张天渠油田开发区块目标管理体系的研究与实践

王 萍，符伟兵，王 薇

(中石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州 450006)

目标管理方法已成为当代管理体系最重要的组成部分。目前，目标管理作为一种成熟的把个人需求与组织目标结合起来的管理制度，其管理模式已经慢慢渗透到油气田开发行业。尤其是随着老油田开发程度的不断提高，剩余油挖潜已经成为油田稳产上产的技术保证，而开发区块目标管理方法凭借其自身的完整性与系统性，不仅能够更好地认识和评价油田，还能够保证油田科学合理地开发、持续有效地发展，因此，开发区块目标管理已经成为有效开发油气田的有力手段［1］。目标管理是运用目标管理体系，充分发挥所有人员的潜力，汇集组织内所有人员的力量为实现组织目标而努力［2］。目标管理的具体做法分为区块管理的目标设置、区块目标管理的实现过程以及目标管理成果的测定与评价三个阶段，其关键是在目标管理的实现过程中，要不断地及时反馈各个环节的进展情况，并经过论证后再决定是否需要调整最初设定的目标。

1 区块管理的目标设置

1.1 油田概况

张天渠油田位于陕西省定边县砖井乡张天渠村，构造位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部中段［3］，区块总含油面积6.3 km2，探明地质储量318×104t，可采储量55.97×104t。油田平均孔隙度13.24%，平均渗透率8.66×10－3μm2，地层压力系数0.68，属于典型的低压低渗油田。张天渠油田于1996年投产，目前已进入开发中后期，可采储量采出程度达到80.45%。由于前期采用不规则面积注水井网，且随着套损井井数的逐渐增多，井网不完善、注采对应关系差的问题日益突出，严重制约了油田发展。通过多方论证，认为该区仍有一定的挖掘潜力，为改善区块开发效果、提高储量动用程度，对张天渠油田开展区块目标管理研究。

1.2 目标设置

张天渠油田经历15年的注水开发，现已进入开发中后期，存水率、注水利用率、注水利用指数逐渐下降，部分油井含水率过高，开发效果逐渐变差，递减规律明显，同时由于油水井套损严重，油井因套漏暴性水淹井多，水井低压无效注水严重。本着“难易适中、时间紧凑、大小统一、方向一致”的目标设置原则，结合张天渠油田开发实际，确定目标区块的初步调整目标为:立足于油水井套损治理和动用主力开发层系长21剩余油富集区，提出油水井治理30井次(共计25口井，其中油井17口、水井8口)，措施后平均单井日增油1 t，单井日增有效注水25 m3，增加产能0.51×104t;部署开发油井10口，总进尺2.2×104m，单井产能 2.5 t，新增产能0.75 ×104t。

2 目标管理实现过程

对目标区块采用“静态地质研究为主、动态工程配套为辅”的目标管理模式和“井筒治理与综合调整相结合”的开发模式，同时综合了物探、地质、油藏、测录井以及采油等多方面的专业研究人员，综合运用层序地层学、井震结合的层序地层格架研究等方法，对目标区块进行沉积储层精细描述、地层精细对比、沉积微相深入分析等工作，重新构建地下储层认知体系;同时加强剩余油分布规律研究，对油藏重新认识;并配套相应的井筒治理措施，完善注采井网，从而全面提高目标区块的开发效果［4－5］。

2.1 重新构建地下储层认知体系

2.1.1 地层特征研究

张天渠主要含油层系为侏罗系的延安组和三叠系的延长组，共有四套含油层系(延9、延10、长2、长3)。长2油层组砂体厚度约60 m，砂体间普遍存在2个泥岩隔层，使其分为三个砂体，根据区域地质特征，参考早期地层划分方案，按照“在标志层控制下，旋回对比，分级控制”的原则，自上而下分为长21、长22和长23三个砂层组，且长21砂体含油性最好。长21进一步细分为长和长，主力油层为长(见图1)。

2.1.2 构造特征研究

张天渠油田构造位于鄂尔多斯盆地一级构造单元伊陕斜坡西部中段，呈向西倾斜的平缓单斜，平均坡降10 m/km，倾角不到1°。从长顶面形态图看，区域性西倾单斜背景之上具低幅度鼻状隆起构造，差异压实作用对构造形态起一定控制作用［6］。长小层顶面从西南到东北抬升，发育有多个微构造，闭合高度不足15 m，海拔高程为－180～－212 m。

2.1.3 沉积微相研究

沉积微相的几何和物理特征决定了水力单元的轮廓、尺寸和渗流特征，它所表现出的储集层孔隙度、渗透率及含油气饱和度是估算储量、划分开发层系和制定布井方案的直接依据，也为调整开发方案和老区扩边勘探、滚动开发提供更精确的地质资料。张天渠油田延长组和延安组沉积相为内陆河流－三角洲－湖泊沉积体系。延长组沉积相为水退型三角洲。其中，长21主要沉积微相为水下分流河道和河口砂坝，东北向为长21油组的主要物源。长小层厚度差异较大，最大厚度为16.87 m，最小厚度为3.83 m，平均厚度为10.04 m，高值区主要分布在西北边缘、东北角和东南角。

2.2 剩余油分布规律研究

张天渠油田长2油藏经过10多年的高效注水开发，目前采出程度中等，综合含水上升较快，地下水淹状况复杂，剩余油分布零散。通过综合运用油藏工程法和数值模拟法，绘制了长2油藏剩余油分布规律平面图(见图2)，总体呈现出以下特点:1)从平面上看，受注采井网和套损井的影响，剩余油主要分布在注采井网不完善区域、井间分流区域和微构造区域［7］;2)从纵向上看，受重力作用及沉积韵律影响，存在着注入水在油层底部突进的现象，因此长较长下剩余油富集。

2.3 配套井筒治理措施，完善注采井网

针对张天渠油田套损井数多、严重破坏注采井网的特点，在套损井治理方面，根据套管损坏程度制定修复方案:1)套管只有一处或几处距离较近(不大于50 m)破损点且能建立起有效循环的井，采用二次固井工艺进行修复;2)对于不符合以上条件但可以修复的套损井采取点式封堵或小套管二次固井;3)对于确实无法修复的井考虑实施侧钻或更新井;4)为降低作业时工作液对储层的伤害，研究应用植物膨胀塞打水泥帽保护油层工艺。在通过修复套损井和油井转注完善注采井网的同时，还对当前井网结构做出调整，淘汰一批成本高的老井，对具备条件的油藏采用水平井开发，平面上井网加密，完善注采系统，改善水驱效果。总之，原则上整体遵循能利用的井则利用，不能利用的则弃置。

3 目标管理成果的测定与评价

目标管理工作开展以后，要分阶段对各级目标的完成情况进行定期检查，检查过程必须科学、客观、公正地进行评价、检核、诊断和调节，以便及时做出调整。另外，目标管理达到最终的预定期限后，对于目标管理工作的最终结果，应当根据最初设置的目标进行检查评价，同时讨论下一阶段目标，开始新循环。

截止到2012年1月，目标区块已完钻9口，正钻1口。新井投产后需压裂投产，平均日产油在2.58 t以上，完成目标值的103.2%;油水井措施22井次，平均日增油1.15 t，完成目标值的115%，日增有效注水25.50 m3，完成目标值的102%。根据已投产新井和已施工措施井的生产情况，预测措施井增加产能0.58×104t，新井增加产能0.774×104t，分别完成目标值的113.7%和103%。

4 结论

1)油田开发目标管理已经成为高效开发油气田的一种基本管理模式。应用目标管理方法，结合油田勘探开发模式，可以形成符合油藏自身实际的目标管理体系，尤其在老油田进行二次开发过程中，可以经济有效、大幅度提高油藏采收率。

2)张天渠油田开展目标管理体系研究与实践，以开发区块为研究对象，把重构地下储层认知体系作为前提、剩余油分布规律研究作为重点、配套相应的井筒治理措施作为保障，为低孔低渗老油田的剩余油挖潜工作提供了强大的技术支撑。

［1］李武广，邵先杰，康园园，等.层次分析法在油田开发目标管理中的应用［J］.天然气勘探与开发，2010，33(3):70－76.

［2］博瑞森.卓有成效的目标管理［M］.北京:中国商业出版社，2006.

［3］王国顺，王建淮.张天渠油田长21油藏开发效果分析［J］.断块油气田，2006，13(1):31－33.

［4］王建君，熊钰，唐超，等.目标管理在江汉油田西区油藏管理中的应用［J］.石油地质与采收率，2008，22(2):109－111.

［5］任东.论我国油气滚动勘探开发及管理［J］.石油大学学报(社会科学版)，1996，18(2):10－12.

［6］徐守余.油藏描述方法原理［M］.北京:石油工业出版社，2005.

［7］赵彦超，汪立君，彭冬玲.油层微构造在剩余油研究中的应用［J］.新疆石油学院学报，2002，14(3):41－44.