油田开发趋势分析及开发思路

油田开发趋势分析及开发思路 f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S3中6-8分为三套层系，胡七南块由三套分为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146.5米减少到118.6米，射孔层数由13.2层减少到12.3层，射孔厚度由25.6米减少到23.1米。 通过细分层系调整治理，1997年以来采油五厂增加可采储量132.2万吨，提高采收率3.25个百分点，储采平衡系数达到1.16，全厂原油产量由1995年的33.7万吨上升到37万吨。 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1995146.5113.1725.552000118.9312.4023.34目前118.6312.2623.07（二）文明寨油田水驱储量不断增长，开发指标进一步提高（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6.8km2，共有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、RFT、探边测试等，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4.4吨增加到9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，取得了明显的效果。 水驱动用储量由1004万吨增加到1548万吨。 地层压力由11.54MPa逐步回升到12.68MPa。 综合含水由88.5%下降到86.6%。 自然递减由25%下降到15.3%，综合递减由13.9%下降到3.7%。 年产油量稳定在22万吨左右。 标定采收率由35.63%提高到39.88%。 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RFT探边干拢合计标准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%19954536.04685.21512.03361.11114119965243.74876.21815.13555.6215216319976050.85178.52117.83452.3221117219985143.23241.02218.64152.61436217119997554.33248.51813.04669.713518321020008961.02231.974.84260.9127156200xx8553.82637.721.35478.3108178210文明寨油田储量控制和动用状况统计表年度199519961997199819992000xx储量动用程度(%)80.081.583.085.087.090.593.2水驱控制储量(104t)1569161317671799184418721953水驱控制程度(%)70.2372.2079.1080.5382.5483.8087.42水驱动用(104t)1004108112191277136514241548水驱动用程度(%)44.9548.3854.5757.1861.0863.7369.29水驱可采储量(104t)796816834834861874891标定采收率(%)35.6336.5337.3337.3338.5439.1239.88文明寨油田开发指标对比表项目199519961997199819992000xx年注水量(104m3)182.8157.4161.7154.4152.2153.4158.3地层压力(MPa)11.5411.7611.9712.1912.3712.4912.68年产液量(104t)204.65193.83200.42185.91170.11160.04161.00年产油量(104t)23.5722.3722.0022.0421.7321.8821.62年均综合含水(%)88.4888.4689.0288.1487.2686.3686.57自然递减(%)24.9621.5520.7320.5020.1818.5015.31综合递减(%)13.96.995.944.206.816.423.71（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49.5万吨，进入“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49.5万吨逐年上升到了66万吨。 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%，xx年这些区块年产油量达到12万吨，对上产发挥了重要作用。 田文南油田1996xx年新动用储量基本情况表时间区块名含油面积(km2)地质储量(104t)层位油藏埋深(m)1996年文881.080沙三中35001997年文883.397沙三中35001998年文1790.824沙三上3400文2690.753沙三上3200文72东3.0174沙三上3300xx年文188东0.924沙二下73400文79-851.7188沙二下沙三中3000文2690.623沙三中1- 233002、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S3上和文33块S2下6-8，这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2.282.47%，采出程度达26.227.1%，年生产能力近15万吨。 原动用不起来现动用区块开发现状表（xx.10）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33S3上3683535201:1.7523058.22.2896.5326.2文33S2下6-82384330131:2.3116176.92.4764.4427. 13、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79-136块），储量共782万吨，井网恢复前年产油只有7.68万吨，采油速度0.580.78%，自然递减25.130.3%，井网恢复后，年产油达到13.7万吨，采油速度1.532.05%，自然递减16.24.7%。 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5351260.7830.316.243332.054.79.92文79-136247640.5825.081.441731.5316.213.78合计7821907.6850613.7（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33.37%，综合含水89.64%，采油速度仍保持在1.08%，标定采收率40.7%。 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。 、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30.7万吨；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7.17km2扩大到9.74km2，石油地质储量由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。 、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24套开发层系，井距由400450米加密到250350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1:4.3逐步提高到1:1.6。 三是分注率达到85.7%，吸水厚度由30%提高到77%。 四是采油速度由1.3%提高到2.6%，年产油量由30.7万吨上升到61万吨，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S3中9-11合为一套层系，注水井分注，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58.1吨/日上升到124吨/日，采油速度达到2.3%，采收率提高4.6个百分点；S3中6-8主要利用下部层系上返井，注水井由4口增加到7口，井距由350米缩小到250米，吸水厚度由67.2%增加到86.8%，采油速度由3.75%上升到5.1%，含水由74.5%下降到66.3%，采收率提高4.45个百分点。 S2下S3上层系主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1.22%上升到4.57%，采收率提高3.53个百分点。 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，挖掘断层附近的剩余油，平均单井钻遇油层24.4米/12层，在区块采出程度36.4%，含水高达90.8%情况下，单井产量达11.3吨，单井增加可采储量约1.6万吨；通过老井侧钻，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8.5吨，单井增加可采储量1.2万吨。 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（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1.5%左右的阶段稳产，含水由72.3%下降到63.8%，标定采收率达38.89%，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xx年以来13口堵水井，堵水后日增油19吨，含水下降21.8个百分点。 桥桥29-11井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)12S2下1 (1)0.9生产0.29/0.7124S2下2 (1)1.5生产3.95/3.0535S2下2 (3)1.4生产 46、7S2下2 (4)4.2封堵1.03/23. 9558、9S2下3 (3)1.3生产2.08/5.92610S2下3 (4)2.8封堵0.34/11.72711S2下3 (5)1.3生产0.64/3.86813S2下3 (6)0.8封堵0/3.79923S2下4 (6)1.6封堵合计11层15.81.37/39.466.96/13. 542、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13.9吨，日增油4.7吨。 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64.1%，相同井号对比，吸水层数比例提高3.9个百分点，吸水厚度比例增加9.1个百分点，水驱储量控制程度由77.2%提高到79.5%，水驱储量动用程度由65.3%提高到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- 7、沙二下、沙三上1- 4、沙三上5- 10、沙三中1- 5、沙三中6-10九套开发层系，大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30.4米增加到44.2米，平均单井射开层数由13层增加到18.7层。 虽然近两年采取措施，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。 2、分注率大幅度下降。 濮城油田射孔井段长，含油小层多，1990年分注率曾达到60.2%，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6.8%，近两年在这方面做了大量工作，分注率恢复到14.7%，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28.5%，吸水厚度百分数只有30.4%，水驱储量控制程度66.2%，水驱储量动用程度43.1%。 （七）文东盐间油藏地层压力由高变低，开发难度进一步加大（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，该油藏原始地层压力系数达1.712.0，原始地层压力5676MPa，目前地层压力下降到了28.4MPa。 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30MPa，单井产量达60多吨，目前生产压差已下降到68MPa，单井产量降到6吨左右。 油田产量规模也从最高时88.9万吨降低到34万吨左右。 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。 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S3中5和S3中6砂组，压力系数降到了0.50.8，最低的只有0.3，S3中7-9砂组大部分油层压力系数1.11.3左右，但有部分高渗层降到了0.6以下，部分低渗层压力系数仍高达1.6以上，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1.9以上的泥浆，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50MPa，孔隙度降低4.1%，渗透率降低10.5%，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41.7%，断层遮挡部位占8.4%，局部高点占6.2%，差层占18.6%，注采不完善区占25.1%。 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，保持了较好的效果，每年压裂30口井左右，增油23万吨，单井增油530620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2325%左右，最高达29%，比中石化平均水平高8-10个百分点，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24.4%加大到29.4%。 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4-5个百分点。 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。 、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52.7%。 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12-13%，比中石化平均水平高4-5个百分点，其中文东、文南等几个油田措施产量比例更高，达1521%，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34个百分点，影响自然递减812个百分点；老井液量下降影响自然递减约35个百分点；油井措施影响46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。 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xx0万吨，动用程度为48.2%，与静态法统计52.7%接近，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0.48，比理论值低0.14，但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1000-1500万吨，才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3.25%，产量占3.37%，高速稳产单元11个，储量1155万吨，占2.7%，产量占5.63%，第一递减阶段单元9个，储量1657万吨，占3.9%，产量占4.94%，阶段性稳产单元62个，储量28521万吨，占67%，产量占70.51%，后期递减单元16个，储量9833万吨，占23.1%，产量占15.55%。 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2.95亿吨，占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。 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- 85、桥 58、桥 66、马26块138520.291.71.235.341.135.590.914.5821.85高速稳产期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7-94115522.5121.916.953.835.3523.761.839.7810.22第一递减期9沙三中6- 10、文213块、卫42块、濮85块、濮97块、卫49块、文138块、文184块、胡63块165724.5044.428.467.739.4238.441.126.9814.32阶段稳产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S2上4- 7、濮城沙下、濮S3上1- 4、濮S3上5- 10、濮S3中1- 5、文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33S2下、文95块、文33S3上、文79- 133、文79- 136、文79- 79、文79南、文 85、文 135、文 134、文72S3中、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2852131.9174.146.385.0422.8971.750.939.4710.56后期递减期16文 10、文25东、文15块、濮沙 一、濮S2上 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1983339.8092.273.694.8135.2988.650.5911.828.46中原1084255132.8177.252.787.3024.3374.140.899.6610.35备注包括xx年新动用储量和新增可采储量。 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41.17%，其中差层只有18.49%，三层合注采收率只有29.81%，其中低渗层只有8.92%，中渗层18.54%，单注情况下，则采收率可达57.259.1%，平均58.28%。 应用文东油田天然岩芯试验结果，两层合注采收率为30.3%，三层合注采收率为25.2%，而单注情况下，采收率可达33.241.5%。 从开发先导试验情况看，细分层开发效果好文13-128块S3中8-10砂组在合采合注情况下基本上不能动用，重新打了一套井距为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6.1110-3m2，注水压力3036.5MPa，单井日注水量可达50170方，采出程度35.6%，含水94%；第二层段渗透率为4.1810-3m2，在注水压力达40MPa情况下仍注不进水，靠天然能量开采，采收率17.9%；第三层段渗透率为15.2310-3m2，注水压力3035MPa，单井日注水量可达124132方，采出程度35.2%，含水81%。 三个层段在初期采油速度都能达到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S3中6-8层系，由一套层系重组为S3中 6、S3中71- 85、S3中6-8三套层系，渗透率级差由60降低到6以下，突进系数由11.6降低到2.7以下，水驱控制程度由84.7%提高到91.3%，水驱动用程度由35.9%提高到46.5%，日产油由68吨上升到86吨，含水由91.3%下降为88.6%。 自然递减由31.5%降到17.7%，综合递减由22.89%降到4.8%，目前该层系自然递减-4.16%，增加可采储量22.4万吨，采收率由17.6%提高到22.4%。 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2040%之间，沙二下55-7含油饱和度达52.465.7%，含水饱和度25.535.5%。 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。 潜力分布类型检濮检3井油水饱和度表层位流动单元S oS w1-S w备注沙二下2113.7552.2547.752级水淹24.0477.4822.52干层418.9872.8827.12干层沙二下3227.6551.5548.452级水淹326.6457.7842.222级水淹437.0250.1149.892级水淹531.5643.5556.453级水淹沙二下4234.4946.1353.873级水淹333.0348.7551.253级水淹436.3748.6451.363级水淹635.7341.8858.123级水淹沙二下5124.5455.944.11级水淹235.6543.7756.233级水淹552.4335.5264.48油层665.7026.6073.4油层763.1325.2374.77油层839.5112.0487.96油层沙二下6435.3244.3155.692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33.3%， 二、三类油层占22.9%，注采井网不完善区占22.9%，单井小断块占10.9%，井间滞留区占10.1%。 3、下步挖潜思路要加强剩余油分布的监测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a.对于渗透率级差小，物性较好的层，可通过分注调驱等手段改善剖面。 b.堵水应成为现阶段一项主导技术。 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10.9倍时，低渗层启动压差为高渗层的1.5倍，当渗透率级差为22.7倍时，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。 c.要利用多套层系叠合，井网密度大的特点，在改善井况、重组井网中，利用新老井进行细分开采。 d.要发展分层改造技术和降压增注技术，使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1.11.4万吨，文东盐间要达到2.2万吨，受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。 （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29.07%，其平均采收率仅27.25%，采出程度17.2%，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/MPa)平均单井产量(t/d)前后前后丘陵33.276.634.83.570.20450.5982538.57巴喀24.981.521.58-0.0914.1521.91胜利油田史南油田史深100油藏，埋藏深度31003400米，平均孔隙度18.5%，平均渗透率13.310-3m2，原始地层压力50.74MPa，压力系数1.54，在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10PV酸，酸后与酸前渗透率比达到3.34，酸化效果好，马寨油田渗透率比为1.3，酸化效果一般，卫城油田渗透率比只有0.68，酸化措施起不到增加导流能力的作用，反而降低了导流能力，不适合对基质进行酸化作业。 深胜利油田史深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3-5-111994.10393909.39.30史3-6-71994.102121087.56.6史3-6-81994.1120195987史3-7-81994.11252508.79.38.8史3-7-X91994.112927.849.9166史3-9-121994.1120xx69.70平均25.725.31.510.210.04.7未保护井史3-3-121994.1020xx1109史3-7-111994.11151126.71.80.855.6史3-8-111994.9131115.4330史3-8-141994.94407.67.50史3-9-151994.10351848.68.18.01.3史3-8-151994.1114.213.64.29.69.24.2平均16.912.915.86.96.411.7二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。 现场试验11口井，日产液量由79.4吨增加到221.6吨，产油量由29.9吨上升到75.3吨。 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