马寨油田效益开发研究

【摘  要】没有新区投入，储量接替不足;井况恶化、平面注采关系失调，开发矛盾日益突出，如何持续稳产、效益升级是摆在老油田面前的一道难题。2017年以来，马寨油田堅持“效益开发”理念，通过构建以增加经济可采储量为核心的管理体系，优化产液结构、调整注水结构、转变流场流线，做实井组的精细调整，实现了低油价下马寨油田的效益稳产。

【关键词】效益开发;转变流场流线;低油价;精细调整

1、概述

马寨油田位于东濮凹陷西部斜坡构造带的北端，地层由北东向南西逐渐抬高，整体形态为一鼻状构造，并被北北东向展布的一系列呈雁行排列的东倾断层切割，形成了自北北西向南南东阶阶下掉依次排列的多个断阶带。内部构造复杂，断层多，主要可分为卫95、305、94、334、349等断块，各区块内小断层发育。截止2016年底，地质储量标定可采储量449×104t，采收率28.92%。共有生产井240口，其中采油井108口，注水井132口，注采井数比1.22，其中油井开井75口，日产液1115t，日产油113t。水井132口，开井78口，日注1523m3。综合含水89.86%，地质储量采出程度22.33%，地质储量采油速度0.27%。剩余可采储量采油速度4.0%。

从成本要素中寻找影响油田高效开发的因素：

分别对运行成本、增量成本、固定成本三大成本小要素进行分析比对，分析结果认为影响目前油田开发效益的因素主要是四方面：影响固定成本的主要因素一是事故关井多，造成这部分井折旧高但无利用率，属于无效益折旧;二是人工成本高。影响运行成本的主要因素是低效井多，无效产液量、注水量多，低效循环。影响增量成本的主要因素是受油价及地质认识程度低的原因，新井、措施增量不足。

2 主要研究内容及成果

2.1  主要研究内容

针对影响马寨油田效益的四个因素，坚持“效益开发”理念，构建以恢复经济可采储量为核心的管理体系，通过增量增效，找准剩余油富集区;存量创效，建立适应剩余油分布的井网;管理保效，一类层二次开发，实现了低油价下老油田的效益升级。

2.1.1复杂带精细构造研究。通过“井震结合、动态验证、滚动研究”的解释方法，对低序级断层再识别，复杂带断层重新组合。修改35口井分层，新增断距10米左右断点15个，对卫95块南部断层重新组合。

2.1.2井网适应性研究。将注水井、生产井构成的注采系统与整个油藏作为一个整体综合考虑，通过动态分析与数值模拟相结合的角度分析注采关系。绘制29张主力小层剩余油图，识别出12个井网不适应区域。

3   做法

3.1增量增效，一类层二次开发

3.1.1 精细构造研究

在构造研究和剩余油研究的基础上通过部署新井和侧钻井提高未动用井区储量，挖掘构造高部位和断层遮挡部位剩余油：实施新井4口，增加水驱控制储量15.5×104t，水驱动用储量 12.4×104t，可采储量4.7×104t，累计增油4640t。

3.1.2精细剩余油研究

综合数值模拟和油藏工程剩余油研究结果，进一步认识卫95、305块油藏各小层、各砂组、各类层主要剩余油潜力分布类型存在差异。

3.1.2.1 纵向上剩余油主要分布在动用状况较差的Ⅰ类层、Ⅱ层，Ⅰ类层剩余可采储量40.1万吨，占总剩余可采储量的58.6%，Ⅱ类层剩余可采储量19.8万吨，占总剩余可采储量的28.9%。Ⅰ类厚油层中，夹层的存在以及层内非均质也是形成纵向剩余油分布的一种主要类型。层内剩余油主要分布在河道厚层中受隔夹层或优势孔道水驱波及弱区域，剩余可采储量10.4万吨。

3.1.2.2平面剩余油分布类型

平面剩余油分布：剩余油在平面上的分布主要受沉积微相、构造、注采井网的影响。

井损型剩余油潜力：剩余可采储量28.5×104t，占比41.75，占用较大比重。是下步重点挖潜对象。构造控制型构造复杂区剩余可采储量约有14.4×104t，占比21.1%，主要挖潜手段是部署调整井、侧钻更新井以及注采完善、扩大波及范围。水动力滞留区型剩余油剩余地质可采储量16.3×104t，占比23.8%。储层差异化区剩余地质可采储量大约有9.2×104t，占比23.8%。

3.1.2.3明确效益界线，一类层二次开发

目前主力区块卫95块综合含水95.7%，地质采出程度34.1%，可采储量采出程度87.3%，区块整体进入“高含水、高采出”开发阶段。随着含水上升，产液量增加，单位成本上升幅度加剧，效益大幅度下降。

统计单井含水与单位完成成本关系曲线得出当含水97%作为油井效益生产的界限。

在此研究基础上基于“水中捞油”的思路，将95-100%水淹等级精细划分为95%-97%，97%-100%两个级别，以沉积微相制约，绘制小层水淹分布图，将95%-97%的区域重新定义为“潜力储量”，通过实施相应措施实现一类层的二次动用。

如卫95-C195井原来低能关井，剩余油再认识的基础上，通过细分95-97%含水，补孔S三下2-3重新动用一类层，日增油2t。取得良好的增油效果。

3.2存量创效，建立适应剩余油分布的井网

树立恢复一口老井就等于增加一口新井的理念。通过对低无效井、长关井进行原因分类统计，结果显示事故原因和地质原因是影响油田效益的主要因素。

3.2.1 效益恢复完善事故区井网。

针对井况损坏严重、剩余油富集的区域，充分利用现有井点，通过“新”、“修”、“替”效益恢复完善事故区井网。

3.2.2 低效井、长关井治理，提高单井效益。

针对低无效、长关井，精细研究，强化效益评价，强化与维护井结合，通过补转堵调效益恢复产能。

3.3管理保效，提升开发效益

一是建成了油田首座无人值守、撬装式数字化计量站（马12号站）;二是实践以调度为中心的信息化运行模式。三是实现动态调配效益化，创新引进注水试验。积极开展注采耦合试验，在保持地层能量的前提下，尽最大限度的提高层间和层内动用程度。四是实现人力配置合理化，全区用工人数由363人减少到200人，劳动生产率提高73%。

4  实施效果

4.1 开发效益

自2017年以来，项目应用于马寨油田，效益评价由“边际贡献区”上升为“利润区”，实现马寨油田效益升级。井网进一步完善，增加、恢复水驱控制储量35.6×104t，水驱动用储量24.0×104t，井网受控率提高3.8个百分点;自然递减由24.13%降至-0.62%，综合递减由23.44%降至-4.76%。

4.2经济效益

新增产值3275万元，投入产出比1：1.77。

通过本项目开展，探索出低油价下效益升级新对策，对现阶段全油田如何实现效益稳产到效益升级提供借鉴意义。

5 结论与认识

5.1增量增效、存量创效、管理保效是提升油田开发效益的有效途径;

5.2水淹程度较高的一类储层仍然是挖潜的主要对象剩余油认识是提高低渗油藏有效注水的核心。

参考文献：

[1]李宗信 复杂断块油田滚动开发技术研究。《断块油气田》1995年

[2]张金亮等 卫95块精细油藏描述和剩余油分布研究

作者简介：

张晓萍，女，1971.7月出生，高级工程师，1990.7月工作，毕业于西南石油学院，就职于在河南省濮阳市中原油田文卫采油厂，致力于油田开发地质专业。

（作者单位：中原油田分公司文卫采油厂）