精细研究分类治理不断提高开发水平

精 细 研 究 分 类 治 理 不 断 提 高 开 发 水 平 105 目 录 一、基本情况 105 （一）储量动用状况 105 （二）主要地质特征 105 （三）开发历程 106 （四）开发现状 107 二、中高含水期不同类型油藏开发技术对策探索 108 （一）文明寨极复杂断块油田高含水期技术对策研究 108 （二）卫城低渗透油田中高含水期开发技术对策研究 116 （三） 马寨非均质复杂断块油 田高含水期 开发技术对策研究 127 （四）油田开发状况评价 131 三、存在问题与潜力分析 132 （一）目前油田开发上面临的主要问题 132 （二）开发潜力分析 137 四、 2003 年工作预安排 144 （一） 工作思路 144 （二） 开发技术对策 144 （三） 2003年重点工作预安排 144 五、 需局协调解决的问题 153 106 一、基本情况 （一）储量动用状况 文明寨、卫城、古云集和马寨油田，分别位于东濮凹陷中央隆起带和西部斜坡带的北端，探明含油面积 明石油地质储量 7891 104t，动用含油面积 用石油地质储量 6666 104t，探明储量动用程度 试采储量 300 104t、待落实储量 637 104t、待核销储量 288 104t，现井网标定采收率 可采储量 2386 104t。 探明储量动用状况表 （二）主要地质特征 文明寨油田 是极复杂断块油田， 断层多、断块小、构造极复杂，油层埋藏浅、含油层多，储层物性好，但非均质严重，油水粘度比大，储层结构成熟度低、胶结疏松， 在开发过程中出砂严重。 卫城油田 是 受卫东和卫西两个反向断裂带控制的垒形复杂特低渗透断块油田，油藏类型多。主体 深层油藏 整状较富集，储层物性较差、非均质严重且次生裂缝发育，局部存在气顶，具有上气、油田 面积 储量 面积 储量 采收率 可采储量 试采 待落实 待核销( K ( 1 04t) ( K ( 1 04t) ( % ) ( 1 04t) 储量 储量 储量文 516 436 32 20 60 80卫 655 118 071 190 347 537马 047 54 44 37 56 93古 73 58 58 53 234 228 515合计 891 666 386 300 637 288 1225合计探明 动用 标定 探明未动用储量 ( 1 04t) 107 中油、下水的 特点 ,为低 层 油藏含油面积小，储层单一、渗透性较好、胶结疏松，原油物性差。 马寨油田 储层相对集中，但平面、层间变化大， 非均质严重，原油物性较差， 注水开发期单层突进严重，含水上升快，属严重非均质中 文卫马油田储层特征参数表 地质特征和开发特点的复杂性、多样性，决定了油田开发工作必须逐渐深化油田认识，不断制定采取适合油田地质和开发阶段特点的开发对策和措施。 （三）开发历程 文卫马油田的开发历程是一个典型的滚动勘探开发、增储上产稳产过程，共经历了“产能建设阶段（ 1982 1984年）”、“注采完善调整阶段（ 1985 1987年）”、“增储上产高速开发阶段（ 19881993年）”、“ 产量递减 阶段 （ 1994 1996年）”和“ 滚动增储、综合调整稳产阶段（ 1997目前）”等五个开发阶段。 1994 年开始，文卫马油田已全面进入高含水开发期，由于没文明寨 3 6 0 - 2 3 2 1 2383 1 7 - 2 8 . 3 2 0 7 - 6 3 5 0 . 7 8 - 0 . 9 7 6 0 - 8 3 3 . 1 7 - 8 . 5 2 0 . 8 3 - 0 . 8 5 1 1 5 0 0 - 2 5 0 0 787 1 7 . 5 - 2 8 . 1 1 1 7 - 6 0 0 7 - 9 0 4 . 3 1 - 1 0 0 . 8 8 - 0 . 9 2 4 . 4 6 - 9 . 3马寨 1 7 7 0 - 1 9 5 0 717 1 9 . 3 - 2 0 . 8 6 6 - 8 3 0 . 5 3 - 0 . 6 1 7 1 - 7 3 7 . 2 5 - 1 4 . 0 9 0 . 8 2 - 0 . 8 6 3 6 0 - 2 5 0 0 3887 1 7 - 2 8 . 3 6 6 - 6 3 5 0 . 5 3 - 0 . 9 7 6 0 - 9 0 3 . 1 7 - 1 4 . 0 9 0 . 8 2 - 0 . 9 2 4 . 4 6 - 9 . 3卫城 7 0 0 - 3 0 0 0 2120 1 2 . 5 - 1 9 . 6 1 1 . 9 - 6 4 . 8 0 . 6 6 - 0 . 8 9 0 - 1 1 6 2 4 - 3 0 0 . 8 3 - 0 . 8 8 3 . 2 6 - 4 . 2 5古云集 3 2 3 0 - 3 3 6 0 122 0 5 - 1 2 0 31 0 . 7 9 - 0 . 8 0马寨 5 9 0 - 2 7 8 0 537 1 3 . 1 - 2 1 2 0 . 6 - 5 4 . 7 02 2 0 - 3 2 5 9 0 - 3 3 6 0 2779 1 2 . 5 - 2 1 1 1 . 9 - 6 4 . 8 6 6 - 0 . 8 9 9 0 - 1 2 0 2 0 - 3 2 0 . 7 9 - 0 . 8 8 3 . 2 6 - 4 . 2 51 3 6 0 - 3 3 6 0 6666 1 2 . 5 - 2 8 . 3 1 1 . 9 - 6 3 5 0 . 5 3 - 0 . 9 7 6 0 - 1 2 0 3 . 1 7 - 3 2 0 . 7 9 - 0 . 9 2 3 . 2 6 - 9 . 3地下原油粘度 m p a . 化度g / c 透率10田 层位 108 有新区块投入，老区油水井损坏速度加快，加剧了储层非均质矛盾，含水上升率达 然递减由 大到 28%、加大 油产量从 1993年的 108 104996年的 104t、每年下降 10 104t，开发形 势明显变差。 为改善油田开发效果， 96 年以来，一方面加快目标评价和有利区带滚动勘探工作步伐，先后发现并投入开发了卫 94、明 15等 11 个新块 1198 104建产能 104t；另一方面积极依靠科技进步，加强油藏精细地质研究，努力恢复、调整、优化注采井网，进一步强化细化油藏注采管理，并逐步形成适应不同类型油藏的开发技术对策。水驱控制、 实现了高含水期储采近平衡和产量基本稳定 ,文明寨油田再次被评为高效开发油田，马寨油田步入高效开发油田的行列，卫城油田整体达 到类开发水平。 （四）开发现状 到 2002 年 10 月，全厂共建成油水井总数 926 口，开井 778口，综合开井率 84%。其中油井 567 口，油井开井 511 口，开井率 日产液 13039t，日产油 2088t，综合含水 采油速度 剩余可采储量采油速度 ，采出程度 ，工业采出程度 。注水井 359口，开井 267口，开井率 日注水量 16991注采比 积注采比 采井数比 1： 藏水驱控制程度 水驱动用程度 注 109 水井中下封分注井 115口、注单层井 50口，总分注率 ，分层注水量 8038m3/d，占总注水量的 2002 年 10 月份油田开发现状 二、中高含水期不同类型油藏开发技术对策探索 （一）文明寨极复杂断块油田高含水期技术对策研究 “八五”末油田进入高含水开发后期，油田开发面临三大问题：一是 油水井损坏速度加剧， 94新增事故井 48 口，其中 32口井因无法修复而关井，累计事故 134口井，占总井数的 明一东、明一西井网遭到严重破坏，油田有效注采井数比由 1：降到 1： 少受效方向 95 个，减少水驱控制储量 620 104t，减少水驱动用储量 104t。 二是 层间矛盾突出，局部高渗透层形成大孔道，吸水剖面统计资料表明：强吸水层度吸水量却占 明 1口水井调剖液推进速度达 118m/d，已形成大孔道。 三是 由于构造的复杂性和认识的局限，有 18 口油井长期受控不见效、 12 口井无法形成注油 标定采 可采 井网 日注面积 储量 收率 储量油井 水井密度 含水 采油 采出 剩余可 年采 水平田 (104t) (%) (104t)总井( 口 )开井( 口 )总井( 口 )总井( 口 )口/( ( t ) 油 ( t )(%) 速度 程度 采储量 油量 (明寨 436 32 281 240 171 110 118 071 460 369 288 172 58 9 26 24 20 6 66马寨 54 44 159 145 88 71 666 386 926 778 567 359 3039 井数注采井数比二零零二年十月开采现状合计 核实日产 110 采井网而靠天然能量开采。 造成油田 水驱动用储量下降、地层压力下降、含水上升速度加快、产量大幅度递减，油田含水上升率达 自然递减由 17%加 大到 25%、加大 8 个百分点（其中井况损坏加大 间干扰加大 为改善油田开发效果 ,开展了以下几项工作： 1、动静结合、进一步深化构造再认识 （ 1）精细地层对比 一是 建立主要区块的基准剖面，进一步确定各层系的标志层及其电性特征； 二是 针对某些井段如沙二上 2局部井区确立辅助标志层，利用追踪标志层的方法分单元进行精细地层对比，在充分认识砂体展布特征的基础上； 三是对地层电性特征变化大井段，采用由已知推未知的方法逐段对比，首先抓住可信段，确定其层位，再逐渐对比 ，缩短电性变形段，最后确定分层和断点； 四是 考虑油藏形态、砂体展布、总体构造、地层产状、油水系统、动态资料等。 共重新对比 312口井，修改分层 22口井，新开断点 48个，修改断点 97 个，去掉断点 26 个，基本实现了全油田分层的统一，为 构造再认识奠定了基础。 （ 2） 加密油藏剖面，结合监测、动态资料，合理组合断层 由于单井钻遇断点多，断点正确组合的难度大，局部井区动静不符，为此开展了断层研究，断层组合以地层倾向、断层倾向、 111 落差、油水关系为基础，结合监测资料、动态反应等，使每个断点在各个方向上的组合均不矛盾，使其更趋合 理、更有规律。 主要做法： 一是 以新的地质分层为基础，对油田主要开发单元明一东块、明一西块、卫七块及明六块四大主力区块及块间结合部各个方向的构造、油藏剖面进行补充和完善，新绘制剖面 73幅 二是 应用示踪剂监测资料分析井间连通状况，验证断层，指导构造再认识，解决了 15个井组动静不符的问题。明 159井组示踪剂监测发现卫七、明 145 分属两个小断块，对明 145 井沙二上 2层段补孔，日增油 8 三是 应用 层压力资料了解层间压力保持和匹配状况，分析连通关系与地下构造。一般情况下，接近原始压力的高压层多处封闭断 块，压力系数下降的层段有井对应连通，压力剖面反应突变点附近即为断点位置。如根据新明 127井 1含油断块。 四是 应用新井水淹层测井资料分析井间连通关系。新井组合测井水淹解释如和动态不一致，可能是构造认识错误，也可能由岩性变化引起，实际工作中应区别对待、仔细求证。如明 379 井沙三上测井解释为油层，原认为油层与水井明 114 井间主力吸水层连通，综合分析认为两井间存在断层，属构造认识有误，补孔后日增油 8t。 112 五是 动静结合分析验证连通关系。文明寨油田储层物性好，连通井注采反应周期短，若长期注不进或采 不出，则一定不连通。如明 217井转注后原认识同属一块的明 367、新明 128半年不见效，而原认识处于下降盘的明 246 则见效见水含水上升，水井动态调水后又见效增油明显，综合分析证实明 217 与明 21、 246 同处一块，缩小井距后注采反应加快。 构造研究结果：油田基本构造格局不变，内部断层有较大变动，新落实断点 168个，新落实断层 58条，绘制分砂组平面构造图 24张，结合油藏剖面，新开断块 18个、新认识未动用储量 268 104t，合并断块 6个、增加水驱动用储量 95 104t。 如沙二下 3 砂组：明一西块北部构造复杂化，中 部断阶带向北延伸 400m；明一东、明一西结合部地堑块变窄；明一东主体构造简单化，卫七断层走向转为北北东，与明六断层形成的垒块面积扩大。明六块构造仍然很复杂；沙三上 3沙组：明 16西块内部构造复杂化，卫七断层变缓，明一西含油范围北扩，明一东西部新增落差 30 成一狭长含油条带，明六块北部构造相对简单，中南部同样复杂。 根据构造落实结果， 1998部署局部完善井 18 口，实施转注井 7 口，配套油水井措施 12 口，使 18 个新落实断块投入注水开发 ，日增油能力 205t，建产能 104t，累产 油 104t。 2、有计划分步骤开展剩余油分布研究、明确潜力分布 113 针对开发中剩余油分布认识不清的问题，以断块、井组为基本分析单元，应用油藏工程方法研究剩余油分布。 明一块 97藏 1137 104性驱储量 25 104t，占 未水淹驱储量 35 104t、占 含水在 80%以下的储量 540 104t、占 含水大于 80%高含水储量 565 104t、占 沙一下剩余油连片分布，相对整装富集，在二下三上主力层系内，局部构造高点、断层遮挡区、二三类差层内剩余油相对富集富集。依据储层水淹状况、剩余油分布状况，将其分为三类： 类： 强水淹层，包括 15 个小层，地质储量 104t，其共同特点水驱控制程度高，平均控制程度 油层物性好，分布稳定，前期注采强度大，目前含水大于 80%的强水淹储量 104t，占 水驱动用较充分，平面上剩余油比较分散。尤其是沙二上受活跃边水的影响，开采潜力小，今后可利用下层系报废井上返采高部位剩余油。 类： 潜力层，包括 18个层，地质储量 599 104t，占 其共同特点是储层局部发育，水驱控制程度 目前含水大于 80的储量 215 104t，占 剩余油分布广泛，既是目前开发生产的主力层，也是下步工作的潜力层。 类： 差层，包括 8个小层，地质储量 104t，占 其共同特点是储层呈零星状分布、范围狭小、有效厚度小、难以 114 有效动用，在局部井区形成注采关系。 99年明 14块剩余油研究结果表明：三中、三下储层水淹程度高，剩余油分布零散，仅在局部构造复杂带、小断层遮挡区剩余油较富集；沙四段剩余油连片分布，且相对富集，可通过细分出一套开发井 网实施挖潜。 3、恢复、重建注采井网，恢复储量动用 应用构造和剩余油研究成果，以更新、调整、大修恢复为重主要手段，恢复重建沙一下、沙四段注采井网，调整、完善油层二下、三上主力层系注采井网， 19968口，大修恢复 45口，注采井数比由 井受控率由70%提高到 受控见效率由 82%提高到 91%，恢复水驱控制储量 258 104t，恢复了事故井区注采井网，完善了部分井网不完善区，形成与剩余油分布相适应的注采井网。最典型的是沙一下和明十四块井网重建整体调整。 重建沙一下注采井网 沙一下地质储量 50 104t，发育两个砂体， 受油水井事故的影响， 96年沙一下仅有 2口开发井，井网处于瘫痪状态。 98年的剩余油研究结果表明：沙一下剩余油较富集，且连片分布，为此，编制实施了文明寨油田沙一下井网重建方案利用下层系事故井和低效井重建恢复沙一下井网，经过 1999 年实施，沙一下由 2口井完善形成三注六采井网，日产油由 6t 上升到 31t 。形成 15 104 重建 明十四块沙四段井网 明 14块沙四段油藏地质储量 62 104t， 99年的剩余油研究表明，沙四段剩余油富集，具有恢 复开发井网的潜力。 2002 年针对油藏有井无网、有注采无关系状况，编制实施了明十四块沙四段井网重建方案，通过实施调整井 5口，转注 4口井，配套油水井措施 10井次，形成了 6注 7采较完善注采井网，增加水驱控制储量 25 104t，增加水驱动用储量 18 104t，日增有效注水量200增油量 25t，区块开发效果得到明显改善。 4、在井网优化基础上，主力油层二下、三上实施调剖、堵水相结合，实现类储层的全面动用 剩余油研究表明：中低含水（含水 80%）储量 104t、占 特高含水（ 80%）储量 833 104t、占 储层均具有一定的挖潜余地。 应用构造、剩余油研究成果，以最大限度提高井网对剩余可采储量的控制为目标，以井网优化重组为手段，分注、调剖、堵水相结合，实现类储层的全面动用。 不断完善差层井网，强化动用差层 早在“八五”初期，部署实施的以强化差层动用为主要目的的明一东块综合治理方案，实现了明一东块连续三年稳产。“九 116 五”以来一直坚持加密完善差层注采井网。通过部署差层调整井 9口、油水井配套 措施 55 井次，使差层井网注采井距由 30050主力层系上形成了相对完善的差层井网，增加受控井 12口， 11 口井由单向受效变为多向受效。如差层井 对应水井明 25 井距大 (420m)，明 25 沙三上差层微吸水，注采反应不明显； 2000 年在两井之间部署明 1井距缩小至 200米，投产后初期日产油 8t,含水仅 69%。再如 2001 年北部部署差层注水井 距加密到 200 m，投产排液日产油 5.4 t，转注后对应油井明 137见效，含水从 降到 日增油 5t/d。 调剖、堵水相结合， 提高 类油层的水驱动用程度 一是 推广应用 剂量深部调剖等技术，扩大 类层水驱波及体积，提高储量动用程度，改善开发效果。 97 年明一东开展 然递减由 降到 含水上升率由 降到 2000 年明 235、 132 井组实施大剂量深部调剖后，井组稳产期达到 200天。 二是 采用多种方式封堵高含水层，通过抽稀井网扩大 类层水驱波及体积。 1996年以来共实施打塞、挤堵等堵水措施 85井次，日增产能 526t，累计产油 104t； 类层注采井距由 20050 96年以来，一直坚持强化监测 117 块研究， 断增加注采连通厚度和动用储量、努力调整注采剖面和压力剖面，实现了“九五 ”高效开发 995年相比：注采井数比由 水驱控制储量增加 389 104t，水驱控制程度提高 水驱动用储量增加 418 104t，水驱动用程度提高 水驱可采储量增加 95 104t，标定采收率提高 百分点，较高水平；油田年产量稳定在 22 104t；下降 百分点，老井自然递减 减缓 （二）卫城低渗透油田中高含水期开发技术对策 “八五”末期，卫城油田进入中高含水开发阶段，油田开发主要面临三个问题： 一是 储层低渗透，注水困难，注水、产液剖面难于得到有效改善。统计 123 口注水井，有 45 口井欠注，分注井仅有 21 口，分注率 17%， 是 油水井损坏加剧，注采井网遭到严重破坏。947口，有 39口严重事故井因无法修复而被迫关井，其中油井 20口，影响产能 157t/d，注水井 19口，减少注水方向 45 个，影响有效注水量 950m3/d，减少水驱控制储量 145104t，减少水驱动用储量 88 104t，使油田地层压力下降 是 储层研究认识程度低，挖潜难度大，措施有效率仅为 72%； 118 四是 工艺技术适应性差，水井吸水厚度小，吸水厚度占射开厚度的 35%，水驱储量动用程度较低仅 井况损坏加剧了平面、层间矛循，注采关 系难以协调，含水上升加快（含水上升率 ，老井自然递减率达 30%，产量大幅度下降，年降产达 104t，开发形势明显变差。 针对油田开发面临的严峻形势， 96 年以来，主要开展了油藏基础研究和配套工艺技术研究应用两项重点工作。 1、开展油藏精细描述和剩余油分布跟踪研究 96年以来，先后对卫 22、卫 81、卫 2、卫 11 和卫 58等五个主力油藏进行油藏精细描述和剩余油分布规律研究，覆盖地质储量 2120 104t，占动用储量的 在油藏精细描述和剩余油分布研究的基础上，部署实施整体调整方案，取得了 较好开发效果，最典型的是卫 22块。 卫 22块： 该块是卫城深层油藏主力开发单元之一，含油层位沙三中 6三下 1均空气渗透率 10非均质较强的中孔低渗油藏。目前动用含油面积 用石油地质储量 508 104t，现井网标定采收率 可采储量 239 104t。 区块于 1982年 7月投入开发，通过注水开发、井网调整和滚动扩边， 1987年到 1994年连续 8年采油速度保持在 上。到 1995年，由于油水井损坏严重，注采井网遭受破坏，层间、平 119 面矛盾加剧，区块开 发效果变差。累计发现事故井 26口，占总井数的 其中油井 12 口，注水井 14 口。事故井中，套变、套破井 16口，占事故井总数的 因套破而无法修复的停产井 6 口、停注井 8 口，直接减少水驱控制储量 104t，减少水驱动用储量 104t，导致区块含水上升率达 井自然递减加大到 针对这一状况， 1996 年开展了卫城油田卫 22 块油藏精细描述及剩余油分布研究项目研究，进行了构造、储层、沉积微相和数值模拟四项专题研究，结果表明：油藏东西断块结合部、西南部沙三下 1 北部沙三中 6部分储量 68 104t、占 集中分布在沙三下 1类储层，含水与采出程度比一类层低 8 20%，剩余油连片分布，这部分储量 291 104t、占 53%，因此油藏具有较大的挖潜余地。 应用油藏精细描述和剩余油分布研究成果， 1997 1998 年对卫 22块开展了以恢复、优化注采井网为主要目的的综合治理。一是对重点套破注水井进行更新，并在剩余油相对富集的断层边角地带及沙三中不完善区域部署高效调整井，同时充分考虑平面上沉积相带展布特点及裂缝发 育状况，优选注水井点，对东西块结合部及西南部剩余油富集区实施局部注采完善；二是对沙三下 1注采井距由 350 400m 缩小到 200 120 250m，强化差油层动用；三是抽稀沙三下 4注采井距拉大到 350 400m，方案部署更新调整井 11 口，配套油水井措施工作量 56井次，实施后，油藏开发形势明显好转，含水上升速度和老井自然递减得到有效控。 1997年老井自然递减 综合递减 与 1996年相比，分别减缓 阶段含水上升率 1995 年相比，恢复水驱动用储量 60 104t，增加水驱动用储量 30 104t，增加可采储量 15 104t， 为了保持区块良好的开发态势， 2001 年开展了第二轮油藏精细描述和剩余油挖潜对策研究，通过卫 22块地层精细对比、构造精细解释、储层沉积微相研究及综合评价，建立区块精细地质模型和三维黑油模型，通过生产历史拟合，验证油水运动规律和剩余油分布。研究表明，沙三下 1剩余可采储量 104t，占全区的 潜力主要集中在沙三中 6三下 21、 22、 31、 32、 33；沙三下 4业采出程度 剩余可采储量 104t，占全区的 主要集中在沙三下 41、 51、 52。 在剩余油分布研究基础上， 2001展了以层间及层内挖潜为主的综合治理：一是对沙三中 6 口，投产初期单井日产油 合含水 二是加大油井压裂，水井分注、调剖为主的层间挖潜工作力度。实 121 施油井压裂 11 口，其中重复压裂井 4 口，单井日增油能力 2222明确层间 潜力的基础上，实施重复压裂，单井日增油均在 20t 以上。实施水井分注、调剖工作量 32 井次，分注率提高 增加吸水厚度 5 层，油井见效增油 04t。 1997卫 22 块通过两轮油藏精细描述及剩余油分布研究，开展以平面更新、调整，优化注采井网和层间挖潜为主的综合治理，恢复水驱动用储量 30 104t、增加水驱动用储量 44 104t、使油藏开发效果得到持续改善，年采油速度保持在 2%以上，自然递减控制在 21%。 2、试验推广适合油田特点的开发工艺技术，提高低渗油藏的注水开发效果 卫城油田储层低渗透，层间、平面矛盾较突出，两个剖面难于改善，为此开展了适应低渗油藏特点的系列配套工艺技术研究： 试验推广分层压裂技术 1984年 5月水力压裂在卫 121井试验成功， 88年推广后，低渗透油田正式开发投入，“九五”以来，一方面通过优化压裂参数提高完井程度，另一方面综合应用监测资料、开发动态资料优选压裂井，对部分有潜力的井实施重复压裂，取得了较好的效果。 一是 研究优化压裂参数：从储层地应力、岩石力学性质、粘土矿物含量、井网状况、水驱动用状况等入手，对卫城油田支撑 122 剂、压裂液性能、施工参数及最优缝长、 砂比等进行研究。根据研究成果，对 29口井压裂井进行优化，大部分以陶粒做支撑剂，平均加砂强度提高到 m，压后初期日增油 前日增油 均加砂强度增加 m，单井日增油能力增加 二是 在地质选井上面，随着油田采出程度和综合含水越来越高，选井难度越来越大，我们充分应用现有资料（测井组合图、剩余油分布图、裂缝资料、中子寿命测井、氯能谱测井、吸水剖面、压裂井历史及现状等），并根据实际需要，对卫 2化压裂井层潜力的认识。同时保证每口压裂井 取压力资料，当压力资料与分析矛盾时坚持重复录取，并加以分析后应用，如卫 359井，该井为卫城油田卫 49块一口滚动井，该井沙三下 49复测压后压力系数均在 49分析后，认为该井有个别低压层干扰了该井压力测试，测试压力值不能代表沙三下 4求加大压裂规模，压裂后日增油量 三是 开展重复压裂试验：沙四段油藏 93年以前开展过 7口井的重复压裂，单井平均日增油 当时区块整体含水小于50%。重复压裂工艺是 否适应低渗油藏高含水期开发，一直未进行研究。 2002 年，对新卫 223 等 5 口井开展重复压裂试验，效果较好，平均单井日增油 选井方面，坚持两个原则：一是认清 123 压裂井层水淹状况；二是具有新增见效方向或压裂井温显示有没有压开层的油井，在考虑井网条件的基础上，适当加大重复压裂层规模。如新卫 223 井在见到对应水井卫 282 注水效果后，重复压裂沙四 2增油 8.3 t。 重复压裂井情况统计表 96 年以来压裂情况表 试验推广增注技术 依靠高压增注、多种分层酸化技术，并积极开展水井压裂试验，提高低渗油藏注水 能力。阶段实施水井高压增注 21口、分层酸化97 井次，累计增加注水量 12 104井见效增油 104t。同时，开展水井分层压裂增注试验，实施 4 口井，平均注水压力压裂井次 有效井次 有效率 单井日增油能力 单井年累增油 合计年累增油 占措施总增 备注（井次） （井次） % t 104t 104t %1996 17 14 5 12 2 - 7 无效1998 9 8 0 - 2 9 无效1999 13 13 1 - 4 1 无效2000 8 6 1 20 层数加砂强度日产液( t )日产油( t )综合含水动液面日产液( t )日产油( t )综合含水动液面日产液( t )日产油( t )W 2 5 4 9 4 . 5 . 3 0 四1 - 32 9 . 7 / 2 0 0,98 28,8 14,4 0 2 . 9 . 3 0 26,8 2,6 90,2 1354 31,6 7,4 76,7 214 4,8 4,8W 2 0 5 9 0 . 8 . 2 2 四22 1 . 2 / 9 1,67 16,4 15,1 0 2 . 2 . 7 2 1 . 2 / 9 1,89 13,7 4,6 67,3 873 21,3 11,3 66,7 1076 7,6 6,7 472N W 1 1 - 3 0 1 . 4 . 3 0 四2 - 41 0 . 3 / 7 1,07 14,7 9 0 1 . 1 2 . 3 0 1 3 . 2 / 1 0 0,98 10,1 5,5 45,6 1843 19,2 10 49,7 1737 9,1 4,5 918N W 2 2 3 0 1 . 5 . 8 四2 - 31 7 . 3 / 1 2 1,21 7,4 3,6 0 2 . 2 . 8 3 6 . 1 / 1 8 1,94 3,4 1,3 64,5 1969 21,2 9,6 54,7 1924 17,8 8,3 717W 2 6 6 9 9 . 4 . 3 四31 4 . 3 / 8 0,98 3,2 2,8 0 2 . 9 . 3 0 1 4 . 3 / 8 12,5 4,3 66 721 36,5 10,3 71,8 819 24 6合计 70,5 44,9 66,5 18,3 130 48,6 63,3 30,3 2107累积增油（ t ）差值压裂后井号首次压裂 重复压裂压裂前时间 层位厚度 /层数加砂强度日增液( t )日增油( t ) 124 下降 增注水量 210加吸水厚度 层，油井见效增油 104t。 试验推广高压分注和分层测试技术 卫城油田注水井高温 (大于 100 )、高压 (井深 ( 2700m)， 99年引进高压封隔器 (耐压 45超声波流量计淘汰吊球法测试和钨钢加重投捞，一定程度解决了高压注水井的 分注、分层测试和投捞问题，提高了分注率和测试成功率。注水井分注率由 95年的 17 %提高到 ，测试合格率由 提高到 。 试验推广近解远调技术 研究并推广以近解远调为主的调剖技术，改善层间、层内动用状况。近解远调采用水玻璃盐酸体系，采用盐酸在近井带与碳酸盐溶解，起增注作用，而通过双液法施工，进入远井地带生成氯化钙 硅酸钠体系和氯化镁 到调剖作用。 97年以来实施调剖 116 口，平均注水井压力基本稳定，累计见效增油 104t，累积减 少无效注水 03 卫 81块 典型单元分析 该块 属沙四段油藏，油藏埋深 2600 2970m，平均渗透率 10低 特低渗油藏。含油面积 5.0 油地质储量 725 104t,动用地质储量 626 104t(沙四 125 1未动用储量 99 104t(沙四 4可采储量 247 104t，现井网标定采收率 “八五“末期，区块开发面临四方面的问题：一是储层低 特低渗，分层动用状况差异大，分层调控手段不足，水驱动用程度低；二是局部注采井网不完善， 事故井造成部分区域水驱控制程度低；三是裂缝发育，导致注水方向性强，平面上水驱动用不均，注水单向突进严重；四是沙四 4用程度低。 针对区块开发上存在的问题， 1995年 1999年先后开展储层综合评价、油藏精细描述及应力和裂缝方向性研究。根据研究成果，编制实施了 2000 主要做法： 在地质研究基础上，重建优化注采井网。方案以两套开发层系进行了部署。 四 2是 对重点事故油水井进行更新，并在断层附近及井间剩余油富集区部署更新调整井，实施 11 口井，投产后初期单 井日产油 合含水 比区块单井日产油高 二是 在沉积相研究和裂缝研究基础上，优选注水井点，实施转注 11口井，增加水驱控制储量 104t，动用储量 104t，年增有效注水量 104井见效增油 104t； 三是 对事故井进行大修恢复，三年大修油水井 4 口，其中油井 1 口，水井 3口，当年增油 800t，增加有效注水量 104是实施注采 126 对应补孔，提高分层注采对应程度。通过上述工作，增加水驱控制储 72 104t，水驱动用储量 51 104t，沙四 2善和优化。 四 42002年，在储量富集的构造高部位区部署两口新井 (新卫 250、侧卫 250)，平均单井钻遇油层 层，层，投产后初期单井日油量 卫 250初期自喷生产。 积极探索适合低渗油藏开发的配套工艺技术，改善分层动用状况。 一是在二、三类油层富集区部署差层井 在构造北中部和南部，在层间非均质性造成的差层剩余油富集区，部署 6口差层井 (新卫 74、新卫 223、新卫 11卫 220、卫 283、卫 284)，通过合理选择投产层位，专注专 采差油层，初期单井日产油 合含水 新卫 74 排液后于 2000 年 12月及时转注，注水压力 24注水量 60应油井卫 272、253、于 2001年 2月见效后日增油达 果较好。 二是推广应用适应油藏特点的剩余油监测技术 沙四段油藏矿化度高、低渗透， C/O 比等剩余油监测资料符合率低，为准确了解分层剩余油饱和度情况，自 2001年以来，引进了中子寿命测井技术。 20010口，从实施结果看，符合率在 80%以上，符合程度较高。卫 265 井根据水淹图及中子寿 命测井资料，补孔压裂沙四 22增液 127 日增油 合含水下降 13%。 三是应用高压分注、近解远调、分层酸化和压裂改造技术，改善层间、层内动用状况。 20003口，注水井分注率由 99年的 高到 2002年的 统计 10口井分注前后吸水剖面，平均单井启动吸水新层 应 23油井见效后，日增油 61t，累计增油 104t。实施注水井调剖 22口，平均注水井压力基本稳定，12口井调剖前后吸水剖面对比，单井控制强吸水层 减少低效注水量 104加吸水层 加注水量 10430口见效井，累计增油 104t，累计降水 104施注水井酸化 12口井，平均注水压力下降 增注水量420年增水 104 6层，对应 15口井见效当年增油 104选 13口进行压裂改造，实施后有效率 100%，初期单井日增油能力 年累计增油 104t。 通过综合治理和技术改造，实现卫 81 块特低 渗油藏在中高含水开发期采油速度在 上保持稳产，老井自然递减控制在20%左右，标定采收率达到 在同类油藏中水平较高，比平均值高 96 年以来，卫城油田始终坚持以油藏精细研究为基础，以井网恢复、优化为主要手段，应用配套工艺新技术提高吸水厚度和 128 注水量，油田开发效果明显改善，与 1995年相比注采井数比由 1： 驱控制储量增加 104t、104t，可采储量增加 104t。采油速度保持在 上，油藏自然递减由 95 年 渐降低到 2001 年的 减缓 段含水上升率由 （三）马寨非均质复杂断块油田高含水期开发技术对策研究 “八五”初期，油田开发面临两大问题： 一是 储层非均质性严重，层间渗透率级差在 4 260 之间，渗透率突进系数范围为 11，渗透率变异系数 透率突进系数为 透率变异系数 开发上：一方面表现为 部分高渗层突进现象明显，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。统计近几年 6口井示踪剂资料：见示踪剂最块的井为两天，水线推进速度最高为 90 米 /天；见示踪剂最迟的井为 15 天，水线推进速度为 /天；平均见示踪剂时间为 9 天， /天。另一方面表现为 层间干扰严重， 中差层储量动用状况差 ,从吸水剖面资料看，吸水厚度百分数只有 45%左右，其中强吸水层厚度只占 20 %左右，其吸水量占 50%以上 %，从产液剖面看，产层厚度占射开厚度的 其中：主产层占射开厚度的 产层占射开厚度的 少产层占射开厚度的 其次，表现为平面矛 盾突出，平面波及面积小，如卫 955129 井距不足 100米，生产相同层位，卫 95效快高液量高含水