【中国阀门网】一个5000万吨级的油田，采出程度还不足23%，文东油田怎么说也不应到山穷水尽的时候，但近来摆上桌面的一些开发数据却更多地传递出了“文东老矣”的声音：文东油田的日产水平已经由高峰期的2600多吨，锐减至目前的600多吨，年自然递减近30%，综合含水已达90%以上，油田开发面临前所未有的挑战。
回想文东油田开发初期的辉煌，很多当年的创业者眼里都闪烁着激动的泪花。当时的文东地区钻塔林立，钻机轰鸣。油田第一口千吨井文13-63井喷油的欢腾场面，至今仍然清晰地留在很多人的记忆中……
不得不算的投入产出账
近两年来，文东油田没有再部署一口新井。对此，油田开发的决策者们有着难言的苦衷。按照油藏经营的理念，油田开发首先必须面对的是一笔投入产出账，而文东相对较高的开发成本令很多人望而却步。文东油田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼，是我国东部油田中极为特殊的一个油藏类型，不仅埋藏深，多在3100米~3900米之间，而且主力油藏被厚达400米的文9盐层覆盖。文东油田探明的5002万吨的储量中，盐间油藏所占比例超过4/5。由于文9盐层的存在，这里钻井费用通常比打常规低渗油藏深井多出了200万~300万元，一口井打下来需要1000万~1200万元。而与高额钻井费用不相匹配的是，文东油田的新井单井日产水平在逐年下降。开发初期，一口新井往往能够获得成百吨的日产，而2002年以后打的新井，单井日产只有10吨左右。
没有新井补充，井况恶化的矛盾在文东油田越来越突出。油田开发初期部署的第一轮基础井网，如今已大面积损坏。目前，文东油田主力区块井网损坏程度已经达到了40%以上，其中文203块井网损坏程度最高，达71%。如果要完全恢复基础井网，满足油田中后期注水开发的需要，至少要增加192个井点。靠打新井完善井网，投资压力太大，产出难以预料。权衡利弊，开发人员把目光投向了老井大修和侧钻等投入相对较小的补救措施上。
就大修、侧钻工艺现状而言，对付损坏不太严重的井还有效，碰上井况损坏严重的“重症患者”就不见效了。文13东块上的文13-238井套管严重变形，为了修好这口井，文东油田拍出200万元的高价招聘大修队伍，这一数字比普通大修高出了几倍，两袢匀晃奕擞Ρ辍?br> 与屡屡遇阻的大修施工相比，文东侧钻施工的适用范围更为局限。据施工队介绍，在文东油田待修的老井眼里进行侧钻作业，开窗部位只能选在文9盐层以下井段，否则，以侧钻的形式穿越文9盐层，钻井轨迹几乎无法控制，钻井施工毫无把握。这就意味着，文东的侧钻井首先必须保证文9盐层以上井段的套管相对完好。近年来，地质人员在文东区块找到了不少很有潜力的井和井组，大部分因为井况无法恢复而不得不将其束之高阁。
“巧妇”在做“少米之炊”
文东油田井况持续恶化的现状，使措施选井的余地越来越小。开发地质人员并没有放弃努力，他们立足现有的生产井点，积极尝试通过改进分注工艺，来解决文东油田地下能量恢复的问题。地质研究所文东室主任张宝团打开一张显示地下油层分布的测井解释图介绍说，文东油田整个含油层段上下分布有55个小层，大约五六百米厚，油层的突出特点是10米以上的厚层少，5米以下的小层为数最多。小层多、油层薄，实施分注的难度本来就很大，而文东油田含油层段层与层间隔过小的问题，又给现有的分层注水工艺出了一大难题。分层注水工艺要求两个封隔器之间的距离至少达到10米以上，如果在10米以下只能进行笼统注水，文东油田的油层间隔一般只有3~5米，最小仅为1米，根本无法满足有效启动小层的需要。文东油田208口水井中，近期亟须分注的井有57口，但受客观条件的限制，70%以上的井根本无法实施分注措施。
2005年，文东油田优选高压分注井，采取停下注上或停上注下的“一级一段”和控制一层、加强一层的“一级二段”的注水方式，提出了盐间油藏8口井的高压分注方案。方案实施后，有效的6口井，平均单井注水压力由措施前的32.3兆帕，下降到措施后的24.1兆帕，累计增注2.1万立方米。文东盐间深井高压分注取得了阶段性突破，但同时也暴露出了深井、高压、低渗条件下封隔器检测手段单一、高压分注的层系细分还有很大差距、部分差层启动困难、分层降压增注问题难以解决等一系列问题。文东油田深井高压分注工艺总的来说还无法满足开发需要，整体工艺水平仍待进一步完善提高。
文东新生有充分依据
按照28%的标定采收率来计算，文东油田工业采出程度已高达81%，开发初期动用的最好储层和之后动用的较为发育的储层相继水淹，文东油田一类油藏几乎动用殆尽。加之井况恶化、上产乏力，“文东老矣”的说法似乎无可置疑。然而，我们得到的另外一些资料数据却表达出了一种截然不同的声音。已经在文东油田工作了12个年头的地质师张宝团告诉我们，在文东油田，动用程度高的一类层储量最多只占总数的40%，受分注工艺水平所限，文东500米跨度的油藏吸水程度还不到35%，油田水驱动用程度仅为38%，剩余的占60%的二、三类油层尚未得到有效动用。一旦条件成熟，这些油层全面启动，文东油田开发将会是另外一种局面。
据了解，油田勘探开发科学研究院曾在文东做过试验，在注采井网相对完善的情况下，文东油田的采收率有望提高到35%。诚如所言，文东油田目前的工业采出程度应该在70%以下，可谓正值盛年。
近年来，文东油田的地质人员一直在探索经济有效的开发方式，先后成立了“文东油田分注项目组”、“文东井况治理项目组”，大力开展技术集成研究，并已初步见到了成效。2005年至今，文东油田的地质人员从已经损坏的井网中优选出了40口可以修复的油水井，部署了大修措施，恢复控制储量300万吨，单井平均增加可采储量0.8万吨，在没有增加一口新井的情况下，文东油田原油日产上升了100吨左右，自然递减率和综合递减率分别比去年同期下降了1个和7个百分点。尤其在文13东块，今年上半年对11口油水井大修后，明显改善了沙3中7-10层系的开发效果，该块呈现出日注水平、日产液量、日产油量上升，综合含水下降，自然递减减缓的良好趋势，综合递减与去年同比，下降了19.3个百分点。
经过20年来的不懈追踪，地质人员对文东油田的剩余油分布规律已基本了然于胸。目前，针对文东区块的开发技术政策研究、井网优化重组技术研究、井况损坏机理及防治研究正在积极进行之中。截至目前，共恢复油田水驱控制储量177.8万吨，增加水驱动用储量148.4万吨，为今后文东油田的开发调整积累了经验。可以想见，随着文东油田经济极限采收率评价研究的不断深入，油水井大修等开发工艺技术手段的不断进步，也许有一天，文东油田会重新焕发出当年的生机和活力。我们满怀憧憬，期待着这一天的到来！
(来源：中国石化报)
