文99断块精细开发研究

文99断块精细开发研究
摘要：文99断块通过精细化开发，重焕生机，为今后从事相关区块的研究，奠
定了基础。

以此模式，向更多，更广，更大的油区迈进，深钻地下，挖潜剩余油
潜力。

关键词：沉积微相高压低渗产能建设
一、油藏基本概况及地质特征
1、油藏概况
文99块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼的南端。

油藏类型：常压低渗油藏，含油
面积：4.21平方千米；石油地质储量：242×104吨；标定可采储量：54×104吨；标定采收率为：22.3%。

2、构造特征
构造特点：整体格局是由徐楼断层和东倾地层形成的反向屋脊构造。

区内构造简单，地
层西高东低，倾向东南，倾角16°-20°左右。

3、沉积微相特征
1）文99块S2下亚段沉积体系为浅水三角洲、滨浅湖沉积体系。

2）主要发育水下分流河道、水下分流次河道、河道侧翼、水下天然堤—决口扇、水下分
流河道间湾以及前缘席状砂6种沉积微相。

3）沉积物源和断层活动控制砂体发育
北部物源充足、断层活动较强烈的情况下，砂体较南部发育，并且砂体由北东向南西展
布的方向性非常明显。

南部远离物源，断层活动较弱，河道砂体从西部延伸到文99块，但
规模小，连片性差。

二、油藏开发简史及目前现状
①、产能建设阶段（1983～1986年）
1982年文99井试油投产后发现该油藏，1985年编制初步开发方案，投产新井5口，原
油产量由1983年的1153吨上升到1986年的1.1×104吨。

该阶段末，区块累计投产新井8口，累产油2.08×104吨，采出程度0.91%。

②、注水开发阶段（1987～1989年）
区块1987年开始试注，当年试注3口，1987年10月对应油井文126井见到注水效果，
日产油量由8.1吨上升到59.7吨，见效增油明显，成功实现了从弹性开采到注水开发的转变。

③、产量递减阶段（1990～2002年）
该块储层单一，1989年后随着主力层见效水淹，由于当时分注工艺技术不过关，差层没
有形成有效接替，再加上井况恶化影响，井网变得不完善，区块含水迅速上升，产量大幅度
下降。

④、南部扩边阶段（2003—2005）
2003年，油藏南部滚动扩边成功，共钻调整井和滚动井14口，配套油井转注6口，完
善注采井网，区块焕发生机。

⑤、综合治理阶段（2006—至今）
随着文99南主力层逐步水淹，产量降幅较大，后期通过一系列井组精细调整措施，以及
利用水力喷射压裂挖潜差异相带剩余油，使得油藏产量基本稳定。

三、油藏开发中存在问题
1、井下技术状况差，井网损坏严重，导致井网控制程度低，区块井况有问题井17口，
占总井数的38%。

井损井主要集中在中北部。

1）在文99-2与文99-4之间的中北部共有油水井20口，套损无法利用井15口，同时，
因井况损坏，造成其它5口正常井也因注无采或有采无注低效关井。

2）现井网对区块储量的控制程度59.0%，动用程度为39.8%。

2、层间差异大，储量动用不均，层间调整难度大，纵向上储量动用差异大，且二类层动
用难度大。

一方面受井况影响；另一方面由于层间间隔小，平均层间隔层只有3米；结果：
水井难以实施分注，油井难以分层改造，导致主力层水淹后，二类层难以形成有效的产能接
替。

四、油藏潜力及开发技术政策研究
（一）利用沉积微相约束下的油藏工程方法进行相控剩余油研究，将小层平面图与沉积
相图二者叠合，利用油藏工程方法有趋势性的绘制含水分级图，进行剩余油研究。

主要是通过勾绘含水分级图来分析小层水淹状况和剩余油潜力。

通过绘制出的相控含水
分级图进行统计分析，找出剩余油在纵向及平面上的分布规律。

一类层剩余油潜力分析，剩
余油主要集中在南部井网不完善区及水下分类河道侧翼等物性变差区域。

二类层剩余油潜力
分析：主要是受层间干扰和井况损坏影响造成的。

储量基数小，储层物性差，变化快，多呈
透镜体，或处于区块边部，较难注采完善，不作为挖掘重点。

（二）、开发技术政策研究
1、二类层注水开发可行性研究
依据胜利油田地质研究院研究研究成果：
合理注采井距应为水井极限注水半径与油井极限供油半径之和文99块地下原油粘度为
8.24MPA.S，按注水井井口注水压力35MPA，油井生产压差为10MPA计算，一类层极限注采
井距应为376米，二类层极限注采井距应为191米。

2、二类储层注水开发可行性论证
①、依据储层连通情况确定注采井距在200-250M井距条件下层数连通率达到72%，厚
度连通率达到69.2%，而进一步缩小井距连通率提升幅度减小，井距加大到50-300米，连通
率下降较大，层数和厚度连通率分别降到50%，55%，分别下降22%和14.2%。

因此，井距应控制在200-250米之间。

②、历史见效情况
河道-河道井组类型，注采井距在210-500米之间，平均357米，侧翼-侧翼井组类型，自
然见效井距平均200米，大于200米的可以通过压裂实现引效。

综合考虑以上几面的研究结果，在200米井距条件下，文99块二类层可以水驱动用。

五、2012年以来油藏所做工作及效果分析
（一）、精细油气分布规律研究，实现滚动新突破。

2012年深化文东斜坡带整体研究，
精细刻画局部构造，发现文99北新区。

（二）、精细注采调整，实现二类层有效动用。

文99块二、三类层剩余可采储量6.39
万吨，采取挤堵、打塞、分注等方式，完善二三类层注采井网，实现层间产能接替。

（三）、通过水利喷射压裂改善差异相带剩余油挖潜效果
①河道侧翼微相剩余可采储量有9.08万吨，在注上水的基础上，通过压裂引效改善差异相带剩余油挖潜效果。

上半年共实施差异相带压裂引效2井次，有效2井次，日增油13吨，累增油1430吨。

②开发指标逐步改善；
（四）、效果评价
①地层能量基本稳定；
②双递减减缓
自然递减减缓的主要原因：通过井组精细调整及强化注采管理，见效井含水上升加大递
减较上年大幅减缓。

③井网状况评价
原因：主要是今年3口新井均为天然能量生产。

不受控井日产油21.5吨，占总产量的46%，说明油藏稳产基础薄弱，下步应该加大水井配套力度，提高油藏水驱动用程度。

六、油藏下步工作安排及指标预测
（一）部署原则：
1、充分利用老井，采取一套井网分三段开发，在分小层部署的基础上，叠合考虑，优选
挖潜层段。

2、通过大修、老井侧钻等手段修复关键注采井点，恢复井网。

①一类层在河道注水的的基础上，利用压裂或径向水平井挖潜差异相带剩余油，提高储
量动用程度。

②二类小层通过打塞、分注、调剖等手段建立二类层注采井网，实现二类层的
有效动用。

③加大降压增注力度，改善注水状况；
（二）油水井措施
（1）、通过新钻井缩小井距，完善注采井网；（2）、通过大修关键注采井点，恢复注
采井网。

增加受效方向，恢复水驱控制储量，提高水驱动用程度。

（3）、利用水喷压裂及
径向水平井技术挖潜差异相带剩余油。

（4）、利用小隔层分注技术，完善二类层注采井网。

（5）、通过对停关注水井卡封分注，提高油水井利用率。

（三）效果预测
根据文99块近几年的开发趋势及精细调整工作量的实施，区块将继续保持产量稳中有升的态势。

结束语
文99块油藏经过全员精细化管理，改善了开发效果，提高储量水驱动用程度，细化剩余油认识，解决层间、平面、层内三大矛盾，这与新工艺、新技术是息息相关的。

参考文献
［1］胜利石油管理局采油工实际操作石油大学出版社；
［2］大庆石油学院编，采油工人读本；
［3］北京：石油化学工业出版社，1997。