欢西复杂断块注水油藏特高含水期多元开发对策研究及评价

欢西复杂断块注水油藏特高含水期多元开发对策研究及评价

【摘要】本文针对位于欢西油田南端的锦99块复杂稠油断块注水开发中后期暴露的各种开发矛盾，运用动态数据与静态资料相结合的研究方法，精细地质研究，深入剩余油分布认识，借助于有针对性的配套技术对策，对区块实施了综合治理。全年措施共累积增油达8478t，提高区块采油度0.06%，为区块提高开发效果提供了重要参考价值，同时为同类稠油油藏注水中后期开发提供良好借鉴。

【关键词】层间干拢规模注汽非主力油层轮替采油甲型水驱曲线

锦99块杜家台油层形成于复杂的区域构造背景下，断块内断层较为发育，储层变化大，油水关系复杂，原油性质变化大。区块自1983年全面转入注水开发，到目前经历27年的开发，区块采出程度已达24.42%，已采出可采储量的91.26%。由于是注水开发稠油油藏，常规注水水驱效率低下，特别是开发进入中后期，综合含水已高达95%以上，受油品特殊性影响，各种开发矛盾日益加剧，严重制约区块开采水平的提高。

1 油藏基本情况

锦99块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡的西南部。开发目的层为杜家台油层，总体的构造形态为北东走向的狭长条带状不完整的背斜构造。油层岩性为一套中细砂岩，砂砾岩与泥岩交互沉积。原油性质较差，在地层条件下，原油密度为0.954mg/cm3，原油粘度229mPa·s。在50℃条件下脱气原油粘度为333mPa·s，属普通稠油。断块含油面积4.39km2，地质储量1461×104t，标定采收率26.9%。

2 注水开发中后期暴露的主要开发矛盾

2.1 地层原油流动性差，单一注水开发模式采收率低

锦99块杜家台油层由于油水粘度比大（458），且原始地层温度只有51℃，注水开发中单层突进、层中指进严重，油层动用程度低。由于地层原油流动性差，注水开发产量递减快，驱油效率低。

2.2 措施效果逐年变差，挖潜难度较大

锦99块从07年开始，新井及侧钻井的投入就很少，仅08年底，有两口新井投产。并且随着开发的深入老井的措施效果也逐年下降，2011年全年平均措施日增油仅9.8吨。

2.3 注水井段过长，层间干扰严重

锦99块（杜）39口注水井中正常注水共21口井，其中，全井段注水共19

潜山油气藏勘探与开发

潜山油气藏的勘探与开发 ——渤海湾盆地潜山油气藏调研 第一章综述 第一节潜山的概念 潜山（Buried hills）一词，较早见于赛德尼.鲍尔斯（Sidney . Powers）的论文《潜山及其在石油地质学中的重要性》中（美国经济地质学，一九二二年第十七卷），后来，其它地质学家也使用了这一术语，如A . I .莱复生（Levorsen）在其《石油地质学》一书中就提到潜山，系指在盆地接受沉积前就已形成的基岩古地貌山，后来被新地层所覆盖埋藏而形成的潜伏山。我国1982年出版的《潜山油气藏》（华北石油勘探开发设计研究院，1982）一书中提出，凡是现今被不整合埋藏在年轻盖层下，属于基底的基岩突起，都称为潜山。它包括了后期由于基岩块体翘倾，所形成的基岩突起，都称为潜山。 还有一部分学者把潜山油气藏称之为基岩油气藏，如兰德斯（Landes，1960）认为基岩油气藏和一般油气藏的主要区别在于烃源层位于储层之上。后来一些学者进一步定义为：基岩油气藏位于一个大的区域性不整合面下的比较老的基岩中，烃源层多数位于不整合面之上，但有少数烃源层位于不整合面之下、储层之上，这种油气藏统称基岩油气藏。 第二节潜山的分类 潜山分类有多种多样，主要有按成因、形态、岩性等来进行分类。 一、按成因分为地貌山、构造山和构造—地貌山 1、地貌山：主要是受侵蚀作用形成的潜山，就是在上覆盖层沉积前，在不整合面上基底就存在地形上突起，并遭受风化、剥蚀、淋滤，后期被年轻的盖层埋藏形成的潜山。这类潜山的储集体的孔、洞、缝一般都很发育。 2、构造山：主要是在构造应力的作用下形成的潜山，就是上覆盖层沉积前，在不整合面上不存在或仅有微弱的地貌显示，主要是在盖层沉积期或沉积以后，由于构造变动产生的褶皱、断裂活动而形成的构造山或后成潜山。其特征是潜山侵蚀面与上覆层产状平行，断棱或褶皱的核部是潜山的最高部位。构造山还可以进一步分为断块山和褶皱山，断块山在冀中坳陷较发育，褶皱山尚未发现。这类潜山的储集体的孔、洞、缝不如地貌山发育。 3、构造—地貌山：由构造和侵蚀两种因素共同作用形成的潜山。在古侵蚀面上就存在地貌山，潜山幅度的大小是随后期的构造活动变化而增减。 实际上，地貌山和构造—地貌山在地质营力的作用上是很难割断，地貌山从表面上看似乎是以侵蚀作用为主，但实际上构造活动也在起作用；从潜山的评价来看，地貌山和构造地貌山均遭受过多期构造活动和岩溶作用，孔、洞、缝均较发育。因此，把地貌山和构造—地貌山都称之为地貌山。 二、按形态分为潜山、潜台、潜丘 1、潜山：现今被年轻的盖层埋藏在不整合面下的基岩高突起，规模相对较大。潜山按不同部位又可以分为：山顶（头），即位于潜山的顶部；山坡，即位于潜山的山坡；山腹（内幕），即位于潜山内部，由于潜山内部结构存在隔层，组成山腹（内幕）圈闭。 2、潜台：现今被年轻盖层埋藏在不整合面下的基岩台地，规模相对较大，如鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系古潜台。

复杂小断块油藏开发特征分析

复杂小断块油藏开发特征分析 广北区位于八面河油田的北部斜坡带，区内断层发育，主要为三角洲前缘沉积，发育构造油藏、构造-岩性油藏，单砂体含油面积多小于0.3km2，属于复杂、极复杂小断块油藏，油井生产情况差异大，注水效果待进一步认识，有必要分油藏类型进行开发特征认识，以指导区块及同类型油藏下步开发调整。 标签：复杂断块油藏；开发特征；含油宽度；开发调整 1 研究区储量分布特征 经落实，研究区共有510×104t地质储量，考虑研究区内各层系之间的渗透性差异，及由此造成的油藏开发特征、开发水平的差异，本次研究以50×10-3um2为界限，将细分后的各单砂体划分为中高渗透油藏和中低渗透油藏，其中中高渗透油藏300×104t，分布在沙三段、沙四段2、3、4砂组，平均渗透率154×10-3um2，中低渗透油藏210×104t，平均渗透率26×10-3um2，分布在沙四段1、5、6砂组。 2 中高渗透油藏开发特征 该类油藏具有以下地质特征：储层物性好、边水较活跃，地层能量评价为较充足或充足。 油井生产具有以下开发特征： 2.1 油井多以天然能量开采 新井投产、老井补孔措施后，初期产量高（大于10t/天），但含水上升快、产量下降快，且砂体水淹后，油井含水持续上升，由于后劲不足，提掖潜力小。 2.2 注水有效地降低了砂体自然递减率 例如：广北9块S423砂组注水15年，对应油井长期稳产，砂体共有15口井生产过，单井平均累采油16570t，最高达51500t。砂体采出程度43.6%，远远高于邻块同层位的24.8%和36.1%，目前开井4口，目前生产油井依然保持中含水状态，综合含水88.5%，日产油8.9t。因此，注采调整可有效控制砂体的自然递减率。 2.3 油井轮采可以取得较好效果 开发初期的高速调层补孔阶段为区块后期稳产造成被动的同时，也为油井轮采创造了可能性，轮采潜力逐渐增大。2005-2014年轮采20井次，平均单井年增油350t，因此，在构造有利区域进行轮采，逐渐成为广北区增油亮点，为该区的稳产、上产做出巨大贡献。

高含水期油藏综合调整研究

高含水期油藏综合调整研究 针对茨13块油藏综合含水高、常规水驱达不到标定采收率等问题，近年来结合动静态资料，开展区块精细地质研究，在剩余油分布及注水见效规律等方面取得一定认识。在此基础上，制定了完善注采井网并配合深部调驱的工作思路。通过综合调整，取得较好开发效果。 标签：剩余油分布;完善井网;深部调驱 1 概况 茨13块构造上位于辽河盆地东部凹陷北部的茨榆坨构造带中段，含油面积6.3km2，石油地质储量649×104t，标定采收率14%，主力含油层位S32，油层埋深在-1670～-1830m。该套储层属陆上冲积扇砂体沉积，为一套成熟度低，分选差含砾粗砂岩，以正韵律沉积为主。储层物性为中孔中渗。茨13块1988年9月采用300×300m正方形井网正式投入开发，1990年底转入以边部注水为主的注水开发，经历了上产、快速降产、低速稳产阶段。截止综合调整前，区块为常规注水开发，日产油21t，综合含水87%，采油速度仅为0.11%，已进入高含水开发期。 2 存在问题 2.1 层间矛盾突出，水淹水窜严重 茨13块属正韵律厚油层，储层非均质性强，造成平面和纵向上储层物性相差较大，纵向上變异系数0.32-1.07，渗透率级差2.25-260.1，导致注入水沿高渗层位突进，油井含水上升快，严重制约了油田注水开发效果。 2.2 注水方向性强，平面压力差异大 受茨13块整体地层倾角较大（7-12°）的影响，区块注水方向主要由构造高部位向低部位突进，导致高部位油井注水受效差，生产表现为液量低，压力低。低部位油井水淹严重，生产表现为液量高，含水高，压力高。出现高低部位注采比不均衡的现象。 3 主要做法 3.1井震结合，落实区域地质体 针对茨13块地质体不落实，通过优选标志层，对区块已完钻井采用“由下至上”的地层对比模式，井震结合，精细地层对比和构造解释，开展剩余油分布及注水见效规律研究[1]。一是茨13块地层由原认识平行不整合接触转变为角度不整合接触;二是剩余油主要分布在井间、层内水驱不到的区域以及受断层和剥蚀

复杂断块油藏精细油藏描述与剩余油分布规律研究

复杂断块油藏精细油藏描述与剩余油分布规律研究 摘要：油藏资源是支撑社会经济飞速发展的主要能源，复杂断块油藏是原油储层当中的重要组成部分，并在油气田的开拓开发当中占有很高的地位和重要的影响。所以这就使得对现有复杂断块油藏开展剩余油分布现状规律的研究具有十分重要的经济价值和现实意义。本文通过对中原油田等多个复杂断块油田的精细描述和实践了解、资料收集，首先整理了复杂断块油藏的基本特征，科学运用前沿的油藏精细描述手段，对中原油田数个复杂断块油田通过运用动静态分析法等模拟技术研究和考证了剩余油分布的规律。 关键词：复杂断块油藏；精细油藏描述；剩余油；分布规律； 断块油藏通常是说由断层作用形成的圈闭，在开始发生变动的过程中断层可以作为流体运移的通道，而在闭合的过程中对油气运移起遮挡作用。断层很多时候也会把一块相对完整的背斜褶皱分割成一些断块，这些断块就会形成一个个独立的储油圈闭，就像一份相对完整的披覆构造，使得许多断层成为了分割油田的分界线，使油田显得支离破碎，并且形成一个个大小不等的独立的次生油气藏和原生油气藏，所以，断块油藏就是主要因为断层作用形成的油气圈闭。 一、复杂断块油藏的一些地质特点 复杂断块油田主要是指断块油藏的含油面积不足一千平方米，切石油地质储量占总储量的一半以上的断块油田。其一些主要的地质特征是：1、构造复杂，类型多，断块小，断层多；2、多种砂体沉积类型（河流相、三角洲相），储层物性比较好，但是其中的变化很大；3、含油层系多，主力含油层系大面积分布，切不同的区块其含油层系也大不相同；4、油水关系复杂，油藏数量多类型广，油藏之间的天然能量区别很大。 二、复杂断块油藏精细描述的内容与技术 复杂断块油藏精细油藏描述的内容主要应该包括：储层单元的细胞对比，微型构造，自然断块的划分，储层非均质，精细油藏类型，储量复算，与地层单元、断块划分紧密结合的沉积微相分析，油藏地质模型，储层空间封闭单元，流体模型等。 1、储层单元的细胞对比 储层单元的细胞对比作为精细油藏描述的基础，在当前，主要可以分为下列几类对比法：按沉淀单元时间划分；层序划分；单砂体划分；按小层、小小层划分四种。 2、微型构造

复杂小断块油藏开发中立体井网开发技术的应用

复杂小断块油藏立体井网开发技术的应用 张金岗（孤岛） 【摘要】复杂小断块油藏因为断块的分割作用，形成形态各异、断块碎小的独立开发单位。复杂小断块油藏在开发上存在着油藏能量低、断块面积小的特点，因此使用常规面积井网进行注水开发十分困难，导致了油藏产量逐年减少。本文结合复杂小断块油藏开发的特殊性和地质特点，在对储量进行最大限度控制的基础上，将“少井高产”作为生产理念，使用水平井控制定向井、直井、优势油砂体的方式，对注采关系进行完善，最终形成完善的立体井网优化控制理论。在对立体井网进行部署的过程中，应该首先对一下几个特征进行考虑：油砂体的分布特征、断块规模、断块几何形态，同时对渗透率方向性和储层非均质性进行考虑，明确二者对水驱效果产生的影响。在对复杂小断块油藏进行开发的实践之中，使用立体井网理论的直井和水平井联合井网，能够比直井井网更有效的对复杂小断块油藏进行开发。 【关键词】复杂小断块立体井网注采系统 研究复杂小断块油藏的立体井开发是人们关注的重点，我国目前对复杂小断块油藏的开发主要采用不规则三角形井网，但是由于这种井网的理论研究十分有限，而且没有形成完整的开发模式。通过油田开发研究，针对我国目前对油藏地质的了解，在充分了解复杂小断块油藏的基础上，逐步形成了立体井网开发技术，并在此基础上形成了井网优化部署的一般原则和方法。 1 立体井网开发技术的提出 复杂小断块油藏具有断层密集且多的特点，因为油藏被众多断层切割，断块的面积较小，含油量很低，开发单元很小，而且每个开发单元具有不同的形态，因此，对井网的开发造成了很大困难，增加了步井难度，很难形成系统化的注采井网。同时，在复杂小断块油藏中含有多套含油层系，而且油砂体缺乏均匀的分布，断块中具有错综复杂的特点，很难整合为一个开发单元，最终很难形成开发井网。在半圆形断块油藏之中，采油井部署在沿着构造轴线的构造顶部，在构造底部部署注水井，使用比一般井网大的井距，遵守“顶稠底稀”的步井原则。在条带性断块油藏之中，在条带中部部署采油井，注水井和采油井在断层控制的方向进行均匀的分布。在三角形断块油藏之中，针对油藏的不同特点，针对井距使用不规则的井网部署，并且对地质储量进行控制，将采油井部署在高部位上，将注水井部署在低部位上，同样遵守“底稠顶稀”的原则进行步井。在四边形断块油藏之中，首先将采油井设置在油层较高的位置，一些面积较小的断块，可以使用一口井对地质储量进行控制，在面积较大的断块之中，可以使用不规则井网，在断块中心设置中心井。 复杂小断块油藏在开发上具有复杂性的特点。油藏的油砂体分布不均匀，很难进行注采，有由于储层平面多种地质因素之间的相互作用，使得纵向和横向的动用程度呈现不均衡的现象，粘性指进和单层突进现象十分严重，降低了在开发复杂小断块油藏时的经济效益。因此，对储量进行控制，是提高采收率的重要因素。随着技术水平的提升，以及定向井和水平井技术的不断进展，我国目前已经形成了完善的水平井开发技术，在大港油田、冀东油田和胜利油田已经得到了广泛的使用，从具体的开发指标可以看出，在阶段采收率和含水量上升速度上来说，直井井网比水平井联合井网略逊一筹。 在一些复杂小断块油藏的开发过程中，无法与以往的常规面积井网理论相适应，在特殊油藏之中，油藏的断块部分特征、断块规模和几何形态等特征，使以往以直井为主的常规面积井网无法和开采的要求相适应。因此，应该在对现代油藏的准确描述的基础上，将对储量的控制作为前提，将“少井高产”作为开发的理念，使用水平井对优势油砂体进行控制，使用定向井和直井对注采关系进行完善，并使用这种步井方式对立体井网理论进行优化。立体井网

油藏动态分析模板

油藏动态分析模板 一、收集资料 1、静态资料：主要区块所处区域位置、开发层系划分与组合、注采对应状况以及连通状况、储层物性（电测解释成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及有效厚度等。 2、动态资料：区块（单元）日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、注水井注水量及注水压力、气油比等。 3、生产测试资料：饱和度测井结果（C/O、PND_S、硼中子、钆中子等）、产液剖面测试成果、对应注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、示功图、动液面、地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料（如密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）、井况监测资料（井温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SBT等）。 4、工程资料：油井工作制度（泵径、冲程、冲次、泵深）、井下生产管柱组合及下井工具、井身结构（井身轨迹）等。 二、分析内容 1、开发状况的分析（日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、自然递减、综合递减等）。 2、水驱状况及开发效果分析（水驱控制程度、水驱动用程度、水驱指数、存水率、注水量、分注合格率、水质状况、水线推进状况、水驱采收率、含水上升率及含水上升速度、油砂体（砂层组）水淹状况等指标的合理性）。

3、注采平衡及压力平衡状况（单元总体平衡状况、纵向上分小层注采平衡状况、平面上注采平衡状况及压力场分布状况等）。 4、开发调整效果分析评价（注采系统的调整、层系的调整、油水井工作制度的调整、储层改造、油水井措施等）。 三、分析步骤 1、概况 主要阐述储量探明及动用状况、采收率标定及可采储量状况、油井数、开井数、日产液、日产油、含水、采油速度、注水井开井数、注水量、注采比等。 2、开发指标的分析评价 主要分析日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、注水量、自然递减、综合递减含水上升率等开发指标与计划部署之间的差别。 2、生产历史状况（简述） 3、主要动态变化及开发调整效果分析评价 3.1首先总体上阐述近期区块（单元）日产液、日产油、含水、压力等变化态势，简要分析变化的原因。 3.2分析重点井组动态变化，简要阐述分析变化的原因（具体参见井组及单井动态分析）。 3.3开发效果的分析与评价 3.3.1水驱状况（注水单元）： ①水驱控制程度，定义为油井中与注水井连通层的厚度与射开的总厚

油田动态分析基础知识

油田动态分析基础知识 一、油田动态分析基本常识 一个油田在投入开发之前，油层处于相对静止状态，从第一口井投产以后，整个油藏就处于不停的变化之中。特别是非均质、多油层的油田，随着油层内原始储量的不断减少，注入量的不断增多，各类油层的动态变化就更为复杂。因此，要通过每天观察到的油井生产变化数据，分析判断地下油水变化情况，不断摸索总结各类油层中的油水运动规律，掌握油水变化特点，并依据这些客观规律，不断提出和采取相应的调整措施，使油田始终朝着有利于改善油田开发效果的方向发展，以便充分挖掘地下油层潜力，确保油田的高产稳产。 (一)油田动态分析的任务和目的 油田动态就是在油田开发过程中，油藏内部多种因素的变化状况，主要包括油藏储量的变化，油、气、水分布的变化，压力的变化，生产能力的变化等。油田动态分析工作就是通过大量的油井第一性资料，分析油藏在开发过程中的各种变化，并把这些变化有机地联系起来，从而解释现象，发现规律，预测动态变化趋势，明确调整挖潜方向，对不符合开发规律和影响最终开发效果的部分进行不断调整，从而不断改善油田开发效果，提高油田最终采收率。 在油田开发过程中，通过对油藏开发动态的分析和研究，掌握其规律和控制因素，预测其发展趋势，从而因势利导，使其向人们需要的方向发展，达到以尽可能少的经济投入，获取尽可能高的经济效益的目的。 (二)油田动态分析的内容 油田动态分析可分为单井动态分析、井组动态分析、区块动态分析和全油田动态分析，或者也可分为阶段分析，年度分析，月、季度分析。下面重点介绍前几种。 1．单井动态分析 单井动态分析主要是分析油、汽井工作制度参数是否合理，工作状况是否正常，生产能力有无变化；分析射开各层产量、压力、含水、油汽比、注汽压力、注汽量变化的特征；分析增产措施的效果；分析油井井筒举升条件的变化、井筒内阻力的变化、压力消耗情况的变化。根据分析结果，提出加强管理和改善开采效果的调整措施。 2．井组动态分析 井组动态分析是在单井动态分析的基础上完成的。超稠油藏开发过程中，井组划分是把射孔层位相互对应、储层物性相近、汽窜发生频繁的油井作为一个井组，集中注汽，统一吞

油藏动态分析流程

1.井、区块生产动态分析数据准备 1.1静态资料 （1）油田构造图、小层平面图、油藏剖面图、连通图、沉积微相图 （2）油层物理性质、即孔隙度、渗透率、含油饱和度、油层有效厚度、原始地层压力、油层温度、地层倾角 （3）油、气、水流体性质，即密度、粘度、含蜡、含硫、凝固点；天然气组分；地层水矿化度；高压物性资料 （4）岩心分析资料（敏感性、润湿性、水驱岩性实验、压汞曲线、主题薄片分析等）（5）油水界面和油气界面 （6）有关油层连通性和非均质性的资料 1.2动态资料 （1）产量数据：单井、井组、区块（单元）的日产液、日产油、日产水、月产油、月产水、累产油、累计产水、含水、压力数据（静压、流压）——以曲线形式显示 （2）注水数据：注水井注水压力、注水量、月注水量、累计注水量 （3）油水井主要措施史及效果 （4）动态监测数据：流压测试、动液面、注水指示曲线、产液剖面测试成果、吸水剖面测试成果、静压点测试、不稳定试井等 2.油田单元生产动态分析流程 2.1开发现状 (1)概况：该区地质储量、动用状况、采收率标定及可采储量状况、总 生产井数、注水井数 (2)综合开发指标（开发曲线） 2.2开发指标分析评价 主要分析日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、注水量、自然递减、综合递减、含水上升率（与计划指标建的差别） 2.3单井生产动态分析内容 1)日产液：变化趋势及原因分析 2)日产油：变化趋势及原因分析 3)含水：变化趋势及原因分析 4)气油比：变化趋势及原因分析（重点是高气油比井，看生产压差是否合理、脱气原 因等）

5)压力指标变化及原因分析：变化趋势及原因分析（注采比是否合理、天然能量利用 状况等） 6)递减及产量预测 7)总结：重点变化井及下步措施 2.4区块主要动态变化及开发调整效果分析评价 （1）区块总体的产液、产油、含水、压力变化态势，简要分析原因 （2）重点井组动态变化：简要分析变化原因 （3）开发效果分析与评价： 水驱状况 注采平衡及压力平衡状况 水淹状况 水驱效果 稳产或递减分析 2.5递减法产量预测 3.井、区块生产动态分析图表定制 1.静态图件 构造图 物性等值图 厚度等值图 栅状图 油藏剖面图 2.生产动态图件 ——曲线类 单井生产曲线（含措施标记） 井组注采曲线 区块（单元）生产曲线 区块产量构成曲线 水驱特征曲线 ——平面图类 含水等值图 地层压力等值图 开采现状图