油藏开发现状

（一）油藏开发特征

1.高压注水，Ⅰ类层见效明显

油藏初期注水压力为34MPa左右，注水强度为5～10m³/d·m，视吸水指数为4 5m³/d左右。在300～350m井距下，注水6个月左右油井见效，初期平均单井日增产10～20t/d。统计注水井吸水剖面和油井产液剖面，见效层主要是储层物性相对较好的Ⅰ类层，而储层物性相对较差的Ⅱ类层和Ⅲ类层吸水量或产液量较少甚至不吸水或不产液。

2.注水后压力恢复程度低

文东沙三中油藏原始地层压力高（60MPa左右），开发初期依靠弹性能量生产压差大（30MPa左右），地层压力下降快。注水补充地层能量，油井见效后地层压力平均恢复5～8MPa，稳定在33MPa左右，接近原始饱和压力，但注水要将地层压力恢复到原始状态很困难。

3.吸水程度低，水驱动用程度低

生产中因层系划分粗、注水层段长、层间差异大，渗透率级差为10～50倍，注水井吸水厚度百分数为45%左右。主吸水层厚度占总厚度的20%，而吸水量达70%以上，油藏水驱动用程度41%左右。

统计文东盐间油藏93井次吸水剖面资料，吸水层数占射开层数的37.0%，吸水厚度占射开厚度的46.5%。吸水强度小于5m³/d·m的层，其厚度占总吸水厚度的18.3%，而吸水量只占总吸水量的5%；吸水强度大于30m³/d·m的层，其厚度仅占总吸水厚度的5.5%，而吸水量却占总吸水量的18 2%（表1-2-7）。

表1-2-7 文东沙三中油藏吸水强度统计表

4.含水上升快，产量递减快

油井见效后3个月左右开始见水，一般水线推进速度0.8m/d，初期年含水上升率10%～20%（是一般油田的4～5倍）。统计56口井，见水5个月后，日产油量递减了23.8%（图1-2-5）。

图1-2-5 文东盐间油藏含水率与含水上升率关系曲线

5.见水后采液、采油指数下降

油井见水后，采液、采油指数急剧下降，含水20%时采液指数降幅达65%，含水80%后采液指数回升，但采油指数仍下降。这种特点决定了油藏不适合提液稳产。

6.Ⅱ.Ⅲ类层储量大，具备提高动用程度的基础

Ⅰ类储层水驱动用程度高，采出程度33%，采收率37%。Ⅱ，Ⅲ类层水驱动用程度低，采出程度17.5%，采收率24%。由于低渗透油藏具有非达西渗流特征、层间启动压力差大、注采井距大，影响了Ⅱ，Ⅲ类层有效驱替压力系统的建立。

纵向上Ⅱ，Ⅲ类储层达39个（占73.6%），储量1992×10⁴t（占52.3%）。试油和单采证实，Ⅱ，Ⅲ类层有较高产能，平均日产油7.8t/d。由于物性差，大多未被水驱动用，物质基础较好（表1-2-8）。

表1-2-8 文东沙三中分类小层动用状况表

7.层间渗透率差异是采收率低的主要影响因素

渗透率级差越大，不吸水厚度比例越大，当级差大干10倍时，只有少数层吸水；渗透率越低，产油厚度比例越小（图1-2-6，图1-2-7）。说明油藏注、采主要在物性较好的Ⅰ类储层。

文13东块各类储层产出状况统计表明，Ⅰ类层是主产层，产出层数和厚度占其总射开的比例高达80%以上，而Ⅱ，Ⅲ类层平均仅30%左右（表1-2-9）。

图1-2-6 吸水厚度百分数与渗透率级差关系曲线

图1-2-7 产液厚度百分数与渗透率关系曲线

表1-2-9 文13东块分类小层产出状况统计表

（二）开发中存在的主要问题

从文东油田沙三中油藏开发历程及开发现状分析，主要存在3个方面的突出问题。

1.层间非均质严重，储量水驱动用差异大

层间非均质严重，储量水驱动用状况差，高渗透层含水高、采出程度高；中、低渗透层低含水、采出程度低，造成各小层平面上水淹程度不均匀。随着注水开发的进行，油藏层间、平面矛盾更加突出。

2.井况损坏严重，稳产基础薄弱

井况恶化成为当前影响注水开发效果的主要因素之一。由于地层含盐量高，腐蚀性强，注水压力高及生产压差大等原因，致使油水井损坏比较严重。开发早期对油水井使用寿命的基本估计是10年左右，目前处于损坏高峰期，注采井网受到一定破坏，注水状况变差，稳产基础薄弱，损失了较大的水驱动用储量，降低了开发效果。

3.分层工艺技术难以满足开发的需要

文东油田属异常高温、高压、高油气比、深层、低渗透的特殊类型油藏，决定了其特有的工艺开采技术。虽然近两年高压分注工艺技术逐步在现场推广应用，但其分注的精度难以满足Ⅱ，Ⅲ类层挖潜潜力的需要。文东油田Ⅰ类层与Ⅱ，Ⅲ类层的隔层厚度大多小于5m，而目前在文东实施的高压分注一般只进行一级一段或一级二段分注，基本没有达到启动Ⅱ，Ⅲ类层的目的。