油田开发工作汇报文字(正式稿)

zzzz油田公司油田开发工作汇报zzzz油田分公司目录TOC\o"1-2"\h\z\u一、油田勘探开发概况-1-（一）油田勘探概况-1-（二）油田开发综述-4-二、油藏地质及开采特征-9-（一）bbbb油田-9-①储层岩性特征-9-②储层物性特征-9-③储层横向变化规律-10-①原油性质-10-②地层水性质-10-（二）gggg油田-13-①储层岩性特征-13-②储层物性特征-14-③储层横向变化规律-15-①原油性质-15-②地层水性质-15-三、近三年油田开发（试采）的做法和取得的主要成果-20-（一）针对小断块低渗高凝油藏特色，实现勘探开发一体化运作-20-（二）针对油藏地质特点，优选适应的开发方式，提高采收率-24-（三）积极开展矿场注水先导试验，为油田全面注水积累经验-25-（四）压裂工艺技术攻关取得突破，形成了新型压裂工艺技术系列-29-（五）高凝油开采配套技术攻关与试验取得新成果-38-（六）建立“橇装化、模块化、组合化”的小断块油藏地面建设模式-41-（七）油层保护技术研究与试验取得较大进展-42-四、油田开发面临的主要问题-44-（一）小断块构造复杂，认识难度大-44-（二）石油储量资源接替不足，动用储量品位较差-44-（三）产量递减较快，油田综合治理难度加大-45-（四）原油建产成本偏高，投资控制压力增大-46-（五）新建原油产能贡献率和到位率低，成本压力上升-46-五、油田持续发展目标及对未来的的展望-47-（一）油田持续发展目标-47-（二）保障措施-49-（三）下步工作方向-51-zzzz油田公司近几年油田开发工作汇报（2008年5月）一、油田勘探开发概况（一）油田勘探概况1、矿权分布现状zzzz油田公司目前共持有油气探矿权项目10个，探矿权登记面积为33288.651km2，分布在苏北盆地、洞庭盆地、鄱阳盆地、常州盆地等4个中新代陆相中小盆地和桂中、黔南2个中古生界海相坳陷；行政上分别隶属于sssh（4个）、安徽省（1个）、江西省（1个）、等3省（区），所在构造单元的勘探总面积约为36923km2（表1）。依据第三次全国油气资源评价成果以及最近几年南方油气勘探与研究的新认识，对以上盆地和各勘查区块的资源状况进行评估，10个矿权勘查区块的天然气总资源量为3598.48～4394.248×108m3，远景石油总资源量为7.97875～9.96525×108t。苏北盆地hzax剩余石油预测储量314.6×104另外，还持有dfxh探区bbbb油田14口井和hzaxgggg油区16口井的2008年度试采证，目前尚无开采证。2、近年勘探进展据不完全统计，至2008年4月中旬，上述10个矿权勘查区块共完成二维数字地震12217.01km，三维地震1115.8km2zzzz油田所持探矿权区块的石油勘探始于50-60年代，几上几下，勘探缺乏系统性和连续性，一直未取得大的突破。2003年以来，zzzz油田公司在股份公司、勘探与生产分公司的关心和大力扶持下，重点针对苏北盆地dfxh、hzax、tzjy等3个探区加大勘探开发投入，石油勘探开发取得了一定进展，初步见到了一定的勘探开发成效。（1）2001年以来sbtttq持证区块勘探工作量完成情况①dfxh探区：完成三维地震采集534.754km2（其中洋心Ⅱ期215.②tzjy探区：完成三维地震采集118.07km2（08年4月中旬完成），二维地震245.③hzax探区：完成三维地震处理解释415km2；二维地震1039（2）近年勘探进展①yyxx油气勘探取得重要发现ftt1井是2006年下半年zzzz油田公司在dfxh探区yyxx北西斜坡带的开阳断块部署实施的1口预探井，该井于2006年11月11日开钻，12月26日完钻，完钻井深2305m（层位为赤山组）。ftt1井在钻探过程中发现油气显示15层，厚26.43m，录井、测井综合解释油层1层，厚2.0m（2002.70～2004.70m），差油层5层，厚27.1m。2007年1月份对该井泰一段2027.9～2031.3m、2002.5～2007.4m含油井段进行测试联作和常规试油，见少量原油。于2007年4月8日对17#层2002.5～2003.0m（厚2.5m）和18#层2003.8～2007.4m（厚1.6m）实施压裂，4月10日～15日累计排液175.21m3，油34.2m3。其中，ftt1井在泰州组一段油层压裂获得工业油流的成功，标志着dfxh探区的油气勘探取得重要突破，证实了yyxx具有油气成藏条件，为下一步加快勘探开发步伐提供了决策依据。ftt1井取得成功后，2007年相继在yyxx北西斜坡带的ftt5井和ftt9井获得良好的油气发现，截至2008年4月，ftt1井区已控制含油面积约2.1km2，控制石油地质储量200万吨左右，展现了yyxx良好的勘探②tzjy探区预探取得新发现2007年下半年，在tzjy探区的hha凹陷hhb次凹南部凤山构造部署了1口预探井（放放风1井）。放放风1井在钻探过程中发现油气显示4层5.44m，测井综合解释油层1层2.6m、差油层3层4.4m、可疑油层1层1m。对3257.1～3259.7m井段油层（厚2.6m）进行压裂试油。压裂前的射孔后ggjj放放风1井实钻见到较好的油气显示，证实了hha凹陷具有良好的勘探潜力，泰州组是现实的油气勘探目的层系，预示着hhb次凹将成为zzzz油田新的滚动开发接替区块。③hzax探区预探取得新进展ggjj10井是gggg次凹西南至sxx次凹过渡带甩开部署的一口重要预探井，地质综合录井在1068～1362m井段（戴一段）发现油气显示7层，综合解释油层1层，厚度7m（1065～1072m），试油获日产原油2.01m3，ggjj10井的油气发现反映了旧县深洼存在较好生油潜力，表明gggg西南具有较好的勘探前景。（二）油田开发综述1、开发历程简况根据2003年3月25日勘探与生产分公司下发的油勘字［2003］45号《关于变更hzax等三个油气勘查项目勘查单位的通知》文件精神，我公司与jdd油田公司在4月20日对上述勘查项目进行了探矿权、资料和资产等方面的交接，zzzz油田公司开始在gggg油田ggjj1井区、ggjj4井区开展油气开发试采工作。伴随着近三年滚动勘探开发工作的推进，zzzz油田公司目前油田开发的主体区域是在苏北盆地的hzaxgggg油区和大丰－xhh地区yyxx（1）hzax-gggg油田①区域地理位置hzax地理位置位于苏北平原西北部，地跨xyy县、**市的***县、泗洪县及安徽省的**市。gggg次凹位于hzax的中部，其西南方向为嘉南和sxx次凹，东北方向为shj次凹。区内海拔12～60m，河流纵横，水路、公路运输发达，交通便利。gggg油田原油产能建设区块位于ssshxyy县。该区内地势低平，水系发育，属于淮河流入洪泽湖地域，海拔5～20米，南邻斗湖水域，周围发育大小不等的自然水域。交通便利，周围公路成网，宁徐高速公路、县级公路紧邻油田开发区，并直接通到国家、省级公路。该地区河流纵横，湖泊众多。水路、公路运输发达，交通便利。水运以洪泽湖为中心，四通八达，上连淮河中游，下通苏北河流，100吨以下的船只可进入洪泽湖，并通达长江；公路干线在shj地区与淮阴市相连通，在gggg地区，北可通徐州，向东经xyy可达安徽嘉山，与津浦铁路连接，各乡镇均有沙石路连通。②开发现状gggg油田目前处于勘探开发-产能建设初期阶段，zzzz油田公司于2003年4月20日接手后，在ggjj5断鼻的ggjj5井进行压裂试油获得工业油流，随即加大了ggjj5断鼻的评价和开发力度。2007年在ggjj1、ggjj4、ggjj5井区部署一批开发井，见到一定的开发效果，同时为了提高各井区的开发效果，当年共投转注水井4口，在开发方式上gggg油田已经实现了由依靠天然能量衰竭式开发向注水开发的转变，通过注入水的方式来补充地层能量，减少地层亏空，为该区块的稳产和产量的上升打下了基础。截至目前：gggg油田已钻开发井数20口、进尺27314m、油水井总数24口，其中水井6口；建成ggjj1、ggjj5注水站2座。（2）bbbb油田①区域地理位置bbbb油田位于ssshxhh市合陈镇。地处黄淮平原，海拔2～4m，地势低凹平坦，属典型的平原地貌。区内物产丰富（主要种植水稻、小麦、棉花），是河渠纵横交错的鱼米之乡，城镇、村庄星罗密布，厂矿企业兴旺发达。周围交通比较便利，主干航运河有南北向的通榆运河和串场河，省际公路四通八达，南北向的宁靖盐高速公路在井区西侧经过，主干公路有东台－盐城－阜宁（204国道）紧邻井区东侧，通往全国各地；新长铁路紧邻井区东侧通过，其北至新沂、南抵zzzz长兴，但位于ftt1井南侧的昌合公路至井场的近一公里多钻井设备运输主要依靠河渠、船只；区内通讯网络覆盖全区，快速便捷。本区属亚热湿润季风气候，四季分明，年平均气温14.5℃，平均气温1月为-2～4℃，7月为26～29℃，年均无霜期225天。年降雨量1000-1200毫米，雨量集中在6～9月，春夏之交多梅雨，夏末秋初多台风。区内水系发育，周围发育大小不等的自然水域网。本区在历史上灾害频繁，主要是洪水泛滥和受少量台风影响。但是在常年积水或河流通过的地方都修建有防洪堤，这些防洪堤起到了控制水系泛滥的作用。②开发现状bbbb油田目前处于勘探-油藏评价-开发方案滚动建产实施与监测阶段。2003年10月，zzzz油田公司在对探区充分研究论证的基础上，在草堰北断鼻布署了以兼顾油气发现为目的的丰参1井。丰参1井该区地质—地球物理资料进行系统的采集，查明探区烃源岩的规模和质量，落实资源潜力，为下一步勘探部署提供地质依据。2006年8月，通过对丰参1井所取得资料研究，对探区油气地质条件进行重新分析，在yyxx北西斜坡带开阳断块和高邮凹陷北西斜坡带的昌荣断块分别部署了以油气发现为主要目的的ftt1井和ftt2井。结果在ftt1井发现好的油气显示，地质录井于泰州组一段见油浸6.57m/5层、油斑4.85m/4层、油迹4.01m/5层、荧光11m/1层，测井解释油层2m/1层、差油层27.1m/5层。为了进一步评价开阳断块圈闭的形态、规模及油气分布情况，为ftt1井区滚动勘探开发提供部署依据，通过对该井区构造解释结果分析，油田公司决定在开阳断块构造较高位置实施评价井“ftt1-1”，获得了较好的油气显示。同时对探区yyxx主体整体部署三维地震勘探438km2，分两个年度组织实施，其中2007年洋心Ⅰ期完成218.833km2；2008年洋心Ⅱ期2007年初，对ftt1井进行2层常规试油以及ftt1井、ftt1-1井压裂试油，压裂获得工业油流，试采后获得了一定的产能。2007年4月，在ftt1及周边井区部署开发井取得了一定的效果，当年进入了油藏评价-产能滚动建设阶段。2008年1月采取早期注水开发，通过油井转注和新井投注的方式来完善注采井网。目前处于勘探-油藏评价-开发方案实施与监测阶段。截至目前：bbbb油田已钻开发井数23口、进尺4.8742×104m、油水井总数21口，其中注水井2口2、原油生产能力及配套设施情况（1）原油产能建设截至2008年3月，zzzz油田完成开发井钻井43口，进尺7.6056×104m，投产采油井27口，平均日产油24.91t，年内产油3793t；投转注水井6口，平均日注水目前油田共有油水井总数45口，开井数33口；油井总数37口，油井开井27口，累计产液量3.5636×104m3、累计产油量0.8433×104t，综合含水率75.1%；注水井总数8口，开井6口，累计注水量1.8444×104m3。其中，bbbb油田已钻开发井数23口、进尺4.8742×104m、油水井总数21口，开井数21口，累计产液量1.0365×104m3、产油量0.3981×104t，累计注水量0.3172×104m3；gggg油田已钻开发井数20口、进尺2.7314×104m、油水井总数24口，开井数12口，累计产液量2.（2）配套设施情况油田地面工程建设总体思路：以“简化、优化、经济、实用、安全、环保”为原则，抓好前期论证、设计审查工作；探索油田地面工程建设的ggjj理模式，实现工程ggjj理上的创新；明确工程ggjj理要点，强化建设程序ggjj理，强化质量意识，完善量化考核指标，确保工程ggjj理到位。截至2008年3月，油田地面配套工程完成项目主要是gggg油田（1万吨产建及配套的两个注水站）和bbbb油田（1万吨产建及配套的丰1联合站）新建原油生产能力建设。二、油藏地质及开采特征（一）bbbb油田1、油藏地质特征（1）油藏类型与性质油气地质条件研究及油藏解剖分析表明，bbbb油田油藏类型以洋①北西向断裂（开阳—开泰）控制的下降盘复杂小断块油藏为主，构造是油气成藏的主控因素，油藏的油源主要来自古近系的深凹区，油藏紧邻成熟烃源岩分布，北西走向断层对成藏起重要作用，构造高部位含水率相对较低、含油饱和度相对较高。（2）油层的物理性质及平剖变化规律①储层岩性特征bbbb油田主要发育砂岩孔隙性储层。根据ftt1井的钻井岩心分析，储层岩性偏细，主要为粉、细砂岩。碎屑成份由石英、长石和岩屑组成，以石英为主，石英平均含量60%，长石平均含量17%，岩屑平均含量23%，多为岩屑长石砂岩和长石砂岩，成分成熟度较低。颗粒间填隙物较多，成分多为泥质和方解石、白云石的胶结物，含量可达19%。据X-衍射分析，储层粘土矿物以伊利石和伊/蒙混层为主，伊利石相对含量8%，伊/蒙混层相对含量50%，高岭石相对含量为36%。②储层物性特征bbbb油田主要产层是泰一段，岩性主要为粉砂岩、细砂岩，储层物性好坏与沉积相带密切相关。泰一段砂岩储层孔隙度2.21～16.19%，平均9.2%，渗透率一般为1.88～19.72×10-3μm2，物性差，为低孔特低渗储层。③储层横向变化规律bbbb油田主要目的层泰州组和阜一段储集层以三角洲前缘、浅湖相砂体为主。泰一段地层上细下粗，储层岩性主要为粉砂岩、细砂岩、含砾砂岩及砂砾岩，平面展布相对较稳定。（3）边底水及原油品质①原油性质bbbb油田原油具高凝固点、较高含蜡、高胶质+沥青质、较高初馏点的特点。原油密度为0.863～0.947g/cm3（20℃地面），凝固点为41～47℃，含蜡量8.03%～30.34%，胶质、沥青质30.58%～37.45%，50℃动力粘度为21.6～②地层水性质bbbb油田地层水一般为CaCl2、NaHCO3水型，矿化度14035～31141mg/l。随着地层层位的变老，地层水矿化度逐渐增大。（4）油藏的温度与压力根据bbbb油田ftt1井及邻近丰参1井实测压力成果资料和探区东、南部不属同一次级构造的海1井、荻7井压力资料、温度资料分析，bbbb油田地层压力系数为0.98～1.04，地温梯度为3.06～3.15℃/（5）储量截至2008年3月，ftt1井区已控制含油面积约2.1km2，控制石油地质储2、油藏工程特征（1）储层岩石学特征通过对29块泰州组岩芯的储层样品进行的物性测试，其中泰州组二段2块、泰州组一段27块。从测试结果来看，储层类型主要为Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ及其相邻类间的过渡类型。虽然由于测试样品点的不连续而造成实验室测试结果要好于电测解释，但仍然可以看出，本井储层物性受岩性控制较为明显：细砂岩要好于（泥质）粉砂岩。（2）储层敏感性通过油田储层敏感性评价实验结果，可以认为：ftt1井储层岩样的驱替流速小于3.0ml/min时，储层无速敏；ftt1井无水敏、盐敏与碱敏；储层岩石对盐酸不存在酸敏性损害。3、油水井生产现状截至目前bbbb油田共试采油井总数19口，目前生产井数19口，日产液71.64m3，日产油20.37t，综合含水67%；累计生产原油0.3981×104t；共有注水井2口，开井2口（ftt1、ftt1-5），日注水43.88m3，月注采比0.6，累注水3172m3（1）油藏注采关系bbbb油田为2007年新投产区块，大部分开发井为下半年投产，2008年初针对油藏地层能量不足，产量下降快的特点，以地质理论为依据，在重点井区优选有利井点，通过油井转注的方式形成注采井网，使油藏开采由弹性驱动转为注水开发。bbbb油田目前注水井2口，该油田处于实施完善注水阶段，根据公司2008年油田配产配注要求，为了完善各井区的注采井网，当年预计投转注水井6口，使油田实现全面注水开发，以提高地层压力，最大程度提高油井产能。（2）产量、含水变化趋势①产量变化趋势2007年-2008年bbbb油田产量随着新井的投产，原油产量呈上升趋势，由于bbbb油田的油藏类型为低渗透油藏，新井投产以后产量下降比较明显，部分新井投产弥补了产量递减，2007年4～9月日产油水平保持在2～4t/d的水平，进入10月份以后投产的开发井单井产量较高，使日产油水平达到21t/d的水平，期间有一些新井投产，目前日产油水平为20.4t/d，②含水变化趋势bbbb油田为新区投产，油田含水2007-2008年呈稳定-下降-上升趋势，2007年油井投产初期新井综合含水为73%，进入三季度以来投产的开发井含水率较高，综合含水达到全年86%的较高水平；2007年10月以来投产的开发井产能情况较好，具有产液高，低含水的特点，综合含水下降趋势明显，2008年年初投产的新井含水率较高，综合含水又达到了60%以上。从油田整体含水变化趋势来看，投产新井的含水率影响了油田油井综合含水的变化，由于该油田注水井注水时间较短，未见明显注水效果，油井产水主要来自地层水，投产新井含水变化也反应了构造情况复杂，储层横向变化大，新井产能受地质因素影响变化较为明显。4、开发指标截止2008年3月，bbbb油田油井累计产液量10365m3，累计产油量3981t，油田注水井累计注水量3172m（二）gggg油田1、油藏地质特征（1）油藏类型与性质gggg油田油藏类型有断鼻、断块、砂岩上倾尖灭油藏，以层状断块构造油藏为主。构造油藏主要发育在ggjj中构造带，圈闭主要受地层和断层控制，同时该类油藏具有高凝低渗特征，油层温度与析蜡温度之差小，极易造成冷伤害；岩性油气藏主要分布在陡岸带水下扇，随着洪泽断层的发育，深凹带地层持续下降，而向背部斜坡部位抬升，砂岩储层在抬升过程中减薄，被深凹带泥岩包围，形成岩性尖灭油藏。（2）油层的物理性质及平剖变化规律①储层岩性特征gggg油田主要发育砂岩孔隙性储层。根据ggjj3、ggjj4两口井的钻井岩芯分析，储层岩性偏细，主要为粉、细砂岩。碎屑成份由石英、长石和岩屑组成（图1），以石英为主，石英平均含量48.9%，长石平均含量25.8%，岩屑平均含量25.3%，多为岩屑长石砂岩和长石砂岩，成分成熟度较低。碎屑颗粒磨圆中等，分选中等。颗粒间填隙物较多，成分多为泥质和方解石胶结，含量可达19.2%。据X-衍射分析，储层粘土矿物以伊利石和伊/蒙混层为主，伊利石相对含量38.6%，伊/蒙混层相对含量35.1%，绿泥石相对含量20.9%，高岭石相对含量为5.4%。由于伊/蒙混层相对含量较高，油藏开发过程中易于导致水敏发生。图1gggg地区岩石成分分布直方图②储层物性特征gggg油田储层物性以低孔低渗为特征，储层物性好坏与沉积相带密切相关。北侧多为三角洲沉积砂体，物性相对较好；南侧为扇三角洲、水下扇沉积砂体，物性相对较差。gggg次凹南侧陡岸带水下扇砂岩储层孔隙度2.1～15.4%，平均8.4%，渗透率0.01～16.5×10-3μm2，为低孔特低渗储层。其中戴一段孔隙度5.2～14%，平均8.1%，渗透率一般为0.01～0.66×10-3μm2；阜四段孔隙度5.1～13.8%，平均9.3%，渗透率一般为0.01～10.1×10-3μm2；阜三段孔隙度2.6～5.6%，平均4%，渗透率为0.01～1.48×10-3μm2。北侧缓坡带和构造断裂带（如ggjj4井、ggjj1井）处于三角洲前缘，以粉砂岩为主，物性相对较好，其中戴一段孔隙度20.69～23.39%，平均22.9%，渗透率1.23～99.12×10-3μm2，平均35.47×10-3μm2；阜四段孔隙度为9.9～26.8%，平均17.9%，渗透率一般为0.02～275×10-3μm2，平均20～50×10-3μm2。③储层横向变化规律gggg油田储集层以碎屑岩储层为主。其主要沉积类型在南侧以扇三角洲砂体为主，在北侧断裂构造带、斜坡带则以三角洲平原和前缘砂体为主。砂层多呈薄互层，但平面上分布稳定，具席状砂特征。（3）边底水及原油品质①原油性质gggg油田原油为常规中质原油，具有含蜡量高、胶质＋沥青质含量高、低含硫的特点。ggjj1井（戴一段＋阜四段）地面原油密度为（d40℃20）0.8831g/cm3，粘度为（50℃）79.76mPa·S，含蜡量为30.34%，凝固点为38.5℃。ggjj3井（阜四段）地面原油密度为0.8589g/cm3；粘度为（50℃）175.19mPa·S，含蜡量为27.81%，胶质＋沥青质含量30.01%，凝固点为39℃。ggjj4井（戴一段）地面原油密度为（d40℃20）0.8666g/cm3，粘度为（50℃）30.14mPa·S，含蜡量为23.94%，凝固点为32℃。②地层水性质据地层水水性分析资料，hzax地层水为NaHCO3水型，矿化度12793.47～20361mg/l，平均为17047.20mg/l。随着地层层位的变老，地层水矿化度逐渐增大（4）油藏的温度与压力据gggg地区温度、压力资料，戴一段地层压力7.7～19.48Mpa，压力系数为0.93～1.01，地层温度41～79.9℃，地温梯度3.19～3.630C/100m；阜四段地层压力8.5～9.03Mpa，压力系数为0.92～1.0，地层温度44.5～45.6℃，地温梯度3.04～3.4℃/100m表2gggg次凹油藏温度与压力表井号层位井段测试日期地层压力压力系数地层温度地温梯度ggjj1Ed1829.6-855.493.67.700.9347.903.48Ef4921.4-935.593.48.500.9245.603.40ggjj3Ed12052.0-2080.003.4.2419.481.0179.903.19ggjj4Ed1904.4-918.603.2.188.180.9941.003.63Ef41002.8-1004.803.1.269.031.0044.503.04（5）储量gggg油田已申报审查通过石油预测地质储量314.6×104t；石油控制地质储量433×104t，体积493×104m3，技术可可采储量为43.3×104t，体积49.3×104m3。其中ggjj1井区石油控制地质储量284×104t，体积323×104m3；ggjj4井区石油控制地质储量99×104t，体积114×104m3；ggjj5井区石油2、油藏工程特征（1）储层岩石学特征依据反映孔隙特征的原始资料—毛ggjj压力曲线，可以求取反映储层不同方面特征的参数。据ggjj4井压汞数据分析认为，ggjj中构造断裂带戴一段和阜四段砂岩储集层特征参数相近，储层孔隙结构相似。其最大连通孔喉半径平均5.37µm，平均孔喉半径1.62µm，中值孔喉半径平均0.84µm；主要流动孔喉半径平均0.80µm，渗透率最大贡献值对应的孔喉半径值1.58µm，渗透率累积贡献值90%所对应的孔喉半径为1.12µm。据ggjj3井压汞分析资料，南侧陡岸带储层孔隙结构较差，其最大连通孔喉半径平均9.5µm，平均孔喉半径0.59µm，中值孔喉半径平均0.05µm；主要流动孔喉半径平均0.34µm，渗透率最大贡献值对应的孔喉半径值0.79µm，渗透率累积贡献值90%所对应的孔喉半径为0.48µm（图2）。总之，gggg次凹戴一段～阜四段砂体的储集性能总体较差，毛细ggjj压力曲线形态基本上呈中-细歪度型，属于低渗～特低渗、小孔、细喉、较均匀型储层。同时据ggjj3、ggjj4井储层润湿性分析，gggg储层润湿性为强亲水型储层。aggjj4井915.24mbggjj3井图2hzaxgggg次凹储层典型压汞曲线（2）储层敏感性gggg次凹储层具有中等偏强盐敏、中等偏弱碱敏、中等偏强～强水敏特征，酸敏和速敏不明显（表3），其临界盐度5000～6299mg/l，水敏指数0.34，酸敏指数0.05。从酸溶性评价结果看，各类酸的酸溶失率都较高，其中，土酸和氢氟酸的酸溶失率最高，盐酸相对较低。表3gggg次凹储层敏感性分析综合表井号深度层位孔隙度(%)阳离子膨胀率临界酸敏指数水敏速敏酸敏碱敏交换量（mmol/100g）%矿化度(mg/l)ggjj32166.64Ef413.12.6216.075000强弱弱2197.51Ef411.43.1316.865000强弱弱2205.29Ef410.71.8510.755000中等弱弱ggjj4910.09Ed124.84.699.3150000中等弱无弱3、油水井生产现状截至目前，gggg油田共试采油井总数18口，目前生产井数8口，日产液43.8m3，日产油4.54t，综合含水88%，累计生产原油0.4452×104t；共有注水井6口，开井2口（ggjj5、ggjj5-7），日注水24.69m3，月注采比0.56，累注水1.5272m3（1）油藏注采关系gggg油田已进入实现注水-全面注水阶段，由衰竭开采进入注水开发，2007年通过油井转注和新井投注的方式来完善注采井网，选井的原则是在油藏低部位实行缘内注水，在油藏精细描述的指导下，做到注水井段和采油井段的有效对应，尽量做到采油井多方向水驱，最大程度的提高注水效果。油田共有注水井总数6口，开井2口，针对gggg油田油藏低孔低渗高凝状况，在油田开发工作上以地层对比为依据，摸索油水井注采关系，根据采油井生产变化情况加强动态分析，对注水井的注水量适时调整，在控制个别油井含水上升的前提下最大程度的实现井区内注采平衡。2007年gggg油田阶段注水量基本满足注采平衡的需要。同时gggg油田ggjj1井区实施了超前注水试验方案，为新投产的开发井提前补充地层能量，待开发井投产后使该井区的地层能量保持原始地层压力水平。（2）产量、含水变化趋势①产量变化趋势2007～2008年gggg油田产量随着新井的投产产量呈整体上升趋势。但由于gggg油田的油藏类型为低渗透油藏，新井投产以后产量下降比较明显，近两年产量整体变化趋势呈波动状态。②含水变化趋势gggg油田2007年开发井全面投产，随着新井投产油田含水当年呈稳定-略升趋势，油井投产初期含水率在80%以上，2007年油田综合含水在72～81%之间，由于2007年末投产开发井含水率较高，2008年年初整体含水水平有所升高，目前保持在86～88%之间。4、开发指标截止2008年3月，gggg油田累计产液量25271m3，累计产油量4452t，区块注水井累计注水量15272m三、近三年油田开发（试采）的做法和取得的主要成果（一）针对小断块低渗高凝油藏特色，实现勘探开发一体化运作1、部署思路油田开发的总体部署思路：按照“贯彻一条方针，围绕一个中心，抓住两条主线，抓好四项技术，坚持五个做法，加强两个工作”的工作思路和“整体部署，滚动实施，跟踪分析，及时调整，滚动建产，滚动完善”的部署原则，优化开发部署方案，强化开发井的滚动部署和动态调整，坚持开发井成功一口再优化部署一口的“1+1”滚动布井模式，最大限度地减少风险，努力实现开发效益的最大化。在油田滚动勘探开发过程中，经过不断探索，逐渐形成了具有zzzz油田特色的工作思路，即：贯彻一条方针——以勘探开发一体化为指导方针；围绕一个中心——以增储上产为中心；抓住两条主线——深化油藏认识、强化采油工艺配套；抓好四项技术——一是复杂断块油藏的精细描述技术，二是低渗高凝油藏储层改造技术，三是低渗高凝油藏注水开发技术，四是井筒降粘冷采伴热技术；坚持五个做法——一比，二究，三验，四调，五定；加强两个工作——一是基础研究工作，二是新技术推广与应用工作。坚持五个做法（一比，二究，三验，四调，五定）：一比：首先是相邻构造对比，沉积环境对比，小层对比；其次是跨区域油田（先后到胜利、辽河、长庆、江苏等油田和廊坊分院等科研院所）相似性储层特征对比，相似流体性质对比，对比中寻求异同，总结规律，深化认识。二究：在对比的基础上，探究历史源头资料，进行深度分析，剖析失败症结，总结成功做法，深入研究，提出思路和方法，确定下一步工作方案三验：在对比研究的基础上，整体部署，滚动实施，重视先导实验，最大程度降低投资风险四调：在边打井，边认识的基础上，做好跟踪分析，及时调整方案，通过调整，后续方案更加合理，风险更小，井网布局更加协调五定：及时总结调整方案取得的成果，以规章制度的形式予以贯彻落实，每年针对已颁发制度实施的适应性、合理性集中一次进行分析讨论修正再次落实。2、早准备，早介入，实现勘探-开发无缝衔接为加快开发建产的节奏，开发向预探延伸，早介入，推进勘探开发一体化建设。提前实施三维地震，加强采集质量监控，处理解释靠前运作，将采集、处理、解释一体化无缝衔接，摸索出“边施工、边处理、边解释、边布井、边勘探、边开发”的“六边法”快节奏工作方式，推行“全三维化、滚动深化、处理解释一体化、模块集优化”叠前时间偏移处理，采用多种显示剖面、多种属性切片、多方位解释和加密解释的“三多一密”精细解释方法，大大缩短了资料采集和应用转化的时间以及开发进程，及时用成果资料指导井位部署，油藏滚动评价与开发概念设计提前介入，开发井采用在整体部署框架下滚动实施的“1+1”方式，优化开发井方案设计，很好地满足生产需要，实现了勘探-开发无缝衔接。3、总体方案优化（1）坚持勘探开发紧密结合，早期介入，加快油藏认识和建产速度。（2）坚持“整体部署，滚动实施，跟踪分析，及时调整，滚动建产，滚动完善”；（3）依靠油层改造技术，提高油井生产能力，实现特低渗透油田有效开发，缩短投资回收周期；（4）在驱动类型、开采方式等技术政策的论证中，充分考虑油藏特点，突出体现各个环节油层保护的重要性；（5）油田地面系统实现较高的自动化程度，逐步实现油藏现代化ggjj理。4、强化项目ggjj理，超前组织，靠前指挥，加快运行节奏，确保工程质量，努力提高勘探开发成效成立油田公司sbtttq前线指挥部、勘探开发建设项目经理部，全面协调组织生产建设。建立了以油田地质、油藏工程、钻采工艺、地面工程项目组为主体，有钻井、采油、泥浆、措施、井下作业、工程质量监理等各个专业技术人员参加的，靠前指挥、对口ggjj理的项目ggjj理体制，强化建设程序ggjj理，强化质量意识，完善量化考核指标，确保工程ggjj理切实到位。建立投资费用对外合作的责任控制结算审计和后评估制度，确保投资不浪费，实现工程项目效益最大化。5、强化勘探开发技术攻关研究，内引外联，不断完善配套小断块、低渗高凝油藏开发技术系列（1）通过内部转型与外部人才引进相结合，努力提升公司科研、生产整体技术水平，目前基本形成以石油地质、石油物探、石油测井、钻井工程、油藏工程、采油工程等专业为主体的油田开发技术团队。（2）不断加强与兄弟科研、生产单位和石油院校的合作，努力解决制约勘探开发技术瓶颈问题。（3）通过近几年的滚动勘探开发实践，解放思想，积极探索，自主创新与技术引进相结合，不断攻克难关，基本形成了4项适用于小断块、低渗高凝油藏勘探开发配套技术系列。①复杂断块油藏的精细描述技术主要包括：微构造研究、储层沉积微相和流动单元研究、小断层的封堵性及对油藏控制关系研究，储层动态连通关系研究、水淹层解释技术和剩余油分布规律研究、三维精细地质建模技术等。②低渗高凝油藏储层改造技术在总结以往压裂经验和系统调研的基础上，重点开展了稠化剂及其添加剂的实验筛选、压裂液的综合性能评价试验、支撑剂的筛选及性能实验、前置液及预处理剂实验、裂缝缝长、导流能力及压裂规模的优化等，逐步形成了适合苏北油区开发的新型压裂工艺技术。③低渗高凝油藏注水开发技术针对低渗高凝油藏特点，以经济有效开发为原则，深入进行开发方式研究，并结合矿场试验与调研国内同类型油藏成功开发的成果认识，确定zzzz油田sbtttq的油藏开发方式为“注水压裂开发—冷采伴热”。④井筒降粘冷采伴热技术确定井筒加降凝分散剂降粘、机采加伴热等冷采技术为主要的采油方式，优化地面系统，简化工艺流程，降低建设投资和运行成本，方便ggjj理操作，保护环境、节约能源、节约土地、节约水资源。（二）针对油藏地质特点，优选适应的开发方式，提高采收率1、优选适应的开发方式在广泛调研国内油田（辽河、长庆、胜利、吉林、江苏、河南油田）相似的低渗油藏、高凝油藏、稠油油藏开发方式成功经验的基础上，针对zzzz油田低渗高凝的油藏特点，以经济有效开发为原则，深入进行开发方式研究和优选，并结合矿场试验，确立了小断块低渗高凝油藏以注水开发方式为主。采用污水处理回注或清水注入（热）水保持地层压力，在未开发的区块进行超前注水试验，已开采并形成井网的区块进行同步注水。2、井网部署与井距优选鉴于投入开发的油藏为复杂小断层遮挡而形成的断鼻、断块、断背型、低孔、低渗－特低渗高凝油藏，地下地质情况非常复杂，具有较高的开发地质风险的现实，按照经济有效开发的原则，实施井网井距优选；井网部署采用不规则井网，井网一次到位，后期不作大的调整。开发井距依据砂体控制85％以上，满足水驱采收率的要求进行设计，gggg油区井距控制在150～180m左右，dfxh油区井距控制在200～220m左右，整体部署开发井网，滚动钻井，依据钻井成果与地质研究进展，逐步完善井网。通过近一年对ggjj4井区→ggjj1井区→ftt1井区→ftt5井区开发方案的滚动实施，在深刻认识油藏的内部构造、储层、断裂、沉积微相，油田油气富集分布规律的基础上，强化开发井的滚动部署和动态调整，不断实践认识、再实践再认识，初步形成了较科学的一套针对复杂小断块高凝油藏“1+1”（成功一口，部署一口）的滚动开发布井模式，从而提高油田的开发井成功率，最大限度地减少风险，实现效益开发（三）积极开展矿场注水先导试验，为油田全面注水积累经验苏北油区目前发现的古近系油藏，为典型的复杂小断块低渗高凝油藏，含油面积小，油层薄，物性差，储量丰度低，含油饱和度低，含水率高，单井产量低，原油具有“三高”（含蜡量高、胶质+沥青质含量高、凝固点高）特点，地层能量普遍不足、开采难度大。1、确立了低渗高凝油藏注水开发思路针对gggg、bbbb油田小断块低渗高凝油藏“小、薄、散、低、稠”等特点和试采的实际情况，通过技术人员到胜利、辽河、长庆、江苏等油田和廊坊分院等科研院所进行深入系统的技术调研，公司首先确立了以gggg油田试采为基础，以ftt1井区开发试验为重点，以“借鉴吸收、切合实际、因地制宜、有的放矢”的原则和以“结合实际，跟踪分析，做好引领，应用创新、增产节能”的思路来开展油田开发工作，确立了小断块低渗高凝油藏以注水开发为主的技术思路。2、积极开展矿场注水开发先导试验为探索保持和提升油层的地层能量，达到提高油田采收率和单井产能，实现油井较长时期稳产的目的，对gggg油田（ggjj1+ggjj5油藏）和bbbb油区（开阳油藏）不同类型的油藏开展注水试验研究和现场试验。考虑油田前期开采污水量少，拟对注水井进行清污混注。根据水质分析及岩芯实验结果，首先确定了注入水水质指标，2007年我们开展了ggjj5井区、ggjj1井区、ftt1井区的注水开发室内实验，并相继实施注水现场试验。在ggjj1井区进行超前热注试验，在ggjj5井区和ftt1井区开展同步注水，注水工艺技术得到逐步配套。目前有注水井6口，其中分注井2口。（1）进行了注水开发的室内研究针对ggggggjj5井区、ggjj1井区以及ftt1井区等地层特点，通过对现场注入水质水性分析、储层性质分析、水处理方法研究、药剂的处理效果评价及配伍性研究、ggjj5井和ftt1井、ftt1－1井储层岩芯的驱替实验研究，认清区块注水过程中可能引起的岩芯伤害，并从其机理出发，分析其主要影响因素和条件，总结其规律，提出注入水质的标准，水处理工艺流程及解决储层防护的措施。通过试验确定了注水的水质指标。根据对自来水、河水和地层水水质水性分析、配伍性研究及各种水质对岩心的驱替实验，结合碎屑岩油藏注水水质推荐指标（SY/T5329-94）和储层特点，提出适合该区块的注入水水质标准应达到A2级（表4），主要为现场注水工作提供参考。表4注入水质主要控制指标悬浮固体（mg/l）粒径中值(μm)SRB(个/mL)TGB(个/mL)平均腐蚀率(mm/a)防垢率(%)溶解氧＜2.0＜1.5≤100≤100≤0.076≤980筛选了水处理药剂筛选的水处理药剂有：防垢剂、杀菌缓蚀剂、除氧剂：缓蚀杀菌剂DHS-1+防垢剂+除氧剂按20mg/l+15mg/l+15mg/l（表5、表6）。表5不同浓度药剂配伍性试验序号加入药剂加入量（mg/l）过滤后的浊度（NTU）1缓蚀杀菌剂DHS-1+防垢剂+除氧剂15+15+150.2220+15+150.13缓蚀剂+防垢剂+除氧剂15+15+150.1420+15+150.2表6不同浓度药剂处理后的水质指标处理方法悬浮固体（mg/l）粒径中值(μm)SRB(个/mL)TGB(个/mL)平均腐蚀率(mm/a)防垢率(%)溶解氧12.01.510001000.07997021.51.51001000.06798031.51.5100010000.06197041.51.5100010000.059970（2）进行了ggjj5、ggjj1井和ftt1井区注水现场试验①ggjj5井区清污混注开发试验对油层埋藏深度较大（2000m左右）、地层温度高于析蜡温度和凝固点的ggjj5井区开展冷水开发试验，根据ggjj5井区注水开发的要求，把ggjj5、ggjj5-7作为注水井，给ggjj5-2、ggjj5-3、ggjj5-4、ggjj5-6等井补充能量，形成两注四采的注采井组，以补充其地层能量，控制单井产量递减。通过试验与研究，确定了ggjj5井区单井日注水规模15～20m3，注水压力22～28MPa。于3月12日开展注水开发试验，目前ggjj5井区注水井2口（ggjj5、ggjj5-7井），累计注水6556.73m3②ftt1井区同步注水开发试验根据ftt1、1-1井试采产量递减较快的现状，在相对整装的ftt1断块油藏部署了3个1注3采的开发井网。目前ftt1和ftt1－5井已于2008③ggjj1井区超前热注试验针对gggg油区原油高凝油的特性，为提高注水的驱油效率，在ggjj1井区开展前期注热水开发试验。对油层埋深较浅（900m左右）、油层温度与原油凝固点相近的ggjj1井区，进行超前或近同步注热水试验，以先期补充地层能量。ggjj1-2井于9月3日开始试注，ggjj1-6井于10月3日进行注水，日前每口井配注20方/日，至12月20日累计注水3263.94方。3、及时开展注水矿场试验效果跟踪评价（1）油田采出水和清水配伍性好，具备了清污混注的基础根据室内分析与试验结果，虽然地层水和水源井水样的矿化度相差较大，但地层水和回注清水在恒温前后成垢离子基本无变化，注入水源与地层水配伍性好，不会产生结垢，两者在不同温度下、不同比例的配伍性好。（2）污水处理基本满足需要鉴于目前油区污水量较少，在ggjj1井区、ggjj5井区和丰1联合站建设了以油泥水分离器和精细过滤器为主的小型污水处理系统。今年3月份投运的ggjj5注水站，处理后污水水质达到注水水质要求。（3）注水已初见到成效ggjj5和ggjj5-7井目前累计注水6556.73方，注水压力25～28Mpa，基本保持稳定，油井端ggjj5-6井、ggjj5-4经产液量基本保持稳定，注水见到了一定的效果。（四）压裂工艺技术攻关取得突破，形成了新型压裂工艺技术系列低孔低渗高凝油油藏，油层的岩性、原油物性以及水动力系统决定了压裂是目前所有工艺中最主要的、同时也是最有效的、最直接的工艺措施。对于绝大多数油井来说，不压裂就不具备产能，不压裂就无法对地层的产能进行认识，也就无法扩大滚动勘探开发范围，就将影响整个油田的发展。sbtttq储层致密、性脆，油层薄，压裂施工过程中压裂液滤失大、加砂困难；加上储层渗透率低、含水高、敏感性强、原油流动困难、破裂压力高等原因，给压裂技术的实施带来了很大的难度。在总结以往压裂经验和系统调研的基础上，我们重点开展了稠化剂及其添加剂的实验筛选、压裂液的综合性能评价试验、支撑剂的筛选及性能实验、前置液及预处理剂实验、裂缝缝长、导流能力及压裂规模的优化等。通过一系列技术攻关和现场压裂试验，使适用于sbtttq低渗高凝油藏的压裂技术取得了创新与突破，并逐步形成了适合苏北油区开发的新型压裂工艺技术：★以优级胍胶为主的携砂能力强的压裂液配方；★逐级提升支撑剂粒径和浓度的加砂工艺；★前期注降凝剂和降滤失剂预处理技术；★双破胶剂以及追加破胶剂技术；★前低后高的变排量组合技术；★投球和高性能封隔器分层压裂技术。新型压裂工艺在现场的应用取得了较好的施工效果。2007年油井新井投产27口，其中压裂改造22口，占投产井数的81.5％，压裂油层25层，占试油层数的83.3％；施工成功率100％，措施有效率100％。1、压裂液技术的研究进行了优质的羟丙基胍胶、有机粘土稳定剂、杀菌剂、高效助排剂以及交联剂和破胶剂的筛选试验，根据油藏实际情况，经过多次优化组合，形成了如下的压裂液配方：基液：0.55%优质瓜尔胶+1.0%粘土稳定剂+0.5%高效助排剂+0.25%杀菌剂+0.15%调节剂交联液：有机硼交联剂交联比：100:0.3破胶剂：胶囊破胶剂、常规破胶剂活性水：2％粘土稳定剂+0.5％高效助排剂（1）基液性能基液pH值9.5、粘度：45mPa.s、交联成团时间：83″、挑挂性能良好（室温）。稠化剂性能主要以其增粘能力、交联能力和水不溶物多少来表征，水不溶物引起的压裂液残渣在考查稠化剂性能时显得尤其重要。目前现场常用的植物胶稠化剂主要是羟丙基瓜胶，通过室内评价表明，优级瓜胶以其水不溶物低、粘度高作为压裂液稠化剂首选（表7）。前置液百分比对裂缝几何尺寸有一定的影响，通过试验选择前置液百分数为45～50%。前置液百分比从30%增加到60%，动态裂缝比从94.71%降低到76.07%。前置液百分比越小动态裂缝比越大，减少入井液量可以减少压裂液对储层的伤害，但前置液百分比越小，施工风险越大；兼顾施工安全，避免造成砂堵情况，选择合理的前置液用量是十分重要的，一般选择动态裂缝比在80～90%比较安全。表7稠化剂筛选试验结果（2）压裂液的粘温特性压裂液的粘温特性是指压裂液的表观粘度随温度变化的规律，从该方面的实验结果可以大致界定某一种压裂液配方所适用的地层温度条件。实验数据由RV20旋转粘度计（流变仪）测得。由结果看（图3），配方在50-100℃范围内，压裂液均能保持较高粘度。图3压裂液粘温曲线（3）压裂液的粘时特性压裂液的粘时特性是指压裂液在特定温度和特定剪切速率下，其表观粘度随剪切时间的变化关系。图4为携砂液配方在90℃和140S-1条件的粘时关系实验结果，综合性能完全达到设计要求。可以看出该配方在90图4携砂液粘时曲线（90℃）（4）压裂液悬浮性将两种流体的表观粘度调节到在室温下，用HaakeRS300流变仪测值，取两种流体各30ml注入50ml带刻度的玻璃试ggjj内，注意在移取的过程中尽量避免产生气泡；取不同粒径的陶粒各6粒用镊子夹取轻放于各流体的液面上，用秒表测量陶粒在室温下的平均沉降时间，计算陶粒的静态沉降速度，实验结果见表8。表8不同流体在相同表观粘度下的静态沉降速度样品30目50目60目沉降速度(cm/min)前置液0.0510.0320.021携砂液0.0550.0390.028由表中数据可知，只要压裂液粘弹性好，在不同表观粘度下支撑颗粒的静态沉降速度基本一致，在裂缝闭合时间内，支撑剂沉降速度完全满足设计要求，而支撑颗粒越大，其相对沉降速度越快。（5）压裂液对支撑裂缝导流能力的伤害对比测试本次设计配方所用的前置液、携砂液和压裂液A，实验数据见表9。从中可以看出，随着压力的增加，液体对导流能力的伤害增大，降低压裂液的粉比，就会减少对导流能力的伤害。表9前置液、携砂液和压裂液A对支撑剂裂缝导流能力的影响压力(MPa)导流能力μm2.cm导流能力伤害率%地层水前置液携砂液压裂液A前置液携砂液压裂液A4095.789.991.175.56.14.821.15068.262.263.551.28.86.924.96055.148.749.738.311.79.830.57044.536.338.226.118.514.241.3（6）压裂液的破胶性能该压裂液体系具有很好的破胶性能（表10）。根据温度场变化，适当追加破胶剂，可以实现压裂液冻胶快速彻底破胶。表10压裂液的破胶试验（80℃）2、支撑剂筛选研究支撑剂的优选主要依据物理性能以及导流能力。试验数据表明（表11），山西阳泉陶粒厂生产的中密度陶粒能够达到行业标准要求，且性能优良，而且该支撑剂导流能力较高。因此，推荐使用山西阳泉永盛陶粒厂的陶粒支撑剂。根据ggjj5井区陶粒粒径选择试验，结合ftt1井区薄互层、油水同层等特点，我们选用30～50目的陶粒作支撑剂，首先采用80～100目粉陶段塞注入技术，这样能够有效减小压裂液的滤失量，有利于下一步加砂的顺利进行。其次，我们在注入携砂液阶段，加入30～50目陶粒作为支撑剂，这样有利于在裂缝内形成具有稳定的高导流能力的裂缝。同时，根据设备情况，在加砂过程中，采用小台阶下逐级提升砂浓度模式，实现近线性加砂，确保泵注过程中支撑剂在裂缝中的浓度能够平稳增加，降低施工风险，提高支撑效率。表11支撑剂性能实验3、裂缝控制技术由于油田油层大多为油水同层或含水饱和度比较高，在设计时考虑为了避免裂缝过度延伸和缝高过度增加，采用了低排量下裂缝起造，前置段塞式注入，降低孔眼摩阻考虑压裂液技术对裂缝高度的控制，施工中采用前期不交联基液，实现低粘液体的裂缝起裂，降低初始裂缝起裂的缝内净压力，避免缝高过度增长，采用小台阶下逐级提升砂浓度模式，实现近线性加砂，确保泵注过程中支撑剂在裂缝中的浓度能够平稳增加，优化欠顶替，确保近井带裂缝的有效支撑。4、压裂配套工艺措施（1）降滤失技术研究ftt1井区碎屑成份由石英、长石和岩屑组成，以石英为主，石英平均含量60%，长石平均含量17%，岩屑平均含量23%，多为岩屑长石砂岩和长石砂岩，成分成熟度较低。颗粒间填隙物较多，成分多为泥质和方解石、白云石的胶结物，含量可达19%。所以ftt1井区地层岩石比较脆、致密，且滤失量大。压裂施工时压裂液滤失大、容易砂堵，造成施工失败。通过研究，我们采取了两种方法相互结合补充：降滤失剂技术：采取预置降滤失剂改善地层，有效的降低压裂液在高渗层的滤失量，使加砂顺利进行。粉陶降滤技术：粉陶降滤能够堵塞井眼周围的一些流道，在压裂形成的主裂缝延伸过程中，遇到微裂缝时，在相交处形成堵塞，达到控制和减少压裂液滤失的目的。（2）支撑剂段塞技术前置液阶段的支撑剂段塞技术：打磨裂缝，降低近井摩阻，同时可起到试探性加砂的作用，指导主压裂的起步砂比和砂比提升幅度。（3）微胶囊破胶技术施工前期采用微胶囊破胶，微胶囊颗粒大小与支撑剂类似，不易滤失进地层，并具有延迟破胶效果，施工前期不破胶，有助于保持压裂液的粘度，保持造缝和携砂能力，后期靠温度和挤压力释放破胶成分。5、分层压裂工艺技术2007年实施分层压裂4井次，成功率100％。采用三项分压工艺技术：滑套封隔器分压（1井次）；投球分压（1井次）；分段压裂（2井次）（1）分段压裂ggjj5井区油井均为两个层段：阜四段、戴一段，油层深度1900～2200m，油层厚度2～10m，渗透率低（1～4×10-3um2）、孔隙度低（6～13%），泥质含量高达20～27%，油层含油饱和度低：大部分小于50%。gggg油区ggjj5井区地层破裂压力高（ggjj5-3阜四段破裂压力高达57.2MPa），地层渗透率低、致密，故采用分段压裂工艺技术，取得了良好的效果。（2）专用封隔器分层压裂ggjj1-101井是中国石油zzzz油田公司在苏北盆地hzax佘～刘断裂带ggjj1井断鼻的一口开发评价井，为了加快ggjj1井区的产能建设，认识ggjj1-101井戴一段和阜四段的储层和产能，拟对ggjj1-101井油气显示和测井解释较好的887～890m、993～997m层进行压裂试油。针对两层段间隔长、渗透率差异大的油井，为简化压裂施工，首次在我油田成功地采用了新型组合式滑套封隔器，进行分层压裂。设计的ggjj柱结构是：3吋外加厚油ggjj+安全接头+KFZ-114水力锚+Y341-115封隔器+滑套喷砂器+Y341-115封隔器+KFZ-114水力锚+Y341-115封隔器+液压连通阀+短接+坐封滑套+割缝喷砂器。该封隔器集打压坐封、反洗井、打压解封于一体。因此，与滑套配合能够达到分层压裂的要求。（3）投球分压投球分压是我们采用的另一项分层压裂技术：针对ftt1-1井两目的层间隔较大、油层物性差异大的情况采用了压裂改造技术中先进的投球式压裂，在压开较高渗透率地层裂缝后采用塑料球封堵炮眼，再压开低渗透层裂缝的方法，保证了两个目的层都能充分造缝都能得到充分的支撑。这样同时压开渗透率不同的两个层，从而大大降低了施工费用根据ftt1-1井油层解释资料：13号层与15号层间隔较大、油层物性差异大，15号层较好与13号层。因此采用了压裂改造技术中先进的投球式压裂，在压开15号层待砂量适中后投入暂堵球48个（16孔/米）、封堵炮眼，再压开13号层的方法，这样可保证两个目的层都能充分造缝和支撑。压裂技术的创新与突破，确保了ftt1井区开发试验的顺利进行，压裂投产15口井，初期日产油39.21t/d，施工成功率100%，有效率100%，见到了明显效果。新型压裂工艺在老井增产措施中的应用也取得了较好的效果，今年对从jdd接收的ggjj3井进行了重复压裂，同时对2007年7月射孔投产的ftt1-3井进行了压裂改造，均见到了喜人的效果，日增液6.22方，日增油4.55吨。（五）高凝油开采配套技术攻关与试验取得新成果面对低渗薄层高凝油藏开发的技术挑战，公司专门成立低渗高凝油开采工艺研究小组，潜心进行技术调研、针对性攻关研究、科研试验和现场应用试验，加快主体采油工艺技术配套。目前，低渗高凝油开采工艺攻关试验已取得了初步的阶段性成果与认识，形成了一套较为适合的创新技术，以冷采伴热为主体的井筒举升配套工艺逐步成熟，为油田的顺利开发和增储上产提供了有力的技术支撑。1、降凝化学分散剂研制与现场试验应用，有效地降低原油凝固点，较好地解决地层和井筒流动困难的难题为解决苏北油田原油凝固点高、地层和井筒流动困难的难题，与高等院校合作，研制出一种新型的降凝溶解分散剂。室内试验表明，该分散剂对ftt1井区的原油具有良好的溶解能力。当用量为20%时，可以降低原油凝固点11℃，并且在低于原油凝固点的温度（40℃）下，可以全部溶解ftt1井原油中的蜡质和胶质沥青质堵塞，部分或全部解除储层的冷伤害。在ftt1、ftt1-1井压裂过程中，我们将降凝溶解分散剂当作压裂前置液试验，替代柴油。试验实施后，在现场实际测检原油凝固点为38℃，凝固点温度整整降低了9℃，见到了良好的降凝效果，为该区的正常开发进行了技术储备。2、吞吐、酸化综合解堵等研究与试验见到了较好的效果为了探索sbtttq高凝油增产的新路子，在PVT试验研究的基础上，开展了CO2吞吐、酸化综合解堵、化学吞吐、段塞汽驱等研究与现场试验，见到了较好的效果。三年来进行CO2吞吐试验1井次、酸化综合解堵3井次、化学吞吐1井次，段塞汽驱目前正处于室内研究试验阶段。（1）ggjj4井、ggjj5－4井及ftt1－26井进行酸化综合解堵试验见到了较好的效果。在酸化解堵施工过程，当有机处理液进入地层后压力有所下降，进入酸液后压力先下降后上升，说明有机处理液和酸化解堵液均起到了作用，综合解堵见到了效果。ggjj4井初期增加4倍以上，含水下降20%，后虽有所下降但趋于稳定，日产液增加1倍，日产油增加2～3倍，含水稳定，说明酸化解堵是有效果的。ftt1-26井为酸化投产，目前日产液20m3；日产油（2）开展的化学吞吐室内岩芯试验研究，也见到了较好效果，目前正在准备现场试验。研究试验表明，化学吞吐剂对于bbbb油田油层岩心具有良好的驱油效果，渗透率提高率最大15.4%，对低渗岩芯的渗透率提高率也能达6%以上。（3）CO2吞吐是将液态二氧化碳气化后注入油层，使二氧化碳溶入原油中，降低原油粘度，改善原油的流动性；二氧化碳的在含蜡较高原油中溶解，解除蜡堵；同时还有一定的酸化作用，也可解除地层的堵塞，从而提高油层压力，补充地层能量。CO2吞吐试验需要前置柴油或有机处理剂，以解除蜡堵、疏通炮眼，为CO2的顺利注入创造条件，同时减少冷伤害。ggjj3井于2006年11月30日进行了CO2吞吐施工，共挤入CO2100t，压力18～20MPa，12月1日关井至12月26日（共关井26天）。关井期间，油压5.1MPa、套压5.4MPa，后逐渐平衡一样，均为4.9MPa，说明封隔器失效。12月27日开井生产，初期产量较高，后逐步下降，截止到2007年元月26日，共生产30天，累计产液量46.63m3，产油21.61t，综合含水53.6%。月内平均日产液1.55t/d，日产油0.72t/d，含水53.6%。与措施前（日产液0.8m3/d，日产油0.34t/d，含水57%）相比，注入CO2后，产液量和产油量上升，取得了一定效果。由于施工条件的限制，本井CO2吞吐试验规模较小，影响了该井CO3、形成了以冷采伴热为主体的井筒举升配套工艺根据苏北油区原油含蜡量高、凝固点高的物性特征，通过现场试验，配套了以冷采伴热为主体的有杆泵采油工艺技术：（1）形成了以10型、12型抽油机为主力机型，以∮32mm、∮38mm（2）通过对井筒温度场变化研究分析，优化了电热杆加热深度，将电缆加热深度由1300m优化调升至1000m，gggg区块加热深度优化至800m，节电明显。目前正在进行油ggjj加热的试验。（3）采用抽油杆加密扶正、底部加重、优化杆柱组合等技术应用，有效地避免因杆柱下端部受压产生弯曲，并减小了斜井段的偏磨。4、摸索间开规律、调整工作参数、间歇加热等方式，有效地提高机采系统效率，初步实现节约能耗加强油水井现场ggjj理，增效节能。针对单井产液量低的特点，为了达到油井供排协调，节约电耗，提高抽油井系统效率，开展了强磁加化学剂的清防蜡技术；油井间开、间歇加热制度的摸索，根据单井产量高低调整开井时间，连续监测油井井口出油温度，间歇进行井筒加热，这些措施的实施，达到了较好的节能效果，达到降低操作成本、实现油田效益开发的目的。（六）建立“橇装化、模块化、组合化”的小断块油藏地面建设模式借鉴江苏油田的经验，结合所辖复杂的小断块低渗高凝油藏试采的实际情况，以“优化、安全、环保、经济、实用”为指导，因地制宜，采用小型撬装结构，功能上实现模块化和组合化，突出实用性，建立了“橇装化、模块化、组合化”的sbtttq小断块油藏地面建设模式，缩短了建设周期，提高了运行效率，降低了工程建设投资。1、油气集输系统包括gggg油田1万吨产建及配套的两个注水站建设（ggjj1计量站和ggjj5注水站）、bbbb油田2万吨产建及配套的丰1联合站建设。现场工房、操作间、值班房采用可拆卸、拼装式、简易彩钢房，缩短了建设周期，增加了使用的灵活机动性，实现了地面工程建设的创新。针对gggg油田和bbbb油田两地井区分布的不同特点，在集输流程上采取不同的形式：①gggg油田ggjj3、ggjj4、ggjj5井区，由于油井数量少，而且三个井区距离较远，集输流程采取单井点设置电加热罐集油脱水，单井ggjj线采用电伴热带保温的集输形式。②gggg油田ggjj1井区油井较多切比较集中，集输流程采用集中处理集中脱水的形式，依托ggjj1注水站锅炉系统，单井输油ggjj线采用双ggjj掺水伴热流程。2、油水处理设施gggg油田ggjj4、ggjj5井区，由于油井数量少，采取单井点设置电加热罐集油脱水；ggjj1井区油井较多且比较集中，采用集中处理集中脱水的形式；bbbb油田开阳油藏（ftt1井区），建立丰1联合站集中处理、集中脱水、集中外运。单井至联合站采用两ggjj掺水集输流程，原油脱水采用总机关入口加药破乳，大罐沉降脱水，外运采用汽车拉运方式。（七）油层保护技术研究与试验取得较大进展油气层保护工作是油田开发过程中一项十分重要的系统工作，根据苏北油区各油田的岩性、物性、敏感性特点，有针对性地开展了储层敏感性评价研究，对钻井液、采油工程入井液进行了规范，严格要求采用油层保护入井液。1、钻井过程中油层保护技术（1）强抑制性钻井液体系的研究见到了较好效果。sbtttq地质情况复杂，地层有掉块及缩径现象普遍，新近系、古近系砂泥岩地层具有泥页岩含量高、水化能力强的特点，水化膨胀常造成缩径坍塌。由于裸眼井段较长，加之新探区钻井取芯多，二开周期较长，造成地层浸泡时间长，后期钻井过程中掉块较多，井壁不稳定，井下不断出现缩径坍塌及电测遇阻等井下复杂情况，严重影响安全钻井。鉴此，利用sbtttq现有泥浆材料，研制出了以强抑制性、抗钙和抗盐能力强为特色的新型钻井液体系：①抑制性强；②抗盐、钙能力较强，抗钻屑、水污染能力强；③抗温性能优良；④携带钻屑能力强。目前正准备在现场推广使用。（2）在保证井下井壁稳定的情况下，严格控制钻井液的密度，进入目的层钻井液密度一般小于1.13g/m3，基本达到近平衡钻进。（3）钻开油气层前50～100m，加入2%超细碳酸钙、1～1.5%SAS，加强对油气层的保护。（4）进入目的层，最大限度的降低钻井液的滤失量，ALI失水均小于5ml，以减少滤液侵入目的层。（5）加强固相控制，使用好四级固控设备，提高固控设备的利用率，严格控制钻井液的固相含量，尽量减少钻井液中的有害固相，含砂控制在0.3%以下，尽可能降低钻井液中无用固相对油层的损害。（6）合理选择钻头，科学制定钻井参数，充分提高机械钻速，缩短钻井周期，减少油气层浸泡时间。2、采油技术（1）水伤害处理剂的研制应用有效降低了入井液带来的伤害针对sbtttq为低渗透油田、油气层孔隙喉道半径小、容易造成水锁伤害和水敏伤害的特点，研制了以超表活剂为主的水伤害处理剂。该水伤害处理剂具有好的防油水乳化性能、防膨性能、低表面张力和超低界面张力。目前在压裂酸化前，以5%前置液挤入地层，消除入井液浸入对储层带来的水锁伤害和水敏伤害，明显降低了油水界面张力，缩短了入井液的返排时间，消除了由于入井液侵入造成的原油乳化的影响，大大减轻了入井液侵入带来的伤害。（2）降凝溶解分散剂的应用解除储层冷伤害为解决高凝油地层的冷伤害，在压裂酸化措施前应用降凝溶解分散剂对井筒和近井地带进行清洗，预防和解除了井筒及近井地带结蜡对储层渗透率的影响，解除储层的冷伤害。四、油田开发面临的主要问题（一）小断块构造复杂，认识难度大现阶段油田的开发目标以复杂断层控制的小断块油藏为主，构造破碎。对地震资料的获取有很高的要求，大线距的二维地震很难控制小断块构造圈闭，分辨率较低的地震资料又难以准确进行储层预测，更不利于分析和落实岩性圈闭。目的层系沉积条件及其与储层的配套关系复杂，岩性变化快，物性差异大，有利储集区预测难。油藏面积小，断裂较多，小而多的断裂落实难度大，油水关系不清楚，油藏边界确定难度较大，导致小断块圈闭油藏的识别、落实和精确描述难度较大，小断块油藏滚动开发余地小。（二）石油储量资源接替不足，动用储量品位较差通过近几年的坚持不懈勘探，zzzz油田仅在苏北盆地的hzax和dfxh探区及tzjy区块发现ggjj1、ggjj4、ggjj3-ggjj5、ggjj10、ftt1井区、风山构造等含油区块、出油点及含油构造，已上报石油预测地质储量314.6×104t，石油控制地