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《河西务油田H断块油藏开发效果评价及调整对策研究》由会员上传分享，免费在线阅读，更多相关内容在学术论文-天天文库。
摘要河西务油田H断块油藏水驱开发两年以来，暴露出了地层压力水平低、油井见水后含水上升速度快的问题。为了解决该断块开发所暴露出的矛盾和问题，本文通过对H断块的地质特征进行深入研究；对开发效果进行综合评价；对H断块剩余油分布规律进行分析；最后，在地质特征、开发效果评价的基础上，制定出合理的调整部署方案，能够更好地指导油田生产和保持稳产。本论文对H断块进行了油藏地质特征分析，对主要含油层段的储层特征、非均质性等特征进行了研究。研究认为储层属中孔中低渗透储层，层间非均质比平面的非均质性强，储层存在高渗透条带，是造成油井快速水淹的主要原因。同时，本文对H断块的生产特征及开发效果进行了综合评价，明确指出了该断块开发过程中存在着注采关系不对应、油藏压力水平低等问题。针对存在的问题提出了相应的技术政策，包括合理井距、合理注采比、注采井数比的确定。最后制定了调整方案，提出了油井转注、水井转采、补孔、压裂等调整措施。关键词：油藏地质特征；水驱效果评价；技术政策评价；调整方案i StudyontheEvaluationofDevelopmentEffectandtheAdjustingCountermeasureoftheHFault-blockReservoirinHexiwuOilfieldWangJunyan（PetroleumandNaturalGasEngineering）DirectedbyQuZhanqingAbstractSincethedevelopmentofwaterfloodingfor2years,therehasarisensomeproblems,suchaslowformationpressurelevel,increasedspeedofwellwaterinHfaultblockoilreservoirofHexiwuoilfield.InordertosolveconflictsandproblemsinthedevelopmentoftheHfaultblockoilreservoir,thisarticlefocusesonthefollowingresearchaspectsofwork.First,makingin-depthstudyongeologiccharacteristicsoftheHfaultblock.Second,conductingcomprehensiveevaluationofdevelopeffect.Third,analyzingthedistributionlawofHfaultblockoilremainingreservoir.Finally,onthebasisofcomprehensiveanalysisandevaluationabove,thisarticledevelopsareasonableadjustmentdevelopmentprogram,whichisexpectedtobetterguidingtheoilproductionandmaintainingstableproduction.ThepaperresearchesprimarilyonthegeologiccharacteristicsofHfaultblockoilreservoir,whichincludestwoaspects:reservoircharacteristicsstudyandreservoirheterogeneitystudyofmainoil-bearingstrata.Itisconsideredthatthereservoirischaracterizedbymiddleholeandlowpermeability,whichmeansthattheInterlayerheterogeneityisstrongerthanthearealheterogeneity.Thestudyalsoshowedthathighpermeabilitystripexistsinthereservoirplaneandvertical,whichisthemainreasonfortherapidwaterflooding.Meanwhile,throughtheproductiondynamicsanalysisandthecomprehensiveevaluationofdevelopeffect,thispaperputsforwardclearlythattherearesomeproblemsinthedevelopmentofthefaultblock,suchastheunbalancedinjectionproductionrelationship,thelowreservoirpressurelevelandsoon.Fortheexistingproblems,thecorrespondingtechnicalpoliciesareworkedout,includingdeterminationofreasonablewellspacing,reasonableinjectionproductionratioandinjectorproducerratio.Finally,onthebasisofcomprehensiveanalysisandevaluationabove,thisarticledevelopsareasonableadjustmentdevelopmentscheme,putsforwardseveraladjustmentsmeasuresofInjectionwells,waterwelltransfer,patchingholes,fracture.Keywords:reservoirgeologiccharacteristic,waterdriveeffectevaluation,technicalpolicyevaluation,adjustmentscheme.ii 目录第一章绪论....................................................................11.1研究的目的及意义........................................................11.2国内外研究现状..........................................................11.3研究目标、主要研究内容和技术路线......................................21.3.1研究目标..........................................................21.3.2主要研究内容......................................................31.3.3技术路线..........................................................3第二章油藏综合地质特征分析....................................................42.1基本情况.................................................................42.2油藏地质特征............................................................42.2.1地层特征..........................................................42.2.2构造特征..........................................................52.2.3沉积与储层特征....................................................72.2.4储层高渗透区分布................................................102.2.5储层渗流特征.....................................................122.2.6储层敏感性评价..................................................132.2.7油层分布特征.....................................................132.2.8油藏特征.........................................................152.2.9油藏类型及油水界面..............................................152.3储量估算................................................................16第三章油藏开发效果评价........................................................183.1油藏开发概况...........................................................183.1.1开发历程.........................................................183.1.2开采特征.........................................................193.1.3油井见水见效分析................................................223.2水驱效果评价...........................................................263.2.1油层动用程度及水驱控制程度.....................................26iii 3.2.2水驱采收率评价..................................................303.2.3注水效果评价.....................................................313.3措施效果评价...........................................................333.3.1油井酸化、压裂效果分析.........................................333.3.2油井补孔效果分析................................................343.3.3油井卡堵水措施效果分析.........................................353.3.4措施效果综合评价................................................353.4开发技术政策评价.......................................................363.4.1开发方式适应性..................................................363.4.2井网密度适应性...................................................383.4.3合理压力水平.....................................................393.4.4合理注采比.......................................................423.4.5合理注采井数比..................................................433.4.6合理采油速度.....................................................463.5小结....................................................................48第四章剩余油分布及潜力分析...................................................504.1剩余油分布规律.........................................................504.2油藏潜力分析...........................................................52第五章综合调整对策及效果预测.................................................545.1调整部署方案...........................................................545.1.1调整原则.........................................................545.1.2调整方案部署及效果预测.........................................545.2经济效益评价...........................................................57结论...............................................................................59参考文献..........................................................................60攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果..........................................63致谢...............................................................................64iv 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文第一章绪论1.1研究的目的及意义大部分油藏在开发一段时间后，都不得不面对各种各样的问题，如：原油含水率越来越高，油田的产油量日渐减少等。要使得油藏得到合理的、高效的开发，就不得不对油藏的地质特征进行充分的认识，对油藏的开发状况进行详细的调研，从而对油藏的开发效果进行综合性、系统性的评价，同时也要对油藏中剩余的储量分布情况进行探查，明白其分布状况。只有这样才能使得后期开发进行技术调整的时候有合理的、科学的依据，也只有这样才能使得油藏得到更加高效的开发。在本篇论文中，河西务油田H断块是一个高压异常的断块油藏，该油藏投产后先后经历了高产及产量相对稳定～快速递减～缓慢递减三个阶段，通过对该断块的部分井采取补孔合采、压裂、封层转采、转抽等一系列措施，产量虽有所增加，但总体来说该断块开发效果较差，主要是含水快速上升而造成产量的递减。目前，针对该断块开发过程中所暴露出的矛盾和问题，如何调整开发政策、制定有效合理的调整措施是本论文的研究目的。本课题拟从几个方面进行深入研究，通过对H断块的地质、储层、油藏等特征进行综合研究，分析该油藏开发效果，进而对该油藏进行综合评价，进一步明确其开发潜力，提出下一步的调整对策，编制合理的调整方案,更好地指导该断块油藏的生产和保持稳产,为同类型油藏的有效开发提供借鉴意义。1.2国内外研究现状目前，大部分油田均采用注水开发的开采方式，它在驱替原油的同时也能为地层补充能量。所谓的注水开发是指在指定地点建注入井，然后通过它往油层中注入水。采用这样的方法不仅可以使得采油速度得到提高，使得采收率增加，也可以让油层维持其本身的压力，故而注水来开发油藏的方式是目前最为广泛使用的方法之一。在20世纪中期，Guthrie对于注水开发方式就进行了基础性的研究。在1955年他对砂岩油田进行了注水开采的研究。他分别进行了两种方式的研究，一种是部分水驱，一种是完全水驱，将收集的数据进行多元回归分析从而得到了经验公式用来预计水驱可采储[1]量。Wright在1958年按照收集的油田开发数据，建立了水油比与累积产油量的半对数统[2]计直线关系。Matthews于1959年进行了改进，提出了二者之间的半对数的直线关系。1 第一章绪论以后对用水驱方式来进行开发的油田，半对数统计直线关系与半对数直线关系水驱特征[3]曲线就成为了最基本的估计储量的方法。在注水开发油田的研究上，我国也取得了很多指导性成果，提出了不少有用的经验公式用于估计水驱油田所能开采的储油量。例如，童宪章先生在1978年引入了广义水驱[6]规律曲线，该曲线简单实用很快在我国得到了推广和使用。在上世纪七八十年代，俞[7]启泰等人对水驱规律曲线进行了深入的研究，得出了几种不同的水驱曲线的形式。80年代以后，人们发现单独使用水驱曲线来研究油田储量具有一定的局限性，因为在水驱[8]曲线中使用到的参数只有采出油和水，考虑到的也只有这两者之间的关系。而且随着影响油田开发的因素变的越来越多，且各个因素之间都相互有着关系，注水量不断增加，而对开发效果的影响有些因素不能精确评价，因此，陈民锋等又提出了新的评判方法来[9]评价注水油田的开发状况，这种评价方法能够有效来指导以注水方式开采的油田。在现场的开发过程中，我国当前在评价油田注水开采效果时，绝大多数是对于开发的某个时期的评价，如黄炳光、吕小理、唐海等人的研究，他们对于油田注水所取得的效果进行定性评价是通过研究含水率与采出程度的关系，井网水驱的控制程度，井网规划的合理程度，注入油层中的水的利用效率，油田采出液含水的上升速率，采油量逐步下降规律以及维持地层压力的程度等指标来进行的。而用这种方式来进行评价，其所采[10-12]用的指标之间存在着复杂的关系，不仅相互依赖，又有着相互独立的特点。随着对开发油田的方式进行调整以及对油田的认识不断加深，油田开发所取得的效果也在发生着不断的改变。想要对油田开发所采取的措施进行评价，看其是否是及时的，合理有效的，要看其所实施的措施是否取得了显著的效果，看油田是否还存在可以继续[13-15]开采的能力，就需要对油田的地质状况进行勘察，明确油田的整个开发过程。而在开发调整、对整个油田进行后期的综合治理中，评价开发效果又是一项必不可少的工作。进行这样工作的目的是在于对油田的开发历史以及现在的开发状况进行分析和研究，对成功的经验进行总结，了解整个开发过程中所存在的问题，从而为以后进行综合治理打[8]下牢靠的基础。1.3研究目标、主要研究内容和技术路线1.3.1研究目标第一，收集整理本论文研究的H断块的相关资料，对该H断块的地质、储层渗流、油藏分布等进行研究，第二，对该油藏的开发阶段进行划分，明确其开采特征，第三，2 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文通过对水驱效果、措施效果、开发技术政策进行分析评价，找出影响产量的原因从而制定该油藏的调整部署方案，最后对该方案进行经济评价。利用井组动态分析等方法分析剩余油分布规律，制定出针对该断块油藏的调整方案。1.3.2主要研究内容本研究内容拟从以下五个方面进行:研究内容一：油藏综合地质特征分析。进一步落实H断块油藏构造特征、细分沉积微相、落实储层展布及储层物性分布特征、进行储量复算。研究内容二：油藏开发效果评价。包括：开发阶段划分，开采特征研究，H断块油藏水驱效果评价，措施效果评价及对开发过程中所执行的技术政策进行评价。研究内容三：研究剩余油的分布规律。探讨H断块油藏平面和纵向的剩余油分布规律；影响剩余油分布主要因素。研究内容四：综合调整对策研究。研究内容五：效果预测及经济效益评价。1.3.3技术路线（1）整理收集该目标断块的相关资料，为下一步研究夯实基础。（2）根据地质资料对构造特征、储层渗流特征等油藏地质特征进行研究。（3）对开发阶段进行划分及开发效果进行评价。（4）对剩余油分布规律进行研究。（5）根据上述分析制定相应的调整对策。（6）对综合调整对策进行经济评价。技术路线图如下（图1-1）：构造特征储层特征油藏特征油藏开发综合评价剩余油分布规律资料收集、断块地质特油藏开发效果研究整理征分析评价综合调整对策研究效果预测及效益评价图1-1技术路线图Fig.1-1Thetechnologyroadmap3 第二章油藏综合地质特征分析——————————————————————————————————————————————————第二章油藏综合地质特征分析2.1基本情况河西务油田H断块地处河北省廊坊市安次区北旺乡，构造位置位于廊固凹陷河西务24构造带。主要含油层系为Es4段，含油面积1.1km，石油地质储量159×10t。2010年滚4动开发区块，2011年底正式投产，实际建年生产能力4.95×10t。经历了高产及产量相对稳定～快速递减～缓慢递减三个阶段，日产油由初期160t/d左右降至2013年底20.3t/d，阶段递减高达65.6%。2014年对H断块的部分井采取了相应的措施，措施后效果有一定的提升，其所采用的调水增油措施有补孔合采、压裂、封层转采以及转抽等。目前，实际日产能力达到38.9t/d左右，产量虽有所增加，但总体来说该断块开发效果较差。2.2油藏地质特征2.2.1地层特征本区钻遇地层从上到下钻遇的地层为第四系平原组，上第三系明化镇组、馆陶组，下第三系沙河街组沙一段、沙二段、沙三段、沙四段，其中沙四上段是本断块的主要含油层段。（1）含油层段岩电特征沙四上段为主力含油层段，其基础是沉积旋回，一般油组是按照一对一的正旋回来进行划分的，其也可以描述为上细下粗，而且通常以砂岩的底部为一组油组的分界线。同时泥岩隔在了油层组之间。而且对于压力系统以及流体特性，各油层组是同一的。故而在划分油藏的时候，按照上述的特点将其划分为四个，即0油组、I油组、II油组和III油组。其中具有如下地层特征：一是，沙四顶部为“旗杆状”标志层，发育有部分油层，为0油组；二是，每个油组顶部均有稳定泥岩。三是，各油组地层具有分布稳定的特征。除0油组“旗杆状”标志层外，其他电性特征明显的标志层还有：I油组顶部泥岩标志层：其稳定分布，层厚度在20m上下，自然电位曲线呈现出平直的状态，所具有的电阻曲线是在低平位上下起伏的，尤其是其感应曲线，它位于泥岩的底部，大约有2m厚，其特点是呈现出指状高幅正异常；II油组顶部标志层：分布稳定，厚约10m，自然电位曲线平直，电阻曲线呈低平起伏，感应曲线和I油组不同，呈现出“双峰状”正异常。4 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文III油组底部标志层：其分布着一套泥岩＋砂岩的地层组合，其稳定分布，总厚约25m，其中泥岩段位于层的上半部，其厚度大约为10m，其自然电位曲线表现出平直的特点，电阻曲线特点也是低平的，感应曲线所呈现出来的是低—中值正异常，而在地层的下部则是砂岩段，其厚是在15m上下，其是由单砂层组合在一起形成的，单砂层的数目为3-4个，其分布也表现出稳定的特点，自然电位曲线低幅负异常，电阻曲线呈正异常，感应曲线表现为“峰状”正异常。（2）小层及砂组划分①划分原则对于砂层的划分，所考虑到的因素有三个，分别是沉积体系，砂层所具有的发育程度和相应的油层所具有的发育情况。划分出来的小层的厚度应该恰到好处，以10m到30m上下为宜。每一个小的层具有的砂层数在1到3个之间。单砂层最好不要进行劈分，但是一部分砂层其厚度太大，而较厚的砂层之间存在着对比性。考虑沉积韵律。②小层划分结果根据以上油组、小层的划分原则，H断块沙四上段为主力含油段，划分为四个油组（Es40、Es4I、Es4II、Es4III），Es4I油组划分4个小层，11个单砂体；Es4II油组划分9个小层，19个单砂体；Es4III油组划分5个小层，13个单砂体；沙四上段I-III油组共划分18个小层，43个单砂体。2.2.2构造特征河西务构造带为两垒一堑的构造格局，H断块位于中垒带的北端，该地垒带由于受断层的进一步切割，形成了一系列的向西北方向下倾的单斜断块及断鼻构造。H断块西与H56断块相接，北与H60断块相连，东南部以H-1井断块为界，为一受四条断层切割的长条形断块。在沙四段II油组顶面构造图上，H断块是H56～H断鼻圈闭的一个局部断块，在沙四上I油组顶面构造图上（图2-1），圈闭高点埋深2940m，2圈闭的闭合深度3100m，闭合幅度160m，断块面积0.35km；5 第二章油藏综合地质特征分析——————————————————————————————————————————————————图2-1Es4上段I油组顶面构造图Fig.2-1Es4UpperSegmentIOilGroupTopSurfaceStructuralMap在II油组顶面构造图上（图2-2），圈闭高点埋深3040m，圈闭的闭合深度3140m，2闭合幅度100m，圈闭面积0.55km；图2-2Es4上段Ⅱ油组顶面构造图Fig.2-2Es4UpperSegmentIIOilGroupTopSurfaceStructuralMap6 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文在III油组顶面构造图（图2-3），圈闭高点埋深3140m，圈闭的闭合深度3260m，2闭合幅度120m，圈闭面积0.80km；各油组构造高点位于断块东南部断层的高断棱处，o地层向北东方向倾，倾角约10。图2-3Es4上段III油组顶面构造图Fig.2-3Es4UpperSegmentIIIOilGroupTopSurfaceStructuralMapH断块边界主要发育有4条断层，东南部H-1井断层断距较大，平面上延伸较远，使该区形成受构造控制的断块油藏，其次为东南部H-15井断层，断距大约在100-150m左右，西部H-4井断层及北部边界断层断距较小。此外H断块内部还发育三条断层，H-5井东断层、H-4井东断层和H-12井北断层。2.2.3沉积与储层特征（1）沉积微相类型通过区域沉积背景分析，岩心观察和岩电组合特征，在H断块上面所含油藏所具有的沉积相有两种，即三角洲相的平原沉积以及三角洲相的前缘沉积。微相类相的主要组成是水上分流河道、水下分流水道以及席状砂等微相（具体情况见表2-1）。7 第二章油藏综合地质特征分析——————————————————————————————————————————————————表2-1H-1井断块油藏沉积相划分表Table2-1SimpleTableofH-1WellFaultBlockOilReservoirSedimentaryFaciesDivision相亚相微相三角洲平原水上分流河道、泛滥平原三角洲相三角洲前缘水下分流水道、席状砂、分支坝、水道间（2）储层特征①储层岩石学特征根据样品分析，区内主要岩石类型为含钙质岩屑长石中-细砂岩。岩石颗粒成分中的石英含量为40.3%-49.1%，长石39.1%-44.8%，岩屑总量71.9%-84.1%。颗粒分选中-好，颗粒磨圆度次尖-次圆。胶结类型为孔隙式及孔隙-基底式，胶结物含量13.9%-30.1%，以钙质胶结为主，次为粘土杂基，方解石含量在10.4%-13.3%之间。储集空间以粒间孔、粒间溶孔为主。②储层物性特征I～II油层段岩心物性统计表明：孔隙度分布区间为9.1%-25.2%，平均为18.3%，-32-32渗透率分布区间为（1-305）×10um，平均52×10um。III油组岩心物性统计表明：-32孔隙度分布在6.3%-18.1%，平均12.8%，渗透率分布区间为（0.6-80.2）×10um，平均-324.9×10um；据电测解释资料统计，孔隙度为17.7%-20.4%，平均为19.6%；地层测试资料计算，-32有效渗透率为12.6×10um。因此，判断H断块为中孔中低渗透储层。③储层宏观非均质性由于在沉积的过程中以及形成岩后生的作用，使得碎屑岩储层在很多方面都具有不同的特性，例如：岩石中矿物质的组成比例，含有的基质数量，岩石中含有的胶结物的数量等。由于这些成分的不同自然会对岩石孔隙自然状态下的形状以及孔隙大小有所影响，对储层的物性也有所影响，从而导致在储层平面以及储层之间存在非均质性。ⅰ层间的非均质性8 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文层间的非均质性是造成层间矛盾的内因，是多油层注水开发油田最为突出的矛盾。因此，是研究H断块的重点。研究储层层间非均质性参数众多，仅优选渗透率变异系数、突进系数和级差等参数开展研究，其具体的内涵及意义见下表（表2-2）。表2-2层间非均质性的研究参数对比表Table2-2ParameterComparisonTableofInterbededHeterogeneityStudy参数渗透率级差渗透率变异系数渗透率突进系数定义储层最大渗透率值与最小渗透储层渗透率的均方差储层的最大渗透率与平均渗内涵率值之比。与平均渗透率之比。透率的比值。值其值越大，非均质性越强，相其值越接近1，非均质其值越大，层间非均质性越意义反则弱。性越强，相反则弱。强。评价≤10为弱，10-30为中等，30-100≤0.5为均质型，≤2为均质型，2～3为较均质标准为较强，＞100为极强0.5—0.7为较均质型，型，＞3为不均质。0.7为极不均质。计算Tm=Kmax/KminKV=§/KdTk=Kmax/K公式Kmax：储层最大渗透率值，§：渗透率标准偏差，Kmax：储层最大渗透率值Kmin：最小渗透率值Kd：渗透率平均值。K：平均渗透率值研究单井各油组所表现出来的非均质参数可以发现，其中比较明显的参数有四个，分别是各层的平均渗透率，各层的渗透率变异系数，各层的突进系数以及各层的级差间。研究层位层间非均质性强。沙四上段I油组：平均渗透率在32.1-83.3之间，级差为22.2-190.9；突进系数为2.49-2.79；变异系数分布范围为0.80-1.02之间。I油组储层整体非均质性属于不均质型。沙四上段II油组：平均渗透率在12.2-191.43之间，级差为67.6-225；突进系数为1.62-4.94；变异系数分布范围为0.54-1.77之间。II油组储层整体非均质性属于不均质型（只有H-3一口井属于较均质型）。沙四上段III油组：平均渗透率在9.1-94.2之间，级差为8.2-175；突进系数为1.91-4.5；变异系数分布范围为0.67-1.77之间。III油组储层整体非均质性属于不均质型～极不均质型（只有H-3一口井属于较均质型）。ⅱ平面非均质性指油层平面上不同部位在岩性、物性、厚度、沉积相和产能等方面的差异。平面非均质性是造成平面矛盾的内因。同一沉积相带平面非均质性：9 第二章油藏综合地质特征分析——————————————————————————————————————————————————沙四上段I油组：其主要由两部分组成，分别是水下分流水道以及水上分流河道砂体。两者所具有的非均质参数：渗透率，层级差，突进系数以及变异系数的情况如下。-32对于水上分流砂体分别为（45-48）×10um之间，级差为1.07，突进系数为1.03，变异-32系数为0.05。而对于分流水道砂体其参数值是:渗透率在（51-70）×10um，级差为1.37，突进系数为1.13，变异系数为0.13。从这几个参数的值可以发现两者都是均质性。沙四上段II油组：其主要组成部分有两种，分别是分支坝以及水下分流水道砂体。两者所具有的非均质参数：渗透率，层级差，突进系数以及变异系数的情况如下。对于-32分支坝砂体，其所具有的渗透率为（51-173）×10um之间，级差为11.5，突进系数为2.16，变异系数为0.84；而对于分流水道砂体，其所对应的四个参数的值分别是：渗透-32率在（34-164）×10um之间，级差为4.8，突进系数为2.0，变异系数为0.61。从这几个系数的值上可看出它们呈现出的特点都是均质性-较均质性的。沙四上段III油组：其主要组成部分有两种，分别是水下分流水道和水上分流河道砂体。两者所具有的非均质参数：渗透率，层级差，突进系数以及变异系数的情况如下。-32其中对于分流水道砂体而言，其渗透率在（55-180）×10um之间，级差为3.3，突进系数为1.53，变异系数为0.53；而对于水上分流河道砂体，其所具有的参数为渗透率在-32（1-190）×10um之间，级差为190，突进系数为1.94，变异系数为0.72。从中可以看出两者性质是不同的，分流水道为均质性，分流河道为不均质-极不均质。通过对储层的层间、平面的非均质性特征研究表明：层间非均质比平面的非均质性强，沙四上段III油组层间非均质最强，沙四上段I、II油组次之。2.2.4储层高渗透区分布由储层非均质性的分析可知该断块在纵向上存在极强的非均质性,但平面上非均质性的不强。H断块单井油层总的连通率为83.2%、砂层总的连通率为94%，连通性相对较高。如果在注水的时候，是沿着高渗透条带进行的，所谓的高渗透条带指的是在层内井间容易形成高渗透的区域，那么水窜现象出现的概率就会增大。根据现有的H-5井的岩芯、录井、测井、试油、试采等资料进行分析可以知道：其3094.6m到3096.6m之间的II3小层所具有的岩性主要有两种，分别是中细砂岩以及砂砾岩。小层岩芯上的孔隙度最高的地方高达25%，而且一般的孔隙度也高于20%，渗透率-32-32的最大值为700×10um，而且一般情况下所能达到的值也超过了100×10um。很明显，10 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文从这些分析来看这个小层的渗透率较高。其他具有类似情况的小层还有很多，例如：H-6、H-2x、H-10、H-12井的I4、II4、II5、II6、III1等，故而井间的渗透性是较高的。因为在井中存在着高渗透区，在进行注水开发的时候，往井里注入的水首选的推进区域必然是高渗透区，由于其阻力较小，所以在这些区域具有较高的推进速度。如果油井是在这些区域内的，其产量的变化必然非常明显，且由于其见水速度比较快，出现快速水淹情况的概率也较大。纵向上分布差异较大，主要分布于I4、II3～6、II8、III1等小层内，而在其它的小层中，没有表现出明显的高渗透区的情况。单砂体的渗透率分布在各个小层内也有着较大的差2异。其中I4小层所具有的高渗透区其表现在I4砂体上，而其它小层的高渗区则表现在111～21～223其他单砂体上，主要有II3、II4、II5、II6、II8、III1等。平面上所表现出来的展布方向大致是一样的但也稍有些不同。具体来说展布方向总体表现为北东-南西，但是在各单砂体之间所表现出来的方向又有轻微的不同，如：2II5砂体：中部的H-6井区和东部的H-7井区是其主要的高渗透区集中区域，水上分流河道则是其主要的沉积微相。2II8砂体：高渗透区由中北部向西南呈条带状分布，主要集中在H-14～H-19～H-10～H-5～H-4～H-3井一带，沉积微相主要是水上分流河道—水下分流水道。高渗透区的存在，一方面对于注水开发时，注入水的阻力小，水体推进速度快，油井见效快，是其有利的一面；另一方面，水体向阻力大的非高渗透区推进较慢，油井见效慢或不见效，而处于高渗透区的油井由于水体的推进速度较快，极容易造成快速水淹。1H断块内H-6、H-8、H-14三口注水井，在II5砂体渗透率图上可以看出在H-6～H-10～H-2井之间存在一个高渗透条带，这很有可能是H-10、H-2两口井被快速水淹的直接原因（图2-4）。11 第二章油藏综合地质特征分析——————————————————————————————————————————————————1图2-4Es4上段Ⅱ油组5渗透率等值线图1Fig.2-4Es4UpperSegmentIIOilGroup5PermeabilityContourMap2.2.5储层渗流特征润湿性：根据储层岩石润湿性实验（样品数为2，岩石类型为中砂岩），其相对润湿指数为0.21～0.24，表现为弱亲水，有利于注水开发。采用非稳态法测定了岩样的油水相对渗透率（图2-5）。油水相对渗透率曲线的两相共流区窄，只有31.4%。其所具有的油水相对渗透率曲线符合一般亲水岩石的曲线的特征，也就是说它具有较高的束缚水饱和度，其饱和度的值高达41.3%；而且在曲线交叉点相对应的含水饱和度的值比51%还要大。图2-5H断块油水相对渗透率曲线Fig.2-5HFaultBlockOilWaterRelativePermeabilityCurve12 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文从油水相渗曲线上可以知道的流动特性如下：在油水相渗曲线上，在含水饱和度的值比含水饱和度的临界可动值还要大的情况下，水相渗透率的增加速度会随着含水饱和度的增加而变大而且这种变化是非常明显的，即只要饱和度增加少许就会使得速度增加很多。当含水饱和度大于50%后，水相渗透率的增加速度降低，水相相对渗透率曲线呈向上凸的“弓形”；计算水驱油效率较低，为53.4%。2.2.6储层敏感性评价室内评价实验表明：研究区为中等偏弱速敏。H断块存在的速敏性危害较弱。“盐敏性”实验数据为：临界盐度为10000mg/l，属强盐敏。酸敏性分析无酸敏。中等偏弱碱敏（表2-3）。表2-3H断块储层敏感性分析评价对比表Table2-3EvaluationComparisonTableofHFaultBlockReservoirSensibilityAnalysis做样取样井时间深度油组酸敏速敏水敏盐敏碱敏名（年）（m）中等中等20143091.2II无强强偏弱偏弱H-52992.7I中等无强强/2010中等3095.5II强弱强/偏强2.2.7油层分布特征H断块油层在纵向上发育排序依次为：II油组、I油组，0油组，III油组。断块内总共钻遇I类油层519.6m/186层，单井平均钻遇I类油层31m/11层，油层单层厚度最厚为9.5m，最薄为0.6m，油层平均单层厚度2.9m（表2-4）。其中0油组有6口井钻遇该油组油层，平均单井钻遇I类油层9.1m/3层，油层平均单层厚度3m。I油组油层比较发育，分布范围较大，共解释有I类油层172.4m/52层，占钻遇油层总厚度的32.5%，平均单井钻遇I类油层15.7m/4.7层，平均单层厚度3.3m。II油组油层最为发育，为该断块的主力油组，共解释有I类油层255m/95层，占钻遇油层总厚度的48%，平均单井钻遇I类油层15.9m/5.9层，平均单层厚度2.7m。III油组油层最不发育，共钻遇I类油层48.8m/21层，占钻遇油层总厚度的9.2%，平均单井钻遇I类油层5.4m/2.3层，油层平均单层厚度2.3m（表2-5）。13 第二章油藏综合地质特征分析——————————————————————————————————————————————————表2-4H断块各油组Ⅰ类厚度统计表Table2-4HFaultBlockClassIThicknessofEachOilGroupStatisticalTable钻遇油层厚度占油层总厚度由厚到薄（米/层）（%）排序0油组54.4/1810.53I油组172.4/5233.22II油组252.6/9548.61III油组40.2/217.74合计519.6/186100.0表2-5H断块各小层Ⅰ类厚度统计表Table2-5HFaultBlockClassIThicknessofEachSublayerStatisticalTable油层厚度占油层总厚度由厚到薄油组小层号（米/层）（%）排序156.4/1012.123257.2/1812.302I325.4/115.469433.4/137.187100.001621.2/10.2615369.4/2514.921441.0/78.815II536.2/117.786642.8/169.204719.6/64.2112822.4/94.8210920.0/94.3011127.6/125.93829.4/32.0213III33.2/20.6914400.0016500.001614 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文对断块内每个小层的含油性进行了评价，其中发育程度较好的有II油组3号小层、I油组的2号、1号小层、II油组的6号、4号小层油层。它们分别钻遇I类油层69.7米/25层、57.3米/17层、56.5米/10层、42.7/16层、41.1/7层；分别占所有井钻遇油层总厚度的15%、12.3%、12.1%、9.2%和8.8%。5个单砂体总共钻遇I类厚度267米，占钻遇I类总厚度的58%。2.2.8油藏特征（1）油藏温度、压力H断块根据两口井的实测值I油组地层温度114.51℃，折算温度梯度3.27℃/100m。III油组地层温度为118.05℃，而其所具有的折算温度梯度为3.16℃/100m。故而这两个油组都是正常温度系统内的。实测III油组在进行试油时，其地层压力测得为43.36MPa，计算压力系数1.37。测得I油组地层压力为43.95MPa，计算压力系数1.47。相邻断块其压力系数分别为1.45和1.44，该地区原始地层压力及压力系数较高，属高压异常油藏。（2）流体性质地面原油样品分析表明，各油组之间地面原油性质差别不大。实测I油组原油相对密度为0.8128，粘度4.07mPa.s；含蜡28.1%；含硫0.03%；胶质沥青2.72%；凝固点34.1℃。II、III油组间原油平均相对密度分别为0.8046和0.8002，粘度2.52、2.48mPa.s；含蜡21.8%、19.9%；含硫0.041%、0.01%；胶质沥青3.81%、2.32%；凝固点30.51℃、29.6℃。总之，该油藏具有密度低、粘度低、胶质沥青质低、原油性质好和含蜡高的原生油藏特征。天然气为伴生气，相对密度0.6595-0.7111，平均0.6881。甲烷含量81.4%-86%，平均84%。乙烷含量7.3%-9.4%。地层测定水氯离子含量分别为2923.3mg/l和2865.6mg/l，总矿化度8388.8mg/l和8612.7mg/l，为NaHCO3水型。2.2.9油藏类型及油水界面（1）油藏类型油藏分为四个油组，在每个油组的顶部，均具有泥岩与致密砂岩组成的隔层，但每个油组之间有较为明显的油水系统，总之在纵向上含油层段比较厚。经PVT分析，油藏原油饱和压力41.8MPa，与地层压力接近（43.8MPa），因此，该油藏类型为具高饱和、低渗透具有同一压力系统的受岩性影响的构造油藏。15 第二章油藏综合地质特征分析——————————————————————————————————————————————————（2）油水界面的确定根据断块内油层解释和试油资料综合判断油水界面。I油组测井解释成果及试油资料，①H-8井在井段3112.6-3118.0m试油，日产油2.19t，333水79.95m；②H60井试油射开3107.0-3111.4m，日产气327m，水62.7m，为水层。因此综合确定H断块I油组油水界面深度确定为3110m。43II油组H-4井在井段3173.2-3177.6m进行了试油，日产油71.5t，气5.1134×10m，3水13.4m，该井投产后出水，第一个月含水7.4%，第二个月含水53.0%。H-6井在井段433156.6-3160.4m进行了试油，日产油70.5t，天然气4.0312×10m，该井投产后12天出水，含水59.7%。综合分析确定II油组油水界面深度为3173m。343III油组在H-5井试油射开3201.6-3204.6m井段，日产油67.0m，气2.7819×10m，3不含水，试油射开3208.2-3211.2m井段，日产水33.6m，为纯水层。III油组综合油水界面深度为3208.0m。2.3储量估算（1）储量计算参数的取值①计算单元划分纵向上以单砂体为单元，平面上以油砂体为单元。②含油面积圈定各小层含油面积圈定原则如下：当井距小于300m时，以井距之半或井点至砂体尖灭线2／3处圈定有效厚度零线。当井距大于300m时，以有效厚度井点外推150m划储量计算线。③有效厚度单井有效厚度按规定划定，各计算单元有效厚度选取各油砂体井点I类有效厚度算术平均值。I油组有效厚度23.8m，II油组有效厚度14.9m，III油组有效厚度11.35m。④单储系数选值ⅰ有效孔隙度根据H-5井I～II油层段20块岩心物性分析，孔隙度分布区间为9.0%-25.1%，平均为18.2%，声波孔隙度为17.4%-18.8%。有效孔隙度具体取值分别为：Es4I油组取19.0%，Es4II油组取18.0%。ⅱ含油饱和度16 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文Es4I油组、Es4II油组取值60%。ⅲ地面原油密度33Es4I油组取0.813g/cm，Es4II油组取0.790g/cm。ⅳ体积系数由于该断块H-1及H-5井高压物性两次地下取样均不合格，H-7井I油组33061.8-3065.0m试油时，地面取样后实验室根据234m/t气油比配样作高压物性分析测3得其高压物性数据。体积系数为1.5791,气油比234m/t。H断块Es4上各油组体积系数均取1.579。各油组单储系数分别为：42Es4I油组5.87×10t/km.m42Es4II油组5.49×10t/km.m42Es4III油组借用II油组5.49×10t/km.m（2）储量计算结果容积法计算石油地质储量公式：SooN100AhBoi（2-1）4式中：N—地质储量，10t；2A—含油面积，km；h—有效厚度，m；φ—有效孔隙度，小数；So—含油饱和度，%；3ρo—地面原油密度，g/cm；Boi—原油体积系数。24由公式（2-1）计算，其中，Es40油组含油面积0.2km，石油地质储量15×10t（沿24用2011年数据）；Es4I油组含油面积0.33km，石油地质储量为38.2×10t；Es4II油组242含油面积0.50km，石油地质储量为53.6×10t；Es4III油组含油面积0.41km，石油地44质储量为10.3×10t，H断块Es4上Es40-III油组储量为117.1×10t。17 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————第三章油藏开发效果评价H断块水驱开发2年半以来，已暴露出了地层压力水平低、油井见水后含水上升速度快的问题，说明在开发初期对油藏的认识是不全面的。下面即根据地质和开发过程中取得的新认识，对油藏开发阶段进行划分并对水驱开发过程中采取的一些措施和技术政策进行评价。3.1油藏开发概况3.1.1开发历程河西务油田H断块2010年11月投入开发,先后经历了高产及产量相对稳定～快速递减～缓慢递减三个阶段。（图3-1）图3-1H断块开发曲线Fig.3-1HFaultBlockDevelopmentCurve（1）建产阶段（2010.11-2012.2）42010年度完钻开发井11口，建产能3.6×10t基础上，2011年新钻开发井7口（H-3、4H-8、H-13、H-14、H-15、H-16、H-19），建产能2.25×10t。（2）产量快速递减阶段（2012.3-2013.5）H断块2011年11月开始注水，2012年3月产量开始递减，2012年3月月产油峰44值0.6108×10t，日产油203.6t，到2013年5月月产油仅有0.1079×10t，日产油水平36.0t，从2012年3月至2013年5月H断块处于快速递减阶段。（3）产量缓慢递减阶段（2013.6至今）2013年2月21日后，通过控制注水井注水量，地质停注H-6和H-8井，基本保持稳产状态，2014年2月地质停注H-14井，目前断块没有注水井开井，处于观察阶段。18 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文4该油藏开发至今，共有采油井17口，停注井2口。累计产油9.1788×10t，采油速4度1.06%，地质储量采出程度8.74%，综合含水51.5%，断块累计注水7.4567×10m³。3.1.2开采特征（1）产量递减快，平面矛盾突出从H断块各油组的构造图上可以看出，Es4II主力油层组由于受H-5井与H-10井之间小断层的影响，基本上把H断块分成东西两部分，从平面看，产量分布差异明显，主力生产井集中在（H-10、H-6、H-7x、新H-1x）4口，2014年9月份月产油量959t，占总产量的87.9%，其中H-10为新补孔井，新H-1x为新投产井。而其他单井均为低产，尤其是断块西部弹性开发区，基本上均处于停产或间开生产，说明目前油藏地层压力保持水平低。（2）油井见效后，含水上升快，注水具有明显方向性断块有注水井3口（H-6、H-8、H-14），正常注水井注水时对应一线油井3口（H-10、-12、-2），除低部位物性差的H-8井吸水差、油井见效不明显外，其余两井组均见到明显注水效果。从各井生产看，注水具明显方向性，油井见水快、含水呈台阶状上升，自2011年11月到2012年3月，油藏含水基本稳定在10%左右，期间因为H-10井投产含水较高，造成断块含水有一定幅度的上升；从2012年3月至2013年5月，断块含水由10.41%上升到71.2%，平均月含水上升近6个百分点，无中低含水期，具明显暴性水淹特征。油藏储层渗流特征决定了油井见水后含水的快速上升，从油水相对渗透率曲线看，含水饱和度增加的同时，水相的相对渗透率也快速增加，而油相的相对渗透率则下降幅度非常大。这也是油井见水后含水上升快的一个原因。（3）地层压力下降快，地层已经脱气根据地层压力资料统计，断块地层压力下降较快（图3-2），尤其是断块西部未注水井区，根据单井测压记录回归的压力曲线，目前断块东部的地层压力在30.0MPa，而西部的地层压力只有15～18.0MPa，是造成单井低产或间开生产的主要原因。由于地层压力下降，地层脱气现象严重，从（图3-3）可以看到，在2012年前半年H断块气油比比较稳定，但从2013年1月开始，气油比快速上升，月产油下降，表明地层原油大量脱气，影响了开发效果。19 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————图3-2H断块地层压力变化曲线Fig.3-2HFaultBlockFormationPressureCurveOfVariation图3-3H断块生产气油比曲线Fig.3-3HFaultBlockProductionOilandGasRatioCurve（4）注水井地层渗流阻力大，且呈加大趋势从该断块的三口注水井的注水指示曲线来看（图3-4～3-6），不同井不同时间测注水指示曲线显示，均存在较高的启动压力（15～25MPa）,并且逐步上升，反映了低渗透油藏渗流阻力大，且水井附近憋压、渗流阻力呈加大趋势的特点。20 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文图3-4H-6井注水指示曲线Fig.3-4H-6WellWaterInjectionIndexCurve图3-5H-8井注水指示曲线Fig.3-5H-8WellWaterInjectionIndexCurve图3-6H-14井注水指示曲线Fig.3-6H-14WellWaterInjectionIndexCurve21 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————3.1.3油井见水见效分析结合单井生产动态以及地质构造和储层、沉积相、砂体展布等静态资料，将H断块的油井见效见水情况分为以下三类：（1）弹性开发井：这类井主要集中在断块西部，主要是受构造上H-5与H-10之间的小断层的影响而形成弹性开采区；而断块东部由于油井的注采不对应，比如H-8井注水的小层，其相邻的H-7x井在该小层未射孔，而H-7x井射开的层位，H-8井未打开注水，致使H-7x井依靠天然能量开采，这样的井包括H-1、H-4、H-5、H-13、H-9、H-19、H-7，占油井总数的63.6%，分述如下：①H-1：该井位于H-1井断层上，III油组以上油层断失，生产层位为III1、2、3小层，无一线对应水井，从生产动态也可看出，该井2011年5月酸化恢复生产后，初期产量高，但递减迅速，自喷期仅5个月，累计产油仅467t，转抽后地层能量不足，第三个月即间开生产，月产油量不足10t。②H-4：该井位于西部弹性开采区，由于受H-5与H-10之间断层的影响，且远离H-6注水井，即使H-6注水对其也无效，因此无对应水井，其生产层位为II3～8小层。从生产动态看，初期自喷时间为4个月，补孔后产量高、递减快，月递减率为9.1%，3地层压力低，从2012年9月至2014年3月为间开生产，目前生产气油比在3000m/t以上，地层脱气严重。另外该井生产过程中一直保持中低含水，说明有一定的边水能量，但不足以补充地层能量。③H-5：该井生产II3～7、III1小层，对应一线水井为H-6，虽然注采对应关系较好，但动态反应注水不见效，通过对构造的解释，发现在H-5和H-6之间存在一内部断层，3致使注水不见效，为弹性开发井，目前的生产气油比高达10000m/t以上。④H-13：该井生产II4～9、III1小层，一线无对应注水井，属弹性开发井，自投产以来产量一直处于递减状态，地层压力在20MPa以下，由于地层能量不足，2013年底3开始间开生产，最高生产气油比也达到2000m/t以上。⑤H-9：该井位于H-1井断层边部，大部分II油组断失，生产层位为II8、III1～3小层，一线无对应注水井，属弹性开发井，由于地层能量不足，从2013年6月开始间开生产，月产油量不足20t，虽采取了酸化、补孔等增产措施，但由于地层压力低，效3果均不理想，目前该井的生产气油比也达到2000m/t以上。22 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文⑥H-19：该井位于断块东部，一线注水井位H-6，但由于生产层位为0油组，注采不对应，属弹性开发井。该井已于2014年2月关井，关井前日产油量在5t左右，但生3产气油比高达10000m/t以上，地层脱气严重。⑦H-7：该井对应一线注水井两口——H-8、H-14，但由于生产层位为I2小层，注采不对应，属弹性开发井。投产后主要表现出具有一定边水能量的开采特征，投产初期3日产纯油量63t/d，但生产10天后见水，初含水20.9%，生产气油比489m/t，之后产液量逐步下降，含水逐步上升，后稳定在60%～70%，生产气油比大幅度上升，目前生产3气油比上升到3000m/t以上，地层压力由43.12MPa下降到24.339MPa，压降高达18.86MPa。（2）注水明显见效井：主要有3口井——H-2、H-10、H-12。①H-2：该井主要受H-14注水效果，表现出正常的水驱见效特点，即受效后产液量上升或保持稳定，有相对较长的无水采油期，但自2012年7月6日见水后，含水上升比较快，很短时间内（约45天）含水上升到80%以上，随后在日产液量逐步上升（日产液量由56t/d上升到70t/d），含水由80%缓慢上升到95%左右。这与该断块的储层渗流特征相吻合，相渗曲线显示油井一旦见水后油相渗透率迅速降低，而水相渗透率迅速抬高。目前该井处于关井恢复压力阶段。②H-10：该井主要受到H-6的注水效果，见水见效特征表现为见水快，含水上升快3的开采特点。如H-6井于2011年11月投注后，注水只有一个月后，累积注水仅3030m，H-10井即见水，31天后该井水淹。2012年1月31日因高含水关井，累积产油只有40.3917×10t，2013年3月卡水作业后开井，含水率100%，卡水作业无效，目前高含水关井。2012年6月该井测压，其静压为46.22MPa，高出投产初期地层压力（45.11MPa）1.11MPa，说明了该井为H-6井的见效井，且地层能量在逐步上升。分析该井快速水淹是由于注采井间存在高渗条带。其中II4、II5小层砂岩厚度大，1粒级粗，尤其是II5小层-14x、-12、-2x三口井厚度都在8～10m，从II5砂体的沉积微相图上可以看出（图3-7），该小层的沉积微相主要为辫状河道，渗透率高，相互之间连通性好，II4、II5小层具有明显的高电位特征（图3-8），表明这两个小层具有高渗透的特点。从该井与H-6井连通的II5小层渗透率等值图（图3-9）上，可以明显的看到高渗透条带的存在，并且从H-6井的吸水剖面也可看到II5小层为主力吸水层（图3-10），因此分析认为H-10井的水淹是由于井间的高渗透条带水窜所致。23 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————1图3-7H断块II油组5砂体沉积微相图1Fig.3-7HFaultBlockIIOilGroup5SandBodySedimentaryMicrofaciesDiagram图3-8Ⅱ4、Ⅱ5小层电性特征Fig.3-8Ⅱ4、Ⅱ5SublayerElectricalCharacteristics24 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文1图3-9II油组5砂体渗透率等值线图1Fig.3-9IIOilGroup5SandBodyPermeabilityContourMap图3-10H-6井吸水剖面（2012.11.10）Fig.3-10H-6WellInjectionProfile（2012.11.10）③H-12：该井一线有两口注水井—H-14、H-8，两井投注时间分别为2011年11月14日和15日，在两井投注后10天，H-12井见水，见水后累积生产45天，含水达到94%，该井静压由47.77MPa上升到48.38MPa，表明该井受到注水效果。累计产油量只4有0.2117×10t。2012年12月虽实施了卡水措施，但效果不理想，含水仍在90%以上，目前该井由于高含水关井。通过对动静态资料的综合分析，确定该井的见水方向为H-14井，依据如下：25 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————ⅰH-14和H-8井的注水状况看，H-8井注入压力高，注水量逐月降低，累计注入量3只有7074m，说明储层无效差，注入困难，有憋压现象，不大可能存在高渗透条带，这与H-12井快速水淹的动态特征不相符，而H-14井注入情况稳定，日注入量保持在34385m左右，累计注入量3.22×10m。ⅱH-8与H-12井的注采对应情况看，H-12井生产II3、5小层，H-8井注水井段较-32长，射开I4、II3、4、5、6、III1小层。从H-8井小层数据看，II3、5小层渗透率为1.1×10um、-32-32-32-3235×10um，而I4、II6、III1小层的渗透率分别为30×10um、150×10um、190×10um，相差悬殊，可以认为II3、5的吸水量很少。（3）注水见效反应井：H-11井生产层位为II6、8、9、III1小层，该井一线水井为H-14井，但注采不对应。从H-11井生产动态看，前期产量波动较大，但总体比较稳定，3生产气油比保持在450～700m/t，没有明显的脱气现象，说明有一定的注水见效反应。结合前面对H-8井注入情况的分析，有可能II6为该井的主吸水层，对这小层的能量有一定的补充，但由于H-8井距离较远，而且累计注入量少，H-11井没有明显的增产反应。由单井见效情况分析可知，目前H断块水驱效果不理想的主要原因是注采井网不合理，注采不对应，弹性生产井占大部分，而在注水受效井中，由于基本上为单层单向受效，加上储层高渗透带的存在，更加快了油井水淹速度。3.2水驱效果评价3.2.1油层动用程度及水驱动用程度根据H断块主体部位的16口井钻遇油层情况统计（表3-1），I～III油组总有效厚度682.2m，射开有效厚度277.6m，油层总的动用程度40.7%。其中I类油层厚度473.8m，射开243.8m，动用程度51.5%；II类油层厚度208.4m，射开33.8m，动用程度16.2%。从单井来看，I类有效厚度动用程度在70%以上的单井有8口，未动用I类有效厚度在10m以下，这部分井占总井数的50%，依靠补孔来维持单井产量的可能性较小，其余单井还有15～36.6m的未动用I类有效厚度，还具有一定的补孔潜力，这部分有效厚度主要存在于I油组。分油组看，II、III油组的动用程度均比较高，I类油层的打开程度分别为68.1%、84.8%，I油组作为产能接替层，动用程度最低，I类油层的打开程度为17.6%，是今后挖潜的主要目标。26 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文综合以上两方面的结果，分析认为，目前主要生产的II、III油组补孔潜力不大,单井中除新H-1x井外，其余单井未射开的I类油层均在10m以下，层数在3层以下，如果不加强注水，仅依靠补孔措施，维持II、III油组的稳产难度较大。H断块的水驱动用程度很低，2014年2月注采井网条件下的实际水驱率，总水驱率仅为29.7%（表3-2），其中I油组仅H-8井I4小层注水，但无对应油井连通层；III油组仅有H-6井一个层，H-5与H-10连通，水驱率仅18.1%；II油组虽动用程度较高，但西部均为弹性开采井，东部实际受到水驱效果的只有H-10、-2、-12三口井，其他单井均为注采不对应，因此II油组的实际水驱率也只有35.9%。由此可见，该断块的实际水驱动用程度很低，严重影响了水驱开发效果，是下一步调整的主要方向。27 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————表3-1H断块油层动用程度统计表Table3-1HFaultBlockOilReservoirDevelopmentExtentStatisticalTableⅠ油组Ⅱ油组Ⅲ油组Ⅰ类（厚度/层数）Ⅱ类（厚度/层数）Ⅰ类（厚度/层数）Ⅱ类（厚度/层数）Ⅰ类（厚度/层数）Ⅱ类（厚度/层数）井号已未已未已未已未已未已未总射射总射射总射射总射射总射射总射射开开开开开开开开开开开开H-18.6/48.6/40/00.6/10.6/10/0新H-1x6.8/26.8/231.8/116.2/325.6/85.8/15.8/1H-226.4/77.2/219.2/58.2/38.2/329.2/919.6/69.6/313/53.2/29.8/33.6/13.6/10/010.4/510.4/5H-310.6/49.2/31.4/1H-44.2/34.2/30.8/10.8/127.2/1124.8/102.4/14.6/32.8/21.8/1H-512.2/512.2/58.6/78.6/718.2/815.4/72.8/114/65/39/32.4/12.4/10/0H-629.6/829.6/83.8/23.8/224.6/717.6/57/25.4/23.4/12/12/12/10/0H-723.6/72.6/121/64.6/34.6/34.6/24.6/213.4/413.4/42.8/12.8/1H-821.8/68.4/213.4/41.6/11.6/17.2/31.8/15.4/28.4/46.4/22/25.2/32/13.2/2H-92/12/10/014.2/711.2/63/17.2/32/15.2/2H-1024.4/74.8/219.6/52.6/12.6/128.4/1021.4/77/37/37/31.6/11.6/10/04.2/14.2/1H-118/58/50/06.4/42.8/23.6/24/24/20/09.6/49.6/4H-127.4/37.4/30/03.4/21/12.4/116.6/611.6/45/24.6/24.6/2H-1323.8/1021.4/82.4/29.6/38/21.6/1H-145/25/213/413/40/011.4/74.6/26.8/5H-1911/311/317.4/617.4/67.4/37.4/326.2/926.2/9合A172.4/5330.4/10142/4351/261/150/25252.6/94172/6480.6/30114.4/4928.2/1486.2/3548.8/2141.4/187.4/343/184.6/338.4/15计B17.6%2%68.1%24.7%84.8%10.7%附注1：上表中字符A代表“厚度/层数”，字符B代表“油组动用程度”28 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文表3-1H断块油层动用程度统计表（续）Table3-1HFaultBlockOilReservoirDevelopmentExtentStatisticalTable(Continued)合计（厚度/层数）单井动用程度井号Ⅰ类（厚度/层数）Ⅱ类（厚度/层数）Ⅰ类Ⅱ类总已射开未射开总已射开未射开H-18.6/48.6/40/00.6/10.6/10/0100.0%100.0%新H-1x38.6/136.2/332.4/105.8/10/05.8/116.1%0.0%H-259.2/1730.4/928.8/831.6/133.2/228.4/1151.4%10.1%H-310.6/49.2/31.4/10/00/00/086.8%H-431.4/1424.8/106.6/45.4/42.8/22.6/279.0%51.9%H-532.8/1417.8/815/622.6/135/317.6/1054.3%22.1%H-656.2/1619.6/636.6/109.2/43.4/15.8/334.9%37.0%H-731/102.6/128.4/918/70/018/78.4%0.0%H-829/910.2/318.8/615.2/88.4/36.8/535.2%55.3%H-916.2/813.2/73/17.2/32/15.2/281.5%27.8%H-1054.4/1827.8/1026.6/813.8/50/013.8/551.1%0.0%H-1112/712/70/016/82.8/213.2/6100.0%17.5%H-1224/919/75/28/41/17/379.2%12.5%H-1333.4/1329.4/104/30/00/00/088.0%H-1418/613/45/211.4/74.6/26.8/572.2%40.4%H-1918.4/60/018.4/643.6/150/043.6/150.0%0.0%厚度/层数473.8/168243.8/92230/76208.4/9333.8/18174.6/75合计51.5%16.2%油组动用程度51.5%16.2%表3-2H断块实际水驱率统计表Table3-2HFaultBlockActualRateOfWaterFloodingStatisticalTable油层总水驱率油小未水驱厚度单向双向三向及以上小计组层（m）厚度（m）%厚度（m）%厚度（m）%厚度（m）%厚度（m）%12.42.4100.0211.611.6100.0I34小计1414100.0123167.848.88.251.38.251.3432.61958.37.823.95.817.813.641.7523.81042.03.213.410.644.513.858.0II636.82054.316.845.716.845.7714.814.8100.081616100.097.87.292.30.67.70.67.7小计147.894.864.128.419.224.616.65335.912618.470.87.629.27.629.2210.610.6100.035.45.4100.0III45小计4234.481.97.618.17.618.1合计203.8143.270.33617.724.612.160.629.729 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————3.2.2水驱采收率评价在油田开发的初期，通过结合油藏的基础资料，例如：油藏储层的物性以及岩石的流体性质等，并结合理论公式是预计水驱采收率的主要方式。在进行水驱开发的过程中，由于各种因素的改变，例如：执行的开发技术政策，采用的新技术、油水井措施等，都需要对水驱采收率不断的进行重新标定。这样各种调整措施所取得的效果就可以直观的通过计算所得出的采收率的变化值来反应，而如何评价油藏的水驱采收率是极其重要的。在进行油藏开发的初期，为了获得水驱采收率，对H断块进行标定，得到的值是29.8%，通过2年多的水驱开发，含水最高的时候到达了74.7%，而目前的值是44.2%。由于从对H断块进行水驱开发到现在所用的时间还很短，而表现出来的含水波动却很大，同时含水所具有的变化规律到现在远没有形成，故而对该目标油藏的评价并不能采用评估开发时间较长的老油田的各类水驱特征曲线的方法。因此，对H断块的水驱采收率，本次采用童氏图版法来对其进行相应的评价。从图3-11可以看出，对油田实施注水以后，暴性水淹现象在一部分的油井中出现，进而使得含水在这个断块总体上呈现出急速上升的趋势，同时从Sw～R曲线上来看，其偏向采收率为20%的基线，在采取停注措施后，含水大幅度下降，恢复到25%～30%区间，说明这项措施在一定程度上遏制了开发形势变差的趋势。但由于目前地层压力偏低，地层亏空严重，注水后含水会有一定程度的回升，因此预计该断块的水驱采收率在25%左右，略低于开发方案预测值。图3-11H断块童氏图版Fig.3-11HFaultBlockTong'schart30 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文3.2.3注水效果评价水驱采收率的高低是体现注水开发效果的一个重要指标，但是按照所得到的数据和分析可以看出由于对H断块开发的时间很短，而对它使用动态法是无法来标定最终采收率的，为了能有效的评价该断块开发效果需运用多种指标来进行计算。（1）含水率变化评价综合含水与可采储量采出程度的经验公式为1fw11(DRe1)exp(aDRe)（3-1）式中：Re—可采储量采出程度，无量纲；D，a—统计常数，根据该断块的油水粘度比（μr＝5.08），取值如下：8.407023.1729a=＝-4.86；D=＝5.98lnr0.108lnr2.2517故而在不同可采储量的采出程度下，使用上面的公式就可以得到含水率并绘制含水率变化曲线，同时将实际的含水率曲线添加进去，进行对比评价。计算结果如图（图3-12）。图3-12H断块可采储量采出程度与含水关系曲线Fig.3-12HFaultBlockRelationCurveOfRecoveryPercentOfRecoverableReservesvs.WaterCutRecoveryPercentOfRecoverableReservesAndWaterCutCurve由上图可以看出，绘制出的H断块的对比曲线低于实际含水率变化曲线，可以说明实际的含水上升较快，与开发动态分析中含水上升快，部分油井暴性水淹的特点相吻合。（2）地下存水率评价31 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————地下存水率是指：地下存水量，即累计注水量与累计产水量的差值，比上累计注水量。所得的比值可以反应出注水的利用效率的高低。这个比值和利用率成正比，即比值越高效率越好，同时效率也可以表现出水驱开发的效果。一般使用的方法是将实际值和对比值进行对比，对比值的方法公式如下：Ei=A-0.127lnμr(3-2)式中：Ei——存水率；μr——油水粘度比；当可采储量采出程度分别为40%、60%、80%时，系数A值取值为1.092、0.998、0.719。利用公式计算得到断块在40%、60%和80%可采储量采出程度下的存水率，进而回归出变化曲线，同时将实际值绘入，进行对比，结果如图所示（图3-13）。图3-13H断块存水率曲线Fig.3-13HFaultBlockWaterStorageRateCurve从图中可以看出，H断块的存水率非常低，特别是2013年实施停注以来，存水率出现大幅度下降的局面，目前，存水率仅为20%～30%，说明水驱效果是比较差的，出现这种现象说明，H断块虽然在开发第二年即投入注水，但注采井网不完善，注入量小，油田生产的主要驱替能量仍是溶解气驱，水驱的作用相对很小。根据开发方案计算，H断块的弹性能量和溶解气驱采收率为11%左右，而目前断块的采出程度为8.74%，继续依靠溶解气驱开发的效果会越来越差，因此下一步油田开发必须立足于水驱开发，这就需要进一步完善注采井网，提高注水利用率，改善水驱效果。（3）地下耗水量评价32 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文耗水量即累计产水与累计产油之比。该值越大，说明采出原油越不容易，注入开发效果不好。这里仅与经验公式对比说明。经验耗水量公式为：Wp/Np=A+Blnμr(3-3)Wp式中：—耗水量；Npμr—油水粘度比；A，B—系数计算如下：当可采储量采出程度为60%时，系数A、B取值为-0.38、0.37；为80%时，取值为-0.45、0.74；为100%时，取值为-0.14、1.48。利用上式可计算出不同采出程度下的耗水量值进而回归出整个开发过程中的耗水量值，进而可绘制出理论和实际两条曲线进行对比，计算结果如图（图3-14）。从图中可以看出，H断块的耗水量较大，水驱效果不理想。图3-14H断块耗水量与可采储量采出程度关系曲线Fig.3-14HFaultBlockRelationCurveofWaterConsumptionvs.RecoveryPercentOfRecoverableReserves3.3措施效果评价为了提高储层动用程度、改善油藏开发效果，对油井采取了酸化、压裂、补孔、转抽、卡堵水等增产措施，这些措施对油田稳产均起到了不同的作用。3.3.1油井酸化、压裂效果分析H断块共酸化2井次—H-1和H-9，有效率50%，压裂1井次（H-11），效果较好。酸化效果：H-1井于2011年5月实施酸化措施，措施后日产油由不出增到4t/d，效果比较明显。而H-9井于2013年3月实施酸化措施效果并不理想，该井转抽后日产油33 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————3仅3吨，实施两次酸化，第一次使用盐酸40m，无效，第二次用土酸，均未达到预期的增产效果。出现这种情况的原因可能有两点，一是该断块储层具有一定的酸敏性，在酸化过程中有可能对油层造成污染，二是H-9井酸化时的地层压力低，当月泵的沉没度只有16m，之后两个月生产也只产气不出液，因此可以认为地层压力过低，地层脱气，导致酸化失效。压裂效果：压裂措施是改善低渗透储层的有效手段，在2014年1月选择II、III油组合采井H-11进行压裂解堵试验，该井处于构造高部位、因压井而导致油层堵塞，原日产油3吨，压井后补孔不出、低产间开，压裂后产能得到恢复，压后自喷5mm，日产液27吨，日产油19吨，含水29.5%，但因能量低仅自喷10天即转抽，目前日产油3.4吨，含水53.5%（主要是边水舌进），说明压裂措施在H断块是适宜的增产手段。3.3.2油井补孔效果分析截至2014年6月，H断块共补孔10井次，109m/43层，措施前后对比，日产液增加152.6t，日产油增加146.6t（表3-3），含水下降9.8个百分点，其中大部分井效果很好。油井补孔除了增加单井产能外，还可以对水驱率有所提高，起到了提高油层的动用程度和注入水波及体积的两方面作用，对油藏稳产起到了积极的作用。表3-3H断块油井补孔措施的统计表Table3-3HFaultBlockOilWellPerforationsAddingMeasureStatisticalTable措施前措施后对比井措施层厚度日产液日产油含水日产液日产油含水日产液日产油含水号时间数(m)(t)(t)(%)(t)(t)(%)(t)(t)(%)H-2201111619.47.87.8027.827.60.42019.80.4H-320140112.2000000000H-420111192100052.852.8052.852.80H-420140123.21.51.222.35.75.704.24.5-22.3H-5201111820.200054.444.717.854.444.717.8H-520140124.67.7448.118.218.10.510.514.1-47.5H-920140136.40.390.3900.350.350-0.04-0.040H-10201111719.600013.413.4013.413.40H-1120130247.2330000-4.8-4.80H-1320140115.25.55.505.85.800.30.30小计4310925.921.915.4178.5168.55.6152.6146.6-9.8但仍有部分油井措施效果不好甚至变差，其中措施效果不理想的井次主要集中在2014年1月实施的3口井——H-3、H-9、H-13，分析效果不理想的原因除了新补开的储层物性性质较差外，地层压力低也是影响效果的主要原因，这三口井位于断块西部的34 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文弹性开采区域，地层压力保持水平低（H-3、H-13的地层压力在10MPa左右），目前生3产气油比在2000m/d左右，井底脱气严重影响了补孔效果。效果变差1井次（H-11），该井生产III油组，日产油3t，无水，位于断棱高部位，为提高产能，补开II油组合采，补孔后不出液、无效，分析原因主要是补开层物性差，并且泥浆压井对原低压层造成污染。3.3.3油井卡堵水措施效果分析在油藏注水开发后，部分油井出现了暴性水淹的现象，严重影响了油田的开发形势，针对这种情况，对高含水井进行了卡堵水措施共5井次——H-2、H-10（2井次）、H-12、H-5。从实施效果来看，除H-10因固井不合格而导致管外窜无效、H-12井因有效期过短基本无效外，其余两口井的效果还是比较明显的。其中H-2井含水由卡堵水前的90%下降到20%以下，后稳定在40%左右；H-5井结合补孔措施，含水由措施前的50%～60%下降为0，有效期超过5个月。H断块地层高温、高压，井下措施工艺技术难度大，工具不适应需要，H-12、H-2两口井卡堵水有效期较短，就是因为措施使用的FXY445-114可捞式桥塞的胶皮在长期高温高压下容易失效，因此还需进一步探索高温高压条件下的井下作业新技术。3.3.4措施效果综合评价通过对H断块已实施措施的效果分析，得到以下结论：（1）补孔、压裂措施应该是下一步稳产的主要措施从上述措施的实施效果来看，H断块目前增油效果最为明显的措施为补孔和压裂，酸化和卡堵水还存在施工工艺方面的问题，而且H断块的开发现状也适合于实施这两种措施，一是油层的整体动用程度偏低，I类油层动用程度为51.5%，但目前的主要生产层位II、III油组的动用程度较高，为70.8%，另外除去物性差、补后生产能力差的层（渗-32透率<20×10um，1.4m/1层）、油水界面附近（距油水界面5m以内，约7.8m/3层）、以及卡堵水、上返等措施已封掉的层（约28.0m/9层），II、III油组的补孔潜力不大，因此补孔措施需要在动用程度较低的I油组实施；二是截至目前，压裂措施仅在一口井实施，而且效果较好。（2）实施时应注意防止油层污染H断块的岩石敏感性分别表现为无酸敏、强盐敏、中等偏弱速敏、中等偏弱碱敏，强水敏、并且喉道小，平均喉道半径只有11.4168-11.8612um，油层对各种流体的污染35 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————非常敏感，因此在开发过程中，特别是注水及各种措施过程中应注意保护油气层，防止油层污染。（3）适当增加水井措施，确保配注量的完成H断块投产以来的绝大部分措施是在油井上实施的，水井措施很少，而注水井目前也面临着注入压力高、完不成配注量的情况（比如H-8井），因此在保证注入水质的前提下，应该适当增加水井增注措施，比如分注、压裂等，以保证配注量的完成，尤其是在开发中后期，还需要提高注采比以恢复地层压力水平，对注水工作的要求也就更高，因此探索可行的增注措施是必要的。3.4开发技术政策评价针对H断块注采井网不完善、注采不平衡，油藏过早进入中高含水期等诸多问题，评价目前所实行的技术政策是非常有必要的，同时也应该对未来技术政策的合理界限进行研究。3.4.1开发方式适应性在开发H断块的方案中，详细论述了运用何种方式开发该目标断块，结论认为该断块必须立足于注水开发，主要论据有以下两点：（1）对H断块使用注水方式开发油藏是非常必要的。综合计算边底水能量、溶解气能量和弹性能量，得出在开发天然能量的情况下，采收率最终的值是11%，在这11%中弹性能量所得到的采收率仅仅是0.7%，而溶解气能量也仅有10.3%。从计算得到的数据可以看出，在H断块中虽然存在着天然能量，但是采出率其实并不是很高，难以高速高效的进行开发。故而为了使得地层能量得以提高，必须要采用人工注水的方式。（2）对H断块实行注水开发的可行性是具备的。从上文对于储层的条件（油层所具有的水驱状况，储层砂体的连通特性以及其敏感性）进行的分析以及对注采系统的要求来看，使用注水开发技术来对该油藏进行开采是可以进行的。但是从开发这个H断块的整个过程上来说，水驱效果并不理想，没有达到补充地层能量的目的，造成断块目前脱气严重，低速低效开发，主要原因有两个方面，一是注采井数比低导致断块西区弹性开发，地层压力水平低，二是注水时间短，累计注采比低，在不考虑产出气的前提下，累计注采比仅为0.41。36 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文H断块的驱动能量主要有三个，即溶解气驱动和弹性驱动、人工水驱。为了计算这个三种驱动能量的驱动指数，结合理论计算公式以及收集的实际数据进行计算。其中三个驱动指数的计算公式如下：N(BB)tti溶解气驱动指数DDIN[B(RR)B]WBptpsigpw(3-4)CSCwwif(1m)NB()pti1Swi弹性驱动指数EDIN[B(RR)B]WBptpsigpw(3-5)WBiw人工水驱指数WDIiN[B(RR)B]WBptpsigpw(3-6)-1式中：Cf、Cw—分别为地层岩石压缩系数、地层水的压缩系数，MPa，分别取值-4-1-4-15.6×10MPa、4.4×10MPa；p—地层压降，MPa，取13.9MPa；S—束缚水饱和度，%，取值0.414；wim—与气顶有关的参数，取值0；44N—地质储量，10t，取值102.06×10t；B、B、B、B—分别为原始总体积系数（取值为1.5791）、地层原油的两titgw相体积系数（取值为2.21）、天然气目前的体积系数（取值为0.0039）、水的体积系数（取值为1.01）；4N、W、W—分别为累计产油量（取值为8.9177×10t）、累计产水量（取值ppi44为6.1101×10t）、累计注水量（取值为7.4567×10t）；3R、R—分别为原始溶解气油比（取值为234m/t）、生产气油比（取值为sip32700m/t）；通过上面的计算可以得到三者的值分别是：DDI=0.684，EDI=0.03，WiDI=0.067。从所得到的数据来看，DDI的值远比其他两个值要大，因此可以看出溶解气驱是目前这个油藏的主要开发方式，而水驱作用则较小，停注措施虽然可以在一定程度上控制含水上升速度，但从长远来看，并不利于油藏获得较高的采收率，因此目前的开发方式急需转变，确立水驱在开发中的主导地位。37 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————3.4.2井网密度适应性进行井网密度的计算的时候，为了使得其在油藏中合理分布，很多的因素必须在考虑范围内。考虑的因素主要分为两大类，第一大类是油藏的地质因素，第二大类是油藏的开发指标。前一类包含的因素主要有：油层的发育情况，油藏的空间分布特点，油藏的流体特性以及储层所具有的物性；后一类要考虑的参数主要是：在规定的时间内，油藏必须要达到的稳产时间、采出程度及采油速度等。以下两种计算方法的应用较为广泛：（1）井网密度与流体、储层性质的关系法其基础理论是谢尔卡乔夫的井网密度以及最终采收率公式。利用这种方法可以定量化的计算出储层物性，原油粘度对于井网密度的影响。计算式如下：0.8473Ke0..2531n()lnEvo(3-7)2式中：n—井网密度，口/km；Ev—体积波及系数，小数，一般取0.85；2-32Ke—有效渗透率，um，取平均有效渗透率31×10um；μ0—原油粘度，mPa.s，取地下原油粘度1.8mPa.s；2通过上面计算公式和得到的数据，可以得出14.6口/km是合理的井网密度，折算出井距的合理值是260m。（2）满足一定的采油速度法在我国对低渗透砂岩油藏想要进行开发，必须符合相应的开发条例。条例要求的开采油田储量的70%～80%所花的时间必须在20～30年内。故而想要符合这个要求，那么油藏进行开发的初期，采油速度必须达到1.5%以上。为了满足这一条件，井网密度S可由下式确定：(1)VNoSqTAo（3-8）式中：β—注采井数比，无量纲，按开发方案确定的4注11采，取值0.364；V0—采油速度，%，开发方案设计的初期采油速度为3.5%，对低渗透油藏明显偏高，这里取值1.5%；44N—地质储量，10t，取值102.06×10t；q0—单井日产油量，t/d，取值15t/d；38 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文T—年生产天数，d，取值365天；22A—含油面积，km，取值0.9km；2利用这种方法可以得出0.05km/口是合理的井网密度，折算出井距的合理值是241m。为了使结果更加合理，综合上面两种方法得出的结论，对于H断块，240～260m应该是合理井距，当前，该断块的井距在250m左右，因此井距是比较合适的，没有进行加密的必要性。3.4.3合理压力水平（1）研究方法油藏的压力保持水平主要满足两方面的需求：一是确保油藏有较好的水驱效果，获得较高的采收率；二是满足油藏的排液量需求，有较高的生产能力。该研究步骤如下：首先研究油藏的排液条件（包括排液能力和流压下限）；然后研究油藏不同含水期所对应的油藏最大排液量；最后依据最低流压和不同含水条件下达到最大排液量时的合理生产压差确定合理压力保持水平。（2）目前油藏压力状况及提液潜力分析从理论上来看，油藏处于中高含水期后，若其采液指数上升则说明该油藏有不断提高排液量的能力。在生产过程中，油藏也可以用不断放大压差的方法来提高排液量。理论上取决于无因次采液指数是否上升，实际上取决于储层产液能力的变化。采用二维二相法计算无因次采液指数随含水的变化规律见图3-15。图3-15H断块无因次采油采液指数Fig.3-15HFaultBlockDimensionlessProductivityIndex39 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————从图中可以看出，无因次采液指数在含水80%以后略有增加，但是幅度不大，最高仅可达到初期值的120%。从这些分析可以看出，在开发后期对该油藏采用提液生产的方式来增加产量没有多大的潜力。同时在含水量较低的阶段，从采油采液指数变化的情况来看，其与含水成负相关，即含水上升，指数下降。故而对含水进行严格管控是开发这类油藏的重中之重。H断块由于注水井点主要分布在断块东部，因此在地层压力的平面分布上也有明显的差异。根据油井的地层压力统计，东部注水受效井区地层压力保持水平较高，截止到2014年6月，该井区的平均地层压力在30MPa左右，为原始地层压力的68%，西部为弹性开采区，平均地层压力在18MPa，压力保持水平只有34%～45%。采油井由于在不同驱动能量下生产，流动压力也有较大差异，根据实测流压值和动液面折算，东部注水受效井区的流动压力为13.5～31.4MPa，平均为21.2MPa，则采油压差为8.8MPa，西部井区的流动压力为9.8～14.6MPa，平均为12.6MPa，采油压差为5.4MPa。注水井在正常注水期间，注水压差平均为7.9MPa，地层压力平均为46.7MPa，停注后，目前地层压力平均为37.6MPa。总的来看，H断块的注水井底压力高，井底有一定程度的堵塞，而采油井的地层压力保持水平较低，需加强注水补充地层能量。（3）流压下限大量实践和研究认为：饱和压力较高的油藏，其流动压力的下限一般在饱和压力的60%～80%。但由于各油田的实际情况不同，油井井底合理流动压力值也不同。泵可以下到地层中最大深度时的流压就是常用抽油井具有的流动压力最小值。3PPrg(LL)10minpLmp（3-9）式中：Pmin—抽油井最小的合理井底流动压力，MPa；g—重力加速度，9.8m/s；Pp—满足一定泵效的泵口压力，MPa；Lm，Lp—油藏的深度以及泵所处的深度，m，取值分别是3060m、1760m；33rL—混合液柱相对密度，g/cm，按照含水0.41折算，取值0.885g/cm；其中，合理泵口压力由下式求得：GPaPp1[(1)/(1f)]SPaβ（3-10）40 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文3333式中：G—油井能够生产的气油比，m/m，原始气油比的值为234m/m；3333S—天然气溶解系数，m/(m·MPa)，取5.33m/(m·MPa)；Pa—取0.101325MPa，大气压力；β—泵的充满系数，小数，对高饱和油藏取0.5；f—油井含水率，小数，取2014年平均含水率0.41；根据计算，初步确定H断块的流压下限为21.88MPa，为饱和压力的52.5%。（4）最大排液量对于单井的最大排液量，自喷井受停喷流压的制约；抽油井受泵径、泵深、泵效等采油工艺技术及开发水平的限制，因此，对于以抽油井开采的区块，需研究目前采油工艺状况下断块的最大排液量。单井最大产液量可用下式表示：Q[P(0)P]aamaxmaxe01（3-11）根据油井井筒压力平衡原理，最大生产压差为：P(0)PPmaxomin（3-12）式中：Qmax—各种泵径下油井的最大产液量，t/d；ΔPmax(0)—原始油层压力条件下的最大生产压差，MPa；Po—原始地层压力，MPa，取值43.9MPa；Pmin—最小井底流压，MPa，取值21.9MPa；ΔPe—目前地层压降，MPa，取断块东区的地层压降13.9MPa；αo—油井见水前的采油指数，t/(d·MPa)，取值3.8t/(d·MPa)；αl—见水后油井所得的采液指数与见水前的比值，即无因次采液指数，其值以小数形式表示，计算含水40%时取值0.9。根据以上参数计算得到单井最大产液量为27.7t/d，目前由于目前地层压力较低，最大日产液在18t/d左右，因此在地层压力得到恢复后，27.7t/d的产液量是可以达到的。（5）合理的压力保持水平通过开发现状分析，确定H断块目前的平均单井产液量在10t/d左右。根据采液指数变化规律，含水41%时的采液指数为2.95t/(d·MPa)，由此计算合理的生产压差为16.8MPa左右，结合合理井底流压计算值21.9MPa，合理地层压力保持水平应为38.7MPa左右，为原始地层压力的88.2%。41 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————3.4.4合理注采比合理注采比是油田保持和恢复地层压力的重要依据，对于低渗透油田，合理注采比应当满足下面的条件：一是在开始注水后能够使油层压力尽快恢复，使油井尽快见到注水效果；二是在油井见到普遍受效后，能够使油层压力稳步上升，并且在注采井合理流压界限内使地层压力保持在合理水平。（1）目前地层亏空情况在注采比的计算方法上，如果油藏是低饱和油藏，饱和压力低，原始气油比低，那么在生产过程中气的产出对注采比的计算影响可以忽略不计，而对于H断块这样的高饱和油藏，原始溶解气油比较高，并且地饱压差小，在生产过程中地层压力已降到饱和压力之下，出现脱气现象，这时在计算注采比时如果忽略产气量，就会带来较大的误差。考虑采出天然气量，注采比（累计注采比）算法如下：QiIPR=B(QQR/r)QB/rQggosoooow（3-13）CIPR=QiBgi(QgQoRsi/ro)QoBo/roQw（3-14）4式中：Qi、QW、Qg、Qo—分别为月注水量、月产水量、月产气量、月产油量，10t；Bg、Bgi—分别是目前压力、饱和压力下气体体积系数，借用京58断块饱和压力下气体积系数0.006532；Rs、Rsi—分别是目前条件、原始地层压力下溶解气油比，取值234方/吨；3ro—地面原油密度，取值0.8025g/cm；Bo、Boi—分别是目前压力、原始地层压力条件下原油体积系数，取值1.5791；根据实际生产数据，对2011年底至2013年初正常注水期间的注采比进行了计算，结果表明，如果不考虑产气量，月注采比为0.32～1.02，平均为0.68，累计注采比0.41，如果考虑产气量，月注采比只有0.12～0.66，平均为0.35，累计注采比0.11，地层亏空十分严重。（2）合理注采比计算本次研究采用经验统计法进行计算。经验统计法就是根据经验对各类实际生产数据进行统计分析、并对生产数据进行回归处理，找到相应的生产规律来确定出较为合理的开发界限。此法是油田开发分析中应用最普遍的一种方法。42 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文经验表明，地层存水量（即累积注水量减去累积产水量）与累积产油量关系曲线是一条相关程度很好的直线，其数学关系式为：QiwQwQoCb(3-15)4式中：Qiw、Qw、Qo——分别为累积注水量，累积产水量，累积产油量，10t；3C—每采1t油的存水量，m/t；b—常数利用上式进行直线回归，可以很方便地求出C，然后用下式计算合理注采比：fw(1fw)CIPRfw[(1fw)/]Bo(3-16)式中：IPR—合理注采比；3γ—原油密度，g/cm；Bo—体积系数；fw—含水率，无量纲。由于该方法适用于水驱开发油藏，因此在计算时，只对H断块东部水驱开发井区（不包括弹性开发井）的实际生产数据进行回归处理，求得C值为2.6762。计算得到的注采比较大有其合理的一面，通过调研可知，低渗透砂岩油藏合理注采比应该按先高后低的规律设计，比如大庆朝阳沟油田，与H断块地质特征相似，在注水开发的最初2～3年中采用略高于2的注采比，以便使油井较快的见到注水效果，当油井普遍见效并且累计注采比达到1.5左右时，才逐步降低注采比。由于H断块初期注采比较低，地层亏空严重，如需较快的恢复地层压力，高注采比是必需的，但是考虑到H断块的实际情况（比如存在地下高渗透条带），建议恢复注水后的注采比在1.5～2.0之间，并根据压力监测的结果及时调整注采比，同时，应加强纵向剖面的调整，降低单层的吸水强度，避免快速水淹情况的出现。3.4.5合理注采井数比合理注采井数比指的是保持油藏进行开发所用的井数总量固定不变，压力系统处于合理的界限之内、在一定的注采压差的条件下，可以得到的最高温度产液量与充分发挥生产能力的油水井数比。含水发生变化时，也要对注采井数比的合理值进行相应的改变。（1）相对渗透率曲线法面积注水的条件下，最好的油水井数比可近似于流度比的平方根。算法如下：43 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————oRK(s)K(s)rwwrowK(s)wrowi(3-17)式中：μo、μw—地层油水粘度，mPa.s；Kro(Sw)、Krw(Sw)—含水饱和度为Sw时的油、水相对渗透率，无量纲；Kro(Swi)—束缚水饱和度下的油相相对渗透率，无量纲；Swi—束缚水饱和度，无量纲；Sw—含水饱和度，无量纲。计算结果如图（图3-16）。图3-16H断块合理油水井数比与含水关系图Fig.3-16HFaultBlockRelationDiagramofReasonableNumberRatioOfOilAndWaterWellsvs.WaterCut目前，H断块的综合含水为44.2%，从得出的计算结果可知，其合理的油水井数比为1.8，而目前断块实际油水井数比为7.5，实施2口注水井，扣除低产、无产及故障不能正常生产的5口油井，实际油水井数比为5，仍然远远高于合理油水井数比值。（2）吸水、产液指数比法吸水、产液指数比法指的是从油井的注采平衡角度，按照油藏所具有的注采能力，对注采井数比值提出的要求。下面的公式是用于计算这个比值：RIJwL（3-18）式中：R—油水井数比；Iw、JL—地下体积计算的吸水、产液指数，m3/MPa·d；计算方法如下：利用得到的实际数据，统计回归出含水与吸水指数的相关关系式，含水以及采液的相关关系式。之后结合得到的规律和上面提到的公式计算出在含水不同的情况下，注采井数比的数值。44 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文采液指数：JAeBfwL吸水指数：IaeBfwwJ3式中：L—采液指数，m/MPa·d；I3w—吸水指数，m/MPa·d；A、B、a、b—公式中待确定的关系数；fw—含水率，无量纲。利用回归方法对得到的H断块生产数据进行分析，得到的关系式如下图（图3-17）、（图3-18）：图3-17H断块采液指数曲线Fig.3-17HFaultBlockFluidProductivityIndexCurve图3-18H断块吸水指数曲线Fig.3-18HFaultBlockWaterInjectivityIndexCurve45 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————0.0084fwJ2.0899eL0.0029fwI4.1034ew将综合含水带入式中（取2014年平均综合含水41.1%），则计算结果如表（表3-4）。表3-4合理油水井数比计算结果表Table3-4CalculationResultListOfReasonableNumberRatioOfOilAndWaterWells综合含水地下采液指数吸水指数合理油水区块33（%）(m/MPa·d)(m/MPa·d)井数比H断块41.12.924.61.26从表中可以看到，该方法计算得到的注采井数比为1.26，与相对渗透率曲线法差距较大，分析原因可能是由于H断块注水井数少，正常注水时间短，由实际数据回归得到的吸水指数曲线代表性差，因此该方法的结果不能正确代表油田实际情况，仅供参考。综合以上两种方法的计算结果，H断块目前的合理油水井数比取值1.8。3.4.6合理采油速度对于水驱开发砂岩油藏，采油速度是否合理是一个十分重要的问题，在开发过程中，如果采油速度过高，则会稳产时间短，产量递减快，带来生产被动。同时，平面和纵向矛盾加剧，油藏最终采收率低；反之，如果采油速度偏低，则不能满足油田对产量的要求，亦不能发挥油藏潜力。通常制定合理的采油速度采用数值模拟和动态分析的方法，下面通过对采油速度与综合含水、地层压力的相关关系来分析H断块的合理采油速度。（1）采油速度与综合含水变化的相关关系通常来讲，单井的见水快慢和见水后含水上升速度大小除了与储层流体物性、注采比等有关，还与注采压差（即由注水井底到油井井底的压差）有关，注采压差越大，就更容易在注采井间形成水窜通道，单井见水越快，而注采压差与采油速度又有直接的关系，采油速度越大，采油井井底压力下降的越快，注采压差越大。H断块采油速度与含水的相关关系曲线如图（图3-19）。从图中可以看到，含水的变化与采油速度的变化有明显的相关关系，主要体现在两个生产阶段：第一个阶段是在2010年底油田全面投产至2011年8月，该阶段的采油速度在3%～5%，平均为3.58%，而根据开发方案的单井配产15t/d折算，开发初期的采油速度为3.5%，46 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文二者是符合的，但是从开发实践来看，在这样低渗透、天然能量不充足的断块油藏，初期采油速度3.5%是明显偏高了，高速开发带来的最直接的影响是2011年7月至12月综合含水的迅速上升（该阶段的含水上升率达到50.28%），几口暴性水淹井在投产初期或者见水前的日产油均高于15t/d，典型的比如H-2井（图3-20），见水前的日产油高达55t，导致见水后含水迅速上升。高速生产阶段低速相对稳产阶段图3-19H断块采油速度与含水的相关关系曲线Fig.3-19HFaultBlockRelationDiagramofOilProductionRatevs.WaterCut图3-20H-2井生产曲线Fig.3-20H-2WellProductionCurve第二个阶段是2012年4月至今，油田进入低速开发阶段，采油速度平均为0.79%，该阶段的另外一个主要特征是含水得到控制，并大幅度下降，这主要是由于2012年之后水井停注，但采油速度的降低对控制含水上升也起到了一定的作用。（2）采油速度与地层压力变化的相关关系采油速度与地层压力的变化，尤其是油井地层压力的变化，也有明显的关系。部分单井的地层压力变化图（图3-21），从图中可以看到，由于注采比偏低，地层能量得不47 第三章油藏开发效果评价——————————————————————————————————————————————————到补充，各油井都表现出高采油速度阶段压力降低速度快、低速生产阶段压力降低速度慢或基本保持稳定的现象，因此控制采油速度对减缓地层压力的下降有一定的作用。图3-21H断块采油速度与油井地层压力相关图Fig.3-21HFaultBlockRelationDiagramOfOilProductionRatevs.OilWellFormationPressure（3）合理采油速度4H断块主要生产层位是II、III油组，按照目前动用程度计算，实际动用储量只有35×10t4左右，其中II油组为28×10t左右，而断块的初期采油速度较高，按实际动用储量折算，II油组采油速度应该在15%以上，是油井过早见水和含水快速上升的重要原因。另外，由于实际水驱率低，大部分动用储量为弹性开采，也必然导致压力的快速下降。综合以上认识，从整个断块来看，在目前的采油速度（1.2%）下，含水稳定，在水井停注的情况下，地层压力下降速度减缓，参考国内其他开发效果较好的低渗透油田，即使今后在注采井网完善、水驱见效后，采油速度也不宜过高，应控制在1.8%～2.0%左右。3.5小结从上面对H断块在开发过程中的一些技术政策的分析，对该断块开发效果不理想的原因有了以下认识：（1）压力水平低是断块低效开发的主要原因通过计算可知，断块合理的地层压力保持水平为38.7MPa，而目前断块东区的地层压力为30.0MPa左右，西区的压力水平更低，造成地层脱气，产量递减迅速。对于高饱和油藏，由于地饱压差小，在开发过程中地层极易脱气，如果地层压力适当降低，保持在饱和压力的60%～80%，则脱气后溶解气混和在原油中，可以降低液柱48 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文密度，使油井维持较长的自喷能力，对油田开发是有益的，但如果地层压力保持水平过低，地层脱气量大，则井筒附近的含气饱和度快速上升，油相渗透率急剧下降，导致油井低产甚至不出液。因此H断块当务之急是要加强注水，恢复地层压力。（2）造成注水效果不理想的原因是多方面的，既有地质方面的因素，也有开发技术政策方面的因素。地质方面：该断块储层敏感性强，对注水开发有较高的要求，注水压力普遍较高，比如H-8井即因为注入压力过高而无法完成配注；同时在开发初期，部分见效井迅速水淹，导致注水井关停，分析认为主要原因是储层中存在高渗透条带，断层附近裂缝较发育。开发技术政策方面：注采井数比低、注采比低，使得断块整体压力水平低，并且平面上压力分布不均匀；水驱率低，既造成了部分无效注水，也使部分油井单层单向受效，在一定程度上加快了油井水淹速度。（3）开发初期采油速度过快，必然导致后期递减迅速。对于H断块这样的高饱和油藏，虽然初期产量较高，但由于储层物性差，生产压差大，米采油指数并不高，比如H-1井试油压差为20.2MPa，米采油指数仅0.3t/（d·MPa·m），井底流压为23.3MPa，低于饱和压力18.4MPa，因此高速开发是以地层压力加速下降为代价的，在注水效果不理想的情况下，必然导致后期产量递减迅速。49 第四章剩余油分布及潜力分析第四章剩余油分布及潜力分析4.1剩余油分布规律目前，剩余油分布规律的研究方法主要有：井组动态分析法、水淹层测井解释法、密闭取芯法、数值模拟研究等方法，本次研究主要采用井组动态分析法，对H断块的平面和纵向的剩余油分布规律进行分析。（1）平面剩余油分布规律2014年6月，H断块主体部位除H-1、H-2、H-12、H-19关井外，正常开井10口。根据单井生产情况看，平面上的剩余油分布基本是连片的，水淹范围较小，依据有以下两点：①油藏西区为弹性开采区，虽然H-3、H-4见水，但分析认为应该是边水入侵，高部位H-9、H-13井均不含水；断块东部从2011年底投注至2013年初停注，正常注水时间仅1年多，累计注入量为7.4567万方，目前的油藏存水率只有20%～30%，并且从目前正常生产井的单井含水分级情况看（表4-1），除H-10水淹外，均为中低含水井，因此油层水淹情况不严重。表4-1H断块单井含水分级表（201406）Table4-1HFaultBlockIndividualWellWaterCutClassificationForm（201406）项目<25%25%～75%75%～90%>90%4口5口1口开井(口)0（新H-1x、H-5-9-13）（H-3-4-6-7-11）（H-10）比例(%)4050010平均日产液(t/d)1.311.400.3平均日产油(t/d)1.35.900平均含水(%)047.90100②虽然存在部分单井因高含水关井，但从单井的见水过程看，属暴性水淹，为注入水在地应力方向上的单层单向突进，水推速度快，但注入水的波及面积可能并不大比如3H-10井在H-6井注水30天、累注仅3000m后即见水，水推速度10.6m/d，10天后含水3就升到80%；H-12井在H-14井注水10天、累注仅995m即见水，水推速度30m/d，45天后水淹，累产油仅1500t。50 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文根据以上井组动态分析结果表明，H断块剩余油大致分布如图4-1所示。高含水区域主要分布在H-6～H-10～H-2井，呈三角形状分布，其它区域均未受到注水波及影响，剩余油高度连片，因此是下一步重点治理挖潜对象。图4-1H断块剩余油分布图Fig.4-1HFaultBlockRemainingOilDistributionDiagram（2）纵向剩余油分布规律结合动态资料，各油组的剩余油分布规律如下：I油组：I油组在开发方案中定位为产能接替层，动用程度低，并且三口注水井中只有H-8在I油组射孔，但无对应生产层，因此I油组水淹程度较小。II油组：该油组是H断块的主力油组，打开程度高，但由于储层非均质性的存在，纵向上动用程度差异较大，从H-6、H-14井的吸水剖面和H-2井产液剖面(图4-1)来看，II油组中部5号小层是主要的产液和吸水层。图4-2H断块产吸剖面Fig.4-2HFaultBlockProductionandInjectionProfile51 第四章剩余油分布及潜力分析III油组：该油组II类油层和油水层占了较大比例，油井一般只动用顶部1号小层，水井H-6、H-8也射开了III1小层，但从H-6井吸水剖面来看，相对吸水量很小，因此水淹情况并不严重。4.2油藏潜力分析综上所述，H断块的剩余油在平面上主要分布在弹性开采区（断块西区）、注采不完善井区、开采时间较短井区及井间三角带，纵向上主要分布I油组和II油组的上部，III油组虽存在一定的剩余储量，但油层品质较差，动用难度较大。水淹区主要有H-2～H-14～H-12一线的II5小层（中度水淹）、H-6～H-10一线的3II4、5小层（轻～中度水淹），H-8井累计注入仅7072m，根据油层物性分析II5、6、III1存在轻度水淹。为了对小层剩余油的分布潜力有定量化的认识，根据油水井的产吸剖面和油层kh值，将油水井的产油量和注水量进行了劈分，得到目前各个小层的采出程度和剩余储量，结果见表（表4-2）。表4-2H断块小层注采量劈分表Table4-2HFaultBlockSublayerInjectionProductionCapacitySplitTable4443剩余地质储量油组小层地质储量(10t)累计产油(10t)累计注水(10m)4采出程度(%)(10t)114.190.003014.1870.02213.851.3651012.48499.86I34.48004.480.0045.6600.1035.660.00小计38.181.36810.10336.81193.58100000.00200000.00315.870.48851.732515.38153.0846.430.96771.28485.462315.05II57.461.09963.62196.360414.7469.691.40730.4738.282714.5273.590.846902.743123.5984.10.36303.7378.8596.440.184906.25512.87小计53.585.35797.112248.222110.0017.771.21760.24156.552415.6721.70.326801.373219.22III30.790.229500.560529.05400000.00500000.00小计10.261.77390.24158.486117.29合计102.028.49997.456793.52018.3352 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文从表中可以看到，统计结果与动态分析的结论基本吻合，I+II油组的剩余储量占总剩余储量的90.9%，是下一步挖潜的主要目标。从小层来看，部分主力层虽然采出程度较高，但由于储量基数大，剩余储量多，I1、I2、II3-6、II9、III1等小层是下一步重点挖潜治理对象（图4-3）。图4-3H断块剩余地质储量、地质储量采出程度分布图Fig.4-3HFaultBlockDistributionDiagramofRemainingGeologicalReservesandRecoveryPercentofGeologicalReserves53 第五章综合调整对策及效果预测第五章综合调整对策及效果预测5.1调整部署方案5.1.1调整原则该断块调整治理的整体思路如下：在地质研究成果的基础上，调整完善注采井网和注采对应关系，提高水驱动用程度，充分发挥II、III油组的主导生产作用，而不急于动用I油组；同时从单井入手，加大措施力度，调动非主力层的生产潜力。调整原则与目的：（1）调整注采井网和注采对应关系，提高注采井数比，提高II、III油组的实际水驱率；（2）加大单井措施力度，油井以低产井（层）压裂改造和补孔为主，提高油井生产能力；水井以补孔、分注和增注措施为主，调整层间关系，改造弱吸水层和不吸水层，提高剖面的动用程度；（3）断块恢复注水开发，提高地层压力水平至合理值，降低因地层脱气给开发带来的不利影响；（4）通过综合治理，提高采油速度到1.8%。5.1.2调整方案部署及效果预测根据调整的原则与思路，制定H断块的调整部署如下：（1）完善注采井网，提高注采井数比。安排采油井转注水井3口—H-4、H-10、H-9。对无效注水井转采—H-8。实施后断块共有注水井4口，油水井数比3.25。①H-4井转注一是为了完善断块西部的注采井网，因为-4井打开的主要是II油组的3-8六个小层（解释序号12-13、15-24），由落实的II油组的构造来看，断块内部-5与-10之间的断层把断块分为东西两个部分，西部断块无注水井，靠弹性开发效率已经很低，因此非常有必要对西部断块实施注水。而西部断块的其他四口井均在II油组进行生产：H-3（打开了II油组7、8两个小层）、H-5（打开了II油组3-7五个小层）、H-13x（打开了II油组4、6-9五个小层）、H-9（打开了II油组8小层），从横向的连通关系来看H-4井基本打开了其它井的对应层位，故H-4注水对其它井的相应层位可直接受益。54 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文二是从构造的高低关系来看，H-4井处于低部位，开采过程中已见水，为补充地层能量对其注水是完全必要的，而且驱油效率是高的。三是从沉积微相的角度来分析，该井区主要处于辫状河道、分流水道及席状砂的过渡带上，砂岩的粒级相对较细，渗透率不是很高，可避免高渗透条带的影响。②H-10转注1112H-10井主要打开的是II油组4-7、9，III1共六个小层，且4、5、6、6四个单12砂体渗透率较高，易产生高渗透。受断层的影响其周围一线井有H-6（打开II4、II5、121II6、II6、II9、III1）、H-19x（生产的是I油组的油层）、H-2x（打开II4-II6、III1）、新H-1x（目前高含水，并且注采井距过小，建议上返生产I油组）。从构造来看，这些井都在H断块II油组内部断层以东，高中低均有分布。从沉积微相来划分，该井区处于辫状河道和分流水道微相，粒级较粗，渗透率相对较高，一方1面有利于注水开发，另一方面又怕油井水淹。从单砂体渗透率的分布来看，在II5砂体在H-6、H-10、H-2x井之间存在高渗透区，且从目前的生产状况来看，H-10井已出现较严重水淹，且卡堵水无效。H-10井射开层位较多，由于H-6井已转采，要完善注采井网，可对H-10井卡堵高渗透层之后进行转注。那么H-6和H-2x两口井可直接受益。③H-9转注H-9井主要生产的是（II8、III1、III2、III3），在III油组顶面构造图上处于构造高部位，与其一线井有H-3、H-13x、H-1井共3口且处于同一断块之内，H-3在III油组无油层，只有H-13x和H-1两口井生产III油组，从沉积微相分析该井区主要处于分流水道微相，渗透率相对较高，对注水开发有利。目前H-9井在III油组低产，表明III油组地层能量不足，为补充其地层能量建议对H-9井转注，则受益井两口；H-13x、H-1井。效果预测：从注采井网调整后其注采对应来看，注采井之间不存在高渗透条带，转注后不会出现快速水淹的状况。转注的3口油井只有H-4井正常生产，产量较高，其余两口井间开，因此油井转注给产量带来的损失不大，根据2014年上半年的平均产量，转注后损失油量4.8t/d。转采H-8井，设计打开I1小层I类厚度8.4m，由于转注井地层压力较高，因此参考H-1井试采初期的米采油指数0.2t/（d·MPa·m），生产压差取6MPa，则可日产油10.0t。55 第五章综合调整对策及效果预测（2）完善注采对应关系，提高水驱率。对油水井进行补孔，除转注井外，油井补孔2口—H-7、H-19，I+II类油层31.2m，水井补孔2口，I+II类油层12.8m。效果预测：除转采井，还有2口油井补孔增产，参考H-1井试采后期、地层脱气时的米采油指数0.08t/（d·MPa·m），生产压差取6MPa，可日增油15.0t。另外油、水井补孔后，断块水驱率可由目前的29.7%上升至82.2%，提高52.5百分点，其中II、III油组的水驱率可达95.3%和76.5%，较调整前有大幅度提高。（3）水井分注，提高油层动用程度。水井分注2口，鉴于II油组中部吸水能力强，可对水井进行一级两段分注（封隔器在II5、II6小层间），加强II油组底部和III油组的动用。（4）油井压裂2口，恢复产能。效果预测：油井压裂2口—H-1、H-3，措施有效厚度18.4m。参考H-11井的压裂效果，该井射开I+II类厚度14.8m，由于地层能量低，虽初期增产幅度高，但递减较快，后期增油幅度较小，截至2014年6月，累计增油380t，仍在见效期内。鉴于这种情况，建议两口井的压裂措施在H-4和H-10两井转注一段时间、地层压力有所恢复之后再实施，效果预计要优于H-11井，预测有效期10个月，两口井累计增油1600t。表5-1H断块调整建议汇总表Table5-1HFaultBlockAdjustmentSuggestionSummaryTable有效厚度调整项目井别井号措施层号调整目的（m）H-4补充西区弹性开采区地层能量油井转注H-10提高注采井数比H-9低产，转注后可补充III油组能量水井转采H-8无效注水H-8I18.4转采油井H-7II3-517.2H-14已射，完善注采关系补孔H-19II3-614停产井恢复，完善注采关系H-10II310.4完善注采关系水井H-14II62.4完善注采关系H-1III1-39.2低产，恢复产能压裂油井H-3II7-89.2低产，恢复产能H-4分注水井封隔器在II5II6小层间H-1056 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文综合以上措施效果分析，考虑生产层数增多可能带来的层间干扰问题及扣除转注井损失，预计油井补孔后可日增油20t，加上2014年10月份日产油水平51t，采油速度达到2.1%（年生产时间300天），压裂措施可累计增油1600t，另外通过完善注采井网以及水井分注等措施，加强注水效果，可使断块产量进一步稳定和提高，2015～2016年平均采油速度保持在1.8%～2.0%左右（表5-1）。5.2经济效益评价调整方案预测总投资452.7万元，具体投资情况如下（表5-2）：油井转注3井次：油井转注施工费7.5万元，地面、注水设施、地面流程约5.5万元，共13万元/井次，合计39万元；水井转采1井次：施工费用7.5万元，地面、抽油机、地面流程约40万元，共47.5万元/井次，合计47.5万元；油水井补孔5井次52.4m：补孔费用按4623元/米+补孔底界深度×0.89元/井次+路程1152元/次+施工费8万元/井次，合计66.2万元；压裂2井次：压裂费用约130万元/井次，合计260万元；分注2井次：分注费20万元/口，合计40万元。表5-2H断块调整方案资金预测表（万元）Table5-2HFaultBlockAdjustmentSchemeFundingBudgetTable（millionyuan）井号措施内容补孔费(万元)注采(注)(万元)压裂(万元)分注(万元)合计(万元)H-4转注、分注132033H-7补孔17.317.3H-8转采、补孔1247.559.5H-9转注1313H-10转注、补孔、分注13.2132046.2H-1压裂130130H-3压裂130130H-14补孔8.48.4H-19补孔15.315.3合计66.286.526040452.7按原油价格每吨油3064元（70美元/桶）计算，H断块年恢复生产能力6000吨（300天计算），总收入1838.4万元，扣除吨油成本773元/吨及各类投入合计916.5万元，则一年收回全部成本并获得921.9万元效益。57 第五章综合调整对策及效果预测按原油价格每吨油2754元（60美元/桶）计算，H断块年恢复生产能力6000吨（300天计算），总收入1652.4万元，扣除吨油成本773元/吨及各类投入合计916.5万元，则一年收回全部成本并获得735.9万元效益。58 中国石油大学（华东）工程硕士学位论文结论本论文是在对H断块油藏进行综合地质特征分析及对其开发效果进行评价的基础上，制定出了针对H断块油藏的开发调整对策，从中得到的认识和结论如下：（1）H断块主力含油段为沙四上段，属三角洲沉积相。储层属中孔中低渗透储层。层间非均质比平面的非均质性强。储层平面和纵向上均存在高渗透条带，易造成快速水淹。（2）断块油层II油组油层最为发育，为该断块的主力油组，平均单井钻遇I类油层15.9m/5.9层，I油组油层发育次之，平均单井钻遇I类油层15.7m/4.7层，III油组油层最不发育。（3）储层岩石润湿性实验表现为弱亲水，有利于注水开发，但是储层敏感性试验表明储层为中等偏强-强水敏、强盐敏。因此注水开发时要考虑防膨措施。（4）由于储层中存在高渗透条带、断块整体压力水平低且平面上压力分布不均匀、开发初期采油速度过快等原因，目前该断块处于产量递减期，开发效果较差。（5）通过对开发技术政策进行评价，明确了H断块必须立足于注水开发，合理地层压力保持水平应为38.7MPa，恢复注水后的注采比在1.5～2.0之间，合理油水井数比为1.8，采油速度控制在1.8%～2.0%左右的技术政策。（6）应用井组动态分析法对H断块剩余油分布规律进行分析，明确了I+II油组的剩余储量为下步挖潜目标；制定了完善注采井网（采油井转注水井3口、注水井转采1口）、完善注采对应关系（油水井各补孔2口）、水井分注、油井压裂的综合调整方案。59 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