滨南油田滨一区沙二段剩余油潜力及挖潜方案研究Word格式.docx

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1、任何反演技术都有一定的多解性，仅靠静态资料确定的油藏模型具有较强的不确定性，尤其是随着开发的深入更是如此。

因此，利用开发中后期大量的开发动态资料做约束，采用动静态资料油藏综合建模技术重新建立油藏模型，可以大大减少这种不确定性，从而提高油藏模型的精度，为提高采收率奠定坚实的基础。

2、基于非均质储层正演模型的分层潜力评价方法与其它评价方法相比，具有精度高、效率高的优点；

同时它也为正确评价分层潜力及动用状况提供了理论基础

3、油藏数值模拟的饱和度拟合技术主要针对单井含水不清的情况（如长期使用水力泵的油田）而设计的。

该方法也同样适用于常规油藏数值模拟，与常规的含水拟合技术相比，饱和度拟合技术使剩余油分层评价结果更加接近油藏实际。

关键词：

断裂水驱开发效果剩余油饱和度油藏模型

摘要………………………………………………………………………i

目录……………………………………………………………………ii

第1章前言……………………………………………………………1

2.2水驱开发效果评价……………………………………………………5

2.3存在问题………………………………………………………………16

3.2构造模型研究…………………………………………………………21

3.3储层模型研究…………………………………………………………26

3.4油藏模型………………………………………………………………30

3.5剩余油潜力研究………………………………………………………32

第1章前言

滨八块沙二段是依附在滨县凸起上向南倾斜的鼻状构造，断块内发育多条北东向和南北向的小断层，将滨八断块分割成多个小断块。

滨二块在构造上受南部洼子的影响，地层南倾。

滨二块沙二段西部、中部是一个被断层复杂化了的背斜构造，工区东部为一个被断层复杂化了的断鼻构造。

详见图1-1、图1-2。

滨一区主要含油层系为沙二段和沙三段，其中沙二段全区分布，是本次调整的目的层段。

滨八块主要含油砂组为二砂组和四砂组，公报含油面积3.4Km2，公报地质储量419×

104t,总的油层厚度6.0—21.5m，平均13m左右。

滨二块主要开采层系为沙二段第四砂层组，公报含油面积5.1Km2，公报地质储量735×

104t。

其含油井段2326-2470米，平均单井油层有效厚度10.1m。

该区块1970年投入开发，先后经历了弹性开发、早期稀井网注水开发、强注强采、加密调整四个阶段。

截止到2004年10月，滨二块投产油井18口，开井3口，核实日液能力58.9t/d，平均日油能力12.1t/d，综合含水79%，平均动液面566.6m，累采油89.6×

104t，采油速度0.09%，采出程度18.9%，注水井13口，开注0口，累积注水530.25×

104m3，平均压降2.4MPa。

滨八块共有油井16口，开井4口。

核实日产液水平29t/d，日产油水平10t/d，综合含水65%。

平均动液面710m。

采油速度0.09%，平均采出程度26.5%。

滨八块共有注水井11口，开井2口。

月注采比为1.3。

表1-1滨一区沙二段2004.10开发数据

图1-1滨南油田滨一区沙二段井位构造图

图1-2滨二块沙二段油藏剖面图

第2章开发状况分析及存在问题

2.1开发阶段划分

为了与同类油藏的开发历程进行横向对比及评价，主要利用童宪章教授提出的以含水和含水上升率来重新划分开发阶段。

这种方法把一个水驱油藏的全部开采过程划分为四个阶段，各阶段划分标准及开发特点如下：

第一阶段：

低含水阶段（含水率0—25%）

这一阶段包括油藏的无水采油期在内。

特点是含水率较低，一般不会因产水而显著影响油井的产油能力，油藏的稳产也不致受到威胁。

但这一阶段的规律一致性较差，主要原因是影响这一阶段的因素较多。

第二阶段：

中含水阶段（25—75%）

不管什么样的水驱油藏，一般正常情况下，这一阶段其含水率与采出程度关系曲线都表现为相同斜率的近似直线。

阶段含水上升率平均值为3.9%左右。

在这一阶段中无论是哪一类水驱油藏，阶段采出程度都在12.8%左右。

第三阶段：

高含水阶段（含水率75—90%）

这一阶段阶段采出程度可达6.4%，阶段含水上升率平均为2.46%。

第四阶段：

特高含水开发阶段（含水率为90—98%）

这一阶段为水驱油藏开发晚期，进入了水洗油阶段，但阶段采出程度也可以达到9.8%，尤其是对于原油粘度很高的油藏来说，很大一部分地质储量必须在高含水阶段才能采出。

根据以上标准，以滨八块为例，可划分为四个开发阶段：

（1）低含水期（68-78年），平均采油速度是0.88%，阶段末采出程度为8.78%，阶段含水上升率3.49%。

（2）中含水期（79-88年），稳产阶段，该阶段平均采油速度是1.24%，阶段采出程度12.48%。

其中在85年扩边和完善注采系统后，储量增大，产能翻番。

调整方案实施后，含油面积扩大了0.79平方公里，采油速度从0.78%提高到2.19%，含水也有所降低。

稳产形势显著改善。

阶段含水上升率为3.86%。

（3）高含水期（89-93年），平均采油速度是0.88%，阶段采出程度只有3.85%，阶段含水上升率为1.58%。

（4）特高含水期（94-99年），产量递减阶段，采油速度从93年的0.55%降到99年的0.04%，采出程度已经达到26.42%，但阶段采出程度仅有1.31%。

从沙二段实际开发数据与统计数据比较看，滨一区沙二段在进入高含水期之前，即在中低含水开发阶段是基本吻合统计规律的，说明开发效果比较好。

但进入高含水开发阶段后开发效果明显变差，高含水阶段阶段采出程度只有统计数据的一半。

2.2水驱开发效果评价

2.2.1储量动用状况评价

2.2.1.1射孔程度高

对滨一区沙二段油井厚度统计，总油层厚度273.6m，目前射开厚度为259.5m，射开厚度已达94.9％。

其中滨二块三个主力层的射开厚度百分比分别是：

4上1为99％、4上2为99.5%、4下2为93％，滨八块4个主力层射开厚度百分数分别为92.7%、96.2%、94.8%、100%，补孔改层的潜力很小。

表2-1滨二块沙二段射孔程度统计表

层位

油层厚度（m）

射开厚度（m）

射开厚度百分比（％）

2上6

3.2

100

2下1

4.5

33

6.9

3.7

54

4上1

84.4

83.6

99

4上2

77.6

77.2

99.5

4上3

5.9

4.7

79.7

4下2

103.1

95.9

93

4下3

3.5

射开厚度百分比（%）

4下4

28.2

24.4

86.5

合计

317.3

300.7

94.8

2.2.1.2油层动用状况中等

以滨二块为例，统计沙二段6口井18层61.4m产液剖面资料，动层仅占5层20.0m（见表2-2），动层厚度占统计厚度的32.6%，微动层4层20.6m，占总射开厚度的33.6％，未动层为9层20.8m，占总射开厚度的33.9%。

6口井34层53.6m吸水剖面资料统计结果显示（见表2-3），吸水好的层的厚度占统计厚度的28.9%；

吸水差和不吸水层厚度占统计厚度的32.5%，与产液剖面未动层基本吻合。

表2-2产液剖面资料统计表

统计层

厚/层

动层

微动层

未动层

厚％

7.8/3

5.2/1

66.7

2.6/2

33.3

5.0/1

14.2/5

7.8/2

54.9

6.4/3

45.1

20.8/5

15.4/3

74.0

5.4/2

26.0

4上小计

35.0/10

44.0

22.3

11.8/5

33.7

3.6/2

2.2/1

61.1

1.4/1

38.9

10.2/2

2.4/1

24.0

7.6/1

76.0

4下小计

13.6/4

4.6/2

33.8

55.9

10.3

61.4/18

20.0/5

32.6

20.6/4

33.6

20.8/9

33.9

表2-3吸水剖面资料统计表

吸水好

吸水中等

吸水差

不吸水

7.4/1

25.4/9

8.0/3

31.5

10.7/3

42.1

6.7/3

26.4

28.8/6

8.8/2

30.6

12.9/2

44.8

7.1/2

24.7

4.0/1

4.1/1

58.2/16

16.8/5

28.9

23.6/5

40.5

17.8/6

26.8/9

20.3/7

75.7

6.5/2

24.3

6.9/3

5.8/2

84.1

1.1/1

15.9

19.9/5

15.9/3

79.9

4.0/2

20.1

53.6/17

36.2/10

67.5

16.3/6

30.4

2.1

层间动用状况存在明显差异，主力层4砂层组动用程度明显高于2、3砂层组。

4砂层组内部对比，4上动用程度高于4下，其动用厚度分别为44.0%和32.6%。

吸水状况对比，4上略好于4下。

主力小层（沙二4上1、4上2、4下2、4下4）的吸水状况及动用状况好于非主力层（4上3、4下3），而主力层中4上1、4下4的动用状况相对略差些。

2.2.2产能评价

通过分析各井采油指数，认为滨二块沙二段85年以前的老井初产能力较高，采油指数在0.8t/d.Mpa.m左右，其中滨97井的产能最高，采油指数达到1.58t/d.Mpa.m；

87、88年的11口新井平均初产能力18.3t/d，87年后的两口新井（B86-5、B99-2）的平均采油指数0.213t/d.Mpa.m；

滨八块沙二段调整井采油指数为1.52t/d.Mpa.m，单井初产能力平均为48.6t/d；

总体上滨一区沙二段属于中产油藏。

1.2.3地层压力评价

平面上不均衡，造成储量损失。

滨八块生产区地层压降高达5.6-13.8Mpa，平均压降为9.7Mpa。

如滨35—7井区目前就是只采不注，地层压力目前只有7.95Mpa，接近油藏饱和压力。

如不及时注水补充地层压力，不利于生产井的长期稳产。

滨二块地层弹性产率较低，统计5口老井的弹性产率，从表1-4中可看出滨二块弹性产率一般在18—600t/Mpa.m之间，与同为滨一区的滨八块的400—1000t/Mpa.m相比偏低。

相对的滨2井区的水区能量较强，滨87井区水区能量很弱，滨124井被断层遮挡，无水区能量补充，弹性产率则更低。

因此需要依靠注水补充地下能量，提高水驱采收率。

表2-4滨二块沙二段弹性产率统计表

井名

滨2

滨97

滨124

滨129

滨87

弹性产率（t/Mpa.m）

505.7

132.9

18.05

216.1

79.8

截止到2004年12月，滨二块累积注水530.25×

104m3，累积注采比2.03，平均压降2.4MPa，目前平均地层压力保持水平为89.9%，这一平均压力保持水平是符合油藏工程经验对注水开发要求的，但地层压力在平面上分布极不均衡，影响了滨二块注水开发效果。

高地层压力区主要分布在滨2井区、滨87井区和滨65—滨129井区。

这三个井区注水井数只占总井数的38.4%，但累计注水量却占到总注水量的66.7%。

同时还存在无效注水现象如滨130和滨4—5后期的注水。

2.2.4注采见效状况

主力小层注水后块内油井普遍受效较好。

因滨一区主力油层基本上都是三角洲前缘相的席状砂和河口坝沉积，平面上分布面积大，连续性好，因此注采井对应率高，连通性好，从开采动态来看，块内注水后油井普遍受效。

如：

滨4井70年投产，B70井75年6月转注，当月滨4井的日产油从1.03吨上升到9.86吨，含水从18％下降至6％。

滨33井68年投产，对应注水井滨130于82年开始注水，注水前滨33井平均日产油量在8吨以下，注水后，日产油量迅速上升，至88年一直稳定在20吨左右，压力也从82年7月的160.5个大气压上升至82年11月的241.7个大气压。

此后随着含水的上升，产量下降。

滨82-1井85年投产，对应注水井滨82-4井93年3月开注，此时82-1井的日产油由2.5吨上升到7.2吨，含水不变，一直上升到94年9月达到12.6吨，95年含水从65%上升到90％。

滨129井于1970年投产，对应注水井滨86于77年转注，此时滨129井的日产水平从20t/d左右迅速上升至40t/d左右，无水采油至78年3月，之后含水持续上升。

滨86-4井87年投产，对应注水井滨129于87年转注，注采关系较平衡，91年3月至91年12月，滨129井日注水量从80方左右增加到100方左右，滨86-4井的产液量从91年6月由低于20t/d上升到40t/d左右。

滨124井70年投产，对应注水井滨65井于72年注水，滨124井的日产油量从6t/d左右上升至16t/d，一直维持在20t/d以上，最高达30t/d。

滨127井于92年转注后，滨124井的产液也从20多t/d上升到30多t/d。

滨97井70年投产，注水井滨65于72年注水，注水后滨97井的油量有所上升，滨65于74年注水量从40m3/d增至80-100m3/d后，滨97井的日产液量从20t/d左右增加到50t/d左右，含水也从11％上升到37％。

构造井位图见图1-1。

2.2.5水淹状况

部分井区水淹严重，动态、动态监测资料都表明滨一区沙二段部分井区油层水淹严重，油水关系复杂。

油藏已进入特高含水期，区块油井总体综合含水已高达90％以上。

以滨二块为例，平面上水淹程度主要受注水井累计注水量的影响，总体上东部注水量及水淹程度均高于西部，东部注水井累注量319.2×

104m3，占全块累注量的60.3％，油井含水在85.7-100％，平均含水94％，西部注水井累注量210.3×

104m3，占全块累注量的39.7％，油井含水在55-98％，平均含水85％。

从主力小层油藏数值模拟成果图上也可以看出，大面积分布的三个主力小层水淹面积占整个小层含油面积的85%以上，其中中强水淹面积占整个小层含油面积的50%以上。

纵向主力小层水淹程度由强到弱分别是4下2、4上2和4上1。

新井资料和新监测资料也证明了滨二块水淹程度较为严重和复杂。

图2-286-4井和滨97井的测井成果

2.2.6水驱开发总体评价

滨一区沙二段注采调整初期效果较好，而后期注入水体积波及系数和水驱采收率呈下降趋势，从而影响了油藏整体开发水平。

以滨八块为例，首先利用水驱特征曲线法计算出滨八断块1985年注采调整前后采收率在水驱开发过程中的变化。

所用水驱特征曲线公式：

logQw=bQo+a（2-1）

Qw：

累计产水量，104t

Qo：

累计产油量，104t

44-b：

系数

计算结果为：

注采调整初期（84—87年）水驱采收率为37.21%，这个水驱采收率值远远大于目前沙二段标定采收率值（滨八块沙二段标定采收率值为29.6%），在基本未采取大的注采措施情况下，滨八块注采调整两年后水驱采收率发生了较大变化，88—90年预测结果为28.5%。

预测水驱采收率结果下降了将近9个百分点。

从其它指标也可以看出这一时期水驱效果明显变差，含水上升率由1986年底的1.81突升到1987年底的13.36，采液速度明显上升而采油速度明显下降，采液速度由1986年底的3.61上升到5.83，采油速度则由1986年底的2.31降到1997年底的2.11。

同时利用下述公式计算其水驱波及系数的变化：

Er=Ed*Ev（2-2）

Er：

采收率（%）

Ed：

驱油效率（%）

Ev：

水驱波及系数（%）

驱油效率主要是通过岩芯的室内驱替实验得到，可以认为是一个定值，水驱驱替法预测水驱采收率基本也是这一原理。

所以油藏的水驱采收率主要取决于水驱波及系数。

而水驱波及系数在井网一定的情况下，主要受油藏油水粘度比和储层非均质性以及注采关系的影响。

滨八块沙二段根据已有资料测算水驱效率为53.8%，1985年注采调整前后波及系数变化也较大，注采调整初期（1984—87年）水驱波及系数为69.16%，而在注采调整两年后水驱波及系数降为52.9%，下降了接近16个百分点。

所以从计算结果看，滨八断块注采调整后尽管在增油上产上取得了较好效果，但从水驱采收率变化情况看水驱开发效果是逐渐变差的。

为了给下一步调整奠定一个良好的基础，本项目对注入水波及体积下降原因进行了分析。

造成滨八断块沙二段水驱波及系数降低的原因有两个：

44-注水开发过程中的单层突进。

（2）粘性指进。

其中单层突进是滨八断块水驱波及系数降低的主要原因。

下面看一下单层突进的形成机理：

渗流速度公式：

V=K△P/（UwLw+UwfwLow+UoLo）（2-3）

V：

渗流速度

K：

渗透率

44-P：

压差

UwLw：

水相区渗流阻力

UwfwLow：

油水两相区渗流阻力

UoLo：

油相区渗流阻力

Lw：

水相区长度

Low：

油水两相区长度

Lo：

油相区长度

根据上式可以看出，在注水开发初期决定各小层吸水速度的主要因素是渗透率，高渗透层吸水速度快而低渗透层吸水速度慢，即高渗层渗流速度快而低渗透层渗流速度慢。

但随着注水时间的加长，高渗层内油相区长度不断缩小，两相区长度不断加大，低渗层由于吸入的水量相对较少，其层内的两相区长度的增长速度要慢于高渗层，对于层间矛盾较大的油藏，有的低渗层甚至由于不吸水从而无法形成两相区。

因两相区渗流阻力要低于油相区渗流阻力，导致高渗层的渗流阻力低于低渗层的渗流阻力，从而进一步提高了高渗层的渗流速度。

当高渗层内注水前缘突破时，其层内的油相渗流阻力消失，而低渗层内油相渗流阻力依然存在，这样一来，高、低渗透层的渗流阻力差距进一步扩大，导致高渗层的吸水速度进一步加快，而低渗层吸水速度不仅在相对程度上进一步减小，其绝对渗流速度由于高渗层注水前缘的突破压差的减小而大大降低。

最终形成单层突进，大大降低油藏纵向波及系数。

下面分析一下影响粘性指进的主要因素：

△X=ect（2-4）

其中c=-k△P（1-M）/（φUw（ML+（1-M）2）

注采压差

M：

流度比

L：

注采井距

从式中可以看出只要流度比大于1，就存在粘性指进现象。

对于一个油藏来说，其渗透率、孔隙度、粘度及流度比在开发初期变化下，影响粘性指进程度的主要因素就是注采井距及注采压差。

注采井距越大，注采压差越小，则粘性指进程度就越轻。

对于一个井网基本确定的油藏来说，压差就成为控制粘性指进的最主要因素。

开发初期由于产能建设的需要，往往采取通过放大生产压差提高采液量来提高采油速度，从而导致注水前后压差有较大幅度的增长，粘性指进发展迅速，反映在水驱波及系数上就是该参数快速降低，大大影响油藏的整体采收率。

而且，粘性指进的发展导致高渗层内油相长度的减小速度进一步快于低渗层内油相的减小速度，加大了高、低渗层间的吸水速度的差异，从而加剧了单层突进的发展。

总的来说，对于内部注水的断块油藏，影响水驱波及系数的主要因素是：

44-分注时机：

分注越早越有利于控制单层突进；

b.注采井距：

注采井距越大越有利于粘性指进的控制；

c.注采压差：

开发初期注采压差越低越有利于控制粘性指进和单层突进的发展。

滨八断块1985年注采调整初期的做法都是不利于控制单层突进和粘性指进的发展的。

主要表现在以下两个主要方面：

44-开发初期基于地饱压差大的认识，以较大生产压差进行强采。

沙二段原始地层压力22Mpa，饱和压力只有7Mpa。

1985年注采调整后全部采用水力活塞泵强采。

正如前面分析的，放大压差强采的弊端在投产初期表现是不明显的，主要是因为单层突进状况尚未彻底形成，而打加密调整井本身提高了平面水驱波及系数和储量动用程度，因此在注采调整初期水驱采收率和水驱波及系数程较大幅度上升趋势。

但由于在调整井低含水阶段，未采取控制粘性指进和单层突进的措施，所以在开发一定阶段后，单层突进状况彻底形成，相对低渗透层波及程度降低，使油藏水驱采收率和波及系数下降。

（2）分层注水效果差，高渗透层控制不住注水量。

尽管滨八块沙二段采取分注措施较早，但由于分注效果差，达不到分层注水的目的（见表2-5）。

事实上滨八断块始终没有控制好高渗透层大量吸水的问题。

1992年滨八块沙二段分注水井占到总水井数的84.6%，但仍有32.3%的高渗透层超注，达不到分层注水要求。

如滨44-1井1992年6月转注，注入水主要进入高渗透层沙二4上1小层中，吸水剖面反映该层吸水量占全井吸水量的71%，对应油井滨107很快见效，日产油量由0.8t/d上升到8.6t/d，但随着含水上升注水效果变差，以致最后自