第二节苏1井潜山.docx
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第二节苏1井潜山
第二节华北油田苏桥苏1井潜山油藏
一、构造特征
苏桥油气田苏一井潜山位于霸县凹陷东侧—文安斜坡苏桥潜山南中部，是被反向正断层苏桥断层所遮挡的断鼻内幕潜山油气藏。
油气藏埋深3900多米，最大含油气高度420m左右，产油层位为奥陶系峰峰组和上马家沟组，盖层为石碳—二迭系地层。
该构造共有断层3条，北东向断层2条（苏桥断层、苏7井断层），北西向断层1条（台山断层），其断层特点是：
①皆为高角度断层，断层倾角70°左右；②断距大，苏桥断层、台山断层在苏一井潜山处断距大于1000m，苏7井断层最大断距为300m；③延伸长，苏桥断层贯穿文安斜坡的南北，台山断层横跨文安斜坡的东西；④皆断开潜山面，对油气藏形成起着重要的作用，见表2。
断层数据表
（2）
断层名称
走向
倾向
倾角
最大断距
（m）
延伸长
（km）
过井
点
备注
苏桥断距
NE30°
东南
70
＞1000
苏1.3
贯穿文安斜坡南北
苏7井断层
NE68°
西北
68
300
4.5
苏7
台山断层
NE63°
东北
68
＞1000
苏1
横跨文安斜坡东西
二、储层特征
苏一井潜山储层为奥陶系峰峰组和上马家沟组，缺失奥陶系上统，冀中地区皆钻遇奥陶系中统、下统，其对比标志清楚，按岩电组合特征把奥陶系分为5个组（峰峰组、上马家沟组、下马家沟组、亮甲山组、治里组），24个小层（峰峰组分为5个小层、上马家沟组分为7个小层、下马家沟组分为5个小层、亮甲山组分为5个小层，冶里组分为2个小层），本区进山为奥陶系峰峰组，上马家组未钻穿，地层划分比较可靠，见附图一）。
1．储集空间以裂缝为主
完钻3口井在钻井中皆未见放空，仅发生漏失，而且漏量一般不大，反映苏一井潜山比较大的缝洞不发育。
据苏1井取上的0.7m岩心观察，未见溶蚀孔洞，只见比较小的裂缝，裂缝中见油斑油气显示，也反映该区溶蚀孔洞不发育，油主要储集在裂缝中。
2．储层的渗流条件比较差
苏一井潜山出现没有物性资料，从压力恢复曲线的形态和恢复时间计算的有效渗透率资料分析，储层的渗流条件比较差。
苏1井测压力恢复，关井后11小时40分钟压力开始稳定，见附图二。
从图中反映出缝洞不发育，渗流条件差，压力传导慢，另外根据苏1井压力恢复曲线计算的有效渗透率为2.3～4.1毫达西，较其它地区奥陶系油藏有效渗透率都低。
见表1。
有效渗透率对比表
（1）
油藏
项目
任北奥陶系
南孟
奥陶系
龙虎庄
奥陶系
何庄
奥陶系
深西
奥陶系
刘其营
奥陶系
苏一井
奥陶系
层位
上马家
沟组
亮甲山组
上马家
沟组
峰峰组
峰峰组
峰峰组
峰峰组-上马家沟组
峰峰组-上马家沟组
有效渗透率（毫达西）
1623.5
170.2
1101
1046
54
43.1
4.6-5.1
2.3-4.1
综上分析认为苏一井潜山油气藏储集空间主要是裂缝，由于裂缝不太发育，储层的渗流条件较差。
分析原因有2个，一是奥陶系地层之上沉积800m石碳—二迭系盖层，造成该潜山较好的封闭条件，风化溶蚀作用较弱；二是由于岩性造成，靠近潜山面钻遇的奥陶系峰峰组地层，据3口电测资料统计，高自然伽玛泥质岩类厚224.4m，占钻遇峰峰组地层厚度的52%，由于泥质岩类厚度大，虽处风化溶蚀带，但是溶蚀孔洞并不发育，因此决定了本油藏储集条件不太好，渗流条件较差。
三、油藏特征
1．原油性质
据苏1井原油分析，原油性质比较好，具有四低一高的特点，即比重、粘度、含蜡、含胶沥青低、凝固点高，见表3。
原油性质对比表（3）
油藏
比重
（20℃）
粘度
（50℃）
凝固点
（℃）
含蜡
（%）
胶质沥青
（%）
含硫
（%）
南孟（奥陶系）
0.8283
9.75
35
15.55
7.25
0.064
龙虎庄（奥陶系）
0.843
6.63
31.2
17.15
11.0
0.049
苏一井潜山（奥陶系）
0.857
5.81
32
14.76
10.71
0.103
2．天然气性质
天然气中甲烷含量低于90%，是属于溶解气，见表5。
天然气组份表（5）
井号
取样
条件
比重
甲烷
（%）
乙烷
（%）
丙烷及其以下
（%）
CO2+N2
（%）
空气
（%）
H2S
（%）
样品数
（个）
苏1
井口
0.6535
84.63
9.3
4.12
1.95
0.67
0.2
8
苏3
井口
0.6604
只有比重资料
2
1.0251
55.39
12.96
30.22
1.44
1.56
从表5可见，甲烷含量低于90%，是属于溶解气，但是两口井组份差异较大，分析是苏3井样品代表性差。
3．地层水性质
苏一井潜山油气藏地层水总矿化度较南孟、龙虎庄油藏都高，见表6。
反映苏一井潜山油气藏水体的封闭条件较南孟、龙虎庄油藏要好，含CO2
水性对比表（6）
油藏
Cl-（毫克/升）
总矿化度（毫克/升）
水型
备注
苏一井油气藏
（奥陶系）
5757.1
11648.2
NaHCO3
1口井资料
（奥陶系）
南孟（沙河街）
1510.52
1448
3720.31
3161
NaHCO3
龙虎庄（奥陶系）
1686
3970
NaHCO3
苏1井4214.71～4400.92m井段试油，15mm油嘴，日产油1.06t，日产水575.9m3，是冀中地区奥陶系地层自喷水比较高的一口井，见表7，反映地层水具有一定的关系能量。
另外对苏一井潜山油气藏的水体进行了初步估算，估算结果为11060万方（面积16.6km2，储层厚度112m，孔隙度5.95%），水体体积与油气体积比为18.34，也反映地层水具有一定的天然能量。
分区水量对比表（7）
分区
最高产
水井
井段
厚度
工作制度
产水
（m3/d）
措施
酸后
河庄西潜山
泽46
3709-3869.55
160.55
21/2″油管放喷
432
刘其营潜山
永18
3186.59-3249.24
62.65
抽72次/600m
42.9
酸后
任北
任92
4164-4298.8
18.40
抽60次/550m
26.5
酸后
霸县
霸35
2244.55-2274.7
30.20
抽50次/800m
69.56
酸后
苏1井潜山
苏1
42214.71-4400.92
186.21
15m/m
575.9
综上分析认为苏一井潜山油气藏地层水具有一定的天然能量，因此在开发设计中应考虑充分利用这部分能量。
4．油气、油水界面
（1）油气界面
1）苏3井3933～4173m井段中途测试，6mm油嘴，日产气81562.5m3（11mm油嘴，日产气271875m3），不产水，说明油气界面在4173m以下。
2）苏1井4214.71～4268.34m井段试油、气、油水同出。
6mm油嘴，日产气62795m3，日产油58.7t，日产水6.74m3。
从原油性质和取心油气显示资料分析，认为该段主要为产油段。
苏1井试油取样分析原油比重为0.8585，凝固点为29℃，试采取样分析，原油比重为0.8222～0.8366，凝固点为9～20℃，是一般原油。
另外苏1井于4235～4238.18m井段取心，了能上能下0.7m岩心裂缝中见油斑油气显示，一般情况下纯气层井段取心少见油斑显示。
因此认为苏1井4214.71～4268.34m井段主要为产油段，油气界面在4214.71m以上。
3）测井解释结果，苏1井气层底界深为4206m，苏3井气层底界深4186m，苏7井气层底界4190m，皆在4200m附近，见附图六。
综上几项资料分析认为油气界面深度在4200m附近，因此采用测井解释油气界面深度4206m。
（2）油水界面
1）苏1井4214.71～4268.34m井段试油，油气水同出，后来试采也一直产水，其水性和水型与本井4214.71～4400.92m井段所产的水相同，氯根4998.5毫克/升，总矿化度10744毫克/升，为NaHCO3型水，均属地层水。
但本层所产的水是由生产压差过大（82.4大气压），产生的底水锥进造成的。
根据苏1井资料计算的极限水锥高为50m左右，裸眼井底深4268.34m，推测油水界面深4320m左右。
2）录井油气显示在4320m以上萤光大段连续出现，且萤光级别也比较高，而在4320m以下，萤光显示断续，萤光级别较4320m以上明显低个台阶，从录井萤光显示在4320m处，上下有明显区别。
3）苏1井电测解释油底为4320m，水顶为4357m，4320～4357m为油水过渡带，在4320m以上深浅侧向正幅度差大，4320～4357m深浅侧向虽有正幅度差，但是正幅度差明显变小，反映含油性明显变差。
综上分析，确定油水界面深度为4320m。
5．油藏类型
苏一井潜山油气藏为断层遮挡的具有底水的断鼻构造内幕潜山油气藏。
四、油藏工程分析
苏1井潜山油气藏位于坝县凹陷东侧，苏桥—文安潜山带中部，于1982年11月苏1井在奥陶系灰岩试油获高产油气流，目前已完钻井3口（苏1、3、7），其中试采井1口，正试油井2口。
（一）、地质及试油试采特征
苏1井潜山是被反正断层（苏桥断层）所遮挡的断鼻内幕潜山油气藏，埋藏较深，位于高部位的苏3井进山深度为3920米。
产油层为奥陶系峰峰组和上马家沟组，上覆石碳～二迭系地层。
根据钻井录井显示和岩心观察，初步认为储层的储集空间以裂缝为主，一般裂缝较小，溶蚀孔洞不发育，如苏１井在4235～4238.46米处取出0.7米岩心，肉眼观察在裂缝中见油斑级油气显示；在钻井过中未见放空，仅见泥浆漏失情况，且漏失量一般不大，如苏１井在井段4227—4230米漏失量为33.2方；苏３井在4183～4195米处漏失15.2方；苏７井在4088—4089.6米漏失18.6方。
有统一的油气、油水界面，属具有气顶的底水油气藏（附图1-1、1-2）
据测井解释及试油试采资料初步分析认为，油气界面深度4206米；油水界面深度4320米。
依据如下：
1、油气水界面的确定
油气界面确定：
⑴．苏3井在3933-4173米中途测试，6毫米油咀，日产气81562方，不产水。
说明油气界面应在4173米以下。
⑵．苏1井4214.71-4268.34米试油结果油气水同出,6毫米油咀,日产气62795方,日产油58.7吨,日产水6.74方。
该井油样分析比重为0.8585，属于—般原油性质，因此，认为该段为产油层段，所以油气界面应在4214米为上。
⑶．测井解释苏1井气层底界4206米；苏3井4186米；苏7井4190米。
综合上述三个方面，油气界面暂确定为4206米。
油水界面确定：
⑴．苏1井在4214.71-4268.34米井段试油,油气水同出,日产水6.74方,试采时也一直产水,水性分析氯离子4998.5mg/L,总矿化度10744mg/L,
NaHCO型，与该井4214.71—4400.92米大段试油产水的水性
（氯离子5757.1mg/L,总矿化度11648.2mg/L）是相同的。
初步析认为，本层产水是由于生产压差（84.2大气压）过大,底水锥进造成的。
根据苏1井资料计算的极锥
高度在50米左右，而裸眼井底深度为4268.34米,所以，推测油水界面深度应是4320米左右。
⑵．录井油气显示在4320米以上萤光大段连续出现，级别比较高，而在4320米以下萤光显示断续，萤光级别较4320米以上明显降低，上下有明显差别。
⑶．苏1井电测解释油底4320米，水顶4357米，其间为过渡带。
在4320米以上深浅侧向正幅度差大，而4320-4357米深浅侧向虽有正幅度差，但正幅度差明显变小，反映含油性变差。
根据以上资料，油水界面暂确定在4320米。
2、油层渗透率低，油井极限产量小
本区无岩心分析资料，但从苏1井压力恢复速度（关井后11小时40分钟压力开始稳定）很慢（见附图2），计算的有效渗透率（2.3—4.1毫达西）低的特点，反映了缝洞不发育，油层物性较差，是冀中奥陶系油藏中渗率最低的一个油藏，如表3所示。
表3
油藏
项目
任北
南孟
龙虎庄
何庄
深西
刘其营
苏桥
层位
OX2
OI1
OS2
Of2
Of2
Of2～S
Of2～S
有效渗透率（毫达西）
1623
1101
1046
54
43.1
4.6—5.1
2.3—4.1
据气锥和水锥理论计算，计算气锥的极限产油量水于计算水锥的极限产油量，且随着距油气界面、油水界面相对距离（boHo）增大而增加，详见附图3，但在油井射孔部位已定时，如距油气界面三分之一含油高度射孔，其极限产量大小取决于油层渗透率的高低油层渗透率越高所允许的极限产量就越大。
表4所列的是有效渗透率为2—4毫达西时，极限产量变化值。
表4
距油气界面相对距离（bo/Ho）
有效渗透率（毫达西）
计算气锥极限产量（吨/日）
计算水锥极限产量（吨/日）
备注
Ho/3
2
5
9．7
Ho—含油高度
bo—射孔段顶底界
距油气、油水界面距离
Ho/3
3
7．5
14．6
Ho/3
4
10
19．4
如前所述，苏1井潜山有效渗透率只有2—4毫达西，现以2毫达西为例气锥极限产量只有5—10吨/日，如果实际生产时按70%极限产量配产，则单井日产油量仅4—7吨/日。
故以水锥极限产量配产。
苏1井试油试采结果也表明了这种情况，该井在4214.7—4268.3米试油后又进行了试采（结果见表5），这期间油气比上升很快，表明已有气锥现象；4毫米油咀试采时，在日产油量只有15吨的情况下，含水已达20—33%，显然是由于底水锥进引起的。
与理论计算基本是吻合的。
表5
时间
井段（米）
油咀（毫米）
日产量
含水（%）
生产压差（大气压）
油气比（方/吨）
油（吨）
气（方）
水（方）
82.12.6～12.12
4214.7—4268.3
6
57.8
62795
4～7
7～11
88.5
1086
83.3.22～4.26
”
5
26
52392
1～7
8～27
87
2015
83.4.27～5.17
·”
4
15
42513
4～7
19.5—33
26.8
2834
3、油藏具有一定的天然底水能量。
苏1井在4214.71—4400.92米井段试油，15毫米油咀，日产油1.06吨，日产水576方，是目前冀中奥陶系地层自喷产水量最高的井。
据物质平衡法计算，其水体比油气体积大18.3倍。
综合上述，苏1井潜山为一个碳酸盐岩裂缝性块状气顶底水油气藏，油柱较小；埋藏深度4000米以上，压力系数1（苏1井中部深度4241米，实测原始压力422大气压）左右，油层渗透率低，原油性质较好（地面粘度5.8厘泊）；具有一定的天然底水能量。
以上特点决定了在开发上的特殊性，包括气顶与油区投产程序，完井方法，油气、油水界面控制；深层改造及保持压力方式等。
对于气顶底水油田的开发，目前，在国内沿无系统的资料可借鉴，因此，在方案编制时，调查参考了国外有关同类型油田的开发实践与作法。
（二）、国外气项底水油田不同开发方式的对比
这次所收集的国外气顶底水油田共22个，包括灰岩油藏17个，砂岩油藏5个。
据国外对这类油田开发过程来看，在处理气顶和含油带的投产程序上有三种方法，即首先采气顶气，不采油；优先开发油环，当采出原油的可采储量之后，再开发气顶；油气同时开采。
现分别介绍如下：
1、优先采气，后采油环
据所报导的资料，造成这种情况往往是由于技术条件限制，对油气田未勘探清楚，当作纯气藏开发。
如美国俄克拉荷马州的西北阿瓦德油气田。
储层为孔隙一裂缝性灰岩，属地层圈闭类型的气藏，东、西、北三个方向全部尖灭，南面开启具有活跃的边水（附图4）。
油藏埋深约1830米，油水界面为—1430米，油气界面—1412米，气顶面积1.35平方公里，含气厚度22米，原始气顶储量3.4亿米3；含油面积2.86平方公里，含油厚度18米，原始地质储量258万米3。
油层孔隙度7.6%，空气渗透率127毫达西；原油比重0.8448，地下原油粘度0.95厘泊；原始油气比95.5米3/米3，天然气比重0.624。
该油气田于67年3月发现气顶后当作纯气藏投入开发的，同年5月在气顶上投产2口气井，日产气25.4万米3，67年8月完钻的4—1井，先是作为气井，投产后证这口井已位于油气界面附近，生产三个月累积从气顶采出566万米3气量后，油气比突然降至392方/方，以后又加大采油速度无控制开采。
发现油环后，虽然在68年6月筹备联营开采，开始限制油气比，限制气产量，但由于气顶经过无控制开采，地层压力下降了25大气压，油气界面上移2米，侵入气顶的原油达22万米3（地面），相当于地质储量的3.4%。
另外在开发初期因采油速度较高（3%左右），导致边底水沿裂缝锥进，使油井生产能力降低。
如4—1井，开始日产52米3无水油，后来变为日产8.6米3，日产水130米3，综合含水高达93%，据不同井的水侵情况证明总波及系数为0.51，造成大量原油损失。
尽管69年3月实施联营方案，严格控制采气量，关闭了气顶采气井和个别高油气比井，并在油环上加密井网（9口采油井），予计最终采收率只达30%。
该作者认为：
如果不从气顶采气，利用巨大气顶和活跃边水的能量是可以提高原油采收率的。
又如：
美国西塞门特油气田，于1936年10月发现气顶，1943年3月才发发现含油带，此时已采出天然气8.4亿米3，造成大量原油向气顶运移，到1946年已采出60%天然气储量，而原油储量仅采出6.7%。
矿场实践资料和理论研究证明，在开发含油带之前开发之顶。
原油损失最大，采收率最低。
国外一些试验表明，当从含油区采油无控制地从气顶采气的油田采收率比不采气顶气只靠水驱采油时采收率低25%。
这种情况值得重视。
2、优先采油方式。
这种方式分为保持压力和不保持压力开采两种情况。
⑴、保持压力开采：
加拿大的列杜克D3油藏开发属这种类型（附图5、6）该油气田发现于1947年，是加拿大的主要油田之一。
油藏为一高渗透性（水平渗透率1000毫达西，垂向渗透率5—100毫达西）白云岩化生物礁块，，储集空间为溶洞一溶解孔隙裂缝型。
。
油层较薄，最厚只有11.6米，平均10.7米；其上为大气顶，气层最厚63.4米，平均17.4米。
油田面积87.6平方公里，原始地质储量5628～4887.3万米3，气顶储量118.9亿米3，气顶指数1.16，靠活跃底水驱和气顶驱开采。
共钻井535口，井网密度16公顷/井，油层埋藏浅（1615米），气项和油环孔隙度接近，分别为7.4--9.0%；原油性质较好，比重0.8299，地下原油粘度0.78厘泊；原始油气比98米3/米3，天然气甲烷73.16%。
一次采油（48--54.7）期间，在48年3月于油藏东部边缘钻的大西洋3号井发生井喷。
据估算6个月累积排出气量8亿米3，油量16万米3，油气比高达5343方/方，导致油层压力下降3.5大气压。
除此以外，均采用优先采油方法。
该油藏有一定的天然能量，初期采油速度2—2.4%，靠气顶和底水驱动，供采基本平衡，每月仅以0.07大气压的速度均匀下降。
物质平衡法计算，天然水驱指数50%，气顶驱指数40%，溶解气驱指数10%。
1952—54年期间，采油速度提高至3.7—4.0%，致使压力下降速度加快，压降超过7大气压，油气界面向油带下降幅度变大，达1.2米。
为此决定采取底部注水保持压力，1955年9月正式注水其总压降为13—14大气压，累积产油量1093万米3，采出地质储量的22.3%。
至1957年5月止，累积注水284.12万方，注水后油藏压力不降，油气比保持稳定，注水后五年油气界面基本不降，仅油水界面上升较快，但含水量并不大。
据估算由于注水避免了15.9万米3石油的损失，予计水驱和气顶驱的采收率可达55%。
在注水成功的情况下，为防止因不断注水引起原油向气顶窜入，因此最终采收率可提高到59%。
至1974年累计采油2783万立方米，已采出地质储量的56.9%，采出可采储量的90%左右，开发效果明显。
这个气顶油藏在优先采油条件下，获得较高的采收率，分析其原因可能有以下几点：
①油层存在着高的水平渗透率与垂向渗透率比值
（10—200倍），因此，尽管油环很薄，开发过程中在注水，注气条件下未出现气锥和水锥现象。
②采取了比较好的完井方式及合理的射孔部位和射开厚度，大部分生产井完井采取套管式衬管下至油层中部射孔完成，其射孔部位集中在某个井段内（附图6），这个井段的顶界距油气界面三分之一左右，而且随着油层厚度的减小，射孔井段的底界逐渐上移。
1970年以前，90%的生产井在相同的1.5米井段（914.4—912.9米）中完井；1970年以来进行了作业方案在0.6米井段（913.8—913.2米）中重新完井；1974年油层厚度减至2.4米的情况下又在0.3米井段（913.5—913.2米）中重新完井，改善了油井出油能力。
③采取注水，注气保持压力开采及控制及控制采油的速度等开发措施也是取得开始效果好的重要原因之一。
⑵、不保持压力，利用气顶膨胀和溶气驱允许油气界面下移的方式优先采油。
例如：
苏联的南库米尔塔乌油气田。
储层为孔隙一裂缝---洞穴型的灰岩白云岩块状体，水平渗透率214毫达西，垂向渗透率3.8毫达西；气顶含气厚度316.5米，含油厚度91米；原油性质较好，地下原油粘度0.7厘泊，比重0.83，原始油气比93方/方。
该油藏于1961年投入开发，由于底水不活跃，依靠气顶膨胀和溶气驱油，消耗压力方式开采。
生产井射孔位置在油层下部，射开厚度为含油厚度的20—30%，予计最终采收率40%。
（附图7）据数值模拟计算，如果射开70%的油层厚度，则最终采收率只有15.4%，说明射孔部位、射开厚度对这类油田的开发起着重要的作用。
通过上述两个油气田对比看出，其最终采收率以水驱为主比气驱为主的油气田高15%。
全苏石油科学研究所通过实验对比，当注水或注气都是1.4倍孔隙何种时，水驱混气油的采收率达76%。
而气驱混气油的采收率37%。
说明水驱开发也是提高这类油气田采收率的重要措施。
3、油气同采
基本上有两种情况。
第一种是不保持压力，但保持油气界面稳定的前提下，同时采油采气。
其成功的实例是苏联外高索安纳斯塔西也夫斯克—特罗斯基砂岩油田（附图8），背斜构造，含油面积35—40平方公里，原油储量1亿吨，天然气储量680亿方，含油厚度20—25米，孔隙度25—30%，渗透率1000毫达西，水平和垂向渗透率比值100。
稠油，比重0.897—0.921，地下粘度20—40厘泊。
该油田于1954年开发，依靠天然能量（活跃的边水和气顶驱）开采，1960年钻完方案全部井，井距一般300—400米，井网密度气顶100公顷/井，油环12.5公顷/井，总数400口（油井322口，气井68口，观察井10口）。
生产井采用套管完井方法，由于油环上部有高渗透薄层，所以多数井射孔位置在油层
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