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尕斯库勒E31油藏5-32井组开发动态特征分析


尕斯库勒油田 E31 油藏

5-32 井组开发动态特征分析

专 业 :石 油 工 程 班 级: 学 号: 姓 名:

成 都 理 工 大 学

一二年二月二十七日 二 O 一二年二月二十七日

尕斯库勒油田E31油藏5 尕斯库勒油田E31油藏5-4井组开发动态特征分析 E31

油藏

一.概况 1.1、油田概况 1.1 1.1.1、油田区域位置 尕斯库勒油田(图 1-1)位于青海省柴达木盆地西部南区,行政区划属青海省海 西州花土沟镇。在油田范围内,北部为山区,中部为戈壁,南部为尕斯库勒湖湖滩, 地面海拔 2850~3180m 左右。该地区气候寒冷,霜冻期长、冬夏及昼夜温差大、无人 烟和社会依托。交通条件较差,无铁路、机场。现有青新公路从油田中部通过,向北 经敦煌至兰新铁路柳园站,相距 660km;向西约 80km 进入新疆若羌;向东经茫崖、乌 图美仁到格尔木,约 433km;距青海省西宁市 1200km。尕斯库勒油田 E31 油藏则位于 油田中部黑色阴影部分,主体呈南北走向 。

月牙山

红沟 咸 咸水泉 水 子

小 梁 尖 山 顶

尖顶山

茫崖镇

干 山 狮 柴 泉 南 七个泉 南翼山 狮子沟 沟 七个泉 翼 子 花土沟 油泉子 红柳泉 山 花土沟 沟 油 红柳泉 盐 黄 游园沟 泉 砂西 瓜 滩 油砂山 子 梁 阿拉尔 开特米里克 油 黄 尕斯库勒 开特 砂 瓜 尕斯库勒 山 北乌斯 米 岗 跃进二号 里 盐 克 大乌斯加热站 山 茫 乌南 崖 南乌斯 东 茫崖 柴 茫崖湖 山 积极沟

茫崖热泵站

图 1-1 1.1.2、断层分区

尕斯库勒油田地理位置示意图

尕斯库勒油田构造位置属茫崖拗陷区尕斯断陷亚区,其北端以 XI 断层为界,东 翼与扎哈凹陷相接,南端以阿拉尔断裂与跃进二号油田相邻,西翼南端以 III 号断层

为界,西翼北端与砂西油田连成一片。上下分为 N1-N21 油藏、E32 油藏、E31 油藏。 E31 油藏为一构造完整、轴向近南北的背斜构造,南北长约 12km,宽度约 4km。 构造轴部较平坦,两翼不对称,西陡东缓。构造南北区各有一个背斜高点:6-7~7-6 井区和 13-6~14-6 井区。在构造北区~中区构造主体部位由于受 S1、S2、S3 三条断 层影响,形成两个断鼻高部位,即跃 10-37 井区和 10-7~11-7 井区(见图 1-2) 。

31
46 1-4 1-3

S0
01-2

30

29

28

27

26

25

24

23

2-5 2-34 45 2-4 3-35 2-33 X3-5 38X 1-1 01-21 5-9 2-3 X4-7 3-34 2-32 4-36 5-8 4-6 3-4 1-01 2-2 36 4-35 3-33 5-37 2-31 4-5 5-7 3-3 2-1 4-34 6-38 2-01 3-32 5-36 7-10 6-8 5-6 4-4 3-2 2-02 5-35 4-33 6-37 3-31 7-39 XD5-5 XD4-3 6-7 3-1 J2 8-9 7-38 5-34 6-36 4-32 22 8-10 7-8 6-6 5-4 4-2 S1 5-33 7-37 6-35 S124-31 32 7-7 5-3 130 6-34 X32 7-36 8-38 5-32 X9-10 8-8 XD6-4 7-6 9 6-33 8-37 33 9-39 7-35 17 X33 8-7 7-5 6-3 9-38 7-34 8-36 10-10 9-8 8-6 7-4 7-33 8-35 X10-39 S2 9-37 107 9-7 8-5 101 9-36 8-34 10-38 11-10 10-8 9-6 8-4 10-37 9-35 8-3 10-7 9-5 11-9 104 11-8 102 11-29 X10-6 9-4 11-7 S3 S3 S8 10-5 10-6 S4 J1 XS2 111 11-27 10-35 S9 S1 S7 10-4 11-6 110 12-7 12-32 10-3 S6 S4 12-6 S5 11-5 12-31 11-25 11-4 12-29 13-10 12-28 127 13-9 12-5 12-30 12-27 12-26 13-8 12-4 13-29 14-11 13-30 12-25 13-7 13-6 13-28 116 13-27 13-5 14-8 13-26 14-7 14-29 X15-11 14-28 13-25 14-614-27 15-9 131 128 126 14-26 15-7 15-28 16-11 15-6 14-25 15-27 16-9 01-1 21 X21 119 15-26 16-7 16-28 16-29 17-11 16-27 17-9 18-11

124

22

15-2516-6

16-26 17-7 17-28 16-5 S5 17-6 17-27 18-9

D10 19-10 151

21

S146
146 18-7 19-9

145

DD1

20

123

16

17

18

19

20

21

图 1-2 尕斯库勒 E31 油藏断层分区 1.1.3、沉积环境 尕斯 E31 时期经历了湖退~湖进的变化过程,形成了一个复合沉积旋回。其地层 共分为三种沉积相、五种亚相、十五种微相、八种砂体。E31 的早期,主要处于三角 洲前缘的水下环境,形成三角洲前缘亚相。发育有水下河道砂体、前缘滩地砂体、河

口坝砂体、远端坝砂体和席状砂体,分布于 IV5~IV3 小层中;E31 中期湖水长期退出 本区,主要处于三角洲平原环境,形成了平原亚相,发育有分流河道砂体和泛滥河道 砂体,分布于 IV2、IV1、III7~III1、II4~II1 等小层中,与下部地层构成一个湖 退相序;E31 晚期本区湖侵,发育三角洲前缘亚相,形成了河口坝砂体、远端坝砂体、 席状砂体,分布于 I6 ~ I4 小层,后来进一步发育了滨湖和浅湖亚相,如 I3~I1 小 层,构成了一个湖进相序。 1.1.4、主力产层 表 1-1 尕斯 E31 油藏储量计算参数表
小 层 I1 I2 I3 I4 I5 I6 II1 II2 II3 II4 III1 III2 III3 III4 III5 III6 III7 IV1 IV2 IV3 IV4 IV5 体积系 数 1.189 1.189 1.189 1.189 1.189 1.189 1.271 1.271 1.271 1.271 1.242 1.242 1.242 1.242 1.242 1.242 1.242 1.252 1.252 1.252 1.252 1.252 原油密 度 0.844 0.844 0.844 0.844 0.844 0.844 0.836 0.836 0.836 0.836 0.844 0.844 0.844 0.844 0.844 0.844 0.844 0.841 0.841 0.841 0.841 0.841 含油面 积 (km2) 8.45 7.24 3.40 18.88 10.63 22.53 7.66 4.40 3.50 11.27 3.44 7.30 7.72 10.00 3.18 7.02 11.40 6.75 5.19 13.37 29.49 22.58 有效厚度(m) 单井平 均 3.10 2.52 2.67 4.15 3.08 4.90 2.71 3.52 3.30 3.69 2.64 3.95 3.18 3.74 2.37 2.68 3.49 4.57 2.59 2.68 5.26 4.59 面积平 均 1.86 1.68 1.89 3.56 2.09 4.30 2.03 2.17 1.77 2.67 1.70 2.96 2.05 2.93 1.58 1.78 2.51 3.39 1.87 1.96 5.03 4.35 孔隙度(%) 单井平 均 15.12 15.49 14.43 15.19 14.64 15.14 14.52 14.68 14.50 14.75 14.85 14.89 14.02 14.65 12.61 13.95 14.10 14.06 14.16 13.23 13.86 11.40 面积平 均 11.51 12.05 11.31 14.32 12.66 12.98 12.59 12.36 10.35 13.46 10.01 13.40 14.01 14.39 9.21 11.30 13.88 13.01 10.11 12.37 12.25 12.44 含油饱和度(%) 单井 平均 61.46 61.04 62.83 65.09 64.20 66.18 61.82 64.24 60.95 64.62 61.55 64.69 61.59 63.89 62.48 63.10 64.29 62.63 57.11 61.36 64.06 64.03 面积 平均 50.06 48.53 52.47 62.35 55.51 56.01 55.69 54.50 48.98 63.58 52.25 57.84 64.74 63.75 46.84 52.89 63.76 58.86 49.57 61.73 57.46 72.04

表 1-2 尕斯 E31 油藏油层发育程度与控制因素 油藏油层发育程度与控制因素

油组

小层 1 2 3 4 5 6 1

油层发育程度 局部发育、局部连片 不发育、孤立状 不发育、孤立状 发育、 发育、连片 较发育、不连片 发育、 发育、连片 局部发育、局部连片 不发育、孤立状 不发育、孤立状 较发育、不连片 不发育、孤立状 局部发育、局部连片 较发育、不连片 较发育、不连片 不发育、孤立状 较发育、不连片 较发育、不连片 局部发育、局部连片 不发育、孤立状 较发育、不连片 发育、 发育、连片 发育、 发育、连片

油藏主要控制因素 构造+岩性 岩性 岩性 构造 构造+岩性 构造 构造+岩性 岩性 岩性 构造+岩性 岩性 构造+岩性 构造+岩性 构造+岩性 岩性 构造+岩性 构造+岩性 构造+岩性 岩性 构造+岩性 构造 构造
2

I

II

2 3 4 1 2 3

III

4 5 6 7 1 2

IV

3 4 5

从表 1 和表 2 中显示小层 I4、I6、IV4 和 IV5 的含油面积均在 18km 以上,油层发 育好,分布连片,受构造因素控制,有效厚度较大;I2、I3、II2、II3、III1、III5 和 IV2 等 7 个小层的油层不发育,呈孤立状,面积低于 8km2,含油性受岩性控制,有 效厚度较小; 其它小层为构造和岩性复合控制, 油层发育程度中等, 面积和厚度中等。 因此该油藏的主力产层为 I4、I6、IV4 和 IV5。 1.1.5、油藏开发历程 尕斯 E31 油藏是 1978 年钻探跃深 1 井至 3253m 发生强烈井喷, 畅喷日产油 800t 左右,用 14mm 油嘴试油 405t/d,从而发现了 E31 油藏。该油田从 1978 年投入试采, 已有 23 年的开发历史。 尕斯库勒油田 E31 油藏的开发大致经历了三个阶段: 1978~1988 年为试采阶段。主要通过零星单井试采(1978-1984 年)和井组试采 (1985-1988 年) ,搞清了 E31 油藏单井产能、地层压力变化、弹性能量、边水分布等 资料,并进行了试注试采、油层改造和开发动态监测等方面的应用试验,为油田全面

注水开发取得了成功的经验; 1989~1990 是分区块逐步投入开发阶段。这一阶段是油田大规模上产阶段,实 施了三套层系(北区分Ⅰ+Ⅱ、Ⅲ+Ⅳ层系开发,南区为混层系开发)600m 井距正方形 井网、反九点法面积注水的基础井网的全面注水开发。至 1990 年底油藏已全面投入注 水开发,共投产油井 74 口,注水井 16 口,年产油量达到 65.68×104t。这一开发阶 段,在配套了注水、举升等工艺技术的基础上,工艺技术重点发展了混层压裂改造技 术,并作为一种减缓产量递减的主要工艺措施,开始得到应用,对油田上产和以后的 稳产起到了十分重要的作用;备注正方形井网、反九点法面积注水。 1991 年~目前为开发调整方案实施阶段。 在这一开发阶段, 油田为保持稳产和提 高水驱开发效果,开始了大规模的井网加密调整,井距由 600m 减小到 350-420m。 正方形井网 :井按照正方形的形状排列形成的井网,每个基本单元格都是正方形。 反九点法面积注水: 每个基本单元格为正方形, 包含八口注水井和一口生产井, 生产井位于注水单元中间。八口注水井分布于正方形的四角和四边的中间位置上,这 类面积注水法叫反九点法面积注水。 1.1.6、目前开发参数 根据调整方案设计,全油藏总井数 191 口(油井 131 口,注水井 60 口) ,需要新 钻调整加密井 97 口。截止 2004 年 12 月底,共有油水井 230 口,其中油井 174 口, 开井 159 口,水井 56 口, 开井 54 口, 年核实产油 64.8402×104t, 年核实产水 67.8118 ×104m3,核实年地质储量采油速度 1.672%,采液速度 3.75%,年注水 222.8556× 104m3,年核实注采比 1.374,油藏累积核实产油 1282.5131×104t,累积核实产水 451.4077×104m3,累积注水 2214.9251×104m3,地质储量采出程度 33.07%,累积注 采比 0.956,油藏综合含水 55.68%,含水上升率为 3.98%,自然递减率 13.8%,综合 递减率 4.8%。 采油速度: 年采出油量与地质储量之比。 采液速度:年采出液量与地质储量之比 采出程度 : 油田在某时间的累计采油量与地质储量的比值。 自然递减率:指没有新井投产及各种增产措施情况下的产量递减率,即在扣除新井及 各种增产措施产量之后的阶段采油量与上阶段采油量之差,再与上阶段采油量之比。 综合递减率: 指没有新井投产情况下的产量递减率,及扣除新井产量后的阶段采 油量与上阶段采油量之差,再与上阶段采油量之比。 1.1.7、分层储量(分析) 表 1-3 尕斯 E31 油藏储量计算结果表
小层 I1 单井容积法 (万吨) 172.72 积分容积法 (万吨) 64.38 积分丰度法 (万吨) 83.42 油田使用储量 (万吨) 90.58 误 差 (%) -7.16

I2 I3 I4 I5 I6 II1 II2 II3 II4 III1 III2 III3 III4 III5 III6 III7 IV1 IV2 IV3 IV4 IV5 I II III IV 合计

122.68 58.45 549.48 549.48 218.26 785.04 122.44 96.08 67.26 261.00 56.36 188.50 144.02 237.89 40.43 112.60 245.07 182.58 72.95 195.42 924.93 508.28 1906.63 546.79 1024.87 1884.15 5362.44

50.39 27.09 425.47 110.57 499.80 71.69 42.31 20.72 169.29 20.71 113.83 97.42 182.42 14.69 50.63 172.09 117.65 32.58 134.82 700.65 591.94 1177.70 304.01 651.78 1577.64 3711.13

69.11 40.48 446.36 151.18 726.46 726.46 76.77 46.82 23.98 171.97 23.40 121.49 96.03 184.28 17.72 56.75 155.17 112.42 26.13 96.06 732.90 409.26 409.26 1517.01 319.53 654.84 1376.77 3868.15

48.49 28.92 452.01 174.97 753.57 49.71 85.71 12.84 196.05 22.37 112.91 105.47 160.52 28.28 65.00 135.23 127.2 20.48 87.35 726.69 393.57 1548.54 344.31 629.78 1355.29 3877.92

20.62 11.56 -5.65 5.65 -23.79 -27.11 27.06 -38.89 11.14 -24.09 1.03 8.58 -9.44 23.76 -10.56 -8.25 19.94 -14.78 5.65 8.71 6.21 15.69 15.69 -31.53 -24.78 25.06 21.48 -9.77

1.2 1.2、5-32 井组相关信息 5-32 井组位于尕斯库勒油田 E31 油藏背斜构造的轴部北端西翼的位置, 这个区域 构造等高线自西向东由密逐渐变稀,至构造轴部附近变得非常稀疏,表明地势自西往 东由陡变缓,至轴部地势变得非常平缓,在 5-32 井东部发育着一条小断层(s1) s (见 图 1-2) ,其走向为从背斜构造轴部自东南开始至西北 5-4 井附近消失,全长约 750 米,在 5-32 井西部有一条大断层(s12) s ,该断层近南北走向,最南端在 E31 背斜构

造中间西侧边界处,北段在构造西北边界处,与 S0 断层的西端相接,从南到北依次 有 9 井 、130 井、3-1 井、2-02 井、1-01 井、01-21 井。5-32 井 处于 s12 断层与

S1 断层的中间位置, 在生产过程中可能会对其油水系统产生一定的影响。 其它信息见 下表 1-4: 表 1-4
井号 井别 钻井目的 完钻井 深 5-32 oil 开采Ⅲ+Ⅳ油 组 4-2 oil 开采Ⅲ+Ⅳ油 组 3760.23 1989.02 3800 1996.09 尕斯深层油藏Ⅲ +Ⅳ油组 尕斯深层油藏Ⅲ +Ⅳ油组 仍在正常生 产, 油气产量 有所下降 4-32 oil 开采Ⅲ+Ⅳ油 组 4-31 Oil 开采Ⅲ+Ⅳ油 组(前期)为 周边井供能 (后期) 5-33 oil 开采Ⅲ+Ⅳ油 组 3670.00 1994.08.31 尕斯深层油藏Ⅲ +Ⅳ油组 仍在正常生 产, 油气产量 有所下降 5-34 oil 开采Ⅲ+Ⅳ油 组 5-4 oil 开采Ⅲ+Ⅳ油 组 5-3 Oil 开采 I +II 油组 3687.64 1988.08 3630.00 1988.09 3650.00 1994.11.02 尕斯深层油藏Ⅲ +Ⅳ油组 尕斯深层油藏Ⅲ +Ⅳ油组 报废停产 3685.42 1994.10.14(产) 1996.5.15(转注) 3105.5 1995.12.18 尕斯深层油藏Ⅲ +Ⅳ油组 尕斯深层油藏Ⅲ +Ⅳ油组 目前正处于 生产高峰期 仍用于注水 5-32 井 组 中 5-32 井 为中心井, J2 井 位 于 中心井正 北方偏东 方向,5-34 井位于中 心井东北 方 , 32 和 6-35 井 位 于中心井 东南方, 5-33 井 位

5-32 井组相关参数表
投产日期 生产层位 目前生产状 态 报废停产 油水井关 系

尕斯深层油藏 Ⅰ+Ⅱ油组

于中心井 西偏南, 4-2 井位于

6-33

Oil

开 采 Ⅲ+Ⅳ油组

3730

1995.01

尕斯深层油藏 Ⅲ+Ⅳ油组

中心井正 西,4-32、 4-33 和

6-34

Oil

开 采 Ⅲ+Ⅳ油组

3625

1995.01

尕斯深层油藏 Ⅲ+Ⅳ油组

XD4-3 井位 于中心井 西北方

6-3

Water

开采 I +II 油组,后 期注水

3794

1978.01

尕斯深层油藏 Ⅰ+Ⅱ油组

XD6-4

Water

开采 I、II、 III、 油组, IV 后期注水

3710

尕斯深层油藏 Ⅰ~Ⅳ油组

二. E31油藏地质特征 E31油藏地质特征 2.1地层特征 2.1地层特征

2.1.1、地层划分与对比结果 表2-1 油组 小层 I 1 2 3 4 5 6 1 2 II 3 4 1 2 3 地层划分与对比结果 III IV 4 5

4 5 6 7 1 2 3

2.1.2、油层划分与对比结果 表2-2 油层划分与对比结果 含水饱和 含油性类 有效厚度 代码 净储比 度(%) 型 (m) 油层 1 4.01 0.86 35.18

特征描述 有效厚度大,分布范 围广,孔渗好,含水 低。 有效厚度较大,分布 范围一般, 孔渗较好, 含水低。 有效厚度较大,分布 范围一般,含水较多 有效厚度较大,分布 范围一般,含水多 无有效厚度含水饱和 度高

差油层

2

2.59

0.85

49.11

油水同层 含油水层 水层

3 4 5

2.56 0 0

0.47 0 0

53.94 63.63 81.49

干层

6

0

0

80.65

无可动水,无有效厚 度

2.2、 2.2、构造特征 E31 油藏构造属近南北走向的完整背斜构造,构造轴部较平坦,两翼不对称,西 陡东缓。构造南北区各有一个背斜高点:6-7~7-6 井区和 13-6~14-6 井区。在构造 北区~中区构造主体部位由于受 S1、S2、S3 三条断层影响,形成两个断鼻高部位, 即跃 10-37 井区和 10-7~11-7 井区。构造由浅到深,形态变化不大,构造轴线由 K11

到 K12 略向西偏移,偏移距离 50~100 米不等。 2.3、 2.3、储层特征 2.3.1、岩性特征、储层物性特征、渗流特征、非均质特征、润湿性。
1

岩性特征

尕斯 E3 油藏以细砂岩为主,其次为粉砂岩、中砂岩、底部为砾状砂

岩、砾岩;岩石类型主要为石英砂岩和长石-石英砂岩;碎屑含量占 60-80%,胶结物 含量占 20-40%;成分主要为石英、长石,其次为变质岩块及云母;胶结物为次生方解 石、铁土质、硬石膏、石膏;胶结类型以孔隙-基底式胶结为主,其次为接触式胶结。
1

储层物性特征

尕斯 E3 油藏为砂砾岩孔隙性储集类型;以次生孔隙为主,原生

孔隙次之; 孔隙类型有溶蚀、 残余、 粒间等孔隙和裂缝。 孔隙半径一般为 0.1~2.5μm; 大孔隙半径值及峰位一般大于 4μm,主要流动孔隙半径为 2-7μm;小孔隙半径一般 小于 3μm,孔隙分布不均匀,峰位不明显,主要流动孔隙半径 1~5μm;孔隙分选系 数为 1.6~3.0μm, 均质系数一般为 0.30~0.70, 平均为 0.45, 长度都大于 0, 0.14~ 在 0.81 之间,表明孔隙均质程度偏低,孔隙大小不均,孔喉为粗长度,孔道弯曲程度较 小。
-3 2 -3 2

渗流特征 油层空气渗透率一般为 1~400×10 μm ,平均空气渗透率 48×10 μm , 渗透率变异系数 0.7,油层非均质严重。油层平均孔隙度 13.9%,为中-低孔、低渗透 储层。 非均质特征 从上文储层物性特征和渗流特征可知,该储层的非均质性明显。 润湿性 检 1 井 31 块样品润湿性实验分析资料统计,37.63%的样品属若亲水或

亲水,22%样品属中性,40.38%样品属若亲油或亲油。即尕斯 E31 油藏为中性偏亲油的 非均匀润湿性油藏。纵向上自上而下亲水性减弱,亲油性增强,在平面上亲水性北部 比南部强。其中 I 油组属偏亲水,II 油组属中性偏亲水,III 油组属中性偏亲水,IV 油组属中性偏亲油。开发初期 9 口取芯井 82 块样品水驱油实验研究表明:无水采收 率较低,最终采收率较高可达到 40%以上;油藏为中性润湿性;相渗曲线共渗点含水 饱和度接近 50%,束缚水饱和度较低,平均为 25%;残余油饱和度较高,平均为 33%; 在注水开发过程中,油藏见水后,含水上升较快,需要特别重视稳油控水的工作,以 保持油田的稳产。

2.2.2 各单层砂岩厚度、孔隙度和渗透率分布特征(见表2 和图2 2.2.2、各单层砂岩厚度、孔隙度和渗透率分布特征(见表2-3和图2-1) 渗透率分布特征 1 表 2-3 尕斯 E3 油藏砂岩厚度、孔隙度和渗透率统计 油组 小层 1 2 3 I 4 5 6 1 2 II 3 4 1 2 3 III 4 5 6 7 1 2 IV 3 4 5 2.85 6.22 6.07 11.88 13.33 9.93 19.87 27.88 9.08 3.21 4.31 3.28 4.20 3.70 3.97 2.83 3.01 3.87 4.44 2.94 10.78 12.19 11.28 11.28 12.45 12.04 13.22 11.20 12.53 12.61 12.63 10.93 17.61 29.13 20.90 27.69 23.44 30.40 20.91 31.00 33.07 23.49 17.52 4.63 3.54 5.76 3.05 3.33 14.26 13.56 14.37 12.49 11.64 43.41 31.05 39.23 32.54 26.59 砂岩厚度(m) 砂岩厚度(m) 厚度 3.18 2.87 3.05 孔隙度( 孔隙度(%) 13.91 13.41 12.89 渗透率(×10-3 2 渗透率(×10 um ) 48.69 36.93 25.91
-3 2

砂岩厚度(m)
2 I1 I2 I3 I4 I5 I6 II1 II2 II3 II4 III1 III2 III3 III4 III5 III6 III7 IV1 IV2 IV3 IV4 IV5 3 4 5 6 7 I1 I2 I3 I4 I5 I6 II1 II2 II3 II4 III1 III2 III3 III4 III5 III6 III7 IV1 IV2 IV3 IV4 IV5

孔隙度(%)
9 10 11 12 13 14 15 I1 I2 I3 I4 I5 I6 II1 II2 II3 II4 III1 III2 III3 III4 III5 III6 III7 IV1 IV2 IV3 IV4 IV5

渗透率(×10-
10
3 2 20 30 40 50

图 2-1 尕斯 E31 油藏砂岩厚度、孔隙度和渗透率平均值纵向分布图

2.4、 2.4、 油藏特征 尕斯库勒油田E31油藏受构造和岩性的双重控制, 在位于构造高部位的含油区 内,孔渗较好的地区通常是含水饱和度较低,且净储比接近于1的油层,但若孔渗 较低,则多为干层,多数位于砂体尖灭线附近或一些泛滥汊道和废弃河道相。在 含油区的边部出现一些油水同层和少量含油水层,各小层构造较深的边部多为水 层,同时也有一些边水区的干层,水区干层与水层的区别仅在于有无可动水。 尕斯E31油藏为中性偏亲油的非均匀润湿性油藏。

2.5、 2.5、 油砂体特征 2.5.1、E31油藏油砂体评价结果。(见P5表1-2) 2.5.2E31油藏储量分布。 (见p7表1-3)

三. 5-32井组地质特征 32井组地质特征 3.1、 3.1、 构造 5-32井组构造位置(见图3-1),红色方框所框的区域即为井组位置。
31
46 1-4 2-5 2-34 45 2-4 3-35 2-33 X3-5 38X 01-21 1-1 5-9 2-3 X4-7 3-34 2-32 4-36 5-8 4-6 1-01 3-4 2-2 36 4-35 3-33 5-37 2-31 4-5 5-7 3-3 2-1 4-34 6-38 2-01 3-32 5-36 7-10 6-8 5-6 4-4 3-2 2-02 5-35 4-33 6-37 3-31 7-39 XD5-5 XD4-3 6-7 3-1 J2 8-9 7-38 5-34 6-36 4-32 22 8-10 7-8 6-6 5-4 4-2 5-33 6-35 7-37 4-31 32 7-7 5-3 130 6-34 X32 7-36 8-38 5-32 X9-10 8-8 XD6-4 7-6 9 6-33 8-37 33 9-39 7-35 17 X33 8-7 7-5 6-3 9-38 7-34 8-36 01-1 21 X21 10-10 9-8 8-6 8-35 X10-39 9-37 107 9-7 8-5 101 9-36 8-34 10-38 11-10 10-8 9-6 8-4 10-37 9-35 8-3 10-7 11-9 9-5 104 11-8 11-29 X10-6 9-4 11-7 S3 10-5 10-6 J1 XS2 S8 111 11-27 10-35 S9 S1 S7 10-4 11-6 110 12-7 12-32 10-3 S6 S4 12-6 S5 11-5 12-31 11-25 11-4 12-29 13-10 127 12-28 13-9 12-5 12-30 12-27 12-26 13-8 12-4 13-29 14-11 13-30 12-25 13-7 13-6 13-28 116 13-27 13-5 14-8 13-26 14-7 14-29 X15-11 14-28 13-25 14-614-27 15-9 7-4 7-33 126 14-26 15-7 15-28 14-25 119 15-6 15-27 16-9 16-29 17-11 128 16-11 01-2 1-3

30

29

28

124

-200 -240 -280 -320 -360 -400 -440 -480 -520 -560 -600 -640 -680 -720 -760

27

26
102

25

24

23

131

15-26

16-7 16-28

22

15-2516-6

16-27 17-9 18-11 D10 19-10 19-9 145 DD1 151

16-26 17-7 17-28 16-5 17-6 17-27 18-9

21

146

18-7

20

123

16

17

18

19

20

21

图3-1

尕斯库勒油田E31油藏k11构造图

3.2、 3.2、基本数据

3.2.1、 3.2.2、
井号 井别

5-32井组各井钻井目的见(p8 表1-4) 主要产层、完钻与投产历程、射孔与试油情况(表3-1)
完钻时间 射孔情 况 油层 主要产层 投产历程

5-32

oil

1995.9

尕斯深层油藏Ⅲ +Ⅳ油组

96.9.12 开 井 .98.12 月 干 抽 2 天.2000.2 月不空测静电压和酸化。 2002.1 月检查泵。2003.4 月酸化。 04.2 报废 1993.8~12 多次转抽, 1998.4~12 多 次补孔,2002.5~12 每月进行一次 酸化作业,2003.5~12 多次进行堵 水作业,04.2 报废 96.12~97.2 停 喷 , 97.3~12 转 抽 2003.6~12 进行补孔作业,目前正 处于生产高峰期。 95.4~96.4 用做排液井,96.4 以后 停止产油等待转注, 88.10 月开井。89.9 月测压、90.7 月转抽。 7 月干抽 12 天。 92。 2003.1 月补空 1997.02 三次停喷,目前仍在生产。

4-2

oil

1987.11

油层

尕斯深层油藏Ⅲ +Ⅳ油组

4-32

oil

1995.07

油层

尕斯深层油藏Ⅲ +Ⅳ油组

4-31

water

1994.03

油层

尕斯深层油藏Ⅲ +Ⅳ油组

5-3

Oil

88.5

油层

尕斯深层油藏 Ⅰ+Ⅱ油组

5-33

oil

1994.05

油层

尕斯深层油藏Ⅲ +Ⅳ油组

5-34

oil

1994.06

油层

尕斯深层油藏Ⅲ +Ⅳ油组

2001.6~12 进行数次堵水补孔作业 2003.05~12 与 2004.8~12 分别进行 数次补孔酸化作业, 目前仍在生产。 1988.9 投 产 , 中 间 数 次 关 井 , 95.7~12 进行数次调层, 2000.11 开 始报废利用井

5-4 Oil 87.8

油层

尕斯深层油藏Ⅲ +Ⅳ油组

6-33 Oil 94.9

油层

尕斯深层油藏 Ⅲ+Ⅳ油组

6-34 Oil 94.8

油层

尕斯深层油藏 Ⅲ+Ⅳ油组

6-3

water

水层

尕斯深层油藏 Ⅰ~Ⅳ油组

XD6-4

water

89.6

水层

尕斯深层油藏 Ⅰ~Ⅳ油组

3.3 32井组储层特征 3.3 、5-32井组储层特征 .3.1 3.3.1、岩性特征

1

尕斯E3 油藏以细砂岩为主,其次为粉砂岩、中砂岩、底部为砾状砂岩、砾岩; 岩石类型主要为石英砂岩和长石-石英砂岩;碎屑含量占60-80%,胶结物含量占 20-40%;成分主要为石英、长石,其次为变质岩块及云母;胶结物为次生方解石、 铁土质、硬石膏、石膏;胶结类型以孔隙-基底式胶结为主,其次为接触式胶结。 3.3.2、砂体分布特征 3.3.2、砂体分布特征(见图3-2)
28.3

28.3

28.2 4--32 5--34 28.1

8.5 8 7.5
4--2 5--4

28.2 4--32 5--34 28.1

9 8.5 8
4--2 5--4

28

7 6.5 6 5.5 5

28

7.5 7 6.5 6 5.5 5 4.5 4 3.5
XD6--4

27.9 5--33 27.8 4--31

27.9 5--33 27.8 4--31

27.7 5--3 27.6 6--34

27.7 5--3 27.6 6--34

4.5 4 3.5

27.5

5--32

27.5

5--32

27.4

XD6--4 6-33

3 2.5 2 1.5 1 0.5 0

27.4

3
27.3 6-33

27.3

2.5 2 1.5 1 0.5 0

27.2

27.2

27.1 6--3 27

27.1 6--3 27

26.9 16.6

16.7

16.8

16.9

17

17.1

17.2

17.3

17.4

17.5

17.6

17.7

17.8

17.9

18

18.1

26.9 16.6

16.7

16.8

16.9

17

17.1

17.2

17.3

17.4

17.5

17.6

17.7

17.8

17.9

18

18.1

a
28.3 28.2

5-32井组I1小层砂厚图
28.3

b
8.5
28.2

5-32井组I2砂厚图
8
4--32 5--34

4--32 5--34 28.1

8 7.5
28.1

7.5 7 6.5 6 5.5 5 4.5

28

4--2

5--4

7 6.5 6 5.5 5 4.5 4

28

4--2

5--4

27.9 5--33 27.8 4--31

27.9 5--33 27.8 4--31

27.7 5--3 27.6 6--34

27.7 5--3 27.6 6--34

4 3.5 3

27.5

5--32

3.5
XD6--4 6-33

27.5

5--32

27.4

3 2.5 2 1.5 1 0.5 0 -0.5

27.4

XD6--4 6-33

2.5 2 1.5 1 0.5 0 -0.5

27.3

27.3

27.2

27.2

27.1 6--3 27

27.1 6--3 27

26.9 16.6

16.7

16.8

16.9

17

17.1

17.2

17.3

17.4

17.5

17.6

17.7

17.8

17.9

18

18.1

26.9 16.6

16.7

16.8

16.9

17

17.1

17.2

17.3

17.4

17.5

17.6

17.7

17.8

17.9

18

18.1

c

5-32井组II3小层砂厚图

d

5-32井组III1小层砂厚图

图 3-2

E31油藏5-32井组小层砂厚图

可以看出,平面上砂体发育的四个油层组(I、I、IV、IV),砂体发育的方向主要 是西北—东南方向,纵向上平均厚度均在4.5m以上,除主力产层(I4、I6、IV4、IV5) 外井组内各井都在砂体上,其他小层内的砂体上很少有油井。如上图所示,非主力产 层,大多井在尖灭线外。

3.3.3 、物性特征

3.3.3.1、孔隙度分布特征(见图3-3)
28.3

28.3

28.2 4--32 5--34 28.1

28.2

20
28.1

4--32 5--34

18 16 14 12

28

4--2

5--4

18 16

28

4--2

5--4

27.9 5-33 27.8 4--31

27.9 5-33 27.8

14
27.7
5--3 6--34

4--31

27.7

27.6

12 10

5--3 27.6

6--34

10
5--32

27.5

27.5

5--32

27.4 6--33

XD6--4

27.4

XD6--4 6--33

8 6 4

8
27.3

27.3

27.2

6 4
6--3

27.2

27.1

27.1 6--3 27

27

2
26.9

2 0
16.8 16.9 17 17.1 17.2 17.3 17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 18 18.1

26.9

26.8 16.7

0
16.8 16.9 17 17.1 17.2 17.3 17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 18 18.1

26.8 16.7

a

5-32井组I4小层孔隙度分布图

b

5-32井组I6小层孔隙度分布图

28.3

28.3

28.2 4--32 5--34 28.1

28.2

18
28.1

4--32 5--34

22 20

28

4--2

5--4

16 14

28

4--2

5--4

27.9 5-33 27.8 4--31

27.9 5-33 27.8 4--31

18 16 14
5--3 6--34

27.7 5--3 27.6 6--34

12 10

27.7

27.6

12
27.5 5--32

27.5

5--32

27.4 6--33

XD6--4

8 6 4

10
27.4 6--33 XD6--4 27.3

27.3

8 6

27.2

27.2

27.1 6--3 27

27.1 6--3

4 2

2 0
16.8 16.9 17 17.1 17.2 17.3 17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 18 18.1

27

26.9

26.9

26.8 16.7

26.8 16.7

0
16.8 16.9 17 17.1 17.2 17.3 17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 18 18.1

c

5-32井组IV4小层孔隙度分布图 图 3-3

d 5-32井组IV5小层孔隙度分布图

E31油藏5-32井组主力产层孔隙度分布图

3.3.3.2、渗透率分布特征(见图3-4)
28.3
28.3

28.2 4--32 5--34 28.1

28

4--2

5--4

27.9 5--33 27.8 4--31

27.7 5--3 27.6 6--34

27.5

5--32

27.4 6-33

XD6--4

27.3

27.2

27.1 6--3 27

26.9 16.6

200 190 180 170 160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
18 18.1

28.2 4--32 5--34 28.1

28

4--2

5--4

27.9 5--33 27.8 4--31

27.7 5--3 27.6 6--34

27.5

5--32

27.4 6-33

XD6--4

27.3

27.2

27.1 6--3 27

16.7

16.8

16.9

17

17.1

17.2

17.3

17.4

17.5

17.6

17.7

17.8

17.9

26.9 16.6

190 180 170 160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
18 18.1

16.7

16.8

16.9

17

17.1

17.2

17.3

17.4

17.5

17.6

17.7

17.8

17.9

a 5-32井组I4小层渗透率分布图
28.3

b 5-32井组I6小层渗透率分布图
28.3

28.2 4--32 5--34 28.1

28

4--2

5--4

27.9 5--33 27.8 4--31

27.7 5--3 27.6 6--34

27.5

5--32

27.4

XD6--4 6-33

27.3

27.2

27.1 6--3 27

26.9 16.6

230 220 210 200 190 180 170 160 150 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
18 18.1

28.2 4--32 5--34 28.1

65 60

28

4--2

5--4

55 50

27.9 5--33 27.8 4--31

45 40
5--3 6--34

27.7

27.6

35 30

27.5

5--32

27.4

XD6--4 6-33

25 20 15 10

27.3

27.2

27.1 6--3 27

5 0
17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 18 18.1

16.7

16.8

16.9

17

17.1

17.2

17.3

17.4

17.5

17.6

17.7

17.8

17.9

26.9 16.6

16.7

16.8

16.9

17

17.1

17.2

17.3

c 5-32井组IV4小层渗透率分布图

d 5-32井组IV5小层渗透率分布图

图 3-4 E31油藏5-32井组主力产层渗透率分布图 从图3-3和图3-4可知,孔隙度和渗透率在纵向上有随埋深加大而下降的总趋势,在 四个砂体发育的小层处局部增大后继续下降。若相对以平均孔隙度12~13%为中孔层, 相对以渗透率30~40×10-3um2为中渗层,则I1、I2、I4、I5、I6和III4为高孔高渗层, II2、II3、III5、IV1、IV2、IV3和IV5为低孔或低渗层,其它小层为中孔或中渗层。说 明I油组基本上是高孔高渗储层,其中平面上砂体发育的I4和I6小层将是一类主力小层; 而IV油组基本上是低孔或低渗储层,其中平面上砂体发育的IV5小层孔渗最低,将可能是 今后高含水开发期的主力挖潜小层;II和III油组的高孔或高渗层。由于分流河道型储层 。 分布形态,造成油井受注水井单向受效,也将可能是今后高含水开发期的主要挖潜对象。 。

3.3.4、油水关系 3.3.4

3.3.4.1、 有效厚度分布特征(见图3-5)
28.3

28.3

28.2 4--32 5--34 28.1

10 9

28.2 4--32 5--34 28.1

12 11

28

4--2

5--4

28

4--2

5--4

10 9 8

27.9 5--33 27.8 4--31

8 7 6
5--3 6--34

27.9 5--33 27.8 4--31

27.7

27.7 5--3 27.6 6--34

7 6

27.6

5
27.5 5--32

27.5

5--32

27.4

XD6--4 6-33

4 3 2

5
27.4 XD6--4

4
27.3 6-33

27.3

27.2

3
27.2 27.1
6--3

27.1

2
6--3

1
27

27

1 0

26.9 16.6

0
16.7 16.8 16.9 17 17.1 17.2 17.3 17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 18 18.1

26.9 16.6

16.7

16.8

16.9

17

17.1

17.2

17.3

17.4

17.5

17.6

17.7

17.8

17.9

18

18.1

a 5-32 井组 I4 小层有效厚度分布图
28.3

b 5-32 井组 I6 小层有效厚度分布图
28.3

28.2 4--32 5--34 28.1

12 11

28.2 4--32 5--34 28.1

9 8 7

28

4--2

5--4

10 9 8

28

4--2

5--4

27.9 5--33 27.8 4--31

27.9 5--33 27.8 4--31

6
5--3 6--34

27.7 5--3 27.6 6--34

27.7

7
27.6

5 4

6
27.5 5--32

27.5

5--32

5
27.4 6-33 XD6--4

27.4

XD6--4

4
27.3

3
27.3 6-33 27.2

3
27.2

2 1 0

2
27.1 6--3 27

27.1

1 0

6--3 27

26.9 16.6

16.7

16.8

16.9

17

17.1

17.2

17.3

17.4

17.5

17.6

17.7

17.8

17.9

18

18.1

26.9 16.6

16.7

16.8

16.9

17

17.1

17.2

17.3

17.4

17.5

17.6

17.7

17.8

17.9

18

18.1

c 5-32 井组 IV4 小层有效厚度分布图 图 3-5

d 5-32 井组 IV5 小层有效厚度分布图

E31 油藏 5-32 井组主力产层有效厚度分布图

3.3.4.2、含水饱和度分布特征(见图 3-6)
28.3

28.3

28.2 4--32 5--34 28.1

28.2

95 85 75 65 55

4--32 5--34 28.1

100
4--2 5--4

28

4--2

5--4

28

90
27.9 5--33 27.8 4--31

27.9 5-33 27.8 4--31

80 70 60
XD6--4 6-33

27.7

27.7 5--3 27.6 6--34

5--3 27.6

6--34

27.5

5--32

27.5
27.4 6--33 XD6--4

5--32

27.3

45 35

27.4

50 40 30 20

27.2

27.3

27.1 6--3 27

27.2

25 15
16.8 16.9 17 17.1 17.2 17.3 17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 18 18.1

27.1 6--3

26.9

27

26.8 16.7

26.9 16.6

16.7

16.8

16.9

17

17.1

17.2

17.3

17.4

17.5

17.6

17.7

17.8

17.9

18

18.1

a 5-32 井组 I4 小层含水饱和度分布图
28.3 28.2 4--32 5--34 28.1

b
28.3

5-32 井组 I6 小层含水饱和度分布图
105 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0
18 18.1

105 100 95
4--2 5--4

28.2 4--32 5--34 28.1

28

90 85 80

28

4--2

5--4

27.9 5--33 27.8 4--31

27.9 5--33 27.8 4--31

75 70
5--3 6--34 27.7

27.7

27.6

65 60 55

5--3 27.6

6--34

27.5

5--32

27.5

5--32

27.4 6-33

XD6--4

50 45 40 35 30

27.4

XD6--4 6-33

27.3

27.3

27.2

27.2

27.1 6--3 27

27.1 6--3 27

25 20
16.7 16.8 16.9 17 17.1 17.2 17.3 17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 18 18.1

26.9 16.6

26.9 16.6

16.7

16.8

16.9

17

17.1

17.2

17.3

17.4

17.5

17.6

17.7

17.8

17.9

c 5-32 井组 IV4 小层含水饱和度分布图 图 3-6

d 5-32 井组 IV5 小层含水饱和度分布图

E31 油藏 5-32 井组主力产层含水饱和度分布图

运用相控建模软件系统统计了尕斯 E31 油藏 22 个小层内各区的有效厚度、 含水饱和度, 全区统计结果可知,差油层的有效厚度较小,含水饱和度相对较高;差油层与油水同层 的有效厚度相似,含水饱和度相对较小。主力产层的有效厚度大,含水饱和度低。 (如图 3-5 和图 3-6 所示)

2)各井与断层、尖灭线、有效厚度零线的关系(表3-2) 井号 5-32 4-2 4-32 4-31 5-33 5-34 5-4 5-3 6-33 6-34 断层影响 与尖灭线关系 距断层较远, 影响小 各小层上均较远 距断层较远, 影响小 II1、 II4、 IV2上较 近 距断层较远, 影响小 II1、 IV1、 IV2上较 近 距断层较远, 影响小 II4、IV2上较近 距断层较近, 会受影 响 距断层较近, 会受影 响 距断层较近, 会受影 响 距断层较远, 影响小 距断层较远, 影响小 距断层较近, 会受影 响 与有效厚度零线关系 I6、II1、II4、III7小层中较近 IV1、IV2上位于有效厚度零线内

II1、IV1、IV2上位于有效厚度 为零的区域内 IV1上位于有效厚度零线内,IV3 上较近 II1、IV2上较近 IV3上近,IV1上位于有效厚度零 线内 I4 上 位 于 尖 灭 线 IV2、IV3上位于有效厚度为零的 内,IV2上近 区域内 IV2上位于尖灭线 I6、II1、II4、III7上均位于零 内 线范围内 各小层上远 各小层上远 IV1、IV2上位于尖 II4、III7上较近 灭线内,IV3上近 I4、 III7、 IV1、 IV2、 II4上位于有效厚度为零的区域 IV3上均位于尖灭 线内

6-3

距断层较远, 影响小 IV1、 IV2 上位于尖 II4、III7 上较近 灭线内,IV3 上近

XD6-4 距断层较远, 影响小 IV1、 IV2 上位 II4、III7 上较近 于 尖 灭 线 内 ,IV3 上近

3)各井储层参数与油水关系的统计特征(表3-3)

5-32 井组单井储层参数统计表 小层 储层 参数 井别 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 5-32 oil 干层 4-2 oil 4-32 oil 4-31 oil 尖灭 5-4 oil 5-3 oil 5-33 5-34 oil oil 6-34 oil 尖灭 6-33 oil 油层 6-3 XD6-4

Water Water 尖灭 尖灭

尖灭 尖灭

尖灭 尖灭 尖灭 尖灭

I1

0.00

0.00 0.00

0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

0.00

2.80

0.00

0.00

油层

尖灭 尖灭

油层

尖灭 尖灭 尖灭 尖灭

尖灭

尖灭

干层

尖灭

I2

3.80

0.00 0.00

4.75

0.00 0.00 0.00 0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

油层

尖灭 尖灭

尖灭

尖灭 尖灭 尖灭 尖灭

尖灭

尖灭

尖灭

尖灭

I3

3.80

0.00 0.00

0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

油层

油层 油层

油层

油层 油层 油层 油层

油层

油层

油层

油层

I4

6.40

5.80 8.00

1.50

6.40 3.40 6.30 7.40 6.90 3.80 8.70 2.50

油层

尖灭 尖灭

尖灭

尖灭 尖灭 尖灭 油层

尖灭

油层

尖灭

油层

I5

1.80

0.00 0.00

0.00

0.00 0.00 0.00 2.40

0.00

3.60

0.00

3.10

油层

油层 油层

油层

油层 干层 干层 油层

油层

油层

油层

油层

I6

2.60

7.70 3.60

9.00

1.00 0.00 0.00 6.20

3.00

3.80 5.60 5.50

油层

油层 尖灭

尖灭

油层 尖灭 干层 油层

油层

油层

油层

油层

II1

4.30

2.80 0.00

0.00

1.70 0.00 0.00 2.60

2.80

2.60 2.40 1.20

II2

水层

油层 油层

尖灭

尖灭 油层 油层 尖灭

油层

油层

水层

油层

性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度

0.00

3.40 8.80

0.00

0.00 3.20 4.50 0.00

7.30

2.80

0.00

2.10 差油 层 1.60

油层

油层 尖灭

尖灭

尖灭 尖灭 干层 尖灭

干层

干层

尖灭

II3

2.80 油水 同层 1.90

1.40 0.00

0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

1.50

0.00

0.00 油水 同层

油层 油层

尖灭

油层 油层 干层 油层

油层

干层

油层

II4

2.60 4.00

0.00

1.60 5.20 0.00 3.60

3.80

0.00

2.20 1.50

尖灭

干层 尖灭

尖灭

尖灭 尖灭 尖灭 尖灭

尖灭

尖灭

尖灭

尖灭

III1

0.00

0.00 0.00

0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

2.00

0.00

0.00

0.00

油层

尖灭 干层

尖灭

尖灭 尖灭 干层 油层

干层

油层

油层

油层

III2

7.80

0.00 0.00

3.60

0.00 0.00 0.00 4.50

5.40

4.20

6.80

2.40

干层

尖灭 尖灭

尖灭

尖灭 干层 尖灭 干层

油层

油层

干层

油层

III3

0.00

0.00 0.00

0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

1.90

3.70

0.00

1.30

油层

尖灭 干层

干层

尖灭 尖灭 尖灭 尖灭

干层

油层

尖灭

油层

III4

2.60

0.00 0.00

0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

1.30

2.80

0.00

1.30

尖灭

干层 尖灭

尖灭

尖灭 尖灭 干层 干层

油层

尖灭

尖灭

尖灭

III5

0.00

0.00 0.00

0.00

0.00 0.00 0.00 0.00

2.00

0.00

0.00

0.00

油层 2.80

尖灭 干层 0.00 0.00

尖灭 0.00

尖灭 尖灭 尖灭 尖灭 0.00 0.00 0.00 0.00

尖灭 0.00

尖灭 0.00

水层 0.00

尖灭 0.00

III6

(m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 含油 性 有效 厚度 (m) 尖灭 油层 油层 油层 油层 油层 尖灭 油层 干层 尖灭 尖灭 尖灭

III7

0.00

2.50 5.60

3.20

1.40 4.80 0.00 3.60

3.40

0.00

0.00

0.00

油层

尖灭 尖灭

尖灭

油层 油层 油层 油层

尖灭

油层

水层

尖灭

IV1

5.20 含油 水层 0.00

0.00 0.00

0.00

4.40 4.60 4.20 5.10

0.00

4.20

0.00

0.00

尖灭 尖灭

尖灭

油层 尖灭 尖灭 尖灭

尖灭

尖灭

尖灭

油层

IV2

0.00 0.00

0.00

2.60 0.00 0.00 0.00

0.00

0.00

0.00

3.10

油层

油层 油层

油层

油层 油层 油层 油层

油层

尖灭

油层

油层

IV3

4.30

2.70 3.80

1.90

6.40 3.80 3.20 6.00

2.00

0.00

3.50

3.20

油层

油层 油层

油层

油层 油层 油层 油层

油层

油层

油层

油层

IV4

8.40

3.00 6.60

8.00

6.40 6.60 6.30 6.00

3.20

6.20

7.70

5.60

油层

油层 油层

尖灭

油层 油层 油层 油层

油层

油层

油层

油层

IV5

6.20

1.10 3.80

0.00

8.00 6.80 5.20 5.80

4.80

3.20

4.80

0.9 0

1. 油层叠置和连通状况 1)井组各井相互间的连通关系和叠置关系 各主力小层上井组的连通情况为:1)I4小层:全连通;2)I6小层:除5-3和 5-33外, 其他全连通; II4小层: 3) 除油井4-31、 5-33、 6-33外, 其他全连通。 3) III7 小层: 除5-32,5-33,6-33,6-34, XD6-4井外, 其他井连通; IV1小层: 4) 除4-32、 4-31、 4-2、6-3XD6-1井外,其它井连通;5)IV3小层:除6-33井外,其他井连通;6)IV4 小层:均连通;7)IV5小层:除4-31外均连通。

2)预测油水关系的变化 随着开采的不断深入,产油井与生产井之间的油水前缘会不断的向油井推进, 水的波及范围不断的增加,油的含量不断下降,最终油井将全部见水,甚至由于水淹 造成油井无法产油,总之,趋势应该是油井减少,水井增加。

32井组生产动态特征 四. 5-32井组生产动态特征

1、5-32井生产动态特征分析 32井生产动态特征分析 5-32井是5-32井组的中心井, 它1995年7月开钻, 同年9月完钻, 完钻井深3800.0m, 套管型号177.8mm×3810.9m, 1996.9 投入生产, 生产历时8年, 投产时油压为6.8MPa, 套压8.5Mpa,开采层位Ⅲ+Ⅳ油层,96.9.12开井.98.12月干抽2天.2000.2月不空测静 电压和酸化。2002.1月检查泵。2003.4月酸化。04.2报废。

8

10 8

80000

40000

6

Pc Pt

Pc

6 4 2 0 8 6

4 2 0 6 4 2 0 60000

Pt

4 2 0 100 30000

Rp

Rp fw

80

60

100

40

30 20

EQ o

fw

60 40 20 0 0 1 2 3 4 5 6

EQo

80 20000

40

60

80

100

10 0 0 10 20 30 40 0.10.2 0.3 0.40.50.6

40000

Qg

Qg

20000

10 20 30 40 0 10 2 0 30 4 0 50

Qw

Qw Qo

10000

20 40 60 80 100

Qo

0

0

0
2000 2001 2002 2003 2004

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

a 5-32井采油曲线

2004

b 4-31井采油曲线

6

120000

16 12 160000

Pc

4

Pc Pt Rp fw
40000 80000

2

8 4

0 10 8 6 4 2 0 40 60 80 100 120

0 12 8 4 0 100 80 120000

Rp

Pt

40

20 10 0 12 0 200 400 600 800

EQo

30

60 40 20 120 0 20 40 60 80 0 0.2 0.4 0.6 0.8 0 80000

fw

Qg

Qw Qo
0

Qg

40

60

80

40000

Qw

400

0

4

8

Qo

200

0

0

40

80

0

1988

1989

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1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003
24 0 0

c 5-3井采油曲线
40000 4

d 5-33井采油曲线

P c

3 2 1

f w

100 80 60 40 20 20 3 01 2 3 4 0 0000 0 0 0 0 1234 0 0 . . 10 . 0 20000

Q g

4 6 8 0 0 0 01 0

0 2 1.6 1.2 0.8 0.4 0

P t

30000

R p

Q o

Q w

10000

0

14 9 9

15 9 9

16 9 9

17 9 9

18 9 9

19 9 9

20 0 0

21 0 0

22 0 0

e 图 4-1

6-33井采油曲线

5-32井组各单井采油曲线

由图 4-1 5-32 井组单井产油曲线可以看出,5-32 井投产初期该井有较高的自喷 平均日采油量。生产初期产水,应属于油水同采期,后期能量的补充不能及时跟上, 从而造成产层能量的迅速衰减,油套压迅速下降,因而随后平均日产油量迅速下降。 2000 年 2 月补空作业和酸化 11 天, 平均日产油量上升, 达到采油初期的日产量, 2002 年 1 月检泵期间日产油量略有下降, 2003 年 4 月再次对该井进行酸化作业,日产量 上升,维持到 2004 年 2 月该井报废。 1)5-32井组生产动态特征 32井组生产动态特征 5-32井组10口油井(5-32、5-4、5-3、4-2、4-32、4-31、5-33、5-34、6-33、

23 0 0

2004

6-34)和两口前期采油后期转注的水井(6-3、XD6-3)组成。该井组部分井的生产状 况见(图4-1) 以中心井为参照,分两个阶段来分析: 1 第一阶段(1996.09开井-2000.02) :中心井5-32井生产的是IIIV油组,由图 3-5和图3-6的小层油水分布平面图和表3-35-32井组单井储层参数统计表 可以知道III、 IV4油组中, 5-32井组的主力油层为III2、 III4、 III6、 IV1、 IV3、IV4、IV57个小层,各小层上井组的连通情况为:1) III2小层:只 有5-32、5-34、6-33、6-3、XD6-4井连通;2)III4小层:只与6-33和XD6-4 井连通;3)III6小层:不与其他井连通;4)IV1小层:与5-4、5-3、5-33、 5-34、6-33连通;5)IV3小层:除6-33井外均连通; 6)IV4小层:均连 通;7)IV5小层:除4-31井外均连通。生产初期产量高,后来能量不足, 产量下降,直到2000年2月产量最低。5-32井组前期产油基本稳定,略有 波动,前期产未产水或产少量的水,可视作无水采油气。 2 第二阶段(2000.03-2004.2): 2000.03中心井5-32井开始进行补孔和酸化作 业。经过十一天的补孔酸化作业,产量开始上升。达到产油初期的水平。 后面产量又有下降, 在2003年4月进行第二次酸化作业提升产量, 直到2004 年2月该井报废。井组采油后期含水率上升,油水曲线波动基本一致,属 于油水同采期
60 1000 200 5 4 Q g 3 2 N p 0 400 000 600 400 200 0 1 0 300 200 100 0 800 000

f w Q w

40

20

0

Q o

ya er 18 98

18 99

19 90

19 91

19 92

19 93

19 94

19 95

19 96

19 97

19 98

19 99

20 00

20 01

20 02

20 03

图 4-2

5-32井组综合采油曲线

20 04

R la eb u u e tiv ib lo s
20 40 60 80 0

R la e tive b u s ib lou

图) :

20

40

60

0
d ate 19 .5 99 .11 1 99 .1 9 .5 1 19 .5 99 .11 19 .5 99 .11 1 99 .1 9 .5 1 19 .5 99 .11 19 .5 99 .11 19 .5 99 .11 19 .5 99 .11 19 .5 99 .11 2 01 .2 0 .6 0 2 01 .2 0 .6 0 2 01 .2 0 .6 0 2 01 .2 0 .6 0 2 01 .2 0 .6 0 2 01 .2 0 .6 0 2 01 .2 0 .6 0 2 01 .2 0 .6 0 2 01 .2 0 .6 0 2 01 .2 0 .6 0

n me u br

IV -5

IV -4

IV -3

IV -2

III4

III3

III-2

IV -5

IV -4

IV -3

IV -2

III-4

III3

III2

numbeu -4 ? -4 ? -6 ? -1 ? -4 ? -2 ? -2 ? -3 ? -4 ? -5 ? -4 ? -4 ? -6 ? -1 ? -4 ? -2 ? -2 ? -3 ? -4 ? -5 ?

通过选取代表井搜集相关的产液剖面和吸水剖面的数据, 并对数据进行分析 (见

图 图4-3 6-3井吸水剖面

IV -5

IV -4

IV -3

4-4

IV -2

III4

III3

III2

IV -5

IV -4

IV -3

IV2 -

III4

III3

III2

IV5 -

XD6-4吸水剖面

IV -4

IV -3

IV -2

III4

III3

III2

IV -5

IV4 -

IV -3

IV -2

III4

III3

III2

d te a 1 9 .7 5 9 9 .1 1 9 .7 5 9 9 .1 1 9 .7 5 9 9 .1 1 9 .7 5 9 9 .1 1 9 .7 5 9 9 .1 1 9 .7 5 9 9 .1 1 9 .7 5 9 9 .1 2 0 .4 0 1 .3 2 0 .4 0 1 .3 2 0 .4 0 1 .3 2 0 .4 0 1 .3 2 0 .4 0 1 .3 2 0 .4 0 1 .3 2 0 .4 0 1 .3 2 0 .8 0 1 .8 2 0 .8 0 1 .8 2 0 .8 0 1 .8 2 0 .8 0 1 .8 2 0 .8 0 1 .8 2 0 .8 0 1 .8 2 0 .8 0 1 .8 2 0 .3 1 0 3 .2 2 0 .3 1 0 3 .2 2 0 .3 1 0 3 .2 2 0 .3 1 0 3 .2 2 0 .3 1 0 3 .2 2 0 .3 1 0 3 .2 2 0 .3 1 0 3 .2 2 0 .6 0 0 3 .1 2 0 .6 0 0 3 .1 2 0 .6 0 0 3 .1 2 0 .6 0 0 3 .1 2 0 .6 0 0 3 .1 2 0 .6 0 0 3 .1 2 0 .6 0 0 3 .1 2 0 .7 4 0 4 .1 2 0 .7 4 0 4 .1 2 0 .7 4 0 4 .1 2 0 .7 4 0 4 .1 2 0 .7 4 0 4 .1 2 0 .7 4 0 4 .1 2 0 .7 4 0 4 .1

图4-5

5-4及5-34产液剖面

由上面的代表井吸水及产液剖面可知,由于中心井资料不够典型,我们选取距离 中心井较近的5-34油井为研究对象,1)2001.3.24产液剖面显示IV层3,4,5小层含 水率非常高,表明水侵严重,这说明一开始就处于含水采油期的5-34井,由于没有采 取有效的措施堵水,加之有两口注水井4-33,6-35分别于2001.3.24之前进行过注水, 所以造成其水侵严重;2)2003.8.25产液剖面显示III7,IV1,IV3,4总体上,产液量相 对减少,含水率相对下降,但吸水剖面显示,此前注水井较前期注入量有所增加,注 入量增加而产液量反而下降,相关资料显示此前进行过有效堵水措施,说明认为因素 的影响会造成注入量与产液量关系的反常。 总的来说,正常情况下,增加注入量,产液量会相应的有所增加,注入的水总是 沿着阻力最小的方向向前推进,因此要想提高驱油的效率,关键是选好注水井,使其 在尽可能多的层位上与生产井连通。当然,并非注入量越大越好,适量的控制注水, 最好还能根据地层的非均质性,不同的层位上使用不同的注入压力,使得水驱前缘均 匀推进,从而有效的避免指进,防止水淹,提高驱油效率。

1. 5-4井组含水上升规律 中心井5-4井“甲型”和“丙型”水驱曲线分析

100000

10000

1000

拟合 1: 指数 函 数 ln(Y) = 0.0001063528344 * X + 6.236650201 替换 Y = exp(0.0001063528344 * X) * 511.143412 使用的数据点数 = 36 Average X = 27141.8 平均值 ln(Y) = 9.12325 剩余平方和 = 0.756217 回归平方和 = 14.1914 决定因子, R-平方 = 0.949409 剩余均值平方, sigma-hat-sq'd = 0.0222417

lg(W p)

100 0 10000 20000 Np 30000 40000

a 5-32 井甲型水驱曲线
1.8

拟合结果

拟合1: 线性 函数 Y = 9.813783078E-006 * X + 1.015764614

1.6

使用的数据点数 = 28 Average X = 51254.4
Lp/Np

平均值 Y = 1.51876
1.4

剩余平方和 = 0.00127026 回归平方和 = 0.18984 决定因子, R-平方 = 0.993353
1.2

剩余均值平方, sigma-hat-sq'd = 4.88561E-005
1 0 20000 40000 Np 60000 80000

B

5-32 井丙型水驱曲线

图 4-6

5-32 井两种水驱曲线

由上图可以看出, 两种曲线曲线预测的可采储量相差不大, 同时波及效率较高, 表明该井有一定的生产潜力,只有大约 3-7 万吨,甲型水驱曲线上曲线的走势比 较正常,趋势表明产油量呈下降趋势,其中:1)在 Np=12000 处曲线有一个拐点, 此拐点前后斜率由陡变缓,反映此处进行过生产措施调整,增大了产油量,措施 明显;2)在 Np=15700 左右,曲线的斜率又一次明显的由陡变缓,由于处于生产 的末期,变化如此明显,原因是含水率的下降造成的;而在丙型水驱曲线上, Lp=35000 之后曲线平缓,表明产液量没有什么大的变化,生产正常,在这之前, 曲线的斜率大, 偏向纵坐标 Lp/Np,表明措施效果不理想, 实际数据表明含水上升,

日产油下降印证此论。

4-2井“甲型”和“丙型”水驱曲线分析 由右图可知, “甲型”和“丙型”两种水 Lp/Np=0.006489357674*Lp+0.9860007799 驱曲线计算的可采储量误差较大,波及效 Nom=154.10(10 m )=129.44(10 NR=132.46(10 m )=111.27(10 率较高,但是一点可以肯定,4-2 井还具 Eva=0.8596 r=0.88303 有很大的生产潜力。甲型水驱曲线上:1) 在 Np=8.3 左右,曲线的斜率由缓变陡, 资料显示该点以后,油井转抽,日产油水 变化不大,应属正常情况。2)在 Np=10 左右曲线斜率又由陡变缓,资料显示此处 进行过调层,但日产油水数据变化并不明 显,曲线变化的原因主要是数据基数小, Lp 曲线受数据影响敏感造成的,因而并不能 lgWp =0.0691382592*Np-0.8823013742 N=100.42(10 m )=84.35(10 t) 反映效果明显。3)在 Np=15.6 左右,曲 NR=48.75(10 m )=40.95(10 t) r=0.998788 线斜率再次由缓变陡,资料显示采取了酸 化措施,效果并不好。4)在大约 Np=16.5 处,曲线的斜率突然由陡变得相当缓,此 处应该有次大的措施调整,这一调整应在 病型上同样有明显的体现,资料显示采取 图 9 4-2 井水驱曲线 了堵水作用,产水下降,产油上升,效果 比较明显。丙型水驱整体上升平缓,除了 Np 堵水措施体现明显外,其他显示不明。 4-32井“甲型”和“丙型”水驱曲线分析 由左图可知, “甲型”和“丙型”两种水 Lp/Np =0.01774064092*Lp+0.9708573431 驱曲线计算的可采储量有一定误差,波及 Nom=56.37(10 m )=47.35(10 NR=48.51(10 m )=40.75(10 效率较高,但是一点可以肯定,4-2 井还 Eva=0.8607 r=0.996958 具有 20 万吨以上的潜力。1)两种曲线整 体走势呈上升趋势,在甲型的 Np=6,丙型 的 Lp=6 附近,两条曲线线的斜率都是由 陡变缓,表明产油产水都有上升,但产油 上升幅度稍大。2)在丙型水驱曲线上, Lp=9.5 左右,曲线斜率由缓变陡,表明含 水上升。 Lp
1.2
4 3 4

t)

4

3

4t)

1.1

1

Lp/Np

0.9

0.8

0.7

0

5

10

15

20

10

4

3

4

4

3

4

1

lgWp

0.1

0.01

0.001

0

3

6

9

12

15

18

1.24

4

3

4

t)

4

3

4

t)

1.2

1.16

Lp/Np

1.12

1.08

1.04

0

5

10

15

10

图 10 4-32 井水驱曲线
lgWp=0.0954135265*Np-0.705136602 N=73.49(104m3)=61.74(104t) NR=32.00(104m3)=26.88(104t) r=0.99671
1

lgWp
0.1 0.01 0 3 6 9 12

Np

1.4

1.3

Lp/Np=0.01670989625*Lp+0.9402961331 Nom=59.84(104m3)=50.27(104t) NR=51.64(104m3)=43.38(104t) Eva=0.8629 r=0.994911

1.2

1.1

1 0 5 10 15 20 25 30

Lp
10

5-33井“甲型”和“丙型”水驱曲 线分析 由右图可知, 两条曲线预测的可采储量误差 较大,波及效率较高,但都表明5-33井还有 一定的生产潜力。 甲型水驱曲线整体呈平稳 上升的趋势,表明产油量变化较小,前期有 两个突变点,第一个是因为转抽,另一个则 是增下了电潜泵。丙型水驱曲线上波动明 显,后期lp=21左右斜率变陡,结合甲型知 道,含水上升了。

Lp/Np

1

0.1

0.01

0.001

lgWp=0.0593289362*Np-0.2771699373 N=116.47(104m3)=97.83(104t) NR=47.73(104m3)=40.09(104t) r=0.992417

5)5-34井“甲型”和“丙型”水驱曲线分 析
1.3

lgWp

1.2

0.0001 0 3 6 9 12 15 18 21
1.1

Lp/Np=0.02523060965*Lp+0.6721120109 Nom=39.63(104m3)=33.29(104t) NR=35.04(104m3)=29.43(104t) Eva=0.8841 r=0.998670

Np
Lp/Np

1

由左图可知, 两条曲线预测 的可采储量表明5-34井还有一 定的开采潜力,波及效率较高, 两条曲线都呈上升趋势, 甲型后 期上升平缓, 表明保持着较高的 采油量,丙型后期斜率变陡,表 明产水量增加,幅度较产油量 大,含水率上升。
lgWp

0.9

0.8 0 5 10 15 20 25

Lp
10

1

lgWp=0.2948663606*Np-3.88983221 N=55.27(104m3)=46.43(104t) NR=30.54(104m3)=25.65(104t) r=0.996465

0.1

0.01

0.001 0 3 6 9 12 15 18

Np

线

4、

5-4井组产量递减规律 1)5-4井组年指数及调和递减曲线分析

图 13 5-4 井组年 Arps 递减曲线
1989 10 1990 1991
* 86 41 17 25 .0 -0 y= 630 4 3 ) m Q o 94 lg 0.9 .9% (10 r= i=62 0.85 D i=1 Q

1995 1996 1994 1997 lg 2000 r= Qoy 1999 2002 Di 0.99 =-0. Qi==2 9. 422 2 0098 1998 87 12 6% 66 2001 2003 .0 0 02 ( 10 4 0*E m3 np ) y+ 1.6 43 67 20 25 6

lgQoy

1993 1992

通过观察比较两条曲线的递减规律和拟 和直线的特征,易知5-4年递减更符合调 和递减规律。在调和递减曲线上,分别拟 和出两条递减直线,它们的年递减率依次 为:
?1

.4 +1 py En

1986 1988 1987

D1=Di(1+Di*t) =0.629/(1+0.629*4)
1 32 4 22

51

=17.89%
80 120

1 0 12 1989 1996 40

?1

Enpy(104m3)
1995

D2= Di(1+Di*t) =0.296/(1+0.296*3) =15.68% 易知后期年递减率下降,油藏的可采年限 相对于前期的预测增加明显,主要是因为 新井的投产以及一些注采措施的调整,延 缓了油藏产量递减速度,但由于井组大多 数井皆已见水,要延缓递减,必须设法打 新井,补孔,调层等措施增产,同时控制 水侵速度,比如减少注水,堵水等措施。 2)5-4井组月指数及调和递减曲线分 由左图可以看出,调和递减曲线上的点在 拟合直线附近相对集中,5-4井组的月递 减曲线更符合调和递减,整体递减趋势比 较平缓,表明5-4井组递减年限较长。

py 4*En 6797 4300 =-0.4 Qo y 4 m3 ) r=1 (10 0.66 Qi=1 4.3% Di=4

9* 38 32 91 3) 22 .2 4 -0 9 0 m y= 987 2(1 Qo 0.9 1.9 9% r= i=1 2.2 Q i=2 D

Qoy(104m3/y)

8

1990

1994

1997 2000 1999 2002 2003

1991 1993 1992

1998 2001
19 86 75 64 4. +2 py

En

+17 .981

4 1986 1988 1987

4276 4

0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Enpy(104m3)


10

图 14 5-4 井组月 Arps 递减曲线

1

lgQom

0.1

0.01

0.001 0 2.5 40 80 120

Enp(104m3)

2

Qom(104m3/y)

1.5

1

0.5

0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Enp(104m3)

Arps 递减曲线

3)5-4井月指数及调和递减曲线分析 由左图可以看出,调和递减曲线上的点在拟合直线附近相对集中,5-4井的月递减曲 线更符合调和递减。整体趋势平缓,后 期有一些异常的月份。资料显示该井后 期处于高含水阶段,该井在做报废处理 报废,但 水驱曲线的预测结果显示5-4 井本身还具有5-7万吨的开采潜力, 要想 充分挖潜,必须采取有效的堵水措施, 同时减少周边注水井的注水频率和注水 量。
10 1

lgQom

0.1

0.01

0.001 0 0.8 10 20 30

Np(104m3)

0.6

六. 结论与建议 1)油藏开发动态特征 1) 产量递减规律: 以指数递减为主, 一般单井年递减率在 20%-30%之间,双 向和多向受效井产量递减缓慢。 2)压力递减规律:统计回归历年来 Np(104m3) 的静压测试资料,以 1991 年 12 月为分 界点,分界点之前压力呈直线形式下降。分界点之后压力呈双曲线型,由 1992 年开 始上升,由此说明该油藏注水见效时间为 1991 年底。 3)生产压差变化规律:该油藏自喷期生产压差在4~6MPa的油井自喷能力旺、含 水低,1997年以后油藏自喷井越来越少,分析各开发层系1994年以来的生产压差变化 趋势,油藏生产压差自2000年以来逐渐加大,这与该油藏电潜泵井数的增加有密切关 系,目前全油藏生产压差为10.6MPa。 4)含水变化规律:E31油藏的含水上升规律具有低渗透油藏的特点,即“慢、 快、慢”的特点。
0.4 0.2 0 0 10 20 30

2)油藏生产开发中存在的主要问题 油藏生产开发中 生产开发 可采储量采出程度高, 可采储量采出程度高,油藏稳产的难度越来越大 虽然 E31 油藏从 1989 年全面注水开发以来,已经稳产了 14 年,各项开发指标运 行较好,但潜在的问题较多。随着开发程度的深入,含水的上升,开采难度加大。尕 斯 E31 油藏目前生产储采比为 4.15:1。剩余可采储量采油速度为 24.15%,可采储量 的采出程度已达 84.5%, 已处在油藏高速稳产临界状态。 目前油藏的稳产基础不牢固, 稳产难度较大。 新井投产潜力变小,增加产量、 新井投产潜力变小,增加产量、控制含水效果变差 从尕斯 E31 油藏的产量构成曲线中可以看出,自 1994 年以来新井当年产油量基本 保持在 1 万吨左右。从 1990 年到 2002 年,新井投产初期日产油从 36.4t/d 下降到 6.8t/d,单井增产效果变差;另外,控水作用减小,新井投产初含水由 5%上升到 20% 以上,新井初含水的上升,使其对油田的控水作用变小。主要原因是储层动用状况不 断改变,加密调整对象的储量丰度越来越低,剩余油分布越来越分散、复杂。

Qom(104m3/y)

措施效果变差, 措施效果变差,措施工作量及难度加大 1 分析尕斯 E3 油藏的措施效果,各项措施投入与产出成正比,实际措施增油量均 高于经济界限,措施有效率达到 80%以上。表明该油藏的措施适应性好,创造出了良 好的经济效益。 随着注采井网的进一步完善,每年投入的新井愈来愈少,油藏的措施多样化、工 作量逐年增加。单井措施增产量减小,措施有效期变短,如酸化措施随酸化目的层由 主力油层逐渐向次主力和非主力油层的转移,其措施效果呈下降趋势。 随着油田含水上升,措施目的层的转移,措施难度加大。堵水层位由油层井段底 部向中间层段或顶部转移; 分层改造油层逐渐由主力油层变差部位向次主力或非主力 油层转移,目前已向低产油层转移。 油藏综合含水处于快速上升阶段 尕斯 E31 油藏的含水上升规律具有低渗透油藏的特点,即“慢、快、慢”的特点。 利用童氏图版做出含水率与采出程度的关系曲线可知, 含水处于 40-60%时, 含水上升 率最大,油藏综合含水正处于快速上升时期。 3)一点建议 从以上存在的问题可以看出,必须加大精细油藏描述的研究力度,抓好以注水井 为中心的“稳油控水”综合治理工作,增加可采储量。指导以提高采收率为目的系统 调整、扩边挖潜工作,才能保证油藏的长期稳产。


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