油藏剩余油分布及控制因素分析

曙二区东位于辽河坳陷西斜坡、双台子河两岸，受杜家台古潜山的控制，在构造运动和重力的作用下，形成北东和北西两组断裂系统。杜家台油层组为三角洲前缘沉积，发育多种微相类型，油层岩性致密，物性较差。本文在上述地质模型基础上，利用容积法计算了各小层的地质储量，并用流动系数法对产量进行了劈分，再对各小层、区块的地质储量和劈分的动用产量做差，得到各小层、区块的剩余可采储量。通过含水及水淹、构造高部位、断层、注采井网配置、和沉积模式等分析，得到剩余油主要分布在分流河道、分流河口坝微相、储层的构造高部位和边滩内滩脊向凹槽过渡区非均质性强的井区。关键词：剩余油分布；构造；地质储量；剩余可采储量ABSTRACTInthispaper,thegeologicalmodelofShu-2distractwasestablished,whichislocatedinthewestslopofLiaohedepression,thebankofShuangtaiziRiver.Inthismodel,twofaultsystemswasidentified,whichformedbygravityandtectonicmovement.Thisfieldconsistsofmanymicrofacieswhichischaracteristicofdeltafrontsedimentswithcompetentrockandbadproperties.Onthebaseofthismodel,geologicreserveiscalculatedbythevolumetricmethod.Quantityofremainingrecoverableoilofeachlayerisprovidedafterdiscussingtheproductionwiththecriterionofflowcoefficient.Remainingoilisrevealedthatmainlydistributedindistributarychannelanddebouchbarmicrofaciesbyanalyzingwatercut,waterflooding,fault,rockmicrostructureandsedimentarymodel.Instructuralheights,thereisremainingoildistributedrelativelyconcentrateintheselayers,andinthehighheterogeneityareaoftransitionzonebetweenbeachcrestandcavityofmarginalbank.Keywords:thedistributionofremainingoil;structure;geologicalreserves;recoverablereservesofremainingoil目录TOC\o"1-5"\h\z\o"CurrentDocument"第1章前言1\o"CurrentDocument"1.1目的、意义1\o"CurrentDocument"1.2国内外研究现状1\o"CurrentDocument"1.3研究内容和技术路线2\o"CurrentDocument"第2章杜家台油藏地质特征5\o"CurrentDocument"2.1基本概况5\o"CurrentDocument"2.2构造特征5\o"CurrentDocument"2.3杜家台油层地层格架6\o"CurrentDocument"第3章杜家台油层沉积微相及储层基本特征15\o"CurrentDocument"3.1沉积微相研究15\o"CurrentDocument"3.2储层基本特征及展布20\o"CurrentDocument"第4章储量计算27\o"CurrentDocument"4.1研究区储量计算27\o"CurrentDocument"4.2储量计算结果29\o"CurrentDocument"第5章开发特征32\o"CurrentDocument"5.1储量动用状况32\o"CurrentDocument"5.2生产历史35\o"CurrentDocument"第6章剩余油的分布39\o"CurrentDocument"6.1含水及水淹程度分析39\o"CurrentDocument"6.2剩余油分布及规律41\o"CurrentDocument"6.3剩余油分布控制因素44\o"CurrentDocument"6.4进一步挖潜方向46\o"CurrentDocument"第7章结论51\o"CurrentDocument"致谢51\o"CurrentDocument"参考文献52第1章前言1.1目的、意义在油田开发过程中，一般情况下，人们仅能开采出地下总储量的30%左右，这就意味着大约还有60%以上的石油仍然残留在地下。剩余油的形成和分布研究是目前石油行业一项世界性的难题，也是目前石油勘探开发中最受关注的焦点之一，是油田开发的三大核心技术之一。我国油田地质情况复杂，原油性质差异大，水驱油过程不均匀，到了勘探开发的后期，尤其是在那些勘探程度较高的老油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的30%左右，这意味着有60%〜70%的剩余石油仍然残留在地下成为剩余油，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。估计，如果世界上所有油田的采收率提高1%，就相当于增加全世界2至3年的石油消费量。因此，加强剩余油分布规律研究、提高石油采收率一直是油田开发地质工作者和油藏工程师研究的主题。我国油田多为陆相沉积多油层储层，层间、层内和平面上渗透率变化大，而我国近90%油田均采用注水开发方式由于非均质性严重，各层吸水量差异大，注入水往往沿高渗透带推进，使纵向上和平面上水推进不均匀，造成水驱波及体积小，注入水过早向油井突进，油水分布犬牙交错，剩余油分布既零散又有相对富集部位。因此，在开发后期我们的主要任务就是要以剩余油饱和度为主要内容，进行精细化、定量化、动态化和预测化的油藏描述。同时，要把工作重点逐渐转向井间和整个油藏的剩余油分布研究上。本文通过构造、沉积微相和储层基本特征的研究建立精细地质模型，研究该区剩余油的分布，确定下一步挖潜方向。1.2国内外研究现状据国外大量的研究结果表明，油藏中剩余油的分布形式及数量具有以下特点：(1)存在于注水过程中水未洗到的低渗透夹层中或者是水绕过的低渗透率带中的剩余油约占27%；(2)由于地层压力梯度小，在原油不流动的油层部位(滞留带)中存在的剩余油占19.5%；(3)未被钻到的透镜砂体中剩余油占16%；(4)在一些小孔隙中被毛管力束缚的剩余油占15%；(5)以薄膜状形式存在于储层岩石表面的剩余油占13.5%；(6)局部不渗透的遮挡处(如封闭性断层等)。剩余油分布规律研究是一项世界性的难题，也是地质、地球物理和油藏工程等不同领域的前沿性研究课题。美国于1975年成立了剩余油饱和度委员会，从宏观上将剩余油饱和度度量分为单井、井间和物质平衡法3种。前苏联在杜玛兹油田专门打了24口评价井来研究油田水淹后期的剩余油分布的方法。特别是现代测井测量技术和处理解释技术的迅猛发展，为剩余油分布研究提供了更为有利的条件。国外一些公司如Schlumberger、Shell公司近年来推出了测井数据处理软件、地层评价软件和地层测试数据处理软件，为剩余油预测和油气评价提供了新的思路和技术。国外研究剩余油包括岩心分析、示踪剂分析、数值模拟、测井、试井及电阻率等多种方法。近年来提出了“定时、定位、定量”计算剩余油饱和度为依据，设计加密井位置”的新设想。20世纪90年代以来主要产油国重视了密闭取心的分析和第一手资料的收取，完善了动态检测系统，加强了油藏经营管理，是剩余油饱和度分布的研究精度有较大的提高。根据国内各大油田的研究成果，我国陆相油藏高含水期和特高含水期剩余油分布主要有12种：井网控制不住的剩余油、由于层间干扰造成的剩余油、油层污染损害严重造成的剩余油、为列入原开发方案的未动油、构造高部位的水动力“滞留区”形成剩余油、封闭性断层附近形成的剩余油分布，厚油层渗透率韵律及非均质程度造成的剩余油、粘度差和密度差造成的剩余油分布、气锥和水锥造成的剩余油分布、水淹层中微观规模的剩余油分布。我国的剩余油分布研究工作早在“六五”期间就已开始，相继开展了油田、油藏、区块、单井以及岩心等不同地质规模下剩余油的空间位置、形态、数量以及剩余油随时间变化的研究工作，主要采用了油藏数值模拟、井间示踪剂、神经网络、沉积相、测井、灰色理论及数理统计等技术研究剩余油分布规律，为油田方案调整提供了依据。我国石油工作者经过20多年的摸索探讨，形成了一套陆相地层的剩余油研究方法。剩余油地质研究已由单学科分析向多学科综合研究方向发展，除常规的沉积相细分等地质研究外，还加强了油层物理学、油气渗流力学和油藏工程学等有关原理的应用。现在主要采用小层沉积相分析法、动态分析法、油藏数值模拟法、油藏工程法、C/O比测井法和钻井取心等方法研究剩余油分布。目刖，我国研究剩余油分布的技术和手段基本具备，同国外主要产油国的技术水平接近，但在油藏管理方面和动态监测系统的重视程度方面存在一定差距。由于储层非均质性影响和油田开采的不均衡性，油田剩余油分布规律的研究不能仅局限于某个开发阶段，而应该贯穿于整个开发期(包括天然能量开采阶段、水驱开采阶段、三次采油阶段的各类调整)。1.3研究内容和技术路线1.3.1研究内容曙二区东杜家台油藏构造、储层描述；曙二区东杜家台油藏储量计算；曙二区东杜家台油藏开采状况评价；剩余油分布控制因素分析；曙二区东杜家台油藏剩余油分布规律探讨。1.3.2技术路线通过构造、沉积微相和储层基本特征的研究建立精细地质模型。通过油藏储量计算和动用情况来分析剩余油目前的空间分布，具体流程如图1-1。

图1-1研究流程图第2章杜家台油藏地质特征2.1基本概况曙二区东位于辽宁省盘锦市新生总厂东南方向约2km的双台子河两岸。在构造上处于辽河盆地西部凹陷中段曙光油田二区的东测杜家台古潜山的东部斜坡上，西部为曙光二区,东部与盘山洼陷连接，南接双台子油田和杜124块。该区块是在钻探杜家台古潜山过程中发现的，1983投入试采开发，截止1989年9月末，共完钻各类井54口，其中投产油井38口，开井13口，日产油68.9t/d，平均单井日产油5.3t/d，累积产油35.47x104t，试采程度6.8%，综合含水57.3%，共投水井9口，开井3口,日注水272m3/d，月注水比1.28，累积注水30.8162x104m3，累积注采比0.43，地下亏空39.3904x104m3。2.2构造特征2.2.1断层特征断层是重要的油田构造之一。断裂作用可能使地下油气溢损，也可能使地下油气富集。油气勘探实践表明，形成早、落差大的断层控制了生储油岩层的沉积，次级断层构成二级构造带，控制着油气的聚集与成带分布，更次级断层则把二级构造带切割成断块区，其控制着油气的富集，更小的“毛毛”断层则对油气的聚集起复杂化作用［2］因此，研究断层对油气田的勘探开发具有十分重要的意义。本区受西部斜坡和杜家台古潜山的控制，在构造运动和重力的作用下，产生两组断裂系统：一组为北东向，延伸距离较长，长达5.0km以上；另一组是北西向，延伸距离较短，仅1.0km左右。断裂发育时期为沙三段，断层倾角一般在60〜70度左右，断距一般50m〜90m左右，最大150m。最小仅30m左右。经过地层对比确定了断层的准确位置，在此基础上搞根据前人的研究成果，对断层平剖面的重新组合。第一组为北东向的两条断层组成，分别是杜古78断层北东走向，南东倾向，倾角约70度，断距大约在40m〜150m之间，延伸超过5km，共5口井钻遇；曙2-5-15断层北东转东西走向，南东转南倾向，倾角在60〜70度之间，断距大约在50m〜90m之间，延伸超过5km，共有5口井钻遇。这两条断层贯穿整个研究区而将研究区分为带状。第二组断层为北北东向，分别为：曙2-8-14断层是北东走向，北西倾向，倾角约60〜70度，断距约30m〜80m，延伸约2.5km，共3口井钻遇；曙2-5-17断层，为北东走向，北东倾向，倾角约70度，断距大约在60m〜80m之间，延伸仅0.6km，共2口井钻遇；曙2-9-14断层，其为北北东走向，北西倾向，倾角约50〜60度，断距约50m〜100m，延伸约3.5km，共3口井钻遇。这三条断层将研究区分为块状。第三组断层为北北西向，分别为：曙2-4-13断层是北西走向，北东倾向，倾角约70度，断距大约60m，延伸约1.2km，是一个井间断层。2-04-10断层北西走向，北东倾向，这三条断层也将研究区分为块状。2.2.2构造形态该区杜家台油层受西部斜坡和杜家台古潜山的控制，在凸起的杜家台古潜山的东部斜坡带上超覆沉积了杜家台油层，受古潜山影响使杜家台油层下部层序沉积不全，在潜山的顶部形成秃顶，如图2-1。图2-1杜家台油层组顶面构造图.由杜古78断层和曙2-5-15断层将整个区域划分为东西带状，而曙2-04-10断层、曙2-4-13断层、曙2-5-17断层、曙2-8-13断层、曙2-9-14断层又将研究区划分为8个区块，分别为1、2、3、4、5、6、7、8块。由于整个地层受古潜山的影响，在每个区块中地层的展布不同区块3中地层倾向北东方向，构造高部位在曙2-7-15井附近；区块4中地层倾向南东东方向，高部位在北西方向；区块5中地层倾向南东方向，高部位在北西部位；在区块6中地层是倾向南西西向，高部位在曙2-04-10井附近；在区块7中地层倾向南西方向，高部位在该断块的北西方向；而在区块8中地层倾向南东东向，高部位在北西方向。2.3杜家台油层地层格架2.3.1地层划分体系研究区杜家台油层为扇三角洲前缘沉积，砂体薄、层数多，上下小层砂体叠置关系复杂，横向上砂体厚度变化大、相变迅速，从而使得砂体在平面上难以大面积的追踪对比，因此小层划分对比难度较大。本次研究把研究区杜家台油层组划分为3个油层组、30个小层，在各个油层组内，依据其内部砂体发育的特点、地层旋回性、及其砂体空间展布的规律性进行了重新的划分，各油层组内部小层划分方案见表2-1。与原地层划分相比，各个油层组内小层的数目都有没有变化，但每个小层的划分都充分考虑了其发育和分布特点，每个小层基本是都是划分到了单个的砂体，因此，更加适合

储层的研究，也更能反映储层地下展布的实际情况。表2-1曙二区东杜家台油层组地层划分表地层油层组小层划分结果杜I油层组1、2、3、4、5、6、7、8、9家II油层组1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11台III油层组1、2、3、4、5、6、7、8、9、102.3.2地层划分对比标志上特殊岩性段：位于杜家台油层顶部，如图2-1,岩性一般为一套灰〜深灰色泥岩、灰色〜灰白色钙质页岩及褐〜棕褐色油页岩组合，分布稳定，厚度在20m〜30m之间，视电阻率曲线呈低阻锯齿状，如图2-2。图2-2图2-2上特殊岩性段电性特征下稳定泥岩：位于杜家台油层底部，岩性为深灰、褐灰、黑灰色泥岩、页岩组合，本

区分布较稳定，厚度15m〜20m左右，视电阻率曲线低而平，在感应曲线上为高感（图2-3）。图2-3下稳定泥岩段电性特征图2-4下特殊岩性段电性特征图2-4下特殊岩性段电性特征下特殊岩性段：位于下稳定泥岩的底部，岩性一般为一套灰~褐灰色泥岩、灰~黄灰色白云质泥灰岩，褐灰色油页岩、钙质页岩及粉砂岩组合。本区分布稳定，厚度大约50m左右。在感应曲线上由高感逐渐变为低感，呈明显的阶梯形，视电阻率曲线呈锯齿状，如图2-4。2.3.3研究区杜家台油层组地层划分对比附图006曙二东杜家台油层综合柱状图通过各井杜家台油层组顶底界限的确定，在标志层控浅届氧代表弁8PCOND制下，利用岩性和旋回对比的方法，对研究区所有井地层进行了划分对比（图2-5），通过连井地层对比剖面的控制达到了全区地层的统层。图2-5曙二区东杜家台油层综合柱状图及小层划分）03曙二东曙51井一一杜古40井连井地层对比割面图图2-6曙51井一杜古40井连井地层对比剖面图附图006曙二东杜家台油层综合柱状图通过各井杜家台油层组顶底界限的确定，在标志层控浅届氧代表弁8PCOND制下，利用岩性和旋回对比的方法，对研究区所有井地层进行了划分对比（图2-5），通过连井地层对比剖面的控制达到了全区地层的统层。图2-5曙二区东杜家台油层综合柱状图及小层划分）03曙二东曙51井一一杜古40井连井地层对比割面图研究区杜家台油层是在杜家台古潜山的东斜坡上沉积的一套扇三角洲前缘沉积体，在该套地层沉积时，受到湖盆中长期隆起的杜家台古潜山的影响，地层由四周逐渐向潜山隆起部位形成超覆沉积，造成该套沉积体沉积不全，在潜山的顶部形成秃顶。由地层对比（如图2-6）和砂体等厚图（如图2-7）可以看出，杜家台油层组地层展布不仅受到当时沉积环境和水动力条件的控制，还明显地受到潜山的控制，各油层组砂体分布范围和发育程度有着明显的差异。图2-7杜二油层组9小层砂体等厚图杜III油层组开始沉积时，杜家台古潜山大部分暴露于沉积界面之上，仅在研究区的北部杜古6井一曙2-7-15井一曙2-7-17井一曙2-4-18井一线以北，和曙2-2-13井之南，沉积了杜家台油层组的地层，其余地区处于剥蚀面之上。随着杜家台油层组的沉积，地层从北、东、南各个方向向古潜山超覆沉积，从沉积地层的分布可以看出，研究区北部潜山较陡，超覆沉积推进较慢，而在研究区的东部、南部潜山较缓，地层超覆推进相对北部较快。杜II油层组与杜I油层组为连续沉积，继承了其沉积格局，在沉积时潜山顶部一一在杜古40井一曙2-6-8井一曙2-4-009井一曙2-2-16井一曙2-3-13井一曙2-4-15井一曙2-4-16井一曙2-5-17井一曙2-6-17井一线内，潜山暴露于水体之上，遭受剥蚀，随着杜II油层组的沉积，沉积物继续从潜山的四周向潜山超覆沉积，此时依然保持了杜111油层组沉积时的格局，北部超覆沉积推进较慢，而在研究区的东部、南部地层超覆推进相对北部较快。杜I油层组与杜II油层组为连续沉积，继承了其沉积格局，在沉积时潜山顶部一一在曙2-6-12井一杜40井一杜古65井一曙2-7-13井一线内，潜山暴露于水体之上，遭受剥蚀，随着杜I油层组的沉积，沉积物继续向潜山顶部超覆沉积，至杜I油层组3小层沉积时仅杜古65井处潜山暴露于水体之上，而杜I油层组2小层沉积时整个杜家台潜山已经完全被水体淹没在水体之下，使整个研究区形成完整的潜山超覆沉积。第3章杜家台油层沉积微相及储层基本特征储集层必须具备储集空间和渗流能力，才能担当储集油气的重任。也就是说，储集层必须具备孔隙性和渗透性。孔隙性和渗透性是储集层的两大基本特征。储集层研究的目的就是要深入认识储集层的地质一开发特征，并把这些特征表述和展示出来。储集层地质一开发特征涉及面广、内容较多，但主要内容可以概括为三个方面：储集层岩石基本特征、储集空间特征和渗流物理特征[3]3.1沉积微相研究储层的沉积学特征决定着储层的成因类型、成分、结构和宏观展布特点，这些特征不仅决定着储层形成时储集空间及其分布，而且还影响着储集空间的演化。3.1.1区域沉积背景中生代以来至晚第三纪，下辽河坳陷经历了拱张、裂陷、坳陷三个阶段，沉积了上侏罗统一白垩系、下第三系、上第三系一第四系三套面貌不同的地层，分别形成三种不同类型盆地的沉积。中生代由于隆升一拱张，沉积了红色碎屑岩建造；早第三纪强烈的裂陷、块断运动，沉积了巨厚的暗色泥岩及砂砾岩建造；晚第三纪和第四纪断裂活动减弱，坳陷形式取代了断陷，沉积了砂泥岩建造。裂陷期的构造活动，直接控制了盆地内早第三纪各个时期的沉积，由老至新分为三个构造一沉积旋回：沙河街组四段一三段沉积旋回，沙河街组二段一一段沉积旋回，东营组旋回。沙四时期西部凹陷为浅水碳酸盐岩和砂泥岩建造，由于构造活动和古地貌形态的分割，凹陷的沉积环境南北差异甚大，大致以凹陷中部的曙光潜山和与之对峙的兴隆台古隆起一线为界，形成南北两种环境。北部地区为无明显水流注入的半封闭湖湾区，发育了湖相沉积物，封闭的环境造成了该区的水体具有高矿化度的特征，碳酸盐岩沉积物相对发育，主要为白云质石灰岩、钙质页岩和鲕粒灰岩，及泥岩、油页岩夹薄层粉砂岩。该区域以湖湾环境为主，仅在北端的安台以北牛心坨地区有水流注入，形成小范围的扇三角洲砂体。南部地区四砂、泥岩沉积区，物源来自西部山区。沿西侧一带砂岩偏多，为扇三角洲沉积体，由北至南分别发育了曙光、齐家一欢喜岭扇三角洲砂体，它们是从湖盆西缘外侧的小股水流注入湖盆形成的水下指状分支河道冲积而成。砂体形态受地貌形态制约，低处为河道，高处为浅滩，横向上连为一体呈带状。扇三角洲砂体推进前方为较开阔的水域，为湖相泥岩沉积区，由于西侧有水流注入，水体盐度较北部湖湾区低得多，碳酸盐岩沉积物不发育。根据前人研究成果，西部凹陷的扇三角洲以水下部分为主，即前缘相和前扇三角洲相，与常态三角洲相比，扇三角洲前缘水下分支流河道沉积物十分发育是一个主要特征。扇三角洲沉积体具有明显的近源、快速沉积的特点。下第三系旋回中，沙四时期属于盆地的初陷期，水深相差不大，西斜坡上下基本沉积了一套灰白色层状砂岩(统称杜家台油层)，其上为一套薄层的钙质页岩、白云岩、油页岩标志层一一沙四上段；沙三时期则是盆地的深陷期，开始沉积一套薄层的灰褐色油页岩对比标志层一一沙三下标志层，其上为一套区域性储层一一莲化油层，但是，此期斜坡部位水深也出现较大落差，沙三底部的沉积沿斜坡上下差异非常明显。3.1.2沉积构造特征发育常见构造有水平层理、浪成波痕、小型板状交错层理、透镜状层理、韵律层理、小型交错层理、平行层理、块状层理，冲刷面，界面常发育同生泥砾。杜家台油层分流河道层理构造和构造组合与辫状河流很相似，冲刷面和冲刷充填构造发育，粗颗粒的砂砾岩底部常见冲刷面，具有滞留沉积物，向上分别为槽状和板状交错层理、斜层理和迭复层理(爬升和水平)，以及薄层的平行层理和少量的粒序层理，顶部为纹层状泥岩。3.1.3杜家台油层岩石特性杜家台油层岩石成分该区为一套中粗〜细粒砂岩，泥岩及少量的含砾中细砂岩组合，纵向和横向岩性变化不大，粒级粗细变化频繁，岩性致密坚硬，泥质胶结和少量钙质胶结。显微镜下观察表明:岩石组合以碎屑岩为主，占总量的92.56%，碎屑矿物成分以石英、长石为主。根据薄片及X衍射分析表明，石英颗粒含量大多在40%〜50%之间，超过50%的极少，有些样品甚至低于30%，平均含量为42.64%；长石含量极高，一般在30%〜40%之间，部分大于40%，长石中以钾长石和斜长石为主，含量占33.2%；岩屑含量较高，火成岩碎屑含量较高，最高可达20%，一般在10%〜15%，以酸性火山岩组分为主，少量中性，缺乏基性，其中火成岩含量占16.72%，火成岩以喷出岩为主占13.96%；花岗岩仅占2.76%。胶结物含量平均7.44。矿物分选性较差，多呈次棱状，稳定矿物与不稳定矿物之比Q/(F+R)=0.85，表明沉积物搬运距离较近，没有经过充分的分化与磨蚀，矿物成熟度较低。泥质含量的变化与粒度有一定的关系，在砾岩和砂岩类中，泥质含量一般不超过10%，但在粉砂岩类及部分细砂岩和不等粒砂岩中泥质含量通常较高，最高可达25%。胶结物主要为灰质、泥质、白云质，灰质多呈鳞片状结构、白云质多呈泥晶结构。石英和长石的次生加大现象不明显。杜家台油层岩石类型从取心井岩性剖面看，杜家台油层组以颗粒粗大的砂岩和砂砾岩为主，按福克(1968)砂岩分类，为低成熟度的硬砂质长石砂岩和杂砂岩。表明母岩区为富含长石和石英的花岗岩、花岗片麻岩类；此时期构造活动较强，形成较大起伏的地形高差，使得隆起区遭受剥蚀；并具有易于长石保存的较干旱气候条件和较高的沉积速率。杜家台油层岩石结构特征胶结方式以孔隙〜接触式为主，磨圆度为次尖〜次圆状。分选系数一般1.31〜1.89，最大2.65、最小1.23,平均1.494。取心井粒度分析表明：该研究段粒度中值一般0.125〜0.275mm，最大0.695mm，平均0.186mm。根据分析，沉积物主要以悬浮方式搬运，在RQ段有部分颗粒以滚动方式搬运，具有明显的牵引流特征，C值变化范围148.7〜460.1〃m，M的变化范围35.9-116.7pm,SR段以均匀悬浮方式搬运，PQ段以悬浮搬运为主，含少量的滚动搬运组分，表明本区蓄水体能量不太。颜色颜色是沉积岩的重要宏观特征之一，它与自身岩石的成分和形成环境密切相关⑷。通过2口取心井岩心观察，粉砂岩呈灰色、浅灰色、灰褐色，泥岩呈深灰色、灰色、红色，表明沉积时期湖水面升降频繁。沉积构造中，对区分环境最有意义的是流动成因的构造、层面构造和同生变形构造及生物扰动成因的构造⑸。砂体中发育各种沉积构造，常见构造有水平层理、浪成波痕、小型板状交错层理、透镜状层理、韵律层理、小型交错层理、平行层理、块状层理、工具痕、雨痕、泥裂、变形构造、冲刷面，在沉积界面常发育同生泥砾。沉积构造类型及其纵向组合，可以推断，该沉积时期，湖平面频繁变化，使得该区时而抬升露出水面，时而水进接受沉积，形成了复杂多变的各种沉积构造。3.1.4沉积微相经取芯井单井相分析综合研究，可以确定研究层段总体为扇三角洲前缘沉积体。各类微相类型可描述如下：水下分流河道微相岩性以细砂岩、含砾细砂岩、粉砂岩为主，中夹粉砂质泥岩。沉积构造主要有块状层理、平行层理、波状层理、交错层理。分选较好的样品粒度概率曲线为三段式(图3-1)，曲线由跳跃、悬浮和滚动三大次总体组成，跳跃组分含量为60〜90%左右，分选较好，倾角45-60°；滚动组分含量为20%左右，分选好，倾角在75°左右；悬浮组分含量在10%左右，分选较差，倾角小于10°。细截点3〜3.56。自然电位曲线多为的钟形，自然伽玛为齿状低值，与自然电位相对应，孔隙度和空气渗透率都比较高。分选不好的样品粒度概率曲线为二段式，曲线由跳跃、悬浮二大次总体组成，缺少牵引总体，跳跃组分含量为70〜80%左右，细截点2〜36。图3-1水下分流河道粒度概率图水下分流河道微相在杜家台油层组广泛发育，是研究层段最主要的微相类型之一。水下天然堤微相岩性为粉砂质泥和泥质粉砂。爬升层理、小型交错层理发育。粒度概率曲线由跳跃、悬浮和滚动三大次总体组成(图3-2),跳跃组分含量为30%左右，分选较好，倾角45〜60°；滚动组分含量小于5%,分选差，倾角35°左右；悬浮组分含量大于50%,分选差，倾角小于在25°左右。砂体薄，感应曲线为中-较低值，形态为齿化的钟形，底部渐变发育在点沙坝上，突变发育在泛滥平原上。图3-2水下天然堤微相粒度概率曲线水下分流河间湾微相岩性以泥岩为主，有时中间夹薄层粉砂岩或粉砂岩透镜体，水平和波状层理发育。自然电位为低值，微电极平直，长短微电极曲线重叠，孔隙度和空气渗透率为低值。杜家台油层组较发育。分流河口坝微相岩性主要以粉砂岩为主，有时中间夹薄层泥岩。结构成熟度较分流河道稍有变好。常发育有小型交错层理、斜层理、波状层理，未见冲刷现象。粒序组合上以反韵律为主，同时也有反韵律过渡到正韵律的复合韵律。孔隙度和空气渗透率较好。粒度概率曲线为三段式或两段式(图3-3)，跳跃组分含量在60%左右，分选较好，倾角45-60°；悬浮组分含量在20%左右，分选差，倾角小于10-20°；滚动组分极少甚至不存在；细截点位置在3〜3.5①；其物性底部稍差，自然电位呈漏斗形，自然伽玛相应变低，深感应曲线呈齿形。图3-3分流河口坝微相粒度概率曲线(a)与(b)远砂坝微相岩性以泥质粉砂岩为主，含泥质夹层。发育有水平层理、波状层理，其粒度概率曲线为两段式(图3-4)，曲线由跳跃和悬浮两大次总体组成，跳跃组分含量在60%左右，分选较好，倾角45-60°；悬浮组分含量在10%左右，分选差，倾角小于在15°左右。孔隙度较好，但空气渗透率较差，自然电位呈漏斗状，杜家台油层组其分布较少。aS*5图3-4远砂坝微相粒度概率曲线前扇三角洲亚相该亚相主要沉积了一套灰、灰绿及灰褐色的泥岩、页岩。大部分小层不发育，分布在研究区的东北部。3.1.5沉积微相平面展布在单井相分析的基础上，根据测井资料对非取芯井进行测井相分析，并依据各小层砂体等值线图，结合孔隙度和渗透率等值线图，以此为依据编制小层的平面沉积微相图，如图3-5，研究沉积微相在平面上的展布规律。曙二区东杜家台油层组各小层沉积微相在平面上有以下的分布规律：杜家台油层组主要发育扇三角洲分流河道微相、分流河口坝微相、水下天然堤微相和分流河间湾微相及部分远砂坝微相；环绕杜家台古潜山，研究区有两个物源：南部及东南部物源来自古潜山的西南方向，北部物源为西北方向。整个研究区砂体与两个物源方向一致，呈北东向展布。南部及东南部砂体发育，主要发育分流河道微相和分流河口坝微相，分流河道微相呈条带状串珠状，北东向展布，宽度较窄，向东北方向逐渐过渡为分流河口坝微相。研究区的北部，杜II、III油层组砂体发育，而杜I油层组砂体不发育，主要为分流河口坝微相，及少量的分流河道微相。整个研究区水下天然堤微相发育，形态各异，呈条带状、朵状、肾状等，占研究区面积20%以上，与水下分流河道微相相邻；研究区水下分流间湾微相也较发育，主要分布在研究区中部及北东部。oooo图3-5杜II油层组4小层沉积微相平面图3.2储层基本特征及展布3.2.1储集层物性该油层岩性致密，物性较差。孔隙度平均为17.5%,一般在10.7%〜20.3%,最大29.4%,最小为8.8%。空气渗透率平均为185x10-3pm2，一般在21x10一3pm2〜516x10-3^m2，最大为1405x10-3pm2，最小小于1x10-3pm2。胶结物含量较高，平均为16.28%,其中碳酸盐含量平均占8.6%;一般2.0%〜16.2%；最高达39.1%；最小仅0.4%,泥质含量平均占8.22%；一般在5.3%〜19.6%，最高为25.85%；最小0.7%。岩石颗粒接触紧密，以线、线-点接触为主，少量为凹凸-线接触，表明岩石经历了较强的压实成岩作用。岩石胶结类型主要为孔隙式胶结，次为孔隙一接触式胶结，并有少量的基底式和接触式胶结，胶结物主要有泥质、灰质、白云质等。砂岩颗粒磨圆度以次棱角状为主，少量为次圆状；各个油层组、断块的物性数据见表3-1。表3-1储集层物性统计表油层组区块井号孔隙度/%渗透率/x10-3pm2碳酸盐含量/%泥质含量/%粒度中值/mm分选系数I42-6-1517.684814.33.420.571.485杜30015.62396.3平均15.83048.653.420.571.48II52-4-01917.7778.718.970.1651.53712-8-1223.74031.538杜12915.71226.3平均17.7788.39.060.1641.538III12-8-1220.849112.687.80.2141.41952-4-01916.51405.06.890.2011.446平均18.12768.827.230.2061.436总平均17.518861.4943.2.2粘土矿物粘土矿物是油田开发中十分重视的矿物之一，它的含量多少，直接影响开采速度及开发方式的选择。样品的分析资料来看，该杜家台油层是以高岭石含量为主，其次为伊蒙混层含量。粘土矿物分析数据统计见表3-2。表3-2粘土矿物统计表油层组样品样块相对百分含量/%绝对百分含量/%泥质含量/%蒙脱石伊利石高岭石伊蒙混层蒙脱石伊利石高岭石伊蒙混层II53.732.344.619.40.484.225.832.5413.07III2—26.8529.4543.7—2.883.164.6910.73总平均2.6630.7640.2426.340.333.814.993.27孔隙结构类型本区杜家台油层为一套低渗透油层。渗透率平均107x10-3^02，最大为343x10-3^02，最小为25x10-3pm2，一般在46x10-3pm2〜89x10-3pm2。喉道细，孔喉体积小于0.1pm的在12.11%〜25.14%之间，平均为21.4%；大于1pm在54.88%〜64.98%之间，平均为59.6%；大于10pm的平均为6.48%；最大连通孔喉半径7.35pm〜37.5pm之间，平均为13.59pm；平均值在2.47pm〜9.56pm之间，平均为3.92pm；均值系数在0.25〜0.35之间，平均为0.32。从压汞样品分析来看，孔隙结构类型可分为四类：一类是中渗较大孔较细喉较均匀型，二类是低渗大孔细喉较均匀型，三类是低渗较大孔细喉均匀型，四类是低渗较大孔细喉较均匀型（表3-3）。该区杜家台油层孔隙类型为粒间空为主，溶蚀孔和裂缝孔次之的三种类型。面孔率平均为10.6%,最大孔14.7%，最小8.6%.孔宽平均为91.1pm，最大为102.7pm，最小为81.8pm。孔喉连通差，配位数低，配位数平均为1.81，最大2.1，最小1.4。孔隙区间频率分布较窄，以40〜80pm为主，平均为46.71%，其次80〜100pm平均占27.1%，100〜200pm平均占23.9%，而大于200pm的仅占2.0%。杜家台油层组为一小型闭塞盆地内发育的三角洲前缘体系，沉积物经过很短的曲流河段分选，使得沉积物结构成熟度和成分成熟度都低。由于该湖泊为小型封闭湖泊，水体受蒸发量和注入量以及阵发性构造的影响较大，常出现反映水动力较强岩石相和较弱岩石相频繁交替。当湖平面较高时，水下三角洲前缘亚相发育；当湖平面较低时，由于受水动力

条件的限制，以碎屑沉积为主，有时在泥岩中出现泥裂、雨痕等暴露构造。表3-3杜家台油层孔隙结构参数统计表孔隙结构类型O/%K/103|im2最大连通孔喉半径/^m均值/^m均质系数（RF）孔喉4'本积平均孔宽（L）配位数<0.川m%>1^m%>10^m%>16^m%中渗较大孔较细喉较均匀型17.934337.59.560.2525.1460.440.6629.992.61.9低渗大孔细喉较均匀型17.96010.142.960.2922.5555.330.2501032.1低渗较大孔细喉均匀型208010.273.610.3522.2561.10.15081.81.7低渗较大孔细喉较均匀型15.3537.872.470.3419.4960.250086.11.87平均16.910713.593.920.3221.459.66.844.9989.31.883.2.4储层分布曙二区东杜家台油层是在杜家台古潜山的东部斜坡上所发育的一套砂体，受湖泊中长期隆起的杜家台古潜山的影响，砂体由东向向西逐渐向潜山隆起部位形成超复沉积，造成该油层沉积不全，在潜山顶部形成秃顶。沉积砂体厚度最厚63.6m，最薄仅2.0m。由于沉积环境和水动力条件不同，又因受杜家台古潜山的控制，使各油层组砂体分布范围及砂体发育程度有着明显的差异。杜I油层组：该组砂体分布相对稳定，厚度变化比较大，砂岩最后的达34.1m（曙2-4-17井），最薄仅2.0m（杜40井），一般在10〜25m之间。砂体在曙2-7-13井、杜40井附近逐渐向杜古65井方向超覆尖灭；杜II油层组：该组砂体在研究区岩性、厚度变化较大，最后达36.8m（曙2-7-17井），最薄仅2.0m（曙2-6-14井）。该组砂体受杜家台古潜山的控制，使砂体从曙2-6-16井一曙2-6-17井一曙2-4-17井一曙2-4-16井一曙2-4-15井一曙2-3-13井一曙2-2-16井一曙2-4-009井一曙2-6-8井一杜古40井一线，向曙2-6-15井、2-4-16井、2-3-16井、2-4-14井、2-5-13井方向逐渐超覆，到曙2-6-12井、2-7-13井、杜40井、杜古65井处本油层组全部超覆尖灭，形成秃顶；杜III油层组：在杜家台古潜山的控制作用下，使该组砂体分布范围较小，岩性、厚度变化较大。砂体相对较厚的部位在曙2-8-12井、2-7-15井、2-7-17井、2-8-15井一带及曙2-4-18井附近，最厚达29.0m（曙2-8-12井），砂体较薄的部位在靠近杜家台古潜山的曙2-6-18井一杜129井一曙2-2-16井一带，最薄2.1m（曙2-2-16井）。砂体在曙2-6-16井、2-6-15井、2-4-17井、2-3-17井、2-3-16井、曙2-5-13井、杜40井一片超覆尖灭形成。第4章储量计算4.1研究区储量计算有多种用于油气储量计算的方法，其中主要包括容积法、物质平衡法、压降法、产量递减曲线法、水驱曲线法、矿场不稳定试井法、概率统计法，以及其它的一些方法。本文采用了容积法计算储量。容积法是利用油、气田的静态资料和参数来计算油气的储量，故可将容积法称为计算油气储量的静态法，容积法计算油田地质储量适用于不同的勘探开发阶段、不同圈闭类型、储集类型和驱动方式的油藏，计算结果的可靠程度取决于资料的数量和准确性。4.1.1研究区储量计算参数的确定储量计算单元本次研究按小层单个油砂体为单元进行储量计算。含油面积含油面积是指具有工业性油流地区的面积。在容积法计算石油储量中，含油面积的准确程度对所计算得出的石油储量的可靠性有决定性的影响。含油面积的大小取决于产油层的圈闭类型、储集物性变化及油水分布规律，对于储层均质、岩性物性稳定、构造简单的油藏来说，可以根据油水边界确定含油面积。对于地质条件复杂的油藏，含油边界往往由多种边界构成，如油水边界、气水边界、岩性边界和断层边界等，对于这一油藏类型来说，只有在查明了圈闭的形态、断层位置、岩性边界以及确定油藏油水分布规律之后，才能确定油藏含油面积。油水界面的确定确定研究区油水界面时，受构造控制的一边首先根据钻井、测井资料确定油水边界的大概区间，再根据试油、投产资料和确定的油层砂层厚度，利用相应层位砂体微构造等深线，圈定油水边界线（见各油层组各小层有效厚度等值线图），如图4-1。图4-1杜I油层组7小层有效厚度等值线图岩性边界的确定岩性边界是油层有效厚度与非有效厚度的岩性边界［5］确定岩性边界，首先要研究储集层所处的相带和分布形态。圈定含油面积的岩性边界是按储量计算单元内砂岩集合体的边界圈定。而且岩性边界主要发育在多油水系统河流一三角洲沉积的构造一岩性油藏，透镜体砂岩岩性油藏和砂岩上倾尖灭的单斜油藏上。储量计算中的岩性边界也是有效厚度零线，确定砂岩尖灭位置后，在尖灭线和有效厚度井之间将零线当作一条等值线来勾绘，确定岩性边界。在勾绘砂层尖灭位置时，应考虑以下两个因素，即砂层厚度和砂岩的渗透性，如果砂岩厚度越大，砂岩渗透率越好，则尖灭线位置越远，反之，则越近。当井控制较好，井距为开发井距时，可取尖灭井点与有砂岩井点的距离之半，圈定砂岩尖灭线，然后再由砂岩尖灭线距有效厚度井点的1/3处，或取砂岩井点与有效厚度井点之半，圈定有效厚度零线作为油气边界，当油气藏边界无控制井时，可按1个或2个开发井距圈定含油气边界。在实际研究工作中，我们严格地遵循了以上确定岩性边界的原则，首先根据砂体的分布确定出了砂岩尖灭的位置，然后再勾绘出有效厚度零线。油层有效厚度研究有效厚度的基础资料有岩心录井、地质测试和试油资料、地球物理测井资料，我国总结出了一套地质和地球物理的综合研究方法：以单层试油资料为依据，对岩心资料进行充分试验和研究，制定出有效厚度的岩性、物性、含油性下限标准，并以测井解释为手段，应用测井定性、定量解释方法，制定出油气层划分标准，包括油、气、水层标准，油、干层标准和夹层扣除标准，用测井曲线及其解释参数确定油、气层有效厚度。研究区油藏油层、水层、油水同层、干层的划分标准以前人的解释成果为标准，并参考了试油、试采和生产动态资料。油层有效厚度中夹层的扣除标准：研究区杜家台油层储集层内部夹层主要是泥质夹层和灰质夹层。反映在测井曲线上，灰质夹层表现为低时差，微电极呈尖峰状，幅度差小或无幅度差，这类夹层容易识别。泥质夹层表现为低电阻率，微电极从主体部位回返为低值，幅度差小或无。本次研究泥质夹层的扣除标准参照胜利油田地质科学研究院夹层的扣除标准，即微电位返回值大于或等于1时作为泥质夹层的扣除标准。实际使用时，以微电极为主，参考短电极、自然电位、声波时差等曲线综合考虑。本次研究储量计算中有效厚度取值遵循了以下原则：原储量计算中已给定油层有效厚度的以原有效厚度为准；原储量计算中没有给定油层有效厚度的以电测解释的有效厚度为准；与电测解释结果不符合的储层以试油试采结果为准；上油层下水层或油水同层的储层，有效厚度取油层部分的有效厚度。4.1.2储量计算方法利用容积法，按小层各油砂体计算石油地质储量：N=AxhxN0(4-1)式中N——石油地质储量，104t；A——含油面积，km2。各油砂体实际含油面积为油水界面与断层边界或岩性边界所圈定的面积，利用小层平面图用网格法实际测量求取。h——平均有效厚度，m。有效厚度取含油面积内所有井按均匀网格求取有效厚度平均值，作为该含油面积内油藏的有效厚度；N0单储系数，104t/(m・km2)，本区单储系数根据辽河油田产量计算取8.28x104t/(m-km2)。4.2储量计算结果利用各小层油砂体作为基本单元计算，计算结果如表4-1、4-2、4-3。表4-1杜I油层组储量计算表小层地质储量/x104t11.99210.54310.2542.92530.17621.41755829.63931.78合计193.69

表4-2杜II油层组储量计算小层地质储量/x104t11.77238.03333.31449.12546.04621.88755.58832.05938.771045.871130.81合计394.23表4-3杜III切由层组储量计算小层地质储量/x104t16.4528.64319.0647.37524.53613.6576.09810.0393.19102.5合计101.51第5章开发特征5.1储量动用状况杜家台油藏分为3个油层组，30个小层，用流动系数法对产量进行劈分，来求取各小层的动用状况。现在知道各个井的总产量，为求取每个层位的动用状况就必须知道各个井在每一个的动用状况，这样我们就可以利用公式5-1对每个井的产量进行劈分。(5-1)八kh书kh(5-1)Q=iQ'44式中Q——井的总产量；Qi——井在第i小层的产量，i=1、2、……i，10竹；k.——第i小层的渗透率，i=1、2、……i，10-3顷2；ih.第i小层的有效厚度，i=1、2、i，m；R■各小层原油的粘度，i=1、2、i，mPa-so图5-1杜I油层组4小层砂体渗透率等值线图图5-1杜I油层组4小层砂体渗透率等值线图M块小层12345678合计1112111211I21888912111009I31208119221349I4120812667653239I52793325—380—28338I6452471644359603I7——805——368925242000027018I8——1693255—3535387429610166I9——3486274939922121910172201454477II163—3—66II2505212852001390021733II357439254095787953121693II4732—2492123714163998162140342679II5——5442293460231646331264326777II6—19663717411097939II79403630714598165427053769II8—39705——1055812601019909961641II9—342938671151864351758II10170763102144—170914135——69367II11—27632——201429646III1955955III2130613——743III3—225——439618772——23393III4382201232513—1050568III545274384248369III649659——19574III744200238005846III841138351045898III9176643781059III1022合计6273319217025731336328177311068126468137697670885表5-2各小层采出程度及剩余地质储量小层地质储量/X104t动用状况/X104t采出程度/%剩余可米储量/X104t111.990.12116.11.87I210.541.100910.49.44I310.250.13491.310.12I42.920.323911.12.60I530.172.83389.427.34I621.410.96034.520.45I7552.70184.952.30I829.631.01663.428.61I931.785.447717.126.33II11.770.00660.41.76II238.032.17335.735.86II333.312.16936.531.14II449.124.26798.744.85II546.042.67775.843.36II621.880.79393.621.09II755.585.37699.750.20II832.056.164119.225.89II938.775.175813.433.59II1045.876.936715.138.93II1130.812.96469.627.85III16.450.09551.56.35III28.640.07430.98.57III319.062.339312.316.72III47.375.056868.62.31III524.534.836919.719.69III613.650.05740.413.59III76.090.58469.65.50III810.030.58985.99.44III93.190.10593.33.08III102.50.000202.50合计688.4367.08859.7621.34各个参数的求法：k的求取，有测井资料的井直接读取，而没有测井资料的井，根据资料小层砂体渗透率等值线图，如上图5-1，然后再用插值法求取k；h的求取，直接从测井资料中查出；R统一取0.5mpa•s。则公式(5-1)可变为(5-2)：2=Qxkh/^。2)/iii=1由上述方法求出各区块各小层的采出量，如表5-1，由表5-1中可以看出，区块1、2、5、6、8共采出58.5054x104t，占总采出的约87.2%；其中杜I油层组的第9小层，杜II油层组的第7、8、9、10小层，杜III油层组的第3、5小层共采出38.9948x104t，占总采出的58.1%。各小层动用状况见表5-2。由表5-2可以看出，其中杜I油层组的第5、6、7、8、9小层，杜II油层组的第2、3、4、5、6、7、8、9、10、11小层，杜III油层组的第3、5小层地质储量最为丰富约603.04x104t，占总地质储量的87.6%。主力油层杜I油层组的第7小层，杜II油层组的第4、5、7小层的采出程度都小于10%，说明这几个小层大量的剩余油储量丰度高。区块动用状况，见表5-3，其中第5、6、7、8区块，地质储量最为丰富约543.96x104t，占总地质储量的79%。从区块动用状况来看，第1、2、6区块的采出程度最高。剩余油可采储量主要分布在5、6、7、8区块约508.29x104t，占总剩余可采储量的81.8%，但采出程度都不高，说明这几个区块剩余油储量丰度高。表5-3各区块采出程度及剩余地质储量区块地质储量/x104t动用状况/x104t采出程度/%剩余可采储量/x104t111.916.273352.75.64260.0219.217032.040.80346.412.57315.543.84442.723.36327.939.375101.78.17738.093.52688.4411.068112.577.377165.232.64681.6162.588188.5913.76977.3174.82合计688.4367.08859.7621.345.2生产历史5.2.1低含水开发阶段（1983年8月〜1985年10月）本阶段主要依靠天然能量弹性和边水能量开采。主要特点是：地层压力下降；油井见边水快；单井日产能力不稳定。边部见水的生产井产量明显下降，从投产初期到该阶段末期，单井日产能力从16d下降到10d，有效井数从17口减少到9口。本阶段共采出3.5%地质储量。根据对单井生产资料的统计和分析，单位压降下的采油量为0.96104t/MPa，地层压力16.72〜8.6MPa，总压降为11.7〜22.4MPa，平均动液面在-1700m以下。由于动液面较低，有8口井因长期不出油而关井，开发指标很低，为此钻调整井开发⑺。5.2.2中含水稳产阶段（1985年11月〜1992年8月）针对天然能量开发阶段暴露出的问题，充分考虑利用边水能量和层间差异的特点，通过一部分井的转注和钻部分注水井，实行不规则点状面积注水的方法，注采井数比1：4.2,400m井距，见到注水效果的只有两口油井，曙2-8-13井、2-4-013井。采用该注水方案以后，保持了地层压力，实现了高速稳产，取得了较好效果。具体表现在：采油速度比较高，三年的平均采油速度维持在2%；产能稳定，74年第一季度对比17口生产井产能由454t/d下降到453t/d，第二季度对比11口井，产能从268t/d下降到265t/d，第三季度对比18口产能从703t/d下降到686t/d，月递减率为0.08〜0.75%，基本稳定；地层压力稳定，平均总压降在0.55〜0.58MPa之间，部分生产井自喷动态良好，自喷井19口，占开井数的91%，生产较主动；含水上升速度明显减小，综合含水稳定，特别是1972年8月二注井转注后，对边水起到了一定的抑制作用，含水上升速度大大下降，平均每采1%地质储量含水上升由1971年5月的8.4%，下降到1972年8月的1.85%。本阶段末采出程度5.25%，注水井由初期2口增加04口，月注采比在0.2〜0.26之间，平均单井日产稳定在29t，阶段末综合含水率46.7%，地层压力17.0MPa。1974年以后根据“早期内部强化注水，改造油层强化开采”的开采方针［14］。通过注采调整在转注部分油井加强注水的同时多次放油嘴放大压差生产，取得了持续三年半的稳产高产，放大压差12口包括改层系井6口、转注井5口，日注能力由350m3逐步提高到1978年10月的3413m3，注采比由0.18提高到0.5〜0.6，平均单井日产由35t上升到62t，最高77t/d。单元日产能力有726t上升到1914.9t，最高达2019t/d，采油速度由2.4%上升到4.67%，最高曾达6.85%，综合含水由54%下降到40%，最低下降到30%。在高速开发的背后，由于层间物性的差异，造成层间矛盾突出，导致油井含水率上升迅速，产量递减严重。在28口生产井中，有53.6%的井含水率已经达到70%以上，所有的油井都开始见水，因此含水率是影响该阶段的主要因素。同时由于本阶段注水跟不上，地层压力下降，到1976年一季度总压将已达1.68MPa（以后无压力资料）。自喷井减少，到1978年4月自喷井已减少到11口只占开井数的39.2%。本阶段末采出程度21.65%，阶段采出程度16.40%，平均年采油速度3.14%，注采比在0.25〜0.91，平均注采比0.51，阶段末含水73.57%，含水上升率1.87%，地层压力15.3MPa。5.2.3高含水高速开发阶段（1992年9月〜2002年12月）因此自1978年11月以后，单元开始进入高含水采油期，由于含水上升，产量下降采油速度也呈下降趋势，不过在这以后不断进行了改层系等增产挖潜措施，因而使单元继续维持了2.0%以上采油速度进行开发。但是进入高含水开发期后，层间差异更加明显，因此在这一阶段主要进行了以层系调整和完善注采井网的工作，因此采油速度得以保证。随着不断改层系本阶段的生产井数不断减少，造成注采井网不完善，油井单向受效多，含水上升加快，采油速度下降到1.72%左右。这期间采油速度保持在1.0以上，采出程度7.13%，本阶段生产井数和注水井数大幅度增加，注采井网趋于完善，出现了在高含水和特高含水阶段之间的中速开发阶段。本阶段末采出程度35.89%，阶段采出程度14.24%，平均年采油速度1.58%。阶段末含水率89.5%，阶段平均含水上升率1.12%。注采比在0.50〜1.22，平均注采比0.86。5.2.4特高含水初期开发阶段（2003年1月〜现在）自从2003年以来，曙二区已经进入高含水开发阶段。这期间从2003年开始到现在，单井日产油量2.7t/d下降到1.3t/d，而且期间还开新井一口，年增产0.047x104t；综合含水率从76.2%增加到90%；有效井次从4口降到2口；阶段累积产油量3.38x104t；年产量由1.4794x104t下降到0.9116x104t；采油速度由0.38%下降到0.14%；采出程度增加了0.3%地质储量；注采比保持在0.68。在此期间采取了酸化，解堵等增产增注措施，但是由于注采不均衡，注水状况不好，注采失调，超注，欠注明显，笼统注水，动停比较多，严重影响了开发效果的改善。该阶段末采出程度17.49%，阶段采出程度0.62%，平均年采油速度0.12%。阶段末含水率91.8%。注采比在0.68〜0.71，平均注采比0.698。第6章剩余油的分布6.1含水及水淹程度分析6.1.1小层含水及水淹状况由于层间含水的不均匀导致层间剩余油的分布不均匀，含水率高的地方，相对剩余油饱和度就低；含水率低的地方，相对剩余油饱和度就高；研究区各个小层含水率见表6-1。表6-1各小层含水率井号最新含水率/%井号最新含水率/%曙2-04-1051.6曙2-5-1567.6杜古619.4曙2-5-1633.3曙2-3-1498.6曙2-5-1750.0曙2-4-00938.9曙2-6-140曙2-4-0100.7曙2-6-866.7曙2-4-01370曙2-6-90曙2-4-01593.4曙2-6-1522.2曙2-4-01643.6曙2-6-1687.5曙2-4-1033.3曙2-6-170曙2-4-1240.4曙2-6-1866.7曙2-4-1398.9曙2-7-15100曙2-4-14100曙2-7-1696.6曙2-4-15100曙2-7-170曙2-4-1771.4曙2-8-01398.8曙2-4-933.3曙2-8-1395.3曙2-5-01428.0曙2-8-1240.0曙2-5-0150曙2-8-140曙2-5-0170曙2-8-1580.0曙2-5-120曙2-9-130曙2-5-1466.7曙607100由上表可知，该研究区块在主要断层曙2-5-15断层的下方含水率相对较高，而且穿过的层位也较多，尤其在区块的西南方向上水淹程度最为强。而在主要断层曙2-5-15断层的上方，含水率相对较低，水淹程度较弱，一般都在杜III油层组或者杜II油层组的一部分，尤其是杜古78断层的西北方向上，水淹程度最弱，这些部位剩余油储量丰度较高。6.1.2区块含水及水淹状况研究区分为8个区块，3个油层组，30个小层。杜I油层组的平面含水率图，如图6-1。由图可知在杜I油层组的区块6中含水高的部位在中间，而南北两侧边上的含水是相对较低的，而且大部分含水都靠近曙2-04-10断层;在区块7中含水相对较高，而且在靠近曙2-4-13断层的部位含水及高，有些区域已被完全水淹；在区块8中靠近曙2-5-15断层和曙2-4-13断层的部位含水相对较低，依次向东南方向增高，该区块的整体含水还是相对很高的；在区块2中也出现了含水，但水淹程度不是很严重。而在其它区块中也都有或多或少的水出现，但水淹程度较低。图6-1杜I油层组平面含水率图而由杜II油层组中含水率及水淹由图6-2可知：区块6含水是由两边向中间逐渐升高，而且在靠近曙2-04-10断层的部位相对较高；在区块7中靠近曙2-4-13断层部位的含水相对较高，有些部位已经被完全水淹；在区块8中由西北方向向东南方向含水逐渐升高，而且东南方向有些部位已被完全水淹;在区块4中靠近曙2-5-17断层的部位含水在逐渐上升;在区块3中含水是由杜古78断层向北部边缘逐渐升高，有些部位已被完全水淹。附图151杜II油层组平面含水率图附图151杜II油层组平面含水率图图6-2杜II油层组平面含水率图由图6-3可知杜III油层组平面含水率及水淹的程度，区块6的中间靠近曙2-04-10断层处的含水相对较高，而在其它部位含水相对较低，有些部位甚至没有出现含水；而在区块3中含水是由杜古78断层向北部边缘逐渐升高，有些部位已被完全水淹，当然在靠近断层的部位含水相对较高一些；区块2中也出现了一定的含水，其他部位水淹程度较弱。图6-3杜III油层组平面含水率图各个油层组在平面的含水分布以及水淹程度图所示，在整个研究区各个油层组、各个小层、各个区块的水淹程度是非均质的。而在整个研究区剩余油的分布也受到水淹的影响，在各个油层组、各个小层、各个区块的分布也是非均质的。6.2剩余油分布及规律6.2.1剩余油在纵向上的分布层间剩余油分布主力油层是剩余油分布富集区⑻。三角洲前缘分流河道和分流河口坝微相是储集层最发育的微相，是研究区的主力油层，它们储层厚度大、原始含油饱和度高、粒度较其它小层砂体粒度粗，孔隙度、渗透率均较好，渗流能力强，尽管采出程度较高，因其油层厚度和面积大，最终可采储量丰度高，因此，可采剩余油储量绝对数量大。研究区的杜［油层组的第7小层，杜II油层组的第4、5、7、10小层五个小层石油地质储量占总储量的近36.5%，采出程度均不高，分别为4.9%、8.7%、5.8%、9.7%15.1%，剩余地质储量占总剩余地质储量的37.0%，仍是研究区油藏剩余油主要富集区。非主力油层是剩余油高饱和度油层。研究区的非主力小层主要发育水下天然堤、远砂坝储层，分流河道及河口坝储层不发育，过去由于受到技术水平的限制，这类油层一般与主力油层同时射开或不作射孔处理，部分油层虽与主力油层合采，由于其内部渗透率较低，而几乎形成死油层。虽然此类油层剩余油饱和度较高，因其原始地质储量丰度低，因此可采剩余油储量的绝对量要比主力油层小9。层内剩余油分布砂体内部垂向层序对剩余油分布有一定的控制作用。杜家台油层三角洲前缘分流河道成因储层内沉积层序主要为正韵律特征，同一储层内中上部多发育较低渗透的储集砂体，通常注水波及程度低，油层呈弱水洗甚至未水洗状态，加之驱替过程中的重力分异作用，中上部驱油效率较低，因此其剩余油饱和度较下部高，形成储层中上部剩余油富集。单一分流河口坝由一系列倾斜分布的新月形侧积体相互叠加形成，侧积体之间上部被侧积泥质夹层分隔，下半部相互切割叠加而连通，形成“半连通体”，泥质夹层呈斜切、横切、复切、直切等方式分布于点坝体内，造成众多的屏蔽滞留区，成为剩余油富集区［10］。良好的微型正构造是油田开发后期剩余油富集的有利区［11］。研究表明，剩余油较富集、油井生产良好的三角洲前缘亚相储层微构造有：顶凸底凸型、顶凸底平型、顶平底凸型和顶底鼻状凸起型，通常这类微型构造可获得较高的油气产量，而微型负构造上布井可获得良好的驱油效果。6.2.2剩余油微观分布规律储层微观孔隙系统的非均质性导致了水驱过程中剩余油的形成，这种非均质性也导致了剩余油分布得分带性［12］。而研究区的孔隙多为大孔细喉结构和小孔细喉结构。大孔细喉结构，剩余油的含量较高。这种结构在水驱过程中，喉道对水具有吸力，水进入孔隙后，由于油水粘度比较大，是水沿孔壁运动，在空袭中形成一个大油斑，驱油效率低，剩余油含量较高。小孔细喉结构，剩余油潜力小。这种结构孔隙连通性很差，油很难进入这种孔隙，其原始含油饱和度低，在水驱采油中水也很难进入这种孔隙结构，这里的油最终只能残余状态存在。6.2.3剩余油平面分布规律平面剩余油分布主要受油层平面非均质性控制，即受储层厚度变化、渗透率非均质、沉积微相、井网条件、以及断层的封闭性等控制。在封闭性断层附近剩余油分布规律断层性质和特征对剩余油分布影响非常明显，在封闭性断层面上的微型高点处为剩余油的富集区，沿着份闭性断层附近为剩余油的富集区［13］。在沉积微相中的分布规律油田水淹后，在不同沉积微相中剩余油饱和度分布丰度不同，如图6-3与图6-4。通常认为剩余油主要分布在边缘微相中和非主力油层中，而实际上该区剩余油由于受沉积高部位的影响主要分布在河床亚相内部的边滩微相中，边滩是该区最主要的储层。尽管由于采出程度高，注入水沿滩脊延伸方向窜进、含水率高；但是边滩微相油层厚度大、面积大、剩余油量大。

附图084杜II油层组7小层沉积微相平面图图6-3杜II油层组7小组沉积微相平面图附图085杜II油层组10小层沉积微相平面图附图084杜II油层组7小层沉积微相平面图图6-3杜II油层组7小组沉积微相平面图附图085杜II油层组10小层沉积微相平面图图6-4杜II油层组7小组沉积微相平面图moo平面非均质较强的井区为剩余油的富集区，如砂体边缘和非主力微相带堤岸微相带内。剩余油储量富集区主要分布在边滩内滩脊向凹槽过渡区非均质性强的井区。平面渗透率非均质影响注采效果，当油、水井均位于高渗区时，特别是油井出于高渗向低渗过渡区时，其产量相对较高，水淹程度弱；当水井位于高渗区，油井位于低渗区时，或油水井均位于低渗区，注水见效差，剩余油出储量丰度较小。井网条件与剩余油分布规律平面上剩余油分布在井间分流线附近和井网控制差的部位。位于油井和水井间的区域，在略偏油井一侧部位为剩余油相对富集区。6.3剩余油分布控制因素6.3.1构造高部位对剩余油的影响构造不仅是控制油气生成、运移、聚集和保存的基本地质因素，而且是对油藏的水淹及剩余油的分布也具有很大的影响。在油藏内部，当水井周围各个方向上层内压力变化梯度相同、物性条件基本相近时，注入水在重力作用下，首先向处于构造低部位的采油井突进，因而在构造低部位首先形成水淹区，并且首先达到较高的水淹程度。因而，剩余油主要分布在构造较高部位，特别是在水淹初期和中期更是如此［14］当然，在不同的岩性、物性条件下，构造倾伏对注入水推进速度的影响是不同的。6.3.2断层对剩余油分布影响研究区油层上下层系是一些巨厚的泥岩，而断层落差不是很大。因此，断层的封闭性都比较好。封闭性断层对注入水的推进起作用封堵作用，使断层两边相同层为的油层水淹程度截然不同，在断层遮挡注采不完善地方或鼻端的上倾方向往往易形成剩余油。而开启性断层则为注入水的窜流提供了通道，消弱了注水效果，在低部位注水，高部位采油，且低部位存在开启性断层，或者低部位断层有封闭性变为开启性的情况下，在较高部位很可能存在较多剩余油。研究区的油层组上下为大套的泥岩和油页岩，而在断层的断开部位两盘的岩性不同，可以得知断层的封闭性较好，这样在断层遮挡注采不完善地方或鼻端的上倾方向往往易形成剩余油。6.3.3注、采井网配置的影响注、采井网配置是一项科学性很强的工作，它直接影响着油藏的水