《采收率研究》PPT课件.ppt

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1、卫81块严重非均质油藏提高采收率研究,卫城油田卫81块沙四段储层三维精细油藏描述,前言区域地质背景 层序地层学研究 构造 沉积相 成岩作用 储层微观孔隙结构 储层非均质性 储层敏感性 储层地质模型 储层评价 结论及建议参考文献,卫城油田卫81块油藏位于东濮凹陷的北端，发现于1980年8月完钻的卫25井，1984年5月对121井进行了大型压裂试验，日增原油22t，压裂改造措施使卫81块以较高采油速度稳产了两年，但是到95年下半年，区块地层能量下降，产量呈下降趋势，开发效果恶化。为了扭转这种不利局面、为进一步调整开发方案提供准确的依据，有必要进行储层三维精细油藏描述。,地质研究的技术路线及研究内容

2、如下图：首先，综合利用动、静态资料，对地层进行划分与对比、构造、沉积微相、成岩作用、储层敏感性及非均质性、测井资料二次解释等的研究；然后在此基础上编制卫城油田卫81块沙四段断裂体系展布图、微构造图、各小层砂层厚度等值线图、砂地比等值线图、有效厚度等值线图、泥岩厚度等值线图、小层平面图、沉积微相图、各小层顶面埋深图、孔隙度等值线图、渗透率等值线图、含油饱和度等值线图及泥质含量等值线图，进而建立地层模型、沉积模型、构造模型、微观孔隙结构模型、流体模型及储层参数模型，并最终建立储层地质模型。,图0-4 卫城油田卫81块沙四段储层三维精细油藏描述研究流程,主要工作量：观察描述7口取芯井（35、40、5

3、0、57、145、146、148）岩芯，芯长1000余米，并对145、146、148三口井进行了单井相分析；拍摄岩芯照片若干张；拍摄镜下鉴定照片（包括单偏光、正交光、扫描电镜）若干张；、对42口井（210、216、220、223、226、230、238、239、240、241、249、250、251、252、253、254、255、256、257、261、263、264、266、267、269、270、2-6、2-21、2-24、11-28、11-29、N107、N105、N212、N213、N235、N25-1、N256、N257、N3-7、N39、N60）进行了数字化；对以上42口井进行了

4、二次解释；、对55口井（203、11-28、204、254、205、11-3、207、208、264、35、209、210、74、252、145、N16、250、214、255、147、233、235、148、238、221、131、40、227、202、3-7、3-11、263、2-45、253、248、231、81、268、146、50、219、N256、247、223、251、224、259、2-24、105、141、249、57、216、241、257）进行了小层划分与对比；编制断裂体系展布图及微构造图各5张；编制各小层砂层厚度等值线图、砂地比等值线图、有效厚度等值线图、泥岩厚度等值线

5、图及小层平面图各18张；编制各小层顶面埋深图、孔隙度等值线图、渗透率等值线图、含油饱和度等值线图及泥质含量等值线图各18张；对各小层顶面埋深、孔隙度、渗透率、含油饱和度及泥质含量进行网格化；编制测井曲线与储层物性关系对比图10张；编写薄片鉴定报告1份；编制小层数据表1份；编制附图册1份；编制附表1份；编写文字报告1份；编制其它图件若干。具体研究成果见表0-1。,第一章 区域地质背景,东濮凹陷是渤海湾含油气区的一个组成部分，也是一个多油气藏类型的复杂断块油田。油田主要部分在濮阳、东明、莘县、长垣、兰考等五县，在区域构造位置上处于渤海湾盆地临清坳陷南部，凹陷面积约5300km2。卫城油田位于山东省

6、莘县和河南省濮阳县境内，地处华北平原，地势平坦，交通方便，地面条件较好。卫城油田在东濮阳凹陷中央隆起带北端（图1-1）。卫城构造东隔濮城洼陷与濮城构造相望，西临卫西洼陷与西斜坡构造带相对，北与文明寨构造相邻；南与文留构造相邻，该构造带面积约40km2，长约15km，宽约23km，是由北东走向的断裂活动形成的断块隆起构造带。,根据地层发育特征与构造活动，可将东濮凹陷下第三系划分为两个次一级旋回，即沙四段一沙二段，沙二段一东营组。从断裂发育和断块活动控制的凹陷形成与演化分析，又可具体分为四个演化阶段。(1)初陷期（EkES4）(2)深陷期（ES3）(3)收缩期（ES2ES1）(4)衰亡期（Ed）,

7、卫城构造为新生界地沉积层，自上而下为第四系平原组，上第三系明化镇组、馆陶组，下第三系东营组、沙河街组及孔店组（表1-1）。沙河街组沙一段沙四段都含油气层。本次研究，沙四段为研究对象。沙四段地层不整合于高阻红层一孔店组之上，与上覆沙三下地层呈连续接触关系。,第二章 层序地层学研究,卫145井层序划分,卫146井层序划分,卫148井层序划分,图2-1 卫城油田卫81块沙四段小层划分与对比骨架剖面,第三章 构 造,卫城油田卫81块总体构造走向为北东南西向，三维地震测网密度为2525米，主测线方向垂直于构造走向，为北西南东向，本次解释构造所用的主测线在北半部分每200米（8道）一条，在南半部分每100

8、米（4道）一条，分别是：524，532，541，548，556，564，572，581，588，596，604，612，620，628，636，644，652，656，660，664，668，672，676，680，684，688，692，696，700，704，708，712，716，720，724，728，732，736，741，744，748，752，756，760，764，768，772，776，780，共有49条；联络测线每4道一条，分别是378，382，386，390，394，398，402，406，410，414，418，422，426，430，434，438，442，446，4

9、50，454，458，462，466，470，474，478，482，486，490，494，498，502，506，510，514，518，522，526，530，共39条，解释资料面积约为24平方公里。地震层位的标定采用了40口井的数据，由于北部构造相对简单，因而选用的井数量较少，重点是南部。根据井资料将深度转换成地震波的双程旅行时，建立地震反射同地质层位间的联系。本次解释将整个沙四段作为整体来考虑，在组合断层时单独依靠地震剖面上的显示不可信，必须要把井资料和注采关系等多种信息综合在一起加以考虑，最后得到5张断裂体系展布图,图3-6 斜井段示意图,斜井进行倾斜矫正,图3-7 多个斜井段组成

10、的斜井示意图,第四章 沉积相,河道沟道微相与砂坝微相的主要区别特征 二者的最大区别特征就是，河道沟道微相沉积物粗，厚度相对较小且顶底往往突变，因而电测曲线往往呈箱形或钟形；砂坝微相沉积物相对较细，但厚度较大且多由下部反韵律及上部正韵律两韵律单元组成，电测曲线往往呈直立的梭形。,产生这种区别特征的原因主要有三：河口坝的发育 河流入湖入海后，首先使河口区成为最活跃的沉积区，继而发育心滩成因机制的河口坝。在河口坝发育的初期，较细粒的粉砂及砂级的沉积物均可沉积。但随着河口坝的发育，沉积地形逐渐增高并有可能成为水下浅滩。因而细粒沉积物将很难在河口坝上保存，使得在沉积剖面上，呈现出下细上粗的反旋回反韵律。

11、但一旦河流分叉，介质能量降低，河口坝上的沉积作用将会减弱，进而在新的河口区（二级分流河道河口区），发育新的河口砂坝。如此继续，将会出现一系列的分流河道及河口砂坝。河道沉积 河道沟道、分流河道次沟道，既是重要的沉积场所，又是沉积物的主要运输通道。作为沉积场所，由于河道内的水动力条件较强，细粒物质不易滞存下来，凡能在河流流动过程中沉积下来的沉积物，一般粒径较大。再者，由于河流的扬沉作用（即把沉积物再搬运、再在别处沉积）也会对河道内的沉积物再分选，以致最后留下更多的粗粒沉积物。作为沉积物的运输通道，河道内要始终保持一定的可容空间，否则则会引起决口或河流改道。其结果，使得河道内的沉积速率与河口坝区相比

12、要小多了。在同样长的时间内，河口坝区的沉积物厚度要大于河道内的沉积厚度。黄河三角洲的河道沉积物厚度与河口砂坝沉积厚度的关系就是如此。因而，一旦河流改道，河口坝区的砂质沉积物厚度将会大于河道内的砂质沉积物厚度。环境变化 一旦河流改道，原河道或水下分流河道，特别是水下分流河道的高能环境，立即被低能环境所取代，结果就形成了砂泥突变的接触关系。在河口坝区，由于地形较高的滞后影响，环境能量是逐渐降低的，因而有一个过渡期。结果发育了由砂变泥的过渡段沉积物。,单井相分析,沙四段砂岩经历了压实、胶结、溶解、交代、重结晶及粘土矿物的转变等多种成岩事件，根据成岩作用对砂体孔隙演化的影响，可将碎屑岩成岩作用类型分为

13、二大类：（a）降低砂体孔渗性的成岩作用，主要有机械压实作用和胶结作用，其次为压溶作用和重结晶作用；（b）增加砂体孔渗性的成岩作用，主要为溶解作用。交代作用对孔隙的影响不大，但可为后期溶解作用提供更多的易溶物质从而有利于溶解作用的进行。归纳起来，对孔隙的演化影响较大的在本区有三大类：压实、胶结和溶解。,第五章 成岩作用,成岩作用及对储层参数的控制作用,一、压实作用与孔隙减少 1、颗粒发生定向排列 2、塑性颗粒的压实变形二、胶结作用与孔隙充填 1、碳酸盐矿物 2、石英、长石的次生加大 3、泥包壳的形成 4、硬石膏的沉淀及交代 5、卤盐的胶结作用 6、黄铁矿 7、沸石族矿物三、溶解作用与次生孔隙的形

14、成四、交代作用五、重结晶作用,成岩阶段与成岩环境,按照中国石油天然气总公司1991年审定的碎屑岩成岩作用阶段划分规范，将成岩作用分为四个阶段。同生成岩阶段：沉积物沉积后至埋藏前所发生的变化与作用的时期称同生成岩阶段；早成岩阶段：指沉积物由弱固结到固结成岩的阶段，又可分为A、B两期；晚成岩阶段：指岩石固结后，在深埋环境下直到变质作用之前的阶段，分为A、B、C三期；表生成岩阶段：指处于某一成岩阶段弱固结或固结的碎屑岩，因构造抬升而暴露或接近地表，受到大气淡水的溶蚀，发生变化与作用的阶段。以上四个阶段的划分和鉴别标志见表5-1。根据以上对沉积相和成岩作用的研究，对照表5-1碎屑岩成岩阶段划分规范。我

15、们用图5-1对卫81块沙四段各阶段的成岩变化，以及各种成岩矿物的生成顺序进行了归纳总结。,总之，通过成岩阶段的分析可以清楚地知道，卫城地区沙四段处于晚成岩阶段A-B期，即油气大量生成阶段，同时这一阶段的成岩变化又最有利于形成次生孔隙发育的储集层。研究结果为此提供了最好的证据。,成岩相是成岩环境和沉积物（岩）在该环境下所形成的成岩产物的综合。它反映沉积岩的目前面貌，这一面貌是其在成岩过程中所经历的一系列成岩变化的结果。一、碳酸盐胶结成岩相 二、石英次生加大成岩相 三、粘上杂基支撑成岩相 四、不稳定碎屑溶蚀成岩相,结 论,一、沙四段成岩作用对储层的物性影响很大，砂岩经历了胶结、压实、溶解、交代、重

16、结晶及粘土矿物的转变等多种成岩事件，归纳起来，对孔隙的演化影响较大的在本区有三大类：压实、胶结和溶解。压实和胶结是导致孔隙降低的主要因素，溶解可加大次生孔隙，改善储层的孔隙结构。本区胶结物类型最多的是碳酸盐矿物，其次为石英和长石，还有少量的粘土和硬石膏。长石及碳酸盐矿物的溶解十分普遍，形成的次生孔隙主要为粒间溶孔和粒内溶孔两类。二、对本区的四种成岩相，碳酸盐胶结成岩相、石英次生加大成岩相、粘土杂基支撑成岩相、不稳定碎屑溶蚀成岩相分别作了描述，根据现在的研究，得出本区处于晚成岩阶段A-B期，也是油气大量生成阶段，同时这一阶段的成岩变化又有利于形成次生孔隙发育的储集层。,图6-1 砂岩中常见的五种

17、孔隙喉道类型a-喉道是孔隙的缩小部分；b-可变断面收缩部分是喉道；c-片状喉道；d-弯片状喉道；e-管状喉道,第六章 储层微观孔隙结构,根据卫81块三口井49个样品所作压汞试验取得的资料和数据可将其压汞毛细管压力曲线归纳为三个类型。其中型是以卫145井为代表，型是以卫145井为代表，型是以卫145井为代表。,卫81块沙四段毛细管压力曲线特征,图6-2 毛管压力曲线,类型的砂岩孔隙度高，平均喉道半径大，喉道半径的分选性好，喉道偏粗。因此岩石渗透性好，含油饱和度高达90。类型的砂岩孔隙度低，平均喉道半径比类小，喉道半径的分选性差，喉道偏粗。因此岩石渗透性差，含油饱和度高低只有30。类型的砂岩孔隙度

18、仅略差于类，但平均喉道半径小得多，多为超微孔隙，而且孔隙喉道半径的分选性差，含油饱和度仅为20。由此可见，评价一个岩石储集性能的好坏，孔隙度的大小当然是一个重要条件，但同时要看孔喉半径大小和孔隙分布状况。类样品具备了比较优越的条件，因此表现最好的渗透性和含油饱和度。、类样品的孔隙度差别不大，但它们在含油饱和度上存在着明显的差别，这是由于孔喉半径和喉道分选性的差别造成的。,第七章 储层非均质性,储层的非均质性是指储层的基本性质（岩性、物性、电性及含油气性）在三维空间 上分布的不均一性。储层非均质性对油气田的勘探和开发效果影响很大。,储层非均质性表征,一、层间非均质性 层间非均质性是指砂体之间的差

19、异，包括层系的旋回性、砂层间的渗透率非均质程度、隔层分布及层间裂缝特征等。二、平面非均质性 平面非均质性指单一油层砂体的几何形态、各向连续性、连通性以及砂体内渗透率和孔隙度的平面变化及方向性。平面非均质性对于井网布置、注入水的平面波及效率和剩余油的平面分布有很大的影响。三、层内非均质性 层内非均质性表现为砂层内部垂向上的渗透率韵律。最高渗透层所处位置、非均质程度、单砂层规模宏观的垂直渗透率与水平渗透率的比值以及层内夹层的分布。它直接控制和影响一个单砂层垂向上的注入剂波及厚度。,沙四段储层非均质性,储层非均质性是指表征储层特征的参数在空间上的不均匀性，它制约着流体在储层中的流动和聚集，是控制剩余

20、油分布和影响开发效果的主要因素。,层间非均质性,1砂地比 砂地比是指垂向剖面上的砂岩总厚度与地层总厚度之比，以百分数表示国外文献中常用的NGR（即net gross ratio）。根据各井点的砂地比数据（表7-3），编制了卫城油田卫81块沙四段各小层的砂地比等值线图（附图7-1附图7-18）。2.砂层间渗透率非均质程度 通过测井资料二次解释，首先得到各小层的储层物性参数数据表（表7-4表7-7），然后编制各小层的单层储层物性参数平均值数据表（表7-8）及各小层的单层储层物性参数数值统计表（表7-9）。然后利用上述公式计算储层物性参数的变异系数、突进系数及级差（表7-10）。,平面非均质性,1砂

21、体几何形态及各向连续性 对于卫城油田卫81块沙四段沉积，河道和河口砂坝均较发育。砂体的连续性是定量描述砂体规模的重要指标，与开发工程直接相关。砂体的连续性受到沉积相的控制。对于卫城油田卫81块沙四段沉积，砂体连续性较差。2.砂体连通性 对于卫城油田卫81块沙四段沉积，尽管有湖水的改造，但砂体的连通性还是较差。3砂层厚度等值线图 根据地层划分和对比所得到的砂厚数据，编制沙四段各小层的砂层厚度等值线图。综上所述，卫城油田卫81块沙四段储层平面非均质性较强。,层内非均质性,5层内渗透率非均质程度 描述层内渗透率非均质程度可采用以下几个指标：（1）渗透率变异系数（2）渗透率突进系数（Tk）（3）渗透率

22、级差（Jk）,根据测井资料二次解释所得到的储层物性参数数据，编制卫城油田卫81块沙四段孔隙度数值统计表（表7-11）、渗透率数值统计表（表7-12）、含油饱和度数值统计表（表7-13）、泥质含量数值统计表（表7-14），并得到非均质系数统计表（表7-15）。一般地，当VK0.5时，反映非均质程度弱；VK=0.50.7时，反映非均质程度中等；VK0.7时，反映非均质程度强。当Tk2时，表示非均质程度弱；Tk为23时，表示非均质程度中等；Tk3时，表示非均质程度强。渗透率级差越大，反映渗透率非均质性越强；反之，级差越小，非均质越弱。综上所述，卫城油田卫81块沙四段层内非均质性严重。,第八章 储层敏

23、感性,本区砂岩储层中都含有不同数量的粘土矿物，粘土矿物的类型、分布和丰度通常影响岩石的储层物性（孔隙度和渗透率）。通过对本区卫146井沙四段储层全岩分析（衍射）得到粘土矿物的含量（表8-1），砂岩粘土矿物含量在425之间。,1孔隙衬里式 粘土矿物在碎屑颗粒表面定向排列，形成粘土薄膜（图8-1）。2孔隙充填式粘土矿物以分散质点的形式充填在砂岩孔隙中（图8-1）。其结果使岩石的孔隙度、渗透率降低，形成在孔隙系统中可以迁移的微粒，造成储层伤害。3孔隙搭桥式 亦称桥塞式。粘土矿物自孔隙壁向孔隙空间生长，连接形成粘土桥（图8-1）。在扫描电镜下可见片状、纤维状的伊利石，它们在孔隙中形成网络状分布，分割大

24、孔隙成小孔隙，影响了流体的流动。,粘土矿物的产状,图8-1 粘土矿物的产状,粘土矿物的组成,通过对卫城油田卫81块沙四段三口井粘土矿物的X衍射资料分析得出，储层中的粘土矿物主要以伊利石（45.3%）、伊蒙混层（37.7%）、高岭石（9.3%）及绿泥石（7.7%）为主。由于储层处于晚成岩阶段的AB期，成岩作用使粘土矿物中的蒙脱石向伊利石转化，形成伊蒙混层。1、伊利石 2、伊蒙混层 3、绿泥石 4、高岭石,储层敏感性,储层的水敏性,卫81块沙四段砂岩薄片鉴定为岩屑、长石、石英粉细砂岩，胶结物主要为泥质、钙质，胶结方式为孔隙接触式胶结，高岭石相对含量占9.3、伊蒙混层占37.7。实验证明当外来流体为

25、淡水或1:1盐水时，对渗透率的有较大影响，可以使渗透率降低20以上，证明孔隙中微粒迁移堵塞喉道。因此，在注水过程不能使用清水或加入络合剂注意防膨。但由于高岭石、伊蒙混层等强水敏性矿物含量相对较多，所以水敏性是主要的敏感性。,储层的酸敏性,卫81块沙四段储层中酸敏性矿物有绿泥石及碳酸盐岩矿物，粘土矿物中绿泥石含量较低（7.7），绿泥石与盐酸反应形成F(OH)3沉淀。碳酸盐矿物对氢氟酸有敏感性，易形成钙的氟化物沉淀。理论和实践都证明了本区储层不适于酸化改造。,储层的速敏性,卫81块沙四段储层粘土矿物中伊利石（45.3）、高岭石（9.3）易产生速敏。伊利石主要呈片状，易剥落分离，高岭石呈六方片状集合

26、体，也易于破碎分散。据中原研究院实验室测得饱和盐水的临界速度为0.056。与粘土矿物相比，非粘土矿物的粒径要大的多，其堵塞形式以“桥堵”为主。因此，应避免高流速注水，防止微粒迁移。,可溶性盐类对储层的伤害,卫81块沙四段储层岩芯中，可以观察到有盐类沉积，这些可溶性盐类如石盐、硬石膏在注入淡水或酸化过程中，可以发生盐类的溶解和再沉淀，堵塞孔喉形成盐堵和膏堵，也可能对储层造成伤害。,第九章 储层地质模型,储层确定性建模,储层建模实际上就是建立储层结构和储层参数的三维空间分布及变化模型。三维建模一般遵循从点面体的步骤，即首先建立各井点的一维垂向模型，其次建立储层的框架，然后在其基础上，建立储层结构和

27、参数分布的三维模型。建模的核心问题是井间储层建模。在给定资料前提下提高储层模型精细度的主要方法即是提高井间预测精度。主要有两种建模途径，即确定性建模和随机建模。确定性建模是对井间未知区给出确定性的预测结果，确定性建模试图从确定性资料的控制点（如井点）出发，推测出点间（如井间）确定的、唯一的、真实的储层参数。随机建模是对井间未知区应用随机模拟方法给出多种可能的预测结果，两者包括不同的提高井间预测精度（模型精细度）的方法。,储层三维建模步骤,（1）数据准备 坐标数据 包括井位坐标、补心海拔高度，地震测网坐标等；分层数据 各井的油组、砂层组和小层的划分对比数据，地震资料解释的层面数据等；断层数据 断

28、层位置、断点、断距等；储层数据 各井砂体厚度及顶底界深度、孔隙度、渗透率、含油饱和度等数据（主要为井数据）。（2）建立井模型和地层格架模型 地层格架模型是由坐标数据、分层数据和断层数据建立的叠合层面模型，即首先通过插值法，形成各个等时层的顶、底界面模型，然后将各个层面模型进行空间叠合，建立储层的空间格架，并进行三维网格化。（3）三维空间赋值 利用井模型提供的数据，按照给定的插值方法，对储层格架内每个三维网块进行赋值，建立储层参数的三维数据体。（4）图形处理显示 对三维数据体进行图形变换，以图形的形式显示出来。可以是三维显示，还可任意旋转和不同方向切片。,建立储层地质模型,地层划分与对比 数字化

29、 测井资料二次解释 网格化 测井曲线与储层物性参数之间的关系 储层地质模型的建立,地层划分与对比,数字化,要建立储层地质模型，就必须具备储层物性参数数据，而要获取储层物性参数，就必须对测井资料进行二次解释，而要对测井资料进行二次解释就必须对测井曲线进行数字化。本次测井资料二次解释共数字化了42口井，每口井的数字化井段数据见表9-1。,测井资料二次解释,（一）测井资料情况（二）测井解释模型的选择（三）解释程序的选择（四）解释参数的选取（五）主要物理量的计算（六）主要解释成果的说明（七）储层物性参数数据（八）有关说明,通过测井资料二次解释，获得了42口井的储层物性参数（孔隙度、渗透率、含油饱和度、

30、泥质含量）数据，在此基础上，通过计算得到各井点、各小层的储层物性参数的最大值、最小值和平均值。为编制各小层的储层物性参数等值线图奠定了基础。,储层物性参数数据,网格化通过测井资料的二次解释，得到了各井点储层物性参数（孔隙度、渗透率、含油饱和度和泥质含量）数据，接下来的工作就是将数据网格化，网格的比例为34.33m*33.94m（横向*纵向），全区网格为29*176（数据个数为30*177=5310）（图9-2）。,测井曲线与储层物性参数之间的关系,本次研究对全区10口（N3-7、263、253、252、249、267、N150、N60、223、226）井做了测井曲线与储层物性参数之间的关系对比

31、图。储层的岩性、物性及含油气性对应关系较好，而电性是这三者的综合反映。一般来说，质地较纯、分选较好、粒度偏粗的砂岩物性较好，电性上表现为：自然电位负异常幅度大，自然伽玛值低，微电位、微梯度有明显的幅度差，声波时差值大。反之，泥质含量越高，物性越差，电性上表现为：自然电位负异常幅度小，直至在泥岩段显示为一条直线，自然伽玛值高，微电位、微梯度几乎没有幅度差，声波时差值变小。,储层地质模型的建立,根据网格化得到各结点的数据（包括各小层的顶面埋深、孔隙度、渗透率、饱和度、泥质含量和有效厚度等），编制各小层的顶面埋深、孔、渗、饱、泥质含量、有效厚度等值线图,第十章 储层评价,结合现有的储层物性参数数据，

32、编制了孔渗饱统计表（表9-2）、孔渗饱高值井统计表（表9-3）、S425孔渗饱数据表（表9-4）及各小层的孔渗饱平均值统计表（表9-5），并编制了S425孔渗饱面积图（图9-13）、各小层的孔渗饱面积图（图9-14）及各小层的孔渗饱平均值直方图（图9-15）。由此可见，沙四段18个小层中，S425和S423为主力油层。,小结:首先，综合利用动、静态资料，对地层进行划分与对比、构造、沉积微相、成岩作用、储层敏感性及非均质性、测井资料二次解释等的研究；然后在此基础上编制卫城油田卫81块沙四段断裂体系展布图、微构造图、各小层砂层厚度等值线图、砂地比等值线图、有效厚度等值线图、泥岩厚度等值线图、小层平

33、面图、沉积微相图、各小层顶面埋深图、孔隙度等值线图、渗透率等值线图、含油饱和度等值线图及泥质含量等值线图，进而建立地层模型、沉积模型、构造模型、微观孔隙结构模型、流体模型及储层参数模型，并最终建立储层地质模型。,第十一章 剩余油分布研究,卫81块具有小型气顶和一定边水油藏，采用三维三相黑油模型。根据油藏描述数据：包括油藏顶界深度，小层厚度，有效厚度，隔层厚度，孔隙度，渗透率，含油饱和度，原始地层压力，地层温度，油、气、水PTV性质数据，油气、油水相对渗透率曲线等。,一、数值模拟,本次模拟层15个，模拟区域长约6km，宽约1km，划分30177个网格，每个网格为33.3m33.9m，总网格数为3

34、017715=79650个。时间步长控制在1-30天。经调试修改，模拟计算储量与实际标定储量有较好的一致性，相对误差在3%以内。,用注水井的吸水剖面资料把注水井的阶段累积注水量分配到每个小层中去。,二、油藏工程方法,求出每一小层的累积注水量，同时求出每一小层的孔隙体积(F.h.)，再求出它的注入体积倍数(Vi=qi/F.h.)。,利用室内水驱油试验成果资料所建立的注水孔隙体积倍数与驱油效率关系曲线，求出水驱油效率数值,注入水体积波积系数的计算,小层注入水体积波及系数与驱油效率的乘积等于小层的采出程度,各小层驱油效率与注入水体积波及系数求出各小层的采出程度，并求出各小层的累积采油量，全块累积采油

35、量，实际完全一致,小层的水驱可采驱量(小层储量小层最终采收率)减去小层的累积采油量，即得小层水驱剩余可采储量,三、剩余油分布规律及潜力分析,1、断层遮挡的剩余油 这类滞油区受构造形态控制。卫81块沙四段油藏构造为走向北东，倾向东南，倾角1030的单斜构造，沿卫32断层一线处于高部位，断层沿线的油井大都离断层有一段距离，且从上层到下层，离断层越来越远，难以有效控制断层附近的储量。而从开发方式分析，由于采用边部注水，水线从东向西推进，压力也由东向西波及，这部分油被推挤到西边断层的高部位，成为死油区。这类剩余油沿卫32断层一线各层均有分布。如卫142卫210卫253、卫207、卫205及卫217卫2

36、58等与断层间均有不同程度的剩余油存在。面积0.14km2，储量31.6104t。,此类剩余油跟开发方式有关。由于注水井间或注水与边水间两侧驱动水的推进，在水线前缘间形成条带状剩余油区域。随注入水的推进，水线逐渐靠近，剩余油被分割开来，成为片状分布。各小层均有。卫258卫220卫223油水边界；卫252卫74卫35油水边界。这类剩余油分布取决于注水和边水的侵入速度，注采井网，边水活跃程度，储层渗透率等因素，井网和注水状况决定了剩余油的分布范围，油层的渗透率决定了剩余油的分布位置。面积0.52 km2，储量69.32104t。,2、油井油水边界和注水井间、注水井油水边界的剩余油,由于距离注水井远

37、或距边水远、驱动水未能波及，或无井点控制而造成，如：构造的南部卫223块，218N251之间无油井，N204263之间无油井。面积0.52km2，储量69.32104t。,3、注采系统不完善形成的剩余油,4、局部差层剩余油,此类剩余油多分布在构造的高部、中南部断层发育区，有两个特征：其一是受地层渗透率的非均质性和注采井网的不完善性影响，在局部渗透率差，又无井点的地区，易形成一定范围的剩余油。面积0.97km2，储量102.9104t。,在平面上，小范围的高含水区，其产水量约占区块产水量的50.0%以上，主要集中分布在四个井组附近，即卫113、卫74、卫147、卫241井组，共13口生产井，井口

38、日产油65.1t，日产水421.5m3，分别占整个区块的22.4%、55.7%，尤其卫74井组的卫210、卫211井还曾经因高含水而关井，这些高含水区域的面积仅占全区面积的四分之一，大部分区域不含水或是中低含水，所以平面水驱极不平衡。,平面水驱极不平衡,结论1,由分析产液、吸水剖面统计资料，统计资料显示，沙四2、沙四3砂组动用程度好，四1、4砂组和孔店组动用程度最差,结论2,小层的水驱控制动用状况及水淹状况,I类：水淹层(地质储量 80104t,采出程度 30%),包括沙四25、沙四32小层，地质储量267.2104t，占36.86%，目前工业采出程度已达 73.74%，水淹储量199.510

39、4t，占74.67%。其特点是砂体发育、分布较稳定、连通性好、水驱控制程度和动用程度高,平均为 88.5%、84.1%。说明储量动用比较充分，但剩余可采储量有27.2104t，占全区27.4%，通过井网的调剖、堵水，降压增注，及时提液，局部剩余油仍有挖潜余地。,II类：主产层(地质储量 1080104t,采出程度 1030%),包括沙四21-4、沙四31、沙四33-5、沙四41-2小层。储量 388.8104t,占53.63%,工业采出程度49.7%，水驱控制储量243.4104t，占62.6%，水驱动用储量186104t，采出程度和含水较低。可采储量 132.0104t，为目前的主力生产层，

40、剩余可采储量 66.4104t，占全区66.9%，是下步强化动用和挖潜的主要对象。,III类：产层(储量 10104t,采出程度 10%)，包括沙四11-4、沙四434小层，地质储量83.1104t,占11.46%,工业采出程度20.79%，采出程度和含水较低。可采储量 19.4104t，占全区19.6%，可通过完善井网，局部部署单独井网来动用。,IV类：难动用低产层：包括沙四11-4、沙四43-4、孔店。地质储量 69104t，占9.51%，工业采出程度49.78%，由于束缚水含量高，物性差，砂体呈透镜体，连通性差，现有工艺无法挖潜，不作本次挖潜对象。,1.根据剩余油分布特点分类治理,三、综

41、合治理方案,II类：主产层水驱动用不充分，是强化动用和挖潜的主要对象，I类水淹层，剩余油零星分布，但砂体发育，储量品质高，剩余油占比重仍较大，仍是挖潜对象；针对I、II类主力层采出程度较低，剩余油富集，可在剩余油富集区，打一些加密调整井、打更新井。,2、对III类（次主力层）潜力大的剩余油富集区，部署一些差层注水井，通过采油井合采动用。,3、采取重复压裂、重炮办法，增加差层动用，同时开展堵水、调剖等工作，控制强吸水层，提高注水利用率。,技术指标,1、实施工作量,方案部署新井7口，16月份投产7口，钻遇油层符合率100%，其中油井措施9口，实施4口，有效4口，有效率100%，油井措施日增油能力1

42、2.5t，措施年累增油0.0997104t；水井措施19口，完成8口，日增有效注水量147m3，油井见效增油0.1027104t。,2、效果分析及评价,1).水驱控制状况好 按吸水厚度和水驱控制面积计算，水驱控制储量为542.37104t，增加水驱控制储量34.0104t，水驱控制程度达到70.12%，达到I类开发标准。,2).水驱动用状况好 从分层动用状况看，主力油层沙四23的 10个小层得到不同程度的动用。水驱动用储量为432.45104t，增加水驱控制储量24.0104t，水驱动用程度达到59.65%，达到I类开发标准。,3).能量保持水平和利用程度较好 自投入开发以来，采用底部注水和内

43、部点状注水相结合的方式进行注水开发，保持了较高的注采比，计算累计注采比2.21，扣掉套破等无效注水量，注采比仍有2.0，平均地层压力近年均稳定在20Mpa以上，地层压力系数在0.8 左右。9499年新井RFT资料反映，压力系统0.8的有78个点，占82.6%，平均动液面稳定在1000m左右，生产压差保持稳定，达到II类开发标准。,4).水驱油状况较好 从水驱特征曲线、含水与采出程度关系曲线上看，当前实际开发趋势在方案设计采收率曲线上运行，可采储量253104t，新井及油水井措施合计增加了可采储量11.0104t，最终采收率达35.1%，取得了较为明显的阶段治理成果。,5).递减得到控制，但仍较大,通过调整治理，含水上升速度减缓，产量递减减缓，含水上升率由96、97年的3.85、3.52，下降到0.98。,7).含水上升率得到控制,感谢各位领导和专家！感谢在座的各位朋友！,