中原文明寨高效开发

极复杂断块油田 高含水后期稳产实践与认识 五”高效开发的主要做法 一 二 三 主要做法和经验 四 目 录 第一部分 油田概况 文明寨油田位于东濮凹陷中央隆起带北端 是一穹隆背景下被断层复杂化的极复杂断块油田 。 含油面积 地质储量 2234 104t 文明寨 油田主要地质特征 一是 断层多、断块小、构造极复杂 二是 含油层系多 埋藏浅 三是 储层物性较好、层间非均质性严重 四是 原油性质较差，地饱压差大，原始气油比低 561750831800卫 1317001650明831650170017502517002514436文明寨油田断块区划分图62621700165016001700100175048层区断块断层卫 7 断块区卫 7断7明层6断明断块区明断层明一东明14断块区明14断层明西断块区16明 16 断块区明一断层卫1 0 0 . 5 k 5、卫 7、 明14断层控制形成 地垒形主体 ，又被 20多条次级断层及纵多小断层 切割成 六个断块区212个小断块。 垒堑相间、多块叠加，断块密度 28个 /部分井穿过 4块平均高度 断块面积 于 地质储量集中在小于 层封闭，油水界面不同。 明 17井 卫 77井油藏剖面图 油田主要地质特征 一是 断层多、断块小、构造极复杂 二是 含油层系多 埋藏浅 三是 储层物性较好、层间非均质性严重 四是 原油性质较差，地饱压差大，原始气油比低 油藏埋深为 1360油井段长达 960m 发育沙一至沙四 7套含油层系 24个沙组 85个含油小层 平均油层厚度 量丰度 104t/田主要地质特征 一是 断层多、断块小、构造极复杂 二是 含油层系多 埋藏浅 三是 储层物性较好、层间非均质性严重 四是 原油性质较差，地饱压差大，原始气油比低 储层为碎屑岩 主力油层为三角洲前缘砂体沉积 砂岩粒度中值 选系数 层平均孔隙度 平均渗透率 420 10透率变异系数 进系数 三是储层物性较好、层间非均质性严重 油田主要地质特征 一是 断层多、断块小、构造极复杂 二是 含油层系多 埋藏浅 三是 储层物性较好、层间非均质性严重 四是 原油性质较差，地饱压差大，原始气油比低 地下原油密度 下原油粘度 始地层压力 14力系数 和压力 饱压差 始气油比 t 地层温度 70层水矿化度 104mg/l 油水粘度比 四是原油性质较差，地饱压差大，原始气油比低 文明寨油田是一个埋藏较浅、常温常压、未饱和、多油层、非均质较严重的层状中高渗透砂岩极复杂断块油田。 油田类型 二 经过井间找连通、块间找对应的注采完善，实现了 85 87三年高速（ 3）开发，高含水期坚持整体治理，建立专注专采差层井网，达到了控水稳油；“九五”深化老油田构造、储层研究，重建优化注采系统，加强油藏精细管理，连续 6年保持产油量稳定，开创了高含水后期增储稳产的新局面。 01020304050607019821983198419851986198719881989199019911992199319941995199619971998199920002001012345678910年产油 采出程度 采液速度 采油速度产能建设阶段高产稳产产阶段产量下降阶段综合治理高效开发阶段高含水后期稳定阶段第二部分 “九五”以来取得的 四项 开发成果 8 08 1 . 58 38 58 79 0 . 59 3 . 21 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0 2 0 0 1储量动用程度 （一）水驱储量增长，采收率提高 1 5 6 91 6 1 31 7 6 71 7 9 91 8 4 41 8 7 21 9 5 31 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0 2 0 0 1水驱控制 7 0 . 2 37 2 . 27 9 . 18 0 . 5 38 2 . 5 48 3 . 88 7 . 4 21 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0 2 0 0 1水驱控制程度 1 0 0 41 0 8 11 2 1 91 2 7 71 3 6 51 4 2 41 5 4 81 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0 2 0 0 1水驱动用 4 4 . 9 54 8 . 3 85 4 . 5 75 7 . 1 86 1 . 0 86 3 . 7 36 9 . 2 91 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0 2 0 0 1水驱动用程度 7 9 68 1 68 3 4 8 3 48 6 18 7 48 9 11 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0 2 0 0 1水驱可采储量 3 5 . 6 33 6 . 5 33 7 . 3 3 3 7 . 3 33 8 . 5 4 3 9 . 1 2 3 9 . 8 81 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0 2 0 0 1标定采收率 (二 )油田开发指标进一步改善 年产油稳定在 104 年均含水由 降到 老井自然递减由 缓到 减缓 老井综合递减由 缓到 减缓 988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001实际预测1预测2文明寨油田预测产油量与实际产油量对比曲线回归段：1 9 8 7 - 1 9 9 0n=1 9 8 7 - 1 9 9 5n=1 预测 2调和递减： Q i = Q o / (1 + D i 图 5总产油 104t 多产油 104t “ 九五”以来 : 99612 199712 199812 199912 200012 200112预测实际文明寨油田预测产液量与实际产液量对比曲线lg(1=104t 少产液 104t “ 九五”以来 : 99612 199712 199812 199912 200012 200112预测实际文明寨油田预测注水量与实际注水量对比曲线按预测产液量值、保持注采平衡预测注水量总注水 104t 少注水 104t “ 九五”以来 : 水驱储量控制程度 =85% 001水驱储量动用程度 =75% 001采收率 =35% 001综合递减率 =7% （三 )“ 九五 ” 以来实现了高效开发 9 5127标准 2001动态监测完成率 =95% 老井措施有效率 =75% 001年8085标准 2001注水井分注率 =80% 001配注合格率 =70% 910标准 2001水质达标项目 =9项 365430标准 2001油水井免修期 365日 001年油水井综合时率 =75 7年 98年 99年 2000年 2001年水驱状况向增加采收率方向变化 压力保持水平或能量保证程度能保证生产压差需要 15 001自然递减率 80%、 60 40 40%四个级别绘制小层含水分级图，计算含水分级储量、弹性驱储量和损失储量。 2剩余油分布研究 研究方法 研究结论 受控区中低含水储量和弹性驱及损失区储量合计 104t、占 其采出程度只有 比一类高含水层低 明具有较大的完善挖潜余地。 I 类 8 3 失 4 2 6 . 性 2 4 9 . I 类 3 6 7 . V 类 1 6 0 . 一东块沙二下剩余油分布图图1 0 - 1N 2 1 8218211 - 3 6190191图 例 2 9215185691861 - 11 - 21371 - 71 - 3 51 - 821638214C 1 4 473201 - 5N 1 - 395423763 8 173N 1 - 3203 6 9951 - 3 8N 1 - 3 1891 - 3 21 - 3 4N 3 7921 3 31 - 7691 - 3 51 3 6C 8 71 - 3 3381 - 3 91852 4 81 8 41 3 5863 6 71 3 17183I 级I I I 级油 井水 井I I 级I V 级图 例明一东块沙三上剩余油分布图图1 0 - 2105139116N 1 1 6222571 - 3 814317474N 1 - 2 11 - 2 1881461 - 2 01 - 2 71491471481 - 1 91061 - 2 6491771 - 2 31 - 2 5N 1 7 3173581 - 1 741931 - 1 61601651812501191 - 1 51171 - 1 02521916296591521 - 1 818817671 - 1 43251 - 3 01551 - 9150157196621821641 - 1 398N 1 6 3163I I 级油 井l l I 级I V 级1211 - 1 2122明一西块沙二下剩余油分布图图 11 1 1N 4 646N 9 7沙二下 3 顶图 例1671231753222262354819109100N 1 7 5318674736666237239183明一西块沙三上剩余油分布图沙三上 3 顶图 例图 1 1 - 31 4 6881 - 2 01 - 1 9741 4 81 - 2 11 1 71 - 2 61 - 2 3N 1 - 2 11 4 71 - 2 51 - 1 71 7 7491 5 22 1 91 6 2941 4 91 - 2 71 6 51 8 01 7 31 0 61 - 1 6N 1 7 3581 8 1591 - 1 41 5 5水 井油 井I I 级l I 级I V 级971 2 1N 9 71 - 3 01 - 91 5 01 8 81 - 1 81 3 01 3 2601 5 71 9 61 5 83 2 51 - 1 33 2 1991 - 1 21 2 2N 4 61 - 1 1461 2 348192 2 71 - 2 83 2 21 7 51 0 91 5 32 2 61 0 02 3 5471 6 73递减加大因素分析 减缓自然递减的关键 一是 要增加注采对应井层和油井受效方向， 二是 要调整注采结构，提高水驱动用程度， 三是 要加强井况治理，保持开发正常稳定。 (1)油田储量动用程度只有 80，新落实的 18个断块没有注采井点， 29口井有注无采，损失储量 104t 。 (2)水驱控制程度只有 有 57口井不受控、占 (3)到 95年底，累积出现事故井 95口、占总井数的 共损失水驱控制储量410 104t，损失水驱动用储量 280 104t，损失可采储量 81 104t，有 36口事故井停产停注，日影响产量 125t，引起递减加大了 (4)油田水驱动用程度很低，只有 吸水 度占 35%左右的差油层得不到动用， 20 25%左右的高渗层水淹严重。这些未水驱动用或水驱动用状况很差的低渗薄差层在现井网及现有开采条件下很难发挥潜力，只有建立专注专采井网才能使其得到有效动用。 4井网适应性研究 主要研究现井网对油田储量的动用水驱控制和水驱动用程度 连通厚度 厚度比 吸水量 吸水强度 相对吸水(m) (%) (m3/d) (m3/(%)不吸水 00 00分类文明寨油田 1995年 39口注水井吸水剖面统计表 研究总体结论 通过四项专题研究，深化了油藏地质认识，明确了下步挖潜方向。 总体上看： 由于构造极复杂、非均盾性严重和开发层系划分较粗，文明寨油田即使进入了高采出程度高含水开发后期，仍然具备较大的增储稳产潜力。 四是一类高含水层储量基数大，平面动用不均，在储层变差区和非主流线区仍有完善动用潜力，层内非均质性形成的剩余油可通过调驱实施挖潜。 二、三类储层剩余油富集，含水与采出程度相对较低，可加密改造强化动用； 研究总体结论 但是，现井网储量动用、水驱控制、水驱动用程度低，难以满足高效开发的需要。 要控制递减，实现稳产，必须进行注采系统优化调整。 潜力一 潜力二 潜力三 潜力四 一是新落实 104 二是复杂区还有近400 104 (三 )以增储稳产为目标 调整优化注采系统 实施局部完善调整 动用新层新块储量 提高注采对应程度 优化油田注采系统 调整注水产液结构 全面动用一、二、三类储层 调整优化 注采系统 开展主力区块技术改造 改善油藏开发效果 动用 18个新落实断块得到，增加动用储量 104t，日增油能力 205t，量比 老井 高一倍 ,含水比老井低 30个百分点 ,建产能 104t,累产油 104t。 用新层新块储量 18573 503570局部完善 跨层系补孔 大修归位 返层回采明 381 井区构造井位图图12 - 1三上 31 - 3 21 - 3 4C 2 1 4137N 3 737139174143N 1 - 31 - 4 2921 - 3313376261663151 - 4 142369951541 - 1 03823819460N 1 5 617697N 9 7188156325121725162C 1 4 9149492191521 - 2 73 6 9 1 - 4 2 1 3 9陶 组沙沙1 6 0 0二下三上3 8 11 5 0 01 4 0 01 3 0 01 5 4馆2 0 0 01 9 0 01 8 0 01 7 0 0明381井明1 71 井 - 明 3 72 井区构造井位图三上 4 7 3173581 - 1 636491C 1 0 7197224223234118169225119 07516171 明 372井区井位部署图 3641 3 4三中 7442 8 65三上 4563721 4 0 03721 5 0 01 6 0 01081 3 0 01 7 0 01 8 0 01 9 0 0三下 15 2034二上 6下23413下12412 0 0 081456二下 4301231二下 212 403三上 44三上 4323二下 22二上 43三上 416明3 7 2井明3 7 1井油藏剖面图M 3 7 1 井 采 油 曲 线0510152025303540452001 7 2 井 采 油 曲 线0481216202001 91 7 02 0 7 2 2 7C 3 13 6 1C 3 2N 5 1 72 4 617003 6 7 0312171 52 2 1新明 127 井区现构造井位图利用事故井侧钻动用新层新块 51127311500130014002200160017001800190020002100 72 下42 下12 下22 下32 上62 上32 上12 上22 上42上52 下42 下12 下22 下32下 - - - 新明1 2 7 井油藏剖面图2 67 54 3 59 3新 钻 水 井 转 注 油 水 井 大 修 补 驱控制储量 水驱动用储量优化油田注采系统 提高注采对应程度 2. 提高注采对应程度 优化油田注采系统 新增断块注采完善 重建沙一下注采井网 砂体变化区部署差层井 强化动用二三类储层 利用事故井低效井有 效层段完善注采关系 侧钻井避开主流线 先采油后注水 新增断块注采完善 在 18个动用断块上，补孔转注32口井，增加注采连通厚度274m/113层，使 104一西复杂小断块转注新明 116，对应井明 105、74见效增油 8 12t。 新明 116 井组连通图3736 8 838 1 432321 3341 531新明 1163836 1 . 837 3 . 21 . 01 . 0423940 3 . 041 2 . 52 . 043 2 . 035323334明 105381 8411 056507 02 0391 03 . 01 . 21 . 01 . 21 3 91 0 51 7 4572 2 21 - 3 8N 1 1 6741 4 3 2 11 - 2 31 - 1 91 4 71 - 2 51 4 81 - 2 6491 - 2 7491 7 71 4 91 5 2N 1 7 31 7 3581 - 1 61 0 61 - 1 7881 4 61 1 71 - 2 0N 1 + 2 1新明 116井区注采完善图 水明 74 井生产曲线050100150日注水量020406080100120 明 105 井生产曲线明 116井组注采反应图 重建沙一注采井网 油 井水 井图 例1 8 3图 1 4 - 1981 - 1 11 9 61 - 91 8 21 - 1 51 2 01 5 81 5 5（沙一下 2 ）411 - 1 4591 5 61 7 671 7 71 - 1 71 5 21 - 2 11 1 6明一 西一下层系原构造井位图1 4 81 6 01 - 2 3图 例1 8 3981 2 01 9 61 5 81 - 1 1沙一下顶1 8 21 - 91 - 2 3图 1 4 - 1 明一西块一下现构造井位图1 7 61 - 1 371 - 1 41 5 2591 5 51 - 1 5水井开井1 5 6油井开井1 1 61 6 01 - 1 7411 7 71 4 81 - 2 1在砂体变化区部署差层注采井网 明一东沙二下北部原井网为明 1 137、 89、 1215采油，剩余油研究表明由于砂体变化大，平面动用不均，局部剩余油较富集，在原采油井区，部署水井 投产差层、日产油 5.4 t，含水 转注后对应油井见效，含水从 降到 891371 - 13 2315原井网137893 13 - 2 2215C 1 - 2现井网侧钻井避开主流线先采油后注水 受储层物性和注采井网的影响，滞留区是剩余油分布的又一重要形式，事故井侧钻时避开主流线方向先采后注，是控制该类剩余油的有效方法。如 水井明 144侧钻位置偏主流线 60度，电测解释老井主力吸水层在侧钻井处含油饱和度仍达 射孔投产日产油 水 转注后对应油井增油降水效果明显。 利用事故井或低效井有效层段 完善注采关系 由于构造的极复杂性，部分井层难以完善，但进入高含水开发后期事故井及低效井多，根据对应连通关系，在大修、挤堵的基础上，利用其某一有效层段注水，增加储量的水驱控制和水驱动用，共转注18口井，增加水驱控制储量 104t，水驱动用储量 104t，有 26口井增加见效方向。 日产油30 方5 M p 0 吨10 吨日注水54 . 26 1 . 11 5 M p - 2 3 井岩 性 柱2 3 . 23 3 . 4沙一下明 160 井岩 性 柱4 3 . 10 0 . 0 29 9 . 1 10 0 . 0 19 9 . 1 2打塞0100自然电位吸水剖面 ( 9 9 . 1 2 )0 0 . 0 341 . 55 1 . 66 5 . 5沙二上 10 0 . 0 50 0 . 0 4 0 0 . 0 70 0 . 0 6明 160 液结构 实现一、二、三类储层全面动用 原则： 一类层控制注采强度，扩大波及体积； 二类层继续保持注采平衡、强化注采管理、控制含水上升； 三类层缩小注采井距、提高注采强度、强化注水驱动。 调整注水 调堵结合，协调平面、层间 矛盾 开展分注及分层注水层段重组 强化提高二、三类 层水驱动用程度 堵水 71井次 增油 1万 5千吨 降水 11万 9千方 不稳定注水 36个井组 62口油井见效 单井增油 2吨 分注 67口 层段重组 89口 分注率由 47提高到 70 合格率由 52提高到 70 增注 42口井 吸水厚度增加 7% 51口井见效 深穿透射孔31口 增产 1倍 调剖 54井次 增油 2万 3千吨 注采结构调整效果对比图 改善油藏开发效果 大修恢复事故井 78口、侧钻恢复 21口 恢复水驱控制储量 380 104t 恢复水驱动用储量 295 104t 恢复可采储量 80 104t 基本达到恢复 明一东块技术改造 : 对周边复杂带实施完善调整 对平面变化大、潜力大的沙二下层系 侧钻加密 拉大水淹严重的沙三上层系注采井距 实施局部完善井、侧钻井、大修井、转注井 32口，采取相应的配套结构调整措施 28井次。 增加水驱控制储量 40 104t 增加水驱动用储量 33 104t 区块产量上升 4000t 自然递减由 减缓了 改造效果 1 - 3 62 1 821N 1 2 81 - 81 - 7水 井油 井图 例1 9 11 8 61 9 0381 - 2 9692 1 52 1 63 7 61 8 51 - 1731 - 3 51 - 21 3 720C 1 4 42 1 4N 1 - 31 - 54295C 2 1 4C 1 - 2C 1 9 0N 2 01 - 4 13 8 1N 1 - 2 2大修水井大修油井部署油井部署水井明一东沙二下井网部署图明一块二下原井网图N 2 1 82 1 8事故井211 9 11 - 3 6691 8 61 - 2 9油井图 例水井1 - 81 - 7381 - 11 - 22 1 52 1 61 8 51 - 3 51 3 7C 1 4 4N 1 - 32 1 41 - 520423 7 6图 例明一东块沙三上原井网图891 - 3 51 - 3 2369N 3 71 - 3 41 - 3 11351841 - 3 82488611 - 3 313625133921 - 3 938C 8 783131水 井油 井36771事故井图 例1 - 4 2381明一东块沙三上井网部署图89C 1 - 3 11 - 3 51 - 3 2369N 3 71 - 3 41 - 3 11351841 - 4 32488611 - 3 313625133921 - 3 938C 8 783131水 井油 井36771C 1 9 0转 注 井明一东块沙三上原井网图 明一东块三上井网部署图 明一东区块开采曲线 1999 2000 2001 时间 1999 2000 2001 时间 含水 日产油 开井数 明一西开采曲线 (四 )完善管理保障体系 推行油藏目标化管理 1、加强人力资源管理 提拔专业技术骨干担任地质工程基层矿队业务领导， 抽调有一定实践经验的技术人员充实研究力量，建立相应的激励机制，充分调动技术人员的工作热情和创新精神，牵心留人，稳定发展专业技术骨干队伍。 (四 )完善管理保障体系 推行油藏目标化管理 地质管理由油藏开发管理向油藏经营管理转变。 油藏经营管理由专业化分散管理向集成化精细管理转变。 领导干部的工作重心从实现短期生产经营目标向提高油田长远开发经营效益转变。 3、实行厂、矿、队三级管理体制 厂地质队负责油田动、静态研究和规化方案、调整挖潜方案及配产配注研究； 油矿地质组负责资料录取管理，组织实施油、水井措施挖潜方案、动态监测方案和配注调整方案； 采油队地质组负责取全取准各项资料，组织实施各类方案。 明确职责、分级管理，协调实施 。 (四 )完善管