滨南油田滨一区沙二段剩余

中国石油大学（华东）现代远程教育毕业设计（论文）题目：滨南油田滨一区沙二段剩余油潜力及挖潜方案研究学习中心：胜利学习中心滨南教学点年级专业：2004网络春石油工程学生姓名：曾远彬学号：0470232040指导教师：谭爱民职称：工程师导师单位：滨南采油厂采油二矿地质队中国石油大学（华东）远程与继续教育学院论文完成时间：2007年11月9日中国石油大学（华东）现代远程教育毕业设计（论文）任务书发给学员1．设计(论文)题目：2．学生完成设计(论文)期限：年月日至年月日3．设计(论文)课题要求：4．实验（上机、调研）部分要求内容：5．文献查阅要求：6．发出日期：年月日7．学员完成日期：年月日指导教师签名：学生签名：i摘要滨一区位于滨南油田东北部，滨县凸起南端，是一个小断块层状油藏。断裂系统复杂，滨南大断层为其北界断层，南界以一条北东东向断层与滨四块隔开。全区由自北向南逐级下降的三个阶梯状断块区组成，分别为滨二块、滨八块、滨三块，此次研究重点为滨八块和滨二块，分别位于滨一区北端和南端。本次主要是通过对滨八块和滨二块的开发阶段和水驱开发效果进行评价后，找出其存在的问题，通过油藏建模研究和剩余油潜力的研究，找出挖潜方案和具体措施的实施，通过采用模型和饱和度拟合等技术的研究，主要有以下几点结论：1、任何反演技术都有一定的多解性，仅靠静态资料确定的油藏模型具有较强的不确定性，尤其是随着开发的深入更是如此。因此，利用开发中后期大量的开发动态资料做约束，采用动静态资料油藏综合建模技术重新建立油藏模型，可以大大减少这种不确定性，从而提高油藏模型的精度，为提高采收率奠定坚实的基础。2、基于非均质储层正演模型的分层潜力评价方法与其它评价方法相比，具有精度高、效率高的优点；同时它也为正确评价分层潜力及动用状况提供了理论基础3、油藏数值模拟的饱和度拟合技术主要针对单井含水不清的情况（如长期使用水力泵的油田）而设计的。该方法也同样适用于常规油藏数值模拟，与常规的含水拟合技术相比，饱和度拟合技术使剩余油分层评价结果更加接近油藏实际。关键词：断裂水驱开发效果剩余油饱和度油藏模型ii目录摘要………………………………………………………………………i目录……………………………………………………………………ii第1章前言……………………………………………………………1第2章开发状况分析及存在问题………………………………………42.1开发阶段划分…………………………………………………………42.2水驱开发效果评价……………………………………………………52.3存在问题………………………………………………………………16第3章油藏建模研究及剩余油潜力研究………………………………203.1地层模型研究…………………………………………………………203.2构造模型研究…………………………………………………………213.3储层模型研究…………………………………………………………263.4油藏模型………………………………………………………………303.5剩余油潜力研究………………………………………………………32第4章挖潜方案及指标预测……………………………………………394.1挖潜方案部署原则……………………………………………………394.2挖潜方案设计…………………………………………………………394.3指标预测………………………………………………………………40第5章实施效果…………………………………………………………43第6章结论……………………………………………………44致谢词…………………………………………………………………45参考文献……………………………………………………………461第1章前言滨一区位于滨南油田东北部，滨县凸起南端，是一个小断块层状油藏。断裂系统复杂，滨南大断层为其北界断层，南界以一条北东东向断层与滨四块隔开。全区由自北向南逐级下降的三个阶梯状断块区组成，分别为滨二块、滨八块、滨三块，此次研究重点为滨八块和滨二块，分别位于滨一区北端和南端。滨八块沙二段是依附在滨县凸起上向南倾斜的鼻状构造，断块内发育多条北东向和南北向的小断层，将滨八断块分割成多个小断块。滨二块在构造上受南部洼子的影响，地层南倾。滨二块沙二段西部、中部是一个被断层复杂化了的背斜构造，工区东部为一个被断层复杂化了的断鼻构造。详见图1-1、图1-2。滨一区主要含油层系为沙二段和沙三段，其中沙二段全区分布，是本次调整的目的层段。滨八块主要含油砂组为二砂组和四砂组，公报含油面积3.4Km2，公报地质储量419×104t,总的油层厚度6.0—21.5m，平均13m左右。滨二块主要开采层系为沙二段第四砂层组，公报含油面积5.1Km2，公报地质储量735×104t。其含油井段2326-2470米，平均单井油层有效厚度10.1m。该区块1970年投入开发，先后经历了弹性开发、早期稀井网注水开发、强注强采、加密调整四个阶段。截止到2004年10月，滨二块投产油井18口，开井3口，核实日液能力58.9t/d，平均日油能力12.1t/d，综合含水79%，平均动液面566.6m，累采油89.6×104t，采油速度0.09%，采出程度18.9%，注水井13口，开注0口，累积注水530.25×104m3，平均压降2.4MPa。滨八块共有油井16口，开井4口。核实日产液水平29t/d，日产油水平10t/d，综合含水65%。平均动液面710m。采油速度0.09%，平均采出程度26.5%。滨八块共有注水井11口，开井2口。月注采比为1.3。表1-1滨一区沙二段2004.10开发数据2区块生产井数(口)开油井数(口)注水井数(口)开水井数(口)日液能力(t/d)日油能力(t/d)综合含水(％)平均动液面(m)累积采油(104t)采油速度(％)采出程度(％)滨二块18313058.912.17956689.60.0918.9滨八块163112291065710111.10.0926.5图1-1滨南油田滨一区沙二段井位构造图3图1-2滨二块沙二段油藏剖面图4第2章开发状况分析及存在问题2.1开发阶段划分为了与同类油藏的开发历程进行横向对比及评价，主要利用童宪章教授提出的以含水和含水上升率来重新划分开发阶段。这种方法把一个水驱油藏的全部开采过程划分为四个阶段，各阶段划分标准及开发特点如下：第一阶段：低含水阶段（含水率0—25%）这一阶段包括油藏的无水采油期在内。特点是含水率较低，一般不会因产水而显著影响油井的产油能力，油藏的稳产也不致受到威胁。但这一阶段的规律一致性较差，主要原因是影响这一阶段的因素较多。第二阶段：中含水阶段（25—75%）不管什么样的水驱油藏，一般正常情况下，这一阶段其含水率与采出程度关系曲线都表现为相同斜率的近似直线。阶段含水上升率平均值为3.9%左右。在这一阶段中无论是哪一类水驱油藏，阶段采出程度都在12.8%左右。第三阶段：高含水阶段（含水率75—90%）这一阶段阶段采出程度可达6.4%，阶段含水上升率平均为2.46%。第四阶段：特高含水开发阶段（含水率为90—98%）这一阶段为水驱油藏开发晚期，进入了水洗油阶段，但阶段采出程度也可以达到9.8%，尤其是对于原油粘度很高的油藏来说，很大一部分地质储量必须在高含水阶段才能采出。根据以上标准，以滨八块为例，可划分为四个开发阶段：（1）低含水期（68-78年），平均采油速度是0.88%，阶段末采出程度为8.78%，阶段含水上升率3.49%。（2）中含水期（79-88年），稳产阶段，该阶段平均采油速度是1.24%，阶段采出程度12.48%。其中在85年扩边和完善注采系统后，储量增大，产能翻番。调整方案实施后，含油面积扩大了0.79平方公里，采油速度5从0.78%提高到2.19%，含水也有所降低。稳产形势显著改善。阶段含水上升率为3.86%。（3）高含水期（89-93年），平均采油速度是0.88%，阶段采出程度只有3.85%，阶段含水上升率为1.58%。（4）特高含水期（94-99年），产量递减阶段，采油速度从93年的0.55%降到99年的0.04%，采出程度已经达到26.42%，但阶段采出程度仅有1.31%。从沙二段实际开发数据与统计数据比较看，滨一区沙二段在进入高含水期之前，即在中低含水开发阶段是基本吻合统计规律的，说明开发效果比较好。但进入高含水开发阶段后开发效果明显变差，高含水阶段阶段采出程度只有统计数据的一半。2.2水驱开发效果评价2.2.1储量动用状况评价2.2.1.1射孔程度高对滨一区沙二段油井厚度统计，总油层厚度273.6m，目前射开厚度为259.5m，射开厚度已达94.9％。其中滨二块三个主力层的射开厚度百分比分别是：4上1为99％、4上2为99.5%、4下2为93％，滨八块4个主力层射开厚度百分数分别为92.7%、96.2%、94.8%、100%，补孔改层的潜力很小。表2-1滨二块沙二段射孔程度统计表层位油层厚度（m）射开厚度（m）射开厚度百分比（％）2上63.23.21002下14.54.5100336.93.7544上184.483.6994上277.677.299.54上35.94.779.74下2103.195.99364下33.53.5100层位油层厚度(m)射开厚度(m)射开厚度百分比(%)4下428.224.486.5合计317.3300.794.82.2.1.2油层动用状况中等以滨二块为例，统计沙二段6口井18层61.4m产液剖面资料，动层仅占5层20.0m（见表2-2），动层厚度占统计厚度的32.6%，微动层4层20.6m，占总射开厚度的33.6％，未动层为9层20.8m，占总射开厚度的33.9%。6口井34层53.6m吸水剖面资料统计结果显示（见表2-3），吸水好的层的厚度占统计厚度的28.9%；吸水差和不吸水层厚度占统计厚度的32.5%，与产液剖面未动层基本吻合。表2-2产液剖面资料统计表层位统计层厚/层动层微动层未动层厚/层厚％厚/层厚％厚/层厚％2上67.8/35.2/166.72.6/233.32下15.0/15.0/11004上114.2/57.8/254.96.4/345.14上220.8/515.4/374.05.4/226.04上小计35.0/1015.4/344.07.8/222.311.8/533.74下23.6/22.2/161.11.4/138.94下410.2/22.4/124.07.6/176.04下小计13.6/44.6/233.87.6/155.91.4/110.3合计61.4/1820.0/532.620.6/433.620.8/933.9表2-3吸水剖面资料统计表层位统计层厚/层吸水好吸水中等吸水差不吸水厚/层厚％厚/层厚％厚/层厚％厚/层厚％7337.4/17.4/11004上125.4/98.0/331.510.7/342.16.7/326.44上228.8/68.8/230.612.9/244.87.1/224.74上34.0/14.1/11004上小计58.2/1616.8/528.923.6/540.517.8/630.64下226.8/920.3/775.76.5/224.34下36.9/35.8/284.11.1/115.94下419.9/515.9/379.94.0/220.14下小计53.6/1736.2/1067.516.3/630.41.1/12.1层间动用状况存在明显差异，主力层4砂层组动用程度明显高于2、3砂层组。4砂层组内部对比，4上动用程度高于4下，其动用厚度分别为44.0%和32.6%。吸水状况对比，4上略好于4下。主力小层（沙二4上1、4上2、4下2、4下4）的吸水状况及动用状况好于非主力层（4上3、4下3），而主力层中4上1、4下4的动用状况相对略差些。2.2.2产能评价通过分析各井采油指数，认为滨二块沙二段85年以前的老井初产能力较高，采油指数在0.8t/d.Mpa.m左右，其中滨97井的产能最高，采油指数达到1.58t/d.Mpa.m