临11方案汇总资料

1、前 言临11断块区位于临盘油田中部、临邑大断层分支断层的上升盘，是受临邑大断层的控制形成的鼻状断块构造，含油层系沙二下。在本次工作之前，该单元未开展精细油 藏描述，临盘油田临11沙二下因油水井套损严重，注采井网不完善，剩余油分布规律不清，目前平均单井控制地质储量21.6×104t，采油速度0.33%，采出程度19.2%，采收率24.0%，开发效果较差。针对临11沙二下存在的主要问题，本次方案编制过程中，主要做了以下研究工作： 1、开展精细油藏描述工作，编制了5张砂组顶面构造图、30张小层平面图和6张油藏剖面图，并分小层计算了储量。2、充分利用新钻井的测井资料以及丰富的生产动态资料，运

2、用油藏工程方法分析了主力断块平面上、层间上的剩余油潜力。 3、编制了完善注采井网，提高储量控制程度和水驱储量动用程度的综合调整方案。一、概况临11断块区位于临盘油田中部、临邑大断层分支断层的上升盘，是受临邑大断层的控制形成的鼻状断块构造。含油层系沙二下，油层埋深1400-1600 m。含油面积1.0km2，地质储量238×104t。该块73年7月临11井试采，73年8月正式投入开发，79年8月开始注水。至2004年8月，共有油井20口，开11口，日产油能力23t/d，日油水平22t/d，平均单井日油能力2.1 t/d，日产液能力168t/d，平均单井15.3t/d，综合含水86.3%

3、，采油速度0.33%，油井平均动液面700米；注水井10口，开7口，日注水能力218 m3/d，月注采比1.27，累积注水198.2×104m3，累积注采比0.93。累产油45.65×104t，采出程度19.2，采收率24.0，可采储量57×104t，可采储量采出程度80，剩余可采储量采油速度7.0(表1-1)。目前停产油井9口，停注水井4口。9口停产油井中能利用3口，因套坏报废5口,低能低产报废1口；4口停注水井能利用1口，因套坏报废1口，地面原因报废1口。表1-1 临11断块区开采现状表面积(km2)储量 (×104t)总油井 (口)开油井数(口)日

4、液能力(t)日油能力(t)综合含水(%)动液面(m)采油速度(%)累产油 (×104t)1.7423820111682386.37000.3345.65采出程度(%)总水井数(口)开水井数(口)日注能力(m3)月注采比累注水(104m3)累注采比采收率(%)可采程度(%)剩余可采速度(%)19.21072181.27198.20.9324.080.07.0表12 临11断块区停产停注井状况统计表井别停产类别停产井数井号备注停产油井套坏5临11、临11-11、临11-4、临11-5、临11-9无法利用低能低产2临11-13可利用临11-10无法利用高含水2临63-7、临63-8可利用停

5、注水井套坏2临63、临63-5无法利用地面原因1临11-2无法利用待作业1临11-17可利用二、油藏地质特征（一）地层发育特征临11断块区目前钻遇的地层自下而上依次为下第三系沙河街组地层沙四段（Es4）、沙三下段(Es3x)、沙三中段(Es3z)、沙三上段(Es3s)、沙二下段(Es2x)、沙二上段(Es2s)，上第三系馆陶组地层馆三段(Ng3)、馆二段(Ng2)、馆一段(Ng1)，明化镇组(Nm)及第四系的平原组(Q)。其中馆陶组与下伏地层呈角度不整合接触。 沙二下为河流-三角洲砂泥岩互层沉积，地层厚度240-270米，埋深1419-1723 米。全区普遍发育一套浅成侵入火成岩体，其产状与地

6、层产状基本一致，厚度8-115米。总体来看，火成岩在南部临邑大断层附近最厚，往西北方向变薄，说明岩浆活动明显受大断层控制。（二）构造特征临11沙二下原构造图是1992年编制的。这次调整结合所有的钻井、油水井动态等资料，利用人机交互三维地震解释技术进行了精细构造研究，重新解释了T3标准反射层，重新编制了各砂层组顶面微构造图。与原构造模型相比，大的构造格局基本未变，但断块内部的次级断层变化较大。其中临63块西部新增1条西倾断层，使临63-15块成为一个独立的小断块；临63块东部、北部去掉3条小断层，临63块构造变得简单。临11块西部断层走向由北东变为近北西，而南部南倾小断层与大断层并未相交，临62

7、-斜4块与北部是一个整体；南部临11-9井区新增1条南北走向的西倾小断层，而使临11块构造变得更加复杂。临11断块位于临邑大断层北支断层上升盘，是一个四周被断层切割封闭的三角形复杂断块区。南界为临邑大断层(1号断层)，断距50-100米，北部是与临64断块的分界断层(3号断层)，断距50-100米。块内被一近东西走向的南掉断层(2号断层)切割，形成南北两个台阶。内部又被5条次级断层分成7个自然断块，含油断块有5个。其中南块包括2个断块，临11-10、临11-17块；北块包括3个断块，临63-15、临63、临71-6块。5个含油断块中最大含油面积0.70km2，最小含油面积0.03 km2，为典

8、型的复杂小断块油藏。北块地层西北倾，倾角11-17度，构造高点在临11-8、临63-6、临71井附近。南块内部发育2条次级小断层，对油水运动有影响。构造呈现“南高北低，中间高东西低”，地层倾角10-15度，构造高点在临11-5、临62-斜2井附近。（三）储层特征1、沉积环境与沉积相临11断块区沙二下地层沉积环境为河流-三角洲沉积，1-3砂组以河流相沉积为主，而4-5砂组以三角洲沉积为主。岩性以粉-细砂岩为主，胶结疏松，出砂严重。2、储层平面分布特征临11沙二下共划分了5个砂层组38个小层，由于断层牵引和火成岩的穿插影响，南北两块储层变化较大。四、五砂组在北块及南块火成岩以下发育。五砂组划分为7

9、个小层，单层厚度一般4-8米，最厚9.6米，仅1-4小层在临63块西部含油。四砂组划分为5个小层，仅5、2小层分布比较稳定，连通性好，单层厚度2-6米，最厚8.6米，而四砂组4、3、1小层砂体横向变化大，连通性差。北块四、五砂组火成岩以下仅临63-14和临63-斜1井钻遇油水同层。而南块四、五砂组不含油。二、三砂组在南、北两块都较为发育。三砂组划分为10个小层，二砂组划分为9个小层。主力小层三8、7、3，二9、8、5分布稳定，连通性好，单层厚度一般2-5米，最厚6.4米。其它各小层因块而有所不同，但砂体横向变化大。一砂组物性差，且局部顶部已被剥蚀掉，上覆馆陶组地层，共划分为7个小层。仅7、5、

10、4三个小层在局部含油。3、储层物性特征储层物性较好，平均孔隙度30.5%；平均渗透率910´10-3mm2，变异系数0.68，为高孔、高渗、较均质储层。（四）流体性质原油性质：地面原油密度0.9421-0.9563g/cm3，地层原油密度0.8920-0.9144 g/cm3，地面原油粘度246-585 mPa.S，地层原油粘度40-91 mPa.S，凝固点平均-2-6，含硫0.35%，原始油气比27.9m3/t，饱和压力11.7MPa。地层水性质：地层水矿化度17722-22880毫克/升，氯离子含量10537-13815毫克/升，水型CaCl2。（五）温度与压力特征根据早期投产的

11、临63及临11井的实际测压资料，临11断块区沙二下原始地层压力14.57-15.04MPa，压力系数0.98-1.0，地层温度62-68OC，地温梯度3.3 OC/100米，属常温常压油气藏。（六）油水关系与油藏类型临11断块区储量沿1、2号断层附近富集，油层呈现边薄顶厚的特点。一、二砂组为层状多油水系统，三、四、五砂组在同一断块内为同一油水系统，北块原始油水界面在1570米，南块在1490米。平面上含油底界分布规律为南高北低。南部临11-17块油水界面在1400-1490米左右，北部临63块油水界面在1420-1570米左右。北部临63块一砂组仅7小层局部含油，二砂组自3小层以下全部含油，二

12、、三、四砂组为主力含油砂组。南部临11-17块仅一至三砂组含油，一砂组仅4、5、7小层含油，三砂组仅3、7、8、9小层含油，二砂组所有小层均含油，为本块主力含油砂组。火成岩以下仅临63-14和临63-斜1井钻遇油水同层，其它皆不含油。综上所述，临11断块区沙二下属于常温常压常规稠油多油水系统的构造层状断块油藏。表2 临11断块区沙二下基础数据表储层物性原油性质孔隙度（%）渗透率（10-3um2）地下粘度地面粘度地面密度（mPa.s）（mPa.s）（g/cm3）30.591040-91246-5850.9421-0.9563地层水性质原始地层压力饱和压力地层温度矿化度（mg/l）水型（MPa）（

13、MPa）（0C）17722-22880CaCl214.57-15.0411.762-68油藏类型常温常压常规稠油多油水系统的构造层状断块油藏（七）储量计算1、计算原则：采用容积法计算，平面上按自然断块、纵向上按小层、总的储量按断块和砂组累加。2、含油面积：每个断块按照试油试采资料、构造走势及岩性变化划定含油面积为1.0 Km2。而上报含油面积为1.6Km2。本次含油面积减少0.6Km2。3、有效厚度：单井有效厚度按照试油试采资料确定，断块有效厚度取单井有效厚度平均值为16.9米。而上报储量时，单元内控制的井点少，计算断块有效厚度为8.2米。本次有效厚度增加8.7米。4、单储系数：取上报储量值1

14、4.1×104t /km2.m。计算地质储量为238.6×104t（表3-1），较上报储量185×104t增加了53.6×104t。储量增加的主要原因是：上报储量时单元内控制的井点位于构造腰部-边部，4、5砂组都不含油，仅上报了1-3砂组储量，本次复算按断块和小层进行计算，4、5砂组储量62×104t。本次调整以238×104t储量作为工作储量。同时，对主力含油断块主要含油小层计算了储量（见表3-2），合计195.4×104t，占总储量的81.9%。表3-1 临11断块区分砂组分块储量统计表砂组临11临63临71-6临11-

15、10临63-15合计面积储量面积储量面积储量面积储量面积储量面积厚度储量一0.11.770.050.760.021.530.161.74.06二0.226.090.5543.070.031.920.043.40.826.4474.48三0.1517.10.6475.80.045.20.838.3898.1四0.544.70.010.30.516.345五0.12170.121017总计0.25450.7181.30.035.50.033.50.043.4116.9238.6表3-2 临11断块区主力断块主力含油小层分块储量统计表砂组小层临11临63合计面积储量面积储量面积储量二砂组二20.15

16、5.20.155.2 二50.145.90.145.9 二80.1910.70.4416.10.6326.8 二90.419.10.419.1 小计21.835.257.0 三砂组三30.12 5.00 0.12 5.0 三40.4521.50.45 21.5 三60.24 7.80 0.24 7.8 三70.113.70.4411.20.55 14.9 三80.157.60.6417.10.79 24.7 三90.3140.30 14.0 小计0.2611.371.687.9 四砂组四20.4211.80.4211.8四50.3325.30.3325.3小计37.137.1五砂组五10.12

17、50.125.0 五20.18.40.18.4 小计13.417.0 总计38.1157.3195.4 5、储量评价：属中丰度、高产能、中浅层储量。表4 临11沙二下石油地质储量综合评价表层位面积km2储量104t储量丰度104t/km2油藏埋深m产 能评价结论统计井数日产量t/d千米井深日产t/d.km埋藏深度储量丰度产能沙二下1.02382381400-160042819.2中浅中高三、开发历程及开采特征(一)开发历程临11断块区自73年8月投入开发，79年8月注水，86年综合调整建产能，开发历程大致可分为以下5个阶段（图1）：弹性开发阶段；试注阶段；高速高效滚动开发建产能注采完善阶段；产

18、量递减阶段；低速稳产阶段。图1 临11断块区开发曲线1、弹性开发阶段（1973.8-1979.7）该阶段以主力层为主投产油井3口，初期皆自喷高产，平均单井30.7t/d。有一定边水能量，但边水不活跃，驱动能量以弹性能量为主，地层压力不断下降，油层开始脱气，生产气油比上升至25 m3/t，据临71井实际测压资料，其地层压力由15.04MPa降至阶段末的10.93MPa，压降高达4.11MPa，动液面相应降至419 m。弹性产率5903t/MPa。阶段末，共开油井3口，日油能力31.4t/d，含水16.6%，累积产油9.0×104t，采出程度3.78%。2、试注阶段(1979.8-198

19、6.6)该阶段投产油井2口，投注1口，转注1口，对应油井见效明显，但由于注采井距偏小，造成对应油井暴性水淹。如临11-2井79年8月投注后，距其190米的对应油井临11-4于79年9月即开始见效，至81年4月，含水上升至90.4%，动液面由438米上升至井口，地层压力上升至15.04MPa。至阶段末，有油井3口，因套坏关井1口，高含水关井1口，开1口，日油2t/d，含水42.5%，累油13.39×104t，采出程度5.63%。有注水井2口，开1口，日注18m3/d，累积注水24.46×104m3，累积注采比0.85。3、滚动开发建产能注采完善阶段(86.7-89.4)该阶段

20、在构造、储层不断落实的基础上，分三次实施了以钻新井为主的整体调整，形成了边部注水，顶部采油的较完善的注采井网。阶段末，有油井19口，开17口，日油127.6t/d，含水67.5%，累油24.42×104t，采出程度10.26%。有注水井10口，开9口，日注440 m3/d，月注采比1.07，累积注水37.59×104m3，累积注采比0.81。4、产量递减阶段(89.5-96.12)该阶段由于见效油井出现含水急剧上升，加上部分井防砂失效、套坏关井，尽管92年实施了控水稳油方案，新投油井2口，水转油1口，实施各类油水井措施12口，但仍无法扭转其油水井利用率大幅下降，产量大幅递减

21、的态势，至阶段末，有油井22口，开9口，日油24.7t/d，含水87.0%，累油37.54×104t，采出程度15.77%。有注水井8口，开7口，日注352 m3/d，月注采比1.82，累积注水142.07×104m3，累积注采比1.04。5、低速稳产阶段(97.1-04.8)因高含水井相继挤灰上返，该块即进入了一个低速稳产阶段，至2004年8月，共有油井18口，开11口，日产油能力23t/d，综合含水86.3%，注水井9口，开7口，日注水能力218 m3/d，月注采比1.27，累积注水198.2×104m3，累积注采比0.93。累产油45.65×104

22、t，采出程度19.2。(二)开采特征1、 油藏埋藏较浅，胶结疏松、出砂严重，需先期防砂生产。2、 油层物性较好，产能高。3、中低含水期含水上升快，至高含水期含水上升减缓，60%以上的可采储量在高含水期采出。四、开发效果评价(一)储量动用状况评价临11沙二下地质储量238×104t，全部动用。累积采油45.65×104t，采出程度仅19.2%。整体动用程度不高，平面、层间储量动用不均（表5-1、表5-2、表5-3）。1、平面上，不同断块之间，同一断块不同部位储量动用不均井网完善程度和注采对应率是控制平面储量动用状况的主要因素。5个含油断块，采出程度最高为30%，最低的只有1.

23、4%。对同一断块而言，如临63块西部临63-13井区，地质储量105×104t，采出程度已达23.0%，而其东部临71井区，地质储量76×104t，采出程度只有15.2%。各断块断层屋脊部位因井网完善程度低，储量动用程度都较低。表5-1 临11沙二下各自然断块动用状况统计表断块储量（×104t）累油（×104t）采出程度（%）剩余地质储量（×104t）临11-17458.7619.536.24临6318135.6919.7145.31临63-153.41.0230.02.38临71-65.50.0791.45.421临11-103.50.072

24、.03.43表5-2 临63块动用状况统计表临63块东（临71井区）临63块西（临63-13井区）面积(km2)储量（×104t）累油（×104t）采出程度（%）面积（km2)储量 （×104t）累油 （×104t）采出程度 （%）0.347611542615.20.310524135823.02、同一断块不同小层储量动用差异大受储层分布不均衡、层间非均质性、注采井网完善程度等因素影响，层间储量动用差异较大。采出程度<10%。储量22.13×104t，有临11-17块一7、二6三7、8、9；临63块一7二4、3、5三1、5、10四1五4。

25、采出程度10-15%。储量32.9×104t，有临11-17块一7、三7、8、9；临63块三6、7、四3、4五1。采出程度15-20%。储量79.36×104t，有临11-17块二3、8、9三3；临63块二8三3、4、8、9五3。采出程度20-25%。储量45.5×104t，主要有四2、5五2。采出程度25-30%。储量36×104t，有临11-17块二2、4、8；临63块二9采出程度30%储量10.4×104t，有临11-17块一4、5二5；临63块二6表5-3 临11沙二下主力断块分小层储量动用状况统计表自然断块采出程度(%)小层储量(&#

26、215;104t)采出程度(%)临11-17<10一7、二6三7、8、913.736.210-15二11.51115-20二3、8、9三36.6616.420-2525-30二2、4、816.928>30一4、5二56.1731.18临63<10一7二4、3、5三1、5、10四1五48.438.610-15三6、7四3、4五131.412.915-20二8三3、4、8、9五372.718.320-25四2、5五245.520.925-30二919.129.7>30二64.232.8(二)产能评价1、油井初期产能高统计投产油井33口，平均单井初产能力20.7t/d，采油强

27、度1.84t/d.m。说明临11沙二下生产初期产能较高。2、油井产能受注采井网不完善影响较大受注采井网不完善的影响，地层能量下降快，油井液量低、液面深。统计目前4口生产井，初期日液69.2t/d，日油21.0t/d，平均动液面502m，目前日液39.3t/d，日油5.1t/d，平均动液面757m，油井产能下降幅度较大（表6-1）。表6-1临11沙二下注采不完善井区油井生产状况表井号初产目前日液能力（t)日油能力(t)含水(%)液面(m）日液能力（t)日油能力(t)含水(%)液面(m）LPNL11-6 13.4 3.4 75.0 983 3.8 0.7 80.7 1191 LPL11-

28、12 15.0 3.7 75.1 261 5.7 1.3 76.7 656 LPL63-12 12.8 11.7 13.3 720 14.3 1.5 89.8 780 LPL71-4 28.0 2.2 92.3 247 15.5 1.6 89.4 653 合计69.2 21.0 69.7 526 39.3 5.1 86.5 757 3、油井产能受地层出砂影响较大由于临11沙二下油藏浅，油层胶结疏松，出砂严重，油井必须进行先期防砂才能投产，但由于储层岩性主要为细-粉细砂岩，防砂后油流阻力增大，油层供液能力下降。油井防砂后生产压差普遍加大，采油指数下降，产量

29、下降。表6-2防砂失效井生产状况统计表井号初产目前日液能力（t)日油能力(t)含水(%)液面(m）日液能力（t)日油能力(t)含水(%)液面(m）LPL63-315.3 2.0 87.0 606 1.0 0.0 95.0 824 LPL11-826.4 3.3 87.5 418 5.1 0.8 84.7 678 综上因素造成了临11沙二下目前开井生产的11口油井，平均单井日油能力较低，仅2.0t/d。从产能分级看：单井2t/d以下的7口，占开井数的63.6%，这部分井主要是因注采不完善和防砂失效，造成低产低效；单井产能3t/d的井均为地层能量保持相对较高，防砂效果较好。因此，通过完善注采井网，

30、延长防砂有效期，临11沙二下提高单井产能还大有潜力。表6-3临11沙二下目前开井日油能力分级表日油能力分级1.01.0-2.02.0-3.03.0井数（口）3413所占百分数（%）27.336.49.027.3日油（t）1.55.52.013.5所占百分数（%）6.724.48.960.0平均日油0.51.42.04.5(三)水驱开发效果评价1、含水上升率从临11理论与实际的含水与采出程度关系曲线来看，该块在采出程度大于11.2%以后，含水上升率开始大幅降低，含水上升率最高值出现在1989年，由于部分主力层出现暴性水淹，该块含水由1988年的48.6%上升至84.3%，自92年实施控水稳油后，

31、特别是2002-2004年部分高含水井层的返走，含水呈下降趋势。图2 临11沙二下理论实际的含水与采出程度关系曲线2、水驱指数和存水率临11沙二下自注水开发以来存水率一直较低，98年存水率达到最高值0.27，目前只有0.2。水驱指数由1986年采出程度6.25%时的0.05m3/t上升到1999年采出程度16.9%时的0.96m3/t，目前已降至0.78 m3/t。3、耗水量临11沙二下的耗水量由1986年采出程度6.25%时的0.4m3/t上升到目前采出程度18.4%时的6.5m3/t。 图4 临11沙二下耗水量与采出程度关系曲线图3 水驱指数、存水率与采出程度关系曲线 图4 耗水量与采出程

32、度关系曲线4、水驱采收率评价用地质综合评价法计算单元采收率可达34.1%，计算过程如下：ER=×µo×K××f×C×GOR×V式中：ER=预测采收率，%=采收率的基本分，%，本块为可形成注采系统的断块油藏，基本分取值35%；µo=地下原油粘度修正系数，取值0.8；K=渗透率修正系数，修正系数取值1.3；=孔隙度修正系数，该层孔隙度平均30.5%，修正系数取值1.3；f=井网密度修正系数，取值1.0；C=地层温度修正系数，断块地层温度为68，修正系数取值1.0；GOR=油气比修正系数，修正系数取值0.8；V

33、=非均质性修正系数，修正系数取值0.9。而该块目前井网下由乙型曲线标定采收率只有24.0%，水驱效果较差。该块水驱效果较差的原因，一方面是由于层间和平面水驱动用不均衡，其次是因为注入倍数低，驱油效果差。第三是随着含水的增加，地面原油粘度不断增加，高含水期地下原油粘度是开发初期的34倍，原油粘度的增加，降低了油藏驱油效率，影响了水驱波及效果。因此，通过完善注采井网，加强注水，提高水驱动用程度，提高油藏采收率还大有潜力。(四)井网评价1、开发层系评价临11沙二下在30多年的开发过程中，根据层系划分与组合的一般原则，要保证层系有一定的油层厚度、地质储量和产能，层系内油层物性和油性差别较小，层系间有稳

34、定的隔层等，并以主力油层为主要对象，兼顾次要油层，因块而宜，组合开发层系。总体来说，开发层系划分较为合理。南块主力断块临11-17块仅1-3砂组含油，含油小层少（12.8m/15个），储量规模小（45.0×104t），主力小层少（38×104t /6个）且纵向上分布比较集中，采用一套开发层系。北块临63块西部临63-13井区1-5砂组均含油，且含油小层较多、油层较厚（24.8米/25个），储量基数大（105×104t），主力小层9个，储量84.0×104t，以主力层为主，基本形成了2套开发层系，1-3砂组一套，4-5砂组一套。临63块东部临71井区仅二、

35、三、四砂组含油，含油小层12个，厚度15.8米，地质储量76×104t，主力小层6个，储量57×104t，采用一套开发层系。2、井网评价临11沙二下为复杂小断块油藏，采用边部注水、顶部采油的不规则井网，但由于油水井套损严重，目前井网水驱开发效果差，采出程度低，水驱采收率低，具有注采完善的必要性和物质基础。表7井网演变历程统计表阶段井网指标油井数（口）水井数（口）井网密度(口/km2)注采对应率(%)1973.8-1986.632546.21986.7-1989.4191029741989.5-目前1382148.3(五)能量保持和利用状况评价1、天然能量不足（1）无因次弹性

36、产量比值这一比值反映了开发初期，油藏中存在的天然能量与弹性能量的相对大小关系。公式1：()pPCBNBNNitoioppr-····=式中：Npr无因次弹性产量比值 Np累积产油量 N原始地质储量 Pi原始地层压力 平均地层压力 Bo平均地层压力下的原有体积系数 Boi原始原油体积系数 Ct 总压缩系数计算Npr =12.5。（2）每采出1%地质储量的平均地层压降Dpr反映了油藏初期天然能量充足的程度。Dpr越小，油藏天然能量越充足。公式2：D()piprNPPN100-=计算临11沙二下Dpr=1.09。依据公式1、2即可确定油藏初期天然能量大小。第一

37、：Dpr<0.2，Npr>30 天然能量充足第二：0.2Dpr<0.8，Npr=1030 天然能量较充足第三：0.8Dpr<2.5，Npr=210 有一定天然能量第四：Dpr2.5，Npr<2 天然能量不足依据上述方法计算，临11沙二下主力小层Npr =12.5，Dpr=1.09，属于有一定天然能量的油藏。（3）弹性产率低据临71测压井弹性产率资料，平均每米弹性产率仅有268t/d. MPa. m。综合分析，该块弹性产率低，天然能量不足。2、地层压力保持水平低原因一是注水井况差，因套变、出砂的影响，单井日注水量低，二是实际注采对应率低，井层注采对应率仅有48.2%

38、。一方面主力层油水井连通（形成大通道）造成注入水的无效循环，另一方面差层能量得不到补充。动液面由90年初注采相对完善时的250米左右降至目前的700米，日液能力由36t/d降至目前的15t/d。说明目前地层能量无法满足开发的需要。五、存在的主要问题（一）注采井网不完善，储量控制程度低1、平面上断层屋脊部位无井控制。主力断块临11-17块、临63块断层屋脊部位无井控制，成为剩余油富集区。2、 水驱控制程度低，且储量损失严重在总储量238×104t中，目前无井采储量91.9×104t，弹性储量31.6×104t。水驱控制储量114.9×104t，水驱控制程度

39、仅48.2%，且都为单向受效。表8现井网储量控制状况统计表自然断块地质储量（×104t）水驱储量弹性储量损失储量储量占百分数储量百分数储量占百分数临11-1745.013.630.21.43.13066.7临63181.0101.356.030.216.749.527.3临63-153.40.00.03.4100.0临71-65.50.00.05.5100.0临11-103.50.00.03.5100.0小计238.4114.948.331.613.391.938.5（二）层间矛盾突出，各小层储量动用不均1、吸水剖面资料统计历年18井次吸水剖面资料73层/232.8米，吸水好+吸水较

40、好的有45层/155.5米，占61.6%/66.8%，吸水差+不吸水的有28层/77.3米，占38.4%/33.2%。表9-1临11沙二下吸水剖面资料统计吸水好（%）吸水较好（%）吸水差（%）不吸水（%）小层数厚度小层数厚度小层数厚度小层数厚度22/30.169.1/29.723/31.586.4/37.126/35.673.3/31.52/2.74.0/1.7如临63-11吸水剖面显示，三6+7小层为主要吸水层，对应油井临63-7采二8、9三6、7、8，自喷全水，而其构造低部位邻井临63-4采二8、三1、8四2目前日油1.5t/d，含水94.5%，动液面667米，说明三67为高压水淹层。表9

41、2临6311吸水剖面资料统计小层号厚度（米）相对吸水量（%）二83.814.1三43.612.9三6+7952.8三81.614.7四22.25.52、产液剖面资料统计历年19井次产液剖面资料100层/232.8米，主动层有27层/107.0米，占27.0%/36.3%，次动层+不动层的有73层/187.6米，占73.0%/63.7%。表9-3临11沙二下产液剖面资料统计主动层（%）次动层（%）不动层（%）小层数厚度小层数厚度小层数厚度27/27.0107/36.365/65.0156.9/53.38/8.030.7/10.4单层厚度大，连通性好，注采对应好的小层动用程度高，单层厚度薄，面积小

42、，连通差，注采对应差的小层动用程度低（见表10）。表10主力断块二砂组各小层动用情况统计表小层临11-17块临63块储量（×104t）采出程度（%）储量（×104t）采出程度（%）二25.20 27.91 二30.56 15.50 1.40 7.10 二41.00 25.20 0.17 29.40 二55.90 31.10 2.10 3.80 二60.13 21.40 4.20 32.10 二810.70 28.30 16.10 22.1二91.10 19.50 19.10 32.3小计26.09 43.07 23.53、卡堵水资料统计4口井卡堵水资料，措施后平均含水下降4

43、4.8%，说明层间动用差异较大。表11临11沙二下卡堵水措施效果统计表井号措施前措施后增油能力(t/d)小层号日油(t/d)含水(%)小层号日油(t/d)含水(%)L11-4二2、4、5三3、70.490.4二2、4、5三314.31113.9L71二9三3、4、7、8、9四2、40.697.6二9三7、8四2、46.267.95.6L71-3二8三4、6、7、8、9290.5三4、6、7、8、95.46.33.4L71-4三1、4、7-10、四11.692三7-10、四14.375.72.7小计4.693.530.248.725.6（三）地层能量保持水平低，油井普遍供液不足、液量低、产量低，

44、开发效果差。油井平均动液面700米，单井平均日液15.3t/d，平均日油仅2.0t/d，采收率只有24.0%，单元呈现一个低速低效开发态势。表1211沙二下2004.8月日液能力分级表日液分级井数日液能力单井平均平均动液面10t414.73.779510-20t460.315.176220t39030471（四）油水井套损严重，修复难度大由于临11沙二下油藏埋藏浅，地层胶结疏松，易出砂。随着油田长期注水开发，频繁的井下作业施工以及套管材质与腐蚀等诸多原因影响，套管弯曲变形、破裂、错断等套管损坏现象日益严重。因套坏报废油井5口，套坏停产前正常日油能力35.8t/d，含水67.0%。临11-9井区

45、应有更新的潜力。报废水井2口，损失注水储量45×104t。目前带病生产油井4口，带病注水井2口。表13-1临11沙二下开井中套坏情况统计表井别序号井号套损情况目前情况油井1临63-61158-1266.5米套破带病生产2临63-31441.07米套管严重变形带病生产3临71600米套破带病生产4临71-41568.82米套变带病生产5临111476.66米套管严重变形报废6临11111416.41米以下严重变形报废7临11-459.44-70.7米套破，1350.25米以下套变报废8临11-51370米套管错断报废9临11-91449.7米以下套变严重报废水井1临63-141473.

46、6套变带病注水2临71-3904.82-911.52套破带病注水3临63地面返水，浅层套破报废4临63-51491.9米套管严重变形报废表13-2 临11沙二下套坏报废油井停产前正常生产情况统计表序号井号日液(t/d)日油(t/d)含水(%)动液面(m)累油(t)累水(m3)1临1111.03.271.10681579332临111153.75.190.507116113453临11-46.40.297.357251811529434临11-513.511.415.8026971615临11-923.816.032.92554682410小计5口108.435.867.062464911727

47、92六、潜力分析运用油藏工程方法定量半定量研究了剩余油分布。在吸水剖面、产液剖面等生产测试资料及新井电测资料的约束下，将产量劈分到小层、计算小层的采出程度、剩余储量、分析层间油层动用状况和剩余油分布特征，利用单井含水及各小层的综合含水资料分析了小层平面剩余油分布，根据井网控制程度、注采对应率等分析了平面剩余油富集区。（一）层间潜力从表141、表142可以看出，受储层分布不均衡、层间非均质性、注采井网不完善等因素影响，纵向上油层动用不充分，主力小层动用程度要高于非主力小层，但总体水淹程度不高。主力油层由于其储量基数大，仍然是潜力层。表14-1主力断块主力小层动用状况统计表断块主力小层储量（

48、15;104t）累油（×104t）采出程度（%）剩余储量（×104t）临11-17二2、5、8三3、7、838.17.920.830.2临63二8、9三4、6-9四2、5五1、2157.331.920.3125.4合计195.439.820.4155.6表14-2主力断块非主力小层动用状况统计表断块非主力小层储量（×104t）累油（×104t）采出程度（%）剩余储量（×104t）临11-17一4、5、7二1、3、4、6、9三96.90.812.26.1临63一7二3-6三1、3、5、10四1、3、4五3、4243.815.720.2合计30.9

49、4.614.926.3（二）平面潜力1、提高储量控制程度的潜力临11断块区沙二下采取边部注水、顶部采油的开发井网，注采井别一经确定，很少改变，注水方向单一，平面剩余油分布主要受构造及注采井网控制，剩余油分布较为集中。主要在临11-17块、临63块断层屋脊部位二、三砂组无井控制而成为剩余油富集区。2、完善注采井网的潜力目前未注水：临63块五砂组，地质储量17×104t，采出程度17.7%，88.9月-90.4月临63-12曾注水，目前开井2口，液量低、液面深，平均日液6.2t/d，平均动液面903米，无水井，剩余油得不到有效驱动。注水方向单一临63块东部临71井区二、三砂组只有西部一口

50、注水井。造成该块东部剩余油富集，动用差。注采对应差临11-17块仅有1口注水井单注二1、2、4，注采对应率低，油井平均动液面921米，开井时率低（临11-13因低能低产而关井）。临11沙二下用静态法预测其最终采收率为34.1%，而该块目前该井网下由乙型曲线标定采收率只有24.0%，因此，只要增加水驱储量，提高水驱效果，采收率有进一步提高的潜力。七、方案布署（一）调整原则1、针对主力断块临1117块、临63块进行调整。2、临11块沙二下仍采用原有的开发层系，即临1117块及临63块东部临71井区采用一套开发层系；临63块西部临63-13井区按2套开发层系，第一套1-3砂组，第二套4-5砂组。3、

51、以主力油层为主，兼顾非主力层，完善注采井网，挖掘剩余油潜力。4、尽量利用已有老井，新油井布署在断块屋脊高部位剩余油富集区，油层厚度大于10米，新水井以增加水驱储量和水驱方向为目的部署在断块边部。5、强化注采系统，恢复地层压力，改善注水开发效果，提高采油速度和采收率。（二）经济合理井网密度胜利油田的实际资料回归出来的井网密度与采收率关系式： ER-采收率，小数K0：油层有效渗透率，m20：地下原油粘度，mpa.sn：井网密度，口/km2由上式：当井网密度由n增加到n+1时，即每平方公里增加1口井时，增加的可采储量为： 根据经济合理井网密度的定义，单井所增经济合理可采储量，其产值至少应等于该井基本建设总投资和投资回收期内生产经营费用的总和。设单井新增可采储量为NP吨，单井基本建设总投资为K万元，单井年经营费为C万元，原油价格为L元/吨，投资回收期为t年，贴现率为i时，按经济活动动态评价方法： 当式中的Np和式中的Np¹近似相等时，式中的n就为经济合理井网密度。当油价为1040元/t时，由该方法计算并用剩余油约