综合治理地质方案

81块 2006年综合治理地质方案 汇报内容 一、油藏基本概况 二、 开发状况及存在问题分析 三、潜力分析 四、下步主要对策 一、油藏基本概况 位于东濮凹陷中央隆起带北部，是由北东走向东倾的卫 2、 35断层与西倾的卫 32、 34断层形成的地垒构造 构造长约 101 2向东南，倾角 25 30 含油层位沙四段，含油面积 量 725 104t 1、地质概况 一是油层埋藏深度26002970m 三是储层物性差，平均孔隙度 平均渗透率 10渗透率变异系数在 低孔 非均质性较强的复杂断块油藏 二是油层富集 分 五 个 砂层组 ， 24个 含油小层 ， 平均有效厚度 23.6 m。 地质特点 （ 1）油井必须经压裂改造后才有产能。 19828口井， 198层， 中只有7口井 22个层 82部分井层无生产能力。 2、开发特点 试油成果井数 井号试油方式折算产油( 吨)单井日产油( 吨)1气流 2 汲 0 81 121 134 331 132 39 25 74 35 30 11507 油井 卫城油田沙四段 1982187 126 111 29 61 50 105 111 压裂试验： 1984年选择卫121井首次进行深井大型压裂试验取得成功，卫 121井从压裂前的 增产 日产油量( t )0102030401 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12动液面( m )040080012001600压裂 压裂 84年 月 卫 121压裂前后采油曲线 2、开发特点 81 121 331 132 35 30 11507 油井 卫城油田沙四段试采期压裂井位图 129 61 142 141 148 149 150 其后，对 18口试采井进行 24井次油套混合压裂， 沙四 1日产油(t）动液面（m ）日产油(t）动液面（m ）1 3 0 243 34 6 12T 082 1 5 298 59 50 0 277 43 5 9 0 360 0 油花 73 0 0 144 377 1 0 372 2 3 479 38 07 9 8 724 446 1 2 0 246 8 08 口 21 7 312 29 6 265 0 570 31 7 297 140 32 0 2 229 81 8 油花 185 41 8 124 33 42 1 5 87 48 5 油花 491 0 189 49 无 13 492 口 50 4 7 518 025 234 36 t ）加砂量（号合计施工日期( 年. 号压裂层位厚度（m ）/层数破裂压力（M p a ）压裂前 压裂后2、开发特点 （ 2） 水井地层有一定吸水能力，但启动压力高，需采取高压增注措施。 试注时期所测 5口井的吸水剖面看，沙四 1启动压力较高，达 注40m3/d,成了配注。 81 121 331 132 35 30 11507 油井 卫城油田沙四段试采期压裂井位图 129 61 142 141 148 149 150 146 74 147 211 214 2、开发特点 （ 3）多期压裂导致储层人工裂缝发育，注水方向性强，裂缝方向上油井见水加快，含水上升快，水驱油效率低。 2、开发特点 日产液 日产油 含水 日产液 日产油 含水卫2 1 6 6 2 33 裂缝方向卫1 0 7 2 0 2 85 438 非主裂缝方向卫2 1 5 5 9 89 主裂缝方向卫1 0 7 2 1 81 6 16 裂缝方向卫2 1 6 9 4 142 ）见水周期（天）月含水上升速度（% / 月）增油能力见效前 见效后对应油井卫2 3 5井组转注时间卫1 4 6 4 86 88 90 92 94 96 98 2000 2002 2004年产油含水10050104t%试采试注增储上产产量递减三年技改产量递减卫 81块开发历程曲线 主要受井况恶化造成注采井网不完善，再加上层间矛盾突出，分层动用差异大，区块综合含水上升，开发形势变差 3、开发历程 卫城油田卫 81块 20002000 36 882 166 3 1770 9 714 175 4 1490 3 736 177 6 1914 6 962 195 2 1617 9 1018 168 6 1750 8 935 135 6 1608 井 措施 自然产量时间油井开井自然递减综合递减日注水平均含水年注水年注采比日产油2001 加大以高压分注 、 分层压裂为主的分层改造技术 ， 改善层间 、 层内动用状况 ， 实现了三年高产稳产 。 2004年主要是受前期压裂后裂缝影响 ， 以及层间非均质严重 ，重点井组含水上升 ， 开发形势开始变差 。 2005年 上半年 为控制区块含水上升 ， 油藏实施弱势注水 ， 下半年加大了水井分层调控工作力度 ， 但由于水井放压时间长 ， 导致对应油井能量下降 ， 区块开发形势持续变差 。 开采现状 卫81块 油水井 83口 ， 油井 52口 ， 水井 31口 ； 油井开井 48口 ,日产液量 898t,日产油量 130t； 综合含水 ； 采油速度 采出程度 综合递减 自然递减 水井开井 26口 ,日注水平 1608 月注采比 累积注采比 水驱控制程度 水驱动用程度 汇报内容 一、油藏基本概况 二、 开发状况及存在问题分析 三、潜力分析 四、下步主要对策 二、开发状况及存在问题分析 与 现 “ 四降一升两加大 ” 开发形势持续变差： 日产液： 1027 t 898t 产油： 168t 130t 注水平： 1750 1608 液面： 1186m 1369 m 合递减 : + 自然递减： +四 降 两 加 大 一升 含水 : +1、开发形势分析 日注水量及地层能量 分析 05年以来实施弱势注水，下调水井配注，下半年主要是加大水井分层措施力度，但由于水井作业放压慢、停注时间长；再加上钻停影响，造成区块日注水量的持续下降，对应油井能量下降，笼统对比，区块动液面由 1186369m， 下降 183m；地层压力由 04年 5年的 降 液面1 10 01 16 81 20 01 25 51 24 01 23 61 24 51 25 4 1 2 271 21 41 25 31 27 8 1 2 551 25 01 23 71 23 61 24 71 24 11 22 71 27 41 28 61 27 51 25 41 28 71 30 81 30 61 33 6 1 28 61 30 81 30 61 29 81 29 21 33 91 39 71 39 41 40 8 1 3 831 34 31 30 8100012501500日注水量1919 19491414166418771742 1727 1715154517211816164513621472 1464 146213471560 1609 150516621442 1427 1379 1452 13961296 13151090 11361282106813151555 15921367 14121624177110001600220020041201 20041203 20050102 20050201 20050203 20050302 20050401 20050403 20050502 20050601 20050603 20050702 20050801 20050803 20050902 20051001 20051003 20051102 20051201 20051203 产油分析 : 内容 井 号日增液日增油内容 井 号日降液日降油能量下降卫新1 1 - 3 、2 4 9 、2 2 1 、2 0 3 、1 4 9 、2 6 6 、2 7 0 、1 1 - 3 6- 6 0 . 7 - 1 7 . 9含水上升卫2 8 4 、2 7 2 、C 2 5 0 、N 2 3 3 、2 8 6 、2 6 7- 3 8 . 5 - 2 2 . 5见效卫 230 、 253 、142 . 7作业影响卫2 5 1 、2 8 5 、2 1 7 13 8 、N 1 4 9 - 1 9 . 2 - 3 . 8合计 3 口 33 16 合计 8 口 - 1 0 5 - 4 934增减平衡卫 81 块产液、产油变化表卫2 9 6 . 2 9 5 、2 9 8 、C 2 1 4新投 34 8能量下降 由于措施水井卸压慢，停注时间长，对应油井能量下降。统计 7口井，日降液 ： 降油 ： 受下半年新井钻停影响，对应油井能量下降；统计 1口井，日降液： 降油： 含水上升 6口井均是 02于受压裂导致的人工裂缝和层间非均质影响， 04年开始含水上升，对应水井分注、调剖、调配后仍未控制住含水上升的趋势，日降油： 典型水井： 卫 11卫 263 2005年上半年，卫111层系注入水沿裂缝水窜影响，水上升 提出卫 11 于停注时间长，造成卫 11 203能量下降，日降产 11163 203 66 208 3 266井主要受水井卫 263、 208沙四 2水上升 卫 263井自 5月待作业停注以来，对应油井新卫 11 266的动液面由 1450721m，日降产 、递减分析 一是 9口井受注水井沿裂缝方向水窜影响含水上升，年降自然产量 104t ，相当于加大自然递减 自然递减 二是因水井待作业及作业停注影响，对应油井能量下降，104t，相当于加大自然递减 、递减分析 2005年老井措施工作量实施 13井次，与 2004年相比，减少13井次，老井措施减少 104t，导致综合递减加大 . 综合递减 压裂井次压裂增油井次占措施井百分增油占措施井百分数2003 28 7 6 3 、递减分析 05年措施选井难度大的主要原因分析 1、 2004年卫 81块没有新井， 05年无措施接替 2、 04年转注 1口井， 05年没有转注井，因没有新的驱油方向，老井也失去了压裂引效的机会； 因套变无法实施压裂的 11口 48口老井 其余 27口井，近三年来都实施过重复压裂及补孔压裂。 因水淹严重或构造复杂低能无法压裂的 4口 目前产量较高，无需实施压裂的 6口 井网控制状况 二、开发状况及存在问题分析 2、开发指标分析 通过实施三年技改，除区块南部构造复杂带以外，基本恢复和完善了注采井网。 04区块中部储层发育较厚的区域建立了沙四 1至 2005年 12月，卫 81块注采井数比为 1： 网控制状况较好，目前不受控 3口，井网控制率 注采井数 井受控率比 数井数 井号井数 井号井数 井号井数井号 （ % ） 井数井号井数52 31 9 8 9 3 2 60 0 5 4 9. N 23 3. 24 0. 9 . 28 8. 26 4 2. N 11 - 3. 11 - 4218 20 5. 20 7. 21 7. 22 1. 239 3 6 2 N 39 0 7. 25 9. C 25 0. 257. 11 0 6 8 1 4. 23 0. 25 5. 265. 26 7. 26 8. 27 6 . C 5 6. N 22 4 649 94 296、2981总井数 非受控井受 控 井暂无法完善单向双向 992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005水驱控制 水驱动用二、开发状况及存在问题分析 2、开发指标分析 用储量分析 水驱控制储量 104t，水驱控制程度达到 达到 水驱动用储量 104t，水驱动用程度 达到 卫 81块水驱规律特征曲线 2004年以来 ,远远大于三年技术改造期 。 含水上升降低了采收率 ， 区块开发形势恶化 ， 下步的主要工作是利用各种手段控制区块含水上升 ， 改善区块开发效果 。 卫 81块含水与采出程度关系曲线 根据卫 81块油藏 2005年水驱控制状况、水驱动用状况、水驱油状况、递减率、含水上升率等指标，依据低渗透油藏开发分类标准（石油天然气总公司 行开发效果分类评价。 卫 81块开发效果分类评价 从总体评价来看，卫 81块的开发水平只达到 类，仍存在着许多问题需要继续实施综合治理。 地质储量104)评价水驱动用储量104)评价含水( % )采出程度(%)采收率( % )评价综合递减(%)自然递减( % )评价含水上升率评价总体评价725 发指标分析 水井： 油井： 图 例 卫 81块沙四 1 二、开发状况及存在问题分析 3、分层系开发状况及存在问题分析 沙四 1层包括沙四 1质储量 104t。2004年起开始建立，目前形成“六注七采”的井网，其中油井单采井4口，合采井 3口，水单井除卫 219单注外，其余 6口均分注； 日产液日产油含水动液面日产液日产油含水动液面日产液日产油含水动液面卫267 1400 023 208卫268 1441 2 1266 32 002卫288 1715 78 272小计 42 17 584 84 085卫258 1523 136 891卫217 1351 16 288 387新卫257 1011 591小计 4 口 47 施后压后合采压后单采类别 井号沙四 1层厚度薄，注采强度过大，造成沿人工裂缝方向水窜，驱油效率不高，油井过早见水水淹。二是构造复杂，注水不见效，低产低能生产； 下步可通过钻塞、重炮合采，建立四 1高区块产能。 二、开发状况及存在问题分析 3、分层系开发状况及存在问题分析 沙四 2沙四 2体均有发育，104t，是目前卫 81块水驱控制、水驱动用最高的层系。2002高了沙四 2是由于多期的重复压裂，导致人工裂缝的形成和发育，注入水沿裂缝方向水窜，再加上层间非均质严重，导致油井含水上升后难以有效控制，影响区块开发指标 二、开发状况及存在问题分析 3、分层系开发状况及存在问题分析 沙四 2序号 层系 井数 日产液 日产油综合含水液量占区块百分数油量占区块百分数1 四1 - 2 3 15 1 2 - 3 42 801 4 - 5 7 82 2 898 130 00 水级别 井数 日产液 日产油综合含水液量占区块百分数油量占区块百分数1 01 13 09 5%14 0 % 以上 18 2 1块各层系产能状况统计表 卫 81块四 2二、开发状况及存在问题分析 3、分层系开发状况及存在问题分析 沙四 2目前综合含水 70%共 34口 日降油 含水上升百分数自然生产 3 1 2采取其它措施 9 5 2 76 数与20 02 年相比四 2 存在的主要问题 ： 由于多期的重复压裂，导致人工裂缝的形成和发育，注入水沿裂缝方向水窜，再加上层间非均质严重，导致该层系含水上升较快。 因此，如何 避开主裂缝方向注水， 加强 水井分层调控力度， 控制 该层系含水上升 ，成为2006年下步重点治理方向。 二、开发状况及存在问题分析 3、分层系开发状况及存在问题分析 沙四 2沙四 20本平行于构造断层走向 。 部分油水井连线与裂缝方向基本平行，因此，见效见水快。 而低渗透油藏裂缝研究成果认为：当油水井连线与裂缝方向基本上呈 450夹角时，水驱油效率最高。 但是目前卫 81块注采井网密度较大，很难实现大面积的调整优化裂缝井网 45 一是立足现有井网，避开裂缝方向局部进行调整优化； 二是在水井转注、细分、调剖措施见效的基础上，油井通过压裂、酸化、提液等手段，提高分层动用程度 沙四 4二、开发状况及存在问题分析 3、分层系状况及存在问题分析 沙四 4油物性较差，地质储量 99 104t，储层综合评价结果为 类储层，属于难动用储量。 目前该层系形成“五注七采”，水井吸水较差，油井除侧卫 250和侧卫 214投产该层系产能较高单采外，其余 5口井该层系均低产低能，与沙四 2 2 5 52 5 22 - 3 51 5 322 3 11 4 4N 2 1 3C 2 5 02 8 52 1 6N 2 1 21 4 62 5 02 6 8N 1 62 1 42 5 - 1392 7 02 6 02 6 52 6 72 6 92 3 02 3 32 3 52 3 6N 3 9N 2 3 550N 1 0 72 1 22 1 51 1 - 2 61 1 - 2 72 - 3 61 5 11 5 22 - 1 32 - 1 71 0 7 71 2 11 4 51 4 82 4 92 3 4N 2 5 - 157581 2 9101 0 - 7N 2 5 02 1 30 . 5 K - 1沙四41 2 311 0 0 M 00 0 0 0 0 0 0214 289 92 卫 81块沙四 4沙四 4部分油井有含水上升的趋势。下步将通过水井分注、调剖和及时调配，控制该层系的含水，确保该层系储量的充分动用。 汇报内容 一、油藏基本概况 二、 开发状况及存在问题分析 三、潜力分析 四、下步主要对策 三、潜力分析 层间上 平面上 采用动态综合分析法研究储量的分层动用状况 按含水与采出程度将 24个含油小层分成 高含水高采出层（ ） 、 中高含水中采出层（ ） 、 低含水低采出层（ ） 三类 划分为断层滞留区、非主流线区、注采不完善区三大类潜力区 根据沙四段的沉积特征与沉积环境分析，储层层间非均质性较强，渗透率级差均大于 10，最大可达 73以上；突进系数一般大于 均为 异系数一般大于 面上，物性变化大，纵向上，层间矛盾突出，层间动用状况差异大。 1、 层间动用状况分析： 三、潜力分析 最大值 最小值 平均值 变异系数 突进系数 级差孔隙度 1 5 . 8 2 1 2 . 5 7 1 4 . 5 0 . 2 2 1 . 5 7 3 . 2 3渗透率 1 3 . 5 5 3 . 2 5 7 . 8 2 0 . 8 7 1 0 . 2 9 3 5 0 . 4 0含油饱和度 4 9 . 5 2 2 8 . 3 6 4 2 . 2 0 . 2 1 1 . 4 9 2 . 2 8泥质含量 2 9 . 9 1 1 9 . 5 3 2 3 . 3 0 . 4 8 2 . 3 1 1 0 . 9 5储层物性参数数值 非均质系数沙四段储层物性参数数值统计表 厚度 % 层数 % 吸水量 % 厚度 % 层数 % 吸水量 % 厚度 % 层数 %16 603 284 1025 1 124 12 275 15 23 8 324 65 75小于2 0% 不吸或微吸井数射开厚度射开层数相对吸水状况注入量大于2 0%2005年 16口吸水剖面 ， 不吸水层 165层 射开层数的 占射开厚度的 也就是说有三分之二的层不吸水 ， 反映了纵向非均质严重的特点 ， 说明整个沙四段分层动用都存在较大差异 ，具有分层挖潜的潜力 。 从近年卫 81块产液剖面资料看，各砂组沙四 3砂组各小层动用程度最高，其次为沙四 2、 4砂组，沙四 1、 5砂组最差。与储层物性好坏基本一致，在砂组内部，各小层的采出状况差异甚大，层间储量动用极不均衡。 、产出剖面资料分析研究： 卫8 1 四4 沙四5采出程度通过计算小层水驱动用状况和采出程度等开发指标 ， 结合区块储层评价的结果 ， 对 I、 、 I、 控制储量104用储量104类层 23167 43 0 1 . 2 7 5 . 3 08 3、 33 1. 3 1 52 31 53 8 8 . 1 5 6 . 8 14 4、 44、 45 、5 1 56 127 4 6 . 1 2 0 . 6 4 725 100 550 7 . 3 60 类储层潜力评价表分类 小层号地质储量104驱状况累积采油104采储量104包括 6个小层，地质储量267 104t，占 ； 累计水驱控制 水驱动用程度 采出程度 104t，综合含水 类储层： 11 油 田 卫 8 1 块 水 淹 图沙 四 2 - 5图 例80 6008 0 6 0 - 8 0 4 0 - 6 0 8 0 6 0 - 8 0 4 0 - 6 0 8 0 6 0 - 8 0 4 0 - 6 0 4 0油 井 水 井40608080604080604080608080604080604080604040608080606080806040806040806040806040806040406080图 4 - 5 - 1 0汇报内容 一、油藏基本概况 二、 开发状况及存在问题分析 三、潜力分析 四、下步主要对策 四、下步主要对策 加强动态监测力度，特别是人工裂缝监测资料。在局部避开主要裂缝方向，通过转注进一步调整优化注采井网；加大水井分层调控工作量，控制区块综合含水，提升整体有效注水量，回升地层能量；油井在见效的基础上，通过分层酸化、分层压裂、提液等措施挖潜层间剩余油，提高区块分层动用程度，提高区块产能，从而改善开发效果。 开发思路 下步对策 区块实施整体动态监测 ， 加强储层裂缝方向和剩余油监测力度 ， 为油藏调整优化注采井网 ， 分层措施挖潜 、 提高分层动用程度提供可靠的资料 。 井数井号水井 7 2 2 管监测（4 口）. 示踪剂（3 口）. 水驱前缘（5 口）83合计剩余油监测项目分层压力剖面动用其它井斜固井质量卫 81块 2006年监测工作量安排 动用较晚，通过近两年的加强动用，油井过早见水水淹，下步可通过钻塞合采，提高区块产能 水井： 油井： 图 例 卫 81块沙四 1 下步对策 单采 4口井：卫 284、新卫 257、卫 217、卫 258 钻塞合采 3口井：卫 284、新卫 257、卫 217 措施前： 沙四 213，日产液 产油 水 动液面 584m， 2004年 5月，实施打塞补孔压裂沙四 1 措施后 ： 初期自喷，日产液 产油 水 42 215下调配注，含水未有明显变化，但是能量下降很快。卫 215于 284目前含水未得到有效控制仍达 90 ，日产液 产油 液面 1085m。 卫 284井钻塞合采提液 卫 284井钻塞合采提液 塞理由： 一是 目前该井处于低效开采； 二是 井网需要，目前该井井区四3 提液依据： 一是 注采井网完善，目前有三口水井对应，且对应关系明确； 二是 水井细分后，换方向注水，挖潜层间剩余油。 215 284 147 216 四 1 四 2 四 3 四 3 四 4 提 液 四 2 四 3 四 4 四 1 四 1 四 2 四 4 四 4 四 3 四 2 四 1 下步对策 主要是避开裂缝方向，加大转注力度，通过增加注水井点，转换注水方向， 优化裂缝井网、回升地层能量； 沙四 2006年主要治理层系。 计划转注5平面上 下步对策 主要是避开裂缝方向，加大转注力度，通过增加注水井点，转换注水方向， 优化裂缝井网、回升地层能量； 沙四 2006年主要治理层系。 计划转注 5平面上 下步对策 层间上 结合分酸、重炮、调剖加大水井的细分工作量，控制强吸水层，启动差层； 水井 通过 调配 限制主裂缝方向注水，加强非主流方向注水强度，换方向注水，增加水驱油效率。 小计 一级两段 二级三段 油套分注31 20 10 7 3 6 4 . 5小计 一级两段 二级三段 油套分注36 28 9 16 3 7 7 . 7差值 5 8 0 注率目前分注状况总井治理后 总井分注 分注率时间 调配工作量 上调 下调 动停 注采比2005 年 52 12 29 11 0 6 年计划 65 32 23 7 3 20 4 层间上 油井 转注见效基础上 油井可实施补孔、分层压裂等措施加强分层动用 水井层间调整、能量回升基础上 油井通过重炮、解堵、提液等充分动用 、 类层剩余油 。 207、 270、258、 298、148 、 11沙四 42 5 52 5 22 - 3 51 5 322 3 11 4 4N 2 1 3C 2 5 02 8 52 1 6N 2 1 21 4 62 5 02 6 8N 1 62 1 42 5 - 1392 7 02 6 02 6 52 6 72 6 92 3 02 3 32 3 52 3 6N 3 9N 2 3 550N 1 0 72 1 22 1 51 1 - 2 61 1 - 2 72 - 3 61 5 11 5 22 - 1 32 - 1 71 0 7 71 2 11 4 51 4 82 4 92 3 4N 2 5 - 157581 2 9101 0 - 7N 2 5 02 1 30 . 5 K - 1沙四41 2 311 0 0 M 00 0 0 0 0 0 0214 289 92 卫 81块沙四 4沙四 4油物性较差。目前生产状况较稳定，但部分油井有含水上升的趋势。 下步将通过水井分注、调剖和及时调配，控制该层系的含水，确保该层系储量的充分动用。 下步对策 卫 81块 2006年治理工作量 井数 井号 井数 井号新井 2 待定 2压裂 8289 、2 0 7 . 1 1 - 3 6 . 2 7 0 . N 2 5 6 、2 5 8、2 9 8 、1 4 88补孔 6 堵水 2 解堵 4 大修 2 提液 72 3 0 、2 7 2 、2 5 1 、2 8 6 、2 6 7 、1 2 28转注 5 增注 4 分注 5 重分 8卫2 6 3 . 1 4 7 . 1 1 - 2 8 . N 2 1 3 . N 2 2 3 小计 28 3 3159 5 64合计井数水井合计油井井别措施内容沙四1四4产 日增 年增 日产 年产1 140 0 . 4 3 4 4 0 . 0 1 2 6 0 . 0 1 9 130 0 . 4 0 3 1 1 . 7 3 7 . 6 52 142 0 . 8 3 2 8 0 . 0 3 5 10 0 . 0 4 7 124 0 . 7 5 0 1 3 . 6 6 8 . 3 03 140 1 . 2 6 6 8 0 . 0 6 0 14 0 . 0 9 0 118 1 . 1 1 6 1 5 . 8 0 9 . 0 14 139 1 . 6 8 3 9 0 . 0 8 7 16 0 .