加强优化管理提高调整效果

1 加强优化管理 提高调整效果 自 1982 年投入开发以来，经过二十余年的开发、至 年底共建成油水井 口，其中油井 口，注水井 口。油田地质采出程度 %，工业采出程度 %，综合含水达 %，已进入高含水开发后期。 在投资有限的情况下 ,为了充分挖掘油藏剩余油潜力，做到储量增长、效益提高。为此开展了一系列产能建设方案研究，其核心是 :遵循“以最小的投入，获取效益最大化”的原则 ；通过四个优化（认识优化、方案优化、投资优化、管理优化），实现储量、产量、效益的同步增长 ，提高调整效果。 一、 认识优 化 通过多方位调查，多层次研讨，进一步树立“从各油藏特点和开发现状出发，找准研究方法精细地质基础研究，滚动认识、分类评价潜力区域。”的思路。极复杂断块，以构造研究为主；井况损坏区，以剩余油研究为主；多层油藏以储层研究为主，根据层间差异，优选剩余油大的层。井网部署原则遵循“效益、储量、产量”三统一的原则，兼顾近期与长远目标；突出井网效益，实现水驱储量增加和水驱采收率的提高。 (一 )、加强 精细地质研究 针对文、卫、马、古油田的不同油藏特征和存在问题进行了不同方式的精细地质研究。我们主要开展了以下几项研究：油藏内 部构造再认识、沉积微相研究、储层综合评价及剩余油分布规律研究。 1、油藏内部构造再认识 （ 1）研究程序 我们主要按照以下四个程序开展工作：地层对比、边界断层落实、内部断层组合、目的层做图、。 地层对比 根据构造中存在的问题，我们从统层入手，针对各油藏各区块电性特征差异大的情况我们 选用可信层段 分别建立了区块的基准剖面，在此基础上采取邻井相 2 对比，再和基准剖面相对比， 由已知推未知的方法逐段对比，缩短电性变形段 的方法 ，最后确定断点。 对各单井尤其是动静不符、注采不对应的井进行分层数据的校正。 边界断层落实 通过运用高分辨率三维地震剖面及油藏地质手工剖面，绘制断面图。结合油田开发状况，多方位计算断点深度，卡准边界断层的准确位置，为进一步滚动扩边，充分动用死油区及完善注采井网提供了可靠的依据。 内部断层组合 由于构造运动的多期性，形成的不同时期的断层，造成断层上断下不断，下断上断中间不断的现象，以常规标准的断层组合方法已不能反映油藏的实际形态，而且由于老井井斜的测量及其它误差，给地层等高线的绘制及断层的认识带来很大困难，如卫 22 块中部以前所做构造在卫 134 井附近，断点深度、走向、位置、地层深度都有变化，结合油 田动态开发情况，认为卫 134 井斜有问题，不应向西南斜而应向东南斜，年初对该井进行陀螺仪测斜，证实了我们的判断。 目的层作图 在地层对比、边界断层落实及内部断层重新组合的基础上重新 建立多方向油藏剖面，编制小层构造平面图，精细解剖断层、断块结构。在地震资料解释的基础上，建立了多方向油藏剖面，编制分砂层组顶部构造图和小层构造图。 其次是与动态生产情况相结合， 综合应用动态监测资料，开展构造再认识研究。 为保证油藏构造的动静态吻合，在研究过程中， 有矛盾的构造图作出来后进一步研究讨论， 利用 边、示踪剂、 C/资料，结合新钻井的储层动用状况分析结果，开展构造再认识研究。 （ 2）工作完成情况： 主要对构造复杂的文明寨油田和卫城油田进行了构造再认识，共修改了 600余口井的分层数据，拉出手工剖面 310 多条，三维地震剖面 100 多条，落实边界断层 17 条，复杂区块内部可疑断层 40 多条，重新绘制区块微构造图 300 多张。这些图覆盖了油田各区块含油层系，基本满足了目前开发需要。 2、沉积微相研究 通过对沉积背景和沉积特征的分析，确认了本区的沉积体系，进一步划分了沉积微相。 重点对明一西块、明六块、卫 81 块和卫 22 块进行了沉积微相研 究。 3 以卫 81 块为为例，该块属于湖泊背景下的浅水三角洲沉积相，考虑生产实际需要，采用厚度优势相法，将卫 81 块沉积微相由地质院原分为水下分流河道：包括侧积型，前积型和加积型、水下分流河道侧翼，水下分流次河道前缘席状砂，远砂、河口坝四类六型改为：河口坝主要分为河道微相、砂坝微相。 3、储层综合评价 在高分辨率层序精细对比的基础上，通过对层内夹层和层间隔层的分析，预测了不同类型的隔、夹层分布规律，基准面高位处的隔层厚度大，封隔性强，而低位处的隔层厚度小，封隔性差，将隔层划分为稳定型、次稳定型和不稳定型三种类型，为分 析流体窜流提供了依据，并从成因上对夹层进行了分类和解释。 确定了流动单元划分参数和识别、分类参数，形成了流动单元分类评价标准。选取渗透率、流动系数、储集系数等为主要参数，通过对参数自然分布的特征分析和聚类分析，确定了流动单元的划分标准，在此基础上将储层划分为好、较好、中等、差四类流动单元。 流动单元分类标准研究中引入了概率分布曲线法，按照 h、 K 等参数分布特征，采用分布特征与聚类分析相结合进行分类，分类效果明显改善。 用储层结构分析法、门槛值法和三维建模技术建立了流动单元的确定性模型和随机模型， 依据流动单元的平面分布特征和相对比例，将小层划分为四种类型，深化了小层平面非均质性的表征。 通过利用钻井、测井、生产及高精度的三微资料，引进先进的绘图软件，应用人机联机方法，完成了明六块、明一东块、卫 22 块、卫 11 块、卫 10 块、卫2 块、卫 81 块、卫 95 块等的储层评价工作，采用“权重”评价方法，根据各小层综合评价分数之间的差别情况，确定分类标准，将油层划分为 I、 储层。 4、剩余油分布规律研究 由于各开发区块地质特点与开发特征不尽相似，剩余油分布研究过程中，以区块为单元，采用油藏工程综合分析法，根 据开发区块的油藏历次监测资料（如水淹层解释资料、产液剖面资料、找堵水资料和吸水剖面资料、测压资料、井斜资料、示踪剂资料等），油水井开发资料等大量丰富的动静态资料，运用油藏工程方法，在储层评价的基础上，对各小层水淹状况进行综合分析评价。 4 通过对油藏开发动态分析和基于流动单元的油藏数值模拟，将流动单元与剩余油分析紧密结合，较准确地预测了剩余油分布，认为剩余油主要富集在注入水波及较差的差流动单元区、微构造高部位及控油断层封闭性较强的地区，为挖潜提供了依据。 本次剩余油研究主要采用定性分析、数值模拟定量分析相结合的 做法，相互补充完善。同时，对剩余油储量分类评价。 （ 1）剩余油分布的定性分析 采用动静态结合，以流动单元有效厚度等值图、渗透率等值图、沉积微相分区图等油藏描述成果为基础，应用测井水淹层解释资料、采油井产出剖面、注水井吸水剖面及油藏开发动态等资料综合分析地下流体的运动规律，在流动单元有效厚度等值图上绘制出剩余油的分布。 A、 动态数据非参数统计法分析 分析油、水井动态数据，首先可不必分析这两类数据（油、水）取值的分布情况，即不用关心这两类数据的总体分布类型。这样就可以选取油水井的单位数据（每天），先计算一定时间 范围（一年或二年）的油、水井的秩参数值变化，然后再计算二者之间的相关系数变化。如果在某一时间范围，计算的相关系数值大于 0，且值较大，就说明该注水井对该油井注水见效；若是 0 值或负值，则是无效。 由于计算简单，所以该方法是简单而且有效的测试油、水井见效的方法。 B、构造高程势场分析，研究水驱断块油藏剩余油富集区。 剩余油分布受流体运移势场控制，即由开采和注水过程中的压力梯度确定，运移势场对区域流体运移产生很大的影响。在常压下，流体运移受重力作用尤为明显，即油气区的流体一般可看作是沿坡降最大方向流动。可应用坡降最 大方向，即高程势场向量最大值，来间接分析流体的运移潜力。高程势场值是在对储层进行精细建模研究后，可以得到模型区各点的高程数值，由相邻点的高程计算得到。 （ 2）剩余油分布定量研究方法 剩余油的定量研究主要应用油藏精细数值模拟技术，全面应用各项动静态资料，经过油藏静态和动态历史拟合后，得到地下剩余油较精确的分布结果，目前采用了密网格、多节点的数模方法，基本能满足目前定量研究的要求。研究过程中，应用两种新方法对数值模拟进行了改进。 A、改造低渗油藏数值模拟技术，使之适应低渗油藏特点。 5 流体在低渗多孔介质中的渗流 不遵循达西定律，而传统的数值模拟理论都是建立在达西定律基础上。为解决这一问题，将低速非达西渗流规律引入油藏模拟技术中，以正确描述低渗介质中的渗流现象。 B、 改进复杂断块数值模拟方法。 一是采用 不等距四边形网格，实现了对倾斜断层形态进行描述，有利于研究断层两侧的流体流动、提高网格对复杂断块的适应性、减少了运算量。 二是 用三维可视化校正油藏模型的正确性和合理性，避免产生构造变形、地层接触关系不对、断层两侧断距不对、砂层厚度 /有效厚度不合理等现象。 三是历史拟合中，可视化修改地质参数，更符合地质概念。 （ 3）剩余 油分类评价 根据剩余油分布的定性和定量研究结果，文、卫、马、古油田剩余油分布可分为三种类型： A、未动用或基本未动用的剩余油。 这类剩余油是进一步挖潜的重要对象，主要有： a、井网控制不住的剩余油，主要是断层边角处的剩余油； b、由于储层的非均质性，引起层间干扰造成的剩余油，主要分布在物性较差的二、三类储层； c、在油藏边部由于油层薄、产能低，原开发方案没有部署井网的地区。 B、已动用油层的平面剩余油滞留区。 剩余油滞留区主要有： a、由于井况损坏而造成注采系统不完善形成的剩余油区； b、平面注入水沿裂缝和高渗透条带 水窜，在主流线两侧形成的剩余油； c、局部微构造高点的水动力滞留区； d、断块内封闭性小断层附近的水动力滞留区。 C、厚油层内因非均质性影响形成的剩余油。 对于低渗油藏，采用纵向上分级、平面上分区的储量动态评价方法，进行储量评价。 （ 4）储量评价方法： 目前采用的储层综合评价标准，着重考虑了储量参数、物性参数和非均质参数，使储量参数所占权重过大，按这种标准进行储层分类评价，致使同类小层开发动用差别很大，不能反映油田开发效果，特别是少量低渗小层因储量大，可能被评价为类小层，因其存在启动压力，在目前的工艺技术及经济 条件下，动用难度大。另外小层平面非均质的存在，同一小层不同区域的储量类型也不相同，水驱动用差异明显。为有效准确评价油藏注水开发中后期时 6 油层的状况及剩余油潜力，开展纵向上分级、平面上分区动态综合评价。 （二）、科学部署新井 1、部署思路 以油藏精细描述、剩余油研究为基础，立足现有井网，把握以下三大原则： 一是 储量原则：单井必须增加可采储量 104t 以上。二是效益原则：单井产能油井大于 8t，水井大于 5t，投资回收期在 5 年之内。三是井网原则：调整更新井必须达到进一步完善和优化注采井网的目的。 2、部井类型 针对不同油田的地质条件和特征， 综合应用三维地震、油藏动态监测、地层对比、多方向油藏剖面和丰富的开发动态资料，在构造和储层的滚动研究的基础上，应用双靶定向钻井技术、大位移钻井技术，进行老区滚动扩边和井网完善。采取多种方式进行新井部署主要有： 1）、储层变化地区部署调整井 文明寨油田明一西块沙二下储层变化非常大，特别是东南部明 26 井和明 60井钻遇沙二下油层分别为 /2 层和 /1，干层分别为 /1层和 2 层，明显不同于主块储层变化，为此，通过对该区块的构造落实及储层分布研究，在明 26 井和明 60 井东南部部署了明 376 井，该井钻遇油层 /10层，其中沙二下油层 /7 层， 2000 年 3 月投产沙二下油层 /5 层，初期日产油 20t，含水 10%，目前日产油 累产油 2400 t。 2）、注水控制区，精部调整井 在注水控制区通过剩余油分布研究，在构造清楚、能量比较充足、目前采油井点不能控制的区域布署调整井，文明寨明一东块东南部沙三上 1三个注水井（明 21，明 71，明 190）注水层位沙二下、沙三上，对应的 2 口油井只有沙二下油层，该块沙三上无采油井点控制，为动用沙 三上 1量，经储层分布研究和构造结合，部署明 367 井钻遇油层 /9 层，干层 /38 层，投产沙三上 1 层，干层 /6 层，初期日产油 水 目前日产油 水 年累产油 4490t。 3）、重点事故油、水井实行更新、侧钻 到 2005 年 9 月底，全厂累积发现事故井 514 口 /630 井次，事故油井 275 口， 7 事故水井 239 口；其中套损井 331 口，占事故井总数的 其中 2000 年新增事故井 54 口，包括套损 39 口，套损落物 8 口，落物 7 口。 与去年同期相比，增加事故井 9 口，事故井的增长速度有加大趋势，事故类型更趋复杂，严重影响油田的正常开发生产。今年对部分重点事故井进行侧钻和更新，实施侧钻井 22口，更新井 6 口，恢复控制储量 126 104t，恢复可采储量 23 104t，其中有 10口井是水井更新侧钻，可恢复水驱控制储量 110 104t。卫 22 块更新水井新卫134， 2000 年 5 月投产，射开沙四 3 油层 /3 层，水淹层 /1 层，初期日产液 产油 水 18%，因所对应的 2 口油井卫 22卫 22卫 134 井于 7 月份转注，转注后卫 22明显见效，升到 产油由 升到 20t，日增油 动液面由 2298米上升至 476 米，取得了较好效果。 4）、对特低渗油藏，缩小井距部署加密调整井 卫 10 块沙三下油藏平均渗透率仅为 10水井卫 10 99年转注，对应油井卫 10间井距进 300m，一直未见效，后在高部位部署 1 口加密调整井卫 10，将油水井井距由 300m 缩小到 150m，4 层，水淹层 层，投产沙三下 3， 层，初期日产油 水 目前日产油仍达 水 5）、断层边界高部位剩余油富集区部署调整井 卫城油田卫 56 块是 1991 年投入开发的老区，构造相对简单，储层单一、边水活跃、油层厚度大，在井网上主要是边部注水，高部采油，九九年底油井总井4 口，开井 2 口，采油速度 采出程度 综合含水 已进入高含水开发阶段。原来认为该块主力层已严重水淹，在此地区一直不敢布井，但随着对油藏逐步认识，认为在断层边界高部位存在剩余油富集区，于是离原 来老井 100 米左右，在断块的高部位近断层处，利用报废井（卫 5611断层附近高部位部署掏边侧钻井 2 口 （卫侧 56 11其中卫侧 5611口井投产后单井日产油均在 10t 以上，其中卫侧 11 2000 年 5 月投产，设计层位三上，钻遇油层 、干层 、水淹层 ，投产三上3砂组层，初期日产油高达 前仍保持 产。 6）、采用双靶定向技术掏边角剩余油 8 通过加密油藏剖面、对断层进行精细描述，卡准断层及断面，在卫 81 块沙四、云 3 块沙三中 、明 1 块沙二下、卫 229 块沙二下等 4 个区块广泛采用双靶定向技术，兼顾上下两套层系增大了控制范围和控制储量，提高了新井的经济效益。共部署 7 口掏边井，动用近断层带剩余油区。实施的 7 口断层掏边井，动用近断层带剩余油区储量 45 104t；平均单井钻遇油层 1 层、射开 期单井日产能力 水 二、方案优化 根据文、卫、马、古等四个油田的油藏情况和井况损坏程度不同，相应部署各油田和相关区块的调整、技改工作量。先后编制了文明寨油田明六块 2004年整体调整方案、卫城 油田卫 360 块 2004 年整体调整方案以及卫城油田卫 22 块 2004 年整体调整方案等调整方案。 1、方案整体编制、整体部署实施 通过对明六块、卫 22 块、卫 360 块、卫 2 块、卫 95 块、卫 81 块储层精细研究，整体编制方案、整体部署实施，布署的明 395、明 398、卫 2 2 282、卫 278 等调整井均取得了较好的增油效果。 6 口井初期日产液 产油 水 平均单井日产油 2、优化投产方案，提高油井产能 为保证新井投产效果，动态、静态、生产人员共同讨论投产方 案，将每一口井投产方案都视为一个工程进行精心编制，综合考虑，静态、动态、生产、工程、作业等各方意见，共同会审制定。 一是研究分层动用状况，认准水淹层，确保投产层高效。新井完钻后，重新对比统层，研究是否与设计相符、构造有无变化，同时，将电测解释结果与剩余油分布研究成果进行对比分析，综合研究小层动用状况，确保新井投产高效。 二是根据压力系数和分层系开采要求，优选投产层位，相同压力系数的层一起投产，压力系数差别大的层尽量避免同时动用； 三是根据不同的油藏类型采取不同的投产方式。如文明寨油田油层物性较好、地 层压力系数低、埋藏浅，受泥浆污染程度较高，投产时要求采用 1 米弹深穿透射孔和酸化相结合的方式；对卫城深层低渗油藏，通过采取压裂工艺改 9 造，根据储层物性剩余油分布、隔层厚度、周围油水井分布等油藏条件的不同，采用不同的射孔方式、压裂规模，以达到较高产出。 四是水淹情况不清的井与测井公司共同讨论，投产前，先将新井对比分层，看是否与设计相符，构造有何变化，同时，将电测解释结果与对剩余油分布研究成果进行对比分析，重新进行小层动用状况研究，确保新井投产高效。 五是遵循相同类