临南油田夏52块剩余油分布规律研究及潜力分析毕业论文

1、临南油田夏52块剩余油分布规律研究及潜力分析 摘 要本文将介绍临南油田夏52块剩余油分布规律的研究，我们主要采用了油藏数值模拟法和动态分析相结合的方法，充分研究油藏储层地质沉积特征和油水运动规律的基础上，展开剩余油分布规律研究。首先应用精细油藏描述研究成果，了解影响剩余油平面上和纵向上分布的地质因素是微构造形态，储层非均质性，不同沉积微相等；对夏52块沙三中油藏的油水运动特点先有个初步认识。然后，综合分析油井产状，见水见效历史及现状，注水井历年来的吸水状况及变化，研究了油藏的开发历程，剩余油成因分析，从而摸清了平面及纵向上剩余油分布特征。目 录一、 概况二、 油藏地质特征1、 构造特征2、 储

2、层特征3、 流体性质4、 岩石润湿性5、 油水系统三、 开发效果评价四、 剩余油分布规律研究及潜力分析1、 剩余油成因分析2、 剩余油分布特征五、 挖潜方法研究1、 挖潜思路2、 挖潜调整方向六、 结论前言 临南油田夏52块于92年投入试采，93年投入开发，由于注采井网不完善，储层平面、层间非均质严重，纵向上的低参透层和平面上的低渗区动用程度差，剩余油分布较为复杂，因此搞清剩余油分布对我们下一步开发油田有很大的指导意义。一、概况夏52块位于夏口断裂带西部，夏口大断层的下降盘，是临南油田的主力断块之一，主力含油层系沙二、沙三上和沙三中，油藏埋深30503140米，含油面积2km2，地质储量344

3、万吨，该块92年投入试采，93年投入开发，97年以后由于井间、层间接替潜力变小，注采不完善，储层非均质严重对油藏开发的影响，年产油量逐年下降， 年总递减平均为10.4%。到2003年12月油井10口，开10口，日液能力153吨，日油能力43吨，日油水平42吨，平均单井日液能力15.3吨，单井日油能力4.3吨，综合含水71.9%，平均动液面1209米，采油速度0.38%，采出程度10.2%，水井8口，开5口，日注能力225m3，平均单井日注能力45m3，月注采比1.39，累注采比0.77。标定采收率15.8%，可采储量54.4万吨，可采储量采出程度64.7%，剩余可采储量采油速度6.8%。表1

4、临南油田夏52块4-5砂组单元基本情况表开发层位油藏类型埋深面积储量发现时间投产时间注水时间可采储量采收率沙三中中低渗低饱和稀油层状油藏3050-314023441992199319945415.8总油井开油井日液日油含水累油采出程度可采程度采油速度剩余速度10101534371.93510.264.60.386.8总水井开水井日注注采比累注累比总压降动液面852251.3957.10.777.21209二、油藏地质特征1、构造特征该构造发育在夏口大断层的下降盘，是受夏口大断层和双丰1号断层控制的扁平鼻状构造。夏口大断层走向为北东南西向，倾向为北西向，倾角6972，9口井钻遇；双丰1号断层走向

5、为北西南东向，倾向为北东向，倾角7276，断距75275米，7口井钻遇。地层向北西倾，构造相对平缓，倾角45,断块区内断层很少。2、储层特征(1) 沉积相:是以反韵律砂岩为主的三角洲前缘相沉积。(2) 储层物性从取芯井分析化验资料可知，储层参数平均值分别为：粒度中值0.16mm，泥质含量3.6%，碳酸盐含量2.6%，孔隙度18.6%，渗透率5810-3m2。矿物成分中石英占43.8%，长石占34.8%，岩块占21.4%，胶结物含量9.6%，胶结物中除泥质外，还有铁白云岩、铁方解石和增生石英等。 粘土矿物中高岭石含量为44.8%，伊利石含量为44.8%，绿泥石含量16.6%，蒙脱石含量6%。胶结

6、类型为孔隙式、孔隙接触式、接触式等(3) 储层非均质性严重：平面上渗透率从几个10-3um2，到上千个10-3um2，相差在百倍以上。在纵向上小层之间差异也较大，层间渗透率级差6.1，渗透率变异系数0.68。3、流体性质原油性质好，饱和压力低，地层水矿化度高。原油密度小，粘度低，地面原油密度为0.86g/cm3，粘度为7.5-8.4mpas；凝固点较高，为30，含硫量较低，为0.1%，胶质含量27.2%，含蜡量为3.7%。原油性质在纵向上和平面上变化不太大，构造顶部和腰部地面原油粘度一般7.5mpas，边部一般8.4mpas。地下原油密度0.7786g/cm3，地下原油粘度1.88mpas，原

7、油油气比为23.639.2m2/t。饱和压力4.3mpa，一般地层水总矿化度为4590047700mg/l，水型属cacl2型。4、岩石润湿性从岩石润湿性吸排实验可知，该研究区层位的平均吸水量为62.31%，平均吸油量为0%，表现出岩石强亲水润湿性。根据油水相对渗透率实验可知，研究区目的层束缚水饱和度为40%左右，等渗点含水饱和度大于60%，也表现出强亲水油层特征。5、油水系统油水关系比较复杂，没有统一的油水界面，是典型的断块层状油藏油水界面分布特点。综上所述，该块为受构造控制的中低渗稀油低饱和断块层状油藏。三、开发效果评价(一)能量保持状况1、 地层压降大，压力系数低。夏52块4-5砂组累注

8、采比0.77，平均地层压力23.26mpa，总压降7.2mpa。根据夏52-311、52-312、52-228这3口井的rft测试所得的地层压力系数资料来看（见表2），具有以下几点特点：（1）压力系数低，一般在0.60.74之间；（2）含油面积小、采出程度较低的层压力系数相对较高，如5砂组的4、52小层。表2 夏52块4-5砂组各小层地层压力系数统计表砂层组小层号待添加的隐藏文字内容353-31152-31252-228地质储量（万吨采出程度（%）410.630.680.7183.38.95120.60.740.6148.113.5341.18.76.151520.842072、 油井动液面深

9、、沉没度小、液量低。目前油井平均动液面1209米，平均沉没度222米，平均单井日液能力15.3吨。（二）水驱状况分析 夏52块4-5砂组单元标定采收率为15.8%，利用甲型水驱曲线法计算采收率为18.7%。对于低渗稀油油藏，在综合含水71.9%时采出程度只有10.2%，说明其水驱开发效果是比较差的。有进一步完善注采井网的必要性。（三）注采井网对储量的适应性分析单井控制储量过大，注采井距过大。目前有油井10口，平均单井控制地质储量34.4万吨，井距250450米，平均330米，从实际生产情况表明目前的注采井网偏大。夏52-401井96年10月射孔生产52小层，97年6月以前夏52-x402井注水

10、，井距为325米，油井产量5-10吨，动液面下降很快，97年6月夏52-x402井上返生产，同时转注夏52-23井，井距缩短为270米，3个月后夏52-401井见效，见效后日产油1520吨，是见效前产量的2-3倍。说明加密井网，缩短井距是有效的。目前该块井距有进一步加密的必要。四、剩余油分布规律研究及潜力分析采用油藏数值模拟法、剩余油饱和度测井、后期新钻井电测资料和动态分析相结合的方法，开展了剩余油分布研究。1、剩余油成因分析 （1）、注采系统的完善程度控制着剩余油的分布夏52断块采用注水和依靠天然能量开采。因此，未水驱控制的构造相对高部位及距边水较远部位的油层能量较低，储量动用较差，剩余油富

11、集；另外由于注采系统的不完善，造成了部分储量井网损失，一直未动用，这部分储量占总储量的9%，主要零星分布在断层的边角部位。夏52断块主力油层砂体分布稳定，边水水体较大，能量充足。因此，开采主力油层距边水较近的油井初期产能较高，且很快见到了边水。如x52井， 91年6月投产，初期日产油35t，不含水，92年日产油曾达到85t；92年6月日产油23t，含水30%，见到了边水，见水后含水迅速上升，93年5月含水就上升到80%左右。数值模拟及油藏工程分析认为：该区初期采用稀井网高速开发，边水突进是含水迅速上升的主要原因。由此油井间也可形成剩余油。 （2）储层的沉积微相及非均质性是影响剩余油分布规律的主

12、要因素1、层间矛盾对油田开发的影响，表现在注水井上吸水剖面不均匀，层间差异较大；表现在油井上层间产能差异大。油藏数值模拟历史拟合的结果显示，层间动用差异较大。如s3中32，砂体分布稳定，油层平均渗透率22010-3m2，2000年5月，采出程度达到26.6%，含水为78.4%，而s3中35砂体不发育，油层平均渗透率为12010-3m2，采出程度只有6.4%，含水30%。由此看出，物性相对较差的储层是剩余油的富集区。2、物性相对较好储层层内矛盾影响剩余油分布测井分析认为，该研究区层内物性差异较大，相对较好的储层内存在高渗条带；从油井见水时间上也可分析出，部分见水层的厚度波及系数较小，可以认为注入

13、水或边水沿高渗条带指进，参考大庆油田、中原油田某些密闭取芯井的分析资料认为，目前夏52块层内水洗厚度最多不超过30%，因此动用较好的小层内存在动用较差的剩余油富集带。3、相对物性较好的小层平面上物性差异大，低渗区是有利的剩余油富集区将现场资料和沉积相、储层的研究成果进行综合分析可看出，注入水、边水沿着河道和物源方向推进较快，储量动用较好；河道边部及注水井的逆物源方向储量动用较差，剩余油富集。 （3）局部微构造影响剩余油分布临南油田各含油小层的主力相带与微构造的正向部位，尤其是与双凸型顶底组合模式微构造的复合部位仍然是剩余油聚集的主要场所。此外，边缘相带或者某些物性较差的主力相带与正向微构造的复

14、合部位，由于水驱未波及到或水淹程度低，剩余油饱和度高，因而剩余油相对富集。 2、剩余油分布特征根据三维三相黑油模型模拟计算结果，绘制出油藏各层的剩余油饱和度分布图，列出分小层的开发指标，图表结合，分析剩余油分布特征。 （1）平面分布从小层剩余油分布图看，剩余油的分布在平面上表现出以下特征：1、沿断层方向易形成面积较大的条带状剩余油富集区。这类滞油区范围大小同注采井网的完善程度和开采方式有关，在一定程度上受构造形态和沉积相带控制。夏口大断层走向为北东南西向，倾向为北西向，倾角6972；断层沿线的井大都离断层有一段距离，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，水线自西向东推

15、进，压力也由西向东波及，这部分油就被推到东边断层的高部位，成了难开采的死油区。 2、注水井之间、注水井与边水之间形成通道式存油区。 这类存油区分布较普遍，各小层均有。这是由于注水井之间或注水与边水之间两侧驱动水的推进，两条水线尚未相接时，在水线前缘间形成剩余油区域。这种剩余油的分布特征与油藏各开发阶段的井网完善程度密切相关，随注入水的不断推进，水线逐渐靠近，剩余油分布形态由通道式条带状逐渐演变为两端粗，中间细的葫芦状，最后被分割开来，在两端形成片状。这类剩余油分布取决于注入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

16、油的分布位置。 3、油藏边部、被断层分割、储量分布分散的地带存在零星存油区 这是由于距离注水井远或距边水远、无井点控制、未能水驱波及，或无采油井点而造成，它们多以零星片状分布于油层中。此类剩余油分布有两个特征：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，在局部渗透率差的地方，易形成一定范围的剩余油；其二是处于油层无流动边界、物性差、层薄的地方，原油不易被采出，还有一定剩余油。 4、基本未动用或动用程度差的大面积含油区 这类存油区又分为二种情况：一是纵向上含油层位少，缺少井控制的地区；二是动用程度差地区，如x52-201三角带，12、21各层都有剩余油富集。 （2）纵向上剩余油分布 1

17、、构造低部位出现强水淹。 这种情况主要与开发方式有关。由于边水活跃，投入全面注水开发后，采取边外注水方式开采，注入水和边水从西面构造低部位逐渐向高部位侵入，造成边部大面积水淹，尤其以夏52块沙三中52 、55（2+3）小层表现最为突出。 2、构造高部位和南部断层交汇处有部分剩余油富集。夏52块沙三中各小层的构造高部位有的原始储量基本未动用，南部断层交汇处由于物性相对较差，注采井网尚未完善，也是剩余油富集带。u 主力小层剩余油分布s3中41小层该小层物性较差，油层产能低，边水不活跃，水井吸水较差，总体上弹性开采，地层总压降9.96mpa。该层地质储量83万吨，目前采出程度为8.9%。剩余油分布：

18、西部及注水井附近水淹严重，东部大面积富集剩余油。剩余油研究的主要依据：油藏数值模拟的剩余含油饱和度分布图；剩余油解释统计看，该层均为油层；其中东北部由于储层物性差，纵向上与主力层52小层的渗透率级差大，在3-10之间。为避免层间矛盾对生产的影响，目前生产井主要生产52小层，该层无井采，这部分储量基本没动用。s3中52小层该层为主力小层，油砂体发育，物性相对较好，平均渗透率为14010-3m2。该层边水活跃，边水已平均向里推进400m左右，这部分边水水淹的储量为40104t,占该小层地质储量的27%，该层均为主力吸水层，对应油井均见到了很好的注水效果，但由于该层平面、层内非均质严重，油井见水、水

19、淹较快，数值模拟结果显示水驱波及体积较小，即水驱动用程度较低，该层共有49%的地质储量水驱动用较好，其余51%的地质储量未水驱，该层地质储量148万吨，采出程度13.5%,是调整挖潜的主力。剩余油主要分布在注采井网控制较差的构造腰部及以东和注水井之间、注水井与边水之间。主要依据为：油藏数值模拟剩余含油饱和度分布图； 52从动态上看：注采井网控制较差的构造腰部的x52-312和x52-x413含水分别为27%和6%；注水井与边水之间的x52-415井含水为52%；x52-415井pnd测井显示该层上部弱水淹4.4m，下部中水淹4.4m。x52-311、x52-312、x52-228井电测解释为油

20、层，验证了油藏数值模拟剩余油分布研究成果是可靠的。s3中53小层该层x52-x49、x52-x409井连线以北砂体尖灭，油砂体分布在连线以南，物性中等，边水较活跃，边水水淹储量8.1104t,占该小层地质储量的16%。该层地质储量51万吨，目前采出程度8.4%，潜力较大。剩余油主要分布在x52-415及x52-x34-x52-x12连线以北，这区域的井都是与物性好的52、54小层合采，受层间矛盾的影响，水淹轻，边部及水井x52-405井附近水淹严重。剩余油分析依据：油藏数值模拟剩余含油饱和度分布图； 53x52-415井pnd测井资料显示为油层；水井x52-x405单注本小层，x52-x405

21、井周围水淹严重，与之相临的x52-228和x52-312井电测资料解释为油水同层。非主力小层剩余油分布s3中51小层 该层油砂体不发育，物性差，边水较活跃，油井靠边水、弹性能量开采。边水水淹的储量为 2.4104t,占该小层地质储量的13%，其余地质储量弹性开采，动用很差。该层地质储量19万吨，目前采出程度只有2.7%。s3中54小层该层为一薄砂层，物性相对较好。内部注水井只有x52-23井吸水，对应油井x52-401见到了注水效果。整体上该层动用较差，剩余油主要分布在x52-x409以西，目前无井采。该层地质储量9万吨，采出程度6.1%。 54s3中55（1）小层该小层油砂体不发育，平均有效

22、厚度1.8m，地质储量 11.9104t,物性中等，边水向里侵入100m左右。该层地质储量14万吨，采出程度5.6%。s3中55（2+3）小层 55（2+3）该小层和s3中55(1)小层油层分布相似，但物性相对较好，边水活跃。剩余油沿x52-x12x52-212x52-31x52401连线成环状分布，该层地质储量20万吨，采出程度7%。五、挖潜方法研究 (1)挖潜思路根据临南油田的地质特点，剩余油分布状况，开发现状和现阶段的采油工艺水平，有以下几点建议：1、部署高效调整井，加快剩余油富集区的开采速度。 根据上述剩余油分布结果， 我们已经基本搞清临南油田剩余油富集区的分布位置。这一部分死油区由于

23、注水波及不到而成为井网控制之外的“盲区”，降低了可采储量。通过对这一地区钻新井，开采边死角油区，一方面可以减少储量损失；二方面可以解决采油工艺上不能解决的封堵问题。对剩余油富集区钻新井能加快对现有储量的开采速度，赶在该区全部水淹之前，尽可能多地采出原油，有利于提高采收率。2、改善注采系统，提高水驱控制程度。 随着开发生产的运行，地下油水运动规律也在不断变化。某一阶段可以满足高速开采的要求，而在另阶段，一些局部地区已不能满足要求， 这就要求我们要不断改善注采系统，尽可能地增加注水井点，扩大注水波及体积，对液流方向有意识地加以控制，使之向提高注水开发效果的方向发展。3、提高采油工艺配套技术。用现实

24、和长远的观点看，开发矛盾不可能都由打井来解决，而要挖潜，分层改造，分层卡堵水、分层注水和调剖工艺不可少。因此，今后工作的重点也应在追求高技术采油工艺方面有所倾斜。采用先进的开采工艺技术，高效高质量地开采现有储量，提高开采速度，提高采收率。(2)挖潜调整方向 通过对临南油田的剩余油分布规律和各小层潜力的分析研究，考虑到目前地质和工艺技术现状，结合油藏开发的实际情况，我们认为，为充分发挥各小层、尤其是动用程度相对差油层的潜力，提高区块采油速度，降低含水上升率，整体改善临南油田的注水开发效果，有必要在以下三个方面对油藏作进一步的调整工作。（一）开发井网调整 这里说的井网调整主要是指打高效调整井，不包括注采关系的调整。通过前期的地质研究，又进行了详细的动态分析和数模研究，剩余油的分布和今后的潜力已经明确。根据临南油田非均质严重的特点，在剩余油富集区可打一些加密调整井或更新井，如夏52块沙三中1、2砂组的x52-x214井与x52-x216井之间，各小层的剩余油饱和度均在5065%之间，预计有5层/22 .8m油层，剩余可采储量约2.42104t，部署