1 文明寨油田注水開發(fā)效果分析 一、基本情況 （一）地質特征 文明寨油田位于東濮凹陷中央隆起帶北端，是一穹隆背景下被斷層復雜化的極復雜斷塊油田，含油面積 油地質儲量 2234 104t。 圖 1 文明寨油田區(qū)域位置 油田主要地質特征： 2 1、構造特征 斷層多 : 文明寨構造斷裂系統(tǒng)極其發(fā)育，統(tǒng)計到 2005 年 6 月完鉆的 444 口井，每口井都鉆遇斷點，大部分井鉆遇 4斷點，最多 1 口井 (明 61 井 )鉆遇 11 個斷點。根據斷點組合結果，落差 200明 5 斷層、衛(wèi) 7 斷層、明 14 斷層等二級斷層切割形成地壘形構造主體；壘塊中發(fā)育 20 多條落差40三級斷層，使壘塊復雜化，形成多個壘塹相間的格局，將油田分為6 個斷塊區(qū)；各斷塊區(qū)被數量眾多的落差 10序級小斷層復雜化。 表 1 文明寨油田斷層狀況表 級 別 斷層數 落 差 （ m） 走向 傾向 作用 二級 3 200東或東西 南東、南、北 邊界 三級 22 40北東或南北 以東為主西次之 斷塊區(qū) 低序級 246 10北東為主 多方向 復雜化 表 2 文明寨油田斷層 區(qū)劃分表 斷塊 名稱 構造 位置 邊界 斷層 含油 層位 疊合 面積 質 儲量 104t 主力油層 層位 儲量 % 衛(wèi) 7 北翼 衛(wèi) 7 沙 1、 2 沙 3 上 0 94 278 沙 2 上 沙 2 下 75 3 明 16 西翼 衛(wèi) 7、明 62 沙 1、 2 沙 3 上 1 04 140 沙 2 下 沙 3 上 82 0 明 1 西 西部 衛(wèi) 7、明 62 明 25、 14 沙 1、 2 沙 3 上 1 76 604 沙 1 沙 2 88 6 明 1 東 頂部 衛(wèi) 7、明 25明 83、 14 沙 2 上、下 沙 3 上、中 2 12 533 沙 2 下 沙 3 上 83 5 明 6 東部 衛(wèi) 7、明 83 明 14、明 5 沙 2 下 - 沙 4 2 30 503 沙 2 下 沙 3 上 84 3 明 14 南部 明 14、 23 沙 3 中 - 沙 4 1 44 176 沙 3 中 沙 3 下 82 2 合計 沙河街組 6 84 2234 沙 2 下 沙 3 上 65 5 3 斷塊?。和ㄟ^大量油藏剖面圖結合各層位含油面積圖大致統(tǒng)計，全油田大約有 218 個小斷塊，斷塊密度達 31 個 /破碎的明六塊斷塊密度 37 個 /計共有含油小斷塊 211 個，最小含油面積 大含油面積 于 地質儲量集中在含油面積小于 表 3 文明寨油田含油小斷塊統(tǒng)計表 分類標準 斷塊數 儲量 類 別 寬度 m 長度 m 含油面積 量 % 萬噸 % 大斷塊 500 600 43 斷塊 200500 9 斷塊 塊寬 度一般大于400m，具備形成注采井網的條件，具體做法： （ 1）通過局部加密和技術改造優(yōu)化和完善注采井網； （ 2）以 150距采用點狀面積注水井網； （ 3）通過轉注、投注增加注水井點，不斷加大注采井數比。 （ 4）根據儲層情況，精細劃分開發(fā)層系。 典型區(qū)塊：明一西塊層系細分 16 明一西塊從 90 年開始以一下二上 1 和二下三上，三中三下三套開發(fā)層系開發(fā)， 2002年底區(qū)塊采出程度為 綜合含水為 階段含水上升率為 井網密度為 /進入“高含水，高井網密度，高采出程度”三 高開發(fā)階段，具體表現在以下幾個方面： （ 1）注水井段長，層間差異大，水井大段合注后吸水厚度逐年下降，高滲透層吸水量逐年增加：從對比的近 3 年可對比剖面的吸水狀況統(tǒng)計表可以看出，總吸水厚度由 下降到 ，減少 ，吸水厚度百分數由 降到 降了 百分點，而相對吸水大于 30%的厚度由 上升到 ，增加 。 （ 2）地層壓力低，層間壓差大干擾嚴重，、類儲層水驅動用程度低 統(tǒng)計 98 年以來的 11 口油井 料可以看出，單井不同測壓點間最大壓力壓力系數與最小壓力系數比值在 之間，平均為 ，而平均地層壓力系數為 樣低的壓力系數以及較大的比值說明層間干擾十分嚴重，另外從單井最大壓力系數對應的滲透率小于最小壓力系數對應的滲透率，說明高滲透率存水率低，卸壓快，單層突進嚴重。 明一西塊 計表 另外區(qū)塊層間非均質嚴重，特別是注水開發(fā)后，部分高滲層突進現象明顯，注入水沿高滲帶短路循環(huán)，水驅波及體積小，水驅動用程度低，相對差層難以動用，從儲層評價及潛力評價對照表可以看出，類儲層水驅動用程度為 采出程度為 而類儲層水驅動用程度為 采出程度為 。 井號 測試日期 測試深度點數 測 試 點 最 高壓力系數 測試點最底壓力系數 全井平均壓力系數 最大值 /最小值 最大值 /平均值 最大值對應 K 值 最小值對應 K 值 9 10 9 8 （ 3）存水率低，水驅控制程度較高而水驅動用程度較低 整個區(qū)塊物性好，但層間差異大，區(qū)塊中部條帶儲層發(fā)育，連通性好但存水率低 ,存水率僅為 其中二上 1 和二上 2 兩砂組為 于邊水活躍 ,累計注入水小于地層產出水，二下存水率為 明該層系高滲透通道存在比例大，指進現象嚴重，三上三中三下存水率相對較高，分別為 此低的存水率造成部分層盡管有水井控制，連通關系也好，但水驅動用程度依 然不高。 根據明一西塊的開發(fā)中存在的問題及儲層情況，把沙一下至沙三下分為 6個開發(fā)層系 :沙一下二上 1，二上 2、沙二下、沙三上、三中、三下，每套層系具有一定的儲量基礎，流體性質上比較相近，滲透率級差中等水平。具體做法： （ 1）邊水較活躍的一下二上 1 井網通過擠堵抽稀，井距拉大到 300間，僅在高部位保留采油井點，減少無效注水量、無效產液量，有效控制油井含水； （ 2）在剩余油富集區(qū)，利用一下二上 1 以及二下層系高含水油井改采，重建二上 2 井網，（借鑒一下二上 1 由于注水開發(fā)水淹快的經驗，同時考慮該層系邊水活躍 ,可 以充分利用邊水能量而暫時不部署水井 ,僅在高部位部署油井 ,井距在 200 米左右；） （ 3）調整二下三上層系為二下、三上兩套注采井網，原合注水井通過打塞、擠堵等手段實現分層系注水 ,利用封隔器實現層系內細分 ,由一套開發(fā)井網變?yōu)閮商组_發(fā)井網，井距適當拉大 50 米； （ 4）通過打調整井、大修、轉注建立三中三下井網 ,井距控制在 150間。 明一西塊層系劃分依據評價表 沙一下、二上 1 二上 2 - 5 二 下 1 - 4 三 上 1 - 4 三 中 6 - 7 三 下 1 - 4層系內小層數 5 9 17 14 15地質儲量 00 8 明一西層系細分對比表 通過方案的實施，優(yōu)化重組了五套開發(fā)井網 ,在注采井數比保持在 1： 井受控率由 82%提高到 88%，增加受效方向 33 個，其中不受控井減少8 口，單向受控井減少 10 口，雙向受控井增加 12 口，多向受控井增加 10 口，區(qū)塊水驅動用程度由 高到 提高 采儲量增加 104t，提高采收率 百分點，使明一西塊開發(fā)形勢趨于好轉，開發(fā)效果明顯變好。 明一西塊 2002發(fā)指標對比表 典型區(qū)塊：明十四塊建立獨立層系井網 明十四塊沙四段含油面積 質儲量 2001 年鉆遇沙四段井有 13 口，油井 6 口，水井 7 口，多與上層系沙三中 有 1 口油井 單采。水井多為關停， 7 口水井僅有 2 口注水，且吸水剖面顯示沙四段吸水很差。 2001 年開始實施建立沙四段獨立層系注采井網方案：通過投注 1 口，轉注 3口，水井卡堵歸位 1 口，回采 1 口，沙四段形成了 6 注 7 采較完善注采井網，區(qū)年份水驅控制儲量水驅動用儲量年產油量綜合含水 自然遞減 綜合遞減2002 井注采井數比井距 受控率五套層系油井 水井注采井數比井距 受控率一下二上 15 4 1 ： 1 . 2 5 350 100抽稀井網，控制含水二上 2 10 200邊水控制高部位部署油井，充分利用邊水能量小計 8 10 1 ： 0 . 8 200 100 15 4 300二下 21 11 1 ： 1 . 9 200 3 12 1 ： 1 . 2 180 3 21 1 ： 1 . 5 6 150 4 23 1 ： 1 . 4 8 200 1 ： 2 . 5 250 1 ： 1 . 4 200 100轉注、大修恢復完善井網層系歸位，優(yōu)化為兩套層系，提高層間動用程度200 100二下三上33 21 1 ： 1 . 5 6 150 0 1 ： 0 . 8層系調整前 層系調整后具體對策 19 塊注采井數比 1： 井受控率 100%。增加水驅控制儲量 25 104t，增加水驅動用儲量 18 104t。 方案實施后，區(qū)塊年產油量由 04t 上升到 04t，降到 綜合遞減由 降到 自然遞減由 降到 明十四開發(fā)曲線 典型區(qū)塊：明一東塊優(yōu)化恢復注采井網 區(qū)塊自 1990 年以來分二下、三上兩套開發(fā)層系。 受腐蝕和地層出砂嚴重等原因影響，截止到 2000 年底，區(qū)塊共發(fā)現事故井38 口，其中油井事故 15 口、帶病生產 10 口、關井 5 口，注水井事故 22 口、帶病注水 15 口、關井 8 口，區(qū)塊井網密度下降到 /塊水驅控制儲量，水驅動用儲量與正常相比分別下降 104t、 104t，嚴重破壞了沙二下三上的注采井網：沙二下井網注采井數比 1： 少到 1： 三上井網注采井數比 1： 少到 1： 時的注采井網不能滿足開發(fā)的需要：一是對斷層邊角帶及構造復雜區(qū)儲量沒有很好控制動用；8 1 996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004自然遞減綜合遞減 20 剩余可采儲量控制動用程度低；三是事故井區(qū)及構造復雜區(qū)井網不完善。于是在原 2 套層系的基礎上利用調整井 6 口及事故井更新（ 2 口）、側鉆（ 10 口）、大修（ 3 口）等手段，進行注采井網優(yōu)化、完善；同時新井或下 4“套井投產（注）時不再打開高產出層，井網優(yōu)化完善的同時，原層系也逐步優(yōu)化更新。 明一東優(yōu)化注采井網對比表 增加水驅控制儲量 40 104t，增加水驅動用儲量 33 104t，增加可采儲量19 104t，綜合遞減和自然遞減明顯得到控制，綜合遞減由 降到 下降 百分點；自然遞減由 降到 下降 百分點。階段含水上升率由 降到 明一東塊開發(fā)曲線 層系 項目 生產井數 油井 水井 注采井數比優(yōu)化前 19 15 4 1 ： 3 . 7 5優(yōu)化后 34 18 16 1 ： 1 . 1差值 15 3 12 - 1 ： 2 . 6 5優(yōu)化前 20 14 6 1 ： 2 . 3優(yōu)化后 27 14 13 1 ： 1 . 0 7差值 7 4 3 - 1 ： 1 . 2 996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004自然遞減綜合遞減 21 4、加密井網落實動用儲量，不斷增加動用斷塊數和剖面連通厚度，提高極復雜斷塊區(qū)水驅開發(fā)效果 主要針對文明寨最復雜的明六斷塊區(qū)，總體以眾多較小自然斷塊組成，小斷塊面積一般小于 塊寬度 300m。調整治理思路是： （ 1）整體不考慮開發(fā)層系，以小斷塊為基礎考慮注采井網； （ 2）根據自然斷塊規(guī)模，以控制斷塊區(qū)內主力油層為目標，在構造相對簡單、油層厚度大的斷塊區(qū)形成小規(guī)模點狀面積井網；在較小斷塊內井距縮小到100取一注一采、兩注一采或一注二采的方式不規(guī)則點狀注水，低部位注水。 （ 3）極其復雜而又認識不清的小斷塊區(qū)，通過內部加密（見構造認識方法部分）落實構造，積極尋求增加動用儲量和注采完善。 典型區(qū)塊：明六塊 為文明寨油田最破碎區(qū)塊， 1995 年以后，區(qū)塊步入高含水開發(fā)期，由于構造落實程度不一，加上井況惡化，為改善開發(fā)效果， 1996 年以來，逐步開展構造研究工作，通過 井網完善程度的不斷提高。但到 2002 年區(qū)塊井網密度 驅控制程度為 油井 43口，只有 22口見效，僅占開井數的 并且大部分都是單向受效，見效油井產量增長不明顯，非見效井產量更低；還有近 20 口井單井單塊，無法水驅動用，近 80 104 t 左右儲量處于彈性開采狀態(tài)。根據這一狀況 2003在深化構造認識的基礎上，通過加密完善調整，斷裂系統(tǒng)進一步清楚，并得到了注采完善。 （ 1）邊部區(qū)域滾動增儲、構造逐步落實、不斷注采完善 為進一步控制新增儲量、深化認識，陸續(xù)沿垂直構造 主測線部署滾動擴邊井6 口井，加密后構造認識程度進一步提高，目前該塊共有油水井 9 口，其中油井7 口，水井 2 口（明 ），初步建立了沙三上注采井網。落實地質儲量 40 104t，增加可采儲量 15 104t，新增水驅控制儲量 6 104t，增加水驅動用儲量 104t。 （ 2）構造較簡單斷塊，進一步完善注采井網 22 斷塊區(qū)內目前認識有 6 個較整裝斷塊，涉及 9 個井組。小面積 制儲量約 160 104t，約占總儲量的 30%。由于構造相對簡單，能形成較為完善的注采井網，水 驅控制、動用程度高，采出程度高，含水高，挖潛余地較小。 針對這些區(qū)域層間矛盾突出、單層突進嚴重的問題，通過轉注、細分、調剖(驅 )、分層增注等精細挖潛措施，提高層間動用，井網得到進一步完善和優(yōu)化，共實施配套工作量 15 井次，其中轉注 2 口，分注 7 口，調剖 4 口，增注 2 口，實施后增加水驅控制儲量 5 104t，增加水驅動用儲量 6 104t，104t。 （ 3）極復雜難認識小斷塊區(qū)進行井網加密調整完善注采井網 在區(qū)塊內部存在著大量構造極復雜、落實程度較低的區(qū)域，遍布區(qū)塊大部分范圍，面積分散，控制儲量約 260 104t，占總儲量的 50%左右，此類斷塊區(qū)的特點是構造極復雜，常規(guī)手段難以認識，注采關系復雜，注采完善程度低，但儲層發(fā)育穩(wěn)定、油層厚度大、儲量豐度高，是主力挖潛區(qū)域。需要通過加密井網，進一步落實構造，調整和注采完善，提高動用程度，增加可采儲量。 2003區(qū)塊共實施加密井 10 口，通過井網加密進一步深化了構造認識，新落實斷塊 7 個，在構造認識的基礎上通過進一步調整和注采完善，落實了9 個井組 25 口油水井注采對應關系，實施轉注 2 口，分注 3 口，調剖 2 口，增注 1 口，增加受效方向 10 個，原來有注無采、有采 無注的狀況得到改善，增加水驅控制儲量 21 104t，增加水驅動用儲量 12 104t，增加可采儲量 104t。 典型井（明 395 井）：通過加密驗證了明 112 井區(qū)油井明 112 與水井明 201、205、 206、新 208 之間的注采對應關系。該井鉆遇目的層油層 /2 層、干層 /9 層、水淹層 /15 層。 2004 年 2 月 28 日投產 ,通過水淹層分析及壓力研究，認為在沙三上、三中 1 明 112 與水井明 201、 205、 208 屬同一構造區(qū)，三中 5 與明 206 屬同一區(qū)域；在此基礎上，調整了注采井網：恢復明 201沙三中 1 注水，明 206 分注三中 5 與明 395 井形成注采對應。水驅控制和動用程度進一步提高，形成注采后明 395 井持續(xù)穩(wěn)產高產，年累產油已達 2225 t，落實水驅控制儲量 5 104t，增加水驅動用儲量 104t，增加可采儲量 23 104t。 （ 4）構造清楚的單井單塊 對于構造落實程度較高，單井單塊的區(qū)域，結合動態(tài)資料，深入分析單井產量變化規(guī)律，及時提出合理的配套措施，改善產量結構，提高采出程度。共實施油井工作量 12 井次，其中補孔 5 井次，泵加深 7 井次，累計增油 1100t。 通過加密調整治理，明六塊總井數達到 82 口，油井 50 口，水井 32 口，注采井數比 1： 網受控率提高 增加動用地質儲量 40 104t，增加水驅控制儲量 32 104t，增加水驅動用儲量 104t，增加可采儲量 104t，采收率提高 綜合含水下降 年產油增加 104t，采油速度提高 綜合、自然兩個遞減分別下降 表 4 井網受控情況對比表 明六塊開采曲線 996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004自然遞減綜合遞減小計 油井 水井 小計 受 控 率 ( % ) 單向 雙向 1 34 27 26 3 10 3 2 50 32 43 86 26 14 3 7差值 21 16 5 17 3 4 0 數 ( 口 ) 受控井不受控井 24 （三）針對低無效注水及產液，調整注采結構，實現層間轉移 構造相對簡單區(qū)塊細分層系，完善注采井網后， 由于層系內油層厚度依然較大，層間矛盾依然存在；而極復雜區(qū)塊沒有分層系井網，層間更為突出。統(tǒng)計明一東、明一西、明六塊調整初期 39 口注水井吸水剖面： 厚度不吸水，厚度強吸水。因此在調整好層系井網的基礎上，必須伴隨注采結構調整，降低低無效注水和產液量。 主力區(qū)塊調整治理初期吸水剖面統(tǒng)計表 1、以 兩級三段為主，提高分注率和分層注水合格率 1996 年 共實施分注 37 口井，層段重組和細分 37 口井，油田分注率由 升到 分層測試合格率從 高到 88%。 如 1初期轉注，驅油效果不明顯，后依據吸剖及物性差異將 1分為二級三段：吸水較好的二下 4 三上 1 分為一段，物性相對較差的二下 2下 3分為一段，加強了弱動用層注水，對應油井新明 128 井、明 218、明 55、明 相繼見效，井組日增油能力 。 2、封堵高產出層，減少低無效注水和產液。 以動態(tài)分析和剩余油監(jiān)測為依據，從油藏和注采井組整體出發(fā)，采取封堵措施，減少無效液量（水量），改變水驅方向。共實施油水井堵水措施 53 井次（油井 45 井次，水井 8 井次），增油 104t，降水 104t。如明 153 井根據C/O 成果全井擠堵、重射差層后日增油 如明 160 井強吸水層為沙二上1，打塞封堵單注沙一后，對應油井明 1液增油 ,日增油 10t，累計增油 825t。 3、開展區(qū)塊整體調剖，減緩層間、平面矛盾 針對常規(guī)調剖效果變差、單井點調剖效果不明顯的情況，推廣應用 策、大劑量深部調剖、微生物調剖等技術，以控制強吸水層注水強度，緩解層間、層內矛盾，共實施 102 井次，見效增油 104t。九七年明一東開展 策整體調剖后，自然遞減由 降到 含水上升率由 降到分類 厚度 厚 度比 吸水量 吸水強度 相對吸水不吸水 58 170 828 5 2003明一東開展微生物調驅、大劑量深部調剖后，降到 含水上升率由 降到 4、采取系列增產增注措施，提高非主力層（差層）的水驅動用程度 水井上應用解堵、增注工藝，提高井底完善程度，啟動非主力層：實施分層酸化、暫堵酸化等降壓增注措施 26 井次，實施提壓增注（增注泵）措施 16 井次，平均增加吸水厚度 對應油井見效 51 井次，年增油 0 4t。其中明1層酸化，對應油井增油達 6t/d，累計增油 1012t。 通過綜合應用以上“分、堵、調、增”實施注采結構調整，高滲強水淹層吸水強度由 降到 層吸水強度由 10 年降低低無效水量 1600*104無效液量 1500*104t，油井見效增油每年保持在 104t 以上。 主力區(qū)塊調整治理后吸水剖面統(tǒng)計表 （四）精細的注采管理 1、嚴格的注采管理制度 在注采管理上，嚴格落實“日觀察、旬（周）分析、月總結、季調查”的動態(tài)分析管理制度，加快了信息反饋等問題的處理速度， 及時解決了注水、含水、能量、液量間的矛盾，針對文明寨注采反應快的特點，變旬分析為周分析；每季注采調整方案的實施 ,從宏觀上進行注采結構調整，較好地協(xié)調了層間矛盾，控制了含水上升。 2、合理的注采比 由于構造復雜，合理的注采比較常規(guī)整裝油田難確定。通過二十多年注水開分類 厚度 厚 度比 吸水量 吸水強度 相對吸水不吸水 234 606 840 6 發(fā)摸索，在相對整裝的區(qū)塊由于物性好，注入水沿高滲透連通層突進，造成對應油井見效塊、見水快，壓制低滲透層不見效、不出力，注采比應小于 1，實踐表明控制在 間，含水上升率控制在 1%左右，地層能量高于飽和壓力；在構造較復雜區(qū)塊，注采比應大于 1，實踐證明保持在 間效果較好。 3、預警式超前控制 提出了先期動態(tài)注水模式：即根據井組的注采反應周期，進行主動調整井、層注水量，徹底改變以往油井含水上升（能量下降）觀察落實水井調水的模式，使油井維持在合理的含水和能量狀態(tài)下，減少因含水上升或能量下降導致的產油下降。 如明一東沙三上水井從 1 33 和 35 的見效周期為 35 天左右，在距上次調水的 30 35 天即進行第二次反向調水。效果見下圖： 4、頻繁的動態(tài)調水 文明寨油田油井生產厚度大，注水井注水厚度大、井段長，加上注采井距較小，油井見效 見水快，平均見效周期在 25。生產動態(tài)變化快，要求調配水量相應頻繁，一般在分注的基礎上進行頻繁分層動態(tài)調配。另外在不斷完善注采系統(tǒng)的同時，由于井距、層位、注采對應關系在不斷改變，大量細致的動態(tài)調配明 1 - 3 3 井 組 注 采 曲 5日 注 ( m 3 )液 量 ( t )油 量 ( t )含 水 ( % ) 27 水工作都要及時相應的進行，頻繁的動態(tài)調水是控制油井見水、含水上升速度的有效手段。 文明寨油田“九五”以來動態(tài)調水效果表 三、認識和結論 1、極復雜斷塊油田注水開發(fā)過程中，不斷深化和細化對斷裂系統(tǒng)的認識，是提高注水開發(fā)水平的重要基礎工作；尤其進入高含水開發(fā)后期，低序級斷層的認識是越來越重要； 2、通過 20 多年 開發(fā)過程中形成的對斷裂系統(tǒng)的規(guī)律性認識和系列認識手段可以有效地指導低序級斷層的認識； 3、對于在多井點鉆遇油層但井點間現有資料無法認識的極復雜斷塊區(qū)，在井網密度研究的指導下，進行井點間加密，即可以實現儲量動用和注采完善，又可以取得對構造的認識； 4、斷塊小，構造極復雜，必須有足夠的井