油田开发趋势分析及开发思路

392 f 393 油田开发趋势分析及开发思路 中原油田针对众多的油藏类型、复杂的地质条件，在油田开发中积累了丰富的实践经验，回顾二十多年的油田开发历程，每一项关键技术的进步，每项重要认识的深化，并采用得当的调整治理措施，油田开发水平就得到快速提高，特别是各个油田针对自身的地质特点和开发阶段，采取了一系列有效措施，不断改善开发效果的做法可以给我们很多启示，可供各油田之间相互借鉴。近期开发对象主要还是这些油藏，开发阶段也没有发生大的变化，这些成功的做法就是我们今后一个时期内油田开发思路和对策的重要组 成部分。 一、分油田开发效果评价 (一 ) 胡状集油田开发层系由粗变细，连续七年产量稳中有升 胡状集油田是一个含油层系多、井段长、非均质严重的油田，近几年来，他们在油藏精细描述和剩余油分布研究基础上，充分利用侧钻、更新、调整井，利用 4套管二次完井，利用挤灰封堵重新射孔等技术，在井网重组过程中，十分注意细分层系开发，减少层间矛盾。整体细分的如胡 12块 七南块由三套分为 6套层系；更多的是根据剩余油分布和沉积相进行局部细分，平均单井射孔井段由 1995 年的 孔层数由 孔厚度由 94 减少到 。通过细分层系调整治理， 1997 年以来采油五厂增加可采储量 吨，提高采收率 采平衡系数达到 厂原油产量由 1995 年的 7万吨。 胡状集油田历年射孔情况变化表 时间 射孔井段长度 /井 射孔层数 /井 射孔厚度 /井 1995 000 前 二）文明寨油田水驱储量 不断增长，开发指标进一步提高 文明寨油田是全国著名的极复杂断块油田，含油面积 有 220 个断块，初期按五套开发层系，后来根据油藏实际情况逐步转为以小断块为开发单元，进入“九五”以来，一是加强构造精细研究，地质院组织力量，花了三年时间，开展了地质基础研究，作了 420条多向剖面，应用动静态资料，完成了 31层分砂组构造图，进一步认清了小断块展布；二是重视油藏监测工作，常规测压、测剖面覆盖面广，代表性强，还开展了 C/O 测井、示踪剂、 边测试等，为深化地质认识和调整部署打下了良好的基础；三是根据地 质开发新认识，部署高效调整井 72口，平均单井日产油量由原来的 吨，单井当年产油量由原来的 951吨增加到 1306吨；四是精细调整注采关系，取得了明显的 395 效果。 水驱动用储量由 1004万吨增加到 1548万吨。 地层压力由 综合含水由 降到 自然递减由 25%下降到 综合递减由 年产油量稳定在 22万吨左右。 标定采收率由 高到 文明寨油田的开发实践证明，只要把注水工 作做好，稳产基础就可以加强，开发指标就可以往好的方向转化。 文明寨油田“九五”以来动态监测情况表 项目 油井测压 水井测压 油井测剖 水井测剖 C/O 示踪剂 边干拢 合计 标准 30% 30% 15% 50% 时间 完成 占开 井数 % 完成 占开 井数 % 完成 占开 井数 % 完成 占开井数 % 1995 45 6 5 3 1 141 1996 52 8 8 5 1 5 2 163 1997 60 1 1 4 2 1 1 172 1998 51 2 2 1 4 3 6 2 171 1999 75 2 8 6 3 5 18 3 210 2000 89 2 2 2 7 15 6 200 2001 85 6 4 0 8 17 8 210 396 文明寨油田储量控制和动用状况统计表 年度 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 储量动用程度 (%) 驱控制储量 (104t) 1569 1613 1767 1799 1844 1872 1953 水驱控制程度 (%) 驱动用 (104t) 1004 1081 1219 1277 1365 1424 1548 水驱动 用程度 (%) 驱可采储量 (104t) 796 816 834 834 861 874 891 标定采收率 (%) 明寨油田开发指标对比表 项目 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 年注水量 (104层压 力 (产液量 (104t) 产油量 (104t) 均综合含水 (%) 然递减 (%) 合递减 (%) 三）文南油田储量动用程度由低变高，产量逐年上升 文南油田动用石油地质储量 6648万吨，但由于构造复杂，储层物性差，砂体变化大，在很长一段时间里，有相当一部分储量没有得到充分动用，导致 1995年油田产量降低到了 入“九五”以来，主要通过加强地质基础研究，加强难采储量评价，加大井网恢复力度，使原油产量从 1995年 6万吨。 397 1、把一些难采储量动用起来。 1996 年以来，通过深化地质认识和提高技术水平，将 6 个难采储量区块投入了开发，动用石油地质储量 663 万吨，每年这部分增油量约占 14%， 2002年这些区块年产油量达到 12万吨，对上产发挥了重要作用。 文南油田 1996 2002 年新动用储量基本情况表 时间 区块名 含油面积 (地质储量 (104t) 层位 油藏埋深 (m) 1996 年 文 88 0 沙三中 3500 1997 年 文 88 7 沙三中 3500 1998 年 文 179 4 沙三上 3400 文 269 3 沙三上 3200 文 72 东 74 沙三上 3300 2001 年 文 188 东 4 沙二下 7 3400 文 7988 沙二下沙三中 3000 文 269 3 沙三中 1300 2、把一些原来没能动用的储量动用起来。 主要有两个区块（层系），即文 33块 3块 两个层系原来都打过井网，但由于井距偏大，连通程度低，注不进水，生产能力低，共 606 万吨储量没有得到动用，通过地质深化研究，将井距缩小到了 250 米左右，完善了注 采系统，目前这两个层系采油速度达到 采出程度达 年生产能力近 15万吨。 398 原动用不起来现动用区块开发现状表（ 区块 储量 (104t) 总井数 (口 ) 油井 (口 ) 水井 (口 ) 注采井 数比 日产油 (t/d) 含水 (%) 采油 速度 (%) 累采油 (104t) 采出 程度 (%) 文 33368 35 35 20 1:30 3338 43 30 13 1:61 、把一些因井况恶化动用不好的储量有效动用起来。 比较突出的有两个区块（文 95块、文 79储量共 782万吨，井网恢复前年产油只有 油速度 自然递减 井网恢复后，年产油达到 油速度 自然递减 文南油田井网恢复区块生产状况对比表 区 块 储量 (104t) 井网恢复前 井网恢复后 日产油 (t/d) 采油 速度 （ %） 自然递减 （ %） 年产油 (104t) 日产油 (t/d) 采油速度 （ %） 自然 递减 （ %） 年产油 (104t) 文 95 块沙三中 535 126 33 7947 64 73 计 782 190 06 四）文中油田挖潜由粗变精，开发效果进一步提高 文中油田是一个典型的复杂断块油田，含油层系多，构造复杂，埋深中等 ，物性较好，这个油田开发总体上看是非常成功的，以 2%的采油速度稳产了七年，目前采出程度 采油速度仍保持在 标定采收率 我们认为其针对复杂断块油田特点的一套开发程序和高含水开发后期精细 399 挖潜方法值得同类油田开发中借鉴。 1、在开发早期通过部署和实施基础开发井网，搞清断块展布，深化地质认识，为油藏的成功开发打好基础。 文中油田在开发之前打了 16口的详探井，基本明确了构造形态，但由内部构造细节仍不清楚，特别是各断块之间含油层位、储量分布、生产能力大小认识程度还相 当低，所以需部署一套基础井网来解决这些问题，在基础井网实施中坚持先易后难、粗层系稀井网、开发与兼探相结合、整体安排分批实施及时调整四个原则，历时 5 年，一是使油藏尽早投入开发，年产油量逐步上升到 吨；二是对内部构造、含油层位深化了认识，新发现断层 25 条，断块数由 7 个增加到 49 个；三是含油面积由 油地质储量由 1098 万吨增加到 2372 万吨；四是进一步落实了各断块各层位的生产能力。 2、在开发中期及时细分层系和加密调整，提高储量动用程度，实现高速高效开发。 通过基础井 网的实施，为开发调整做好了充分的准备。在系统认识油藏基础上，不同断块分别划分 2 4 套开发层系，井距由 400 450米加密到 250 350米，通过调整取得了显著效果，一是井网对储量的控制程度由 58%提高到 90%。二是注采井数比由 1:步提高到 1:是分注率达到 吸水厚度由30%提高到 77%。四是采油速度由 高到 年产油量 400 由 1万吨，并且以 2%以上的采油速度连续稳产了七年。 3、在高含水开发后期，精细挖潜措施，进一步提高开发效果。 不断细化构造研究，在 开发中后期实现滚动扩边增储。 1993年以来在文 15块新增加了 101万吨石油地质储量。 适时进行层系井网重组，适应剩余油挖潜需要。 如文 10 西块： 水井分注，油井合采，抽稀井距和改变液流方向，油井合采后应用电泵大幅度提液，单井液量由 /日上升到 124 吨 /日，采收率提高 百分点； 水井由 4 口增加到 7 口，井距由 350米缩小到 250米，吸水厚度由 加到 采油速度由 升到 含水 由 降到 采收率提高 百分点。 要利用上返井加密井网，井距达到 200 米，由天然能量开发转为注水开发，采油速度由 升到 采收率提高 百分点。通过井网重组三套开发层系的效果都得到了改善。 在油藏精细描述基础，根据断块油藏剩余分布规律，在开发后期逐步将注采井网向断块边角转移。 断块内部水淹严重，主要利用井况较好的井进行注水，形成断块内部注水，边部采油的局面；部署了 33口大斜度多靶定向井， 401 挖掘断层附近的剩余油，平均单井钻遇油层 12层，在区块采出程度 含水高达 况下，单井产量达 ，单井增加可采储量约 过老井侧钻，改善井况并挖潜断块边角部位的剩余油，共实施 13 口井，单井产量达 ，单井增加可采储量 文中油田的开发实践说明，我们在复杂断块油田开发中应该坚持这套行之有效的程序，坚持通过实践深化认识，提高认识再实践。同时说明复杂断块油藏在高含水高采出的开发后期潜力仍比较大，采取适当的措施仍可取得好的效果。 （五）桥口油田开发对象由一类层逐步向二、三类层转移，实现了油田阶段稳产 桥口油 田从 1996年起，连续七年保持了采油速度 右的阶段稳产，含水由 降到 标定采收率达 之所以取得这样的效果，主要是针对多油层油藏特点，明确油田主导措施，开发对象逐步向二、三类层转移的结果。 1、堵水成为油田开发的主导措施之一。 桥口油田自 1997 年以来共实施堵水措施 54 井次，工作量比例达到 23%，增油量达 32%，通过堵水控制了高渗透层，加强了低渗层，改善了产液剖面，统计 2001 年以来 13 口堵水井，堵水后日增油 19吨，含水下降 402 桥 29堵水前后产 出状况对比表 序号 解释 层号 小层 分类 厚度 (m) 封堵情况 堵水前产出状况 油 /水 (吨 ) 堵水后产出状况 油 /水 (吨 ) 1 2 1(1) 产 4 2(1) 产 5 2(3) 产 4 6、 7 2(4) 堵 5 8、 9 3(3) 产 10 3(4) 堵 7 11 3(5) 产 13 3(6) 堵 0/9 23 4(6) 堵 合计 11 层 、在堵水的同时加强二、三类层的改造。 采油六厂今年以来优选了 16口井进行压裂改造，平均单井日增液 ，日增油 。在实施中，首先是加强剩余油的监测和分析，引进大庆油田高精度 C/O 测井技术，认准潜力层。第二，优化施工设计，采用复合压裂技 术，合理制定压裂规模，先解堵后压裂，在不同部位加入不同粒径的砂子。第三，加强压后监测总结，对每口井的缝长、缝高、方位、压开厚度、增产情况，一清二楚。 3、搞好分注和增注，改善注水剖面。 今年以来，采油六厂实施转注、分注、增注等措施 47井次，分注率达到 相同井号对比，吸水层数比例提高 03 点，吸水厚度比例增加 驱储量控制程度由 提高到 水驱储量动用程度由 高到 68%，自然递减同比减缓了 2个百分点。 （六）濮城油田开发层系由细变粗，产量递减加大 濮城 油田是中原油田的主力油田，油气富集，含油层系多，物性较好，主体部位构造也相对简单，年产油量曾达到 317万吨，为中原油田的上产和发展做出了巨大贡献。目前产量比较被动的局面，随着加强地质基础研究，加大技术改造恢复井网、恢复产能的力度和开展稳产技术攻关，将会得到改变。但对于濮城这样一个多油层、层间非均质严重油田的开发，有两点是值得我们在今后开发中加以注意的。 1、射孔井段、射孔层数、射开厚度逐年增加。 濮城油田原分沙一下、沙二上 1、沙二上 2+3、沙二上 4二下、沙三上 1三上 5三中 1 三中 6部分层系划分仍相对较粗，层间矛盾较突出，随着开发阶段的延伸，应该根据开发中暴露出来的矛盾进一步细分开发层系，但由于各种原因，开发层系不仅没有进一步细分，反而越来越粗。统计 1995年以前的老井，平均单井射孔井段长度由 1990年的 131米增加到 217米，平均单井射开厚度由 均单井射开层数由 13层增加到 然近两年采取措施，恢复了一部分层系井网，但工作量很大，效果还没有体现出来。 404 2、分注率大幅度下降。 濮城油田射孔井段长，含油小层多， 1990 年分 但由于井况恶化等问题，分注率大幅度降低，最低的 1999年，分注率只有 近两年在这方面做了大量工作，分注率恢复到 但仍适应不了该油田的开发需要，吸水剖面不均匀，吸水层数百分数只有 吸水厚度百分数只有 水驱储量控制程度 水驱储量动用程度 （七）文东盐间油藏地层压力由高变低，开发难度进一步加大 文东 盐间 油 藏 是一个埋藏深、含油井段长、储层物性差，异常高温、高压、高气油比的油藏，开发难度相当大，通过攻克了深层钻井技术、大型压裂技术、气举 采油技术、高压注水技术等难关后，于 1987 年投入了开发，始地层压力 56 76 1、由于生产压差的大幅度减小，单井产量大幅度降低。 开发初期生产压差约 30井产量达 60多吨，目前生产压差已下降到 6 8井产量降到 6 吨左右。油田产量规模也从最高时 4万吨左右。由于主力油层生产压差变小，单井产量变低，调整井的效益相对变差。 405 2、压力剖面复杂化，给油层保护和分层开采带来更大的难度。 物性比较好 的 和 砂组，压力系数降到了 低的只有 有部分高渗层降到了 下，部分低渗层压力系数仍高达 上，甚至还保持原始压力状态，压力剖面复杂化。在钻调整井过程中还使用密度达 上的泥浆，对低压层的污染将更为严重，作业过程中也加大了对主产层的污染。另外，一类油层与二、三类油层之间的注水启动压力本身就相差很大，由于一类层地层压力下降，进一步拉大了差距，分注等工艺的实施难度就更大。 3、由于地层压力下降，孔、渗进一步降 低。 室内试验结果表明，地层压力下降 50隙度降低 渗透率降低 这也是导致单井产量下降，注水压力升高的原因之一。 4、剩余油分布更加分散，挖潜难度增大，效果降低。 据统计，主力油层剩余油潜力占 局部高点占 差层占 近几年来，文 13 西块进行了细分层系，文 13 东断块推广了逐层上返注水开发的做法，文 203块、文 13北块进行了井网加密，都见到了一定的效果，特别是在压裂选井选层和工艺上不断优化， 406 保持了较好的效果， 每年压裂 30 口井左右，增油 2 3 万吨，单井增油 530 620 吨。采用高砂比压裂的 11 口井，压后增产系数一般达 5倍以上，有效期延长了 62天。通过每年做大量的工作，油田产量从 1995 年以来基本稳定在 34 万吨左右，但要进一步恢复油田生产能力，必须针对地层压力变化带来的新情况及影响油田开发的关键问题进一步开展技术攻关。 二、油田开发趋势分析 中原油田经过三年大规模产能建设、五年高速上产阶段后，年产油量由 722万吨降到 1995年 410万吨，从“九五”开始基本上处于调整挖潜、阶段性稳产时期，下面就油田当前最突出的水驱动 用状况和老井自然产量递减等问题作一些简要分析。 （一）自然递减构成分析 中原油田自然递减一般为 23 25%左右，最高达 29%，比中石化平均水平高 8百分点，分析其原因有以下五个方面： 1、主力油层逐步水淹，产量下降。 表现最明显是 1989 年 1995年这个阶段，由于大部分油田主要以主力油层为开发对象，注水见效高峰期已过，油井含水急剧上升，全油田的自然递减逐年加大，由 大到 2、低粘低渗油藏采油采液指数随含水上升而下降。 随着主力油层的水淹，单井液量没有大幅度上升，有的油藏 407 由于生产 压差的减少，液量还出现了下降。 3、井况恶化导致开井率下降，注采系统遭到破坏。 从 1992年开始，油水井损坏加剧，每年因井况恶化加大自然递减约 4 4、因构造复杂、储层物性差、砂体变化大，注采系统不够完善，地层能量没有得到有效补充。 到目前仍约有 750口天然能量开采井，储量约 2200万吨。在已注水控制的范围内仍有相当一部分层靠天然能量开发，目前水驱储量动用程度只有 5、措施比例高，有效期短，而且多集中在上半年。 中原油田的措施产量所占比例为 12比中石化平均水平高 4，其中文东、文南等几个油田措施产量比例更高，达 15 21%，自然递减也高达 30%以上。 通过“九五”以来油田自然递减构成分析，“九五”以来的井含水上升是主要影响因素，每年含水上升 3 4个百分点，影响自然递减 8 12个百分点；老井液量下降影响自然递减约 3 5个百分点；油井措施影响 4 6个百分点，剩余部分主要是井况影响。从分油田情况看，含水上升影响逐年增加的主要有文东、濮城、文南、桥口四个油田，液量下降影响逐年增加的主要有濮城、胡状、庆祖、徐集等油田，油井措施过高影响自然递减比较大的有文东、文南、胡状、庆祖等 油田。 408 从当前油田总体上所处阶段来看，正处于开发对象逐步向二、三类层转移阶段，井况恶化有所减缓，井网恢复力度比较大，应该具备了逐步减缓自然递减的基本条件。 （二）注水开发效果分析 1、水驱动用储量 根据水驱特征法计算，目前动用储量为 20040 万吨，动用程度为 与静态法统计 近，但濮城、马寨、马厂等油田使用水驱特征法计算值明显低于静态法统计值。 2、存水率 全油田目前存水率为 理论值低 总的趋势是往理论值靠近，目前存水率较低可能与注入水漏失有关。文东、文南、卫城、桥口等 油田存水率较高。 3、含水上升率 全油田含水上升率完全控制在理论值范围内，而且含水上升率有逐年下降的趋势，但“九五”以来的井含水上升率偏高。 4、含水与采出程度关系 总体上是往高采收率方向发展，但文东、文南油田有往差方向变化的趋势。 5、剩余可采储量 油田开发进入“七五”后期以来，储采一直没有平衡，剩余 409 可采储量在减少，加上采出部分储量品位高，新投入部分品位低，所以稳产基础仍相当薄弱，下一步需要加大新储量投入和通过老区治理增加可采储量，特别是加强井况防治，减少因井况恶化导致可采储量的损失。如果老区保持目前的增 加可采储量的水平，每年新投入储量约需 1000能实现稳产所要求的储采平衡。 （三）产量变化趋势 一般油田开发分为三个阶段，即建产、稳产和递减阶段，根据中原油田的实际开发情况则分为五个阶段，即建产、高速稳产、第一递减期、阶段稳产、后期递减阶段，这比较符合多油层非均质油藏的特点，即开发初期以动用主力层为主，第一个递减阶段主要是反映主力油层的产量递减，随着主力油层采出程度提高，可采储量采出程度达到 50%左右，开始逐步转移产层，出现一个阶段性稳产时期。按照这个模式进行评价，中原油田已开发单元总体上处 于阶段稳产时期，其中文中、濮城、马厂、文明寨等油田处于稳产末期，但这是基于目前可采储量而言，如果可采储量有较大幅度提高，其所处位置就会发生相应的变动。 根据目前可采储量值分单元评价，建产单元共 10 个，储量1385万吨，占 产量占 高速稳产单元 11 个，储量1155万吨，占 产量占 第一递减阶段单元 9个，储量 1657 万吨，占 产量占 阶段性稳产单元 62 个， 410 储量 28521万吨，占 67%，产量占 后期递减单元 16个，储量 9833万吨，占 产量占 三、油田开发思路 中原油田油藏类型比较多，按物性分有中高渗、常压低渗、高压低渗、特低渗等油藏，按构造复杂程度分有简单断块、复杂断块、极复杂断块等油藏，根据各油田地质特点、开发阶段、开发状况、挖潜形式等多方面综合考虑，可将油藏主要归纳为两种情况：一是多油层非均质油藏高含水期如何挖潜稳产的问题；二是深层低渗油藏如何提高储量动用程度改善开发效果的问题；下面分别对这两种油藏进行一些讨论。 （一）多油层非均质高含水期油藏 这类油藏储量约 71%，是近期油田挖潜稳产的主体。 1、基本 开发特征 由于埋藏较深，钻井成本高，层系划分相对较粗，一般每套层系含油小层 20个以上。 大部分油藏仍以主力油层为开发主要对象，主力油层水淹严重。 由于井况变差，井网与剩余油分布适应性差，部分油水井采取了跨层系合注合采，层间矛盾更加突出。 411 中原油田分油藏开发阶段分类表 开发阶段类型 开发单元 地质 储量 采收率 水驱程度 综合含水 采出程度 采油速度 储采比 单元数 单元名 控制 动用 地质 可采 地质 剩可 （ 104t） （ %） （ %） （ %） （ %） （ %） （ %） （ %） （ %） 建产期 10 文 200 块、濮 95 块、卫 68、明 237块、卫 63 块、卫 360 块、文 79 58、桥 66、马 26 块 1385 速稳产期 11 文 276、卫 43、文 98 块、濮 98 块、濮 92 块、明 15 块、卫 94 块、文179 块、文 72 东、文 188 东、胡7155 一递减期 9 沙三中 6 213 块、卫 42 块、濮 85 块、濮 97 块、卫 49 块、文138 块、文 184 块、胡 63 块 1657 段稳产 62 文 25 西块、文 38 块、文 209 块、文 101 块、文 19 块、文东盐上、文东盐间、濮 4城沙下、濮 1 5 1 51 块、卫 79 块、文 90 块、卫 317 块、明一东、明16 块、卫 7 块、卫 58 块、卫 37块、卫 4 块、卫 20 块、卫 11 块、卫 22、卫 81 块、卫 229 块、卫 2块、卫 305 块、卫 95、古云集、文33、文 95 块、文 33、文 79 79 79 79 南、文 85、文 135、文 134、文 72、文 82、文 88、文 188、文 99、文 266、文 269、胡 12、胡19、胡 39、胡 5 断块区、胡 7 北、胡 7 南、庆祖集、桥 7、桥 18、桥29、徐集、马 19、马 12、三春集 28521 期递减期 16 文 10、文 25 东、文 15 块、濮沙一 、濮 1、濮城沙上 2+3、明一西、明 14、明六块、卫 10、卫 18、卫 56、胡 10、马 10、马 11、马 1 9833 原 108 42551 注：包括 2002年新动用储量和新增可采储量。 412 非主力层物性普遍较差，注水启动压力高，吸水能力低，水驱程度低。 由于剖面上动用不均匀，含水上升快，未能反映 低粘油藏开发特点。 2、油藏开发潜力 从室内试验情况看，分层开采可大幅度提高采收率 应用桥口天然岩芯进行多层水驱油长岩芯驱替试验，两层合注采收率只有 其中差层只有 三层合注采收率只有 其中低渗层只有 中渗层 单注情况下，则采收率可达 平均 应用文东油田天然岩芯试验结果，两层合注采收率为 三层合注采收率为 而单注情况下，采收率可达 从开发先导试验情况看，细分层开发效果好 文 133中 8新打了一套井距为 180 米的井网进行逐层段上返注水开发，第一试验段渗透率为 10水压力 30 井日注水量可达 50 170 方，采出程度 含水 94%；第二层段渗透率为 10注水压力达 40况下仍注不进水，靠天然能量开采，采收率 第三层段渗透率为 10水压力 30 35井日注水量可达 124 132方，采出程度 含水 81%。三个 层段在初期采油速度都能 413 达到 10%以上。表明一些非主力层只有细分层开发后才能发挥其生产能力。 从现场方案实施情况看，细分层系开发是改善多油层油藏开发效果的必由之路。 如：胡 12 块 一套层系重组为 、 6套层系，渗透率级差由 60 降低到 6 以下，突进系数由 驱控制程度由 高到 水驱动用程度由 高到 日产油由 68吨上升到 86吨，含水由 降为 自然递减由 到 综 合递减由 到 目前该层系自然递减 增加可采储量 收率由 高到 根据密闭取芯井资料，层间含油饱和度有较大差别。 濮城沙二下是比较有代表性的多油层油藏，今年实施密闭取芯井濮检 3 井含油饱和度测定结果，一般含油饱和度在 20 40%之间，沙二下 55含水饱和度 油田水驱开发潜力总量 根据驱油效率和矿场统计规律计算，已开发油田水驱采收率上限为 39%，增加可采储量潜力值为 2588万吨，扣除深层 低渗、特低渗油藏后，潜力总量为 1665万吨。 潜力分布类型 414 濮检 3 井油水饱和度表 层位 流动单元 w 1注 沙二下 2 1 级水淹 2 层 4 层 沙二下 3 2 级水淹 3 级水淹 4 级水淹 5 级水淹 沙二下 4 2 级水淹 3 级水淹 4 级水淹 6 级水淹 沙二下 5 1 级水淹 2 级水淹 5 层 6 层 7 层 8 层 沙二下 6 4 级水淹 根据开展油藏精细描述和剩余油分布研究的区块情况统计，含油饱和度大于 50%的储量分布情况为：断层附近占 二、三类油层占 注采井网不完善区占 井间滞留区占 3、下步挖潜思路 要加强剩余油分布的监测 415 油藏监测是一个系统工程，首先要取全取准常规的生产参数，要扩大产出剖面、吸水剖面的测试范围，然后要推广应用相关的测试新技术，从目前应用情况看，高 精度 C/O 测井在中高渗油藏精度比较高，可通过一定数量的测试与常规测井资料联系起来，提高水淹层解释的精度，在低渗油藏可推广中子寿命等测井技术。 加强油藏精细描述和剩余油分布研究，根据剩余油分布重组开发井网 目前已开展描述的单元，有的剩余油分布又发生了较大变化，需要开展第二轮描述，未开展描述的单元要优先安排开展此项工作，在此基础上，对现井网进行适应性评价，编制技术改造方案。 要尽量细分层段开发 性较好的层，可通过分注调驱等手段改善剖面。 一是中原油 田以薄油层为主，层内相对非均质，原油性质好，油水比粘度比低，主力吸水层含水与采出程度关系遵循“凹”型曲线，在特高含水后剩余可采储量较少，可实施堵水措施。 二是渗透率级差大，注水压力高，靠分注等措施难以启动低渗层。据多层水驱油试验，当渗透率级差为 时，低渗层启动压差为高渗层的 ，当渗透率级差为 时，低渗层启动压差为高渗层 5 倍。在目前普遍高压注水情况下，要想成倍提 416 高注水压力，难度相当大。 三是桥口油田堵水效果已证明是一项改善开发效果的有效措施。 四是堵水技术日益成熟。在大注采压差情况下，还 可以通过油水井配套堵水，延长堵水有效期。 五是大部分油藏差油层储量基础小，不具备单独形成一套层系的条件，通过老井堵水动用差油层，可获更好的经济效益。 网密度大的特点，在改善井况、重组井网中，利用新老井进行细分开采。 低渗层能够有效注水开发。 要发展经济有效的技术 虽然很多措施在技术上是可行的，但由于这类油藏普遍处于高含水阶段，剩余油分散，单井控制剩余可采储量少，一些措施变为经济上不合理。如按目前钻井费用计算，一般单井增加可采储量界限为 东盐间要达到 此限制很多油藏选井难度很大，措施成本高，同样影响实施，如压裂期一般单井增油量要达到 400 吨以上才可收回投资，因此必须在降低成本和发展低费用的技术上下功夫。针对油田目前状况，近期应重点发展开窗侧钻、 4套管二次完井、大修等技术。 417 （二）深层低渗油藏 深层低渗油藏是下一步挖潜的主要方向之一。目前中原油田投入开发的深层低渗储量达 12097万吨，占 其平均采收率仅 采出程度 水驱储量控制程度 61%，水驱储量动用程度 34%，远远低于其他类型油 藏。 深层低渗油藏是下一步勘探的主要资源基础，深层低渗油藏开发效果的改善将带动新一轮储量增长。从近几年探明储量情况及下一步勘探目标来看，深层低渗油藏的储量占绝大部分，只有针对这类油藏的开发技术进步了，开发效果得以改善，才能更有效地探明和动用好该类储量。 在中原油田开发过程中，一直存在低渗油藏如何开发的问题，“七五”以前，常规的低渗油藏都无法有效投入开发，随压裂等技术的进步，我们将卫城沙四、濮城沙三等一批常规低渗油藏投入了开发，取得了良好的开发效果，并着手准备深层低渗油藏的开发，通过攻克深层钻井、大型压裂、气 举采油、高压注水、深抽排液等技术难关，将文东、文南等油藏投入了开发，但其开发效果还须进一步改善，而且下一步可能面临开发难度更大的一些深层油藏开发问题。针对当前该类油藏开发中存在的问题，下一步开发思路主要是“优化井网、储层保护、分层改造、技术配套”。 1、油层保护问题 油层保护工作对深层低渗油藏尤为重要，当前油田开发要搞 418 好两个保护，一是对敏感性储层的保护；二是复杂压力剖面下对低压层的保护，重点应加强以下几个方面的工作。 开发中要采用负压钻井和屏蔽暂堵等先进工艺，防止和减少钻井过程中对油层的伤害。 吐哈的丘陵 和巴喀油田应用屏蔽暂堵钻井 254 口，油层污染明显降低，油井产能明显提高。 丘陵、巴喀油田实施屏蔽暂堵技术前后效果对比 油田 平均流动效率 (%) 平均表波系数 油井采油指数 (t/平均单井产量 (t/d) 前 后 前 后 丘陵 5 喀 利油田史南油田史深 100油藏，埋藏深度 3100 3400米，平均孔隙度 平均渗透 率 10力系数 开发初期实施屏蔽暂堵保护油层后，效果也明显改善。 酸化措施要加强针对性研究 一是对基质的的酸化，要考虑岩石矿物成分。粘土含量高，绿泥石、高岭石相对含量高，酸敏严重，根据室内流动试验结果，有的油藏适合盐酸、土酸酸化，有的油藏就不适合。如桥口油田岩样在注 10后与酸前渗透率比达到 化效果好，马寨油田渗透率比为 化效果一般，化措施起不到增加导流能力的作用，反而降低了导流能力， 419 不 适合对基质进行酸化作业。 胜利油田史深 100 油田实施屏蔽暂堵油层保护效果对比表 井号 保护 投产时间年、月 初始生产情况 稳产生产情况 日产液 (t) 日产油 (t) 含水率 (%) 日产液 (t) 日产油 (t) 含水率 (%) 保护井 史 39 39 0 史 31 21 0 8 30 19 5 9 8 7 史 35 25 0 39 6 6 史 30 20 0 16 平均 保护井 史 30 20 0 11 10 9 史 35 11 33 11 3 0 史 3 4 0 史 35 18 3均 是对后期污染进行酸化解堵，要针对入井液污染油层的成份及程度，研究配方，确定施工方案。据胜利油田统计，现场入井液固相颗粒对地层伤害率大于 50%，作业用污水、卤水与地层水产生结垢，对地层伤害率大于 70%，由于毛管力作用造成水锁、贾敏效应伤害油层，使渗透率下降 6 倍。在作 业过程中使用多功能入井液添加剂可将卤水、污水的伤害率控制在 20%以内，使用高温屏蔽暂堵剂暂堵和解堵可使储层的渗透率恢复 91%以上。现 420 场试验 11 口井，日产液量由 油量由 加强注水过程中的油层保护 注水过程中对油层伤害主要有颗粒迁移堵塞喉道、粘土矿物水化膨胀、与地层流体配伍性差等。从目前中原油田注水状况看，注入水水质基本达标，但要注意保持稳定的水质。对油层伤害比较严重的是粘土矿物水化膨胀，造成粘土矿物分散运移，引起渗透率下降，室内水敏试验结果，蒸馏水水 敏指数为 入水水敏指数 一般油田高，因此，在注水过程中要特别注意定时定量加入防膨剂。 2、深层低渗油藏驱替机理问题 深层低渗油藏的渗流机理与高渗油藏有很大的不同，有些机理还需要今后开展更深入的研究，根据现已开展的室内试验结果，主要有以下几点： 净覆压增大，有效渗透率降低，而且产生了不可逆的变化。 濮城沙三围压增加 20透率下降 围压减少后，