如何做好区块动态分析

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1 油藏概况

文123块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造中部地垒带，由西倾的文西2号断层与文141断层夹持形成的断阶。西北部均以文西2号断层为界，东部以文141断层为界与文266块相邻。断块南北长约1.5Km，东西宽约250m，主要含油层位为沙三中2、4-7砂组，油藏埋深在3350-3850m。石油地质储量157.69×104t，可采地质储量23.32×104t，标定采收率14.79%。平均孔隙度15.3 %，平均渗透率15.0×10-3μm2。文123断块区属于特小型、低幅度、边水活跃、异常高温高压油藏。

2 开发历程及开发现状

（一）、开发历程

1989年7月文123井钻遇工业油气流，发现了文123块。1990年5月投入滚动开发，实施文123-3、文123-4和文123-5三口开发井，2001年实施油藏评价井文123-6和文123-7两口，但由于钻遇油层单一，连片差，没有形成开发规模。2007年1月份文123块共有油水井6口，空井2口（文123-3、文123-5）其中地质报废井2口（文123、文123-4），高含水关井1口（文123-7），正常开井1口文123-6，平均日产4.1t。

2007年在三维地震精细构造研究的基础上，对文123断块区重新进行了石油地质综合评价，在文西2号断层上升盘高部位部署滚动评价井文侧123，该井共钻遇油层16层30.3米。2007年8月对沙三中2油组3455.4-3468.8 m井段8.9 m /4层油干层试油，压后4mm油嘴自喷，日产油58.6t，日产天然气3255m3。由此发现了文123断块区沙三中2油藏。

为进一步落实文123断块区储量规模，按勘探开发一体化的思路， 2008年共部署评价、开发井8口，由于油藏属于封闭小断块油藏，为了实现油井高产、稳产，必须保持地层压力开采，应尽早实施注水开发。2008年10月相继转注2口油井（W123-11、W123-14）实施注水开发，当年共有4口对应油井见到注水效果，至2008年底，文123块年产油3.7072×104t，采油速度3.15%，地质采出程度5.94%。

2009年-2010年，以文123块目前评价效果和认识为基础，一是加大评价范围，扩大沙三中2含油气勘探范围；加大沙三中4-7砂组的勘探力度，增加新的储量增长点；二是注采配套完善。共部署滚动评价井3口，油藏评价井1口，开发井1口，老井侧钻2口，转注3口，加快区块产能建设步伐。

（二）、开发现状

2014年8月，文123块共有油水井24口，其中油井19口，开井17口，日产液151.5t，日产油25.7t，综合含水83.0%，采油速度2.47%，采出程度5.88%，累产油11.2×104t。

区块共有水井5口，开井4口。日注水187m3，累积注水13.59×104 m3，累积注采比0.50，月注采比1.10。

3 今年1-8月所做的工作

总体思路：

加快滚动勘探开发步伐，实现储量资源有效接替；立足于完善注采井网，精细注采管理，夯实稳产基础。

（一）、充分发挥项目组优势，深入地质基础研究，加快滚动勘探步伐。

开展文西地区构造储层整体评价，以文西地垒带盐间（沙三中2 ）、盐下（沙三中4-7）为主要目标，寻找富集区块，扩大储量和产量规模，实现产量接替。

2014年以来，在精细储层和构造研究的基础上，进一步加快新井产能建设步伐。在精细储层和构造研究的基础上，进一步加快新井产能建设步伐，实现储量资源的有效接替。1-8月新井部署投产2口，累产油1438t。

为进一步评价文西地垒带文123-20块沙三中4-7储层分布及产能情况，兼探沙三中2油藏分布状况，2009年四季度部署滚动评价井文123-21，为2010年开发沙三中油藏做准备。

文123-21钻遇油层12.4m/6n，2009年12月试油S3中9，产能不高，今年元月底投产S3中2，投产初期日产水平：日产液16.8t，日产油14.3t，含水25%。目前日产水平：日产液4.5t，日产油4.2t，含水7%。效果较好。

根据文123-21钻遇油层情况，在其高部位部署1口油藏评价井文123-22，S3中2钻遇水层，直接补孔S2下3，8.0m/4n投产。初期日产水平：日产液8.0t，日产油7.2t，含水10%。目前日产水平：日产液2.8t，日产油1.3t，含水55%，能量递减较快，现S2下3已配套。

（二）、加强注水结构调整，改善注水状况，夯实稳产基础

本着早注水、注好水、早见效的原则，增加注水井点，完善注采井网。

一是开展储层和构造研究，在局部井网不完善区增加注水井点，配套完善井网。

二是深化相控剩余油研究，通过卡封调层探索水驱动用二、三类层的可行性，实现低效井组的层间精细注采调整。

三是进一步强化四级动态分析制度与单井承包制度的落实，加强待见效井组的培养和已见效井组的精细管理工作，实现井组长期高产稳产，保证效益最大化。

今年文123块共实施水井措施3井次，其中转注2井次，增加水驱控制储量5.1×104t、水驱动用储量2.9×104t；卡封调层1井次，调整吸水剖面， 增加水驱动用储量0.5×104t。增加受效方向2个。

通过强化注水结构调整和注采管理工作，1-8月份培养新增见效井2口，初期日增油能力5.0t，累增油0.048×104t。

4 油藏开发形势分析

2014年8月与2015年12月相比，开发形势总体表现为“两升两降一平稳两加大”，即日产液、综合含水上升，日产油、日注水下降，动液面平稳，综合递减、自然递减加大。

1、日产液量上升

与2014年12月对比，日产液量由114.9t上升到151.5t，增加了36.6t。日产液量增加的主要原因是补孔及见效井供液变好。统计日产液量变化大于2t的井共7口，其中日产液量增加的6口，日增液量35.3t；日产液量减少的1井次，日减液量6.1t。增减平衡后日增液量29.2t。

2、日产油量下降

与2014年10月对比，日产油量由62.5t下降到25.7t，减少了36.8t。日产油量减少的主要因素是见效井含水上升。统计日产油量变化大于0.5t的井共8口，其中日产油量增加的3口，日增油量6.2t；日产油量减少的5口，日减油量40.8t；增减平衡后日减油量34.6t。

3、综合含水上升

与2014年10月对比，综合含水由45.6%上升到83.0%，上升了37.4个百分点。含水上升的主要原因是S3中2油藏目前处在见效中后期，含水上升较快，文123-10、文123-11、文侧123井组油井综合含水由上年末24%上升到目前88%，影响综合含水升25.5个百分点；文123-侧15边水推进，也导致含水上升。

4、日注水量减少

与2014年10月对比，日注水平由166.5m3减少到110m3，减少了56.5m3。注水量增加的主要原因是转注。注水量减少主要是摸索周期注水规律水井停注。

5、双递减加大

综合递减31.92%，自然递减46.8%，同期对比双递减加大。

双递减加大主要原因：

一是，见效井方向单一，边水影响，含水上升快，导致老井产量下降快。

二是，文123块储层单一，只有S3中2一套主产层，层间接替难度大。

三是，油井结盐严重，采油管理难度大。

6、水驱储量增加

通过油井转注，进一步完善了注采井网，今年文123块共实施水井措施3井次，其中转注2井次，增加水驱控制储量5.1×104t、水驱动用储量2.9×104t；卡封调层1井次，调整吸水剖面， 增加水驱动用储量0.5×104t。增加受效方向2个。

7、动液面平稳

与2014年10月对比，动液面平稳。相同井号对比，动液面由745m下降到759m，下降了14m，主要是文123-20井天然能降，液面下降413m，文123-16，

液面下降了563米。文123-6见效液面上升615m。

5 油藏开发开发中存在的问题

1、文123块含油面积小，储层单一，层间接替难度较大

2、主力层集中，储层单一，下步接替措施较差

3、盐间油藏，管理难度大

六、下步调整治理思路及工作量部署

总体思路：

依靠现有井网，在强化剩余油研究的基础上，分砂组配套完善注采井网，精细层间注采调整，提高储量水驱动用程度；S3中4-7利用老井转注，形成注采开发井网，进行注采配套，实现水驱动用。

1、实施层间精细调整，挖掘二三类层潜力

下步重点对文123北块进行调整，实施井网重组。

文123-10挤堵重炮，挤堵S3中2的3-4#小层，重炮1-2#小层，差层注水。

2、改变思路，采用多种调配手段，提高水驱效率，最大限度挖掘油井潜能

文123-11已实施卡封分注，文123-12对应实施了补孔，目前日产液34.5t，日产油3.1t，含水91%，下步进行合理动态调配，观察文123-12-19见效情况。动用二三类层剩余油。

针对高含水井，下步继续开展周期注水实验，挖潜水淹区剩余油。

3、S3中4-7砂组下步配套

在文256微幅背斜小构造上，下步文123-19转注，形成注采开发井网。 实现S3中4-7的注水开发。