三次采油试验与评价

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1、三次采油试验与评价目录一、油藏概况二、剩余油分布规律三、可动凝胶调驱试验井组选择四、方案设计五、现场实施及初步效果评价六、认识与建议（一）地质特征25-1125-1025-325-425-225-925-525-12525-625-825-1225-725-13莫25断块构造井位图——地层平缓该断块地层较缓，向东南方向抬起，向西北方向倾伏，倾角约5度，构造高点在莫25-1井东南约80米处。1、构造特征——构造完整从断块沙三段顶面构造图（图1）上看，断块构造简单，为两条断层夹持的一个鼻状构造，一条是位于莫25-1井东南，走向北东向的反向正断层，另一条是位于断块西侧的走向北北东

2、向的正断层，断块内一条次生小断层与北北东向大断层伴生，不影响断块的构造格局，也不影响油水井的对应连通关系。2、储层特征——纵向上砂体分布集中，具正韵律沉积特征莫25断块沙二+三段为滨浅湖相滩砂沉积，纵向上分布比较集中，主要在3300m—3418m之间的118m井段内；从油水井电测曲线来看，沙二+三段砂体总体表现为下好上差的正韵律沉积特征。——平面上砂体分布受构造和岩性控制断块砂体在平面上分布不均匀，由于岩性因素控制，在莫25-13井，油层厚度达31.6m，其次受构造因素控制的次高点在莫25-2井，油层厚度27m，向四周逐渐变薄，总体变化趋势是自西南向北东方向变薄。——储层物

3、性较差，非均质性强断块内只有一口取芯井莫25井，取芯井段3408.8m-3415.0m，进尺18.65m，收获率95.49%，含油芯长5.23m。岩性以细砂岩为主，胶结物主要有泥质和灰质，胶结类型主要为孔隙式胶结。岩芯孔隙度6.8-18.3%，平均为15.1%，孔喉直径均值为9.06μm，排驱压力0.12MPa，中值压力0.25Mpa。空气渗透率4.12-45.3×10-3μm2，平均为18.3×10-3μm2，根据地层测试资料计算，有效渗透率为7.23×10-3μm2，储层物性较差，为中孔低渗储层。渗透率级差大，最大为210，最小8.7，平均59.5，突进系数最大4.94

4、，最小1.79，平均3.31，反映非均质性强。3、流体特征莫25断块地面原油密度0.8568g/cm3，地面原油粘度13.44mPa.s，凝固点35℃，含腊20.5%，胶质沥青质含量12%，原油性质较好。本区地层水矿化度较高为16605-21485mg/l，Cl-为7285-11654mg/l，水型为NaHCO3，说明该区具有较好的封闭环境，原油保存条件较好。4、油藏类型莫25断块油层分布主要受构造及岩性控制，总的表现为高油低水的油水分布特点，岩性渐变、尖灭现象较多，为一岩性-构造油藏，据试油资料统计，油水界面约在3418m左右。2、注水见效，高产稳产阶段1996年2月随着

5、25-4和25-1的陆续投注，地层能量得以补充，对应油井均有明显的见效反映，但含水也持续上升并且含水上升速度较快，反映油藏注采矛盾突出。1、弹性开采阶段1994年12月断块正式投入开发，由于地层压力梯度大于1.0，投产初期断块有4口油井为自喷投产，表明油藏有一定的天然能量，油井全部投产后日产油峰值129t/d，但递减较快，反映断块边水能量弱，地层能量衰减快。（二）开发简况3、产量递减阶段自1998年10月进入产量递减期，针对断块开发过程中暴露的矛盾，在落实主要产水层和来水方向的基础上对油藏实施了一系列的调整措施，包括水井的分注、调剖、停注试验，油井卡水、注灰、补孔等措施，见

6、到了初步效果。但随着主产层水淹状况进一步加剧，油井含水持续上升，并且接替层物性差、产能低，使得油藏产液量大幅下降，产量递减加大，稳产形势十分的严峻。目录一、油藏概况二、剩余油分布规律三、可动凝胶调驱试验井组选择四、方案设计五、现场实施及初步效果评价六、认识与建议动态分析法示踪剂监测水驱历史拟合法（1）油井见效具有明显的方向性，主要是沿北东方向，与控制构造格局的主断层方向基本平行。例如位于注水井25-1井北东方向的莫25-6井，在-1井注水后即见到了明显的注水效果，含水快速上升，至98年底已水淹，氯根值由原始的11615mg/l降至3475mg/l，明显淡化。同样莫25-4井

7、组北东方向的莫25-9井氯根值也降至400mg/l。莫25井受北东方向-8井的注水影响，也出现淡化。由此形成了莫25-9、-6、25三个Cl－低值区。（一）动态分析法再从油水井动态反映证实25-2主要见效方向为25-1，25-10井主要见效方向为25-4井，注入水基本沿着北东方向渗流。根据产吸剖面统计，主力层为4上5-8，是主要的产液层和见水层，目前断块主体的7口油井中有4口为特高含水，说明主力层水淹严重，而接替层的产能较低，无法实现产量的接替。例如鄚25-9井99年1月封堵高含水层后，虽然含水得到控制，但接替层为