30%氮气 ， 维持了地层压力 ， 保证了混相性 。 在注气开发过程中 ，对 22口油井进行了连续氢氟酸处理 ， 日产油量由 到 1985年采出程度40%， 预计采收率可达到 （三）、特殊类型油藏提高采收率的对策 类比注气可使文 根据地质院室内研究成果 ， 采收率可以提高 20%以上 ， 潜力还是比较大的 。 明年开展文 88块 2003年注气先导试验 ，在实施成功后 ， 文 72沙三中 、 文 72东 、 文269等区块注气开发 ， 采收率可望大幅提高 ， 改善开发效果 。 （三）、特殊类型油藏提高采收率的对策 该类潜力剩余可采储量比例 目前动用比较充分 。 主要的对策是采取抽稀井网 、 深部调驱等办法 ， 提高水驱波及体积；同时积极开展三采工艺筛选 、 研究和试验 ， 提高驱油效率 ， 从而提高其采收率 。 （四）、高含水一类层挖潜对策 典型实例： 桥 29块应用沉积微相研究成果 指导油藏调控和管理 油井上封堵一类层主河道、抽稀井网 主河道注水，河道边部采油，提高平 面上的波及程度 实施 6个井组，累计增油 （四）、高含水一类层挖潜对策 该井组高含水油井桥 21于河道砂的注水井逐步向两侧位于河间砂的油井扩展，使对应油井桥21 - 1 32 9 - 3 12 1 - 62 1 - 2 04 - 52 1 - 1 42 9 - 3 5 9 - 3 1 井组 3 ( 4 ) 小 层 微 相 分 区 图2 1 - 2 52 1 - 92 9 - 2 72 9 - 1 2 - 1 52 9 - 1 02 1 - 2 12 1 - 72 1 - 1 61 8 - 1 82 1 - 1 7 9 - 3 1 井组 3 ( 4 ) 小层水淹图2 9 - 2 72 1 - 2 52 1 - 1 42 1 - 62 1 - 1 52 9 - 3 14 - 52 1 - 1 71 8 - 1 82 1 - 1 62 1 - 92 9 - 1 22 9 - 1 02 1 - 7项目日产液（吨）日产油（吨）含水（ % ）见效前 12640422012 3 212 - 1 52122块 6典型实例： 胡 12块一类 高含水层预交联调驱 胡 123中86对于水井 12十二块胡 1292 94 96 98 含水 胡 12060 1073 1092 1069 1350 1438 1460 1189 1193 1202 1255 1400 1000 1200 1400 液 面 (m) 0 25 50 0 2 4 日产液 (t) 日产油 (t) 胡 12 100 200 300 400 500 600 日注水 2月 5日开始注驱 4月 5日注驱结束 ,累计注驱 4380方 胡 12 一个月后含水开始呈下降趋势， 从 98%下降到 92%，日产油由 上升到了 增油 取得了较好效果。 明年 :一方面在文中 、 濮城沙二上 2+3、 文明寨 、 文南浅层等单元依靠已取得经验的上述常规办法提高一类高含水层水驱波及体积 ， 进一步发挥高含水层生产潜力；另一方面以濮城沙一下 、 沙二上 1为重点在高含水一类油层开展三采试验 ， 并尽快形成规模 ， 作为提高采收率的接替潜力 。 （四）、高含水一类层挖潜对策 三、 2003年老油田开发 重点工作的几点意见 2003年重点抓好四方面的工作 重视地质技术工作，加强基础工作， 提高方案的编制质量 强化剩余油监测工作 ， 提高解释精 度，提高油藏认识水平 在分层注水、改造、堵水上狠下功 夫，改善 、 类层的动用状况 以方案组织生产，提高油藏管理水平 基础工作、基础研究是否扎实，直接关系到方案设计水平的高低，关系着开发调整挖潜的成败，目前研究力量相对薄弱，方案编制水平还有待进一步提高。 （一）、重视地质技术工作，加强基础研究，提高方案的编制质量 3、 研究单位要合理组织人员；一部分致力于滚动勘探 、 新区开发 、 油藏精细描述等重点地质研究工作；另一方面要抽调部分骨干对影响中原油田开发的难题进行攻关 ，如不同类型油藏不同开发阶段合理的开发技术政策 、 低渗 1、 各单位要重视地质技术工作 ，从人力 、 物力 、 财力上对地质工作给予保证 ， 强化基础研究和动态管理人员的配置 ， 要保证有足够的人员对重点单元的精细研究 ， 达到油藏管理的要求 。 2、 强化油藏精细研究的组织 ， 按照“ 十五 后三年把全局重点单元油藏精细描述一遍 ， 治理一遍 ” 的部署安排 ， 要对文15块 、 濮城沙三上 、 卫 81块等 19个重点单元开展第 2轮油藏精细描述 ， 一季度开展工作 ，10月份要保证完成 。 提高地质认识 ， 为油田调整挖潜打下坚实的基础 。 （ 一）、重视地质技术工作，加强基础研究，提高方案的编制质量 2003年综合调整治理单元，还没有取全监测资料的明年一季度及时监测补齐，提供详实精确的第一性资料 。 根据监测资料，对已完成编制的明年重点治理方案修正完善，对正在编制的重点方案提供指导，确保方案准确性。 目前剩余油监测工作中存在的主要问题是特殊监测井数少 、 解释人员与现场人员结合不够 、 解释精度不高 ， 给小层剩余油的认识 、 方案的研制带来了难度 。 2003年要从油藏整体出发，加大油藏监测的工作力度，从数量和质量上提高油藏监测水平。 建议重点抓好两方面工作 1、 整体编制监测方案、整体实施、整体认识，深化油藏剩余油分布认识 对 2003年油藏精细描述的区块，明年二季度完成油藏整体监测方案编制，重点加大剩余油饱和度定量监测的应用力度，提前在 7月份之前做好剩余油监测资料的准备，为调整挖潜方案的研制提供依据。 2、 从人力、物力、财力上给予监测工作保彰，采取多种监测手段、多种办法，提高解释精度 。 在明年的监测工作中，有计划、有目的地对一些剩余油分布状况不明确、水淹层测井解释符合率低的重点区块开展高精度 C/子寿命、 环空测试等多种剩余油饱和度对比测井，修正水淹层解释结果、解释方法和标准，提高油藏认识水平。 （二）、强化剩余油监测工作，提高解释精度，提高油藏认识水平 中原与中石化、 胜利措施构成对比 裂 酸化 堵水 大修 提液措施占比列（%）中石化胜利中原从今年 7月份分注状况调查结果来看 ， 现井网利用的 2077口注水井中 ， 分注 717口 ， 分注率 未分注井 1360口中 ， 因井况问题 、 隔层小 、 注水压力高等原因不具备分注条件的 1095口；具备分注条件的 265口；因此 ， 明年以具备分注条件的 265口为重点 ， 强化分注工作 ， 加强高压分注技术攻关 ， 分注率力争达到 45%以上 。 2、 强化分层堵水 ， 参照桥口油田高效开发的经验特别是堵水经验 ， 对文中 、 文明寨 、卫城浅层 、 马寨 、 马厂 、 徐集及濮城油田沙二段 ， 强化找堵水工作 ， 强化堵水工艺攻关和推广 ， 努力提高二 、 三类层动用程度 。 三是对于油水层交互的油井堵水强化堵水工艺配套 ， 这类堵水主要依靠化堵 、 挤水泥全封再射 ，要解决化堵剂或水泥浸入半径控制 、 油层污染防止 、挤后射孔深度等配套工艺技术问题 ， 同时注意对应注水井差层增注 。 我们有很多成功实例 。 如马厂马10井挤水泥全封再射差层 ， 日增油 20吨以上 ， 当年增油 桥 29998年化堵采差层 ， 至去年底已累计增油 在分层堵水上重点强调三点： 一是要充分重视堵水工作，我们油田目前的堵水措施产量仅占 3%左右，低于中石化、胜利等 4与我们目前 90%的含水不匹配，堵水工作突破不了，二、三类层的挖潜就缺少了一种重要手段。 二是运用多种监测手段，努力找准出水层位，强化找水。 3、对一些常规及异常高压低渗油藏，