马寨油田卫95块南部

- 1 - 一、研究区油藏基本概况 马寨油田卫 95 块南部位于河南省濮阳市岳村乡境内，南接胡状集油田，东北部为文明寨油田，东临卫城油田，西侧为内黄隆起。区域构造位置处于东濮凹陷西斜坡的北部，属于岳村鼻状构造在三台阶上的一个断鼻构造。 含油面积 油层位沙三下 1效厚度 油地质储量 252 104t，目前标定采收率 可采储量 104t。 卫 95 块南部综合地质图 图 1 95 115 64 5 块 南 部 构 造 图 下 5 顶油面积： 1 . 4 K 4 K 效厚度： 2 2 . 82 2 . 8 质储量： 252252 101044定采收率： 4 0 . 2 %4 0 . 2 %可采储量：可采储量： 1 0 1 . 31 0 1 . 3 1010445 - 1 1 3 - 68 - 1 6 2 - 1 8 5 油藏剖面图 南 部 构 造 图沙 三 下 顶含油面积：含油面积：有效厚度：有效厚度：地质储量：地质储量： 标定采收率：标定采收率：可采储量：可采储量： 卫 油藏剖面图- 2 - （一）基本地质概况 卫 95 块构造整体是北部相对简单、南部复杂，主要发育储层是沙河街组沙三下地层。 南部主要地质特征描述如下： 1、构造特征 区块东西两条边界断层分别为东倾的卫 98断层和卫 95层，在它们之间发育的西倾断层与卫 98 断层向南交汇成角式断层圈闭，剖面上反映为反向屋脊式地垒结构，区块内部主要发育两组走向一致向相反 次级断层。边部由于资料少，控制断块的大断层位置落实程度低；内部小断层因部分井分层不统一，断点位置需进一步证实。 2、地层简述 南部油藏的目的层是沙河街组沙三下地层，其岩性可分为上、下两部分，上部为砂泥岩剖面，下部为盐膏层、无油气层发育；上部地层厚度 400右，为深水相的黑灰色油页岩、灰黑色泥岩和棕黄色含油粉砂岩组成的不等厚互层，其中有砾岩发育。 3、储层特征 岩性为长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩，石英含量低，平均 56%，长石含量平均 岩屑平均含量 胶结物以泥质和灰质为主，胶结类型以孔隙式为主。岩石以粗粉砂级为主，间，平均 时也有含砂砾岩的存在。由于砂体发育变化大，储层非均质严重：平面渗透率变异系数 间渗透率变异系数 从分析化验资料得出，油藏储层平均孔隙度 平均空气渗透率 0 和压力 层原油粘度- 3 - 4、流体性质、压力系统 原始油气比低，为 t，原油密度中等，度较高，在 间；地层水矿化度高，在 104mg/l 104mg/要水型为 层压力在 间，压力系数 卫 95 块南部储层参数统计表 表 1 综 上所述，卫 95 块南部是一个构造较复杂、储层非均质严重、物性中等、低饱和、中粘度的常压层状油藏。本 次研究 主要是针对该油藏边部构造复杂、储量动用程度低，进行构造研究和储层认识，提高井网对储量的控制程度。 参数 参数1 - 7密度 ( g / c 度 ( m p a . s ) 层温度 ( ) 7 1 - 7 31 6 9 0 - 1 9 7 0 原始油气比 (m3/t) 1 3 . 0 1 2 3 . 9 4252 饱和压力 ( M P a ) 1 . 1 9 3 . 0 积系数 缩系数 ( 1 0p 4 . 11 6 . 2 4 1 7 . 0 8 相对密度 ( g / c 0 . 8 2 0 . 度 ( m p a . s ) 1 4 . 6 3 5 1 . 4 71950 凝固点 ( ) % ) 蜡量 ( % ) 1 0质含量 ( % ) 硫量 ( % ) 1含油饱和度 ( % ) 60 . 3 * 1 04粒度中值 ( m m ) 化度 ( m g / l ) 69992 246474泥质含量 ( % ) 型 C a C M g C % ） 11项目 项目含油层系地层原油含 油面积 ( k 均有效厚度 ( m )油藏埋深 ( m )地质储量 ( 1 04t)可采储量 ( 1 04t)采收率 ( % )原始地层压力 ( M P a )地面原油压力系数原始油水界面 ( m )储层物性 地层水- 4 - （二） 区块开发历程 及开发现状 分析 1、开发 历程 分析 卫 95块南部与整个卫 95块是一起投入开发的，具有相同的开发经历，大体经历了以下五个开发阶段： （ 1）弹性开采阶段（ 区块分沙三下 1三下 4 200 米井距、正方形井网交叉布井，由北向南滚动推进，集中实施油田初步开发方 案。该阶段表现为三快一低的生产特点，即产量、地层能量下降快，含水上升快，弹性产率低：日产油由高峰期的 271t 下降到阶段末的192t，日降产 79t；总压差达 液面由投产初期的 1218470m；综合含水上升到 阶段累计产油 104t，弹性产率只有 （ 2）注水开发高速稳产阶段（ 针对开发井距大、天然能量不足、地层能量下降快的生产现状，及时完善注采井网，并在地层压力回升后开展整体压裂改造和提液，使油田产量逐步回升。该阶段表现为“四升一稳一 高”的生产特点，即产液量、注水量、综合含水、地层能量回升，产油量稳定：日产液由 250t 上升到 522t，日注水平达到 463合含水由 总压降回落到 均动液面上升到 1222m；日产油稳升到 196t；阶段含水上升率较高，达到了 （ 3）综合调整治理阶段（ 由于高速强采，含水上升速度和自然递减加大，油藏进入高含水开发期。为了进一步提高水驱动用储量，在沉积微相、储层综合评价、- 5 - 构造研究的基础上，进一步优化开发井网，水驱储量增加 104t，日产油稳定在 200t 左右，采油速度保持在 阶段含水上升率下降到 自然递减大幅减缓，由阶段初期的 降到 （ 4）改善两个剖面、控水稳油阶段（ 在油田进入三高开发阶段后，为进一步挖掘层间潜力，引进石油大学科研成果“ 策调剖技术，对水井进行多轮次整体规模调剖，改善两个剖面，同时配合开展以提高注水井分注率、分层注水合格率为主的“双 70”达标活动， 80的水井剖面得到改善，阶段共启动新层 125m/52 层；同时对油井进行分层压裂改造、堵水等分层挖潜措施 ，挖掘差层潜力，实现产层转移。水驱动用程度上升 10 个百分点，含水上升率由上阶段的 低到本阶段的 上，实现了油田特高含水期的高速、高效开发。 （ 5）井况治理、注采井网恢复阶段（ 2004） 针对区块井况损坏严重，常规调剖效果变差的现状。一方面通过侧钻、大修、转注恢复局部注采井网；同时推广运用成熟配套剖面改善技术，开展 交联颗粒、交联聚合物等新的调驱技术。使区块的含水得到了有效控制，实现了区块开发形势的稳定。 2005年以来，针对区块南部构造落实程 度低，特别是边部因单井资料少构造再认识一直没有较好开展起来，致使卫侧 95带的构造情况、含油面积等不清楚，注采井网也无法完善。今年我们利用钻井、测井、三维地震、动态、监测等资料，通过开展构造认识、储层研究，初步落实了边部的构造格局和储层展布，为明年的整体井网调整奠定了基础。 - 6 - 2、开发现状 分析 截止 2005 年 8 月，区块共有油水井 41 口，其中油井 23 口，水井 18口，注采井数比 1： 中油井开井 21 口 ,日产液量 889t，日产油量 60t， 平均单井日产油 综合含水 剩余可采储量采油速度 累计采油 104t，地质采出程度 工业采出程度 综合递减 自然递减 注水井开井 16 口，日注水平 577月注采比 累计注采比 油藏水驱控制程度 水驱动用程度 二、存在问题 （一）边界断层落实程度低 由于边部井的资料较少，过去在构造研究中没有引入三维地震资料的应用，仅靠油藏剖面来了解区域的构造格局，而对边界断层的具图 2 卫 9 5 块 南 部 开 发 历 程 曲 线2 7 . 7 8101 101 101 101101 101101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 101 1010 . 1 08 . 2 13 . 6 58 . 6 4 6 . 6 82 . 2 22 . 4 92 . 5 02 . 5 32 . 8 32 . 9 43 . 5 23 . 8 54 . 0 85 . 0 15 . 8 07 . 3 47 . 1 73 2 . 5 13 2 . 5 53 5 . 3 03 7 . 1 03 6 . 6 03 2 . 4 53 4 . 7 6 3 5 . 9 83 1 . 8 03 2 . 8 53 2 . 8 52 0 . 0 31 7 . 7 91 5 . 5 51 0 . 6 20 . 1 03 . 9 82 0 . 0 23 5 . 2 53 6 . 9 33 7 . 3 14 0 . 7 84 2 . 6 14 2 . 2 64 4 . 2 54 0 . 0 13 8 . 5 43 4 . 9 53 4 . 3 22 0 . 4 21 7 . 2 92 2 . 4 11 1 . 90 . 0 41 . 4 53 . 2 6 3 . 4 3 2 . 6 5 2 . 8 4 2 . 9 1 2 . 3 0 1 . 9 91 . 6 2 1 . 5 3 1 . 4 0 1 . 1 7 1 . 1 2 1 . 0 1 0 . 9 9 0 . 9 9 0 . 8 8- 5 6 . 0 61 2 . 5 63 0 . 2 89 . 2 5 9 . 3 12 6 . 8 81 9 . 2 42 5 . 4 01 1 . 6 01 5 . 0 11 6 . 7 69 . 9 41 3 . 0 4 1 3 . 3 91 1 . 6 61 9 . 7 48 . 4 28 . 4 22 2 . 7 44 4 . 4 46 4 . 2 16 2 . 4 87 7 . 6 47 9 . 1 48 4 . 5 68 8 . 2 5 8 9 . 3 0 9 0 . 3 89 2 . 0 89 1 . 9 89 2 . 2 2 9 2 . 3 1 9 2 . 4 3 9 3 . 0 0- 6 0- 4 0- 2 0020406080100120可采储量 核实年产油 核实年产液 年注水量 综合含水 采油速度 自然递减高速稳产 弹性开采 调整治理 控水稳油 井网恢复 - 7 - 体位置无法采取有效的手段加以解决 ，尤其是边界控油断层，对区块的研究调整起着重要作用。在卫 95 块南部，三级控油断层有 2 条（卫95 95层）、二级断层也有 2 条（卫 98、卫 95层），是本次研究的重点。 （二）地层对比难度大 一是 上部层系因标志层缺失、变形严重等导致断点位置不准确；二是沙三下层系部分砂组分层不统一、可疑断点较多，断点位置不准确，内部构造仍需重新认识。 三、开展的基础研究 （一）构造研究 针对油藏边部构造落实程度低，我们通过地层精细对比，加密三维地震测线和油藏剖面，并结合新井、钻井、测井、开发等多种资料开展了一 系列构造认识；同时，开展了剩余油分布、储量动用状况、井网控制状况研究，以指导开发调整。 1、研究方法 在精细地层对比基础上，通过建立多方向油藏剖面和三维地震剖面，结合新井、钻井、开发、录井等资料，以区域总的构造格局、地层产状、油水系统为背景进行构造研究，在整个研究过程中，构造认识、地层对比，以及其它资料相互验证、不断修改，直至它们的一直吻合。 2、研究流程 - 8 - 卫 95块南部构造研究流程图 图 3 3、地层对比 （ 1）本次地层对比的主要任务 对上部的沙一、沙二、沙三上三中层系的标志层 进行重新选定，通过抓住可信段确定层位，再上下逐层对比，以确定断点准确位置，以指导边界二级、三级断层的落实； 部分沙三下砂组顶、底界分层不统一，可疑断点较多，需重新对比，以落实内部构造。 （ 2）对比方法 首先按照标准层选取原则，选取稳定性好、有一定厚度、区域性分布较广的泥岩段作为对比标志层，建立区域地层对比全剖面；其次以区域总的构造格局、地层产状、油水系统为背景，以沉积相研究成果为指导，借助新井、钻井、开发、录井等资料进行地层对比；最后通过与油藏剖面、三维地震剖面的多次、反复相互应证，最终取得地层对比结果与 其它资料的一致性。 构造研究 油藏剖面 三维地震剖面 地层对比 钻井 新井 开发 录井 沉积相 钻井 新井 开发 监测 注采反应 构造 格局 地层 产状 油水 系统 区域地质特征 - 9 - （ 3）对比结果 标志层的选取结果 、上部层系 由于上部层系发育较稳定的泥岩段较少，所以部分砂组标志层的选择扩大到了那些稳定性好、厚度大、区域性分布较广的砂岩段。在本次对比中，我们以感应曲线特征为主，兼顾自然电位、 A、东营组底部：发育一套感应曲线呈凹形的泥岩，代表井有95 B、 沙一段顶部：为一套较稳定的、厚度在 10m 左右的砂岩，自然电位曲线呈箱型 ，代表井有 95 C、 沙一段底部：为一套感应曲线、 线呈 指状的泥岩 ，代表井有 95 D、 沙二段顶部：为一套砂、泥岩间互地层，感应曲线呈锯齿状代表井有 95 E、 沙二段底部：为一套较稳定的泥岩、厚度在 8间，感应曲线呈锯齿状 ，代表井有 95 F、 沙三上 3 底部：地层为一套电阻值不稳定、感应曲线呈指状的泥岩，发育厚度大、在不同的井上差异也较大 ，代表井有 G、沙三中地层发育不稳定，没有找到较明显的标志层，在本次的对比中，我们主要参照北块的卫 95 、沙三下层系 由于区块各井 油页岩发育，在 度电阻率曲线上反- 10 - 映了许多特征的高尖，由此我们选择了其中的 13 组全区分布稳定的高尖作为对比标志层；同时，为了使对比更精确，我们也在感应、自然伽马曲线上选取了一些较明显的指示特征，以辅助于电阻率曲线的对比。 对比结果 完成了南部 45 口井的地层对比工作，在上部层系的对比中，共修改分层 39处，修改断点 15 个，抹掉断点 9 个；在沙三下地层对比中，修改分层 21处，新增断点 12 个，抹掉断点 8 个，主要是对沙三下 5界面进行了重新划定。 如在沙三下 们结合 11 个分布稳定的 组感应曲线呈箱型的特征，对沙三下 果沙三下 5地层变化大：在有的井上发育为长剖面（如卫95），在有的井上发育为短剖面（如卫 95共修改分层 3口（卫 95去掉断点 2个（卫 95）、修改断点 2 个（卫 95如卫 95，原认识 1847m 处有一 15m 的断层，此次认为为岩性变化，去掉了该断点，使该井（包括卫 95）沙三下 4与卫 95分开。 地层对比变动井号表 井数4595 - 9 、 - 121 、 - 113 、 - 64 、 - 183 、 - 184 、 - 106 、 - 115 、 - 58 、 - 123 、 C - 123 、- 155 、 - 160 、 - 125 、 - 119 、 - 162 、 - 68 、 - 150 、 - 108 、 - 151 、 - 158 、 - 109 、- 156 、 - 157 、 C - 157 、 - 170 、 - 152 、 - 153 、 - 159 、 - 203 、 - 60 、 - 107 、 - C 107、 - 102 、 - 101 、 - 103 、 - 109 、 - 104 、 - 62 、 - 83 、 - 99 、 C - 158 、 - 108 、 - 185、 - 168井号表- 11 - 4、构造研究新认识 通过三维地震剖面重新落实了边界断层 马寨油田卫 95 块南部大的构造格局较为明确，断块的 二、三级断层的 断层组合和切割关系较为明确。但是三级断层卫 95层的具体位置还未确定，于是通过三维地震主测线方向逐条追踪沙三下4 和 5 的相位， 卡准东边控油主断层卫 95层。 卫 95层：为三台阶的西边界断层，级别为二级。断层产状为：走向 向 角 40 500，落差 400m 以上，延伸长度大于 8 卫 95层：为区块西边控油主断层，级别为三级。断层产 状为：走向 向 角 40 500，落差南大北小，南部落差最大可达 150m 以上，北部最小落差只有 20多 m，向南与卫 98断层相交，延伸长度 4 卫 98断层：为三台阶的东边界断层，级别为二级。断层产状为：走向 向 差 400m 以上，延伸长度大于 8 卫 95层：为区块东边控油主断层，也是本次调整区的东边界断层，级别为三级。断层产状为：走向 向 角600，落差 30大北小，延伸长度 2卫 98断层相交形成窄长条形构造。在本次研究中 ，结合油藏剖面、三维地震剖面，通过认准相位，确定了该断层的位置应向东移动 150m，使卫侧 95带含油面积扩大。 卫侧 95带得到了落实 2005年年初，我们在此部署了卫 侧 95， 该井完钻后，钻遇油层 /3 层，水淹层 /12 层，酸化投产沙三下 4，- 12 - 淹差层 /3 层，日产油 11t，含水 26%，动液面 1588 米，到目前累计产油 1150 吨，预计到年底累计产油 1700 我们通过加密主测线方向油藏剖面，并结合了三维地震剖面和动态关系等资料， 重新落实了卫侧 95带：它是由本次落实的卫95层（钻遇井有卫 95向 向 角 400左右，落差 20伸长度 2右，向南与卫119 断层相交）与卫 95层相挟持而形成的一个堑块。 初步测算，该块含油层位：沙三下 4油面积 效厚度 22m，单储系数 质储量 104t。目前控制井有 1 口，井网密度 4 口 /均单井控制地质储量 104t，目前已累计采出 104t，剩 余可采储量 104t。条带的北部为一注三采、南部 只有 一采，井网有进一步调整加密的潜力。 综合运用各种测井、测试技术，深化对可疑断层认识 由于三维地震对小断层解释的局限性，我们对小断层分布规律的认识难度较大，而小断层影响着井间相互关系的认识，影响着开发挖潜措施的实施和开发效果的提高。 为正确认识 小断层 ，通过强化监测资料的录取， 综合应用 踪剂、新井水淹层测井资料，动静结合分析验证连通关系， 开展断块内部 小断层的 认识。 区 块 构造复杂，断层多， 储层物性变化大，使得 地层的电性特征常常变形，再加上岩性本身的变化，对 构造认识 难度 就 比较大， 给小 断层 的分布规律也带来了难度 。通过 得的地层不同层段压力的变化情况，可以确定井之间的连通关系，修改对井区构造的认识。在 构造 复杂断块油藏， 料的测试和分析显得尤为重要。如根据卫侧 95 95卫侧 95通 的 ，- 13 - 属同一个断块， 内部小断层由陡变缓，走向也发生了变化 。 本区由于断层 比较 发育，特别是小断层 较 多，而小断层的产状及分布规律难以确定，影响到对断块构造的认识 ，利用地层倾角资料可以帮助确定地层、断层的产状，提高对复杂断块构造的认识。例如 利用卫 95的 料， 根据它的倾角和方位， 我们又和原构造认识进行了对比 ,认识基本相符合 。 同时又根据地层倾角和井间的距离算出井间的高差是否和实际吻合，从而判断两井间是否有断层。于是再次利用卫 95的 料，确定了内部另一条小断层。 动静结合分析验证连通关系。 马寨油 田储层物性好， 层位单一，连通井注采反应周期 较 短，若注不进或采不出、长期无明显见效迹象，则一定不连通。如 卫 95转 注后原认识同属一块的 卫 95 95 不见效，而 卫 95转注后卫 95 95 见效见水含水上升，水井动态调水后又见效增油明显， 于是对卫 95作了示踪迹跟踪， 综合分析证实 卫 95卫 95属同一块，进一步证实了 （二） 剩余油分布 研究 1、层间剩余油分布 根据油藏工程研究和 数值模拟 结果，两者具有较好的吻合性，、类储层剩余油分布如下： 类层，储层物性较好，包括 51、 2、 3、 32、 3、 4、 41、 2、 3、 4、 71、 3等12 个小层，地质 储量 104t，占 一、二级强水淹储量占 三、四级及未水淹储量占 目前水驱动用程度达 采出程度 综合含水 剩余可采储- 14 - 量 104t，占总剩余可采储量 所占剩余油储量比例较大，主要分布在构造不落实和井网损坏区域。 类层，储层物性相对中等，包括 21、 2、 3、 4、 5、 31、 61等 7 个小层，地质储量 104t，占 一、三、四级及未水淹储量占 目前水 采出程度达 综合含水 剩余可采储量 104t，占总剩余可采储量的 一般分布在井网损坏区。 类层，包括 11、 2、 3、 4、 5、 54、 5、 62、 72共 9 个小层，地质储量 104t，占 一、二级强水淹储量占 三、四级及未水淹储量占 目前水驱动用程度达 综合含水 剩余可采储量 104t，占总剩余可采储量的 这类层采出程度、综合含水较低，主要原因是注采井网不完善。 卫 95块南部小层动用状况分类表 表 2 从以上小层动用分类情况看， I、 层动用较差，但从剩余可采储量所占比例来看， I 类层剩余可采储量所占比例较大，是下步挖潜的重点；但同时也应兼顾 层，做到类别 小层数地质储量104业采出程度%综合含水%剩余可采储量104水驱动用程度% 12 7 9 8 5 - 整体动用。 卫 95 块南部储量动用现状表 表 3 另外，从 储量动用现状表 上看， 级水淹储量 104t,级水淹储量 104t,占 级水淹储量 04t,占 级水淹储量 104t,占 未见效储量 104t，占 弹性储量 104t,占 损失储量 104t,占 2、 平面剩余油分布 平面上 ,剩余油分布主要受构造、事故井网和相变影响。构造型剩余油主要分布在边部不落实区、边角、沿主控断层构造高部位；因事故影响，在水驱动用较低的井网损坏区剩余油富集，如西部井网损坏区。因此，根据剩余油分布研究成果，将卫 95 块南部剩余油分布划分为三种类型：构造型、井网损坏型、相变型。具体 情况如下： （ 1）构造型 这类剩余油的成因有两个。一是由于构造复杂，未能形成合理开发井网，井网对储量的控制程度较低，如本次的调整区域卫侧 95测剩余可采储量 104t； 二是油井位于构造边角或位于沿主控断层构造高部位，见效较弱储量10 4 量10 4 量10 4 量10 4 量10 4 量10 4 量10 4 量10 4 52 性 损失合计水淹地质储量10 4 t级 级 级 级- 16 - 或不见效。如 22小层的卫 95 95 95 95类剩余油可采储量 0 4t。 （ 2）井网损坏型 如西部的卫 9595南部重点事故损坏区），该类剩余可采储量 0 4t。 （ 3）相变型 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，如 21、 22、 23、 24、 25、 61等小层，卫 96、卫 95井区。剩余可采储量 0 4t。 （三）储量动用状况研究 根据油藏工程研究结果，卫 95 块南部受构造复杂和储层非均质影响，储量动用不均衡。类层有 12 个小层，地质储量 104t，占 地质采出程度 综合含水 水驱动用程度达 类层有 7 个，地质储量 104t，地质采出程度 综合含水 层有 9 个，地质储量 104t，占 地质采出程度 综合含水 水驱动用程度 从分类储层采出程度、水驱动用程度来看，储量动用相对较均衡。 卫 95块南部分类储量动用状况表 表 4 类别 小层数地质储量104业采出程度%综合含水%剩余可采储量104水驱动用程度% 12 7 9 8 7 - 从平面上看，储量动用程度较低的主要分布在构造不落实和井网损坏区域。如本次研究的南部，目的层系沙三下 4，为类储层，其地质储量为 104t，标定可采储量 而目前累计采油为 104t，地质采出程度才 可采储量采出程度才 储量动用程度低，主要原因是卫侧 95带构造不落实，未动用。 （四）井网控制状况研究 目前，南部共有油水井 41 口，其中油井 23 口，水井 18 口，注采井数比 1： 网密度为 28 口 /均单井控制储量 104t；其中油井开井 21 口 , 水井开井 16 口，开井注采井数比 1： 从分层系看，沙三下 15 口，其中油井 20口，水井 15 口， 注采井数比 1： 网密度为 29 口 /均单井控制储量 104t，油井开井 18 口，水井开井 13口，开井注采井数比 1： 三下 40 口，其中油井18 口，水井 12 口，井网密度为 25 口 /均单井控制储量 104t，注采井数比 1： 井开井 14口，水井开井 10口，开井注采井数比 1： 卫 95块南部分层系井网控制状况表 表 5 从以上分析可看出，上层系井网控制较好，下层系井网控制稍差；油井 水井注采井数比油井 水井注采井数比三 下 1 - 3 14 0 15 1 : 1 . 3 3 18 13 1 : 1 . 3 8 29 4 - 7 14 8 12 1 : 1 . 5 14 10 1 : 1 . 4 25 8 3 18 1 : 1 . 2 8 21 16 1 : 1 . 3 1 28 层数地质储量104井数 井网密度口 / K 8 - 而且，从井网密度、平均单井控制储量看，下层系井网 密度比全区块和上层系均小，平均单井控制储量比上层系大 104t/口，具有井网加密的条件（经测算，卫 95 块南部经济井网密度为 30 口 / 四 、 滚动扩边 部署 及实施效果 （一） 滚动扩边部署 1、 部署思路 根据以上研究结果，卫 95 块南部剩余油主要分布在卫 95带和西部井网损坏区，由此本次调整思路为：对卫 95带实施井网调整，提高井网对储量的控制和动用程度；对西部井网损坏区，通过侧钻、大修实施注采井网的恢复和优化。 2、 部署工作量 通过对构造的进一步认识，在 卫 95带部署 侧钻油 井 1 口卫侧95 调整 油 井 1 口 卫 95 。 测算该断块石油地质储量 104t，可采储量 104t，剩余可采储量 104t；预计增加水驱控制储量 15 104t，水驱动用储量 10 104t。 配套的油水井措施工作量 20 口：油井措施 10 口，其中大修 1 口、堵水 2 口、酸化 2口、补孔 3 口 、泵升级 2 口 ，预计增加水驱控制储量 104t，水驱动用储量 104t，当年措施产量 104t； 卫 95块南部油井配套措施工作量及效果表 表 7 控制 动用 日增 ( t ) 年 累 增 ( 1 04t)大修 1 9 5 - 1 8 3 2 0 . 8 3 9 5 - 4 2 、 C 9 5 - 1 5 7 0 . 8 2 95 - 6 9 - 6 8 2 5 9 5 - C 1 0 7 、 C 9 5 - 4 0 、 9 5 - 6 0 3 . 2 1 . 2 2 9 5 - 9 0 、 - 1 0 4小计 10 2 104t ）井 次 井 号- 19 - 水井措施 10 口，其中 大修 2 口、调剖 4 口、分注 3 口、 酸化 1口，实施后预计增加水驱控制储量 104t，水驱动用储量 04t，当年油井见效增油 104t。 卫 95块南部水井配套措施工作量及效果表 表 8 3、 方案指标预测 、预测 方法 新井效果预测 卫 95块南部合理生产压差为 据卫 95 块南部近几年调整井整体投产效果，预计投产油井含水一般在 40%左右；根据产液指数公式推算产液量： 平均单井日产液 产液指数 = 生产压差平均有效厚度 生产压差 = P 静压 压 新井单井单井日产液量 =产液指数生产压差新井平均有效厚度，推算出新井日产液量为 ；日产油量 =日产液量（ 110t/天，当年年产 3000t；所部署的 2 口油井增加产能 20t/天，当年累产 6000t。 控制 动用 日增 ( t ) 年 累 增 ( 1 0 4 t)大修 2 9 5 - 1 2 5 - 8 8 4 9 5 - 1 0 1 - 9 - 8 8 - 9 9 0 9 5 - 9 9 - 1 5 9 - 1 2 5 C 9 5 - 9 6 2 0 6 井 次 井 号见效效果水驱储量增加（ 104t ）- 20 - 卫 95块南部近几年新井投产效果表 表 9 新井产量递减规律预测 分析区块近几年来新井的递减趋势，符合指数递减规律，根据该规律拟合新井产量递减曲线，预测新井后 10 年的递减指标，合计累产 104t。 、 指标预测 日产液 日产油 含水 液面 当年产油卫 9 5 - 1 2 1 502 1905卫 9 5 - 1 5 3 590 1159卫 9 5 - 1 8 3 0 3 . 4 524 1230卫 9 5 - 1 8 4 0 4 . 2 304 2524合计 4 口 528 6818平均单井 528 1705井号 投产时间投产效果图 4 卫 9 5 块 南 部 新 井 产 量 预 002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020新井实际年产油新井预测值2 0 0 6 年 以 后 预 测 值 1+1 - 方案与 2004年开发指标相比， 区块 总井数由 42 口增加到 48口，增加 6 口，日产油由 加 d,低到 降低 1 个百分点 。 增加水驱控制储量 04t，增加水驱动用储量 104t，预计可提高水驱控制程度 高水驱动用程度 全年产量 104t，比 2004 年增加 104t，其中新井产量 104t，措施产量 104t，自然产量 104t。 年 产液量 104t，年注水量 32 104注采比 均含水 自然、综合两个递减分别为 与 2004年同比分别下降 百分点。 卫 95块南部 2005年调整方案指标预测表 表 10 区块后 10年指标预测 : 年产产量( 万吨 )井数( 口 )产量( 万吨 )比例( % )井数( 口 )产量( 万吨 )比例( % )产量( 万吨 )比例( % )自然 综合 控制 动用200212 26 29 0 . 9 0 2 . 5 0 1 1 0 . 1 3 2 5 . 2 7 11 0 . 1 7 6 7 . 0 2 2 . 1 9 4 8 7 . 7 2 3 2 . 5 1 3 6 . 9 3 1 . 1 1 9 2 . 3 1 6 . 4 7 1 3 . 3 9 7 5 . 2 9 6 1 . 3 0200312 25 22 1 . 1 4 2 . 4 8 5 2 0 . 2 6 6 1 0 . 7 0 8 0 . 0 1 0 0 . 4 0 2 . 2 0 9 8 8 . 9 0 3 2 . 8 5 3 5 . 2 5 1 . 0 5 9 2 . 4 3 1 1 . 2 6 1 1 . 6 6 7 8 . 3 2 6 2 . 5 1200412 24 18 1 . 3 3 2 . 2 2 0 1 0 . 1 7 3 7 . 7 9 7 0 . 0 5 8 2 . 6 1 1 . 9 8 9 8 9 . 5 9 3 1 . 8 0 3 1 . 2 0 0 . 9 6 9 3 . 0 2 1 9 . 7 4 1 7 . 4 0 8 1 . 1 0 6 4 . 1 2200508 23 18 1 . 2 8 1 . 4 7 9 1 0 . 1 1 5 7 . 7 9 5 0 . 0 3 9 2 . 6 3 1 . 3 2 5 8 9 . 5 8 2 1 . 0 3 2 0 . 0 2 0 . 9 3 9 2 . 9 7 1 7 . 5 5 1 9 . 9 0 8 1 . 0 8 6 4 . 0 82005 预测 24 24 1 . 0 0 2 . 6 3 7 6 0 . 6 0 0 2 2 . 7 5 9 0 . 1 5 0 5 . 6 9 1 . 8 8 7 7 1 . 5 6 3 3 . 5 0 3 2 . 0 0 0 . 9 3 9 2 . 1 3 1 5 . 0 0 8 . 2 0 8 8 . 5 0 7 1 . 0 2与 2004 年差值0 6 - 0 . 3 3 0 . 4 1 7 5 0 . 4 2 7 1 4 . 9 6 2 0 . 0 9 2 3 . 0 8 - 0 . 1 0 2 - 1 8 . 0 4 1 . 7 0 0 . 8 0 - 0 . 0 3 - 0 . 8 9 - 4 . 7 4 - 9 . 2 0 7 . 4 0 6 . 9 0时间油井总井水井总井注采井数比新井 措施年均含水 ( % )递减 ( % ) 水驱程度 ( % )自然年产液( 万吨 )年注水(