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中原油田卫11块稳产技术研究

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石油天然气学报（江汉石油学院学报）　２００６年２月第２８卷第１期　Ｊｏｕｒｎａｌ　ｏｆ　Ｏｉｌ　ａｎｄ　Ｇａｓ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ（Ｊ．ＪＰＩ）　Ｆｅｂ．２００６　Ｖｏ！．２８　Ｎｏ．１　

中原油田卫１１块稳产技术研究　

肖利平　（中原油田分公司采油三厂，山东莘县２５２４３４）　

［摘要］针对中原油田卫儿块存在的层闻吸水不均，层闻矛盾突出，井况事故严重及油井转采气井增多・　注采井网不完善．局部区域受构造复杂影响，注采完善程度低，油井严重供液不足．稳产基础差等问题・　采取了一系列的对策，取得了良好的开发效果：水驱控制和水驱动用状况变好・区块连续３年实现产量　上升，采油速度上升到１．１Ｏ％以上。含水上升率控制好，吨油销售价格按１０４６元计算．当年增油量销售　收入ｌｌ１７．１２８万元．净效益４４６．９８３１万元，投入产出比为１　ｔ　１．６７。　［关键词］卫ｌｌ块；剩余油；挖潜；水驱控制和动用；稳产研究　［中图分类号］ＴＥ３５７．６　［文献标识码］Ａ　［文章编号］１０００—９７５２（２００６）Ｏ１—０１２６—０２　

中原油田卫１１块位于卫城构造轴部，呈长条状，走向北东３Ｏ。，西界为卫３４断层，东界为卫３２断　

层，南宽北窄，长约３ｋｍ，宽约０．２～０．８ｋｍ，地层平缓，构造形态为一不完整的宽缓背斜　内部又被　６条次级断层分割成多个小断块，为一构造较复杂的小断块油气藏。油气界面统一，约为一２６７０ｍ，油　

水系统呈明显层状油藏特点，油水界面在一２６８０～－－２８９０ｍ。主要含油层位沙三下亚段４—８砂层，含油　面积ｉ．８ｋｍ。，石油地质储量２４２×１０　ｔ，标定采收率４Ｏ．５Ｏ　，可采储量９８×１０　ｔ；水驱控制储量　

２２１．４×１０　ｔ，控制程度９１．５　，水驱动用储量１５０．９×１０　ｔ，动用程度６２．４　９／６。　卫１１块的原油性质较好。地下原油密度０．７６７５ｇ／ｃｍ。，粘度４．０７ｍＰａ・ｓ，地面原油密度０．８８５４　

ｇ／ｃｍ３，粘度６２．７ｍＰａ・ｓ，体积系数１．２５２７，溶解系数０．４６５ｍ。／（ｍ・ＭＰａ），原始油气比９０ｍ。／ｔ。原　

始地层水总矿化度２７．３×１０‘ｍｇ／Ｌ，氯离子含量１６．７×１０‘ｍｇ／Ｌ，水型ＣａＣｌｚ。综上所述，卫１１块沙　三下亚段４—８砂层油藏为一低渗、中粘且非均质较严重的常温、常压复杂断块油藏。　

１卫ｌ１块开发中存在的主要问题　

１．１层间吸水不均。层间矛盾突出　据１９９８￣２００３年所测吸水剖面可知，各小层均有不同程度的吸水，其中吸水层厚度＞５０　的小层　有７个（４・，６３，６・，７ｚ，８・，８。，８。），由表１可以看出，吸水强度＞１Ｏ　的层数百分比为３Ｏ．４　，厚　

度百分比为３２．６　９／６，而相对吸水量却为７３．６　，吸水强度５　－－￣１０　９／６的层数百分比为２２．８　，厚度百　

分比为１８．９　，相对吸水量为１３．９　，吸水强度＜５　的层数百分比为４６．８　，厚度百分比为４８．５　，　

而相对吸水量为１２．５　。　统计卫１１块１９９８￣２００３年新井水淹解释资料可知，油层共５８层、１０４．７ｍ，占总层数的３２．２　，　

总厚度的２６．９　，水淹层共１２２层、３５０．９ｍ，分别占总层数和厚度的６７．８　和７３．Ｉ　，水淹层中主要　

以２、３级水淹为主，分别占水淹层的层数和厚度的８５　和８２　，在各小层中，水淹程度比较高的有　

４。，５。，６　，６。，６。小层。　综合以上分析，卫１１块注水井层间吸水差异很大，表现为各小层都具有一定吸水能力，但大部分　的水量集中到个别吸水小层，使强、弱吸水层和不吸水层交替出现，层间矛盾突出。　

表１卫ｌ１块吸水强度统计表　

［收稿日期］２００５—０７—２６　［作者简介］肖利平

（１９７０一）．女，２００４年大学毕业。工程师，现主要从事开发地质工作。　维普资讯 http://www.cqvip.com 第２８卷第１期　肖利平：中原油巨＿Ｉ　１．块稳产技术研究　

１．２井况事故严重及油井转采气井增多。注采井网不完善　

目前卫ｌ１块油水井４４口，其中事故井１９口，事故井占区块总井数的４３．２　，目前带病生产的油　

井有７口（１１－３５井，ｌ１－３８井，Ｎ２０井，ｌｌ一２５井，卜４１井，Ｎ１２７井，３—３井），带病注水的水井有３　口（１１—２井，１Ｏ一４井，１１—１３井），因套损及落物报废不能利用的井占事故井的４７．４　；另外近３年油　井转采气井增多，统计有６口（１１－２６井，ｌ１—３２井，１１－１６井，ｌ１—３３井，ｌ１—３４井，ｌ１—３６井），也使区　块注采井网受到很大影响。由于井况损坏及油井转采气井影响，区块注采系统遭到严重破坏，造成老井　

降产幅度大，自然递减居高不下，２００１年为３４。２８　，２００２年为２８．１８　，２００３年为２５．Ｏ３％。　１．３局部区域受构造复杂影响。注采完善程度低，油井严重供液不足．稳产基础差　主要表现在区块的南部和北部区域，如卫２２—４６井，１１—５Ｏ井，Ｎ１２７井，１１—４３井等油井，这些井　产量较高，目前日产油２７．０ｔ，占区块总产量的３９。８；，６，但由于注采完善程度低，供液较差，下步产量　

稳定难度大。　

２卫１１块稳产的主要技术对策　

１）根据不同类型的剩余油，采取相应的挖潜措施，对注采不完善的井区，通过调整、事故井修复　或更新及停关井恢复，增加注水采油井点，完善注采关系，挖掘平面剩余油。　

２）对层间干扰形成的剩余油，通过缩小油水井生产井段，减小层间非均质性干扰，同时油井封堵　高含水层、注水井运用分注、调剖等技术手段减少主力水淹层的低效注水，增加相对差层的注水采液　

量，提高水驱动用程度，挖掘层间剩余油。　

３）通过补孔、压裂、调剖、分注等措】沲，改善井底储层渗流条件，充分发挥油层产能。　４）对供液状况较差的油井，实施加深措施提高单井产量。　

５）加快卫１ｌ块注采和动态管理，控制老井产量下降。　

３卫１１块开发效果评价　

１）水驱控斟和水驱动用状况好水驱控制储量２２１，４×１０‘ｔ，水驱控制程度９１．５　，水驱动用储　量１５０．９×１０‘ｔ，水驱动用程度６２．４％，达到一类开发标准。　

２）区块连续３年实现产量上升　２００１年区块完成产量１．９６×１０。ｔ，２００２年完成产量Ｚ．Ｚ３×１０。ｔ．　

２００３年完成产量２．６５×１０　ｔ，２００４年预计完成产量２．８９×１０‘ｔ．连续３年产量分别上升２７００，４２００和　

２４００ｔ，实现了产量的稳定上升。　

３）采油速度上升到１．１０　９，６以上２００１年区块年采油速度较低，为０．８１　，２００２年以来，区块经　

过对剩余油分布规律进行研究，提出了一类层向二、三类层转移的开发对策，经过平面调整、事故井恢　

复及分层压裂、分注、调剖等综合配套应用动用，２Ｏ０４年区块年采油速度上升到１．１９　９，６，改变了低速　开发的问题。　

４）含水上升率控制好２００３年含水上升率为０。８２　９，５，２ＯＯ４年含水上升率为一２．４９％，两年相比　

含水上升率明显得到控制，主要原因是区块采取了开发层由一类层向二、三类层的转移，无效产液量减　

少，差层的有效产液量增加。　

５）经济效益明显２ＯＯ４年区块新井投产５口，总投资２２７５万元，按５年投资回收期算，２００４年　投资成本折合４５５万元；２ＯＯ４年区块共实施油水井措】沲１４井次，措施总费用２１５．１４４９万元。其中油　

井措施６井次，措施费用１４６．９３６０万元；水井措施８井次，措施费用６８．２Ｏ８９万元。合计６７０．１４４９万　

元。２００４年区块合计年增油１．０６８×１０‘ｔ，其中新井年增油０．６８５×１０‘ｔ，措施年增油０．３２３Ｘ１０‘ｔ，油　井见效年增油０．０６×１０‘ｔ。吨油销售价格按１０４６元计算，当年增油量销售收人ｌ１１７．１２８万元，净效益　

４４６．９８３１万元，投入产出比为１：１．６７。　［编辑］　萧

雨　维普资讯 http://www.cqvip.com

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深入油藏研究、强化注水调整逐步增强油田开发稳产基础

深入油藏研究、强化注水调整逐步增强油田开发稳产基础

深入油藏研究、强化注水调整逐步增强油田开发稳产基础

摘 要：针对目前油田开发中注水难度大，部分断块油藏油水井对应率不搞、低渗油藏水质较差等带来的一系列问题，本文重点通过对胜利油田某厂2011年注水开发存在问题制定对策，结合油藏开发需求，实施分类油藏治理。断块油藏以工程技术配套为手段，提高层段对应率、水驱控制程度；低渗透油藏，以水质治理为保障注好水，提高注水量。重点抓好长效、一体化治理等方案，加大水井工作量，特别是加大污水减排工作力度，优化产量、产液、注水、措施结构调整，努力实现提高有效注水量、改善水驱效果、增强油藏稳产基础的工作目标。

通过对该厂注水开发中存在的问题分析，制定了有效的下步措施，保证该厂注水管理实现注足水、注好水。

关键词：注水 油藏 水质 水驱

一、2011年注水工作量及指标完成情况

2011年部署各类水井治理工作量439口，其中新投注34口、老井转注35口，大修35口，计增加注水能力11910m3/d，增加水驱储量600×104t，提高注采对应率2.0个百分点 。实际实施工作量428口，增加注水能力14942m3/d，其中：长效治理实施66井次；一体化治理实施38井次；注采调整实施260井次；污水减排方案实施54井次。恢复增加水驱储量504×104t，提高注采对应率3.08个百分点。

二、2011年注水工作主要做法及效果

1. 以井网矢量加密技术为指导，实施一体化治理

一是及时优化加密区井网，补充能量，确保调整效果，通过加强油层保护、矢量化优化东部加密区井网等手段，确保方案实施效果，新井常规投产即可获得7t以上的产能，是2004年加密区常规投产的3-4倍，油井自然产能大幅提高。二是攻欠增注，提高单井有效注水量。针对水井不同欠注类型，结合作业过程中的试挤工作，有针对性地选择酸液体系。2011年实施水井增注16口、检管9口，增加日注352 m3/d，恢复水驱控制储量92×104t。

卫22块高含水开发期稳产技术

卫22块高含水开发期稳产技术

卫22块高含水开发期稳产技术

卫22块1982年投入正式开发，到2008年底综合含水89.5%，采出程度46.2%，自然递减29.25%，出现了井况变差、注入水优势渗流方向不清、分层动用差异大，自然递减明显加大的问题。对此开展了精细油藏描述、剩余油分布规律及稳产方案研究。通过进行分层调、堵、解、压等配套措施，把注采完善和提高层间动用相结合，提高二三类层、强化一类层动用，充分发挥各类储层开发潜力，达到提高储量控制和动用程度，保持油藏稳产。

标签：

分层动用；水驱采收率；油藏描述；稳产技术

1概述

卫22块位于东濮凹陷中央隆起带北部，是卫城油田的一个主力开发单元。1982年投入正式开发，经历了弹性试采阶段、注采完善高产稳产阶段、调整完善，高含水递减等开发阶段。到2008年底综合含水89.5%，采出程度46.2%，自然递减29.25%，出现了井况变差、注入水优势渗流方向不清、分层动用差异大，自然递减明显加大的问题。

2研究内容

为了达到提高储量控制和动用程度，保持油藏稳产的目的，2009-2011年开展精细油藏描述、剩余油研究及稳产方案研究。

项目研究过程中，收集整理了研究区117口井的测井、录井资料，详细观察和描述了卫18-5井200余米的岩心，并建立了单井相分析剖面；分析了铸体薄片50块、孔隙结构分析50块、粒度分析80块、扫描电镜30块、岩心常规分析50块。绘制了研究区层序地层划分方案图两幅，绘制了4条连井剖面图，建立了研究区层序地层格架；绘制了沉积相剖面和平面图80余幅；完成储层评价图件200余幅。

（1）开展沉积微相研究：在高分辨率层序地层学研究的基础上，通过岩心观察和描述，结合大量的测井、录井、分析化验等资料，在单井相分析、连井对比相分析的基础上，结合砂体平面分布特征对卫22块的沉积相分布特征进行了综合表征，建立了研究区沙三下亚段的水进型三角洲沉积模型，绘制了沙三下1-10沉积相微相图32幅。

夏盐11井区三工河组油藏稳产技术研究

夏盐11井区三工河组油藏稳产技术研究

２０１７年第６期　内蒙古石油ｉＬ－ｒ－　１０Ｓ　

夏盐１１井区三工河组油藏稳产技术研究　

姜国宇　

（中国石油新疆油田分公司陆梁油田作业区，新疆克拉玛依８３４０００）　

摘要：夏盐ｌｌ井区三工河组油藏开发时间较早的断块自２０１３年下半年含水上升加快，综合含水　从２０１３年１Ｏ月的２５．０　９，５上升至２０１４年６月的３５．４　，上升幅度达１Ｏ．４个百分点，阶段含水上升率为４．　

４　，生产形势严峻，稳产难度大。２０１５年开始通过对油藏实施一些稳产治理措施后，油藏递减趋势减　缓，年绝对油量递减下降了８．０个百分点，水平自然递减下降了８．５个百分点，含水上升率下降了２．４个　

百分点，有效稳定了油藏生产形势。　

关键词：递减加大；稳产措施；生产稳定　中图分类号：ＴＥ３２　３　文献标识码：Ａ　文章编号：１ｏＯ６—７９８１（２０１７）ｏ６—０１０５一Ｏ２　

１油藏地质特征　

１．１地层特征　夏盐１１井区侏罗系三工河组为油藏主要含油　目的层。自下而上可以分为Ｊ　ｓ１、ＪｌＳ：和Ｊ１ｓ。三段。Ｊ１ｓ２　

细分为Ｊ　Ｓ　和Ｊ１Ｓ。。两套砂层组。Ｊ１ｓ。　为一套砂泥岩　

互层，又可细分为Ｊ１ｓ２卜　和ＪｌＳ２１－２两套砂层，油层主　

要分布在ＪｌＳ２１－１薄砂层中。　

１．２　构造特征　

夏盐１１井区三工河组砂体顶面构造总体为向　西南倾的低幅度鼻状构造，东北高，西南低，构造平　缓，地层倾角２。～７。。在鼻状构造带上发育两组正断　

裂，一组呈北东南西走向，一组呈近东西走向　

１．３沉积特征　夏盐１１井区三工河组砂层发育沉积微相以水　

下分流河道为主，夹杂有少量河道间沉积。　

近南北向主断裂以西Ｊ１ｓ。卜　、Ｊ。ｓ２１－２砂层发育，　连续性好，主要为水下分流河道沉积，主断裂以东　

Ｊ　Ｓ　卜　、Ｊ　ｓ２１－２砂层变薄，主要为三角洲平原沉积。　

１．４物性特征　据岩心化验分析资料，夏盐１Ｉ井区块侏罗系三　

工河组Ｊ１ｓ２　储层孔隙度为３．４Ｏ　～１８．８Ｏ　，平均　

浅谈卫10块层间挖潜及高效开发

浅谈卫10块层间挖潜及高效开发

浅谈卫10块层间挖潜及高效开发

张明霞;翟春玲;王进峰;张瑞霞;郑旭辉;车万霞;昂灵徽

【摘 要】卫10区块是卫城构造油藏主力区块之一.该区块是被西边的卫34断层和东边为卫32断层所狭持,储层物性由北向南逐渐变差,储层岩性以石英粉砂岩和粉砂级长石石英砂岩为主.通过日常精细注水管理,以转注、增注、细分为主要手段,实施精细井组治理,务实油藏稳产基础,逐步提高井组稳升率.

【期刊名称】《内蒙古石油化工》

【年(卷),期】2011(000)020

【总页数】3页(P147-149)

【关键词】卫10块;开发现状;结构调整;挖潜

【作 者】张明霞;翟春玲;王进峰;张瑞霞;郑旭辉;车万霞;昂灵徽

【作者单位】中国石油化工股份有限公司中原油田分公采油三厂;中国石油化工股份有限公司中原油田分公采油三厂;中国石油化工股份有限公司中原油田分公采油三厂;中国石油化工股份有限公司中原油田分公采油三厂;中国石油化工股份有限公司中原油田分公采油三厂;中国石油化工股份有限公司中原油田分公采油三厂;中国石油化工股份有限公司中原油田分公采油三厂

【正文语种】中 文

【中图分类】TE32+3

1.1 油藏地质概况

1.1.1 概述 卫10块油藏处于卫城构造西南端,被西边的卫34断层和东边为卫32断层所狭持,区块主要含油层位沙三下1-5,含油面积1.0km 2,石油地质储量132× 104 t,可采储量60×104 t。

1.1.2 储层特征

储层物性由北向南逐渐变差,储层岩性以石英粉砂岩和粉砂级长石石英砂岩为主,石英含量较高,平均71.55%,长石含量平均19.7%,岩屑含量较低。胶结物以碳酸盐为主,胶结类型以孔隙式为主。岩石以粗粉砂级为主,平均孔隙度13.07%,具有低渗透且非均质较强的特点,属低孔低渗透油藏。

1.1.3 油气水性质

地面原油密度平均在0.8935g/cm 3;地下动力粘度较高平均在67.04m Pa·s,含蜡量平均15. 13%,凝固点平均26℃。地层水型以氯化钙为主,地层水矿化度平均25×104m g/L,平均氯离子9.1692 ×104m g/L。