① 各開發階段儲層綜合評價的內容
儲層綜合評價工作貫穿在勘探開發的全過程，從打第一口探井發現油田一直到油氣田開發結束。油氣田開發工作要經過實踐、認識、再實踐的多次反復。實施各種開發措施，用多種開發手段加深對油藏的認識。在逐步加深認識油藏的基礎上，進一步調整開發措施。這樣，在油氣田開發過程中，每個階段具有的資料基礎不同，開發任務也不同，因而儲層評價的重點也不同。
原石油工業部1988年制定的 《油氣田開發管理綱要》 根據我國絕大多數油田實行注水保持壓力開發的特點，把油氣田開發分為3個階段，即油氣藏評價階段、設計實施階段及管理調整階段。考慮實際工作中的常規步驟和資料條件，這里把設計實施階段又分為開發設計階段和方案實施階段加以敘述。
1. 油氣藏評價階段
油氣田發現工業油氣流之後，即進入油氣藏評價階段。評價階段的主要任務是，提高勘探程度，提交探明儲量，進行開發的可行性研究。
評價階段的資料來自少量探井、評價井及地震詳查 （或細測）。因此要充分利用每口評價井的測井、錄井、測試技術，搞好錄井、取心、鑽桿測試、垂直地震剖面測量、試井、地層重復測試、試油等工作，多方面獲取地質資料，做到少井多信息。
開展可行性研究的主要內容是：
（1） 計算評價區的探明地質儲量和預測可采儲量。
（2） 提出規劃性的開發部署。
（3） 對開發方式和採油工程設施提出建議。
（4） 估算可能達到的生產規模，並作經濟效益評價。
上述內容的評價基礎是油藏早期評價，建立一個初步的油藏地質模型。對儲層評價來說，即建立儲層的概念模型。
評價階段建立儲層概念模型主要依靠儲層沉積相分析，利用少數井孔一維剖面上的地質信息，結合地震相解釋和砂組連續性追蹤，對儲層三維空間分布和內部參數變化作出基本預測，保證開發可行性研究的正確結論，重點內容有：
（1） 明確主力儲層，初步取得岩性、物性、含油性和微觀孔隙結構參數。
（2） 確定儲層沉積亞相，預測儲層有利相帶的分布。
（3） 建立反映主力儲層層內非均質性的剖面模型。
（4） 預測主力儲層的砂體幾何形態和側向連續性，建立反映平面物性變化的平面模型。
由於資料不足，評價階段建立的儲層概念模型對部分關鍵性地質因素不可能給出肯定的概念，這時應充分估計其可能變化的范圍。用於油氣藏模擬時，應進行必要的敏感性分析。
2. 開發設計階段
油氣田經過開發可行性研究，被確認具有開發價值後，即要進行開發前期工程准備，進入開發設計階段。油氣田開發前期工程准備主要是補充必要的資料，開展各種室內實驗以及試采或現場先導試驗，進一步提高對油氣藏的認識程度，保證開發方案設計的進行。
在鑽井方面，仍然是少量稀井網的評價井，但一般已增補部分開發資料井；對開辟先導試驗區的大型油氣田則有一個小面積的密井網鑽井區，供儲層典型解剖；在地震方面，至少已完成地震細測，部分油氣田可能完成三維地震測量工作，供各種特殊處理以輔助評價儲層。
本階段的任務是編制油田開發方案。要進行油藏工程、鑽井工程、採油工程、地面建設工程的總體設計，對開發方式、開發層系、井網和注采系統、合理採油速度、穩產年限等重大開發戰略問題進行決策，所優選的總體設計要達到最好的經濟技術指標。因此，儲層評價必須保證這些重大開發戰略決策的正確性。
本階段開發儲層評價的重點內容是：
（1） 開展儲層微相分析，確定微相類型。
（2） 進行 「四性」 關系研究，確定各種測井解釋方法和解釋模型，劃分儲層和非儲層界限，對儲層進行分類分級，建立測井相標准。
（3） 明確各類儲層在剖面上和平面上的分布規律和儲量分布狀況。
（4） 對儲層進行油氣層單元劃分，確定詳細對比原則和方法。
（5） 預測各類儲層微相砂體的幾何形態和規模，預測微相砂體間連通程度，評估各油氣層單元 （小層或單層） 流體流動單元連續性。特別需要強調的是不僅應評估含油區，而且還應評估含水區的連續性，以便估計水體能量。
（6） 對各種岩類 （或微相） 儲層作出微觀孔隙結構評價，特別是各種傷害源和保護措施的評估。
（7） 以小層和單層為單元，綜合物性、滲流特性、連續性、微觀孔隙結構及儲量豐度，逐級作出儲層評價。
（8） 建立各類儲層的概念模型，供模擬計算用。
3. 方案實施階段
根據開發方案設計，油田鑽成第一期開發井網 （或基礎井網） 後，即進入方案實施階段，通常也稱編制射孔方案階段。實施階段的任務是確定完井射孔投產原則，要對開發層系劃分、注采井別選擇作出實施決策，確定每口井的井別、射孔完成井段，交付實施投產。根據實施方案，進一步預測開發動態，修正開發指標，並編制初期配產配注方案。
本階段認識儲層的資料基礎是開發井網，已完全具備條件對本開發區儲層作出詳細的靜態模型。
儲層評價重點內容是：
（1） 完成全開發區詳細的油氣層單元劃分與對比。
（2） 建立分井分層的儲層參數資料庫。
（3） 編制小層 （或重點單層） 的微相圖，在微相圖控制下編制小層或單層的各種參數平面圖。
（4） 編制油氣層剖面圖和柵狀圖。
（5） 建立儲層靜態模型。
4. 管理調整階段
油氣田投入開發以後，即進入管理調整階段。這一階段的任務是搞好油氣田開發，即經常進行開發分析，掌握油水運動狀況、儲量動用狀況及剩餘油分布狀況；實行各種增產增注措施，調整好注采關系，包括日常的局部調整和階段性的系統調整直至加密井網。油藏工程師要用油藏模擬定期進行開采動態歷史擬合，了解剩餘油分布狀況，預測未來階段的開發趨勢，擬定採取的開發措施，開展各種先導試驗，以及各種三次採油方法的先導試驗。
此階段認識儲層的基礎資料，除前述靜態資料以外，將積累大量動態資料，尤為重要的有分層測試資料和檢查井取心資料。每一口加密鑽井都是當時的一口階段檢查井，一定要掌握水淹層測井信息，取好投產時產出流體和壓力數據。靜 （態資料） 動 （態資料）結合，反復再認識儲層是這一階段儲層評價的特點。
本階段儲層評價的重點內容是：
（1） 綜合所有靜、動態資料，逐步把儲層靜態模型向預測模型發展。對各類微相砂體的方向性、連續性及儲層物性參數的變化，逐步精細到數十米甚至數米級的規模；對無控制井點的地區能作出一定精度的預測，為精細模擬和分析剩餘油分布提供基礎。
（2） 揭露和不斷總結各類微相砂體水驅油全過程的運動規律，包括注入水平面運動規律、層內水淹厚度、驅油效率演變過程及各類砂體層間干擾特點。通過開采動態分析，完善各類砂體儲層的概念模型。
（3） 密切監測儲層在開采過程中可能發生的變化，如礦物的溶蝕和沉澱、岩石結構的變化、物性變化以及潤濕性等滲流特徵的變化。
② 小斷塊高凝油藏高效開發經驗
倪天祿黃在友王賀林康伯軍
【摘要】位於黃驊坳陷小集斷裂帶的官-938斷塊油藏采出程度已經達43.9%，預測最終採收率可達57%。該油藏油層多且厚，屬高凝中低滲油藏，總結該斷塊成功開發經驗，可對同類油藏的開發提供借鑒。該斷塊油層雖厚但層數多，非均質性較強，在開發前期就採取分層開采方案，運用原油的粘溫關系、排量和井口溫度關系，採用大排量生產的方法解決了原油凝固點高的問題；在地層壓力下降後，及時注水補充能量，結合先進的工藝，進行層間調剖；在開發後期，開展數值模擬和精細油藏描述，反復認識注水過程中剩餘油運移及分布規律，再次調整，開展層間挖潛，實現了油層均勻動用。
【關鍵詞】高凝原油多層厚層斷塊油氣藏電動潛油泵注水分層開采
一、地質概況
938斷塊位於黃驊坳陷孔店構造帶南部，為斷塊性油氣藏（見圖1），含油麵積1.156km2。該斷塊開采層位為老第三系孔店組孔一段，為河流相沖積扇沙體的扇端微相沉積，油層主要為棗-Ⅱ1至棗-Ⅳ之間的7個小油組，油層在平面沿河道方向發育穩定，垂直河道方向變化較大。油層的孔隙度平均為16.75%，層間的滲透率級差為18～83，非均質性十分嚴重。
圖1938斷塊構造井點陣圖
1—早期油井；2—早期水井；3—加密油井；4—轉注水井；5-斜井
該斷塊原油性質較差，粘度為16.35mPa·s（50℃），凝固點為37.3℃，含蠟量為20.9%，含硫量為0.0925%，膠質與瀝青質含量在27%以上；斷塊原始地層壓力為31.6MPa，地飽壓差為21.6MPa，屬典型的低飽和高凝油藏。
二、開發效果評價
938斷塊自1982年投產開發至今，經過了由低含水到高含水的全過程。開發上的高水平主要表現在采出程度高、油層動用均勻，控水穩油的綜合治理效果好。
1.采出程度高
對938斷塊含水（Fw）與采出程度（R）的生產數據回歸，二者間的關系式為：
油藏描述技術在黃驊坳陷南區的應用
目前該斷塊含水為88%，采出程度達43.9%；由此預測，最終在含水為98%時，采出程度將達到57.1%（見圖2）。
圖2938斷塊含水與采出程度關系曲線
該結果與用中國石油天然氣總公司統計歸納出的驅油效率經驗公式所得結果（56.8%）很接近。與開發方案的設計指標相比，該斷塊實際采出程度已超出2.36個百分點，累計產油量超出10.68×104t，預計最終產油量將超出70.35×104t。
2.含水與含水上升率關系
利用童氏理論Fw與R關系和水驅規律曲線，作出938斷塊含水與含水上升率曲線（見圖3），再利用累積的實際含水上升率值（見圖3）與之對比，可以看出：在中低含水階段，該斷塊含水上升率大部分低於理論值，尤其在含水低於25%之前和高於35%之後；由於該斷塊油水粘度比（8.1）較低，在采出較大比例可采儲量後，油田實際含水在較短時間內上升幅度較大，低、高含水階段之間的過渡期相對縮短；在後期的高含水階段，由於採用了注水調整、井網完善等措施，仍能使含水上升率保持在理論值范圍內，表明控水穩油、綜合治理取得了較好效果。
圖3938斷塊含水與含水上升率關系曲線
1—童氏理論；2—水驅規律曲線
3.油層動用程度高
經過在注采井網完善的高水淹區鑽的檢查井（檢1井）C/O測井及分層試油，證實高水淹區80%油層已水淹，水淹層含水高達約98%；電測解釋未水淹的層，試油含水也達70%～80%。可見高水淹區層間差異越來越小，油層吸水均勻，各層動用程度越來越接近。由檢查井岩心分析可知，岩心含油飽和度從最初的65%下降到36%，采出程度達44.6%。
三、高效開發過程中幾點作法
1.必須分層開采
由於938斷塊屬於小斷塊油藏，油層又分散在500多米的井深范圍內，辮狀河道沙體占整個沙體面積的85%，各個沙體上油層分布又很不均勻，所以油層物性、原油物性變化較大（見表1、表2）。
表1938斷塊油層物性數據表
表2938斷塊原油物性數據表
該斷塊的靜溫（t）與深度（h）及原油粘度（μ）與溫度（T）的關系為
t=14.05+0.0327h
lg（lgμ）=-2.69×10-3T+0.4613
根據該斷塊靜溫和深度的關系可知，當油層深度淺於711m時，靜溫已小於凝固點（37.3℃），實際生產中，原油在距地面500m以下深處就開始結蠟。原油凝固點高，還導致常規抽油時桿斷脫和其它生產事故的發生，在使用熱電桿加熱的情況下，也難以避免生產事故。
由該塊的粘溫曲線可得，當溫度為37.3℃時，其原油粘度為197.67mPa·s。因此常規抽油時，在500m以下深處原油就開始變稠，堵塞井筒，給井筒舉升帶來很大困難。
在多次試驗總結的基礎上，統計歸納出了井口排液量（Q）和井口溫度（T´）的關系式
T´＝0.26Q+25
只有單井井口排液量（Q）大於80t/d時，才能充分利用地層溫度改變井筒熱力場分布，使井口原油剩餘溫度提高到其析蠟溫度以上，保證原油在井筒中有較好的流動性。另一方面，為保證主要儲量在中低含水期采出，促使各油層均勻動用，減緩後期開采中的層間矛盾，需加大生產壓差。
根據達西滲流公式，得出驅動壓力梯度應保持在0.11MPa/m，生產壓差應保持在12MPa左右，單井日產液量在100t左右。
根據938斷塊油層物性數據，結合油層厚度、油水壓力系統、開采速度、經濟效益，把該斷塊分兩套開發單元開采，每套油層數一般少於20個，平均單層有效厚度小於30m，且兩套之間有1～14m厚的泥岩隔層。實際生產資料表明，該斷塊的油層動用程度明顯高於同油田其它斷塊，吸水和產液都較均勻。
2.需要大排量生產
938斷塊投產初期彈性能量充足，地飽壓差達21.6MPa，大部分油井可以自噴，但無邊、底水等天然能量補充，地層壓力下降快，油井停噴早，油井彈性產率僅（1469～5061）t/MPa，產量月遞減率為12%，停噴壓力為21.2～22.5MPa。但該斷塊油層物性雖差而連通性較好，可以按地面、地下兩個流動系統，用電潛泵大排量生產。
在下電潛泵後，938斷塊平均單井日產液量由原來的50t上升到120t以上，高者達250t以上。同時，井口溫度由原來的30℃提高到60℃，高者達90℃，很好地解決了生產中的結蠟問題。此外，大排量生產在油層中產生了大壓差，使生產壓差由原來的3～5MPa提高到8～15MPa，油井的生產能力明顯增強，油層的動用程度也明顯提高。
3.完善注采關系，改造低滲透油層
938斷塊油層的非均質性在中含水期明顯暴露出來，這就要求有針對性地完善注采井網並改造低滲透油層，充分利用水動力封閉式驅替層間、層內、平面可動油。
（1）完善注采井網
938斷塊最早按300m的井距設計正方形井網，但在中高含水期，高、低滲透層差異導致的層間矛盾開始惡化。1989年後，對下套單元有針對性地補充完善了8口油井並轉注了2口水井，使井網密度由17口/km2增加到26.5口/km2，其中7口井分布在斷塊邊部（見圖1），射開層位也在滲透率較低的棗-Ⅲ3和棗-Ⅳ層，有效地控制了低滲透層的儲量，注采井數比達到1:1.9，單井控制儲量由37.9×104t下降到22.75×104t，注采連通率達到85%以上，為以後對其進行封閉性周期注水提供了條件。
（2）低滲透油層改造
井網加密後，雖能在一些井組取得較好效果，但低滲透油層附近的井仍不能獲得較高產能，有的產量僅1t左右，加密井中有4口基本無產量。在對這類井低滲透油層壓裂7井次後，很好地利用了水力傳壓作用，在油層中造成裂縫，改善了產油剖面，取得了效果。如12-7-1井投產後，僅日產3t油，壓裂後產量達32t。
油層滲透率低，也加大了注水難度。對於膠結物為鈣質或堵塞嚴重的砂岩油層，採用以解堵為目的的酸化改造，達到提高滲透率和增大孔隙度的目的。如10-3-3井由於油層物性太差（滲透率不到30×10-3μm2），在23.5MPa的泵壓下，日注水量不到100m3；酸化後日注水量增加到200m3。該斷塊先後進行了8井次的酸化措施，日注水量由原來的271m3上升到1146m3，提高了波及系數。
4.重新認識油層，尋找潛力區
隨著938斷塊的深入開采，先後兩次對該斷塊進行數值模擬，對油藏的認識也進一步提高，明確平面上剩餘油主要分布在井網控製程度低的地區（如上套井網東部）、注采井網的非主流線（下套11-4井、12-5井對11-5油井的注水非主流線上）以及斷塊邊部兩套井網注采不完善的地區（見圖1），剩餘油飽和度在40%左右。根據這一認識，1993年以來進一步完善注采井網，在油水過渡帶鑽調整井（12-6-1井），初期產量達到49.8t，含水在23.1%，由此證明，該斷塊仍有潛力。
此外，通過油藏精細描述，對各油組的沙體分布和物性進行再認識，認為棗-Ⅳ油組沙體分布零散，滲透率只有0.6×10-3～7×10-3μm2，需加強單個沙體上油井的注水，以補充能量。因此，對棗-Ⅳ油組進行單獨注采，運用配套技術同時對油、水井下措施，以達到啟動潛力層的目的。對單注棗-Ⅳ油組的11-6-3水井酸化，並對單采棗-Ⅳ油組的相應受益井10-5-3井用「89彈」代替原來的「73彈」進行重復射孔，子彈的穿透能力增強，射孔半徑增大。這些措施有效地改造了油層，注水井的日注水量由原來的30m3提高到200m3，油井的日產量由原來的2.5t提高到36t，取得了較好效果。
5.進一步細分層系，挖掘剩餘油潛力
1993年後，通過油水井產液剖面、吸水剖面，對層間剩餘油儲量進行統計和定量研究（見表3）。由表3可見，棗-Ⅱ、棗-Ⅲ2、棗-Ⅲ3、棗-Ⅳ油組仍有一定的潛力。這些油層的滲透率都較低（5×10-3～15×10-3μm2），但毛管壓力曲線為粗歪度，反映孔隙結構較好，從這些層中有可能挖掘相對較好的區域。根據這些認識，進一步細分層系，採用分注、調剖技術，對低滲透層加強注水，控制或停止高滲透層吸水，以達到啟動潛力層的目的，實現控水穩油。該斷塊先後進行了4次分注和4次調剖，都在一定程度上改善了水驅效果，提高了注水利用率，見到較好效果。例如在對13-8井合注時，吸水厚度為58.8%，分注後吸水厚度提高到81.2%。
表3938斷塊各油組剩餘油儲量表
1996年938斷塊的采出程度達到了43.9%，綜合含水控制在88%，取得了較好的開發效果。
四、結論
（1）小斷塊油氣藏井網完善難度大，可以根據岩性、油層物性及厚度採用分層開采來解決井網完善問題。
（2）充分利用地層能量，掌握溫度、排量、粘度之間關系的變化規律，結合油層物性資料，早期進行大排量生產，可以解決原油高凝、高含蠟導致的生產問題，並能增加油層動用程度。
（3）對分布零散的特低滲透層，進行單獨注采，運用配套技術，同時在油、水井採取措施，能夠達到改造油層、啟動未動用層的目的。
（4）在高含水期，充分利用數值模擬、油藏精細描述手段，與動態監測資料結合，不斷認識開發後地下動態變化，重建地質模型，找准剩餘油分布，有針對性地進行層間、平面挖潛，能夠最大限度地提高波及系數和驅油效率，從而獲得較高的採收率。
③ 精細油藏描述技術的深化與發展
柳世成王延忠楊耀忠孫國賈俊山隋淑玲 參加本次研究的人員還有陳德坡，於金彪，付愛兵等.
摘要 在孤東油田七區西館陶組上段的精細油藏描述研究中，精細油藏建模、剩餘油描述、油藏描述計算機應用等取得了較大深化與發展，並在現場實施中收到顯著效果，預計可提高採收率2.67%，增加可采儲量154.8×104t，其中，按中間研究成果新打的10口井投產後已累計增油9088t。
關鍵詞 孤東油田 油藏描述 深化與發展 油藏建模 剩餘油 效果
一、引 言
按開發階段的不同，油藏描述可劃分為開發准備階段的早期油藏描述，主體開發階段的中期油藏描述和提高採收率階段的精細油藏描述[1～4]。
油田進入高含水期開發以後，挖潛難度越來越大，該階段的油藏描述以提高油田最終採收率為根本目的。精細油藏描述是以挖潛難度大的開發單元為研究對象，以建立精細三維地質模型為基礎，以揭示剩餘油的空間分布規律為重點，以制定挖潛剩餘油、提高採收率措施為最終目標所進行的油藏多學科的綜合研究[3]。很顯然，精細油藏描述已不僅僅是純靜態的油藏描述，而是將精細油藏描述與剩餘油分布研究緊密地聯系在一起，是集地質、測井、數值模擬、油藏工程多學科為一體的系統工程。
精細油藏描述及剩餘油分布研究是提高高含水油田最終採收率的重點技術。通過「八五」的單項技術攻關和「九五」的推廣應用，不僅形成了對高含水、特高含水期油藏進行精細油藏描述及剩餘油分布研究的系列配套技術，而且取得了顯著的應用效果。自1995年開始，已在勝利油田進行了4期110個單元16.9×108t儲量的精細油藏描述。前兩期精細油藏描述實施的新井及老井措施截止到1998年12月共增油181×104t，預計增加可采儲量799×104t，提高採收率1.80%。
1999年初，對前兩期精細油藏描述進行了較系統的總結，形成了精細油藏描述的系列配套技術：一是建立了適合於多種油藏類型的精細油藏描述及剩餘油分布研究的基本程序、技術和方法；二是總結出了不同類型油藏精細油藏描述及剩餘油分布研究的關鍵技術和研究側重點；三是初步形成了精細油藏描述及剩餘油分布研究的計算機自動化軟硬體系統。但其仍存在以下幾方面的差距：①基礎數據的資料庫化程度低；②雖然油藏描述的較細，但精細的技術政策界限不太明確；③靜態與動態的結合程度較低；④計算機自動化程度不夠。
本文主要以孤東油田七區西館上段精細油藏描述及剩餘油分布研究為例，介紹高含水期整裝油田精細油藏描述技術取得的深化和發展，同時為斷塊、低滲透以及稠油、海上等特殊油藏提供研究思路和技術儲備。
二、精細油藏建模技術
精細油藏建模技術是剩餘油分布研究的基礎，其研究內容可概括為建立五個模型，即地層模型、構造模型、儲集層模型、流體模型和油藏模型。下面重點介紹五項關鍵技術。
1.精細地層對比
孤東油田七區西精細地層對比，是在前人劃分對比的基礎上，針對存在的問題以及特高含水期油田開發方案調整和建立剩餘油預測模型的要求，開展的儲集層細分對比研究。根據七區西館上段河流相沉積特點，進行儲集層細分對比的原則是：以標准層控制層位，用沉積旋迴和岩相厚度法結合標志層劃分砂層組；以砂體等高程對比模式、平面相變對比模式、疊加砂體對比模式和下切砂體對比模式確定時間單元。
在整個細分對比工作中，縱向上由砂層組、小層到沉積時間單元進行逐級控制，平面上則以現代沉積學研究成果為指導，以取心井為基礎，以自然電位、微電極曲線、感應曲線為依據，參照所建立的等高程平面閉合對比模式、相變對比模式、疊加及下切對比模式，採用點、線、面相結合的對比方法，將七區西館上段4～6砂層組劃分為36個沉積時間單元，其中522和531、621和622、631和632、641和642、651和652兩個砂體的連通率均大於40%，進一步細分對開發及剩餘油挖潛沒有實質的意義。所以，該砂層組可細分為30個沉積時間單元（表1）。
表1孤東油田七區西地層細分成果表
在前兩期精細油藏描述研究中，沒有對地層細分的初步結果結合生產動態進行進一步的合理技術界限研究，其在礦場應用的實用性相對差一些。
2.微型構造研究
砂層的微型構造是指砂層頂面或底面的起伏形態，其起伏形態與地下油水運動規律有著一定的關系，影響油水井的生產及剩餘油在平面上的分布。
通過對微構造儲存剩餘油的有效性和在有利微構造上部署加密井的可行性研究表明，微構造的尺度並不是越微越好，應具有規模有效性和經濟有效性。一個油田微構造的尺度能滿足分辨最終經濟極限井網的井與井之間在微構造中的相對位置即可。
在孤東油田七區西微構造研究中，將平均井網井距看做是拾取的微構造信息的周期，再把橫向上的解析度轉到縱向上，通過公式
勝利油區勘探開發論文集
即得到分析所需要的微構造的等間距為2m。
式中：D——微構造等間距，m；
L——平均井網井距，m；
θ——油藏地層傾角，（°）。
3.儲集層參數井間插值優選
儲集層參數空間分布規律研究的關鍵是對井間儲集層參數的分布進行准確描述。過去對於井間儲集層參數的插值往往是選取一種比較流行或比較新的方法，並且各種參數一般都用相同的方法進行插值，易造成較大的生產誤差，影響了地質建模的准確性。
在孤東油田七區西油藏描述中選取8大類17種井間插值方法，對不同儲集層參數通過井位抽稀驗證進行最佳插值的方法優選，並編製成軟體實現了計算機的自動優選。其研究思路如下：第一，採用井點數據抽稀法，對實測數據進行抽稀；第二，對未抽稀掉的井實測數據採用距離加權平均法、趨勢面分析法、克里金法、隨機建模法等等，進行井間參數擬合（網格化）；第三，對各種插值方法的估計值與抽稀井的實測值的誤差進行分析對比，同時也可以利用各種等值圖進行分析對比；第四，優選出符合油田地質特徵、沉積特徵的儲集層參數井間擬合方法；第五，利用優選出的方法對參數的空間分布進行擬合，形成網格數據和等值圖，進行參數的空間描述及用於計算儲量。
利用上述研究思路對七區西館上段4～6砂層組的有效厚度、孔隙度、泥質含量、滲透率、滲透率變異系數、粒度中值、分選系數、含油飽和度等參數進行井間插值，形成了30個沉積時間單元合計240個參數的網格數據體（表2）。
表2孤東油田七區西館上段儲集層參數最優插值方法選取表
上述研究表明，不同油藏類型、不同儲集層參數對應不同的最佳插值方法，並且各種插值方法之間的誤差較大。因此，對必須選取多種井間插值方法對井間插值進行實際驗證，以選取最佳插值方法。
4.沉積微相定量識別[4-5]
在孤東油田七區西沉積微相研究中，根據取心井已知微相的各項參數，通過影響沉積微相參數選取、沉積微相標准化、沉積微相特徵值的計算，實現了沉積微相劃分的定量化和計算機自動化。
（1）儲集層參數選取
根據工區內取心井劃分取心層位的沉積微相，選取影響沉積微相的七種儲集層參數，即砂體厚度、孔隙度、滲透率、滲透率變異系數、粒度中值、泥質含量及分選系數。
（2）儲集層參數得分值計算
採用最大值標准化法，計算每種參數在不同微相的得分值，最大值標准化法公式：
勝利油區勘探開發論文集
或
勝利油區勘探開發論文集
式中：Fi——某種參數在某一微相中的得分值；
Xi——某種參數在某一微相中的平均值；
Xmax——所有微相中本項參數的最大平均值。
（3）儲集層參數權衡系數計算
對於不同相帶，變化越明顯的參數對相帶的確定程度越大；不同相帶中變化不明顯的參數對相帶的確定程度越小。因此，可根據各項參數在不同相帶中的變化程度確定其權衡系數的大小，計算公式為：
勝利油區勘探開發論文集
式中：qi——參數的權衡系數；
Vi——某一參數的平均值在不同微相之間的變異系數；
V總——所有參數的變異系數之和；
σ——參數的標准偏差；
〓——不同相帶某參數的平均值。
（4）定量識別模式建立
用每種參數的得分值和權衡系數，採用加權求和的方法建立沉積微相的定量識別模式，計算出每種沉積微相的一個綜合特徵值。
根據七區西館陶組上段12口取心井取心層位中各個砂體（或時間單元）的沉積微相，可以計算得其不同沉積微相綜合特徵值的范圍，即：特徵值＞0.50為心灘或邊灘；0.35＜特徵值＜0.50為廢棄河道；0.20＜特徵值＜0.35為天然堤；0.10＜特徵值＜0.20為決口扇；特徵值＜0.10為泛濫平原。
依據新建立的油砂體資料庫和測井二次解釋成果，按照上述沉積微相定量識別模式計算每口井每一砂體綜合特徵值，採用多次定性賦值技術和EarthVision地質繪圖軟體的多文件疊合功能，實現沉積微相圖的自動繪制。
5.儲量計算
孤東油田七區西首次採用網格積分法計算其石油地質儲量。網格積分法儲量計算結果實際上是儲集層有效厚度、孔隙度、含油飽和度等參數評價結果的集中體現。
網格積分法儲量計算的流程是：①將各沉積時間單元井點有效厚度、孔隙度、含油飽和度數據進行網格估值，形成網格數據體；②利用儲量計算參數網格數據體，結合地面原油密度及體積系數選值結果，採用容積法儲量計算公式，形成地質儲量網格數據體；③利用地質儲量網格數據體，分別計算統計單砂體、沉積微相、沉積時間單元地質儲量。
三、剩餘油描述技術
1.數值模擬方法
油藏數值模擬是大規模描述剩餘油的重要方法[3]，近年來取得重大進展，形成了不規則網格及網格自動生成、歷史擬合實時跟蹤、三維可視化、窗口及並行等十項新技術；在歷史擬合中強調步長優化等四項調參約束機制，提高了數值模擬的研究水平。研究中，地質模型縱向上細到沉積時間單元，平面上網格步長進一步細化，動態模型細到月度數據，油層物理參數細到與沉積時間單元一一對應。
根據數值模擬可以計算不同小層、不同時間單元的剩餘油飽和度、可動油飽和度、剩餘儲量豐度、剩餘可采儲量豐度、采出程度等指標，對這些結果進行綜合分析可以找出剩餘油富集區，提供挖潛措施方向。
2.流線模型方法
流線模型技術的提出和應用於20世紀90年代[3]，是研究井間剩餘油的一種新的方法，具有允許節點多、運算速度快、研究周期短的特點。
流線模型求解的思路是：先求取流體在多孔介質中的壓力場和速度場，然後求出流體的流動軌跡即流線，最後求得任一流線在任一點的飽和度值。通過流線模型計算，可以求得井間任一點的含油飽和度、剩餘油飽和度，從而確定驅油效率、可動油飽和度、可采儲量、剩餘可采儲量等參數。
3.油藏工程計算剩餘油方法[5～8]
根據油田開發已進入特高含水期的實際，結合礦場應用的需要，油藏工程計算選用了5種計算剩餘油的方法。
（1）水驅特徵曲線法
根據井點動態資料作水驅特徵曲線，結合井點采出狀況求出水驅儲量、剩餘可采儲量等指標。
（2）滲飽曲線法
選擇油層有代表性的相滲曲線，結合水驅特徵曲線求出生產井出口端含水飽和度，進而求得剩餘油飽和度、剩餘可動油飽和度、剩餘可采儲量等。
（3）無因次注入采出曲線法
據注入采出情況，做無因次注入采出曲線，結合注入倍數求出剩餘采出程度、剩餘可采儲量、剩餘可采儲量豐度。
（4）物質平衡法
根據物質平衡原理求得井點剩餘地質儲量、剩餘可動油飽和度、剩餘可動油地質儲量等。
（5）水線推進速度法
根據注水井的水線推進速度，求出一線油井不同層段相對水線推進速度，結合動態監測資料研究層段水淹狀況。
油藏工程計算方法最大特點是數據文件要求相對簡單，可操作性強，適用於礦場人員進行計算分析。孤東油田七區西精細油藏描述將5種方法綜合起來編製成軟體系統，進行動態分析和剩餘油研究。隨著軟體系統的推廣應用和不斷完善，將大大提高工作效率和對剩餘油分布規律的認識程度。
4.水淹層測井解釋方法
開發過程中的水淹層測井資料可解釋剩餘油飽和度、殘余油飽和度、含水率和剩餘有效厚度等，是研究油水運動狀況、儲集層動用狀況及剩餘油分布狀況的重要手段。常規的測井方法如電阻率測井、自然電位測井、聲波時差測井、放射性測井等原則上都可用於水淹層測井解釋剩餘油，但這些方法受地層水礦化度的影響較大，而水淹層地層水電阻率已是注入水與地層水的混合電阻率，其大小取決於兩種水混合的程度。因此，求准地層混合液的電阻率是水淹層測井解釋的關鍵。
水淹層測井解釋提供的儲集層參數模型，是進行精細數值模擬的關鍵和基礎，其層內每米8個點的測井解釋可以細致地分析層內剩餘油分布情況。
5.動態監測方法
主要包括生產動態分析、測試資料分析和檢查井分析三種方法。利用動態監測方法綜合分析各套層系、各個小層在平面、層間、層內井點的水淹狀況及剩餘油分布特徵，其結果可用來分析和約束數值模擬、流線模型及其他方法的研究。
（1）生產動態分析
主要分析生產井生產指標、單采井生產指標、歷年新井生產狀況及指標、歷年補孔改層井指標，計算層系、井排、小層等的累積采出和注入量，研究油層水淹狀況和剩餘油分布特點。
（2）測試資料分析
分析C/O、同位素測井、產液剖面、吸水剖面等礦場測試資料，分析計算層間層內各項水驅指標，總結剩餘油分布特點。
（3）密閉取心井分析
密閉取心井是用來檢查注水開發油田油層水淹特徵和剩餘油分布規律的比較可靠的方法，它以井點剩餘油研究為主，主要描述井點層間、層內的剩餘油分布，同時也可依據岩電關系進行平面剩餘油分布規律研究，但受檢查井數量的影響，往往被用來分析和約束數值模擬、水淹層解釋、油藏工程綜合研究的結果。
四、油藏描述計算機應用技術
1.建立基礎資料庫，編制資料庫轉換程序
孤東油田七區西精細油藏描述基本實現了數據管理計算機化，共建5個靜態資料庫，即小層資料庫、井位坐標資料庫、儲集層參數資料庫、斷層參數庫、沉積參數資料庫；12個動態資料庫，即綜合開發資料庫、油井資料庫、水井資料庫、射孔資料庫、分層注水資料庫、生產層位資料庫、壓力資料庫、封堵資料庫、相滲曲線資料庫、取芯井資料庫、原油物性資料庫、天然氣資料庫；並編制3個資料庫轉換程序，即開發數據轉換程序、油井單井數據轉換程序和水井單井數據轉換程序。
2.開發Earth Vision地質建模軟體，實現地質成果圖件編制的計算機化
在七區西精細油藏描述研究中，對Earth Vision地質建模軟體進行了較為全面的開發和應用，不僅為數值模擬提供了靜態模型數據體，還利用工作站繪制了小層平面圖、微構造等值圖、沉積微相平面圖、油藏剖面圖等基本地質圖件。
3.新編制動態分析輔助程序
在對開發狀況及水淹狀況進行分析時，為了提高工作效率，編制了3組6個動態分析輔助程序，主要包括動液面分級程序及等值線作圖程序、泵效分級程序及等值線作圖程序、含水分級程序及等值線作圖程序。因而，可以對任意時期的動液面、泵效、含水數據進行不同范圍內的自動統計分級，並形成電子表格；也可以繪制任意時期的動液面、泵效、含水的彩色等值線圖。
4.編制井間插值方法優選程序及儲量計算程序
在測井精細解釋研究中，編制了井間插值方法優選程序，實現了從井點數據的輸入、井間抽稀、插值方法的選取、誤差分析到形成網格數據體和等值線圖的計算機自動化。
在儲量計算中，新編的網格積分法儲量計算程序，能夠精確地計算每個網格數據體的地質儲量，並能分沉積相帶、時間單元和小層進行儲量的計算和評價。
5.採用5種油藏工程方法編制計算剩餘油的軟體
該軟體系統包括數據處理、無因次注入采出法、驅替特徵曲線法、物質平衡法、滲飽曲線法、水線推進速度法6個主菜單5種計算方法。該系統中5種方法既獨立又相互聯系，可單獨計算也可全部計算。可提供層系、井區或井點的剩餘地質儲量、剩餘油飽和度、剩餘可采儲量等指標。
6.完善了井點與井間剩餘油分布研究軟體系統
井點與井間剩餘油分布研究軟體系統包括參數准備、井點剩餘油解釋、井間剩餘油解釋、剩餘油描述、圖形管理等5項主菜單。可以研究井點原始含油飽和度、殘余油飽和度井點和井間剩餘油飽和度，用含水率、剩餘油飽和度、可動油飽和度、剩餘儲量豐度、驅油效率等多種參數來反映剩餘油在空間的分布規律。
該軟體能夠根據油藏含油麵積的大小和研究要求，建立所需的網格系統。在網格系統的基礎上，確定井位、斷層邊界及各項地質參數分布圖，建立地質模型。並能根據井點成果、基礎資料庫，自動插值形成各種參數網格圖和分布圖。
五、孤東油田七區西精細油藏描述的應用效果
1.措施潛力
在七區西精細油藏描述的基礎上，共提出新井措施6口，提出補孔改層、卡封、下大泵、扶躺井、堵水調剖等老井措施330井次，合計實施措施336井次，預計可提高採收率2.67%，增加可采儲量154.8×104t（表3）。
表3綜合分析潛力分類表
2.礦場應用效果
在孤東油田七區西精細油藏描述研究中，利用中間研究成果提出的部分措施已取得顯著效果。
從1999年開始，截止到2000年12月，該區共打新井10口；完成補孔改層井79口、堵水油井26口、下大泵井49口等老井措施共154井次。10口新井投產初期平均單井日產油6.14t，綜合含水90.75%；截止到2000年12月，累計增油9088t。154井次的老井措施取得了顯著效果，截止到2000年12月，措施後比措施前平均增油518t/d，綜合含水降低3.1%，累計增油73074t。
部分單井措施效果顯著。如，原生產61小層，後在井網不完善、剩餘油飽和度和剩餘儲量豐度均較高的43小層補孔生產的GDS2井，獲得了單井日產油60t，綜合含水61.7%的良好效果；原生產52+3小層，後在斷層附近、剩餘油飽和度和剩餘儲量豐度均較高的62小層補孔生產的7-23-2306井，也獲得了單井日產油44.7t，綜合含水僅33%的好效果。這對於綜合含水高達96.7%，單井日產油只有4.9t的特高含水油田實屬不易。另外，補孔未動用的412小層進行生產的7-31-306井、補孔井網不完善的441小層進行生產的7-33-2286井也分別取得了單井日產油40t和21.3t、綜合含水僅51.1%和59.2%的好效果。
由此可見，只要查清其地質情況，掌握剩餘油分布，特高含水期的老油田也是有潛力可挖的。
六、結論
通過對孤東油田七區西的研究，精細油藏描述技術取得了較大的深化與發展。提高了精細油藏描述的水平，使研究成果與礦場應用更為貼近、實用。實施後取得良好效果。
但精細油藏描述技術的計算機一體化、流程化還有待進一步攻關。在統一的工作平台上實現數據採集、管理、地質三維建摸、數值模擬到油藏工程綜合分析的計算機一體化、動靜態參數的網格數據體化和跟蹤分析自動化，是今後的發展方向。
主要參考文獻
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④ 油田開發中期的綜合調整階段指什麼
油田全面投入開發以後，隨著時間的推移，油田的原始狀態會發生一系列變化。通過油田動態分析，對油藏的地質認識深化後，應該對原先的方案設計與油田開發過程中暴露出的各種矛盾加以調整。鑒於油田地質情況的復雜性和油田開發過程中的變化，不可能一次性認識清楚，只能分階段地去認識，並根據新的認識，分階段地應用新的技術成果對油田開發進行綜合調整。大慶油田就是一個成功的典範。大慶油田開發初期所確定的方案是橫切割行列早期注水，兩排注水井夾三排生產井生產，各切割區的採油速度保持在1%左右。經過10年開發不斷取得新認識，從1970年開始，逐步將行列井網中間的生產井排改為間注間采，並適當增加點狀注水井；新開發層系採用面積注水、提高排液量開采，實現了全面分層注水。1976年全油田採油速度提高到2%，達到了年產5000萬噸的水平，在中高含水期階段又深入開展了試驗，充分挖掘差儲層的資源潛力，尋找剩餘油分布規律，鑽加密井提高注入水的波及面積，進行開發井網的結構性調整，在年產5000萬噸以上實現了高產穩產26個年頭。
油田綜合調整是以對油田地質特徵再認識和開發效果評價兩個方面為前提的。地質特徵描述的重點是對儲層的沉積微相（油層更加細微的沉積特徵）進行再認識，分析不同微相在開發過程中的油水分布特點，分析不同微相界面對開發效果的影響。開發效果評價的重點是分析各類儲層的儲量動用狀況及影響儲量動用的原因，從而對原井網、層系、注采關系、壓力系統、鑽加密井和採取相應的開采工藝措施提出綜合調整意見，其目標還是在於改善油田開發效果和提高管理水平、提高油田可采儲量和最終採收率，充分、合理地利用資源，使調整後能夠獲得更大的經濟效益。
⑤ 驅動梯度對改善低滲區塊開發效果的可行性研究
陳衛華李華林王德明
【摘要】本文從地下滲流及經濟角度綜合論述了縮小井距合理壓力驅動梯度，改善低滲油藏開發效果的可行性，並對近幾年在此成果指導下開發效果得到改善的區塊進行總結論述，得出了一些低滲油藏改善開發效果的深刻認識。
【關鍵詞】低滲油藏合理驅動梯度提高開發效果可行性研究
一、概況
黃驊凹陷孔店以南油田（下簡稱「南部油田」）極大多數油藏，空氣滲透率均屬於小於200×10-3μm2的中低滲油藏范疇，本文中所指低滲油藏主要指滲透率小於150×10-3μm2的油藏（詳見表1,2）。共有32個單元，有效滲透率（4～50）×10-3μm2，地下粘度3～45mPa·s，流度（0.46～7.4）×10-3μm2/mPa·s，屬於低滲低流度油藏。目前採油速度0.92%，采出程度9.6%，處於低水平開發。但其中部分區塊在前期研究的基礎上，經過近幾年以改善壓力驅動梯度為主的綜合治理工作，開發水平大大提高，已成為南部油田明星塊。這類區塊目前採油速度1.3%，采出程度15.7%，調整前後相比，採油速度由0.7%提高到1.4%，年增油15.01×104t，區塊平均年增油2.5×104t，到目前已累積增油81.2×104t。
表1南部地區低滲區塊調查表
表2南部地區已治理完善低滲區塊調查表
二、縮小井距合理壓力驅動梯度可行性研究
為確定合理的開發井距及尋求合理的驅動梯度，需考慮兩方面的問題：一是井距能否滿足地下滲流需要，以保證一定的產能；二是縮小井距能否取得一定的經濟效益。兩方面因素必須同時考慮，缺一不可。
1.考慮地下正常滲流
從滲流力學角度分析，在低流度情況下，為保證一定的產能，即讓流體在地下有一定的滲流速度，需增加註采壓差，或縮小井距，以保證足夠大的驅動壓力梯度，如下式：
油藏描述技術在黃驊坳陷南區的應用
式中，V為滲流速度；k/μ為流度；dp/dx為驅動壓力梯度。
對於徑向流：
油藏描述技術在黃驊坳陷南區的應用
式中，∆p為生產壓差（MPa）；Re和Rw為供給半徑（m）。
可見，對於流度值不同的油藏，若要保持一定的採油速度，則需要不同的驅動壓力梯度。低流度油藏為保持一定的產能即滲流速度，需足夠大的驅動壓力梯度。但增大注采壓差，由於受地面系統的限制，注入壓力不可能無限度的增大；同時油井井底流壓也不可能無限度的降低；生產壓差有一個最大值。因此縮小井距是提高驅動壓力梯度的有效途徑。下式也充分說明了這一問題：
油藏描述技術在黃驊坳陷南區的應用
式中，R為井距（m）；Rw為井筒半徑（m）；∆p為生產壓差（MPa）；kh/μ為流動系數；ro,Bo為原油比重及體積系數。
從式中可看出：
①某一特定的油藏，在流動系數一定、生產壓差一定的情況下，油井為保證一定的生產能力，需縮小井距，且井距的縮小與產能的增加成半對數關系。
②某一特定的油藏，如果流動系數（kh/μ）一定，為保證一定的生產能力，如不縮小井距則需增大生產壓差。
③某一特定的油藏，在一定井距、一定生產壓差條件下，如果工藝技術能有效地增大流動系數，則油井生產能力可明顯增加。
圖1是生產壓差9MPa、不同流動系數下產能分別達到10t/d、15t/d、20t/d所需滲流井距。
圖1生產壓差9MPa不同流動系數達到不同產能所需滲流井距
從上圖中也可看出：①在一定流動系數（如hk/μ＝20情況）、一定生產壓差下，為了提高產能，縮小井距是可行的。②隨流動系數的增加，較大井距便能滿足一定的產能。因此在開發中應注意搞好層間治理，提高油層動用程度，提高流動系數。
圖2是不同流動系數油藏為達到不同產能所需生產壓差。圖中充分說明了隨生產壓差增加和流動系數的增加，所需滲流井距也加大。
圖2不同流動系數油藏達到不同產能所需生產壓差
1—Qo=10且hk/μ=15時；2—Qo=10且hk/μ＝20時；3—Qo=15且hk/μ=20時；4—Qo=15且hk/μ＝15時；5—Qo=20且hk/μ＝20時；6—Qo=20且hk/μ＝15時
表3、4、5是南部油田不同流度油藏在不同生產壓差、不同油藏動用程度情況下初期為保持不同的生產能力所需的滲流井距。
表3官-998斷塊不同產量不同生產壓差不同動用程度所需井距（流度＝7.40）
表4官-68斷塊不同產量不同生產壓差不同動用程度所需井距（流度＝4.83）
表5棗-89不同產量不同生產壓差不同動用程度所需井距（流度＝1.60）
表6不同油藏極限經濟井距統計
2.具備一定的經濟效益
表6是在現有經濟技術條件下計算所得的不同油藏經濟極限井距。
通過考慮上述兩個方面因素，我們可以看出，低滲低流度油藏，為了能保證一定的生產能力，保證能實現水驅開發，流度小於2×10-3μm2/mPa·s的油藏，井距需縮小到150m左右，流度大於5×10-3μm2/mPa·s的油藏，井距在175～210m左右較合適。近幾年的加密情況也證實了這一點。
三、近幾年低滲區塊改善開發效果作法
1.基本作法
南部低滲油藏由於受井網等的限制，最明顯的特點是：「注不進、采不出」。雖然進行了諸如壓裂、酸化等的多種綜合措施，但在大井距、小壓力驅動梯度情況下，開發效果很難提高。針對南部油田低滲區塊存在的問題，我們展開了「低滲油藏合理壓力驅動梯度改善開發效果的研究」，指導低滲油藏開發並取得了較好效果。1992年以後，先後對20多個低滲油藏進行了小井距加密，同時配套各種綜合措施的治理工作，使部分低滲油藏開發效果明顯得到改善。
（1）小井距加密，先期低滲層改造
如棗-130斷塊，該塊1987年300m正方形井網投入開發，共鑽井31口，1988年10月全部投產，同時開始局部注水，由於地層低滲透、井距過大等原因，注不進、采不出，開發效果很差（見圖3）。
圖3棗-130斷塊開采曲線
1992年針對棗-130斷塊井網不適性，地層低滲透等諸多的問題，將井距由300m加密縮小到212m，部署新井12口，並對油井進行先期分段壓裂改造，同時對水井進行先期酸化防膨改造，使棗-130斷塊年產油由2.44×104t，上升到4.8×104t，採油速度由0.5%上升到1.0%（見圖3）。油井採用分段壓裂，對低滲層進行改造，油井壓裂後生產能力提高了3倍（改造油井與未改造油井相比，壓裂井平均日產11.1t/d，未壓裂井僅3.19t/d）。調整後棗-130斷塊成為了棗園油田的明星拿油區塊，年產保持4.5×104t，已穩產4年。
（2）小井距加密，配套疏鬆低滲稠油油藏採油工藝提高開發水平
如棗園油田棗-21斷塊，油層為泥質膠結的疏鬆砂岩，膠結物以泥質為主，平均泥質含量為11.69%，空氣滲透率150×10-3μm2，地面脫氣原油密度0.9675,50℃時粘度為9503.6mPa·s。該斷塊為一套低壓、低飽和、膠結疏鬆、高泥質含量、出砂嚴重的低滲稠油油藏。
該塊1985年4月以300m井距三角形井網投入開發，1986年3月開始注水，但由於地層低滲透及井網適應性差，注不進、采不出，低水平開發；1991年上半年對該塊進行加密調整。但由於未能及時配套採油工藝及地面系統，新井未能投產，總的開發形勢未得到轉變。
針對棗-21斷塊存在的問題，自1992年下半年到1993年上半年，對棗-21塊展開了以配套完善採油、注水、地面系統工藝為主的綜合治理工作，包括油水井先期防砂，老井擠固砂劑防砂，試驗推廣螺桿泵，侵入式抽稠泵，防砂泵等一系列有效解決高凝、低滲、出砂稠油油藏的工藝技術，同時配套完善地面注水系統，保持供水能力，推廣機械除垢化學新技術等一系列工藝措施，使棗-21斷塊採油速度由0.1%提高到1.2%，平均單井日產油由2.1t/d提高到9.5t/d，日產水平由17t/d提高到162t/d，日注水量由112m3/d提高到306m3/d（圖4）。
圖4棗-21斷塊治理效果對比圖
（3）小井距加密，超高壓強化注水，油井提液
如：小9-6斷塊：1994、1995年針對該塊注采關系不完善問題，先後對小6-2、小9-6自然斷塊進行了小井距加密，將原來的300m井距縮小到175m，使斷塊注采井數比由1:3提高到1:1.25，但由於油層物性較差，4口注水井均注不進水，開發效果仍未得到改善，斷塊產量遞減較快。到1996年9月日產水平下降到53t/d，如：小6-5井投產初期日產能力32.2t/d，投產9個月後日產能力下降到9.2t/d。
針對水井注不進的問題，也進行了多次油層改善，如酸化、防膨，但均無效。1996年11月進行了增壓泵，高壓注水實驗，注水泵壓由18MPa增至24～28MPa，注水狀況明顯改善，斷塊日注水平由20m3/d上升到219m3/d，同時油井也見到了注水效果，如：小6-3井1996年11月增壓注水後，日注水量由注不進上升到145m3/d；受益油井小6-4當月見效，日產能力由19.4t/d，上升到24.4t/d；後下電泵提液，日產油47.8t/d；小9-6斷塊通過增壓注水，日產水平由53t/d上升到88t/d，採油速度由0.6%上升到1.1%，見到了明顯效果。
（4）小井距加密後，強化有效注水，後期油層改造效果顯著
官-142斷塊為一辮狀河沉積中低滲透的厚層塊狀沙體，縱向上為上細下粗的正韻律沉積，下部滲透性要好於上部，上部為低滲透油層。1989年200m井網投入開發，1990年開始注水，由於下部物性明顯好於上部，注水後地層能量恢復快，投注60天後，油井普遍見效，注水一年後地層壓力由枯竭式開采末期的22.6MPa回升到25.9MPa，但同時由於注入水沿下部突進，含水上升也較快，僅1992年前5個月斷塊含水便由18.8%上升到36.1%。下部的油層高水淹，制約了上部低滲透層的動用，到1995年8月產量由最高時的600t/d下降到202t/d，含水上升到66.5%，為有效發揮上部低滲層潛力。1995年下半年對官-142斷塊實施整體壓裂，見到了明顯效果，使日產水平上升到最高時的307t/d，斷塊總有效期約18個月（圖5）。
圖5官-142壓裂效果分析圖
2.取得的認識
（1）精細油藏研究是前提
開展精細油藏研究，認清地下油藏構造形態、地下油水分布規律、油水運動規律，開展的各項治理措施，才能有效改善油藏開發效果。如棗-111斷塊，由於復雜的地下情況，現有的工藝技術條件很難先期對地下情況認識清楚，因此近幾年雖然對該塊進行了多項綜合治理工作，但開發效果依然未得到改善。棗-111斷塊（圖6），該塊1989年初起步開始進行以小井距加密（井距油300m縮小到210m）、油層改造、高壓注水、防膨酸化增注，配套多項採油工藝技術的綜合治理工作，歷時3年，治理後使該塊水驅控製程度由29.1%提高到63.0%，雙向以上受益油井由33.3%提高到62%，治理初期日產油由36t/d上升到100t/d以上，見到了一定的效果。但由於地下情況復雜，前期研究很難認識清楚，加密後構造變得復雜，新增加了7條小斷層，使原來很整裝的油藏變為了由8個自然斷塊組成的復雜油藏。同時由於沒有充分考慮到小斷層對水驅的影響，大多數注水井沿斷層分布，由於斷層的不密封，注入水沿斷層突進，使靠近斷層邊油井高水淹，而斷塊內水井卻注不進，油井不見效，低能生產，斷塊有效注水未得到加強，使該塊調整效果很快消失，到1993年年產油僅2.22×104t，與1989年治理前持平，目前該塊日產水平僅30t/d。
（2）合理井網、小井距加密是途徑
南部低滲油藏，也是低流度油藏，流度一般在（0.46～7.4）m·d/mPa·s之間。從近幾年改善開發效果的做法看，小井距合理壓力驅動梯度，是改善低流度油藏開發效果的有效途徑。
圖6棗-111斷塊調整效果對比圖
3.能量保持是關鍵
綜觀近幾年治理效果好區塊，均為治理後有效注水得到加強，油井配套提液，開發效果得到改善區塊，而治理後有效注水得不到加強，地層能量得不到補充的區塊，無論配套何種工藝措施，開發效果依然得不到改善。如女-12斷塊，該塊在1992年進行試采評價的基礎上，1992年底以200m三角形井網全面投入開發，1993年1月，斷塊日產水平達177t/d，但由於地層低滲透，有效注水未得到加強，地層能量迅速下降，產量也高速遞減，8個月後產量下降到90t/d左右，到1993年底產量下降為59t/d，後由於有效注水未得到加強，地層能量未得到補充，一直處於低效開發，目前日產水平僅為61t/d，平均單井日產油4.3t/d，採油速度0.6%，采出程度8.0%。
4.配套措施是保障
小井距加密後相應的配套措施保證了區塊的整體效果，如果忽視了配套措施，取得的效果也將隨之消失。棗-21斷塊便是很好的例子。棗-21斷塊由於後期綜合治理措施投入較少，油水井出砂未得到及時控制，導致油井停產、水井停注，有效注水作用減弱，開發效果變差，到1997年8月該塊日產水平僅73t/d，平均單井日產油6.6t/d，採油速度0.5%，油井綜合時率48.4%，注水井綜合時率47%，該塊目前處於低效開發。
四、結論
（1）小井距加密，合理壓力驅動梯度是改善低滲油藏的關鍵。
（2）強化有效注水，保持地層能量是加密效果的保證。
（3）有針對性地配套各種工藝技術是改善開發效果的實現手段。
參考文獻
（1）秦同洛等.實用油藏工程方法.北京：石油工業出版社，1990.
⑥ 開發現狀
歡26塊於1979年5月開始投入開發，一套層系採用500m正方形井網，年產油29萬噸。當年8月實現注水，至1979年底，投產油井19口，日產油量1075噸。根據油層的分布狀況，1983年6月對歡26塊進行了以加密井網分層系開發的調整，將中部有效厚度大於30米的1.75km2的面積內細分為Ⅲ3－Ⅲ4以上、Ⅲ5－Ⅲ6和Ⅲ7－Ⅲ8三套層系，在斷塊東西部按350m井距加密調整。但是在此方案實施之後，由於分注工藝不適應地下情況，注入水單層突進，導致含水率上升而產量大幅度下降。「七五」至「八五」期間為了改善斷塊開發效果，又陸續進行了以完善注采系統為主的零星調整和綜合治理。但是由於對地下油藏油水運動規律的認識不深，加之缺乏配套的採油工藝，因而每次治理的有效期都比較短，地下矛盾日益突出，至1998年10月，歡26塊興隆台油層共有井134口，其中油井99口，注水井35口（僅開3口），產油191噸/天，綜合含水率達到76.1%，采出程度為31.52%，產量的自然遞減率為14.86。造成上述局面的原因是多方面的，但是主要有以下四個：
（1）油層之間的非均質性嚴重，動用儲量狀況不均衡；
（2）油層邊底水推進過快，油井水淹嚴重；
（3）區塊油水運動規律復雜，剩餘油分布零散，措施效果差，有效期短；
（4）固井等工藝措施質量差，導致某些油井投產後不能正常生產，影響正常產能的發揮。
從而，提出進行剩餘油分布研究，以提高採收率，穩定產量。
⑦ 棗園油田棗-先導性試驗區塊的開發實踐
王德明黃在友
【摘要】棗-43塊位於棗南孔一段，油層厚度大。1989年初為了探討加密井網對改善開發效果的認識，將井距由300m縮小到150m，水井投注前先期酸化防膨，油井在3個月左右見到了注水效果。針對原油非牛頓流體特性，對注水見效好的井採用電泵大壓差生產，原油產量成倍增長。針對油層的非均質性，對水淹油井及時在縱向上採取找卡水，平面上搞清來水方向，調整注水的辦法均見到了明顯增產效果，開發四年來採油速度一直在1.6%以上，該塊的作法已做為一種模式直接指導著棗園油田的開發。
【關鍵詞】非牛頓流體小井距開發
一、棗-43塊先導性試驗區的特點及效果
（一）試驗區的特點
棗-43塊構造位置位於棗南背斜構造東側翼部，為棗-43井三級斷層所控制，其內部又被1317井四級斷層分成南北兩塊，北塊含油麵積0.28km2，閉合度50m，油水界面—1930m；南斷塊含油麵積0.17km2，閉合度35m，全塊含油麵積0.45km2，平均油層厚度54.7m，地質儲量313×104t，沉積環境以辮狀河道和心灘為主，儲層物性中等，平面上、剖面上非均質嚴重。沙體展布為北東南西向，呈帶狀或辮狀分布，含油層位棗-Ⅳ6～7至V1～7共9層，為岩性構造油藏。地下原油密度為0.8547g/cm3，地下原油粘度為37.4mPa·s，凝固點32℃。室內實驗表明，地下原油具有非牛頓流體性質，具有剪切變稀的滲流特性（表1、表2）。
表1棗-43塊地質參數表
（二）試驗區開采現狀
該塊自1986年2月投入開發到1989年4月，開發特點與棗園油田一樣，呈現採油速度低、天然能量低、水驅效果差的特點。為了改變這一狀況，探討加密井網對改善開發效果的認識，同時以該塊為模式指導棗園油田的開發，1989年5月我們對該塊進行了調整，開展了先導性試驗。
表2棗-43塊孔一段油層物性統計表
（1）針對油層連通性差，水驅程度低的特點，加密井網（井距由300m縮小到150m），完善注采關系，增加水驅儲量。
（2）針對油層非均質嚴重，油層厚度大等特點，細分開發層系，分兩套開采：棗-Ⅳ、V1～V2為一套；V3～V5為一套。
（3）針對油層水敏、酸敏特點，水井投注前實行先期防膨酸化技術。
（三）試驗區開發效果
四年的開發實踐證明，先導性試驗是切實可行的，並見到了很好的開發效果，直接指導著棗園油田開發。
（1）加密井網，完善注采關系後水驅效果得到了改善（表3）。
表3棗-43塊加密井網前後效果對比表
（2）調整後開發指標變好，地層壓力回升，油量上升，含水上升率下降（表4）。
（3）水井日注能力得到了提高，措施有效時間長。
棗-43塊注水初期投注7口井，由於均採用先期酸化防膨技術，單井日注均能完成配注，四年來除兩口井待大修外，其餘5口井仍保持原來日注水平。
（4）加強了動態監測，為地下分析提供了准確依據（表5）。
表4棗-43塊分階段開采指標對比表
表5棗-43塊動態監測統計表
二、油藏開發過程中的實踐再認識
（1）針對原油非牛頓流體性質，採用電泵大壓差生產，改善了原油物性，增加了油層動用程度，提高了最終採收率
石油大學所做的室內實驗反映了對非牛頓流體性質原油不同的驅動壓力梯度，水驅油效率是不同的（表6），油水相對滲透率曲線也明顯不同（圖1）：隨驅動壓差的增大，交叉點右移。江漢油田所做實驗證明地層原油滲流時，具有擬塑特徵，隨著剪切速率的增加，視粘度達到一定值。隨著壓力梯度的增加，流度上升（圖2、3）。
表6棗-43塊不同壓力梯度下水驅油效率
生產實踐驗證了室內實驗的正確性，棗-43塊在油井見效後針對油層情況選井下電泵，生產壓差為14～16MPa，單井最高日產油達90餘噸，目前5口電泵日產油高達160t，占總產量的70%，單井產量為抽油機的5倍，測試產液剖面油層動用程度遠高於抽油機井（表7）。
圖1非牛頓原油相對滲透率曲線
圖2棗-60井稠油剪切速率與表觀粘度關系曲線
表7棗-43塊油井產液剖面統計表
圖31287-3井地層油在岩心內流度與壓力梯度關系曲線
從電泵井與抽油井在同一坐標下的水驅曲線也可以明顯看出（圖4），電泵井斜率明顯含低於抽油機井，並且在1990年5月注水全面見效後，曲線趨於穩定，穩產時間較長，而抽油機井曲線斜率並無明顯變化。從采出程度與含水率關系曲線也看出（圖5），電泵井上升幅度遠低於抽油機井。
圖4棗-43塊電泵井與抽油機井水驅曲線圖
從生產實踐看電泵生產能更有效地發揮主力層潛力，增加非主力層的動用程度。統計電泵井1308與抽油機1317井資料發現，1308井射開層油層厚度20m完全動用，含水80%時，累計產油5.7×104t。1317井射開4層，油層厚度30.4m，動用2層21.5m，含水90%時，累產油僅為0.7×104t，在注水井上也反映電泵井組的吸水厚度遠高於抽油機井組的吸水厚度（表8）。
表8棗-43南塊1335井組吸水剖面統計表（電泵井組）
圖5風化店油田孔南棗-43斷塊棗四五綜合含水與采出程度關系曲線
（2）針對非牛頓流體性質，非均質油層縱向上適時挖掘中低滲透層潛力
由於油藏雙重性質的影響，注入水沿高滲層突進，導致油井含水上升快，產量遞減快、如北塊1303井1989年8月9日投產，初期日產30t，含水10%，但在1309井投注後，該井初期產液量上升，油量穩定，但在注水開發14個月後，含水高達82.3%，日產油7.47t，月含水上升速度高達2.3%。隨著含水的上升，在生產壓差一定的情況下，高滲透油層產液能力必然越來越大，進入高含水期後，僅靠提高液量很難維持產量的穩定。通過測試產液剖面，對於電泵井與抽油機井油層動用程度都比較低。統計電泵井與抽油機井在含水為80%時，電泵井采出程度為25%～30%，而抽油機井僅為9%～12.5%，進一步分析統計，含水80%時，電泵井主力層采出程度為80%左右，而抽油機井僅為35%，雖然采出程度較低，但加大采液量後，注入水需增多，層間矛盾將更加突出，採油速度難以提高。因此，我們對底部主力層水淹井採取了橋塞卡水的方法，對剩餘儲量暫時不動，上返挖掘中低滲透層潛力，同時水井分注，對下部的高吸水層停注，增加上部油層吸水能力。在高含水區期實行了兩口井，均見到了明顯的效果，含水由卡前的90%下降到卡後的10%，並且電泵井卡水後仍下電泵開采，日產油量由7t上升到25t，抽油機井由日產1.5t上升到8t。從卡水前後水驅規律曲線來看，斜率也是明顯降低的（圖6）。實踐證明，非牛頓流體原油在卡去高滲層出水層後，再對中滲透層電泵大壓差生產，仍能改善原油物性，提高生產能力。
（3）對雙非油藏在平面上改變水驅方向降低油井含水
對於非牛頓流體性質的原油，初始驅動壓力隨滲透率降低而增加，在縱向上可優先發揮主力層潛力，在平面上必然優先發揮高滲透帶作用，即在注水壓力一定時，滲透率高部位的原油首先流動，隨著生產壓差的增大，高滲部位將發揮主要作用。從棗-43塊沉積環境來看，為心灘微相與辮狀河道微相沉積，物源方向為北東—南西方向，其中棗-43井～1314井～1320井～1331井一線為主沙體帶，滲透率、孔隙度相對較高，向邊緣降低，滲透率存在明顯平面差異，這樣，油井在受到不同方向水驅作用時，效果不同。我們分析了油井1320的情況，該井位於沙體主體帶，受到來自於沙體主體部位1331注水井及邊部1335井兩個方向的作用，1331井較1335井早兩個月投注，1320井三個月見到效果井口自噴，初期下電泵日產油高達70餘噸，含水10%，但含水上升快，生產一年後含水高達70%，日產油40t，累計產油2.58×104t，為單井控制儲量的29%。在這種情況下，我們控制了1331井注水量，在中滲透1335井方向加強注水，見到了明顯效果，產量明顯上升，含水由70%下降到11.5%，到目前已累計產油5.6×104t，而綜合含水僅為38.6%。從調整前後水驅曲線也可以看出（圖7），自1991年10月1331井調配後曲線斜率是明顯下降的。實踐證明，具有非牛頓原油性質和平面非均質油層在優先發揮高滲透主體區域水驅開采作用後，適時加強中滲透方向水驅作用，提高驅動壓差，改變了非牛頓原油流體性質，提高了開發效果。
圖6棗-43塊1303井水驅曲線圖
（4）針對原油非牛頓流體特性，抓住有利時機，適時提液，延緩老井遞減
原油非牛頓流體特性決定了採用大壓差生產的必要性，棗-43塊自投入開發以來，選井下電泵見到了很好的效果，既改變了原油滲流特性，又增加了油層動用程度，下電泵井佔33%，產量佔70%，還有佔67%的抽油機井產量較低。根據無因次采液，採油指數與含水關系（表9）認為，棗園油田在中低含水期提液效果最佳。失去時機，將起不到控水增油的目的。我們又對棗-43塊1303井做了無因次採油，液指數與含水關系曲線（圖8），發現中低含水期無因次採油指數為0.54～0.37，采液指數為0.78～0.51。因此，在搞好電泵生產的同時，對抽油機井一直堅持適時提液，加大壓差，改變原油滲流特性，收到了一定的效果。統計的兩口井在中含水期提液生產的情況見表10。
表9無因次采液、採油指數與含水關系表
圖7棗-43塊1320井水驅曲線圖
由提液效果看，加大壓差也緩解了層間矛盾。
圖81303井無因次采液（油）指數與含水關系曲線
表10棗-43塊提液效果統計表
三、措施方向及經濟效益分析
針對四年來的油藏開發實踐，我們進一步認識了非牛頓原油採用不同生產壓差取得的效果不同，隨著油田進入中含水後期，油層潛力縱向上由高滲層向中低滲層轉移，平面上由主沙體帶向兩側轉移，針對油層潛力分布特點，下步措施方向為：
（1）平面上在電泵井采出程度較高，抽油機井仍較低的情況下，重點做好抽轉電泵井扶植工作，即選擇油層物性較好，能量較足的井下電泵生產，做好產量接替。
（2）縱向上繼續發揮主力層潛力，適時提液，改善層間矛盾，進入高含水期，采出程度較高時找卡水，發揮中低滲透層潛力。
（3）隨著采出程度的提高，中低滲透層含水進入高含水期後，適時再次動用主力層及主體帶，提液延緩老井遞減。
（4）在水井工作中，以控制高滲層，加強中低滲透層吸水為重點，搞好分注及調剖工作（措施工作量見表11）。
表11棗-43塊綜合措施安排表：1993年7月～1994年4月
①10t/3表示該欄上方的三口井採取措施後增加10t產量。
通過以上措施實現三降二穩：
三降是：①降低無效注水量200m3/d。
②降低含水上升率（＜3%）。
③降低綜合遞減（＜2%）。
二穩是：①採油速度穩在1.6%以上。
②地層壓力穩在原始壓力附近。
通過對水驅曲線整理（圖9），編成數學模型，對不同產液情況下進行產量預測：
根據預測，結合目前生產情況，將液量由目前的540m3/d上提到600m3/d比較實際，5月份抽油機井平均動液面為560m，提液有一定基礎，預計7月份日產液將由550m3/d上升到600m3/d，到1994年4月，10個月可累計實增油2500t。在提液的同時，搞好措施工作，計劃10個月油井實施措施11井次，增加能力95t/d，水井實施5井次，確保月注采比在0.9～1.1。預計10個月可拿措施產量4000t，措施投入為90萬元，增油6500t，總收入為（油價519元）337.4萬元，純增經濟效益為247.4萬元。提液有效期為8個月，措施有效期為18個月，到1994年4月斷塊日產油在190t/d以上，採油速度在1.6%以上。預測投入產出比1:8.65。
圖9風化店油田孔—南棗-43斷塊棗四五水驅特徵曲線
表12開發指標預測表（設QL=550）
表13開發指標預測表（設QL=600）
表14開發指標預測表（設QL=700）
棗-43塊經過四年的開發實踐，效果是好的，並且應用該塊經驗指導著棗園油田的開發，起到先導性試驗作用（表12至14）。在中高含水期如何繼續發揮先導性作用，需要我們不斷實踐探索。
參考文獻
（1）《沉積構造與環境解釋》編譯組.沉積構造與環境解釋.北京：科學出版社，1984.