中原油田开发工作汇报文字报告（吕总）

1 中原油田 开发 工作汇报 （二八年四月） 尊敬的 苏总及 各位领导： 下面， 我汇报中原油田的 开发工作。 一、油田概况 中原油区包括东濮凹陷、内蒙的白音查干凹陷。探明石油地质储量 量探明率 目前已投入开发油田 18 个， 动用含油面积 用石油地质储量 51760 万吨，标定采收率 中原油田石油资源状况表 地区 总资源量 探明储量 探明率 动用面积 动用储量 可采储量 采收率 剩余可采 （亿吨） （万吨） （ %） （万吨） （万吨） （万吨） （ %） （万吨） 东濮凹陷 081 白音查干 0 10 合计 191 （一） 油藏特点 主要勘探开发区域东濮凹陷位于渤海湾盆地南段，凹陷面积5300北长约 150西宽 20 60于陆相湖盆沉 积，以入湖三角洲和扇三角洲为主，主要含油层位上第三系沙河街组。构造格局为“二洼一隆一斜坡”，中央隆起带为大型复式油气聚集带。油藏具有 构造破碎、油气埋藏深、渗透率低，高温、高压、高盐 的特点 。 2 构造复杂、断层多、断块小。 含油面积大于 断块储量仅占 小于 油气藏埋藏深，含油井段长、小层多，具有多套盐层。 埋深大于 2500m 的储量占 其中超过 3000m 的占 含油井段一般 600 800m，最长达 1400m，含油小 层一般为 60 个左右，最多达 150 个。发育三套盐层（沙一盐、文 9 盐、文 23 盐），沉积厚度70 储层变化大、物性差。 沉积环境复杂、变化大，平面上多种沉积环境形成的砂体相嵌，纵向上多旋回的沉积叠加。储层分布不稳定，横向变化大， 300m 井距连通率一般只有 60% 80%，油层渗透率以中、低渗透为主，平均 95纵向上层间渗透率级差比较大，一般 10，渗透率变异系数一般大于 低渗、特低渗储量占 地层温度高、压力系数高、地层水矿化度高。 油气藏地层温度75 140，油藏温度 高于 90的石油地质储量占 地层压力系统比较复杂，常压系统储量占 高压系统储量占 超高压系统储量占 地层水矿化度一般在 25 32 104mg/l。 以上地质特点，给油田开发造成了一些困难：一是 钻井工程及开采 工艺技术难度大，开发成本高；二是细分开发难度大，井网完善程度 及 水驱动用程度低；三是腐蚀性强，井的寿命只有 10 年左右，常规三采技术难以适应。 按渗透率、构造复杂程度、压力系统，将油藏综合划分为三大 3 类、五亚类 ,中原油田以中低渗复杂断块油藏为主 。 中原油田油藏分类表 油 藏类型 渗透率 （ 油藏平 均中深 地质储 量 (万吨 ) 占 % 目前采收 率 (%) 含水 (%) 采出程度 (%) 高渗透 500 2340 1135 1 中渗透 复杂 50420 17517 复杂 2440 7319 计 2430 24836 48 渗透 常压 50 2960 13893 压 3330 11896 23 计 3130 25789 计 2780 51760 100 二）开发历程 中原油田的勘探开发大致经历了三个阶段： 储量产量快速增长阶段（ 1975 1988）。 油田开发建设之初，采取了依靠科技进步、高速开发的方针。开展了三年科技攻关会战，引进并开发应用三维地震（覆盖 2330 盐膏层快速钻井、 适应高温高压的斯伦贝谢数控测井、大型压裂（ 1000 型）等先进技术，实现了“三快一高”的目标： 储量探明快 ，一批构造整装、渗透性较好的优质储量相继被探明，累计探明石油地质储量 吨，占目前总探明储量的 储量动用快 ，吨，占目前总动用储量的 61%，年均动用 3162 万吨； 产量增长快 ，“六五”期间和“七五”前三年形成产量增长高峰，原油产量由 1979 年的 吨快速增长到 1988 年的 722 万吨，平均年增长 70 多万吨； 采油速度高 ，连续 11 年大于 2%，是全国采油速度较高的油田 之一。 原油产量递减阶段（ 1989 2002）。 经过初期高速开发，原油产量逐年下滑，从 1988 年最高的 722 万吨一直降到 2002 年的 380 4 万吨。暴露的主要矛盾： 储量接替不足。 自 1989 年以后， 勘探一直没有大的发现，平均每年新增探明储量 992 万吨，新动用储量 773万吨，储采严重失衡，储量替换率只有 81%。 油水井损坏严重。 套损、管外串槽严重，井况有问题的井达到 且每年新增 200采井网、开发层系遭到严重破坏。 高含水期精细开发调整技术不配套。 分层调堵、分层改造、复杂井大修等方面技术适应性差。稳产基础变差。 水驱动用程度低，自然递减大。受严重非均质影响，注水单层突进严重，综合含水由 上升到 精细调整阶段（ 2003 年至今）。 为进一步强化精细勘探、精细调整， 2003 年油田开展了为期三年的科技攻关会战，攻克了一批关键技术难题。调整开发思路，实行“四个转变”、强化“三项工作”、调整“三个结构”， 新区产能建设和老区调整治理见到明显成效。新区产能建设规模逐步扩大，从 吨提高到 吨；老油田 稳产基础得到加强，开发状况逐步改善。 油水井数比由 降到 驱动用程度由 升到 老油田增加可采储量 563 万吨、采收率提高 百分点，有 开发单元地层能量稳定回升，综合含水基本稳定在 89%，自然递减由 降到 油田产量总递减由 降到 逐步呈现出稳定生产的态势。 二、 油田开发所做的主要工作 针对高含水后期剩余油分布零散的特点和不同类型油藏开发 5 中暴露出的问题， 在精细油藏描述、加强动态监测、深化油藏认识的基础上，综合应用配套工艺技术，开展分类调整治理。重点对中渗复杂断块油藏进行细分重组调整，对中渗极复杂断块油藏进行 高效挖潜完善注采关系，对常压低渗透油藏进行缩小井距完善井网，对高压低渗透油藏进行小井距逐段上返注水开发调整试验，提高水驱 动用 程度。通过精细注水、精细挖潜、精细注采管理，进一步提高注水开发效果。 （一）中渗复杂断块油藏 共 26 个单元， 主要分布在文中、濮城沙二、马寨、胡状等油田。 地质储量 17517 104t，占 目前 采收率 该类油藏埋藏相对较浅，储层物性好，连通性好，开发程度相对较高。非均质严重 ， 层间差异大，一类层高含水、注入水低 效 无效循环，二三类层水驱 动用程度低 ；井况损坏严重，井网控制程 度低。 在加强储层精细描述，细分流动单元，强化分层动用状况研究，找准剩余油富集区的基础上，优选潜力大的单元， 进行细分开发调整。 一是对非均质严重、采出程度较低的胡状油田进行细分层系调整。 在 开展储层非均质性描述、长岩芯层系组合实验、注水井分层启动压力测试的基础上，进行系统的层系细分。按照渗透率级差小于 6 倍、油层厚度小于 10 米、单井控制储量大于 8 万吨的原则，应用下 4套、挤堵重炮、 套管补贴、分注 等措施 实现精细注水目标 。通过细分调整，胡状油田水驱动用程度由 升到 6 采收率由 高到 自然递减由 降到 二是 对开发层系粗、井网极不完善的濮城油田 沙二下 进行重组调整。 在储层精细描述（细分流动单元、隔夹层描述）、层间动用状况监测、剩余油研究的基础上，确定 层系重组政策，通过更新、调整、侧钻、大修、 挤堵、分注， 将原来的按砂层组划分的上下两套层系重组为 一类层与 二三类 层两套井网 ，强化二三类层动用。通过 重组调整，濮城 沙二下的开发状况得到一定程度改善，水驱动用程度由 48%上升到 66%，采收率由 高到 自然递减由25%下降到 但由于井况损坏严重、 濮城油 田 需要恢复的工作量大，目前没有完全达到调整目的，对于薄 隔夹层的分注技术需要进一步提高水平。 三是 对开发程度高的文中老三块进行差异重组，进一步提高采收率。 文中老三块（文 10、文 15、文 25 东），开发层系划分较细（ 3）， 2002 年末含水 采出程度 剩余油分布高度零散。通过 剩余油 监测（高精度 C/O），在特高含水油藏中寻找动用相对较差的潜力层，局部建立差层挖潜井网，实现差异开发，进一步提高水驱采收率。主要通过下 4套、挤堵重射、分注等手段强化差层注水。通过调整，水驱动用程度由 高到 增加可采储量 68 万吨，采收率由 高到 自然递减由18%下降到 13%。 中渗复杂断块油藏开发形势： 注采关系进一步协调，水驱程度提高，注水效果进一步改善，递减减缓。油水井数比由 降 7 到 驱动用程度提高 百分点，增加可采储量 193 万吨，水驱采收率提高 百分点，综合含水稳定在 吨油耗水量下降 然递减由 降到 中渗复杂断块油藏主要开发指标对比表 项目 油水井数 比 水驱控制 程度 水驱动用 程度 采收 率 剩余速度 综合含水 吨油耗水 自然 递减 2003 6 56 36 007 比 二）中渗极复杂断块油藏 共 10 个单元， 主要分布在文明寨、马厂、濮城外围、庆祖等油田， 地质储量 7319 104t，占 目前 采收率 由于断层多、断块小，注采配套难度大， 井损问题突出。 一是动静结合精细刻画构造，落实断层，理清关系。 应用高精度三维地震、井间地震， 料，结合示踪剂测试、注采动态反应，落实小断层，研究微构造。文明寨油田 识别出 10 米以下的小断层 23 条，理顺了 7 个构造极其复杂区域 25口井的连通关系。应用新三维地震资料，对 边界伴生断层进行研究， 落实井网未控制小断块 7 个，落实动用地质储量 104t。 二是立足于每个小块注水开发，建立注采关系。 四年共转注 197口， 油井受控率由 75%提高到 82%，增加注采连通厚度 /699层， 增加水驱控制储量 1520 万 吨、水驱动用储量 1200 万吨。 三是 应用水平井、多靶定向井、侧钻、大修换井底等手段进行高效挖潜。 四年共实施 调整井 132 口，当年 产 油 吨 ，平均单井 1539 吨 。 8 四是精细注采管理，实施温和注水，控制含水上升。 针对断块小、注采反应 快 的特点， 实施点弱面强、温和注水，单井日注水量由 62 方下降到 47 方。同时形成了一套超前分析预警，及时动态调配的制度，提高了应对能力 ,综合含水始终控制在 87%以内。 五是综合应用“分、堵、调、增”技术，对构造相对简单的断块进一步细分注水。 如明一西块，把原三套开发层系优化重组为五套开 发井网 ,采收率提高 百分点。 极复杂断块油藏开发形势： 注采关系进一步完善，水驱程度进一步提高。油水井数比由 驱控制程度达到 78%、提高 5 个百分点，水驱动用程度达到 提高 百分点，采收率提高 百分点，综合含水由 降到 吨油耗水量由 降到 7，自然递减由 降到 中渗极复杂断块油藏主要开发指标对比表 项目 油水井数 比 水驱控制 程度 水驱动用 程度 采收 率 剩余 速度 综合 含水 吨油 耗水 自然 递减 2003 3 55 007 8 比 三）常压低渗透油藏 共 40 个单元，主要分布在卫城深层、濮城沙三、桥口等油田，动用储量 11679 104t，占 采收率 工艺技术基本能够满足开发需要，但由于井距大、注水困难、水驱动用程度低的问题仍然突出。 一是加强基础研究。 开 展储层连通性、敏感性及 裂缝研究， 对注采方向与人工裂缝方向进行研究，为注采井网优化提供依据。一 9 般人工裂缝与天然裂缝呈 90， 按 油水井连线与 人工裂缝 呈 45左右部署注采井网。同时 研究 经济有效开发的 合理 注采 井距、 井网，低渗透油藏合理注采井距保持在 180 250 米以内。 二是 缩小井距开发。 应用沉积微相和裂缝研究成果，充分考虑主砂体和裂缝延伸方向， 将 井距由 250缩小到 180，增加注水井点，优化注采井网。油层连通率由 69%上升到 78%，注采压差由 降到 三是精细注水 。 对水质处理工艺流程进行改造，水质指标达到井口进行精细过滤；对注水系统实施改造，满足高压注水要求；综合应用降压增注、高压 分注、 分层改造等配套技术，实现精细注水。 四是应用压裂改造技术，改善开发效果。 形成了重复压裂、分层压裂、复合压裂等 工艺 系列， 配套了 低伤害压裂液、 支撑缝面处理、快速返排等技术 。 常压低渗透油藏开发形势： 注采关系逐步协调，注水开发效果进一步改善。油水井数比由 降到 驱控制程度达到75%、提高 百分点，水驱动用程度达到 提高 百分点，增加可采储量 91 万吨、采收率提高 百分点，自然递减由 降到 常压低渗油藏主要开发指标对比表 时间 油水 井数比 水驱控制 程度 水驱动用 程度 采收 率 剩余 速度 综合 含水 吨油 耗水 自然 递减 2003 4 007 比 1 10 （四）高压低渗透油藏 共 34 个开发单元，主要分布在文东盐间、文南油田，地质储量 11896 104t，占 23%，采收率 油藏埋藏深、压力系数高，储层物性差、变化大，发育多套盐层。通过第一次科技攻关会战，盐膏层快速钻井、高温测井、大型压裂改造等技术取得突破，该类油藏投入开发。在开发过程中逐步形成了水质精细处理、高压注水、气举采油等注水开发配套技术。但由于层系划分粗（ 600m 井段一般只分两套层系开发）、井距偏大（ 260水驱动用程度低，井况损坏严重，工艺技术适应性差，开发投入不足，开发效果仍然不理想。 一是开 展注水开发技术政策研究。 主要围绕如何启动二类储层开展研究。开展 长岩心多层水驱油试验，在相同注入倍数条件下，单层水驱时能获得较高的采收率，而且受渗透率影响不大，证明高压低渗油藏单层注水是可行的；开展 层系组合、井网密度、注采压力系统研究， 现场试验结果表明，减小渗透率级差、减小油层射开的厚度、层数，注采井距缩小到 200 m 左右 二类储层 能够实现有效注水开发。 二是开展小 井距逐段上返注水开发。 文 13层上返注水开发先导试验取得成功。将 8组细分为四套开发试验层系，水驱采收率由 22%提高到了 43%。 文 33 沙三上采取逐层上返注水开发调整见到效果，原 400距注不进水，将井距缩小至200一套井网五套开发层系逐层上返注水开发，采油速 11 度由 高到 3%左右，年产油由 104t 提高到 104t，采收率由 高到 三是开展深井小井眼开窗侧钻大修。 开展 了深井 51/2套管内开窗侧钻、液压整形修套、复杂落物打捞等工作， 对重点潜力井组进行恢复治理，共修复事故井 68 口，增油 104t,有效 减缓了油田递减幅度。 四是精细注水。 在水质改造达标的基础上，应 用降压增注、高压分注技术，进一步改善注水状况。 形成了层内生气复合降压增注、纳米粉体增注、泡沫酸酸化等降压增注技术系列。高压分层启动压力测试技术及高性能封隔器（耐温 140、工作压差 40突破，使高压分注得到推广应用，封隔器下入最大深度 3540m，最高注水压力 41 五是应用大型、重复压裂技术进行改造。 配套了 低伤害压裂液、支撑缝面处理、裂缝控制等技术 ， 改善差层开发效果 。 六是对采油方式进行了优化。 进入高含水期后，气举井能耗高、效益差的问题日益突出， 2007 年开始对气举采油系统进行了优化实施低效气 举转抽 38 井次，压缩机机组由原来的 6 台减少到 4 台，年节约运行费用 1694 万元。 高压低渗透油藏开发形势： 注采井网逐步恢复，自然递减得到有效控制。油水井数比由 降到 驱控制程度提高 4个百分点、水驱动用程度提高 百分点，增加可采储量 69 万吨、采收率提高 百分点；含水上升率由 降到 12 自然递减由 降到 下降 百分点。 异常高压低渗油藏主要开发指标对比表 项目 油水 井数比 水驱控制 程度 水驱动用 程度 采收 率 剩余 速度 综合 含水 吨油 耗水 自然 递减 2003 007 比 压低渗透油藏目前水驱动用程度低，递减仍 然较大。虽然开展了一些提高采收率试验，已见到明显的效果 ，但受投资限制，扩大应用规模有一定困难，是今后调整挖潜、增 加可采储量的重点。 三、 下一步开发工作安排 （一）工作思路及目标 工作思路 ： 以提高储量动用率和采收率为目标，坚持勘探开发一体化，加大新区产能建设规模；加强分类油藏精细描述，集成应用成熟工艺技术，精细注水、精细挖潜、精细管理，增强油田稳产基础，提高水驱采收率。 工作目标： （ 1）每年新动用石油地质储量 1500 万吨、新建产能 20 万吨以上。（ 2）自然递减逐步控制到 16，综合含水不升，原油产量稳定在 300 万吨。（ 3）储量替换率 100%以上。 （二）重点工作安排 1、加强油藏评价，实现新区产能建设目标 继续推行滚动勘探开发一体化、油藏评价与新区产能建设一体化，紧密跟踪评价勘探新发现储量、加 强未动用储量评价，应用高 13 密度三维地震资料和老资料处理新成果，加强低幅度断鼻油藏成藏规律研究，对有利目标进行精细研究、重新评价，落实可开发动用储量，应用双靶定向井、水平井等技术，利用低品位储量开发政策，加大产能建设规模，同时实施同步注水，形成稳定生产能力，为实现稳产提供有力保障。 油藏评价和新区产能建设工作重点在濮卫环洼带、文西地垒带、长垣断裂带、刘庄地区、马厂西南部。三年部署油藏评价井 75口，评价落实可动用储量 4401 万吨；新区产能建设计划动用储量4500 万吨，新钻井 349 口，新建产能 吨，新增可 采储量690 万吨。 2008 年油藏评价在文卫濮构造带、文留构造带、长垣断裂带及刘庄地区、马厂构造带和白音查干凹陷的 25 个区块，部署评价井25 口，落实可动用储量 1481 万吨。新区产能建设计划在 34 个区块，动用储量 1418 万吨，新钻井 119 口，新建产能 吨，新增可采储量 240 万吨。 2008 年油藏评价部署安排表 评价目标区带 区块 区块数 部署评价井 （口） 落实储量 (104t) 文卫濮构造带 卫 75，卫城三叠系，卫北三叠系，马寨三叠系，卫 90 北块，卫 319 块，濮 153南，卫 84 块，卫 90 北块 9 6 436 文留构造带 文 314 块，文 48 块，文 222 块，文 110 北块 4 5 268 长垣断裂带 胡 56 块，胡 105 块，胡 13 块，庆 91 西块，庆 52 块，庆 62 块，刘 8 块，刘 17 8 8 529 马厂构造带 马 82 断块区，马 80 块 2 4 198 白音查干 锡 4 块，查 9 断块区 2 2 50 合计 25 25 1481 14 2008 年新区产能建设部署表 序号 油田 区块 个数 动用 储量 （万吨） 钻井工作量 新建 产能 （万吨） 区块名称 新钻 井 (口 ) 其中 水平井 进尺 (万米 ) 1 卫城 6 179 14 1 77 块，卫 84 块，卫 75，卫北三叠系，卫 11 西，卫 53 2 濮城 2 99 8 3 98 西块，濮城沙一上 3 文中 3 122 8 38 南块，文 222 块，文 273 西 4 文南 3 140 11 138 南块，文 179 块，文 123 块 5 胡状集 7 311 26 5 西块，胡 56 块，胡 60 块，胡 105 块，胡 102 块，胡 10 西块，胡 40 块 6 庆祖集 1 30 2 93 块 7 刘庄 1 84 7 25 块 8 马厂 3 190 16 82 断块区，马 80 块，马 75 块 9 桥口 1 33 2 65 块 10 三春集 1 20 1 古 1 块 11 白音查干 6 210 24 3 块，锡 4 块，锡 5 块，达 39 东，查 9 断块区，查 32 断块区 合计 34 1418 119 4 2009 年油藏评价在文明寨周边等 12 个目标区部署油藏评价井25 口，评价落实可动用储量 1470 万吨；新区产能建设计划新钻井115 口，动用储量 1410 万吨，新建产能 吨，新增可采储量230 万吨。 2010 年油藏评价在文卫濮构造带等 6 个区带部署油藏评价井25 口，评价落实可动用储量 1450 万吨；新区产能建设计划新钻井115 口，动用储量 1410 万吨，新建产能 20 万吨，新增可采储量 220万吨。 2、精细调整治理，努力提高水驱采收率 根据老区提高采收率潜力大调查结果，认为通过深化地质 认识，加强技术配套，加大细分调整、完善注采井网的力度，精细注采管理，到 “十二五”末老区采收率可提高 百分点，增加可采储量 2127 万吨。高渗油藏采收率达到 55左右，中渗油藏采收 15 率达到 40%以上，常压低渗油藏采收率达到 32%，高压低渗油藏采收率达到 28。 不同类型油藏水驱提高采收率目标 地区 油藏类型 储量 采收率 （ %） “十一五”末目标 “十二五”末目标 地质 （ 104吨） 可采 （ 104吨） 采收率 (%) 增加可 采储量(104吨） 提高 采收率(%) 采收率 (%) 增加可 采储量 (104吨） 提高 采收率 (%) 东濮 高渗透油藏 1135 582 8 55 42 中渗 复杂断块 17517 6274 40 732 极复杂断块 6457 2034 35 226 低渗 常压 11679 3245 32 492 高压 11896 2790 28 541 试采区 2215 166 小计 50899 15091 2033 白干 中渗极复杂断块 862 130 26 94 中原合计 51760 15222 127 “十一五”后三年在对各油田开发状况进行分析和潜力调查的基 础上， 安排 21 个单元上开展整体调整治理， 调整技 改工作量 420口，提高采收率 百分点。工作重点是细分重组濮城、调整改造文东、 整体治理文南 。 细分重组濮城 :濮城油田目前开发状况差异较大，影响采收率进一步提高的主要因素有：油水井井况差，地下油水关系复杂，剩余油分散，特高含水阶段精细挖潜手段不够配套。下步工作重点，一是加强相控建模研究，加大油藏监测工作力度，搞清剩余油分布；二是优化细分重组调整方案，对高含水高采出油藏细化水淹层解释，强化水淹程度相对较低油层的挖潜，实现控水稳油，同时开展展适 应油藏特点的三次采油提高采收率技术，对层间差异比较大的油藏，加大井况治理力度，充分利用现有井网，根据剩余油分布状况，对不同类别油层进行细分重组开发，提高水 16 驱动用程度，对层内非均质油藏加强调剖、调驱技术研究，扩大水驱波及体积，提高采收率；三是精细注采管理，加强潜力层的能量补充，优化采油方式，控制成本上升。“十一五”后三年提高采收率 百分点，水驱采收率达到 “十二五”进一步扩大规模，水驱采收率达到 42以上。 调整改造文东 ： 文东油田经过 20 年的开发，目前暴露的主要开发矛盾是层系划分比较粗、水驱动 用程度低、主力层水淹严重、井况差。下步开发工作重点：一是开展油藏 精细描述和剩余油分布研究，搞清二类层空间展布；二是在小井距逐层上返注水开发试验的基础上，研究合理开发井距，建立适应二类层开发的注采井网，提高储量动用程度；三是通过深井开窗侧钻、大修等技术手段恢复注采井网；四是通过分层改造和高压分注、增注，有效补充二类层地层能量，改善两个剖面。“十一五”后三年，在恢复原有可采储量的基础上，采收率再提高 2 个百分点。 整体治理文南： 文南油田目前存在的主要问题是注采井网 不 完善 ，二 、 三类层注采连通率低， 注入水单层突进、自 然递减大、稳产基础薄弱。下步开发工作重点：一是深化地质研究，开展沉积微相研究，加强储层评价，搞清井间分层连通关系，研究裂缝对注水效果的影响，优化调整注采井网；二是集成配套工艺技术，加强选择性堵水、油水井修复、分层改造等技术应用力度，恢复注采井网，提高水驱动用程度；三是强化分层精细注水，搞好注采精细管理，提高注水利用率，减缓老区自然递减。“十一五”后三年通过整体 17 治理，提高采收率 百分点。 3、加强技术配套，推进提高采收率先导试验 （ 1）加强工艺技术配套 加强深井开窗侧钻、复杂事故井修复技术配套。 抓好深井 开窗侧钻技术配套和规模应用，配套完善深井侧钻 一体化开窗工具，应用双驱钻进技术，开展高抗挤套管（抗挤毁强度 160研究和应用。完善 深井复杂事故井修复配套技术，形成深井取套打捞、大斜度事故井修复、套变落物井打通道技术，下小套管（ 139.7 101.6 m 套管）二次完井修复技术，化学封窜堵漏及膨胀管套管补贴技术。 高温高盐油藏调剖堵水配套技术。 封窜堵水堵漏技术列， 适应温度 40 ，有效期一年以上；形成满足高温高盐条件的复合调剖调驱技术系列 。 深层低渗油藏 分层注水 、 分层改造配套技术。 形成 适应注水压力 40度 140条件、有效期达到一年以上的 精细分注技术 。优化施工参数，应用前置液预处理、支撑裂缝处理 、快速返排 等技术，进一步完善分层改造配套技术。 水平井完井及挖潜技术。 研究适应中原油田的配套 水平井完井、压裂、堵水等技术，提高低渗透油藏开发效果。 （ 2）积极开展提高采收率先导试验 抓好三项气驱先导试验。 文 88 块高压低渗透油藏天然气驱先导试验，搞好沙三中 10 注气效果分析评价，按方案上返沙三中 9， 18 实现年注入天然气 1000 万立方米以上。胡 12 块中渗非均质油藏空气泡沫调驱先导试验，完成已实施 井组的综合评价，开展注入系统腐蚀结垢特征与防治研究，继续扩大试验规模， 2008 年在胡 12 块选择 5 个井组开展试验，实现现场注入 150 万立方米。濮城沙一下油藏二氧化碳驱先导试验，加快实施进度，做好跟踪分析评价。 继续扩大高压低渗油藏小井距逐层上返注水开发试验。 高压低渗油藏地质储量 11896 万吨，占总储量的 由于储层物性差，在 250 300 米井距条件下注水困难，目前采收率 文 13 33 块沙三上逐层上返注水开发取得了较好效果，下一步计划在文 13 东、文 79 块继续开展缩小井距逐层上返注水 开发试验开展试验 ，为文东、文南油田的调整改造提供指导意见。 文 13 东主要针对沙三中 750 300 米缩小到 180 米左右，分五段逐层上返，预计新钻调整井 15 口 、 可提高采收率 3 5个百分点。文 79 块主要针对沙二下 将井距由目前的 250 300 米缩小到 120 150 米左右， 分四段逐层上返， 预 计新钻调整井 20 口 、可提高采收率 3 5 个百分点。 开展低幅度、低丰度、薄油层油藏水平井开发试验。 刘庄及周边地区沙一油藏分布一批小断鼻构造、低幅度油藏，但由于油层单一、油层厚度小，没有实施全面勘探 开发 。 2008 年根据新采集的地震资料，重新进行了构造解释，发现有利圈闭达 30 个，圈闭总面积约 闭资源量约 300 万吨左右，通过对成藏条件、成藏规律的分析，在构造精细解释及储层预测的基础上，采用“一个 19 断块、一口水平井，勘探、油藏评价、水平井建产能三位一体”的模式，进行了水平井开发整体部署，目前刘 17 井已投产，初期日产原油 ，目前产量稳定在 5 吨左右。刘 17 井导眼钻遇目的层油层 /3 层。下一步继续深化地质认识，提高水平井技术水平，滚动实施水平井勘探开发部署。 中高含水油藏有效提液提高采 收率试验。 针对部分原油粘度较大的油藏目前采出程度较低、含水较高的状况，研究提液增产的可行性，在卫 18 、 34 块、胡 12 块沙三上等区块开展提液试验，完善提液手段，评价提液效果。 4、配套完善油藏监测技术，有效指导老油田调整治理 中渗复杂断块油藏，主要应用高精度碳氧比测井、中子寿命测井技术，认识层间剩余油；中渗极复杂断块油藏，重点加强井间试井技术、示踪剂及井间地震技术的应用，搞清油水井连通关系；低渗透油藏，重点开展管外串槽状况监测 、脉冲中子饱和度测井及分层启动压力测试。 5、井口 水质达标治理 目前使用的部分注水 干支线经过长期运行，腐蚀、结垢比较严重，造成管线承压降低，处理后的污水经管道 输送发生二次污染，井口水质达标率低。下步开展井口水质达标治 理，更换腐蚀严重的注水管线，对注水管网进行清洗，对边缘井站 安装井口精细过滤装置，确保井口水质达标，适应油田开发需要。 20 四、 天然气开发情况 东濮凹陷探明天然气地质储量 108中探明气层气地质储量 108解气地质储量 108用天然气地质储量 108采储量 108中动用气层气 地质储量 108采储量 108解气地质储量 108采储量 1082008 年 3 月，气井开井 256 口，日产气水平 104计产气 08质储量采气速度 采出程度 可采储量采气速度 采出程度 剩余可采储量 108 中原油田天然气开发现状表 类别 动用储量 气井开井数 产气量 采气速度 采出程度 储采 比 地质 可采 日产 年产 累产 地质 可采 地质 可采 10808 1040808 气层气 整装气藏 2 凝析气藏 深层凝析气藏 3 复杂断块气 蔵 7 气顶 4 小计 256 溶解气 合计 256 东濮凹陷气藏分为整装气藏、深层凝析气藏、复杂断块气藏和气顶气藏等四种类型。整装气藏是 东濮凹陷 主力开发单元，包括文23、户部寨两个气田，探明地质储量占气层气地质储量的 已全部动用，复杂断块气藏和气顶占 但动用程度及采气速度较低。结合气藏开发特点，开展了一系列挖潜与措施增产工作， 细化了伴生气管理，保持了天然气的 21 稳定生产。 (一 )科学合理开发文 23气田 文 23 气田构造简单，储层发育，连通性好，气水关系单一，气层埋藏较浅， 1990 年正式 投入开发。方案设计年产气规模 108稳产到 2000 年。为满足山东供气需要，自 2000 年开始，气田采气速度由 高到 以年产气 108规模稳定生产到 2006 年， 2006 年下半年产量明显下降。 2008 年 3月开井 62口，日产气水平 104计采气量 108质采气速度 采出程度 与国内外同类型气藏相比，稳产期和采出程度等开发指标均达到了较高水平。 开展气藏精细描述和数值模拟，指导气田科学开发。 对文 23气田构造进行精细解释，落实小断层的分布及其封闭性；对气层进行综合评价，结合新钻井 监测资料，认为剩余气主要分布在沙四 26组及局部构造高点；对气藏进行了第三次数值模拟，应用其结果指导开发生产。 2005共实施调整井 20 口，新建产能 108 加强气藏动态监测与分析工作，为措施增产提供依据。 一是每年进行一次全气藏关井测压， 掌握地层压力的变化规律；二是通过新钻井 料，了解压力变化、连通性及气水界面移动情况。通过分析认为，文 23 气田的压力和产能符合弹性气驱的开发规律，地层水对开发影响小，主块不会发生大范围水侵，动用避射层是近期主要增产措施之一。 2005补孔 11 井次，增气 764 104 22 加大低渗层的压裂力度，有效控制产量递减。 针对文 23 气田气井污染严重、生产压差大 ， 推广应用了分层压裂、重复压裂、高能气体压裂及 实施压裂 58 井次，有效率 累计增气 108 加强排液、结盐防治等技术应用和增压外输系统改造，保证 气井正常生产。 一是 针对气田地层压力低，带液能力变差，加强气举、化排等排液采气技术应用， 2005 在文 23 气田 共实施各类 排液措施 5022 井次，保证积液 气井正常生产 ；二是针对 气井 结盐问题，采取井筒洗盐、加深生产管柱、化学解堵等多种结盐防治措施，基本保持了结盐气井正常生产；三是采用了低压开采（ 1增压外输的集输工艺 ，对不同的气井进行高低压分输。 目前，文 23气田 5 个集气站已全部进行了高低压分输流程改造， 10 口井进行了高低压分输改造，平均单井日增气 量 104 根据 2007 年对文 23 气田数值模拟结果， 2008 年到 2010 仍是产量快速递减阶段，递减率达到 35特别是 2008 年达到 35%，预测 2008产量 108m3/a。 (二 )有效开发深层凝析气藏 白庙、桥口深层凝析气藏具有埋藏深、气层分布零散、非均质性强、储层低孔低渗、地露压差小、凝析油含量中 致气井压力、产量下降快，稳产期短，开发效果差。为了探索该类气藏的有效开发途径，近年来主要完成了以下工作。 开展气藏精细描述，优化技改措施。 通过气藏 精细描述，认 23 为白庙气田沙二下、沙三上储层埋深较浅、物性较好、分布范围较大，利用老井对这类气层进行侧钻挖掘其潜力；沙三中和沙三下及桥口气田埋藏深、物性差，对这类气层进行压裂改造，提高其产能。共 完成侧钻 10 口，累计产气 5338 104油 2897t；实施压裂26 井次，平均单井累增气 229 104增油 449t。 实施了以增压站气举排液措施，有效控制自然递减。 针对白庙、桥口深层凝析气藏气井普遍积液，导致气井不能正常生产的状况