油藏基本概况.docx
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油藏基本概况
第一章油藏基本概况
永安油田气顶边底水油藏主要包括永12断块和永66断块，含油层位沙二3、5、6、7四个砂层组，12个含油小层，含油面积3.28Km2，地质储量1516X104t，含气面积1.5Km2，天然气储量6.83X108m3，含油饱和度65%，平均孔隙度35%，原始地层压力17.13MPa，饱和压力16.63MPa，以三角洲河口坝沉积为主体，含油井段集中，一般在1410-1800米，单层厚度一般大于10米，具有反韵律沉积特征，以高渗透储层为主，泥质胶结，胶结疏松，易出砂，构造系统相对简单，原油性质以中低粘度为主。
断块自1969年投入全面开发，1977投入注水开发，后经过两次综合调整，目前已进入特高含水开发阶段，由于对气顶底水油藏缺乏进一步的认识，后期挖潜开发模式不配套，致使油藏开发效果较差，开发难度增大，块间差异变大。
因此，有必要研究气顶底水油藏的开发特征、高含水期剩余油分布状况及剩余油挖潜方式，改善油藏开发效果，提高油藏最终采收率。
在项目研究中，在精细油藏描述的基础上，系统全面地研究了永安油田气顶底水油藏在开发过程中的变化特征和高含水期剩余油分布规律，并以油藏数值模拟为手段对剩余油挖潜的主要技术——水平井技术的各项参数进行了优化。
经过研究组成员的共同努力，较好地完成了课题规定的内容和各项指标任务，主要完成工作量如下：
（1）重新建立了永12、永66断块的测井解释模型，完成测井二次解释101口；
（2）重新建立了永12、永66断块的地质静态模型、流体模型、生产动态模型等三大模型。
（3）完成了永12、永66断块沙二3-7的16个时间单元的沉积微相图；
（4）完成永12、永66断块顶面构造图16张，小层平面图16张，完成了孔隙度、渗透率、泥质含量、变异系数、含油饱和度等值图各16张和剖面图各2张；
（5）完成了永12、永66断块渗流特征研究，主要包括粘度、密度与含水变化图版各2张，储层敏感性相关图形、表格各5份，储层润湿性报告1份；
（6）完成了永66断块8块岩心驱油效率实验，完成了驱油效率与注入倍数图版2个；
（7）完成了101口油水井的分产分注，并对16个时间单元的开发效果进行了评价。
（8）应用油藏数值模拟技术完成了底水气顶油藏的开发方式优化，并采取了有针对性措施，油藏开发效果明显得到改善。
通过精细油藏地质研究，优化开发方式，深化了对油藏的认识，抓住了目前开发存在的主要矛盾，主要取得以下四个方面的认识：
（1）对于气顶底水油藏，开发过程中保持油藏压力的相对稳定非常重要，否则容易发生气层油侵现象或油层气锥现象，影响油藏开发效果。
（2）对于气顶底水油藏，油井射孔位置和生产压差保持水平是否合理非常关键，否则容易引起底水或气顶锥进，严重影响油井正常生产，不利于开发水平的提高。
（3）实践证明对于气顶底水油藏利用水平井开发，能够在一定程度上缓解底水或气顶锥进，有效改善开发效果。
（4）应用多种资料系统研究了影响剩余油分布的控制因素及分布规律，找出了剩余油挖潜的有利目标，并采取了合理的开发方式，取得了较好的开发效果，为同类型油藏后期剩余油挖潜提供了宝贵的经验。
永12断块和永66断块底水气顶油藏，含油层位沙二3、5、6、7四个砂层组，含油小层12个，含油面积3.28Km2，地质储量1516×104t，含气面积1.5Km2，天然气储量6.83×108m3，含油饱和度65%，平均孔隙度35%，原始地层压力17.13MPa，饱和压力16.63MPa，分断块概况如下：
永12断块位于永安油田西部，属于永安油田中台阶带，是由一个弯曲北倾的永12断层与南倾的地层构成的典型反向屋脊式构造圈闭，在东西方向上较长，约4.5km，构造在南北方向较短，约0.5Km，平面上呈长条状，剖面上为屋脊式构造，属于层状边水气顶油藏,主要含油层为沙二下3砂层组，其中31-4层，含油面积1.28km2，地质储量926×104t，可采储量560.3×104t，含气面积0.3Km2，天然气储量1.67X108m3。
1968年投入试采，1969年全面开发，1979年注水开发，1985年补充完善井网，1993年进入高含水开发阶段。
永66断块位于永安油田的东北部，是一个四周被断层切割遮挡的封闭断块，含油层位沙二5、6、7三个砂层组，7个含油小层，含油面积2.0Km2，地质储量590X104t，可采储量176.7X104t，含气面积1.2Km2，天然气储量5.16X108m3，含油饱和度65%，平均孔隙度35%，原始地层压力14.67MPa，饱和压力14.1MPa，是一个上有气顶，下有底水的断块油藏。
1979年8月第一口探井永66井完钻试油，投产获日产49吨，接着又完钻了五口探井，初步圈闭了永66的含油范围，目前分为四套层系开发，主要经历了以下开发阶段：
1.1能量低速开发阶段（1981年2月-1985年7月）
初期投产油井6口井（自喷井1口，抽油井5口），单元日产油144吨，平均单井日产油24吨，综合含水46.1%，采油速度0.89%，油井含水迅速上升，到1984年10月，单元开井2口，日产油9吨，综合含水69.3%，地下累积亏空43.26万立方米。
1984年10月以后，断快陆续投产新井7口，日产油能力上升到182吨，综合含水下降到36.8%。
但是由于无注水井补充能量，地下亏空越来越大，地层总压降达到5.76兆帕，油层严重脱气，直接影响断块的高速开发。
1.2初期注水开发阶段（1985年8月-1987年12月）
1985年8月，永69井转注，1985年9月，永66-10转注，断块进入初期注水开发。
两口注水井初期日注水平313平方米，由于注采井数比太低（1：
7），注水效果不明显，累积地下亏空仍在增大，到1986年8月，累积地下亏空51.86万立方米。
1986年9月，永66-8井转注，日注水平上升到600米3地层总压降从5.76兆帕减小到2.98兆帕，地下累积亏空从51.86万立方米减少到37.08万立方米，年注采比从1986年底的1.06上升到1987年底的1.71。
但井网不完善，平均单井控制地质储量65.7万吨，储量动用很不充分，开发效果比较差，用动态法预测最终采收率仅7.66%。
1.3综合调整阶段（1988年1月-1994年12月）
针对单元层系划分粗，储量动用差，注采系统不完善的矛盾，1988年1月，对该断块进行了注采综合调整，主要进行局部的补充完善，在构造有利部位部署油井5口，水井2口，转注老油井1口。
通过调整，断块油井数增加到17口，注水井增加到5口，综合调整效果较好。
1990年之后在局部剩余油富集区部署了14口新井，并加大下电泵提液的力度，使断块日油水平大幅上升，年产油量达到历史最高峰19.97万吨，采油速度达到3.07%。
但由于开发方式不匹配，油井含水上升迅速，到2000年底，采出程度只有22%，但综合含水已经高达90%以上，开发效果很不理想。
因此十分有必要对这种状况进行系统分析，找清原因，提出相应治理对策，改善油藏开发效果。
第二章精细地质研究
2.1地层特征
本区下第三系沙河街组由老到新分为沙四段、沙三段、沙二段、沙一段。
其沙二下为该区的主力含油层段，本次研究的目的层是沙二下，地层厚度300～450m，是一套三角洲体系的沉积，分为十—个砂层组，自上而下编号从沙二下1到沙二下11，组成一个水退序列。
砂体以厚层细砂岩为主，粒度均匀，胶结物极少，成岩作用差。
岩性主要是浅灰色、灰色细砂岩、粉砂岩和深灰色、灰绿色、灰色、杂色泥岩（表2-1）。
其中沙二下3-7砂层组分布较稳定，油层埋深一般在-1400m～-1850m，地层厚度300～450m，为三角洲前缘河口砂坝相沉积。
表2-1永安地区沙二下地层概况
砂层组
岩性特征
1
上部为灰绿色、褐色、杂色泥岩与浅灰色、浅绿色粉细砂岩薄层，底为灰白色含砾细砂岩；下部为灰绿色泥岩夹灰黑色炭质页岩，灰白色粉砂岩，底为灰绿色粉细砂岩。
2
灰绿色、杂色泥岩，灰褐色油页岩互层，局部夹灰白色粉细砂岩，下部为灰绿色泥岩与浅灰白色粉细砂岩互层。
3
主要是浅灰色、灰色细砂岩、粉砂岩，深灰色、灰绿色、灰色、杂色泥岩。
4
灰绿色泥岩和浅灰绿粉细砂岩间互，下部灰色泥岩与油页岩间互。
5
含油块状粉细砂岩，下部有灰绿色泥岩，黑褐色油页岩。
6
含油细砂岩夹黑褐色油页岩，底部为灰绿色泥岩。
7
上部含油细砂岩夹灰绿色泥岩，下部为灰白色细砾岩，薄层灰绿色泥岩。
8
灰白色细砂岩夹浅灰色灰质砂岩。
9
含砾细砂岩夹灰质砂岩。
10
上部：
细砂岩、灰绿色泥岩，下部为深灰色泥岩。
11
深灰泥岩与浅灰色细砂岩夹灰色砂泥岩薄层，具黑褐色油页岩。
根据地层沉积特点，按照“等时对比”的原则，采用“旋回控制、逐级对比”的方法，对永12块、永66块沙二下地层进行了对比划分。
在确定标志层和辅助标志层的基础上，根据沉积旋回的变化，进行了精细划分，将永12块沙二下划分为5个小层（31-5），又进一步细分9个时间单元（表2-2），将永66块沙二下划分为5、6、7三个砂层组6个小层，又进一步细分7个时间单元。
表2-2沙二下3砂层组小层划分结果表
永12
层位
沙二下3
合计
小层
31
32
33
34
35
5
时间单元
31
321、322、323
331、332
341、342
35
9
永66
层位
沙二5
沙二6
沙二7
合计
小层
51
61
62
72
73
74
6
时间单元
51
61
62
721、722
73
74
7
2.2构造特征
永12断块在构造上表现为一个宽缓断鼻，其上倾方向被北倾的永12断层封闭，为一典型的狭长带状反向屋脊油藏，内部构造简单，构造形态南缓北陡、南低北高，地层南倾，地层倾角10°～12°，小层构造形态基本一致，构造具有继承性,构造高点位于永12-21和永12-19井区。
永66断块是一个被断层切割、由南掉断层和北倾地层组成的屋脊式封闭断块油藏。
由三条东西走向的断层、四条北西—南东走向的小断层把断块割成9个小块，各含油小块基本封闭，油、气、水关系各异。
2.3沉积相特征
通过对本区取心井的粒度资料的分析与统计，沙二下地层的粒度概率曲线主要有以下4种类型（见图2-1）：
图2-1永安油田粒度概率曲线类型图
（1）两段式：
由跳跃、悬浮二次总体构成，以跳跃总体为主（图a）；
（2）三段式：
由滚动、跳跃、悬浮三个次总体组成（图b），反映了牵引流的沉积机制；
（3）三段式：
由跳跃、悬浮次总体组成，其中跳跃总体又可分为二个次总体，说明当其沉积时，不仅有单向水流沉积，也有波浪的双向水流的改造（图c）；
（4）四段或多段式：
由滚动、跳跃及悬浮次总体组成，每个总体又可分为二个次总体，反映了沉积时水动力环境复杂多变且沉积迅速的特点（图d）。
另外根据粒度参数的C值和M值，作出本区的C—M图，从图2-2上可看出，本区沙二下地层C—M图为典型的牵引流类型，不同程度地发育OP、PQ、QR及RS等段,说明有滚动（跳跃）、递变悬浮、均匀悬浮等多种沉积类型（图a、b）。
图2-2永安油田粒度C-M图
综合上述分析，将本区沙二下目的层定为三角洲前缘亚相河口坝微相沉积（见图2-3、图2-4）。
图2-3永安油田沙二72时间单元沉积微相平面分布图
图2-4永安油田沙二34时间单元沉积微相平面分布图
2.4储层特征
根据取心井永12-6井、永66-24井岩石薄片铸体薄片鉴定资料的统计分析，沙二下储层岩性以长石砂岩为主，其次为岩屑长石砂岩和岩屑砂岩。
储层砂岩碎屑组分以石英为主，石英含量36%～60%，平均45%；长石次之，含量在32%～38%之间，平均33%，其中钾长石含量平均21%，斜长石平均12.7%；岩屑含量12～27%，平均23%，表明成分成熟度中等～低。
储层砂岩粒径多为0.1-0.25mm，以细砂结构为主，粉砂结构（0.0625mm-0.1mm）次之，少量中砂岩结构及含砾不等粒结构。
分选中等-好，分选系数1.2-1.4，磨圆度以次棱角状为主。
颗粒堆积疏松，颗粒接触关系以点为主，部分为点-线接触，胶结类型以孔隙-接触式为主，接触-孔隙式次之，颗粒支撑类型以颗粒式为主，结构成熟度中等-高。
根据铸体薄片鉴定、图象分析、扫描电镜表明，该区沙二下储层砂岩空隙类型以粒间溶孔为主，平均个数77.91%，平均面积90.65，原生粒间孔为次，平均个数17%。
储层喉道以缩颈型喉道为主，喉道宽度最大值18.38-73.69×10-3um2，最小值1.27-2.98×10-3um2，平均值5.73-19.97×10-3um2。
永66块储层物性好，岩石平均孔隙度达35%，平均空气渗透率为5172×10-3um2，平均有效渗透率987×10-3um2，其中沙二下5砂层组储层物性最好，平均空气渗透率10452×10-3um2，有效渗透率达1728×10-3um2，属于特高渗透砂岩油藏（见表2-3、图2-5～图2-7）。
据永12-6井岩心分析，永12断块沙二31-4四个小层都是高孔高渗储层，孔隙度29.8～33.7%，平均32.9%，渗透率1687-4197x10-3μm2，平均2769x10-3μm2（表2-3、图2-8～图2-10）。
表2-3永12-6井沙二下3砂层组岩心物性统计表
层位
孔隙度%
渗透率×10-3μm2
块数
范围
平均
块数
范围
平均
31
3
23.2-33.7
29.8
2
1523-1850
1687
32
71
25.2-35.6
33.0
36
325-6280
1695
33
84
26.0-36.4
33.7
50
148-9020
2480
34
73
20.0-36.6
32.0
46
227-8190
4197
平均
231
20.0-36.6
32.9
137
148-6480
2769
图2-5永63-永66区块ES2下7-1小层砂岩厚度等值线图
图2-6永63-永66区块ES2下7-1小层孔隙度等值线图
图2-7永63-永66区块ES2下7-1小层渗透率等值线图
图2-8永12区块ES2下3-2小层砂岩厚度等值线图
图2-9永12区块ES2下3-2小层孔隙度等值线图
图2-10永12区块ES2下3-2小层渗透率等值线图
永12断块主力砂层单层厚度大，沙二下3砂层组31-4四个小层单层厚度，一般在10～20m，各小层砂层厚度平面上分布稳定，连通性好。
各小层之间有3米左右全区分布稳定的泥岩隔层，在沙二下32内部存在0.5～1.0m分布稳定的薄层泥岩夹层，将沙二下32小层分为321、322和323三个油砂体，沙二下33、沙二下34层内还存在局部的灰质夹层，将沙二下33、34小层分为331、332和341、342四个油砂体（见图2-11）。
永66断块发育砂体为沙二5、6、7，共6个小层，单层厚度在6.3-38.9米之间，砂体分布稳定，连通性好，其中沙二7为主力砂体，发育厚度较大，各小层之间的泥岩隔层分布稳定（见图2-12）。
图2-11永12区块ES2下3永12-26井-永12-5井渗透率剖面图
图2-12永66区块ES2下6-7永66-29井-永68-6井渗透率剖面图
2.5流体性质
根据原油性质资料分析，沙二下原油属常规原油，其物理性质如下：
地面原油密度（20℃）一般在0.8584～0.9069g/cm3，平均0.8796g/cm3；地面原油粘度（50℃）10.2mpa·s～60.4mpa·s，平均29.04mPa·s；凝固点一般11℃～32℃，平均26.67℃；含硫量较低，一般在0.23%～1.22%，平均0.42%，压缩系数8.3～8.9×10-4L/Mpa，体积系数1.124～1.147，天然气相对密度0.7235，溶解气油比57.4m3/ｔ。
根据地层水分析资料统计，沙二下地层水为CaCl2型，总矿化度在14370-40865mg/l，平均28295mg/l，其中阳离子以K++、Na+为主，阳离子总量为11265mg/l,阴离子总量为18835mg/l，以Cl-为主,其含量平均为17446mg/l。
2.6温度与压力系统
永12块原始地层压力17.7MPa，压力系数1.0，饱和压力17.2MPa，地饱压差仅0.5MPa，永66块原始地层压力14.67MPa，压力系数1.0，饱和压力14.1Mpa，地饱压差仅0.57Mpa，压力系数1.0，油藏地层温度为68℃～80℃，温度梯度为3.7℃/100m，均属常温常压系统。
2.7油水关系及油藏类型
永12块北部有大断层遮挡，砂体大面积连片分布，油层分布主要受构造控制，各小层具有不同的油水界面，根据井钻遇油层情况，沙二下31、沙二下32层断层附近构造顶部有气顶，沙二下33、沙二下34小层无气顶，4个小层都有较大的边水，各层油气、油水界面（见表2-4）。
永66断块是一个四周被断层切割遮挡的封闭断块，南掉断层和北倾地层组成屋脊式油藏，油气沿屋脊高部位分布，各含油小块基本封闭，油、气、水关系自成系统（见表2-4）。
表2-4永安油田沙二下31-4层及71-3层油气水界面表
层位
气油界面m
油水界面m
沙二下
31
-1730
-1790
32
-1740
-1783
33
-1808
34
-1802
71
-1430
-1470
72
（1）
-1445
-1485
72
（2）
-1436
-1485
73
（1）
-1450
-1484
73
（2）
-1480
73（3）
-1482
第三章永安油田气顶底水油藏的开发特征
永安油田自1969年开发至今经历了30多年历史，整体上已进入“三高”开发阶段。
经过三十多年的开采，油藏的能量驱动类型及储层物性均发生了较大的变化，旧的认识和开发模式已不能适应油藏后期开发的需要，主力断块永12和永66断块受气顶底水的影响日益严重,尤其是永66断块，与同类型油藏相比开发方式不适应，开发效果明显较差。
通过对气顶底水油藏开发特征的研究，深入了解剩余油分布控制因素，为寻求合理开发方式提供可靠依据。
3.1底水锥进现象贯穿开发全过程
永66断块1999年标定采收率29.1%，而统计世界6大气顶砂岩油藏开发情况，平均采收率为61.6%，远高于永66断块开发水平，同时与永12断块对比，除原油粘度比永12断块较差之外，其余各项油藏参数与永12断块相差不大（见表3-1），而采收率竟相差一半还多，说明永66断块目前开发效果相当的差。
表3-1永12和永66断块基础数据对比表
单元
地下
粘度
地下
密度
渗透
率
孔隙
度
有效
厚度
有无
气顶
有无
底水
有无
出砂
采收率
永12
9.0-12.0
0.823
2.868
32
20.1
有
无
有
68.5
永66
17.4-43.1
0.86-0.84
3.348
35
16
有
有
有
29.1
由于采收率的高低取决于驱油效率与体积波及系数的乘积的大小，因此在本次项目研究中对影响永66断块采收率偏小的因素进行了深入分析。
3.1.1驱油效率分析
通过统计永66断块8块岩心的驱油效率实验结果表明（见表3-2），驱油效率最小为0.369，最大为0.74，其中大于0.6的岩样有5块，占62.5%，平均驱油效率为0.627，这说明永66断块油层物性很好，即使原油物性相对较差，驱油效率也是比较高的，不应成为影响断块开发效果差的主要原因。
3.1.2体积波及系数分析
利用永66断块实际井网密度与采收率进行回归（见图3-1），然后转换成谢尔卡乔夫表达形式，分别计算目前驱油效率是0.46，体积波及系数0.67，这说明断块采收率偏低的主要影响因素是波及系数偏低导致。
图3-1永66断块井网密度与采收率关系曲线
另外根据底水油藏临界产量计算公式，计算永66断块直井临界产量很低，达不到工业油流标准，利用直井开发水锥现象不可避免，数值模拟结果显示（见表3-3），单井产液量达到10t/d，底水突破时间只有13.2天，实践也表明，永66断块油井投产初期单井日液高达58.8t/d，没有无水采油期，投产初期综合含水就高达37.7%，说明水锥现象确实存在。
表3-3临界产量和不同产量下底水突破时间
产油量（m3/d）
0.01
0.05
0.1
0.25
0.5
1.0
突破时间（d）
62775.8
5234.7
1941.7
623.3
286.6
137.0
产油量（m3/d）
1.5
2
2.5
3
10
突破时间（d）
90.0
67.0
53.3
44.3
13.2
特别是1989-1994年下电泵提液，加速了底水锥进速度，5年累采油84万吨，占累产油量的50%多。
通过近几年新井钻遇油层情况结合周围老井的生产情况，也反映出底水的锥进十分严重，制约了断块采收率的进一步提高。
如永66N32井位于沙二73的构造高部位，距离油水边界600米左右，1994年9月射开沙二7的3号小层2米生产，下电泵强采含水迅速由75%上升至93.7%，到2003年2月停产前含水已高达97%，累计产油5.9万吨，累计产水32.5万方。
2000年6月在该井构造低部位部署的永66平1井距离该井200米，钻遇沙二73小层纯油层91.6米，初投日油36吨，含水仅为2%。
这充分表明由于老井的放大压差生产加速了底水的锥进，体积波及系数大大降低，导致高含水井间形成部分死油区，影响了断块整体采收率的提高。
而永12断块边水体积是油层体积的近200倍，边水能量十分活跃，投产初期压力下降之后，边水呈准定态水侵，年均水侵系数80x104m3/MPa.a，靠边水弹性驱动，在不含水或低含水阶段可保持2%的采油速度，在压降1MPa以内长期稳产，随着采出程度不断提高，边水均匀推进，油藏能量驱动类型一直在发生变化，量变导致质变，到1994年以后基本蜕变为块状底水油藏，数模研究结果表明，油层底部水淹十分严重，顶部水淹较轻，部分还处于原始状态（见表3-4）。
表3-4不同含油饱和度体积百分数统计表
层位
模拟
层号
<0.4
0.4-0.5
0.5-0.6
>0.6
31
1
37.84
47.54
11.61
3.02
2
97.51
2.49
0
0
32
3
42.12
34.24
10.30
13.33
4
65.57
28.34
3.98
2.11
5
100.00
0
0
0
33
6
39.40
39.13
12.23
9.24
7
89.35
5.48
2.58
2.58
8
90.88
6.20
2.92
0
9
99.18
0.82
0
0
另外，根据1994年以来沿断层一线新钻油井多功能测井解释结果，80%的油层底部已经严重水淹，解释综合含水均高达95%，说明随着油藏开发不断深入，含油面积不断萎缩，含油条带宽度由原始的500米减小到目前不足120米，在开发上主要表现为：
①底水锥进严重，含水上升速度明显加快，即使新井也如此；②单井泄油面积大幅度减小，一般只有50米左右，具有底水油藏开发的特点，说明在开发
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