深化油藏研究努力探索文南油田多类型油藏改善开发效果的新路子

1 依靠技术进步 深化油藏研究 努力探索文南油田多类型油藏改善开发效果的新路子 2 开发技术座谈会材料提纲 一、油田地质特征及开发特点 油田地质特征 油田开发特点 油田开发现状 二、近几年围绕改善开发效果所作的主要工作及效果 对构造相对简单层状低渗、中低渗油藏，以剩余油精细研究为基础，以井网调整重组为手段，重点挖掘一、二类层剩余油潜力，取得了明显效果。 针对层状低渗复杂断块油藏，依靠科技进步，搞好储层构造研究，重视科学的先导试验，在试验中摸索科学的开发路 子 . 针对文南油田特低渗复杂断块油藏注水难度大的状况，深化构造、储层精细研究，配套实施高压注水工艺，探索注水开发的可行性，取得较好的效果。 针对凝析气藏的特殊性质，加强油藏基础研究，搞好油藏天然气驱试验 在开发实践中取得的几点认识 三、油田开发中存在的问题及潜力 、油田开发中存在的主要问题 、油田潜力分析 四、下步开发对策 3 一、油田地质特征及开发特点 文南油田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部，自 1983 年以来，陆续投入开发了文 33 断块区、文 95 断块区等 8 个断块区共 22 个开发单 元，主要含油层位为下第三系沙河街组沙二下、沙三上和沙三中亚段。油藏埋藏深度2210间。动用含油面积 用石油地质储量 6648 104t，标定可采储量 1768 104t，标定采收率 油藏地质特征 1、构造复杂，断层多，断块小 文南油田构造总体走向为北东 南西向，文西断层、文东断层、文 70 断层以及徐楼断层控制了该区的基本构造格局，形成东西分带、垒堑相间的构造格局，由西而东依次为文西地垒带、文南地堑带和文东斜坡带。 区内的次级断层纵横交错，使构造复杂化，形成众多封闭的小 断块。统计开发区内 883 口井，共钻遇断点 2746 个，平均单井钻遇断点 ，共组合断层 239 条，这些断层把全区分成大大小小 176 个断块，中含油面积小于 5 个，占断块总数的 储量占 含油面积大于 15 个，占断块总数的 2、储层埋藏深、发育不稳定，物性差，非均质性强 文南油田储层埋藏深 2210 3800m，平均埋深 3100m（见表 1 文南油田不同深度油藏储量分布表 表 1度（ m） 2500 25010012013501 合计 地质储量（ 104t） 108 1934 1730 1760 1116 6648 占百分比（ %） 00 文南油田储层为河湖相沉积，储层发育不稳定，连通性差。根据部分区块 4 小层对比统计，仅 1 口井钻遇的砂体占砂体总数的 储量占 3口井以上（包括 3 口井）钻遇的砂体占砂体总数的 储量占 在现 200井网条 件下，砂层层数连通率为 64%，厚度连通率为 69%。 储层平均孔隙度 平均空气渗透率 10渗透率变异系数 透率级差为 示较强的非均质性。文南油田已动用的地质储量中，按渗透率统计如下表： 文南油田地质储量分级统计表 表 1目 渗透率分级 合计 10 (1010 (1030 (1050 (10100 (10地质储量（ 104t） 648 百分比 （ %） 00 3、油藏类型多 文南油田地质特征极为复杂，油藏类型多样，既有黑油油藏，又有轻油油藏，既有构造储层因素的影响，又有流体性质的差异，综合考虑各方面因素，将文南油田的 21 个开发单元划分为以下五种油藏类型： 、构造相对简单层状低渗、中低渗油藏 这类 油藏包括文 33 块 、文 95 块 等五个单元，地质储量2398 104t，占全油田地质储量的 埋深 2210平均空气渗透率 10类油藏埋藏较浅，构造比较简单，物性较好，井网比较完善，目前采出程度较高（ ），是文南油田主力油藏。 、层状低渗复杂断块油藏 这类油藏包括文 79 断块区、文 184 块、文 33 块 等 7 个单元，地质储量 1840 104t，占全油田地质储量的 埋藏深度 2800 3300m，平 5 均孔隙度 平均空气渗透率 94 10类油藏目前采出程度（ ），构造比较复杂，物性较差，井网完善。 、透镜体低渗、特低渗复杂断块油藏 这类油藏包括文 82 块、文 188 块等 5 个单元，地质储量 1171 104t，占全油田地质储量的 油藏埋深 3000均孔隙度 平均空气渗透率 10类油藏埋藏较深，物性差，构造复杂，储层多呈透镜体， 200距砂层连通率 12水淹时间 ( 月 )井数01020304050607080累计井数井数累计井数 9 降。 统计文南油田 76 口油井见效后 的生产过程来看，见效井随着含水的上升，其日产液、日产油能力明显呈下降趋势（如下图）。与见效高峰期相比，日产液能力平均月下降 日产油能力平均月下降 4、注水井启动压力高，注水困难 文南油田高压低渗的储层特征，在注水井上表现为储层的启动压力较高，统计文南油田目前的 13 个注水单元 96 口井，笼统注水条件下，平均注水启动压力为 中注水启动压力低于 25 只有文 33块 、文 95 块、文 266 块三个单元，其余区块均在 29上，由于启动压力高，提压注水的难度较大，部 分区块二类层无法动用。 文南油田各注水单元启动压力统计 区块 统计井数 (口 ) 平均启动压 力 (区块 统计井数 (口 ) 平均启动压 力 (文 33 块 13 23 文 72 块文 85 12 29 文 33 块 14 33 文 72 块文 135 8 33 文 95 块 15 21 文 72 7 79 块 30 文 82 块 6 34 文南油田 76 口见效井产量变化曲线050010001500200025003000350040001 14 27 40 53 66 79 92 105 118 131 144 157 170 183 196 209 222 235 248 261 274 287 300 313 326 339 352 365见效天数 ( 天 )日产液、油(吨/天)4045505560657075含水(%) 10 文 79 块 32 文 184 块 4 33 文 79 块 33 文 266 块 2 17 文 79 南块 3 32 文 南合计 96 、油田开发简历 文南油田自 1983 年 4 月投入开发以来，经过近 20 年的开采，经历了四个开采阶段： 1、 初建产能，上产阶段（ 1983 年 1987 年） 自 1983 年陆续投入开发文 33 块、文 95 块和文 79 块，动用石油地质储量 3017 104t，建产能 104t， 1984 年年产油达到 104t。 841986 年文 72 块、文 99 断块区投入开发，动用地质储量 1063 104t。这一阶段投入石油地质储量 4080 104t，占全油田累积动用石油地质储量的 是文南油田的主要开发建设期。随着主力油田相继投入开发，以及文 33、文 95 等块油井全面见效，油田产量在 1987 年达到最高峰 104t。 2、产量递减阶段（ 1988 年 1990 年） 图 1 . 1 文 南 油 田 历 年 储 量 变 化 图8421063210545288585169 108 80 97 25121753017 30174080 4080 4080 40804835570858775985 60656162 61626413 6413512342900100020003000400050006000700083 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 992000 年度地质储量104产阶段 产量递减阶段 相对稳产阶段 滚动增储上产阶段 11 在此阶段，尽管文 33 块沙二下于 1988 年进行了加密调整，沙三上油井整体上返至沙二下， 1990 年文 33 西部复杂带投入开发。文 95 块 1988 年进行了以压裂改造为主要内容的综合治理， 1990 年投入开发了文 72 134 块。阶段新建产能 104t。这期间在采油工艺没有取得突破的情况下，老油田综合含水持续上升，新区产能弥补不了老油田递减，油田产量持续下降，至1990 年全油田年产油 58 104t，比 1987 年下降了 22 104t(见图 1 3、相对稳产阶段（ 1991 年至 1994 年） 此阶段，陆续投入动用文 72 块 、 188 184 块、文 79 南块、文 82块和文 138 块，动用地质储量 1587 104t，占文南油田的 同时 1992年后开展了文南阵地仗，对各区块进行了多次的调整、治理和稳油控水工作，油田储采基本得到平衡。油田综合递减、自然递 减总体上趋于减小趋势，油田年产油基本稳定在 55 60 104t，这一阶段是文南油田的大面积调整、治理相对稳产阶段。 4调整治理及增储上产阶段（ 1995 年 2001 年） 图 1 . 3 文南油田历年年产油、含水变化曲线2 8 . 6 05 5 . 6 18 0 . 0 17 7 . 0 16 4 . 3 55 6 . 1 57 1 . 9 9 7 6 . 1 3636 1 . 8 16 1 . 7 25 9 . 2 55 4 . 9 44 9 . 5 05 7 . 7 96 1 . 0 16 0 . 0 05 8 . 0 0010203040506070809010083 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 时间年产油量,104合含水,%综合含水年产油初建产能，上产阶段 产量递减阶段 相对稳产阶段 滚动增储上产阶段 12 这期间对文 95 块、文 33 块沙二下、文 33 块沙三上、文 85 块等主力单元进行整体调整，同时陆续投入开发了文 266 块，文 88 块， 269 块， 179 块、184 块北部、文 72 东块和文 136 北块。累积投入开发储量 832 104t，其中95间投入的文 266 块、文 88 块，文 79 小块，储量品位高，产能高，基本能够注采完善，油田原油产量有所回升，由 1995 年的 104t，上升到 2001 年的 104t。 特别是从近几年产量构成情况看，产量上升主要依靠新井和老井的措施挖潜，新井和措施产量一般占当年年产油量的 33自然递减没有得到改善，年自然递减一直在 30以上。 987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001年产油自然 措施新井 合计 13 、油田开发现状 2002 年 10 月，全油田共有油水井 749 口，其中采油井 516 口，注水井233 口，注采井数比为 1: 10月份采油井开井 403口，日产液 6982t，日产油 1813t，综合含水 平均单井日产液 均单井日产油 算地质采油速度 可采储量采油速度 剩余可采储量采油速度 储采比 积产油 104t，地质采出程度 可采储量采出程度 综合气油比 296m3/t，平均动液面 1296m。 注水井开井 144 口，日注水平 13964均单井日注水 积注水 104 月注采比 积注采比 二、近几年围绕改善油田开发效果所作的主要工作 对构造相对简单层状低渗、中低渗油藏，以剩余油 精细研究为基础，以井网调整重组为手段，重点挖掘一、二类层剩余油潜力，取得了明显效果。 掘一、二类层剩余油为主要内容的整体调整取得了明显效果（文 95 块） 文南油田历年年产油量变化曲线2 8 . 65 5 . 68 0 . 07 7 . 06 4 . 45 6 . 25 8 . 06 0 . 06 1 . 05 7 . 84 9 . 55 4 . 95 9 . 36 1 . 76 1 . 86 3 . 57 6 . 17 2 . 06 4 . 02040608010083 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 9920002001年度年产油量（104t） 14 文 95 块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部。主要含油层位为沙三中亚段。含油面积 用石油地质储量 555 104t， 1983 年投入开发，通过逐步完善注采井网， 1988 年油藏年产油最高达到 104t，但 1989 年以后由于井况逐渐恶化，注采井网严重破坏，油藏产油量大幅度下降，开发状 况变差。 至 95 年底，该块共有油水井 54 口，其中采油井 27 口，开井 21 口，日产液 442，日产油 94，综合含水 年产油 104t。地质采出程度 注水井 27 口，开井 12 口，日注水平 1614 积注水 104 积注采比 驱控制储量 104t，水驱动用储量 104t。 15 为了改善该油藏的开发效果，从 1996 年开始开展了历时三年的油藏基础地质研究，重点在微构造、沉积微相、储层非均质性等方面作了深入研究，建立了三 维精细地质模型，并进一步开展开发历史及现状总结分析、流动单元综合评价、储量动用状况分析等一系列工作，搞清了剩余油潜力。认为该块内部存在一系列东西向 10m 左右的小断层，而非北东 余油主要分布在小断层附近、靠近高部位的文东断层附近以及注水主流线侧翼等区域。以剩余油研究结果为基础，为了减小风险，在剩余油富集区先期部署试验井，检查研究结果的正确性。通过对比分析，认为剩余油认识清楚，具备大规模井网调整恢复的条件。在对比研究的基础上， 98 年以来连续开展了以治理井况、恢复注采井网、挖掘一、二类层剩余油 为主要内容的整体调整。新钻更新井和调整井 42 口、大修 5 口，转注 27 口、注水井分注 11 口。通过几年来的恢复，注采井网逐步完善，增加水驱控制储量 325 104t，104t，可采储量增加 34 104t，原油产量由 1995 年的 104t， 上升到 2000 年的 104t，油藏开发效果明显改善。 高”开发阶段、井况恶化严重的文 33 块沙二下油藏开展了以扩大注水波及体积、动用一、二类层剩余油为主要内容的区块综合治理，取得了较好的效果 文 9 5 块 历 年 产 油 量 、 综 合 含 水 变 化 曲 线0 . 6 77 . 8 31 2 . 8 16 . 1 49 . 9 29 . 7 04 . 6 54 . 3 84 . 4 23 . 4 73 . 7 94 . 0 45 . 9 38 . 2 69 . 6 21 5 . 8 11 5 . 5 51 2 . 9 91 2 . 2 41 2 . 5 36 . 43 7 . 26 7 . 75 9 . 97 1 . 57 5 . 21 . 0 1 . 23 1 . 83 0 . 27 6 . 36 2 . 17 3 . 47 8 . 68 2 . 5 8 4 . 38 0 . 87 8 . 6 7 7 . 302468101214161882 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 9920002001时间 ( 年 )年产油 ( 1 04t)0102030405060708090年均含水 ( % )年产油年均含水 16 文 33 块沙二下含油面积 油地质储量 1252 104t，自 83 年投入开发， 84 年开始注水，随着注水见效和沙三上层系油井上返至沙二下层系，85 年 保持了高速稳产， 88 年后由于分注分采工艺不适应，综合含水大幅度上升，加之井况恶化，导致区块产量大幅下降。 至 95 年底，该块共有油水井 142 口，其中采油井 74 口，开井 65 口，日产液 1153，日产油 142，综合含水 年产油 104t。采油速度 地质采出程度 注水井 68 口，开井 41 口，日注水平3159积注水 104 积注采比 况有问题的井占总井数的 工业采出程度 75%，开发效果较差。 文3 3 块S 2 下8 3 - 9 6 年年产量变化曲线7. 6724 . 1229 . 2231 . 4924 . 1030 . 2928 . 8821 . 3713 . 7311 . 118. 817. 465. 697. 060. 10 0. 9710 . 5926 . 7039 . 3447 . 5265 . 7671 . 1879 . 4777 . 2984 . 86 83 . 99 86 . 2286 . 110510152025303583 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 万吨)综合含水( % ) 17 为了改善该块开发效果，在深化油藏认识的基础上，对该块进行有针对性的综合治理： 一是更新观念，把原先认为无潜力的主力层作为主要潜力层，把治理重点转到动用、类层剩余油上来。在治理过程中从油藏实际出发，以剩余油富集区为重点有的放矢地部署工作量，克服了恢复原注采系统耗资大、效果差的缺点，提高了方案的可操作性和治理效果。 二是以沉积微相研究为基础，采用类相带注水、类相带采油，进一步完善注采井网，提高水驱采收率 。 三是局部井网抽稀和提液相结合，改变地下液流方向和流场强度，扩大注水井波及面积，挖掘主力层潜力。 四是周期注水和动态调配相结合，高含水油井挤堵和注水井调剖挤堵相结合，从平面和剖面上提高注水利用率。 通过连续六年的综合治理，文 33 块沙二下油藏开发形势明显好转，年产油由 95 年 104t 上升到 2001 年 104t。增加水驱控制储量 104t，水驱动用储量增加 104t。 文3 3 块S 2 下年产油量变化曲线8. 817. 465. 697. 069. 398. 547. 8810 . 109. 2883 . 9986 . 1183 . 8680 . 3774 . 9977 . 7374 . 3086 . 2284 . 8646810121493 94 95 96 97 98 99 2000 2001年产油4045505560657075808590含水 18 2002 年为了进一步提高油藏开发水平，实施了以恢复完善注采井网为主要内容的技术改造。为了保证技术改 造的效果，我们加强了方案编制的前期研究准备工作。 一是加强油藏监测，为搞清油藏剩余油分布奠定基础。针对剩 余油监测难度大的问题，先后引进应用 高精度 C/O 测井、双源距、 硼中子测井等各种剩余油测井技术，通过对比验证，优选出适合本油藏特点的测井方法 高精度碳氧比测井，并利用高精度碳氧比测井对油藏由点到面进行了整体监测，为该油藏剩余油研究打下了坚实的基础。 二是开展油藏精细描述、剩余油分布特征等基础研究和专题研究，充分认识油藏剩余油分布规律，为制定合理的方案打下坚实的基础。 三是优化方案设计，提 高方案实施效果。方案研究历时近两年，在方案研究过程中严格方案把关，优化方案设计，依托目前工艺技术水平部署方案，方案整体部署，分批实施，充分提高油藏开发水平。 四是开展沙二下 6系启动二类层注水试验，把沙三上 1系水淹井上返至沙二下 6系，补孔差层，实现差层单采单注；并通过老井分注、堵水等工艺措施配套完善，改善了二类层的两个剖面，提高了水驱动用程度，试验取得成功。 文 33 块沙二下在做了充分的前期准备后，正式实施技术改造方案，并在方案实施的过程中，及时编制注采实施方案，方案实施后，取得了显著的效果 。到 2002 年 10 月底， 新井投产 17 口，平均单井钻遇油层 14 层，钻遇油层厚度 。投产初期平均单井日产油 16t，含水 投产增产幅度大、产量高 。同时 对已完钻的第一批新井进行了整体评价，发现与原方案认识基本一致，验证了前期研究工作的可靠性。 方案仅仅实施几个月，单元日产油水平油 2001 年底的 234t 上升到 288t，采油速度由 高到 增加水驱动用储量 50 104t。 19 3、针对二类层可以动用的文 85 块在精细油藏描述的基础上，开展了以恢复注采井网、动用沙三上 4系为主要内容的技 术改造工作，取得了较好的效果 文 85 块含油面积 油地质储量 356 104t。该块 1986 年投入开发， 1987 年投入注水开发，由于层间矛盾突出，主力油层水淹严重，油井含水上升速度快，加之井下技术状况恶化，导致原来完善的注采井网遭到破坏，水驱储量损失严重，产量大幅度下降。 至 98 年底， 该块共有油水井 46 口，其中采油井 24 口，开井 20 口，日产液 491，日产油 64，综合含水 年产油 104t。地质采出程度 注水井 22 口，开井 9 口，日注水平 530积注水 104 积注采比 98开展了精细的地质研究，建立三维精细地质模型和剩余油分布模型，摸清剩余油分布状况，明确挖潜方向，在此基础上编制了整体技术改造方案。 一是根据剩余油研究结果，把水淹严重且主力层较集中沙二下 14过新钻调整、更新井或大修恢复二类层注采井网，挖潜二类层剩余油； 二是把沙二下 6三上 1系重组作为一套层系，通过新钻调整、更新井和实施大修、封堵等配套工艺措施，实现对断层遮挡区、构造高部位等一类层剩余油富集区 的挖潜； 三是通过部署多靶定向井实现对 4系构造复杂区储量的控制，并适时完善注采井网，提高储量动用程度。 两年来，新钻调整更新井 12 口，油水井措施 35 井次，增加或恢复水驱控制储量 73 104t，水驱动用储量增加 48 104t，区块年产油量由 99 104t 上升到 2001 年的 104t，两年累积增油 104t。 20 文 85 4 95 96 97 98 99 2000 2001年产油505560657075808590含水4、针对文 135 块沙三上 1系井网损坏严重、采出程度低的状况，开展了以恢复完善主力层注采井网为主要内容的整体 调整工作，取得了较好的效果。 文 135 块沙三上 1油面积 油地质储量 162 104t，自八五年投入开发，到八七年年产油量达到 104t，采油速度 但由于井况恶化的影响，到 1999 年底井况有问题的井占总井数的 正常生产沙三上的采油井只有 6 口， 4 口注水井全部 停注 ，注采井网已极不完善，当年采油速度 采出程度 综合含水 开发效果很差。 为了改善该块开发效果， 99对该块进行精细的剩余油研究工作，为了验证剩余油研究成果的可靠性， 2001 年先后部署 2 口试验井，从实施效果看，基本上与剩余油研究认识相符合。在此基础上 2002 年对该块进行以恢复完善主力层组注采井网为主要内容的整体调整，到 2002 年 10 月先后投产新井 8 口，投转注水井 2 口，大修恢复注水 2 口，该块注采井网初步完善，开发效果也显著改善，年产油由 1999 年的 104t，逐步上升到 2001 104t， 2002 年可达到 104t。 21 文1 3 5 995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002年产油（万吨）针对层状低渗复杂断块油藏，搞好储层构造的精细研究，重视科学的先导试验 ，在试验中摸索科学的开发路子 1、针对文 33 块沙三上难动用储量，开展小井距逐层上返试验，在沙三上7组注水开发试验取得突破后，以 200距整体投入开发，效果显著 文南油田文 33 块沙三上油藏，油藏含油面积 油地质储量 368 104t。 该油藏 1983 年正式投入开发， 1984 年编制 并 实施注采方案，把沙三上分为 1 6套井网，按 400规则面积井网全面进行注水开发， 1986 年注采方案设计的 12 口水井全部转注。注水初期油压20均单井日注水 50 86 年下半年 12 口水井全部实现高压注水，在 35力条件下，平均单井日注水 42 中有 6 口井日注水量低于20 于多数水井无法正常注水，地层能量得不到及时补充，产量急剧下滑。到 1986 年底，区块日产油由 至 132t，单井平均日产油由 21 1987 年，文 33 块沙二下整体调整时，考虑到沙三上注水困难，产能较低，而沙二下产能高，但注采井网不完善又急需补充调整井， 1987把沙三上的井大部分上返沙二下合采利用。到 96 年底，沙三上共有油水井 23 口，其 中油井 21 口，水井 2 口，日产油 76t ,日注水 54 油速度 采出程度 22 为了探索提高文南异常高压低渗油田开发水平的路子，结合文 33 块沙三上储层埋藏深、物性差和含油层段长、迭合差的油藏特点， 96 年提出了该块的注采调整思路：一是对储层发育稳定，物性相对较好，能够注水开发的沙三上 1组作为一套层系投入注水开发；二是对含油范围迭合好、井段长、注水困难的沙三上 4，开展利用一套井网分四套层系逐层上返注水开发的先导试验。 96 年编制沙三上 1系注采调整方案，按照 250距部署注采井网，使沙三上 1系主块整体投入注水开发。方案实施后，注水井 8 口，平均注水压力 35均单井日注水 80 到了配注要求。 同时 依据沙三上 4三中 2 油藏储层发育特点，提出了缩小井距，利用一套井网、自下而上逐层上返、强注强采、高速注水开发方案。将沙三上分两个试验层段 9 2、 7行逐层上返注水开发试验，方案采用三角形部署注采井网。 在第一层段，由于沙三上 9三中 2 砂组埋藏相对较深（ 3100储层物性差、渗透率低（ 10 10 35力条件下，水井长期注不进水，对应油井无法见效，多数油井处于半停产状态，注水开发试验证明：该层系物性太差，无法实现注水开发。 99 年初上返第二层段沙三上 7系进行试注试验。选取了两个井组进行试注试验，两口水井在 35水压力下，日注水 165 99 年底，对应油井文 33、 分别见到注水效果，平均单井日增油 8t，先导试验获得成功。 试注试验证明：在 200井距 35水压力的条件下，沙三上7组可以实现注水开发。 99，在沙三上 7系取得试注成功的基础上， 对 该层系以200井距 进行 整体调整完善，先后在文 33 块 6系部署了 25 23 口新井，转注 11 口， 增加水驱控制储量 80 万吨，增加水驱动用储量 55 万吨，使该油藏全面投入注水开发，注采井网得到了初步完善。 2、文 88 块通过实施逐层上返整体压裂改造与高压试注相配套的开发方案，使特低渗储量得到较好动用 4 95 96 97 98 99 2000 2001年产油202530354045505560含水 24 文 88 块位于文东构造南部，含油面积 质储量 177 万吨，主要含油层系沙三中 4组，储层孔隙度 平均渗透率 510藏埋深 3450，原始地层压力 60力系数 藏温度 140 C，属于异常高温高压特低渗油藏。该块 92 年投入开发，初期产量高，由于储层物性差，地层压力传导慢，难以满足高产能所需压差，致使递减较快，当年递减达 为了改善区块开发效果， 93选择沙三中 7 35水压力下注不进水，试注未能取得成功。 96 年以来开展逐层上返整体压裂改造，共压裂 29 井次，平均单井初期日增油 平均单井累积增油 625t。储层整体压裂改 造后，在物性相对较好的文 88 块沙三中 5展配套高压试注试验。截止目前，试注的 3 个井组陆续见效，共有 5 口油井见到注水效果，取得试注试验的成功。通过几年来整体压裂 改造和试注试验，文 88 块油藏一直保持在 上高速开采。 3、开展文 79 断块区、文 72 断块区动用二类层先导试验 文南油田层间矛盾突出，储层物性较好的一类层水驱动用较好，水淹严重，而储层物性较差的二类层水驱动用很差，特别是在已投入注水开发、储层物性相对较差的文 79 断块和文 72 断块区更为突出。两个断块动用地质储量 3287 104t，占文南油田动用 储量的 其中二类层地质储量 2311 104t，为了提高二类层储量水驱动用状况，形成层间接替，开展了动用二类层先导试文 8 8 块 历 年 产 量 变 化 曲 6 97 98 99 2000 2001时 间 ( 年 )年产油(104t)012345678910采油速度（） 25 验。 一是在文 135 块、文 72、文 79 南块、文 133 块等低渗透油藏开展水驱动用二类层试验，但由于储层差注不进水，都没有取得成功。如文 79南的文 79把沙二下 4力吸水层封掉后单注沙二下 4 的差层，长期注不进，实施压裂、重炮等增注措施后仍然无效。文 135 块的文 72，注灰封掉沙二下 5 的主力吸水层后单注沙二下 4 的差层，注不进，增注多次无效。文 72的文 72，注灰封掉沙二下 3 的主力吸水层后，单注沙二下 2 的差层也注不进水，无法动用。 二是在文 85 块、文 136 块动用二类层则取得了较好效果。水井主要采取单射差层、挤堵、卡封等措施；油井采取挤堵、卡封、打塞等措施封堵高含水层，实现差层的配套完善。两个块差层先后挤堵一类层生产差层的有 4 口井，水井转注 4 口井，转注的 4 口井，平均渗透率 能注进水。对应油井已有 3 口井见效增油，累积增油 5297t。 动用二类层在文 85 块、 136 块取得一定成效，但对其它区块的二类层动用还缺乏有效的手段，还有待进一步 寻找有效方法提高采收率。 4、开展提压增注，提高储层吸水能力，见到初步效果 26 针对文南油田注水难的问题， 2001 年初开展了注水井提压增注工作，共实施提压注水 76 口，提压前平均注水压力 35均单井日注水量 58 压初期平均注水压力 井平均日注水量 103 井平均日增水 45期日增注 2905 加水驱动用储量 04t。先后有 7 口井见到注水效果，累积增油 2554 t。 到 2002 年 10 月 ， 76 注水量 65 注水量达不到配 注要求的 48 口，平均单井日注水量 55注效果不太理想。 5、依靠先进技术，深化构造储层研究，改善文 184 块开发效果 文 184 块是文南油田比较偏远的一个复杂低渗透油藏，含油面积 油地质储量 145 104t， 91 年投入开发，由于注不进水，产量持续下降，95 年 4 月全块日产油最低降到 7t/d，开发效果很差。 S 2 下 4 顶S 2 下 4 顶 27 为了改善该块的开发效果，从 95 年下半年起，利用三维地震人机联作技术对构造储层进行重新解释，在精细构造储层研究的基础上，进行滚动扩边和注采完善，先后投产新井 12 口，转注 8 口，恢复注水 2 口， 使该块的注采井网得到完善。由于井距由完善前 320m 缩小至 200m，使得连通率由 42%上升至68%，同时对注水困难的井采取单井单泵、精细过滤等手段，升至 而使该区块注水上取得突破。自 95 年 12 月起有 10 口油井陆续见效，区块产量大幅度回升，年产油 95 年 104t，96 年 104 t，到 99 年达到 104t。 针对文南油田特低渗复杂断块油藏注水难度大的状况，深化构造、储层精细研究，配套实施高压注水工艺，探索注水开发的可行性，取得较 好的效果。 1、加强低渗区块储层研究，局部注采完善，实现文 82 块南部注水突破。 文 82 块是文南油田的低渗透油藏，含油面积 油地质储量 317 104t，渗透率 1093 年投入试采，由于注水注不进，油井长期低能开采，开发效果很差。 95 年底区块采出程度 95 年下半年我们对文 82 块开展精细储层构造研究，认识到文 82 块虽然文 1 8 4 块 历 年 产 油 、 综 合 含 水 变 化 曲 993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001020406080100 28 整体上储层物性差、变化大，但南北物性有差异，南部渗透率 10部 10部地 区物性变好，可以进行局部的注采完善。 从 96 年开始我们在文 82 块南部进行滚动扩边和注采完善，新钻井 5 口、转注 7 口，形成了局部注采井网。自 96 年 2 月以来，先后有 10 口井 14 井次陆续见效增油，开发效果显著改善。注采完善区年产油量 95 年 104t，S 2 下 4 顶文 8 2 块 南 部 注 采 完 善 前 构 造 井 位 图S 2 下 4 顶文 8 2 块 南 部 注 采 完 善 后 构 造 井 位 图文 82 993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 29 到 98 年上升到 104t，采油速度达到 2、特低渗储层高压试注试验见到成效 为了研究文南油田低渗透油藏注水开发的可行性， 1999 年在特低渗透的文 95 块沙三下开展高压试注试验。自 1999 年 7 月以来相续投入 5 个试注井组开展试注试验，注水压力 36目前文 95两个试注井组已见效，见效初期单井日增油 5注取得成功。 3、在构造极其复杂带开展构造、储层精细研究，实施“一对一”配套 文南油田由于部分区块构造复杂，储层物性差，一直依靠天然能量开发。2001 年在文 82 块、文 72等区块构造复杂带开展油藏精细研究，重点在储层研究和微构造研究下功夫，按照落实一块，完善一块的原则，在极其复杂带立足于“一对一”关系，寻找连通井组进行注采配套，共转注水井 5 口，对应油井 9 口，目前已有 5 口井见效，累计增油 104t。 针对凝析气 藏的特殊性质，加强油藏基础研究，搞好油藏注天然气试验 特殊油藏包括凝析气藏文 269 块、文 72 东块，以及挥发油藏文 72 块沙三中、文 88块 油地质储量 884 104t，占文南油田的 油井总数为 55 口，占全油田总井数的 由于气油比高，不适宜注水开发，只能依靠弹性能量枯竭式开采。 针对这种情况， 2001 年在文 269 块、文 72 东块和文 72、文 88 块沙三中优选 3注气井组，开展注天然气试验。并于 2001 年 4 月分别在文269 3 井和文 72 467 进行现场氮气试注， 2001 年底室内研究工作已基本完成，目前正在进行现场试注前的准备工作。 在开发实践中取得的几点认识 1、由井况问题造成的储量损失得到了一定程度的缓解 30 井况问题一直是困扰文南油田正常开发的难题， 全油田 共有 油水井 749口， 井下存在问题井 301 口，其中油井 207 口，水井 94 口， 减少水驱控制储量 104t，减少水驱动用储量 104t。 自 95 年以来，我们在精细地质研究的基础上，开展了以更新、侧钻、大修为主要内容的井网恢复工作。新钻更新井 68 口（油井更新 51 口，水井更新 17 口）、侧钻 22 口（油井侧钻19 口，水井侧钻 3 口），恢复 水驱控制储量 104t， 恢复 104t。 2、低渗油藏和二三类储层的注水开发虽然在局部区域取得了突破，但没有形