第一采油厂港中油田注水工程地质方案1021.docx

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第一采油厂港中油田注水工程地质方案1021

第一采油厂2008年

港中油田注水工程地质方案

编写人：

赵春英

审核人：

任瑞川

陈素芝

负责人：

王大兴

第一采油厂地质研究所

2008年9月22日

一、油田基本情况

（一）地质概况

港中开发区是一个在港西凸起东北斜坡古地形背景上，被断层复杂化了大型鼻状构造，四周分别与港东，港西，唐家河及板桥等开发区相邻。

主要目的层位下第三系沙河街组及东营组，油藏埋深1900-3050米。

含油面积34.1km2，地质储量2674万吨，可采储量512万吨。

全区共分14个断块，以滨海断层为界，北侧分为北一，北二，北三共3个开发单元，南测分为南一至南六共6个开发单元，另外在港15井断层下降盘划分出港293断块，其主要含油层位为沙三上，滨Ⅳ，滨Ⅲ，滨Ⅰ和01油组。

多数区块原油性质具有四低的特点，即密度低，粘度低，含硫低，含胶质沥青低，地面原油密度0.8335-0.8936g/m3，地面原油粘度3.55-27.72mpa.s，体积系数1.3654-1.557，含蜡量5.93%-28.05%，凝固点-29-32.8℃。

（二）开发历程及开发现状

港中开发区于1964年经二维地震勘探发现构造，1965年港7井沙河街组获得工业油气流，1972年底以300-600米的三角形井网投入开发。

1、1972年12月至1975年7月为弹性溶解气驱开采阶段；1972年底在港293、南一断块以300-450米井距首先投入开发，随后其他断块采用500-600米井距陆续投产。

2、1975年8月至目前为人工注水与溶解气混合驱阶段。

港中开发区自1975年8月开始在港293，南一断块实施注水开发，以后相继在南二，南三，南四，北一，北二，北三各开发单元注水，而南五，南六断块一直到90年代末才在个别井点投入注水。

到目前为止虽然各开发单元历史上都注过水，但是有相当部分注水井又因为注不进或周围油井不见效而停注。

因此港中开发区一直处于人工注水与溶解气混合驱动阶段。

截止到2008年8月份，共有油井113口，开井69口，日产油440吨，含水75.35%，累产油450万吨，累产水875.0万吨，井口采出程度16.29%，井口采油速度0.58%，有注水井25口，开井13口，日注水平970方，累计注水1291万方，累计亏空1467万方。

二、存在的主要问题

1.构造复杂，储层变化大，单个砂体面积小

港中油田构造复杂，砂体控制程度低，储层横向变化大，1口井钻遇的砂体占总砂体数的70%，2口井以上钻遇的砂体仅占总砂体数的30%。

2.剩余油分布不清，注水开发区块主力油层水淹严重，非注水开发区块油层普遍低能。

主力开发单元南一，南四断块，水驱效果明显但主力油层水淹严重，而非注水开发单元普遍低能。

据吸水剖面统计连通层吸水仅占测试厚度的22.5%，产液剖面统计未动层占总层的59%，由于纵向上射开油层多，并且油水井普遍为多层全采全注，各层动用程度不清，平均单井钻遇油层12层，平均单层厚度仅2.88米。

3.受地面规划影响，调整难度大

近年来由于城市规划建设，使得港中开发区地面被占用以及其他非地质等因素的影响，调整更新的油井多为斜井，统计97年以来共钻调整新井22口，其中大位移斜井19口，占总调整井数的82.7%，受采油工艺技术水平的限制，检泵周期较短，后期油井举升工艺及作业施工的难度加大。

三、潜力分析

1、经过地质重新再认识，提高了地下认识精度，具备整体调整的潜力。

经过两轮精细油藏描述，特别是新三维地震资料的采储，对港中油田地质体的认识精度有了大幅度提高。

我们针对港中油田生产特点，制定了以先期注水提高地层压力的基础上进行老井恢复和井网调整，先导实验已初见成效，油田年产油量由2005年的4.43万吨，增加到2007年的7.58万吨，2008年预计可达15.38万吨。

这些实验的成功，进一步验证了研究成果的正确性，说明港中油田目前整体调整的时机已经成熟。

2、具有进行综合治理，进一步提高油田采收率的潜力

港中油田共完钻各类井308口，目前均已停产停注。

针对港中油田的剩余潜力，充分应用油藏描述成果，实施以转注、恢复注水、分注、调剖等为主的注采完善措施，充分应用动态监测资料，适时采取针对性油井挖潜措施，重建注采井网，改善港中油田开发效果。

如港中南四断块由于历史上注采井网完善，分注到位，调剖效果好等原因，目前采出程度已达到40.56%，区块标定采收率50.3%，因此说明在港中油田老区内部注采完善后，有大幅度提高油田采收率可能。

目前港中油田多数区块的采出程度在15%以下，具有进一步提高采收率的潜力。

3、近年发现的新区，急需注采井网完善，减缓区块产量递减的潜力

近年来通过对港中油田新资料的充分应用，见到了明显的增储效果，在港中红湖地区沙二、三油组发现了红16-38井区、房32-38两个增储区块，增加含油面积3.15Km2，增加地质储量720.8万吨。

目前已钻新井20口，形成日产能力210吨。

由于地面系统不建全，无法实现整体注水开发，这两个区块阶段递减达到了45%以上，急需注水完善。

4、具有加密井网，进一步提高储量动用程度的潜力

港中油田剩余储量资源多，全区10个开发单元有剩余可采储量534万吨，油田平均井距602m，其中北一，北二，北三，南五断块等断块井网控制程度更低，井网密度2.2口/Km2，平均井距700m，难以形成完善的注采井网；油层动用程度差，目前油田采出程度仅有16.27%，水驱控制程度只有25.2%,低于采油厂平均水平10个百分点。

近年来在井网控制程度低的主力区块进行加密调整见到明显的效果，如北三断块港359井区投产新井港359H井，初期日产油量达到390吨，同时在平面上建立了4注2采的注采井网，使港359H井日产油保持在70吨以上，进一步说明老区剩余潜力富集，现有井网控制程度低，具有进一步加密调整建立完善注采井网的潜力。

港中油田分区块储量状况统计表

从剩余资源分析，剩余可采储量大于1万吨的砂体有57个，主要分布在南一、南三、南四、南五、北二等断块上。

四、调整对策及方案部署

治理工作思路：

按照二次开发的理念，应用精细地震三维技术、高精度动态监测技术、精细油藏描述技术、储层结构精细刻画技术、重新构建地下认识体系；实施以老井转注为重点，配以实施新井、侧钻井等为主要对象挖潜措施，重建井网结构，重组地面工艺流程的思路，开展对港中油田的综合治理调整工作，使老油田的潜力得到有效动用，实现油田的长期稳产。

治理原则：

筛选初期高产末期低能的潜力砂体，实施规模转注提高地层能量；人工水驱效果明显的砂体，在平面上增加或改变水驱方向，通过实施注水工程与产能建设相结合、与停产井恢复相结合、与措施挖潜相结合的综合治理，进一步挖掘砂体的剩余潜力。

港中油田借鉴南四断块先期注水的成功经验，采取加密调整缩小井距的开发方式，在油田内部开发程度较高的断块以长停井恢复、完善注采井网为主，在储量动用程度低的区块，以老井转注先期注水为主，阶段进行新井加密调整，建立完善的注采井网，充分利用周围老井恢复注水和转注，在没有老井可用注水的合适部位设计打注水井。

在先期注水的基础上，通过长停井恢复、新井加密调整，提高油田的储量动用程度，改善开发效果。

方案部署油水井措施工作量80井次，其中水井措施56井次，增加日注水量2500方，配套油井措施9井次，增加日产油20吨，部署新油井15口，预计增加日产油100吨。

针对港中油田不同类型的区块进行分类治理：

第一种：

对于注采井网不完善的区块，实施以增加注水井点为主的平面调整治理，重点是港中南一、南四、北三断块等；

1、港中北三断块：

重点治理四个井区（中10-73井区，港362井区，港375井区，港359井区）。

该断块主要含油层位为沙二段滨Ⅲ和滨Ⅳ油组，局部地区沙三、东营油组也较发育。

油藏埋深1745.6-2728.4m，含油面积7.3Km2，地质储量208万吨，可采储量78万吨，剩余可采储量17万吨，截止到目前共有油井9口，开井7口，日产水平89吨，含水69%，累产油67.5万吨，累产水51.3万方，采出程度32.39%，有注水井5口，开井4口，日注水平611m3，累注水69.549万方，累计注采比0.354。

存在的问题：

停产井多，井网不完善。

该断块主要治理的是滨Ⅲ油组，同时兼顾沙一上和滨Ⅰ滨Ⅳ油组。

治理后形成13注14采的注采井网。

方案部署水井措施8井次，配套油井措施1井次，主要以停产井放换层回采为主。

2、港中南一断块：

重点治理两个井区（中10-43井区，7-47井区）。

该断块含油层位为O1—滨Ⅳ油组。

含油面积4.3Km2，地质储量684X104t，可采储量105X104t。

目前该断块共有油井9口，开井7口，日产油28.0吨，含水78.2%，累产油102.7万吨，采出程度15.02%，有注水井5口，开井４口，日注水292方，累注水384X104m3，累计注采比0.86。

存在问题：

主力砂体见效明显，含水高，油井利用率低，仅个别井点生产，处于停采停注状态。

该断块主要治理的层位以O1油组为主。

方案部署水井措施9井次，治理后形成11注14采的注采井网。

3、港中南四断块：

重点治理三个井区（中10-61-2井区，中8-68-1井区，中9-77井区，）。

该断块以滨Ⅰ油组为主，局部地区O1,滨Ⅲ和滨Ⅳ也有发育,含油面积2.9Km2，地质储量211万吨，可采储量106万吨，目前该断块共有油井总井数20口，开井8口，日产油16.1吨，综合含水90.22%，采油速度0.23%，采出程度40.58%。

有注水井9口，开井5口，累注水508X104m3，累计注采比0.93。

该断块主要以部署新井为主，层位以O1和滨一油组为主。

治理后形成8注12采的注采井网，方案部署水井措施7井次，配套油井措施4井次，主要以停产井放换层回采为主。

港中红7-1断块：

该断块主要含油层位沙三油组，局部地区馆陶东营也有发育的，油藏埋深1745.6-2428.4m。

截止到目前，共有油井17，开井16口，日产水平105吨，综合含水75.2%，累产油6.52万吨，累产水26.9万方，采出程度11.69%，有注水井6口，开6口，累注水7.01万方，累计亏空36.1万方。

该断块主要针对沙二、沙三油组进行调整，治理后使该断块形成11注18采的注采井网。

方案部署水井措施6井次，配套油井措施3井次，主要以放换层回采为主。

第二种：

对于无注采井网的区块，实施以转注为主的先期注水，为加密调整奠定基础，重点是南三、南五、南六、北二断块等；

1、港中南三断块：

重点治理三个井区（中6-65井区，中7-55井区，中5-59井区），该断块含油层位主要是O1、滨Ⅰ、滨Ⅲ、滨Ⅳ及沙三上油组。

含油面积4.7km2，地质储量537万吨，可采储量62万吨，剩余可采储量3万吨，主要分布在滨1油组。

截止到目前，共有油井13口，开井3口，日产油2.06吨，含水78.01%，累产油58.9万吨，累产水62.4万方，采出程度10.97%，有注水井4口，目前均停注，累计注水91.8万方。

目前存在的主要问题：

整个断块基本处于停注停采状态，受地面环境等因素影响，断块调整难度大。

该断块主要以部署新井为主，其中中6-65井区和中5-59井区治理的层位以滨一油组为主，中7-55井区主要是沙三油组为这主。

治理后形成11注14采的注采井网，方案部署水井措施8井次，配套油井措施2井次，主要以停产井放换层回采为主。

2、港中南二断块：

重点治理一个井区（中10-59井区）。

该断块含油层位为O1滨Ⅰ和滨Ⅳ油组。

含油面积3.1Km2，地质储量257X104t，可采储量30X104t。

目前该断块共有油井4口，目前均已停产，累产油25.2X104t，累产水24.9X104m3，采出程度9.85%，累注水54.6X104m3，累计亏空28.3X104m3。

目前存在的主要问题：

整个断块基本处于停注停采状态，受地面环境等因素影响，断块调整难度大。

该断块治理的层位是滨一油组，方案部署水井措施4井次，治理后形成5注3采的注采井网。

3、港中南五断块：

重点治理2个井区（中7-74井区和中7-78井区），该断块以滨Ⅰ油组为主，局部地区O1和滨Ⅲ也有发育,油藏埋深2185.4-2898.4m,含油面积2.8Km2，地质储量58万吨，可采储量15万吨，剩余可采储量1万吨。

目前该断块共有油井总井数9口，开井5口（报废井利用1口），日产油75吨，含水19.1%，采油速度4.84，采出程度26.64%，有注水井4口，开井3口（报废井利用2口），，累计注水14.8万方，累计注采比0.38，目前存在问题：

断块开井数少，井距大，井网控制程度低。

治理原则：

部署新井，完善注采井网，提高油藏动用程度。

实施后，使断块形成9注12采的注采井网。

4、港中南六断块：

重点治理三个井区（中4-69井区，中4-71井区，港49井区）。

该断块含油层位为东二段、O1、滨Ⅰ、Ⅲ油组。

含油面积0.9Km2，地质储量127X104t，可采储量16X104t。

目前共有油井6口，开井1口，累产油10.35X104t，累产水20.73X104m3，采出程度7.87%，累注水24.8X104m3，累计亏空20.4X104m3。

该断块已基本处于停注停采的状态。

该断块主要以部署新井为主，层位以东营。

滨三和沙三油组为主。

治理后形成4注7采的注采井网，方案部署水井措施3井次，配套油井措施3井次，主要以停产井放换层回采为主。

6、港中北二断块：

重点治理三个井区（港311井区，港317井区，中9-27井区）。

主要含油层位为沙二段滨Ⅰ滨Ⅲ和滨Ⅳ油组，局部地区沙三、东营油组也较发育。

油藏埋深1745.6-2728.4，含油面积13.6Km2，地质储量268万吨，可采储量15万吨，剩余可采储量1万吨。

截止到目前，共有油井6口，开井4口，日产水平34.5吨，综合含水59.1%，累产油15.2X104t，累产水15.9X104m3，采出程度5.71，累注水32.7X104m3，累计亏空12.3X104m3。

该断块主要治理的是沙二，沙三油组，部分地区兼顾滨一油组。

治理后形成4注11采的注采井网，配套部署油井5口，老井回采1口。

7、港中港293东营断块：

重点治理两个井区（港331K井区，中7-39井区）。

该断块主要含油层位是东营油组，局部地区滨三滨四油组也有发育，含油面积1.8Km2，地质储量174万吨，可采储量35万吨，截止到目前共有油井3，开井3口，日产水平7.03吨，综合含水85.35%，累产油31.08X104t，累产水116.0X104m3，采出程度17.82%，目前没有注水井，历史上累注水91.7X104m3，累计亏空98X104m3。

存在的问题：

油井停产井多，井况差，注采井网不完善。

方案部署水井措施2井次，配套井网调整打新井1口。

第三种：

对于新增加的区块，实施与产能建设相结合的注采井网完善治理，重点是港293明馆（房32-38断块）等；

港中港293断块馆陶：

重点是房32-38井区的注采井网完善，该井区位于港293断块浅层，主要含油层位为馆陶油组，局部地区明化也有发育的。

油藏埋深1545.5-1825.3m，含油面积4.2Km2，地质储量400万吨，可采储量80万吨。

截止到目前共有油井13，开井12口，日产水平75吨，含水85.4%，累计产油3.75万吨，累计产水14.5万方；注水井2口，开2口，累计注水6.6万方。

对于该井区主要以新井井网部署为主，治理后使该井区形成19注20采的注采井网。

五、开发指标及效果预测

2009年港中油田通过治理调整，预测注水开发指标将得到提高，油田开发效果得到有效改善。

2009年港中油田注水工程治理工作量计划表

在方案实施过程中，加强动态监测工作的力度，为方案的分析及调整提供依据，以新井注采完善井组为单元，计划动态监测工

102井次，重点是吸水剖面的测试，新井投产投注的压力测试。

2009年港中油田监测工作量计划表（表3）

港中油田治理区块水井措施增油效果预测表（表4）

2009年港中油田综合治理方案预测生产运行计划表（表5）

预计2009年港中油田调整方案实施后，油井数增加7口，日产油量增加50吨，注采井数比由2.97提高至2.56，注采比由1.2提高至1.53，水驱控制程度提高1.5个百分点。

2009年港中油田综合治理方案开发指标对比表（表6）

2009年港中油田综合治理方案开发指标对比表（表6）