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桩西采油厂油田开发形势的分析及对策 刘泽俊张艳君邢建孝 曲 丽赵光宇王月林 ( 胜利油田有限公司桩西采油厂) 摘要桩西采油厂现有4 个油田6 9 个开发单元，可划分为“低渗、断块、复杂岩性、稠油” 四类油藏，油田开发整体处于高含水、低采油速度、中等采出程度阶段近年来，及时加强了 滚动勘探，加大了精细油藏描述、三次采油、水平井等新技术应用，强化了油藏分类分级管理， 提高了油藏开发水平，实现油田稳产在总结经验的同时，对采油厂油藏开发中存在的问题与 潜力进行了分析，明确了下一步挖潜与攻关方向，为实现油田开发良性循环提供了可靠借鉴 一、油田开发现状 桩西油区位于济阳坳陷沾化凹陷东北部，发育桩西、长堤两个潜山披覆构造、埕东、桩 南、五号桩长堤三个断裂带及孤北五号桩、埕北两个洼陷，为典型的复式油气聚集区 桩西采油厂投入开发桩西、五号桩、长堤、老河口等4 个油田，共计6 9 个开发单元， 探明含油面积1 6 84 k i n 2 ，地质储量1 7 8 3 9x1 0 4 t ( 含桩西古潜山4 2 0 0 ×1 0 4 t ) 累计动用地 质储量1 2 5 3 5 ×1 0 4 t ，占探明储量的7 0 ．3 ％，可采储量2 6 3 6 ×1 0 + t ，平均采收率2 1 ％。

全厂 共有注水开发单元4 6 个，注水储量8 1 8 9 ×1 0 4 t ，占动用储量的6 53 ％ 桩西油区自1 9 8 0 年投入试采以来，经历了试采( 1 9 8 0 ～1 9 8 4 年) 、中低含水产量上 升阶段( 1 9 8 5 - - 1 9 9 2 年) 、中高含水产量递减阶段( 1 9 9 3 ～1 9 9 5 年) ，目前处于中高含水、 产量稳定阶段( 1 9 9 6 年至今) 2 0 0 4 年1 2 月，共有油水井8 8 9 口，其中，油井6 6 8 口，水井2 2 t 口，注采井数比 1 ：3 ．0 油井开井4 9 0 口，日产液水平2 8 8 8 0 m 3 ，日产油水平2 0 8 7 t ，平均单井日产油水平 4 ．2 t ；综合含水9 28 ％；累计产油1 5 9 35 x 1 0 4 t ；采油速度0 ，6 4 ％，剩余可采储量采油速 度76 5 ％；采出程度1 32 6 ％，可采储量采出程度6 3 ．4 6 ％水井开井1 3 1E l ，日注水 8 5 8 9 m 3 ，平均单井日注水6 5 m 3 平均动液面8 9 1 m ，地层总压降87 6 M P a 。

2 0 0 4 年，采油厂生产原油8 2 ×1 0 4 t 其中，老井自然产油6 8 ．3 ×1 0 4 t 、老井措施增油 7 ，8 4 9 5 x 1 0 4 t 、新井产油58 0 8 6 ×1 0 4 t 年注水3 1 68 ×1 0 4m 3 自然递减1 58 9 ％，综合递 减62 3 跖，含水上升率0 ．3 ％ 二、采油厂开发生产形势分析 ( 一) “九五”以来储采平衡状况及主要开发指标完成情况 “九五”以来，桩西厂通过强化滚动勘探，精细开发管理，开拓思路，积极攻关，在全 3 2 7 面完成各项生产任务的同时，有效控制了递减，开发形势较为稳定( 表1 ) 表1 桩西采油厂“九五”以来开发情况统计表 时间1 9 9 61 9 9 71 9 9 81 9 9 92 0 0 02 0 0 1 2 0 0 2 2 0 0 3 2 0 0 4 探明储量( ×1 0 4 t ) 9 3 2 51 0 2 3 51 0 9 1 91 1 6 2 l1 2 0 3 51 2 7 9 81 3 2 2 31 3 4 7 41 3 6 3 9 动用储量( ×1 0 4 I ) 7 4 7 59 0 9 31 0 15 81 0 5 9 91 0 8 1 41 0 9 4 71 1 3 1 21 2 0 2 01 2 5 3 5 储量动用程度( ％) 8 02 8 88 帕．09 128 9q8 558 558 929 1 ‘9 新增可采储量( x 1 0 4 t ) 1 7 42 8 52 2 01 0 14 35 11 1 11 4 31 2 5 年产油( ×1 0 4 t ) 8 04 0 8 37 98 9 6 98 28 9 7 57 93 1 6 47 91 0 0 98 14 5 5 08 15 0 0 0 8 10 1 1 0 0 8 20 0 0 0 储采比( ％) 2 1 643 5 672 6 541 2 735 4 ．46 261 3 621 7 651 5 24 新井产油( X 1 。

4 t ) ∞3 7 5 71 2 ．2 3 5 5& 0 7 7 662 3 1 84 ．4 7 9 35 ．4 3 0 558 5 4 853 4 5 758 0 8 6 措施增油( ×1 0 4 t ) 81 2 2 531 5 0 363 1 6 554 5 7 662 6 6 972 5 7 769 3 3 683 8 2 97 8 4 9 5 自然递减( 娟) 2 27 51 9 7 71 4 ．2 61 8 ．4 21 3 8 21 30 61 56 41 74 61 56 3 综合递减( ％) 1 26 1 1 5 8 563 5 1 18 459 2 38 9 71 371 759 4 1 油田开发稳产状况及稳产基础分析 桩西厂“九五”以来阶段生产原油7 2 76 ×1 0 4 t ，平均年生产原油8 0 ．8 ×1 0 4 t ，原油产 量相对稳定，阶段新增可采储量1 2 5 3 ×1 0 4 t ，储采比1 7 2 ．2 ％，实现了储采平衡，油田开发 步入稳产阶段从构成上看，新井、措施、自然产量比例稳定，受油藏及地面条件限制，稳 产基础相对薄弱 一是储量动用程度逐年加大，阶段新增探明及动用储量中稠油、复杂岩性油藏储量所占 比例较高。

至2 0 0 4 年底，采油厂探明石油地质储量1 3 6 3 9 ×1 0 4t ( 不含桩西古潜山 4 2 0 0 ×1 0 4 t ) ，累计动用地质储量1 2 5 3 5 ×1 0 4 t ，占探明总储量的9 19 ％，储量动用程度较 “丸五”初期提高了¨．7 ％( 表2 ) 表2 桩西采油厂1 9 9 6 ～2 0 0 4 年新增探明储量夏动用情况统计表 占总单元数的比例探明储量占探明储量的比例动用储量占动用储量的比例 分类单元个数 ( ％)( ×1 0 4 t )( ％) f x l 0 4 t ) ( ％) 稠油 8 { 78 1 3 9 f )2 78 41 1 6 3 2 60 5 低渗 1 73 781 1 3 22 2 6 81 0 1 42 2 7 1 岩性 81 781 7 8 43 5 7 41 6 0 23 5 8 8 断块 1 22 676 8 61 3 7 46 8 61 53 6 合计 4 54 9 9 24 4 6 5 其中滩海 1 32 892 8 5 85 7 ·2 52 4 4 95 4 ．8 5 分析采油厂“九五”以来上报探明储量的情况( 阶段上报探明储量4 9 9 2 ×1 0 4 t ，动用储 量4 4 6 5 ×1 0 4 t ，占8 9 ．4 ％，新增产能8 9 ．8 ×1 0 4 t ，由探明到动用的转化情况不十分理想) ， 阶段探明储量中稠油、低渗、复杂岩性储量比例达到8 46 ％，从区域位置看，滩海区储量 达到5 72 5 ％。

二是由于采油厂所辖油藏复杂，埋藏深，面积小，无整装油田，井网适应性差主力开 发单元只有桩1 0 6 、桩1 、桩5 2 、桩7 4 等四个相对整装油藏，生产层系为馆陶组和沙河街 3 2 8 组，从目前层系的划分上看比较合理，依据主力层系采用一套井网开发基本能够满足油田开 发的需要，但分层系井网储量控制程度不均衡采油厂近年来自然递减率居高不下，2 0 0 4 年自然递减率1 5 ：8 9 ％，开发单元自然递减率大于2 0 ％的有2 3 个，产量占全厂的3 9 ．o ％， 储量占2 9 ．1 ％这些单元主要集中在复杂小断块、低渗、边底水稠油油藏，单元井网适应 性较差 三是注采完善程度、水驱控制状况不理想全厂共有注水开发单元4 6 个，注水储量 8 1 8 9 X 1 0 4 t ，只占动用储量的6 53 9 ，静态注采对应率为7 6 ％，动态注采对应率只有6 2 ％， 一向对应率为3 7 ％，二向对应率为2 4 ％，三向及三向以上对应率仅为1 1 ％，实际水驱控制 储量仅占动用储量的4 9 ．1 ％ 四是低渗及小断块油藏地层能量不足通过加强注水工作，采油厂近年来动液面由 一9 8 0 m ' 陕复到一8 9 0 m ，平均地层总压降由9 ．8 M P a 减小为8 ．8 M P a 。

由于低渗及小断块油 藏完善注采关系和保持稳定注水的难度较大，地层能量不足的状况未得到明显改善特低渗 单元桩7 4 南、桩7 4 中的动液面分别深达1 9 8 9 m 和1 9 6 8 m ，地层总压降分别达2 37 M P a 和 2 65 M P a 2 产量构成分析 首先，桩西厂的主力产量单元已由建厂初期的断块油藏( 产量占7 17 N ) 转换为目前 的复杂岩性油藏和稠油油藏( 产量分别占2 54 N 、2 71 ％) 其次，采油厂滩海区动用储量 和产量分别占到了全厂的3 8 ％、3 2 ％，受海工工程、大位移斜井及水平井开采技术的要求， 实现稳产的投人大、难度大第三，随着桩1 0 6 、桩1 3 9 等单元三采技术的引进与应用，且 桩1 0 6 北扩区和桩1 3 9 —3 0 等单元仍有1 0 0 0 余万吨的储量具备实施三采的条件，采油厂提 高采收率的方向由二次采油向三次采油发展，三采区的产量将逐步增大第四，采油厂低渗 透油藏的储量占采油厂动用储量的4 0 ％，产量只占全厂产量的2 36 ％，可采储量采出程度 4 6 ．8 2 ％，剩余可采储量采油速度只有35 3 ％，近年，我们在低渗透油藏渗流理论的指导 下，先后实施了小井距开发试验、欠平衡钻井、低渗水质精细处理与增注等，但都没有取得 很好的效果，目前主要依靠压裂工艺维持区块的生产，低渗透油藏依然制约着油田的发展。

从油田产量构成看，新井投产效果逐年变差，产量降低措施产量连续几年占全厂产量 的1 0 ％，而措施中以补孔、提液为主的增油产量占措施年增油的5 0 ％左右，产量结构的不 合理，使油田稳产难度加大( 表3 ) 表3 桩西采油厂不同类型开发单元产量占全厂产量的比例( Xl l P t 淤 1 9 9 01 9 9 11 9 9 21 9 9 31 9 9 41 9 9 51 9 9 61 9 9 71 9 9 81 9 9 92 0 ㈣2 0 1 1 12 0 0 22 0 0 32 0 0 4 岩性 1 21 9 1 2 5 9 1 0 3 81 15 01 14 01 4 2 5153 4 2 1 9 7 3 2 2 23 1 9 6 3 2 7 4 3 02 9 2 7 3 8 2 7 7 2 2 43 6 断块 7 1 7 0 6 5 9 9 5 8 0 6 4 45 0 3 42 52 90 7 2 59 11 70 5 1 6 3 1 1 8 1 21 9 8 92 15 72 1 ％2 l ／9 3 低漤 53 797 91 8 9 63 35 7 3 7 6 7 4 03 ( 14 15 6 3 9 0 8 3 0 5 12 44 0 1 94 4 1 8 2 8 2 2 1 32 31 5 稠油 1 0 7 443 055 664 81 24 5 1 4 2 6 1 4 1 6 1 53 61 6 7 1 1 89 9 2 2 7 1 2 2 1 62 0 1 6 2 1 6 32 55 5 3 ．自然递减、综合递减变化趋势分析 “十五”期间，油田自然递减、综合递减、含水上升率分别较“九五。