井組開發(fā)動(dòng)態(tài)特征

1、尕斯庫勒油田E31油藏5-4井組開發(fā)動(dòng)態(tài)特征分析專業(yè)： 班級：學(xué)號：姓名： 大 學(xué)年月日尕斯庫勒油田E31油藏5-4井組開發(fā)動(dòng)態(tài)特征分析班級：學(xué)號：姓名： 一.概況1、油田概況1）、油田區(qū)域位置尕斯庫勒油田（圖1）位于青海省柴達(dá)木盆地西部南區(qū)，行政區(qū)劃屬青海省海西州花土溝鎮(zhèn)。在油田范圍內(nèi)，北部為山區(qū)，中部為戈壁，南部為尕斯庫勒湖湖灘，地面海拔28503180m左右。尕斯庫勒油田E31油藏則位于油田中部陰影部分，呈南北走向。圖1 尕斯庫勒油田地理位置示意圖2）、斷層分塊尕斯庫勒油田構(gòu)造位置屬茫崖拗陷區(qū)尕斯斷陷亞區(qū)，其北端以XI斷層為界，東翼與扎哈凹陷相接，南端以阿拉爾斷裂與躍進(jìn)二號油田相鄰，西翼

2、南端以III號斷層為界，西翼北端與砂西油田連成一片。上下分為N1-N21油藏、E32油藏、E31油藏。尕斯庫勒油田E31構(gòu)造為一軸向近南北的背斜構(gòu)造，油藏主要受構(gòu)造控制，其次受巖性影響，儲(chǔ)層為一套第三系漸新統(tǒng)下干柴溝組下段（E31）的紅色碎屑巖，主要為粉砂巖、細(xì)砂巖及含礫砂巖。油藏埋深3178-3864m，油層井段長200-250m，劃分為四個(gè)油層組，22個(gè)小層。儲(chǔ)層孔隙度平均13.9%，平均空氣滲透率45×10-3um2。屬異常高溫高壓低滲透深油藏。3）、沉積環(huán)境尕斯E31時(shí)期經(jīng)歷了湖退湖進(jìn)的變化過程，形成了一個(gè)復(fù)合沉積旋回。其地層共分為三種沉積相、五種亞相、十五種微相、八種砂體。

3、E31的早期，主要處于三角洲前緣的水下環(huán)境，形成三角洲前緣亞相。發(fā)育有水下河道砂體、前緣灘地砂體、河口壩砂體、遠(yuǎn)端壩砂體和席狀砂體，分布于IV5IV3小層中；E31中期湖水長期退出本區(qū)，主要處于三角洲平原環(huán)境，形成了平原亞相，發(fā)育有分流河道砂體和泛濫河道砂體，分布于IV2、IV1、III7III1、II4II1等小層中，與下部地層構(gòu)成一個(gè)湖退相序；E31晚期本區(qū)湖侵，發(fā)育三角洲前緣亞相，形成了河口壩砂體、遠(yuǎn)端壩砂體、席狀砂體，分布于I6 I4小層，后來進(jìn)一步發(fā)育了濱湖和淺湖亞相，如I3I1小層，構(gòu)成了一個(gè)湖進(jìn)相序。4）、主力產(chǎn)層總體來說，E31油藏有四個(gè)主力產(chǎn)層（I4、I6、IV4、IV5）。

4、5）、油藏開發(fā)歷程尕斯E31 油藏是1978年鉆探躍深1井至3253m發(fā)生強(qiáng)烈井噴，暢噴日產(chǎn)油800t左右，用14mm油嘴試油405t/d，從而發(fā)現(xiàn)了E31油藏。該油田從1978年投入試采，已有23年的開發(fā)歷史。尕斯庫勒油田E31油藏的開發(fā)大致經(jīng)歷了三個(gè)階段：19781988年為試采階段。主要通過零星單井試采（1978-1984年）和井組試采（1985-1988年），搞清了E31油藏單井產(chǎn)能、地層壓力變化、彈性能量、邊水分布等資料，并進(jìn)行了試注試采、油層改造和開發(fā)動(dòng)態(tài)監(jiān)測等方面的應(yīng)用試驗(yàn)，為油田全面注水開發(fā)取得了成功的經(jīng)驗(yàn)；19891990是分區(qū)塊逐步投入開發(fā)階段。這一階段是油田大規(guī)模上產(chǎn)階段

5、，實(shí)施了三套層系（北區(qū)分+、+層系開發(fā)，南區(qū)為混層系開發(fā)）600m井距正方形井網(wǎng)、反九點(diǎn)法面積注水的基礎(chǔ)井網(wǎng)的全面注水開發(fā)。至1990年底油藏已全面投入注水開發(fā)，共投產(chǎn)油井74口，注水井16口，年產(chǎn)油量達(dá)到65.68×104t。這一開發(fā)階段，在配套了注水、舉升等工藝技術(shù)的基礎(chǔ)上，工藝技術(shù)重點(diǎn)發(fā)展了混層壓裂改造技術(shù)，并作為一種減緩產(chǎn)量遞減的主要工藝措施，開始得到應(yīng)用，對油田上產(chǎn)和以后的穩(wěn)產(chǎn)起到了十分重要的作用；1991年目前為開發(fā)調(diào)整方案實(shí)施階段。在這一開發(fā)階段，油田為保持穩(wěn)產(chǎn)和提高水驅(qū)開發(fā)效果，開始了大規(guī)模的井網(wǎng)加密調(diào)整，井距由600m減小到350-420m。6）、目前開發(fā)參數(shù)根據(jù)調(diào)

6、整方案設(shè)計(jì)，全油藏總井?dāng)?shù)191口（油井131口，注水井60口），需要新鉆調(diào)整加密井97口。截止2004年12月底，共有油水井230口，其中油井174口，開井159口,水井56口，開井54口，年核實(shí)產(chǎn)油64.8402×104t，年核實(shí)產(chǎn)水67.8118×104m3，核實(shí)年地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度1.672%，采液速度3.75%，年注水222.8556×104m3，年核實(shí)注采比1.374，油藏累積核實(shí)產(chǎn)油1282.5131×104t，累積核實(shí)產(chǎn)水451.4077×104m3，累積注水2214.9251×104m3，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度33.07%，累

7、積注采比0.956，油藏綜合含水55.68%，含水上升率為3.98%，自然遞減率13.8%，綜合遞減率4.8%。7）、分層儲(chǔ)量表1 尕斯E31油藏儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果表小層單井容積法（萬噸）積分容積法（萬噸）積分豐度法（萬噸）油田使用儲(chǔ)量（萬噸）誤 差（）I1172.7264.3883.4290.58-7.16I2122.6850.3969.1148.4920.62I358.4527.0940.4828.9211.56I4549.48425.47446.36452.01-5.65I5218.26110.57151.18174.97-23.79I6785.04499.80726.46753.57-27.

8、11II1122.4471.6976.7749.7127.06II296.0842.3146.8285.71-38.89II367.2620.7223.9812.8411.14II4261.00169.29171.97196.05-24.09III156.3620.7123.4022.371.03III2188.50113.83121.49112.918.58III3144.0297.4296.03105.47-9.44III4237.89182.42184.28160.5223.76III540.4314.6917.7228.28-10.56III6112.6050.6356.7565.00

9、-8.25III7245.07172.09155.17135.2319.94IV1182.58117.65112.42127.2-14.78IV272.9532.5826.1320.485.65IV3195.42134.8296.0687.358.71IV4924.93700.65732.90726.696.21IV5508.28591.94409.26393.5715.69I1906.631177.701517.011548.54-31.53II546.79304.01319.53344.31-24.78III1024.87651.78654.84629.7825.06IV1884.1515

10、77.641376.771355.2921.48合計(jì)5362.443711.133868.153877.92-9.77推薦使用2、5-4井組相關(guān)信息5-4井組位于尕斯庫勒油田E31油藏背斜構(gòu)造的軸部北端西翼的位置，這個(gè)區(qū)域構(gòu)造等高線自西向東由密逐漸變稀，至構(gòu)造軸部附近變得非常稀疏，表明地勢自西往東由陡變緩，至軸部地勢變得非常平緩，在5-4井東部發(fā)育著一條小斷層，其走向?yàn)閺谋承睒?gòu)造軸部自東南開始至西北5-4井附近消失，全長約750米，由于該斷層距離5-4井較近，在生產(chǎn)過程中可能會(huì)對其油水系統(tǒng)產(chǎn)生一定的影響。其它信息見下表：井號井別鉆井目的完鉆井深投產(chǎn)日期生產(chǎn)層位目前生產(chǎn)狀態(tài)油水井關(guān)系5-4oil

11、開采+油組3630.001988.09尕斯深層油藏+油組報(bào)廢停產(chǎn)5-4井組中5-4井為中心井，J2井位于中心井正北方偏東方向，5-34井位于中心井東北方，32和6-35井位于中心井東南方，5-33井位于中心井西偏南，4-2井位于中心井正西，4-32、4-33和 XD4-3井位于中心井西北方4-2oil開采+油組3760.231989.02尕斯深層油藏+油組仍在正常生產(chǎn)，油氣產(chǎn)量有所下降4-32oil開采+油組3105.51995.12.18尕斯深層油藏+油組目前正處于生產(chǎn)高峰期4-33water開采+油組（前期）為周邊井供能（后期）3685.421994.10.14(投產(chǎn))1996.5.15（

12、轉(zhuǎn)注）尕斯深層油藏+油組仍用于注水XD4-3water為周邊井供能尕斯深層油藏+油組仍用于注水J2oil開采1油組1990.10.23尕斯深層油藏油組仍在正常生產(chǎn)，油氣產(chǎn)量有所下降5-33oil開采+油組3670.001994.08.31尕斯深層油藏+油組仍在正常生產(chǎn)，油氣產(chǎn)量有所下降5-34oil開采+油組3650.001994.11.02尕斯深層油藏+油組6-35water開采+油組（前期）為周邊井供能（后期）3567.631991.12.20(投產(chǎn))1996.7.9（轉(zhuǎn)注）尕斯深層油藏+油組仍在正常生產(chǎn)，油氣產(chǎn)量有所下降32water開采III油組（前期）為周邊井供能（后期）3591.0

13、01978.12(投產(chǎn))1990.01（轉(zhuǎn)注）尕斯深層油藏+油組正在用于注水表2、5-4井相關(guān)參數(shù)表二. E31油藏地質(zhì)特征1. 地層特征1）地層劃分與對比結(jié)果（表3）油組IIIIIIIV小層12345612341234567123452）油層劃分與對比結(jié)果（表4）含油性類型代碼有效厚度(m)凈儲(chǔ)比含水飽和度(%) 特征描述油層14.010.8635.18有效厚度大，分布范圍廣，孔滲好，含水低。差油層22.590.8549.11有效厚度較大，分布范圍一般，孔滲較好，含水低。油水同層32.560.4753.94有效厚度較大，分布范圍一般，含水較多 含油水層40063.63有效厚度較大，分布范圍一

14、般，含水多水層50081.49無有效厚度含水飽和度高干層60080.65無可動(dòng)水，無有效厚度2. 構(gòu)造特征E31油藏構(gòu)造屬近南北走向的完整背斜構(gòu)造，構(gòu)造軸部較平坦，兩翼不對稱，西陡東緩。構(gòu)造南北區(qū)各有一個(gè)背斜高點(diǎn)：6-77-6井區(qū)和13-614-6井區(qū)。在構(gòu)造北區(qū)中區(qū)構(gòu)造主體部位由于受S1、S2、S3三條斷層影響，形成兩個(gè)斷鼻高部位，即躍10-37井區(qū)和10-711-7井區(qū)。構(gòu)造由淺到深，形態(tài)變化不大，構(gòu)造軸線由K11到K12略向西偏移，偏移距離50100米不等。3. 儲(chǔ)層特征1） 巖性特征、儲(chǔ)層物性特征、滲流特征、非均質(zhì)特征尕斯E31油藏以細(xì)砂巖為主，其次為粉砂巖、中砂巖、底部為礫狀砂巖、礫

15、巖；巖石類型主要為石英砂巖和長石-石英砂巖；碎屑含量占60-80%，膠結(jié)物含量占20-40%；成分主要為石英、長石，其次為變質(zhì)巖塊及云母；膠結(jié)物為次生方解石、鐵土質(zhì)、硬石膏、石膏；膠結(jié)類型以孔隙-基底式膠結(jié)為主，其次為接觸式膠結(jié)。尕斯E31油藏為砂礫巖孔隙性儲(chǔ)集類型；以次生孔隙為主，原生孔隙次之；孔隙類型有溶蝕、殘余、粒間等孔隙和裂縫。孔隙半徑一般為0.12.5m，平均為34m；大孔隙半徑值及峰位一般大于4m，主要流動(dòng)孔隙半徑為2-7m；小孔隙半徑一般小于3m，孔隙分布不均勻，峰位不明顯，主要流動(dòng)孔隙半徑15m；孔隙分選系數(shù)為1.63.0m，均質(zhì)系數(shù)一般為0.300.70，平均為0.45，長度

16、都大于0，在0.140.81之間，表明孔隙均質(zhì)程度偏低，孔隙大小不均，孔喉為粗長度，孔道彎曲程度較??；E31油藏平均退汞效率為51.3%。通過檢1井31塊樣品潤濕性實(shí)驗(yàn)分析資料統(tǒng)計(jì)，37.63%的樣品屬若親水或親水，22%樣品屬中性，40.38%樣品屬若親油或親油。即尕斯E31油藏為中性偏親油的非均勻潤濕性油藏。縱向上自上而下親水性減弱，親油性增強(qiáng)，在平面上親水性北部比南部強(qiáng)。其中I油組屬偏親水，II油組屬中性偏親水，III油組屬中性偏親水，IV油組屬中性偏親油。開發(fā)初期9口取芯井82塊樣品水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究表明：無水采收率較低，最終采收率較高可達(dá)到40%以上；油藏為中性潤濕性；相滲曲線共滲點(diǎn)含水

17、飽和度接近50%，束縛水飽和度較低，平均為25%；殘余油飽和度較高，平均為33%；在注水開發(fā)過程中，油藏見水后，含水上升較快，需要特別重視穩(wěn)油控水的工作，以保持油田的穩(wěn)產(chǎn)。2）各單層砂巖厚度、孔隙度和滲透率分布特征（見表和圖）表5 尕斯E31油藏砂巖厚度、孔隙度和滲透率統(tǒng)計(jì)表油組小層砂巖厚度(m)孔隙度()滲透率(×10-3um2)I13.1813.9148.6922.8713.4136.9333.0512.8925.9144.6314.2643.4153.5413.5631.0565.7614.3739.23II13.0512.4932.5423.3311.6426.5933.21

18、10.7817.6144.3112.1929.13III13.2811.2820.9024.2012.4527.6933.7012.0423.4443.9713.2230.4052.8311.2020.9163.0112.5331.0073.8712.6133.07IV14.4412.6323.4922.9410.9317.5232.8511.8819.8746.2213.3327.8856.079.939.08滲透率(×103um2)砂巖厚度(m)孔隙度()圖2 尕斯E31油藏砂巖厚度、孔隙度和滲透率平均值縱向分布圖4. 油藏特征尕斯庫勒油田E31油藏受構(gòu)造和巖性的雙重控制，在位于

19、構(gòu)造高部位的含油區(qū)內(nèi)，孔滲較好的地區(qū)通常是含水飽和度較低，且凈儲(chǔ)比接近于1的油層，但若孔滲較低，則多為干層，多數(shù)位于砂體尖滅線附近或一些泛濫汊道和廢棄河道相。在含油區(qū)的邊部出現(xiàn)一些油水同層和少量含油水層，各小層構(gòu)造較深的邊部多為水層，同時(shí)也有一些邊水區(qū)的干層，水區(qū)干層與水層的區(qū)別僅在于有無可動(dòng)水。尕斯E31油藏為中性偏親油的非均勻潤濕性油藏。5. 油砂體特征1） E31油藏儲(chǔ)量分布(見p4 表1)2）E31油藏油砂體評價(jià)結(jié)果。（見表6）油組小層油層發(fā)育程度砂體發(fā)育程度I1局部發(fā)育、局部連片砂體不發(fā)育2不發(fā)育、孤立狀砂體不發(fā)育3不發(fā)育、孤立狀砂體不發(fā)育4發(fā)育、連片砂體發(fā)育5較發(fā)育、不連片砂體較發(fā)

20、育6發(fā)育、連片砂體發(fā)育II1局部發(fā)育、局部連片砂體欠發(fā)育2不發(fā)育、孤立狀砂體欠發(fā)育3不發(fā)育、孤立狀砂體不發(fā)育4較發(fā)育、不連片砂體較發(fā)育III1不發(fā)育、孤立狀砂體不發(fā)育2局部發(fā)育、局部連片砂體欠發(fā)育3較發(fā)育、不連片砂體較發(fā)育4較發(fā)育、不連片砂體較發(fā)育5不發(fā)育、孤立狀砂體不發(fā)育6較發(fā)育、不連片砂體欠發(fā)育7較發(fā)育、不連片砂體較發(fā)育IV1局部發(fā)育、局部連片砂體欠發(fā)育2不發(fā)育、孤立狀砂體不發(fā)育3較發(fā)育、不連片砂體較發(fā)育4發(fā)育、連片砂體發(fā)育5發(fā)育、連片砂體發(fā)育三. 5-4井組地質(zhì)特征1. 構(gòu)造位置1）5-4井組構(gòu)造位置（見圖3），紅色方框所框的區(qū)域即為井組位置。 圖3 尕斯庫勒油田E31油藏k11構(gòu)造圖2

21、）與斷層、砂巖尖滅線的關(guān)系5-4井組內(nèi)有有一條小斷層自東南向西北穿入，至5-4井東北方向處消失，在5-4井組各小層平面（I4、I6、II1、II4、III7、IV1、IV2、V3、IV4、IV5）中，5-4井組在I6、II1、IV1、IV2、IV3各小層都包含有砂巖尖滅線。2. 基本數(shù)據(jù)1)5-4井組各井鉆井目的見（p6 表2）2) 主要產(chǎn)層、完鉆與投產(chǎn)歷程、射孔與試油情況（表7）井號井別完鉆時(shí)間射孔情況主要產(chǎn)層投產(chǎn)歷程5-4oil1987.081988.9 投產(chǎn)，中間數(shù)次關(guān)井，95.712進(jìn)行數(shù)次調(diào)層，2000.11開始報(bào)廢利用井，4-2oil1987.111993.812多次轉(zhuǎn)抽，1998

22、.412多次補(bǔ)孔，2002.512每月進(jìn)行一次酸化作業(yè)，2003.512多次進(jìn)行堵水作業(yè)，04.2報(bào)廢4-32oil1995.0796.1297.2停噴，97.312轉(zhuǎn)抽2003.612進(jìn)行補(bǔ)孔作業(yè)，目前正處于生產(chǎn)高峰期。4-33water1994.0395.496.4用做排液井，96.4以后停止產(chǎn)油等待轉(zhuǎn)注，XD4-3waterJ2oil2、4、8、9、17、21、22小層新井，目前產(chǎn)油量已呈下降趨勢5-33oil1994.051997.02三次停噴,目前仍在生產(chǎn)。5-34oil1994.062001.612進(jìn)行數(shù)次堵水補(bǔ)孔作業(yè)2003.0512與2004.812分別進(jìn)行數(shù)次補(bǔ)孔酸化作業(yè)，目

23、前仍在生產(chǎn)。6-35water1993.081991.12.20投產(chǎn),1996.7.9轉(zhuǎn)注32water1980.121978.12投產(chǎn)，89.09停產(chǎn)，90.01轉(zhuǎn)注3. 油水關(guān)系1）5-4井組各小層平面上油水分布位置（圖4） 5-4井組I4小層有效厚度平面圖 5-4井組I6小層有效厚度平面圖 5-4井組II1小層有效厚度平面圖 5-4井組II4小層有效厚度平面圖 5-4井組III7小層有效厚度平面圖 5-4井組IV1小層有效厚度平面圖 5-4井組IV2小層有效厚度平面圖 5-4井組IV3小層有效厚度平面圖 5-4井組IV4小層有效厚度平面圖 5-4井組IV5小層有效厚度平面圖注：藍(lán)色-水井

24、，粉紅-油井，黑色-未知井圖4 5-4井組各小層有效厚度平面圖2）各井與斷層、尖滅線、有效厚度零線的關(guān)系（表8）井號斷層影響與尖滅線關(guān)系與有效厚度零線關(guān)系5-4距斷層較近，會(huì)受影響各小層上均較遠(yuǎn)I6、II1、II4、III7小層中較近4-2距斷層較遠(yuǎn)，影響小II1、II4、IV2上較近IV1、IV2上位于有效厚度零線內(nèi)4-32距斷層較遠(yuǎn)，影響小II1、IV1、IV2上較近II1、IV1、IV2上位于有效厚度為零的區(qū)域內(nèi)4-33距斷層較遠(yuǎn)，影響小II4、IV2上較近IV1上位于有效厚度零線內(nèi),IV3上較近XD4-3距斷層較遠(yuǎn)，影響小II1、IV2上較近IV3上近，IV1上位于有效厚度零線內(nèi)J2距

25、斷層較近，會(huì)受影響I4上位于尖滅線內(nèi)，IV2上近IV2、IV3上位于有效厚度為零的區(qū)域內(nèi)5-33距斷層較遠(yuǎn)，影響小IV2上位于尖滅線內(nèi)I6、II1、II4、III7上均位于零線范圍內(nèi)5-34距斷層較近，會(huì)受影響各小層上遠(yuǎn)各小層上遠(yuǎn)6-35距斷層較近，會(huì)受影響IV1、IV2上位于尖滅線內(nèi),IV3上近II4、III7上較近32距斷層較近，會(huì)受影響I4、III7、IV1、IV2、IV3上均位于尖滅線內(nèi)II4上位于有效厚度為零的區(qū)域3）各井儲(chǔ)層參數(shù)與油水關(guān)系的統(tǒng)計(jì)特征（表9）5-4井組單井儲(chǔ)層參數(shù)統(tǒng)計(jì)表小層儲(chǔ)層參數(shù)5-44-24-324-33XD4-3J25-335-346-3532 井別oiloil

26、oilwaterwateroiloiloilwaterwaterI1含油性尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅有效厚度(m)0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 I2含油性尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅有效厚度(m)0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 I3含油性尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅油層有效厚度(m)0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 5.90 I4含油性油層油層油層油層油層油層油層油層油

27、層油層有效厚度(m)6.40 5.80 8.00 4.10 6.20 2.40 6.30 7.40 10.50 5.90 I5含油性尖滅尖滅尖滅油層尖滅尖滅尖滅油層尖滅尖滅有效厚度(m)0.00 0.00 0.00 2.90 0.00 0.00 0.00 2.40 0.00 0.00 I6含油性油層油層油層油層油層油層干層油層油層尖滅有效厚度(m)1.00 7.70 3.60 2.30 3.80 2.30 0.00 6.20 4.90 0.00 II1含油性油層油層尖滅油層油層油層干層油層油層尖滅有效厚度(m)1.70 2.80 0.00 1.90 2.60 2.30 0.00 2.60 4.

28、50 0.00 II2含油性尖滅油層油層尖滅油層尖滅油層尖滅尖滅油層有效厚度(m)0.00 3.40 8.80 0.00 4.00 0.00 4.50 0.00 0.00 3.80 II3含油性尖滅油層尖滅尖滅尖滅尖滅干層尖滅尖滅尖滅有效厚度(m)0.00 1.40 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 II4含油性油層油層油層油層油層尖滅干層油層干層油層有效厚度(m)1.60 2.60 4.00 2.80 2.40 0.00 0.00 3.60 0.00 2.20 III1含油性尖滅干層尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅尖滅干層有效厚度(m)0.00 0.00

29、 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 III2含油性尖滅尖滅干層尖滅尖滅尖滅干層油層干層尖滅有效厚度(m)0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4.50 0.00 0.00 III3含油性尖滅尖滅尖滅尖滅油層油層干層干層油層尖滅有效厚度(m)0.00 0.00 0.00 0.00 3.40 2.40 0.00 0.00 1.80 0.00 III4含油性尖滅尖滅干層干層尖滅尖滅尖滅尖滅油層油層有效厚度(m)0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.80 3.40 III5含油性

30、尖滅干層尖滅尖滅干層油層干層干層油層尖滅有效厚度(m)0.00 0.00 0.00 0.00 2.60 2.20 0.00 0.00 4.90 0.00 III6含油性尖滅尖滅干層尖滅尖滅油層尖滅尖滅干層油層有效厚度(m)0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.80 0.00 0.00 0.00 3.00 III7含油性油層油層油層油層油層油層尖滅油層油層尖滅有效厚度(m)1.40 2.50 5.60 1.80 2.20 3.00 0.00 3.60 3.40 0.00 IV1含油性油層尖滅尖滅尖滅尖滅油層油層油層尖滅尖滅有效厚度(m)4.40 0.00 0.00 0.00 0.

31、00 2.30 4.20 5.10 0.00 0.00 IV2含油性油層尖滅尖滅油層尖滅干層尖滅尖滅尖滅尖滅有效厚度(m)2.60 0.00 0.00 1.80 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 IV3含油性油層油層油層油層油層干層油層油層油層尖滅有效厚度(m)6.40 2.70 3.80 1.90 2.00 0.00 3.20 6.00 2.00 0.00 IV4含油性油層油層油層油層油層油層油層油層油層油層有效厚度(m)6.40 3.00 6.60 3.10 3.80 4.30 6.30 6.00 5.10 6.20 IV5含油性油層油層油層油層油層油水同層油層油

32、層油層油層有效厚度(m)8.00 1.10 3.80 6.10 11.80 3.25 5.20 5.80 8.70 6.20 4. 油層疊置和連通狀況1）井組各井相互間的連通關(guān)系和疊置關(guān)系 各主力小層上井組的連通情況為：1）I4小層：全連通；2）I6小層：除水井32外，其他全連通；3）II4小層：除油井J2外，其他全連通。3） III7小層：除注水井32井外，其他井連通；4）IV1小層：除注水井32井、6-35井外，其它井連通；5）IV3小層：除注水井32井外，其他井連通；6）IV4小層：均連通；7）IV5小層：均連通。2）預(yù)測油水關(guān)系的變化隨著開采的不斷深入，產(chǎn)油井與生產(chǎn)井之間的油水前緣會(huì)不

33、斷的向油井推進(jìn)，水的波及范圍不斷的增加，油的含量不斷下降，最終油井將全部見水，甚至由于水淹造成油井無法產(chǎn)油，總之，趨勢應(yīng)該是油井減少，水井增加。四. 5-4井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征1、5-4井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征分析5-4井是5-4井組的中心井，它于1987.6.6開鉆，1987.8.26完鉆，完鉆井深3630.0m，套管型號177.8mm×3631.34m，1988.9 投入生產(chǎn)，生產(chǎn)歷時(shí)16年，投產(chǎn)時(shí)油壓為12.3MPa,套壓未知，初期開采+油層，1995.4.8調(diào)至+油組，中間數(shù)次關(guān)井，95.7-12進(jìn)行數(shù)次調(diào)層，2004.2報(bào)廢停產(chǎn)。圖5、5-4井采油綜合 由圖4可以看出，投產(chǎn)初期該井以較高

34、的自噴平均日采油量維持至1989.2，共計(jì)六個(gè)月。生產(chǎn)初期少量產(chǎn)水，應(yīng)屬于無水采油期，由于采用了6mm的大油嘴產(chǎn)油，加之能量的補(bǔ)充不能及時(shí)跟上，從而造成產(chǎn)層能量的迅速衰減，油套壓迅速下降，因而隨后平均日產(chǎn)油量迅速下降。1989.8更換4mm油嘴生產(chǎn)5天，平均日產(chǎn)油量仍沒有上升反而達(dá)最低點(diǎn)，于是采取了關(guān)井措施，至1989.10換回6mm大油嘴開井生產(chǎn)，由于關(guān)井25天生產(chǎn)井能量得到了充分的回升，油套壓迅速回升，日產(chǎn)油量迅速上升略高于生產(chǎn)初期的水平，之后同樣由于能量的入不敷出，又迅速逐月下降并最終維持在60-80t/d的水平，期間每隔數(shù)月?lián)Q為4mm油嘴配產(chǎn)以達(dá)到合理的工作制度，并于1995.4.8進(jìn)

35、行了調(diào)層，由原來的III、IV層調(diào)為I、IV層。至1998.7平均日產(chǎn)突降至26.68t/d的低水平，主要是因?yàn)楸揪_始進(jìn)入含水采油期，表明水驅(qū)前緣已達(dá)到5-4井附近，同時(shí)有兩口新井5-33、5-34投產(chǎn)，一口油井4-3轉(zhuǎn)注，造成中心井含水上升，產(chǎn)油量下降，期間進(jìn)行數(shù)次關(guān)井，數(shù)次更換油嘴改變工作制度，采油綜合曲線上體現(xiàn)為日采油量少量的上下波動(dòng)。1999.11油嘴由5mm改為3mm僅生產(chǎn)一天，油汽水日產(chǎn)都異常的高，但根據(jù)整個(gè)趨勢分析，應(yīng)屬于人為的因素，不予考慮。此時(shí)5-4井已進(jìn)入了含水采油期，并相繼有三口油井4-33、4-3、6-35轉(zhuǎn)注，日產(chǎn)水量成整體上升趨勢，1999.12下泵轉(zhuǎn)抽（下泵深度

36、1257.4m,沖程為4米，沖次為4，泵效在50%-90%之間）標(biāo)志著自噴采油期的結(jié)束，2000.1以后油壓、套壓都降到并保持1.0-3.0MPa,表明地層能量快近開采底線，油氣開采漸近尾聲，該井于2004.2報(bào)廢停產(chǎn)。1）5-4井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征5-4井組由六口油井（5-4、4-2、4-32、J2、5-33、5-34）、一口注水井躍32及三口前期采油后期轉(zhuǎn)注的水井（4-33、XD4-3、6-35）組成。各井的生產(chǎn)狀況見（圖4）以中心井為參照，分兩個(gè)階段來分析：一）第一階段（1988.9-1995.4.8）：中心井5-4井生產(chǎn)的是III、IV油組，由圖3的小層油水分布平面圖可以知道III、IV4

37、油組中，5-4井組的主力油層為III7、IV1、IV3、IV4、IV5五個(gè)小層，各小層上井組的連通情況為：1） III7小層：除注水井32井外，其他井連通；2）IV1小層：除注水井32井、6-35井外，其它井連通；3）IV3小層：除注水井32井外，其他井連通；4）IV4小層：均連通；5）IV5小層：均連通。由圖4可以看出J2井的生產(chǎn)由1987.1-1988.11，與其它井的生產(chǎn)時(shí)期不重疊，因而其產(chǎn)量和壓力變化與井組的注水井毫無關(guān)系。88.9-97.12之前井組內(nèi)有三口油井生產(chǎn)（5-4、4-3、4-2）和一口水井（32）注水，結(jié)合小層上各井的連通狀況，并根據(jù)相應(yīng)的5-4井組射孔試油數(shù)據(jù)，容易知道

38、：在III7、IV1、IV3三個(gè)小層通過增加32井注水量和注入壓力，并不能影響油井的產(chǎn)量和壓力。在IV4、IV5兩個(gè)小層增加32井注水量和注入壓力，能夠在一定程度上增加5-4、4-2兩口油井的產(chǎn)量和驅(qū)油效率及靜壓；二）第二階段（1995.5-2004.2）: 中心井5-4井生產(chǎn)的是I、II油組,由圖3的小層有效厚度分布圖可知I、II油組中5-4井組的主力層位為：I4、I6、II4，各小層上井組的連通情況：1）I4小層：全連通；2）I6小層：除水井32外，其他全連通；3）II4小層：除油井J2外，其他全連通。因此，通過增加注水量和注入壓力，I4小層所有的，圖6 5-4井組采油綜合曲線5-4井組綜

39、合采油曲線圖 油井產(chǎn)量將會(huì)增加，壓力會(huì)回升；I6小層，在32井中注水，其他井不會(huì)受影響，另外三口水井的注水量和注入壓力的變化會(huì)影響油井；II4小層，水井的注水量和注入壓力的變化會(huì)影響除J2之外的所有油井。 通過選取代表井搜集相關(guān)的產(chǎn)液剖面和吸水剖面的數(shù)據(jù)，并對數(shù)據(jù)進(jìn)行分析（見圖）：圖5 J2吸水剖面圖6 J2及6-35吸水剖面 圖7 5-4及5-34產(chǎn)液剖面由上面的代表井吸水及產(chǎn)液剖面可知，由于中心井資料不夠典型，我們選取距離中心井較近的5-34油井為研究對象，1）2001.3.24產(chǎn)液剖面顯示IV層3，4，5小層含水率非常高，表明水侵嚴(yán)重，這說明一開始就處于含水采油期的5-34井，由于沒有采

40、取有效的措施堵水，加之有兩口注水井4-33,6-35分別于2001.3.24之前進(jìn)行過注水，所以造成其水侵嚴(yán)重；2）2003.8.25產(chǎn)液剖面顯示III7,IV1,IV3,4總體上，產(chǎn)液量相對減少，含水率相對下降，但吸水剖面顯示，此前注水井較前期注入量有所增加，注入量增加而產(chǎn)液量反而下降，相關(guān)資料顯示此前進(jìn)行過有效堵水措施，說明認(rèn)為因素的影響會(huì)造成注入量與產(chǎn)液量關(guān)系的反常。 總的來說，正常情況下，增加注入量，產(chǎn)液量會(huì)相應(yīng)的有所增加，注入的水總是沿著阻力最小的方向向前推進(jìn)，因此要想提高驅(qū)油的效率，關(guān)鍵是選好注水井，使其在盡可能多的層位上與生產(chǎn)井連通。當(dāng)然，并非注入量越大越好，適量的控制注水，最好

41、還能根據(jù)地層的非均質(zhì)性，不同的層位上使用不同的注入壓力，使得水驅(qū)前緣均勻推進(jìn)，從而有效的避免指進(jìn)，防止水淹，提高驅(qū)油效率。1. 5-4井組含水上升規(guī)律² 中心井5-4井“甲型”和“丙型”水驅(qū)曲線分析由左圖可以看出，兩種曲線曲線預(yù)測的可采儲(chǔ)量相差不大，同時(shí)波及效率較高，表明該井有一定的生產(chǎn)潛力，只有大約5-7萬噸，甲型水驅(qū)曲線上曲線的走勢比較正常，趨勢表明產(chǎn)油量呈下降趨勢，其中：1）在Np=18.69 處曲線有一個(gè)拐點(diǎn)，此拐點(diǎn)前后斜率由陡變緩，反映此處進(jìn)行過生產(chǎn)措施調(diào)整，增大了產(chǎn)油量，措施明顯；2）在Np=25.7左右，曲線的斜率又一次明顯的由陡變緩，由于處于生產(chǎn)的末期，變化如此明顯，

42、原因是含水率的下降造成的；而在丙型水驅(qū)曲線上，Lp=27.03之前曲線平緩，表明產(chǎn)液量沒有什么大的變化，生產(chǎn)正常，之后，曲線的斜率增加，偏向縱坐標(biāo)Lp/Np,表明措施效果不理想，實(shí)際數(shù)據(jù)表明含水上升，日產(chǎn)油下降印證此論。圖8 5-4井水驅(qū)曲線² 4-2井“甲型”和“丙型”水驅(qū)曲線分析圖9 4-2井水驅(qū)曲線由右圖可知，“甲型”和“丙型”兩種水驅(qū)曲線計(jì)算的可采儲(chǔ)量誤差較大，波及效率較高，但是一點(diǎn)可以肯定，4-2井還具有很大的生產(chǎn)潛力。甲型水驅(qū)曲線上：1）在Np=8.3左右，曲線的斜率由緩變陡，資料顯示該點(diǎn)以后，油井轉(zhuǎn)抽，日產(chǎn)油水變化不大，應(yīng)屬正常情況。2）在Np=10左右曲線斜率又由陡變

43、緩，資料顯示此處進(jìn)行過調(diào)層，但日產(chǎn)油水?dāng)?shù)據(jù)變化并不明顯，曲線變化的原因主要是數(shù)據(jù)基數(shù)小，曲線受數(shù)據(jù)影響敏感造成的，因而并不能反映效果明顯。3）在Np=15.6左右，曲線斜率再次由緩變陡，資料顯示采取了酸化措施，效果并不好。4）在大約Np=16.5處，曲線的斜率突然由陡變得相當(dāng)緩，此處應(yīng)該有次大的措施調(diào)整，這一調(diào)整應(yīng)在病型上同樣有明顯的體現(xiàn)，資料顯示采取了堵水作用，產(chǎn)水下降，產(chǎn)油上升，效果比較明顯。丙型水驅(qū)整體上升平緩，除了堵水措施體現(xiàn)明顯外，其他顯示不明。² 4-32井“甲型”和“丙型”水驅(qū)曲線分析由左圖可知，“甲型”和“丙型”兩種水驅(qū)曲線計(jì)算的可采儲(chǔ)量有一定誤差，波及效率較高，但是

44、一點(diǎn)可以肯定，4-2井還具有20萬噸以上的潛力。1）兩種曲線整體走勢呈上升趨勢，在甲型的Np=6,丙型的Lp=6附近，兩條曲線線的斜率都是由陡變緩，表明產(chǎn)油產(chǎn)水都有上升，但產(chǎn)油上升幅度稍大。2）在丙型水驅(qū)曲線上，Lp=9.5左右，曲線斜率由緩變陡，表明含水上升。圖10 4-32井水驅(qū)曲線² 5-33井“甲型”和“丙型”水驅(qū)曲線分析由右圖可知，兩條曲線預(yù)測的可采儲(chǔ)量誤差較大，波及效率較高，但都表明5-33井還有一定的生產(chǎn)潛力。甲型水驅(qū)曲線整體呈平穩(wěn)上升的趨勢，表明產(chǎn)油量變化較小，前期有兩個(gè)突變點(diǎn)，第一個(gè)是因?yàn)檗D(zhuǎn)抽，另一個(gè)則是增下了電潛泵。丙型水驅(qū)曲線上波動(dòng)明顯，后期lp=21左右斜率變

45、陡，結(jié)合甲型知道，含水上升了。圖11 5-33井水驅(qū)曲線5）5-34井“甲型”和“丙型”水驅(qū)曲線分析由左圖可知，兩條曲線預(yù)測的可采儲(chǔ)量表明5-34井還有一定的開采潛力，波及效率較高，兩條曲線都呈上升趨勢，甲型后期上升平緩，表明保持著較高的采油量，丙型后期斜率變陡，表明產(chǎn)水量增加，幅度較產(chǎn)油量大，含水率上升。圖12 5-34井水驅(qū)曲線4、 5-4井組產(chǎn)量遞減規(guī)律1）5-4井組年指數(shù)及調(diào)和遞減曲線分析圖13 5-4井組年Arps遞減曲線通過觀察比較兩條曲線的遞減規(guī)律和擬和直線的特征，易知5-4年遞減更符合調(diào)和遞減規(guī)律。在調(diào)和遞減曲線上，分別擬和出兩條遞減直線，它們的年遞減率依次為：D1=Di(1+Di*t)=0.629/(1+0.629*4)=17.89%D2= Di(1+Di*t)=0.296/(1+0.296*3)=15.68%易知后期年遞減率下降，油藏的可采年限相對于前期的預(yù)測增加明顯，主要是因?yàn)樾戮耐懂a(chǎn)以及一些注采措施的調(diào)整，延緩了油藏產(chǎn)量遞減速度，但由于井組大多數(shù)井皆已見水，要延緩遞減，必須設(shè)法打新井，補(bǔ)孔，調(diào)層等措施增產(chǎn)，同時(shí)控制水侵速度，比如減少注水，堵水等措施。2）5-4井組月指數(shù)及調(diào)和遞減曲線分析圖14 5-4井組月Arps遞減曲線由左圖可以看出，調(diào)和遞減曲線上的點(diǎn)在擬合直線附近相對集中，5-4井組的