① 各开发阶段储层综合评价的内容
储层综合评价工作贯穿在勘探开发的全过程，从打第一口探井发现油田一直到油气田开发结束。油气田开发工作要经过实践、认识、再实践的多次反复。实施各种开发措施，用多种开发手段加深对油藏的认识。在逐步加深认识油藏的基础上，进一步调整开发措施。这样，在油气田开发过程中，每个阶段具有的资料基础不同，开发任务也不同，因而储层评价的重点也不同。
原石油工业部1988年制定的 《油气田开发管理纲要》 根据我国绝大多数油田实行注水保持压力开发的特点，把油气田开发分为3个阶段，即油气藏评价阶段、设计实施阶段及管理调整阶段。考虑实际工作中的常规步骤和资料条件，这里把设计实施阶段又分为开发设计阶段和方案实施阶段加以叙述。
1. 油气藏评价阶段
油气田发现工业油气流之后，即进入油气藏评价阶段。评价阶段的主要任务是，提高勘探程度，提交探明储量，进行开发的可行性研究。
评价阶段的资料来自少量探井、评价井及地震详查 （或细测）。因此要充分利用每口评价井的测井、录井、测试技术，搞好录井、取心、钻杆测试、垂直地震剖面测量、试井、地层重复测试、试油等工作，多方面获取地质资料，做到少井多信息。
开展可行性研究的主要内容是：
（1） 计算评价区的探明地质储量和预测可采储量。
（2） 提出规划性的开发部署。
（3） 对开发方式和采油工程设施提出建议。
（4） 估算可能达到的生产规模，并作经济效益评价。
上述内容的评价基础是油藏早期评价，建立一个初步的油藏地质模型。对储层评价来说，即建立储层的概念模型。
评价阶段建立储层概念模型主要依靠储层沉积相分析，利用少数井孔一维剖面上的地质信息，结合地震相解释和砂组连续性追踪，对储层三维空间分布和内部参数变化作出基本预测，保证开发可行性研究的正确结论，重点内容有：
（1） 明确主力储层，初步取得岩性、物性、含油性和微观孔隙结构参数。
（2） 确定储层沉积亚相，预测储层有利相带的分布。
（3） 建立反映主力储层层内非均质性的剖面模型。
（4） 预测主力储层的砂体几何形态和侧向连续性，建立反映平面物性变化的平面模型。
由于资料不足，评价阶段建立的储层概念模型对部分关键性地质因素不可能给出肯定的概念，这时应充分估计其可能变化的范围。用于油气藏模拟时，应进行必要的敏感性分析。
2. 开发设计阶段
油气田经过开发可行性研究，被确认具有开发价值后，即要进行开发前期工程准备，进入开发设计阶段。油气田开发前期工程准备主要是补充必要的资料，开展各种室内实验以及试采或现场先导试验，进一步提高对油气藏的认识程度，保证开发方案设计的进行。
在钻井方面，仍然是少量稀井网的评价井，但一般已增补部分开发资料井；对开辟先导试验区的大型油气田则有一个小面积的密井网钻井区，供储层典型解剖；在地震方面，至少已完成地震细测，部分油气田可能完成三维地震测量工作，供各种特殊处理以辅助评价储层。
本阶段的任务是编制油田开发方案。要进行油藏工程、钻井工程、采油工程、地面建设工程的总体设计，对开发方式、开发层系、井网和注采系统、合理采油速度、稳产年限等重大开发战略问题进行决策，所优选的总体设计要达到最好的经济技术指标。因此，储层评价必须保证这些重大开发战略决策的正确性。
本阶段开发储层评价的重点内容是：
（1） 开展储层微相分析，确定微相类型。
（2） 进行 “四性” 关系研究，确定各种测井解释方法和解释模型，划分储层和非储层界限，对储层进行分类分级，建立测井相标准。
（3） 明确各类储层在剖面上和平面上的分布规律和储量分布状况。
（4） 对储层进行油气层单元划分，确定详细对比原则和方法。
（5） 预测各类储层微相砂体的几何形态和规模，预测微相砂体间连通程度，评估各油气层单元 （小层或单层） 流体流动单元连续性。特别需要强调的是不仅应评估含油区，而且还应评估含水区的连续性，以便估计水体能量。
（6） 对各种岩类 （或微相） 储层作出微观孔隙结构评价，特别是各种伤害源和保护措施的评估。
（7） 以小层和单层为单元，综合物性、渗流特性、连续性、微观孔隙结构及储量丰度，逐级作出储层评价。
（8） 建立各类储层的概念模型，供模拟计算用。
3. 方案实施阶段
根据开发方案设计，油田钻成第一期开发井网 （或基础井网） 后，即进入方案实施阶段，通常也称编制射孔方案阶段。实施阶段的任务是确定完井射孔投产原则，要对开发层系划分、注采井别选择作出实施决策，确定每口井的井别、射孔完成井段，交付实施投产。根据实施方案，进一步预测开发动态，修正开发指标，并编制初期配产配注方案。
本阶段认识储层的资料基础是开发井网，已完全具备条件对本开发区储层作出详细的静态模型。
储层评价重点内容是：
（1） 完成全开发区详细的油气层单元划分与对比。
（2） 建立分井分层的储层参数数据库。
（3） 编制小层 （或重点单层） 的微相图，在微相图控制下编制小层或单层的各种参数平面图。
（4） 编制油气层剖面图和栅状图。
（5） 建立储层静态模型。
4. 管理调整阶段
油气田投入开发以后，即进入管理调整阶段。这一阶段的任务是搞好油气田开发，即经常进行开发分析，掌握油水运动状况、储量动用状况及剩余油分布状况；实行各种增产增注措施，调整好注采关系，包括日常的局部调整和阶段性的系统调整直至加密井网。油藏工程师要用油藏模拟定期进行开采动态历史拟合，了解剩余油分布状况，预测未来阶段的开发趋势，拟定采取的开发措施，开展各种先导试验，以及各种三次采油方法的先导试验。
此阶段认识储层的基础资料，除前述静态资料以外，将积累大量动态资料，尤为重要的有分层测试资料和检查井取心资料。每一口加密钻井都是当时的一口阶段检查井，一定要掌握水淹层测井信息，取好投产时产出流体和压力数据。静 （态资料） 动 （态资料）结合，反复再认识储层是这一阶段储层评价的特点。
本阶段储层评价的重点内容是：
（1） 综合所有静、动态资料，逐步把储层静态模型向预测模型发展。对各类微相砂体的方向性、连续性及储层物性参数的变化，逐步精细到数十米甚至数米级的规模；对无控制井点的地区能作出一定精度的预测，为精细模拟和分析剩余油分布提供基础。
（2） 揭露和不断总结各类微相砂体水驱油全过程的运动规律，包括注入水平面运动规律、层内水淹厚度、驱油效率演变过程及各类砂体层间干扰特点。通过开采动态分析，完善各类砂体储层的概念模型。
（3） 密切监测储层在开采过程中可能发生的变化，如矿物的溶蚀和沉淀、岩石结构的变化、物性变化以及润湿性等渗流特征的变化。
② 小断块高凝油藏高效开发经验
倪天禄黄在友王贺林康伯军
【摘要】位于黄骅坳陷小集断裂带的官-938断块油藏采出程度已经达43.9%，预测最终采收率可达57%。该油藏油层多且厚，属高凝中低渗油藏，总结该断块成功开发经验，可对同类油藏的开发提供借鉴。该断块油层虽厚但层数多，非均质性较强，在开发前期就采取分层开采方案，运用原油的粘温关系、排量和井口温度关系，采用大排量生产的方法解决了原油凝固点高的问题；在地层压力下降后，及时注水补充能量，结合先进的工艺，进行层间调剖；在开发后期，开展数值模拟和精细油藏描述，反复认识注水过程中剩余油运移及分布规律，再次调整，开展层间挖潜，实现了油层均匀动用。
【关键词】高凝原油多层厚层断块油气藏电动潜油泵注水分层开采
一、地质概况
938断块位于黄骅坳陷孔店构造带南部，为断块性油气藏（见图1），含油面积1.156km2。该断块开采层位为老第三系孔店组孔一段，为河流相冲积扇沙体的扇端微相沉积，油层主要为枣-Ⅱ1至枣-Ⅳ之间的7个小油组，油层在平面沿河道方向发育稳定，垂直河道方向变化较大。油层的孔隙度平均为16.75%，层间的渗透率级差为18～83，非均质性十分严重。
图1938断块构造井位图
1—早期油井；2—早期水井；3—加密油井；4—转注水井；5-斜井
该断块原油性质较差，粘度为16.35mPa·s（50℃），凝固点为37.3℃，含蜡量为20.9%，含硫量为0.0925%，胶质与沥青质含量在27%以上；断块原始地层压力为31.6MPa，地饱压差为21.6MPa，属典型的低饱和高凝油藏。
二、开发效果评价
938断块自1982年投产开发至今，经过了由低含水到高含水的全过程。开发上的高水平主要表现在采出程度高、油层动用均匀，控水稳油的综合治理效果好。
1.采出程度高
对938断块含水（Fw）与采出程度（R）的生产数据回归，二者间的关系式为：
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
目前该断块含水为88%，采出程度达43.9%；由此预测，最终在含水为98%时，采出程度将达到57.1%（见图2）。
图2938断块含水与采出程度关系曲线
该结果与用中国石油天然气总公司统计归纳出的驱油效率经验公式所得结果（56.8%）很接近。与开发方案的设计指标相比，该断块实际采出程度已超出2.36个百分点，累计产油量超出10.68×104t，预计最终产油量将超出70.35×104t。
2.含水与含水上升率关系
利用童氏理论Fw与R关系和水驱规律曲线，作出938断块含水与含水上升率曲线（见图3），再利用累积的实际含水上升率值（见图3）与之对比，可以看出：在中低含水阶段，该断块含水上升率大部分低于理论值，尤其在含水低于25%之前和高于35%之后；由于该断块油水粘度比（8.1）较低，在采出较大比例可采储量后，油田实际含水在较短时间内上升幅度较大，低、高含水阶段之间的过渡期相对缩短；在后期的高含水阶段，由于采用了注水调整、井网完善等措施，仍能使含水上升率保持在理论值范围内，表明控水稳油、综合治理取得了较好效果。
图3938断块含水与含水上升率关系曲线
1—童氏理论；2—水驱规律曲线
3.油层动用程度高
经过在注采井网完善的高水淹区钻的检查井（检1井）C/O测井及分层试油，证实高水淹区80%油层已水淹，水淹层含水高达约98%；电测解释未水淹的层，试油含水也达70%～80%。可见高水淹区层间差异越来越小，油层吸水均匀，各层动用程度越来越接近。由检查井岩心分析可知，岩心含油饱和度从最初的65%下降到36%，采出程度达44.6%。
三、高效开发过程中几点作法
1.必须分层开采
由于938断块属于小断块油藏，油层又分散在500多米的井深范围内，辫状河道沙体占整个沙体面积的85%，各个沙体上油层分布又很不均匀，所以油层物性、原油物性变化较大（见表1、表2）。
表1938断块油层物性数据表
表2938断块原油物性数据表
该断块的静温（t）与深度（h）及原油粘度（μ）与温度（T）的关系为
t=14.05+0.0327h
lg（lgμ）=-2.69×10-3T+0.4613
根据该断块静温和深度的关系可知，当油层深度浅于711m时，静温已小于凝固点（37.3℃），实际生产中，原油在距地面500m以下深处就开始结蜡。原油凝固点高，还导致常规抽油时杆断脱和其它生产事故的发生，在使用热电杆加热的情况下，也难以避免生产事故。
由该块的粘温曲线可得，当温度为37.3℃时，其原油粘度为197.67mPa·s。因此常规抽油时，在500m以下深处原油就开始变稠，堵塞井筒，给井筒举升带来很大困难。
在多次试验总结的基础上，统计归纳出了井口排液量（Q）和井口温度（T´）的关系式
T´＝0.26Q+25
只有单井井口排液量（Q）大于80t/d时，才能充分利用地层温度改变井筒热力场分布，使井口原油剩余温度提高到其析蜡温度以上，保证原油在井筒中有较好的流动性。另一方面，为保证主要储量在中低含水期采出，促使各油层均匀动用，减缓后期开采中的层间矛盾，需加大生产压差。
根据达西渗流公式，得出驱动压力梯度应保持在0.11MPa/m，生产压差应保持在12MPa左右，单井日产液量在100t左右。
根据938断块油层物性数据，结合油层厚度、油水压力系统、开采速度、经济效益，把该断块分两套开发单元开采，每套油层数一般少于20个，平均单层有效厚度小于30m，且两套之间有1～14m厚的泥岩隔层。实际生产资料表明，该断块的油层动用程度明显高于同油田其它断块，吸水和产液都较均匀。
2.需要大排量生产
938断块投产初期弹性能量充足，地饱压差达21.6MPa，大部分油井可以自喷，但无边、底水等天然能量补充，地层压力下降快，油井停喷早，油井弹性产率仅（1469～5061）t/MPa，产量月递减率为12%，停喷压力为21.2～22.5MPa。但该断块油层物性虽差而连通性较好，可以按地面、地下两个流动系统，用电潜泵大排量生产。
在下电潜泵后，938断块平均单井日产液量由原来的50t上升到120t以上，高者达250t以上。同时，井口温度由原来的30℃提高到60℃，高者达90℃，很好地解决了生产中的结蜡问题。此外，大排量生产在油层中产生了大压差，使生产压差由原来的3～5MPa提高到8～15MPa，油井的生产能力明显增强，油层的动用程度也明显提高。
3.完善注采关系，改造低渗透油层
938断块油层的非均质性在中含水期明显暴露出来，这就要求有针对性地完善注采井网并改造低渗透油层，充分利用水动力封闭式驱替层间、层内、平面可动油。
（1）完善注采井网
938断块最早按300m的井距设计正方形井网，但在中高含水期，高、低渗透层差异导致的层间矛盾开始恶化。1989年后，对下套单元有针对性地补充完善了8口油井并转注了2口水井，使井网密度由17口/km2增加到26.5口/km2，其中7口井分布在断块边部（见图1），射开层位也在渗透率较低的枣-Ⅲ3和枣-Ⅳ层，有效地控制了低渗透层的储量，注采井数比达到1:1.9，单井控制储量由37.9×104t下降到22.75×104t，注采连通率达到85%以上，为以后对其进行封闭性周期注水提供了条件。
（2）低渗透油层改造
井网加密后，虽能在一些井组取得较好效果，但低渗透油层附近的井仍不能获得较高产能，有的产量仅1t左右，加密井中有4口基本无产量。在对这类井低渗透油层压裂7井次后，很好地利用了水力传压作用，在油层中造成裂缝，改善了产油剖面，取得了效果。如12-7-1井投产后，仅日产3t油，压裂后产量达32t。
油层渗透率低，也加大了注水难度。对于胶结物为钙质或堵塞严重的砂岩油层，采用以解堵为目的的酸化改造，达到提高渗透率和增大孔隙度的目的。如10-3-3井由于油层物性太差（渗透率不到30×10-3μm2），在23.5MPa的泵压下，日注水量不到100m3；酸化后日注水量增加到200m3。该断块先后进行了8井次的酸化措施，日注水量由原来的271m3上升到1146m3，提高了波及系数。
4.重新认识油层，寻找潜力区
随着938断块的深入开采，先后两次对该断块进行数值模拟，对油藏的认识也进一步提高，明确平面上剩余油主要分布在井网控制程度低的地区（如上套井网东部）、注采井网的非主流线（下套11-4井、12-5井对11-5油井的注水非主流线上）以及断块边部两套井网注采不完善的地区（见图1），剩余油饱和度在40%左右。根据这一认识，1993年以来进一步完善注采井网，在油水过渡带钻调整井（12-6-1井），初期产量达到49.8t，含水在23.1%，由此证明，该断块仍有潜力。
此外，通过油藏精细描述，对各油组的沙体分布和物性进行再认识，认为枣-Ⅳ油组沙体分布零散，渗透率只有0.6×10-3～7×10-3μm2，需加强单个沙体上油井的注水，以补充能量。因此，对枣-Ⅳ油组进行单独注采，运用配套技术同时对油、水井下措施，以达到启动潜力层的目的。对单注枣-Ⅳ油组的11-6-3水井酸化，并对单采枣-Ⅳ油组的相应受益井10-5-3井用“89弹”代替原来的“73弹”进行重复射孔，子弹的穿透能力增强，射孔半径增大。这些措施有效地改造了油层，注水井的日注水量由原来的30m3提高到200m3，油井的日产量由原来的2.5t提高到36t，取得了较好效果。
5.进一步细分层系，挖掘剩余油潜力
1993年后，通过油水井产液剖面、吸水剖面，对层间剩余油储量进行统计和定量研究（见表3）。由表3可见，枣-Ⅱ、枣-Ⅲ2、枣-Ⅲ3、枣-Ⅳ油组仍有一定的潜力。这些油层的渗透率都较低（5×10-3～15×10-3μm2），但毛管压力曲线为粗歪度，反映孔隙结构较好，从这些层中有可能挖掘相对较好的区域。根据这些认识，进一步细分层系，采用分注、调剖技术，对低渗透层加强注水，控制或停止高渗透层吸水，以达到启动潜力层的目的，实现控水稳油。该断块先后进行了4次分注和4次调剖，都在一定程度上改善了水驱效果，提高了注水利用率，见到较好效果。例如在对13-8井合注时，吸水厚度为58.8%，分注后吸水厚度提高到81.2%。
表3938断块各油组剩余油储量表
1996年938断块的采出程度达到了43.9%，综合含水控制在88%，取得了较好的开发效果。
四、结论
（1）小断块油气藏井网完善难度大，可以根据岩性、油层物性及厚度采用分层开采来解决井网完善问题。
（2）充分利用地层能量，掌握温度、排量、粘度之间关系的变化规律，结合油层物性资料，早期进行大排量生产，可以解决原油高凝、高含蜡导致的生产问题，并能增加油层动用程度。
（3）对分布零散的特低渗透层，进行单独注采，运用配套技术，同时在油、水井采取措施，能够达到改造油层、启动未动用层的目的。
（4）在高含水期，充分利用数值模拟、油藏精细描述手段，与动态监测资料结合，不断认识开发后地下动态变化，重建地质模型，找准剩余油分布，有针对性地进行层间、平面挖潜，能够最大限度地提高波及系数和驱油效率，从而获得较高的采收率。
③ 精细油藏描述技术的深化与发展
柳世成王延忠杨耀忠孙国贾俊山隋淑玲 参加本次研究的人员还有陈德坡，于金彪，付爱兵等.
摘要 在孤东油田七区西馆陶组上段的精细油藏描述研究中，精细油藏建模、剩余油描述、油藏描述计算机应用等取得了较大深化与发展，并在现场实施中收到显着效果，预计可提高采收率2.67%，增加可采储量154.8×104t，其中，按中间研究成果新打的10口井投产后已累计增油9088t。
关键词 孤东油田 油藏描述 深化与发展 油藏建模 剩余油 效果
一、引 言
按开发阶段的不同，油藏描述可划分为开发准备阶段的早期油藏描述，主体开发阶段的中期油藏描述和提高采收率阶段的精细油藏描述[1～4]。
油田进入高含水期开发以后，挖潜难度越来越大，该阶段的油藏描述以提高油田最终采收率为根本目的。精细油藏描述是以挖潜难度大的开发单元为研究对象，以建立精细三维地质模型为基础，以揭示剩余油的空间分布规律为重点，以制定挖潜剩余油、提高采收率措施为最终目标所进行的油藏多学科的综合研究[3]。很显然，精细油藏描述已不仅仅是纯静态的油藏描述，而是将精细油藏描述与剩余油分布研究紧密地联系在一起，是集地质、测井、数值模拟、油藏工程多学科为一体的系统工程。
精细油藏描述及剩余油分布研究是提高高含水油田最终采收率的重点技术。通过“八五”的单项技术攻关和“九五”的推广应用，不仅形成了对高含水、特高含水期油藏进行精细油藏描述及剩余油分布研究的系列配套技术，而且取得了显着的应用效果。自1995年开始，已在胜利油田进行了4期110个单元16.9×108t储量的精细油藏描述。前两期精细油藏描述实施的新井及老井措施截止到1998年12月共增油181×104t，预计增加可采储量799×104t，提高采收率1.80%。
1999年初，对前两期精细油藏描述进行了较系统的总结，形成了精细油藏描述的系列配套技术：一是建立了适合于多种油藏类型的精细油藏描述及剩余油分布研究的基本程序、技术和方法；二是总结出了不同类型油藏精细油藏描述及剩余油分布研究的关键技术和研究侧重点；三是初步形成了精细油藏描述及剩余油分布研究的计算机自动化软硬件系统。但其仍存在以下几方面的差距：①基础数据的数据库化程度低；②虽然油藏描述的较细，但精细的技术政策界限不太明确；③静态与动态的结合程度较低；④计算机自动化程度不够。
本文主要以孤东油田七区西馆上段精细油藏描述及剩余油分布研究为例，介绍高含水期整装油田精细油藏描述技术取得的深化和发展，同时为断块、低渗透以及稠油、海上等特殊油藏提供研究思路和技术储备。
二、精细油藏建模技术
精细油藏建模技术是剩余油分布研究的基础，其研究内容可概括为建立五个模型，即地层模型、构造模型、储集层模型、流体模型和油藏模型。下面重点介绍五项关键技术。
1.精细地层对比
孤东油田七区西精细地层对比，是在前人划分对比的基础上，针对存在的问题以及特高含水期油田开发方案调整和建立剩余油预测模型的要求，开展的储集层细分对比研究。根据七区西馆上段河流相沉积特点，进行储集层细分对比的原则是：以标准层控制层位，用沉积旋回和岩相厚度法结合标志层划分砂层组；以砂体等高程对比模式、平面相变对比模式、叠加砂体对比模式和下切砂体对比模式确定时间单元。
在整个细分对比工作中，纵向上由砂层组、小层到沉积时间单元进行逐级控制，平面上则以现代沉积学研究成果为指导，以取心井为基础，以自然电位、微电极曲线、感应曲线为依据，参照所建立的等高程平面闭合对比模式、相变对比模式、叠加及下切对比模式，采用点、线、面相结合的对比方法，将七区西馆上段4～6砂层组划分为36个沉积时间单元，其中522和531、621和622、631和632、641和642、651和652两个砂体的连通率均大于40%，进一步细分对开发及剩余油挖潜没有实质的意义。所以，该砂层组可细分为30个沉积时间单元（表1）。
表1孤东油田七区西地层细分成果表
在前两期精细油藏描述研究中，没有对地层细分的初步结果结合生产动态进行进一步的合理技术界限研究，其在矿场应用的实用性相对差一些。
2.微型构造研究
砂层的微型构造是指砂层顶面或底面的起伏形态，其起伏形态与地下油水运动规律有着一定的关系，影响油水井的生产及剩余油在平面上的分布。
通过对微构造储存剩余油的有效性和在有利微构造上部署加密井的可行性研究表明，微构造的尺度并不是越微越好，应具有规模有效性和经济有效性。一个油田微构造的尺度能满足分辨最终经济极限井网的井与井之间在微构造中的相对位置即可。
在孤东油田七区西微构造研究中，将平均井网井距看做是拾取的微构造信息的周期，再把横向上的分辨率转到纵向上，通过公式
胜利油区勘探开发论文集
即得到分析所需要的微构造的等间距为2m。
式中：D——微构造等间距，m；
L——平均井网井距，m；
θ——油藏地层倾角，（°）。
3.储集层参数井间插值优选
储集层参数空间分布规律研究的关键是对井间储集层参数的分布进行准确描述。过去对于井间储集层参数的插值往往是选取一种比较流行或比较新的方法，并且各种参数一般都用相同的方法进行插值，易造成较大的生产误差，影响了地质建模的准确性。
在孤东油田七区西油藏描述中选取8大类17种井间插值方法，对不同储集层参数通过井位抽稀验证进行最佳插值的方法优选，并编制成软件实现了计算机的自动优选。其研究思路如下：第一，采用井点数据抽稀法，对实测数据进行抽稀；第二，对未抽稀掉的井实测数据采用距离加权平均法、趋势面分析法、克里金法、随机建模法等等，进行井间参数拟合（网格化）；第三，对各种插值方法的估计值与抽稀井的实测值的误差进行分析对比，同时也可以利用各种等值图进行分析对比；第四，优选出符合油田地质特征、沉积特征的储集层参数井间拟合方法；第五，利用优选出的方法对参数的空间分布进行拟合，形成网格数据和等值图，进行参数的空间描述及用于计算储量。
利用上述研究思路对七区西馆上段4～6砂层组的有效厚度、孔隙度、泥质含量、渗透率、渗透率变异系数、粒度中值、分选系数、含油饱和度等参数进行井间插值，形成了30个沉积时间单元合计240个参数的网格数据体（表2）。
表2孤东油田七区西馆上段储集层参数最优插值方法选取表
上述研究表明，不同油藏类型、不同储集层参数对应不同的最佳插值方法，并且各种插值方法之间的误差较大。因此，对必须选取多种井间插值方法对井间插值进行实际验证，以选取最佳插值方法。
4.沉积微相定量识别[4-5]
在孤东油田七区西沉积微相研究中，根据取心井已知微相的各项参数，通过影响沉积微相参数选取、沉积微相标准化、沉积微相特征值的计算，实现了沉积微相划分的定量化和计算机自动化。
（1）储集层参数选取
根据工区内取心井划分取心层位的沉积微相，选取影响沉积微相的七种储集层参数，即砂体厚度、孔隙度、渗透率、渗透率变异系数、粒度中值、泥质含量及分选系数。
（2）储集层参数得分值计算
采用最大值标准化法，计算每种参数在不同微相的得分值，最大值标准化法公式：
胜利油区勘探开发论文集
或
胜利油区勘探开发论文集
式中：Fi——某种参数在某一微相中的得分值；
Xi——某种参数在某一微相中的平均值；
Xmax——所有微相中本项参数的最大平均值。
（3）储集层参数权衡系数计算
对于不同相带，变化越明显的参数对相带的确定程度越大；不同相带中变化不明显的参数对相带的确定程度越小。因此，可根据各项参数在不同相带中的变化程度确定其权衡系数的大小，计算公式为：
胜利油区勘探开发论文集
式中：qi——参数的权衡系数；
Vi——某一参数的平均值在不同微相之间的变异系数；
V总——所有参数的变异系数之和；
σ——参数的标准偏差；
〓——不同相带某参数的平均值。
（4）定量识别模式建立
用每种参数的得分值和权衡系数，采用加权求和的方法建立沉积微相的定量识别模式，计算出每种沉积微相的一个综合特征值。
根据七区西馆陶组上段12口取心井取心层位中各个砂体（或时间单元）的沉积微相，可以计算得其不同沉积微相综合特征值的范围，即：特征值＞0.50为心滩或边滩；0.35＜特征值＜0.50为废弃河道；0.20＜特征值＜0.35为天然堤；0.10＜特征值＜0.20为决口扇；特征值＜0.10为泛滥平原。
依据新建立的油砂体数据库和测井二次解释成果，按照上述沉积微相定量识别模式计算每口井每一砂体综合特征值，采用多次定性赋值技术和EarthVision地质绘图软件的多文件叠合功能，实现沉积微相图的自动绘制。
5.储量计算
孤东油田七区西首次采用网格积分法计算其石油地质储量。网格积分法储量计算结果实际上是储集层有效厚度、孔隙度、含油饱和度等参数评价结果的集中体现。
网格积分法储量计算的流程是：①将各沉积时间单元井点有效厚度、孔隙度、含油饱和度数据进行网格估值，形成网格数据体；②利用储量计算参数网格数据体，结合地面原油密度及体积系数选值结果，采用容积法储量计算公式，形成地质储量网格数据体；③利用地质储量网格数据体，分别计算统计单砂体、沉积微相、沉积时间单元地质储量。
三、剩余油描述技术
1.数值模拟方法
油藏数值模拟是大规模描述剩余油的重要方法[3]，近年来取得重大进展，形成了不规则网格及网格自动生成、历史拟合实时跟踪、三维可视化、窗口及并行等十项新技术；在历史拟合中强调步长优化等四项调参约束机制，提高了数值模拟的研究水平。研究中，地质模型纵向上细到沉积时间单元，平面上网格步长进一步细化，动态模型细到月度数据，油层物理参数细到与沉积时间单元一一对应。
根据数值模拟可以计算不同小层、不同时间单元的剩余油饱和度、可动油饱和度、剩余储量丰度、剩余可采储量丰度、采出程度等指标，对这些结果进行综合分析可以找出剩余油富集区，提供挖潜措施方向。
2.流线模型方法
流线模型技术的提出和应用于20世纪90年代[3]，是研究井间剩余油的一种新的方法，具有允许节点多、运算速度快、研究周期短的特点。
流线模型求解的思路是：先求取流体在多孔介质中的压力场和速度场，然后求出流体的流动轨迹即流线，最后求得任一流线在任一点的饱和度值。通过流线模型计算，可以求得井间任一点的含油饱和度、剩余油饱和度，从而确定驱油效率、可动油饱和度、可采储量、剩余可采储量等参数。
3.油藏工程计算剩余油方法[5～8]
根据油田开发已进入特高含水期的实际，结合矿场应用的需要，油藏工程计算选用了5种计算剩余油的方法。
（1）水驱特征曲线法
根据井点动态资料作水驱特征曲线，结合井点采出状况求出水驱储量、剩余可采储量等指标。
（2）渗饱曲线法
选择油层有代表性的相渗曲线，结合水驱特征曲线求出生产井出口端含水饱和度，进而求得剩余油饱和度、剩余可动油饱和度、剩余可采储量等。
（3）无因次注入采出曲线法
据注入采出情况，做无因次注入采出曲线，结合注入倍数求出剩余采出程度、剩余可采储量、剩余可采储量丰度。
（4）物质平衡法
根据物质平衡原理求得井点剩余地质储量、剩余可动油饱和度、剩余可动油地质储量等。
（5）水线推进速度法
根据注水井的水线推进速度，求出一线油井不同层段相对水线推进速度，结合动态监测资料研究层段水淹状况。
油藏工程计算方法最大特点是数据文件要求相对简单，可操作性强，适用于矿场人员进行计算分析。孤东油田七区西精细油藏描述将5种方法综合起来编制成软件系统，进行动态分析和剩余油研究。随着软件系统的推广应用和不断完善，将大大提高工作效率和对剩余油分布规律的认识程度。
4.水淹层测井解释方法
开发过程中的水淹层测井资料可解释剩余油饱和度、残余油饱和度、含水率和剩余有效厚度等，是研究油水运动状况、储集层动用状况及剩余油分布状况的重要手段。常规的测井方法如电阻率测井、自然电位测井、声波时差测井、放射性测井等原则上都可用于水淹层测井解释剩余油，但这些方法受地层水矿化度的影响较大，而水淹层地层水电阻率已是注入水与地层水的混合电阻率，其大小取决于两种水混合的程度。因此，求准地层混合液的电阻率是水淹层测井解释的关键。
水淹层测井解释提供的储集层参数模型，是进行精细数值模拟的关键和基础，其层内每米8个点的测井解释可以细致地分析层内剩余油分布情况。
5.动态监测方法
主要包括生产动态分析、测试资料分析和检查井分析三种方法。利用动态监测方法综合分析各套层系、各个小层在平面、层间、层内井点的水淹状况及剩余油分布特征，其结果可用来分析和约束数值模拟、流线模型及其他方法的研究。
（1）生产动态分析
主要分析生产井生产指标、单采井生产指标、历年新井生产状况及指标、历年补孔改层井指标，计算层系、井排、小层等的累积采出和注入量，研究油层水淹状况和剩余油分布特点。
（2）测试资料分析
分析C/O、同位素测井、产液剖面、吸水剖面等矿场测试资料，分析计算层间层内各项水驱指标，总结剩余油分布特点。
（3）密闭取心井分析
密闭取心井是用来检查注水开发油田油层水淹特征和剩余油分布规律的比较可靠的方法，它以井点剩余油研究为主，主要描述井点层间、层内的剩余油分布，同时也可依据岩电关系进行平面剩余油分布规律研究，但受检查井数量的影响，往往被用来分析和约束数值模拟、水淹层解释、油藏工程综合研究的结果。
四、油藏描述计算机应用技术
1.建立基础数据库，编制数据库转换程序
孤东油田七区西精细油藏描述基本实现了数据管理计算机化，共建5个静态数据库，即小层数据库、井位坐标数据库、储集层参数数据库、断层参数库、沉积参数数据库；12个动态数据库，即综合开发数据库、油井数据库、水井数据库、射孔数据库、分层注水数据库、生产层位数据库、压力数据库、封堵数据库、相渗曲线数据库、取芯井数据库、原油物性数据库、天然气数据库；并编制3个数据库转换程序，即开发数据转换程序、油井单井数据转换程序和水井单井数据转换程序。
2.开发Earth Vision地质建模软件，实现地质成果图件编制的计算机化
在七区西精细油藏描述研究中，对Earth Vision地质建模软件进行了较为全面的开发和应用，不仅为数值模拟提供了静态模型数据体，还利用工作站绘制了小层平面图、微构造等值图、沉积微相平面图、油藏剖面图等基本地质图件。
3.新编制动态分析辅助程序
在对开发状况及水淹状况进行分析时，为了提高工作效率，编制了3组6个动态分析辅助程序，主要包括动液面分级程序及等值线作图程序、泵效分级程序及等值线作图程序、含水分级程序及等值线作图程序。因而，可以对任意时期的动液面、泵效、含水数据进行不同范围内的自动统计分级，并形成电子表格；也可以绘制任意时期的动液面、泵效、含水的彩色等值线图。
4.编制井间插值方法优选程序及储量计算程序
在测井精细解释研究中，编制了井间插值方法优选程序，实现了从井点数据的输入、井间抽稀、插值方法的选取、误差分析到形成网格数据体和等值线图的计算机自动化。
在储量计算中，新编的网格积分法储量计算程序，能够精确地计算每个网格数据体的地质储量，并能分沉积相带、时间单元和小层进行储量的计算和评价。
5.采用5种油藏工程方法编制计算剩余油的软件
该软件系统包括数据处理、无因次注入采出法、驱替特征曲线法、物质平衡法、渗饱曲线法、水线推进速度法6个主菜单5种计算方法。该系统中5种方法既独立又相互联系，可单独计算也可全部计算。可提供层系、井区或井点的剩余地质储量、剩余油饱和度、剩余可采储量等指标。
6.完善了井点与井间剩余油分布研究软件系统
井点与井间剩余油分布研究软件系统包括参数准备、井点剩余油解释、井间剩余油解释、剩余油描述、图形管理等5项主菜单。可以研究井点原始含油饱和度、残余油饱和度井点和井间剩余油饱和度，用含水率、剩余油饱和度、可动油饱和度、剩余储量丰度、驱油效率等多种参数来反映剩余油在空间的分布规律。
该软件能够根据油藏含油面积的大小和研究要求，建立所需的网格系统。在网格系统的基础上，确定井位、断层边界及各项地质参数分布图，建立地质模型。并能根据井点成果、基础数据库，自动插值形成各种参数网格图和分布图。
五、孤东油田七区西精细油藏描述的应用效果
1.措施潜力
在七区西精细油藏描述的基础上，共提出新井措施6口，提出补孔改层、卡封、下大泵、扶躺井、堵水调剖等老井措施330井次，合计实施措施336井次，预计可提高采收率2.67%，增加可采储量154.8×104t（表3）。
表3综合分析潜力分类表
2.矿场应用效果
在孤东油田七区西精细油藏描述研究中，利用中间研究成果提出的部分措施已取得显着效果。
从1999年开始，截止到2000年12月，该区共打新井10口；完成补孔改层井79口、堵水油井26口、下大泵井49口等老井措施共154井次。10口新井投产初期平均单井日产油6.14t，综合含水90.75%；截止到2000年12月，累计增油9088t。154井次的老井措施取得了显着效果，截止到2000年12月，措施后比措施前平均增油518t/d，综合含水降低3.1%，累计增油73074t。
部分单井措施效果显着。如，原生产61小层，后在井网不完善、剩余油饱和度和剩余储量丰度均较高的43小层补孔生产的GDS2井，获得了单井日产油60t，综合含水61.7%的良好效果；原生产52+3小层，后在断层附近、剩余油饱和度和剩余储量丰度均较高的62小层补孔生产的7-23-2306井，也获得了单井日产油44.7t，综合含水仅33%的好效果。这对于综合含水高达96.7%，单井日产油只有4.9t的特高含水油田实属不易。另外，补孔未动用的412小层进行生产的7-31-306井、补孔井网不完善的441小层进行生产的7-33-2286井也分别取得了单井日产油40t和21.3t、综合含水仅51.1%和59.2%的好效果。
由此可见，只要查清其地质情况，掌握剩余油分布，特高含水期的老油田也是有潜力可挖的。
六、结论
通过对孤东油田七区西的研究，精细油藏描述技术取得了较大的深化与发展。提高了精细油藏描述的水平，使研究成果与矿场应用更为贴近、实用。实施后取得良好效果。
但精细油藏描述技术的计算机一体化、流程化还有待进一步攻关。在统一的工作平台上实现数据采集、管理、地质三维建摸、数值模拟到油藏工程综合分析的计算机一体化、动静态参数的网格数据体化和跟踪分析自动化，是今后的发展方向。
主要参考文献
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④ 油田开发中期的综合调整阶段指什么
油田全面投入开发以后，随着时间的推移，油田的原始状态会发生一系列变化。通过油田动态分析，对油藏的地质认识深化后，应该对原先的方案设计与油田开发过程中暴露出的各种矛盾加以调整。鉴于油田地质情况的复杂性和油田开发过程中的变化，不可能一次性认识清楚，只能分阶段地去认识，并根据新的认识，分阶段地应用新的技术成果对油田开发进行综合调整。大庆油田就是一个成功的典范。大庆油田开发初期所确定的方案是横切割行列早期注水，两排注水井夹三排生产井生产，各切割区的采油速度保持在1%左右。经过10年开发不断取得新认识，从1970年开始，逐步将行列井网中间的生产井排改为间注间采，并适当增加点状注水井；新开发层系采用面积注水、提高排液量开采，实现了全面分层注水。1976年全油田采油速度提高到2%，达到了年产5000万吨的水平，在中高含水期阶段又深入开展了试验，充分挖掘差储层的资源潜力，寻找剩余油分布规律，钻加密井提高注入水的波及面积，进行开发井网的结构性调整，在年产5000万吨以上实现了高产稳产26个年头。
油田综合调整是以对油田地质特征再认识和开发效果评价两个方面为前提的。地质特征描述的重点是对储层的沉积微相（油层更加细微的沉积特征）进行再认识，分析不同微相在开发过程中的油水分布特点，分析不同微相界面对开发效果的影响。开发效果评价的重点是分析各类储层的储量动用状况及影响储量动用的原因，从而对原井网、层系、注采关系、压力系统、钻加密井和采取相应的开采工艺措施提出综合调整意见，其目标还是在于改善油田开发效果和提高管理水平、提高油田可采储量和最终采收率，充分、合理地利用资源，使调整后能够获得更大的经济效益。
⑤ 驱动梯度对改善低渗区块开发效果的可行性研究
陈卫华李华林王德明
【摘要】本文从地下渗流及经济角度综合论述了缩小井距合理压力驱动梯度，改善低渗油藏开发效果的可行性，并对近几年在此成果指导下开发效果得到改善的区块进行总结论述，得出了一些低渗油藏改善开发效果的深刻认识。
【关键词】低渗油藏合理驱动梯度提高开发效果可行性研究
一、概况
黄骅凹陷孔店以南油田（下简称“南部油田”）极大多数油藏，空气渗透率均属于小于200×10-3μm2的中低渗油藏范畴，本文中所指低渗油藏主要指渗透率小于150×10-3μm2的油藏（详见表1,2）。共有32个单元，有效渗透率（4～50）×10-3μm2，地下粘度3～45mPa·s，流度（0.46～7.4）×10-3μm2/mPa·s，属于低渗低流度油藏。目前采油速度0.92%，采出程度9.6%，处于低水平开发。但其中部分区块在前期研究的基础上，经过近几年以改善压力驱动梯度为主的综合治理工作，开发水平大大提高，已成为南部油田明星块。这类区块目前采油速度1.3%，采出程度15.7%，调整前后相比，采油速度由0.7%提高到1.4%，年增油15.01×104t，区块平均年增油2.5×104t，到目前已累积增油81.2×104t。
表1南部地区低渗区块调查表
表2南部地区已治理完善低渗区块调查表
二、缩小井距合理压力驱动梯度可行性研究
为确定合理的开发井距及寻求合理的驱动梯度，需考虑两方面的问题：一是井距能否满足地下渗流需要，以保证一定的产能；二是缩小井距能否取得一定的经济效益。两方面因素必须同时考虑，缺一不可。
1.考虑地下正常渗流
从渗流力学角度分析，在低流度情况下，为保证一定的产能，即让流体在地下有一定的渗流速度，需增加注采压差，或缩小井距，以保证足够大的驱动压力梯度，如下式：
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
式中，V为渗流速度；k/μ为流度；dp/dx为驱动压力梯度。
对于径向流：
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
式中，∆p为生产压差（MPa）；Re和Rw为供给半径（m）。
可见，对于流度值不同的油藏，若要保持一定的采油速度，则需要不同的驱动压力梯度。低流度油藏为保持一定的产能即渗流速度，需足够大的驱动压力梯度。但增大注采压差，由于受地面系统的限制，注入压力不可能无限度的增大；同时油井井底流压也不可能无限度的降低；生产压差有一个最大值。因此缩小井距是提高驱动压力梯度的有效途径。下式也充分说明了这一问题：
油藏描述技术在黄骅坳陷南区的应用
式中，R为井距（m）；Rw为井筒半径（m）；∆p为生产压差（MPa）；kh/μ为流动系数；ro,Bo为原油比重及体积系数。
从式中可看出：
①某一特定的油藏，在流动系数一定、生产压差一定的情况下，油井为保证一定的生产能力，需缩小井距，且井距的缩小与产能的增加成半对数关系。
②某一特定的油藏，如果流动系数（kh/μ）一定，为保证一定的生产能力，如不缩小井距则需增大生产压差。
③某一特定的油藏，在一定井距、一定生产压差条件下，如果工艺技术能有效地增大流动系数，则油井生产能力可明显增加。
图1是生产压差9MPa、不同流动系数下产能分别达到10t/d、15t/d、20t/d所需渗流井距。
图1生产压差9MPa不同流动系数达到不同产能所需渗流井距
从上图中也可看出：①在一定流动系数（如hk/μ＝20情况）、一定生产压差下，为了提高产能，缩小井距是可行的。②随流动系数的增加，较大井距便能满足一定的产能。因此在开发中应注意搞好层间治理，提高油层动用程度，提高流动系数。
图2是不同流动系数油藏为达到不同产能所需生产压差。图中充分说明了随生产压差增加和流动系数的增加，所需渗流井距也加大。
图2不同流动系数油藏达到不同产能所需生产压差
1—Qo=10且hk/μ=15时；2—Qo=10且hk/μ＝20时；3—Qo=15且hk/μ=20时；4—Qo=15且hk/μ＝15时；5—Qo=20且hk/μ＝20时；6—Qo=20且hk/μ＝15时
表3、4、5是南部油田不同流度油藏在不同生产压差、不同油藏动用程度情况下初期为保持不同的生产能力所需的渗流井距。
表3官-998断块不同产量不同生产压差不同动用程度所需井距（流度＝7.40）
表4官-68断块不同产量不同生产压差不同动用程度所需井距（流度＝4.83）
表5枣-89不同产量不同生产压差不同动用程度所需井距（流度＝1.60）
表6不同油藏极限经济井距统计
2.具备一定的经济效益
表6是在现有经济技术条件下计算所得的不同油藏经济极限井距。
通过考虑上述两个方面因素，我们可以看出，低渗低流度油藏，为了能保证一定的生产能力，保证能实现水驱开发，流度小于2×10-3μm2/mPa·s的油藏，井距需缩小到150m左右，流度大于5×10-3μm2/mPa·s的油藏，井距在175～210m左右较合适。近几年的加密情况也证实了这一点。
三、近几年低渗区块改善开发效果作法
1.基本作法
南部低渗油藏由于受井网等的限制，最明显的特点是：“注不进、采不出”。虽然进行了诸如压裂、酸化等的多种综合措施，但在大井距、小压力驱动梯度情况下，开发效果很难提高。针对南部油田低渗区块存在的问题，我们展开了“低渗油藏合理压力驱动梯度改善开发效果的研究”，指导低渗油藏开发并取得了较好效果。1992年以后，先后对20多个低渗油藏进行了小井距加密，同时配套各种综合措施的治理工作，使部分低渗油藏开发效果明显得到改善。
（1）小井距加密，先期低渗层改造
如枣-130断块，该块1987年300m正方形井网投入开发，共钻井31口，1988年10月全部投产，同时开始局部注水，由于地层低渗透、井距过大等原因，注不进、采不出，开发效果很差（见图3）。
图3枣-130断块开采曲线
1992年针对枣-130断块井网不适性，地层低渗透等诸多的问题，将井距由300m加密缩小到212m，部署新井12口，并对油井进行先期分段压裂改造，同时对水井进行先期酸化防膨改造，使枣-130断块年产油由2.44×104t，上升到4.8×104t，采油速度由0.5%上升到1.0%（见图3）。油井采用分段压裂，对低渗层进行改造，油井压裂后生产能力提高了3倍（改造油井与未改造油井相比，压裂井平均日产11.1t/d，未压裂井仅3.19t/d）。调整后枣-130断块成为了枣园油田的明星拿油区块，年产保持4.5×104t，已稳产4年。
（2）小井距加密，配套疏松低渗稠油油藏采油工艺提高开发水平
如枣园油田枣-21断块，油层为泥质胶结的疏松砂岩，胶结物以泥质为主，平均泥质含量为11.69%，空气渗透率150×10-3μm2，地面脱气原油密度0.9675,50℃时粘度为9503.6mPa·s。该断块为一套低压、低饱和、胶结疏松、高泥质含量、出砂严重的低渗稠油油藏。
该块1985年4月以300m井距三角形井网投入开发，1986年3月开始注水，但由于地层低渗透及井网适应性差，注不进、采不出，低水平开发；1991年上半年对该块进行加密调整。但由于未能及时配套采油工艺及地面系统，新井未能投产，总的开发形势未得到转变。
针对枣-21断块存在的问题，自1992年下半年到1993年上半年，对枣-21块展开了以配套完善采油、注水、地面系统工艺为主的综合治理工作，包括油水井先期防砂，老井挤固砂剂防砂，试验推广螺杆泵，侵入式抽稠泵，防砂泵等一系列有效解决高凝、低渗、出砂稠油油藏的工艺技术，同时配套完善地面注水系统，保持供水能力，推广机械除垢化学新技术等一系列工艺措施，使枣-21断块采油速度由0.1%提高到1.2%，平均单井日产油由2.1t/d提高到9.5t/d，日产水平由17t/d提高到162t/d，日注水量由112m3/d提高到306m3/d（图4）。
图4枣-21断块治理效果对比图
（3）小井距加密，超高压强化注水，油井提液
如：小9-6断块：1994、1995年针对该块注采关系不完善问题，先后对小6-2、小9-6自然断块进行了小井距加密，将原来的300m井距缩小到175m，使断块注采井数比由1:3提高到1:1.25，但由于油层物性较差，4口注水井均注不进水，开发效果仍未得到改善，断块产量递减较快。到1996年9月日产水平下降到53t/d，如：小6-5井投产初期日产能力32.2t/d，投产9个月后日产能力下降到9.2t/d。
针对水井注不进的问题，也进行了多次油层改善，如酸化、防膨，但均无效。1996年11月进行了增压泵，高压注水实验，注水泵压由18MPa增至24～28MPa，注水状况明显改善，断块日注水平由20m3/d上升到219m3/d，同时油井也见到了注水效果，如：小6-3井1996年11月增压注水后，日注水量由注不进上升到145m3/d；受益油井小6-4当月见效，日产能力由19.4t/d，上升到24.4t/d；后下电泵提液，日产油47.8t/d；小9-6断块通过增压注水，日产水平由53t/d上升到88t/d，采油速度由0.6%上升到1.1%，见到了明显效果。
（4）小井距加密后，强化有效注水，后期油层改造效果显着
官-142断块为一辫状河沉积中低渗透的厚层块状沙体，纵向上为上细下粗的正韵律沉积，下部渗透性要好于上部，上部为低渗透油层。1989年200m井网投入开发，1990年开始注水，由于下部物性明显好于上部，注水后地层能量恢复快，投注60天后，油井普遍见效，注水一年后地层压力由枯竭式开采末期的22.6MPa回升到25.9MPa，但同时由于注入水沿下部突进，含水上升也较快，仅1992年前5个月断块含水便由18.8%上升到36.1%。下部的油层高水淹，制约了上部低渗透层的动用，到1995年8月产量由最高时的600t/d下降到202t/d，含水上升到66.5%，为有效发挥上部低渗层潜力。1995年下半年对官-142断块实施整体压裂，见到了明显效果，使日产水平上升到最高时的307t/d，断块总有效期约18个月（图5）。
图5官-142压裂效果分析图
2.取得的认识
（1）精细油藏研究是前提
开展精细油藏研究，认清地下油藏构造形态、地下油水分布规律、油水运动规律，开展的各项治理措施，才能有效改善油藏开发效果。如枣-111断块，由于复杂的地下情况，现有的工艺技术条件很难先期对地下情况认识清楚，因此近几年虽然对该块进行了多项综合治理工作，但开发效果依然未得到改善。枣-111断块（图6），该块1989年初起步开始进行以小井距加密（井距油300m缩小到210m）、油层改造、高压注水、防膨酸化增注，配套多项采油工艺技术的综合治理工作，历时3年，治理后使该块水驱控制程度由29.1%提高到63.0%，双向以上受益油井由33.3%提高到62%，治理初期日产油由36t/d上升到100t/d以上，见到了一定的效果。但由于地下情况复杂，前期研究很难认识清楚，加密后构造变得复杂，新增加了7条小断层，使原来很整装的油藏变为了由8个自然断块组成的复杂油藏。同时由于没有充分考虑到小断层对水驱的影响，大多数注水井沿断层分布，由于断层的不密封，注入水沿断层突进，使靠近断层边油井高水淹，而断块内水井却注不进，油井不见效，低能生产，断块有效注水未得到加强，使该块调整效果很快消失，到1993年年产油仅2.22×104t，与1989年治理前持平，目前该块日产水平仅30t/d。
（2）合理井网、小井距加密是途径
南部低渗油藏，也是低流度油藏，流度一般在（0.46～7.4）m·d/mPa·s之间。从近几年改善开发效果的做法看，小井距合理压力驱动梯度，是改善低流度油藏开发效果的有效途径。
图6枣-111断块调整效果对比图
3.能量保持是关键
综观近几年治理效果好区块，均为治理后有效注水得到加强，油井配套提液，开发效果得到改善区块，而治理后有效注水得不到加强，地层能量得不到补充的区块，无论配套何种工艺措施，开发效果依然得不到改善。如女-12断块，该块在1992年进行试采评价的基础上，1992年底以200m三角形井网全面投入开发，1993年1月，断块日产水平达177t/d，但由于地层低渗透，有效注水未得到加强，地层能量迅速下降，产量也高速递减，8个月后产量下降到90t/d左右，到1993年底产量下降为59t/d，后由于有效注水未得到加强，地层能量未得到补充，一直处于低效开发，目前日产水平仅为61t/d，平均单井日产油4.3t/d，采油速度0.6%，采出程度8.0%。
4.配套措施是保障
小井距加密后相应的配套措施保证了区块的整体效果，如果忽视了配套措施，取得的效果也将随之消失。枣-21断块便是很好的例子。枣-21断块由于后期综合治理措施投入较少，油水井出砂未得到及时控制，导致油井停产、水井停注，有效注水作用减弱，开发效果变差，到1997年8月该块日产水平仅73t/d，平均单井日产油6.6t/d，采油速度0.5%，油井综合时率48.4%，注水井综合时率47%，该块目前处于低效开发。
四、结论
（1）小井距加密，合理压力驱动梯度是改善低渗油藏的关键。
（2）强化有效注水，保持地层能量是加密效果的保证。
（3）有针对性地配套各种工艺技术是改善开发效果的实现手段。
参考文献
（1）秦同洛等.实用油藏工程方法.北京：石油工业出版社，1990.
⑥ 开发现状
欢26块于1979年5月开始投入开发，一套层系采用500m正方形井网，年产油29万吨。当年8月实现注水，至1979年底，投产油井19口，日产油量1075吨。根据油层的分布状况，1983年6月对欢26块进行了以加密井网分层系开发的调整，将中部有效厚度大于30米的1.75km2的面积内细分为Ⅲ3－Ⅲ4以上、Ⅲ5－Ⅲ6和Ⅲ7－Ⅲ8三套层系，在断块东西部按350m井距加密调整。但是在此方案实施之后，由于分注工艺不适应地下情况，注入水单层突进，导致含水率上升而产量大幅度下降。“七五”至“八五”期间为了改善断块开发效果，又陆续进行了以完善注采系统为主的零星调整和综合治理。但是由于对地下油藏油水运动规律的认识不深，加之缺乏配套的采油工艺，因而每次治理的有效期都比较短，地下矛盾日益突出，至1998年10月，欢26块兴隆台油层共有井134口，其中油井99口，注水井35口（仅开3口），产油191吨/天，综合含水率达到76.1%，采出程度为31.52%，产量的自然递减率为14.86。造成上述局面的原因是多方面的，但是主要有以下四个：
（1）油层之间的非均质性严重，动用储量状况不均衡；
（2）油层边底水推进过快，油井水淹严重；
（3）区块油水运动规律复杂，剩余油分布零散，措施效果差，有效期短；
（4）固井等工艺措施质量差，导致某些油井投产后不能正常生产，影响正常产能的发挥。
从而，提出进行剩余油分布研究，以提高采收率，稳定产量。
⑦ 枣园油田枣-先导性试验区块的开发实践
王德明黄在友
【摘要】枣-43块位于枣南孔一段，油层厚度大。1989年初为了探讨加密井网对改善开发效果的认识，将井距由300m缩小到150m，水井投注前先期酸化防膨，油井在3个月左右见到了注水效果。针对原油非牛顿流体特性，对注水见效好的井采用电泵大压差生产，原油产量成倍增长。针对油层的非均质性，对水淹油井及时在纵向上采取找卡水，平面上搞清来水方向，调整注水的办法均见到了明显增产效果，开发四年来采油速度一直在1.6%以上，该块的作法已做为一种模式直接指导着枣园油田的开发。
【关键词】非牛顿流体小井距开发
一、枣-43块先导性试验区的特点及效果
（一）试验区的特点
枣-43块构造位置位于枣南背斜构造东侧翼部，为枣-43井三级断层所控制，其内部又被1317井四级断层分成南北两块，北块含油面积0.28km2，闭合度50m，油水界面—1930m；南断块含油面积0.17km2，闭合度35m，全块含油面积0.45km2，平均油层厚度54.7m，地质储量313×104t，沉积环境以辫状河道和心滩为主，储层物性中等，平面上、剖面上非均质严重。沙体展布为北东南西向，呈带状或辫状分布，含油层位枣-Ⅳ6～7至V1～7共9层，为岩性构造油藏。地下原油密度为0.8547g/cm3，地下原油粘度为37.4mPa·s，凝固点32℃。室内实验表明，地下原油具有非牛顿流体性质，具有剪切变稀的渗流特性（表1、表2）。
表1枣-43块地质参数表
（二）试验区开采现状
该块自1986年2月投入开发到1989年4月，开发特点与枣园油田一样，呈现采油速度低、天然能量低、水驱效果差的特点。为了改变这一状况，探讨加密井网对改善开发效果的认识，同时以该块为模式指导枣园油田的开发，1989年5月我们对该块进行了调整，开展了先导性试验。
表2枣-43块孔一段油层物性统计表
（1）针对油层连通性差，水驱程度低的特点，加密井网（井距由300m缩小到150m），完善注采关系，增加水驱储量。
（2）针对油层非均质严重，油层厚度大等特点，细分开发层系，分两套开采：枣-Ⅳ、V1～V2为一套；V3～V5为一套。
（3）针对油层水敏、酸敏特点，水井投注前实行先期防膨酸化技术。
（三）试验区开发效果
四年的开发实践证明，先导性试验是切实可行的，并见到了很好的开发效果，直接指导着枣园油田开发。
（1）加密井网，完善注采关系后水驱效果得到了改善（表3）。
表3枣-43块加密井网前后效果对比表
（2）调整后开发指标变好，地层压力回升，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，措施有效时间长。
枣-43块注水初期投注7口井，由于均采用先期酸化防膨技术，单井日注均能完成配注，四年来除两口井待大修外，其余5口井仍保持原来日注水平。
（4）加强了动态监测，为地下分析提供了准确依据（表5）。
表4枣-43块分阶段开采指标对比表
表5枣-43块动态监测统计表
二、油藏开发过程中的实践再认识
（1）针对原油非牛顿流体性质，采用电泵大压差生产，改善了原油物性，增加了油层动用程度，提高了最终采收率
石油大学所做的室内实验反映了对非牛顿流体性质原油不同的驱动压力梯度，水驱油效率是不同的（表6），油水相对渗透率曲线也明显不同（图1）：随驱动压差的增大，交叉点右移。江汉油田所做实验证明地层原油渗流时，具有拟塑特征，随着剪切速率的增加，视粘度达到一定值。随着压力梯度的增加，流度上升（图2、3）。
表6枣-43块不同压力梯度下水驱油效率
生产实践验证了室内实验的正确性，枣-43块在油井见效后针对油层情况选井下电泵，生产压差为14～16MPa，单井最高日产油达90余吨，目前5口电泵日产油高达160t，占总产量的70%，单井产量为抽油机的5倍，测试产液剖面油层动用程度远高于抽油机井（表7）。
图1非牛顿原油相对渗透率曲线
图2枣-60井稠油剪切速率与表观粘度关系曲线
表7枣-43块油井产液剖面统计表
图31287-3井地层油在岩心内流度与压力梯度关系曲线
从电泵井与抽油井在同一坐标下的水驱曲线也可以明显看出（图4），电泵井斜率明显含低于抽油机井，并且在1990年5月注水全面见效后，曲线趋于稳定，稳产时间较长，而抽油机井曲线斜率并无明显变化。从采出程度与含水率关系曲线也看出（图5），电泵井上升幅度远低于抽油机井。
图4枣-43块电泵井与抽油机井水驱曲线图
从生产实践看电泵生产能更有效地发挥主力层潜力，增加非主力层的动用程度。统计电泵井1308与抽油机1317井资料发现，1308井射开层油层厚度20m完全动用，含水80%时，累计产油5.7×104t。1317井射开4层，油层厚度30.4m，动用2层21.5m，含水90%时，累产油仅为0.7×104t，在注水井上也反映电泵井组的吸水厚度远高于抽油机井组的吸水厚度（表8）。
表8枣-43南块1335井组吸水剖面统计表（电泵井组）
图5风化店油田孔南枣-43断块枣四五综合含水与采出程度关系曲线
（2）针对非牛顿流体性质，非均质油层纵向上适时挖掘中低渗透层潜力
由于油藏双重性质的影响，注入水沿高渗层突进，导致油井含水上升快，产量递减快、如北块1303井1989年8月9日投产，初期日产30t，含水10%，但在1309井投注后，该井初期产液量上升，油量稳定，但在注水开发14个月后，含水高达82.3%，日产油7.47t，月含水上升速度高达2.3%。随着含水的上升，在生产压差一定的情况下，高渗透油层产液能力必然越来越大，进入高含水期后，仅靠提高液量很难维持产量的稳定。通过测试产液剖面，对于电泵井与抽油机井油层动用程度都比较低。统计电泵井与抽油机井在含水为80%时，电泵井采出程度为25%～30%，而抽油机井仅为9%～12.5%，进一步分析统计，含水80%时，电泵井主力层采出程度为80%左右，而抽油机井仅为35%，虽然采出程度较低，但加大采液量后，注入水需增多，层间矛盾将更加突出，采油速度难以提高。因此，我们对底部主力层水淹井采取了桥塞卡水的方法，对剩余储量暂时不动，上返挖掘中低渗透层潜力，同时水井分注，对下部的高吸水层停注，增加上部油层吸水能力。在高含水区期实行了两口井，均见到了明显的效果，含水由卡前的90%下降到卡后的10%，并且电泵井卡水后仍下电泵开采，日产油量由7t上升到25t，抽油机井由日产1.5t上升到8t。从卡水前后水驱规律曲线来看，斜率也是明显降低的（图6）。实践证明，非牛顿流体原油在卡去高渗层出水层后，再对中渗透层电泵大压差生产，仍能改善原油物性，提高生产能力。
（3）对双非油藏在平面上改变水驱方向降低油井含水
对于非牛顿流体性质的原油，初始驱动压力随渗透率降低而增加，在纵向上可优先发挥主力层潜力，在平面上必然优先发挥高渗透带作用，即在注水压力一定时，渗透率高部位的原油首先流动，随着生产压差的增大，高渗部位将发挥主要作用。从枣-43块沉积环境来看，为心滩微相与辫状河道微相沉积，物源方向为北东—南西方向，其中枣-43井～1314井～1320井～1331井一线为主沙体带，渗透率、孔隙度相对较高，向边缘降低，渗透率存在明显平面差异，这样，油井在受到不同方向水驱作用时，效果不同。我们分析了油井1320的情况，该井位于沙体主体带，受到来自于沙体主体部位1331注水井及边部1335井两个方向的作用，1331井较1335井早两个月投注，1320井三个月见到效果井口自喷，初期下电泵日产油高达70余吨，含水10%，但含水上升快，生产一年后含水高达70%，日产油40t，累计产油2.58×104t，为单井控制储量的29%。在这种情况下，我们控制了1331井注水量，在中渗透1335井方向加强注水，见到了明显效果，产量明显上升，含水由70%下降到11.5%，到目前已累计产油5.6×104t，而综合含水仅为38.6%。从调整前后水驱曲线也可以看出（图7），自1991年10月1331井调配后曲线斜率是明显下降的。实践证明，具有非牛顿原油性质和平面非均质油层在优先发挥高渗透主体区域水驱开采作用后，适时加强中渗透方向水驱作用，提高驱动压差，改变了非牛顿原油流体性质，提高了开发效果。
图6枣-43块1303井水驱曲线图
（4）针对原油非牛顿流体特性，抓住有利时机，适时提液，延缓老井递减
原油非牛顿流体特性决定了采用大压差生产的必要性，枣-43块自投入开发以来，选井下电泵见到了很好的效果，既改变了原油渗流特性，又增加了油层动用程度，下电泵井占33%，产量占70%，还有占67%的抽油机井产量较低。根据无因次采液，采油指数与含水关系（表9）认为，枣园油田在中低含水期提液效果最佳。失去时机，将起不到控水增油的目的。我们又对枣-43块1303井做了无因次采油，液指数与含水关系曲线（图8），发现中低含水期无因次采油指数为0.54～0.37，采液指数为0.78～0.51。因此，在搞好电泵生产的同时，对抽油机井一直坚持适时提液，加大压差，改变原油渗流特性，收到了一定的效果。统计的两口井在中含水期提液生产的情况见表10。
表9无因次采液、采油指数与含水关系表
图7枣-43块1320井水驱曲线图
由提液效果看，加大压差也缓解了层间矛盾。
图81303井无因次采液（油）指数与含水关系曲线
表10枣-43块提液效果统计表
三、措施方向及经济效益分析
针对四年来的油藏开发实践，我们进一步认识了非牛顿原油采用不同生产压差取得的效果不同，随着油田进入中含水后期，油层潜力纵向上由高渗层向中低渗层转移，平面上由主沙体带向两侧转移，针对油层潜力分布特点，下步措施方向为：
（1）平面上在电泵井采出程度较高，抽油机井仍较低的情况下，重点做好抽转电泵井扶植工作，即选择油层物性较好，能量较足的井下电泵生产，做好产量接替。
（2）纵向上继续发挥主力层潜力，适时提液，改善层间矛盾，进入高含水期，采出程度较高时找卡水，发挥中低渗透层潜力。
（3）随着采出程度的提高，中低渗透层含水进入高含水期后，适时再次动用主力层及主体带，提液延缓老井递减。
（4）在水井工作中，以控制高渗层，加强中低渗透层吸水为重点，搞好分注及调剖工作（措施工作量见表11）。
表11枣-43块综合措施安排表：1993年7月～1994年4月
①10t/3表示该栏上方的三口井采取措施后增加10t产量。
通过以上措施实现三降二稳：
三降是：①降低无效注水量200m3/d。
②降低含水上升率（＜3%）。
③降低综合递减（＜2%）。
二稳是：①采油速度稳在1.6%以上。
②地层压力稳在原始压力附近。
通过对水驱曲线整理（图9），编成数学模型，对不同产液情况下进行产量预测：
根据预测，结合目前生产情况，将液量由目前的540m3/d上提到600m3/d比较实际，5月份抽油机井平均动液面为560m，提液有一定基础，预计7月份日产液将由550m3/d上升到600m3/d，到1994年4月，10个月可累计实增油2500t。在提液的同时，搞好措施工作，计划10个月油井实施措施11井次，增加能力95t/d，水井实施5井次，确保月注采比在0.9～1.1。预计10个月可拿措施产量4000t，措施投入为90万元，增油6500t，总收入为（油价519元）337.4万元，纯增经济效益为247.4万元。提液有效期为8个月，措施有效期为18个月，到1994年4月断块日产油在190t/d以上，采油速度在1.6%以上。预测投入产出比1:8.65。
图9风化店油田孔—南枣-43断块枣四五水驱特征曲线
表12开发指标预测表（设QL=550）
表13开发指标预测表（设QL=600）
表14开发指标预测表（设QL=700）
枣-43块经过四年的开发实践，效果是好的，并且应用该块经验指导着枣园油田的开发，起到先导性试验作用（表12至14）。在中高含水期如何继续发挥先导性作用，需要我们不断实践探索。
参考文献
（1）《沉积构造与环境解释》编译组.沉积构造与环境解释.北京：科学出版社，1984.