【摘 ?要】沒有新區(qū)投入，儲量接替不足;井況惡化、平面注采關(guān)系失調(diào)，開發(fā)矛盾日益突出，如何持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)、效益升級是擺在老油田面前的一道難題。2017年以來，馬寨油田堅持“效益開發(fā)”理念，通過構(gòu)建以增加經(jīng)濟可采儲量為核心的管理體系，優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)、調(diào)整注水結(jié)構(gòu)、轉(zhuǎn)變流場流線，做實井組的精細調(diào)整，實現(xiàn)了低油價下馬寨油田的效益穩(wěn)產(chǎn)。

【關(guān)鍵詞】效益開發(fā);轉(zhuǎn)變流場流線;低油價;精細調(diào)整

1、概述

馬寨油田位于東濮凹陷西部斜坡構(gòu)造帶的北端，地層由北東向南西逐漸抬高，整體形態(tài)為一鼻狀構(gòu)造，并被北北東向展布的一系列呈雁行排列的東傾斷層切割，形成了自北北西向南南東階階下掉依次排列的多個斷階帶。內(nèi)部構(gòu)造復雜，斷層多，主要可分為衛(wèi)95、305、94、334、349等斷塊，各區(qū)塊內(nèi)小斷層發(fā)育。截止2016年底，地質(zhì)儲量標定可采儲量449×104t，采收率28.92%。共有生產(chǎn)井240口，其中采油井108口，注水井132口，注采井數(shù)比1.22，其中油井開井75口，日產(chǎn)液1115t，日產(chǎn)油113t。水井132口，開井78口，日注1523m3。綜合含水89.86%，地質(zhì)儲量采出程度22.33%，地質(zhì)儲量采油速度0.27%。剩余可采儲量采油速度4.0%。

從成本要素中尋找影響油田高效開發(fā)的因素：

分別對運行成本、增量成本、固定成本三大成本小要素進行分析比對，分析結(jié)果認為影響目前油田開發(fā)效益的因素主要是四方面：影響固定成本的主要因素一是事故關(guān)井多，造成這部分井折舊高但無利用率，屬于無效益折舊;二是人工成本高。影響運行成本的主要因素是低效井多，無效產(chǎn)液量、注水量多，低效循環(huán)。影響增量成本的主要因素是受油價及地質(zhì)認識程度低的原因，新井、措施增量不足。

2 主要研究內(nèi)容及成果

2.1 ?主要研究內(nèi)容

針對影響馬寨油田效益的四個因素，堅持“效益開發(fā)”理念，構(gòu)建以恢復經(jīng)濟可采儲量為核心的管理體系，通過增量增效，找準剩余油富集區(qū);存量創(chuàng)效，建立適應(yīng)剩余油分布的井網(wǎng);管理保效，一類層二次開發(fā)，實現(xiàn)了低油價下老油田的效益升級。

2.1.1復雜帶精細構(gòu)造研究。通過“井震結(jié)合、動態(tài)驗證、滾動研究”的解釋方法，對低序級斷層再識別，復雜帶斷層重新組合。修改35口井分層，新增斷距10米左右斷點15個，對衛(wèi)95塊南部斷層重新組合。

2.1.2井網(wǎng)適應(yīng)性研究。將注水井、生產(chǎn)井構(gòu)成的注采系統(tǒng)與整個油藏作為一個整體綜合考慮，通過動態(tài)分析與數(shù)值模擬相結(jié)合的角度分析注采關(guān)系。繪制29張主力小層剩余油圖，識別出12個井網(wǎng)不適應(yīng)區(qū)域。

3 ? 做法

3.1增量增效，一類層二次開發(fā)

3.1.1 精細構(gòu)造研究

在構(gòu)造研究和剩余油研究的基礎(chǔ)上通過部署新井和側(cè)鉆井提高未動用井區(qū)儲量，挖掘構(gòu)造高部位和斷層遮擋部位剩余油：實施新井4口，增加水驅(qū)控制儲量15.5×104t，水驅(qū)動用儲量 12.4×104t，可采儲量4.7×104t，累計增油4640t。

3.1.2精細剩余油研究

綜合數(shù)值模擬和油藏工程剩余油研究結(jié)果，進一步認識衛(wèi)95、305塊油藏各小層、各砂組、各類層主要剩余油潛力分布類型存在差異。

3.1.2.1 縱向上剩余油主要分布在動用狀況較差的Ⅰ類層、Ⅱ?qū)?，Ⅰ類層剩余可采儲?0.1萬噸，占總剩余可采儲量的58.6%，Ⅱ類層剩余可采儲量19.8萬噸，占總剩余可采儲量的28.9%。Ⅰ類厚油層中，夾層的存在以及層內(nèi)非均質(zhì)也是形成縱向剩余油分布的一種主要類型。層內(nèi)剩余油主要分布在河道厚層中受隔夾層或優(yōu)勢孔道水驅(qū)波及弱區(qū)域，剩余可采儲量10.4萬噸。

3.1.2.2平面剩余油分布類型

平面剩余油分布：剩余油在平面上的分布主要受沉積微相、構(gòu)造、注采井網(wǎng)的影響。

井損型剩余油潛力：剩余可采儲量28.5×104t，占比41.75，占用較大比重。是下步重點挖潛對象。構(gòu)造控制型構(gòu)造復雜區(qū)剩余可采儲量約有14.4×104t，占比21.1%，主要挖潛手段是部署調(diào)整井、側(cè)鉆更新井以及注采完善、擴大波及范圍。水動力滯留區(qū)型剩余油剩余地質(zhì)可采儲量16.3×104t，占比23.8%。儲層差異化區(qū)剩余地質(zhì)可采儲量大約有9.2×104t，占比23.8%。

3.1.2.3明確效益界線，一類層二次開發(fā)

目前主力區(qū)塊衛(wèi)95塊綜合含水95.7%，地質(zhì)采出程度34.1%，可采儲量采出程度87.3%，區(qū)塊整體進入“高含水、高采出”開發(fā)階段。隨著含水上升，產(chǎn)液量增加，單位成本上升幅度加劇，效益大幅度下降。

統(tǒng)計單井含水與單位完成成本關(guān)系曲線得出當含水97%作為油井效益生產(chǎn)的界限。

在此研究基礎(chǔ)上基于“水中撈油”的思路，將95-100%水淹等級精細劃分為95%-97%，97%-100%兩個級別，以沉積微相制約，繪制小層水淹分布圖，將95%-97%的區(qū)域重新定義為“潛力儲量”，通過實施相應(yīng)措施實現(xiàn)一類層的二次動用。

如衛(wèi)95-C195井原來低能關(guān)井，剩余油再認識的基礎(chǔ)上，通過細分95-97%含水，補孔S三下2-3重新動用一類層，日增油2t。取得良好的增油效果。

3.2存量創(chuàng)效，建立適應(yīng)剩余油分布的井網(wǎng)

樹立恢復一口老井就等于增加一口新井的理念。通過對低無效井、長關(guān)井進行原因分類統(tǒng)計，結(jié)果顯示事故原因和地質(zhì)原因是影響油田效益的主要因素。

3.2.1 效益恢復完善事故區(qū)井網(wǎng)。

針對井況損壞嚴重、剩余油富集的區(qū)域，充分利用現(xiàn)有井點，通過“新”、“修”、“替”效益恢復完善事故區(qū)井網(wǎng)。

3.2.2 低效井、長關(guān)井治理，提高單井效益。

針對低無效、長關(guān)井，精細研究，強化效益評價，強化與維護井結(jié)合，通過補轉(zhuǎn)堵調(diào)效益恢復產(chǎn)能。

3.3管理保效，提升開發(fā)效益

一是建成了油田首座無人值守、撬裝式數(shù)字化計量站（馬12號站）;二是實踐以調(diào)度為中心的信息化運行模式。三是實現(xiàn)動態(tài)調(diào)配效益化，創(chuàng)新引進注水試驗。積極開展注采耦合試驗，在保持地層能量的前提下，盡最大限度的提高層間和層內(nèi)動用程度。四是實現(xiàn)人力配置合理化，全區(qū)用工人數(shù)由363人減少到200人，勞動生產(chǎn)率提高73%。

4 ?實施效果

4.1 開發(fā)效益

自2017年以來，項目應(yīng)用于馬寨油田，效益評價由“邊際貢獻區(qū)”上升為“利潤區(qū)”，實現(xiàn)馬寨油田效益升級。井網(wǎng)進一步完善，增加、恢復水驅(qū)控制儲量35.6×104t，水驅(qū)動用儲量24.0×104t，井網(wǎng)受控率提高3.8個百分點;自然遞減由24.13%降至-0.62%，綜合遞減由23.44%降至-4.76%。

4.2經(jīng)濟效益

新增產(chǎn)值3275萬元，投入產(chǎn)出比1：1.77。

通過本項目開展，探索出低油價下效益升級新對策，對現(xiàn)階段全油田如何實現(xiàn)效益穩(wěn)產(chǎn)到效益升級提供借鑒意義。

5 結(jié)論與認識

5.1增量增效、存量創(chuàng)效、管理保效是提升油田開發(fā)效益的有效途徑;

5.2水淹程度較高的一類儲層仍然是挖潛的主要對象剩余油認識是提高低滲油藏有效注水的核心。

參考文獻：

[1]李宗信 復雜斷塊油田滾動開發(fā)技術(shù)研究?！稊鄩K油氣田》1995年

[2]張金亮等 衛(wèi)95塊精細油藏描述和剩余油分布研究

作者簡介：

張曉萍，女，1971.7月出生，高級工程師，1990.7月工作，畢業(yè)于西南石油學院，就職于在河南省濮陽市中原油田文衛(wèi)采油廠，致力于油田開發(fā)地質(zhì)專業(yè)。

（作者單位：中原油田分公司文衛(wèi)采油廠）