敖古拉油田精细油藏描述及开发潜力研究

敖古拉油田精细油藏描述及开发潜力研究 杨春宇 第1章 油田概况 敖古拉油田位于黑龙江省杜尔伯特蒙古族自治区敖林西伯乡及胡吉吐莫境内，地理位置北纬46°24′17″—46°32′24″，东经124°07′28″—124°15′58″。油田地面地形北部高，有起伏的砂丘，地面海拨137-147m，南部低地形平坦，地面海拨134-140m。 本区于1955年进行勘探，先后进行过重磁电及地震普查和详查等多种物探工作。1970-1985年间，共在敖古拉构造范围内钻探井19口，分别为塔1、2、3、4、5、6、7、8、10、11、14、18、19、20、201、202、203、191、301，其中地质报废井2口（塔7、14井），含油面积内共有探资井7口（塔2、3、5、19、20、191、301），钻井总进尺13515.25m，取芯进尺1203.51m，岩芯长1123.21m，岩芯收获率93.3%，试油8口69层。1983年时曾认为敖古拉油田是一个比较清楚的受断层、局部构造、岩性控制的层状油气藏，并于1982和1984年分井区计算了三级储量，1985年初曾计划底按新规范套改为基本探明储量，迭合最大含油面积26.2Km2,地质储量990×104t。 敖古拉油田是在1987-2000年陆续滚动开发的油田，大规模的钻井开发共实施了3次，1993年以前共钻井110口，2000年在塔3井区钻井口，塔2井区钻井9口。研究区总井数145口，其中探井11口，开发井131口，地质报废井3口。 敖古拉油田含油气层段约120m左右，发育萨、葡、高油层，油层顶部埋深一般为1220m。全油田平均单井钻遇砂岩14.5m/ 13.7层，有效厚度5.4m/5.1层，各单元的砂体分布范围较小，在细分的52个沉积单元中，钻遇率最高的为57%，各单元的平均钻遇率只有25%。萨、葡、高油层的空气渗透率分别为176×10-3μm2、200×10-3μm2、122×10-3μm2，各油层组孔隙度相差不大，在22%-23%之间。各区块的油藏分布类型为，断东的塔2井区目的层萨零组为岩性圈闭油藏，除塔38-21在油层底部钻遇明显水层外，其它各井均为纯油层；断西的塔19、20井区为岩性上倾尖灭油藏，塔5和塔3井区为背斜构造油气藏，塔53-12井区则同时具有岩性上倾尖灭和岩性油藏特征。流体分布状况在断西地区从南往北萨尔图油层为气、油水、油气、油、油水，葡高油层为水、油水、油、油水、水。 岩芯剖面描述其岩性、构造、孔隙性、渗透性、地面及地下原油性质、地下水性质、压力及温度、油田分井区的储量 第二章　油田开发简况 敖古拉油田已注水开发10年，目前油田综合含水达到75.46%，油井多层多方向见水，平面、层间、层内三大矛盾较为突出，开发调整难度大，措施效果逐年变差。为了挖掘油田开发潜力，在借鉴老区及我厂龙虎泡、高西等油田精细地质研究方法的基础上，在研究院和开发部的统一指导下，开展以挖掘老油田潜力为核心的精细地质研究工作。一是开展精细沉积相、精细构造、剩余油分布规律研究，搞清油田的下步开发潜力，制定综合调整 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 ；二是论证塔2、塔19井区外扩钻井的可行性；三是结合数值模拟工作论证塔5和塔53-12井区加密调整的可行性。 此次敖古拉油田精细地质研究总井数为144口井，其中油井81口（机抽生产井61口,捞油井6口,地质关井8口,间抽关井6口）；注水井共48口（正常注水井40口,地质关井4口,间注关井3口,报废井1口）；气井1口；未正常生产井14口（其中核销井1口,定点测压井1口,报废井3口,气大末投井3口,未生产井8口）。 第3章 精细沉积微相研究 第一节　细分方案 敖古拉油田单元细分时的原则一是单砂层旋回特征明显，易于划分对比，二是细分单砂层间泥岩隔层稳定分布，结合敖古拉地区沉积特点和砂层的空间分布状况确定出稳定的单元分层界线，将原来萨、葡、高7个油层组的43个小层细分为52个沉积单元，由于敖古拉油田在原小层内多砂层发育少，所以在细分沉积单元后，只增加了9个沉积单元，主要集中在萨尔图和葡萄花两个油层组内。 第二节　连井剖面对比 全油田144口井分萨、葡油层共绘制纵横向连井剖面97张。连井剖面对比是沉积相研究的主要工作量和工作基础，（确定各油层组对比方法的依据）具体操作是在标准层控制下先确定油田7个油层组的顶底界线，其次在油层组内划分不同结构的岩相段，第三是在岩相段内细分对比到沉积单元，如此操作可以在分级控制的原则下，保证沉积单元对比的准确性。首先按排对比横剖面，按照大庆油田不同相带区别对待的对比原则，萨零和葡一组油层采用河流相不等厚对比方法，以完整或不完整的一次河流旋回层的界线作为层位控制，按照同一沉积单元内河流相砂体厚薄不等、宽窄不一、岩性突变、曲线形态各异和波状起伏的层位特征细分沉积单元。而萨一、萨二、萨三、高零和高一组油层采用湖相对比方法，以小旋回界线为层位控制，按同一小层的席状砂层位稳定、岩性相似、曲线形态相似、厚度比例相似的特征划分单元。再将横剖面上的对比结果投在南北向列上进行纵剖面的对比和闭合，经反复校核，完成全区沉积单元的划分对比工作。对比后，油层组界线在萨零底、葡一组顶底变化较多， 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 原因主要是应用连井剖面对比方式与选择基准井进行井组对比的方式相比，具有全区宏观多井综合对比，减少井组间不闭合矛盾的优势。 由于敖古拉油田南北向延伸距离较长，对比后各油层组的地层沉积有明显的规律性变化，萨一组地层塔5井区和塔3井区(地层厚度分别为22.6m 、22.3m)比塔19和塔53-12井区稍薄(地层厚度分别为23.6、23.1m)，砂体平面分布上塔3井区发育稳定的席状砂，而其它井区多发育不稳定的破席状砂体；萨二、萨三组地层厚度发育稳定，各区块间无明显差异，砂体平面分布上除SII4、5两个砂层北部比南部发育较好外，其它各砂层均在塔5以南地区发育好；葡一组地层厚度变化最大，从北向南逐渐增厚，北部的塔20井和南部的塔62-07井地层厚度相差16m，砂体平面分布上除PI6在北部发育河道外，其它各层南部区块河道砂发育比北部好；高零油层组的塔19和塔3区块地层厚度（分别为21.3、23.5m）明显比中部的塔5和53-12井区薄（分别为26.9、27.4m）,砂体平面分布上各层均在塔5和53-12井区发育稳定分布范围大；高一组地层厚度从北向南逐渐变薄，北部的塔27-18比南部的57-11井地层厚13.4m,该油层组各单元的砂体只分布在塔19和20井区,而南部各区块不发育砂岩。断西的全油田砂岩及有效厚度等值图反映，砂岩发育区集中在塔3和塔5井区，最大厚度29.2m（62-08），有效厚度发育区集中在塔5井区，最大厚度16.6m（49-13）。 第三节　沉积微相与沉积类型确定 依据区域沉积环境及岩芯分析资料，将相模式与测井模式结合，对全油田144口井的7个油层组1978个砂层进行沉积相和微相识别，并结合相带组合特征和砂体的空间展布规律确定萨零和葡一组油层属三角洲内前缘的枝状三角洲沉积，主要发育水下分流河道砂和分流间砂，分流河道砂有箱状、钟状、漏斗状、指状等形态（如图示曲线类型）。该沉积模式的主要特征为枝状的水下分流河道砂为主体，河道砂钻遇率在8-42%之间，河道砂窄小,宽度在350m以内，仅在分叉或合并处较宽，河道砂体间被大片泥质岩充填，而河间砂和席状砂发育较少，砂体的厚度分布在水道延伸方向上变化较大，分流河道砂厚度一般在1.5-8.4m，河道边部有时在1m以下，此类砂体的非均质性主要表现在河道与河间的微相突变和砂体形态的变化上。萨一、萨二、萨三、高零油层组为三角洲内前缘相的坨状三角洲沉积，主要发育水下分流河道砂、席状砂微相，席状砂中又可细分为主体和非主体两类相对均质单元，该沉积模式的主要特征为砂体以席状砂为主体，钻遇率在3.5-57%之间，残存的河道砂体以厚坨状或断续条带状分布在席状砂之间，钻遇率只有6.4%，连续性差，水道形态不完整，较厚的席状砂具有明显的条带性和方向性，反映了浅水三角洲砂体河流作用对储层的影响和控制程度。高一油层组为不稳定的三角洲外前缘席状砂沉积，为外前缘相末端或碎屑供给较少时的沉积体，可划分为主体和非主体两类相对均质单元，砂体钻遇率在6-11%间，砂体主要呈条带状或透镜状不连续分布，储层物性差，泥质含量高，连通状况差。 大断裂东侧的塔2井区主要发育萨零组油层，为典型的河道沉积，共发育4期比较明显的河道沉积和1期席状砂沉积。区块内19口井只有2口井钻遇了3期河道，而多数井只钻遇1-2期河道，另外还有3口井因未钻遇河道而报废，说明这一区块内单一河道砂体较窄，结合部分开发井的探边测试资料，最大河道砂体宽度应在350米左右，且河道在发育过程中，钻遇率较高的5-4号砂体逐渐向右下方变迁。塔38-21井在构造上处于较高部位，但其下部发育的S05砂层却是塔2井区中唯一的一个河道砂水层，说明这一单元至少发育两条河道，一条河道为多数井钻遇的油砂体，而另一条为延伸方向不易确定的水砂体。在断西的塔20、19、5、53-12井区也发育有萨零组的河道砂和河间砂，河道砂钻遇率为15%，其中只有塔45-14井当作气井动用过，其余井的萨零组砂层从曲线上反映多数为水层特征,因钻遇率较低,平面上河道砂组合困难,各单元的河道呈断续的条带状。另外两侧萨零组油层在单元对比时曲线形态相似，特别是塔5井区的42-17井和塔2井区的41-18井在萨零段的曲线形态极为相似，认为断层两侧的河道砂为同期连续沉积，只因后期构造及油气运移作用使断层两侧的砂层断东以油为主，而断西以水层为主。 砂体图与相带图比较，引入了沉积概念，在黑白相带图中用不同的形状代表不同成因类型的砂层，如河道砂用凹槽透镜体表示，而席状砂用平行线表示，在彩色相带图中又可将河道砂、、主体席状砂、非主体席状砂、河间砂用不同的颜色表示出来，这样可以在图中区分出高渗带和低渗带，对油田开发的指导更准确。如比较断西注水区块CL-值小于1500mg/L的10口油井时，与周围高氯离子油井相比，都发育1-2个显型的河道砂沉积，且总有1口水井位置在油井的上游（北部），认为这些井主要见注入水的层是高渗层，油井正处于水井的主流线上。 第四章　微幅度构造研究 为了细致的研究油田构造特征，在各油层组顶面共做出构造线间隔为2米的构造图5张，构造图反映，依据全油田钻井资料所做的各油层组顶面构造图显示，由北向南断西塔20井区为一断鼻，而塔19井区及塔5的39排以北为一单斜，塔5井区的39-49排间在萨二组顶面为一闭合高度为6 m、以-1090m闭合的背斜，背斜构造两翼较陡，最大倾角3.20，而开发方案中该井区的闭合高度为15m相差较大，最南部的塔53-12和塔3区块为一比较完整的断块油藏，由塔53-12和塔3两个小背斜组成，闭合高度为20m。 利用钻井资料所作的塔19井区的构造图为一单斜，但从塔37-18、38-18两口井液量稳定、含水持续上升、氯离子化验为地层水这一现象，认为这一构造不仅仅是一单斜，而是一受逆牵引影响的小鼻状构造，断层附近也为构造低部位，且存在较强的边水能量。 第五章　剩余油分布规律研究 工作思路：一是在储层精细描述的基础上，动静结合判断水驱方向；二是搞清各沉积单元的注入、产出状况，计算单井单层地质储量、可采储量及采出程度；三是将剩余油落至单井点、单层；四是将剩余油分类，绘制剩余油分布图；五是搞清剩余油分布状况为油田措施制定提供依据。 第一节　动静结合对油水井进行单层分产分注 注水井的单层分注原则：一是对有同位素资料的井，利用同位素资料劈分，合层的参考测井曲线、调试资料，给出量化的吸水百分数；二是当年没有同位素的井结合调试资料的方案执行情况、相邻两年同位素吸水状况，再结合电测曲线，给出量化的吸水百分数。 油井的劈分原则：一是对有环空资料的井，利用环空资料及措施情况进行分产，合层的参考测井曲线、储层物性及所处构造位置给出量化的百分数；二是对无环空资料井，根据油井的受效和见水情况以及注水井的水驱方向、连通注水井的注水强度及测井曲线和油井措施情况等量化出单井单层的产出百分数。 根据以上划分原则共对48口注水井的545个层吸水量进行逐年分注,累计454井次2021个单元，123口油井（包括转注井和报废井）的1350个层进行逐年分产，累计938井次4429个单元。 第二节　应用剩余油管理系统，提高计算精度及工作效率 针对以往剩余油研究过程中数据录入、数据处理、计算速度、计算精度、计算灵活性等方面存在的问题，将龙虎泡油田的剩余油研究管理系统应用到敖古拉油田，主要开展以下工作：一是建立油田细分单元的相关表结库及索引；二是对油田基础数据维护，录入油井周围水井、水井周围油井、油水井连通关系等基础数据；三是追加油水井井史数据，对油水井的注入及产出数据进行层组劈分；四是数据计算，计算水井各沉积单元的年及累计注水量和注水强度，油井各沉积单元的年采油量和累计采油量，计算各单元、各砂体的采出程度、储量、可采储量、储采比、油井的单层含水状况；五是数据输出，输出油田开发中常用的连通状况表、油井剩余油构成表、剩余可采储量按含水分类表、油井综合开采曲线、分区储量及分层动用状况图等。 第三节　动静结合，修正沉积单元的油水性质，重新计算油田储量 敖古拉油田沿着大断裂南北向延伸距离较长，各区块间在沉积特征上有明显差异，加之不同时期3次钻井开发时的测井系列类比性较差，导致油井投产初期含水大于30%的井有54口，为了找出这部分含水层，动态与静态人员紧密结合共修正了29口井的油水性质，减少有效厚度34.8米，减少地质储量33.7万吨。根据不同区块、不同油层组的储量参数，用容积法对整个油田的储量进行了重新计算，其中席状砂储量计算时井控面积按0.09km2，河道砂的储量计算采用条带砂面积。重新计算后，敖古拉油田储量由原来的571.9×104t减少到513.62×104t，减少了58.28×104t。 敖古拉油田52个沉积单元中，不发育砂层的沉积单元共有7个（SⅡ10、SⅡ15、SⅡ16、SⅢ2、G05、G08、GⅠ4），地质储量小于5×104t的沉积单元共有13个（SⅢ1、SⅢ3、SⅢ5、SⅢ6、SⅡ1、SⅡ2、SⅡ5、SⅡ6、PⅠ1、G03、GⅠ1、GⅠ2、GⅠ3）；5-10×104t的沉积单元共有9个（S03、SⅠ1、SⅡ4、SⅢ4、SⅢ7、SⅢ8、PⅠ2、G02、G04）；大于10×104t的沉积单元22个（S02、S04、S05、SⅠ2、SⅠ3、SⅠ41、SⅠ42、SⅠ5、SⅡ3、SⅡ7、SⅡ8、SⅡ9、SⅡ11+12、SⅡ13+14、PⅠ3、PⅠ4、PⅠ5、PⅠ6、G01、G06、G071、G072）。 从分区的储量、采出程度和预测采收率结果看，有潜力的区块为塔2井区、塔3井区及塔53-12井区。塔3井区从采出程度、预测最终采收率结果看潜力较大，但该区块油气水分布复杂，萨尔图油层发育大片席状砂，构造高部位是气层，低部位为油水同层，葡萄花油层以油水同层为主，该区块2001年3月投产初期时综合含水为51.74%，油井气大关井2口，高含水关井2口，由于投产晚采出程度较低，该区块以后的措施潜力主要为补孔。 敖古拉油田分区储量、可采储量、采出程度、采收率一览表 区块 储 量(×104t) 可采储量 (×104t) 累积产油 (×104t) 采出程度 （%） 预测采收率 （%） 塔20井区 15.91 4.1678 2.8634 18.00 26.20 塔3井区 33.22 6.5210 1.4860 4.47 19.63 塔5井区 201.80 59.6050 40.8648 20.25 29.54 塔19井区 67.97 23.0040 20.7405 30.51 33.84 塔53-12井区 91.24 18.5739 10.8016 11.84 20.36 塔2井区 103.48 45.5687 15.4465 14.93 44.04 全油田 513.62 157.4404 92.2029 17.95 30.65 油井及小砂体储量计算 小砂体储量计算方法：一是将各沉积单元中的砂体进行编号；二是计算各小砂体储量。计算后河道砂中塔2井区的S04单一砂体储量最大为45.52×104t，席状砂中G071的单一砂体储量最大为20.32×104t。 油井储量确定：一是用小砂体储量计算出全油田各单层的储量；二是把水井各沉积单元的地质储量劈分给沉积单元内相互连通的油井上。通过计算，油井总地质储量为490.08×104t，其中有26口水井的23个沉积单元有注无采，导致23.54×104t的地质储量未劈到油井中。 敖古拉油田各沉积单元小砂体储量一览表 油层组名称 细分层号 有效厚度(m) 储量(×104t) 小砂体 1号 砂体 2号 砂体 3号 砂体 4号 砂体 5号 砂体 6号 砂体 7号 砂体 8号 砂体 9号 砂体 10号 砂体 11号 砂体 12号 砂体 13号 砂体 14号 砂体 15号 砂体 S0 1 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S0 2 13 15.62 13.42 2.2 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S0 3 5.4 5.18 5.18 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S0 4 41.1 45.52 45.52 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S0 5 33.2 37.12 37.12 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S1 1 9.5 9.22 0.89 　 0.39 0.59 　 0.3 0.79 4.52 1.74 　 　 　 　 　 　 S1 2 11.2 10.93 0.2 　 　 　 　 8.9 0.5 　 　 1.33 　 　 　 　 　 S1 3 11.7 11.21 0.3 　 　 　 　 　 3.35 0.3 1.08 0.74 5.44 　 　 　 　 S1 41 13.4 13.69 　 2.2 　 　 　 1.28 　 0.79 4.91 4.51 　 　 　 　 　 S1 42 18.7 19.2 0.49 0.5 0.3 0.79 15.16 　 1.96 　 　 　 　 　 　 　 　 S1 5 15.3 15.49 1.54 　 　 1.87 　 4.72 　 0.79 6.57 　 　 　 　 　 　 S2 1 2.2 2.13 　 　 　 　 0.58 　 1.55 　 　 　 　 　 　 　 　 S2 2 4.1 3.9 　 　 0.29 　 0.39 0.39 1.75 　 0.58 0.5 　 　 　 　 　 S2 3 13 12.09 0.19 　 0.95 1.16 1.27 　 　 0.78 0.78 0.19 0.78 1.17 4.82 　 　 敖古拉油田各沉积单元小砂体储量一览表 油层组名称 细分层号 有效厚度(m) 储量(×104t) 小砂体 1号 砂体 2号 砂体 3号 砂体 4号 砂体 5号 砂体 6号 砂体 7号 砂体 8号 砂体 9号 砂体 10号 砂体 11号 砂体 12号 砂体 13号 砂体 14号 砂体 15号 砂体 S2 4 6.8 6.5 1.74 1.89 　 　 　 0.39 0.58 0.77 0.58 0.55 　 　 　 　 　 S2 5 2.1 1.95 0.91 0.58 　 0.46 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S2 6 1 0.97 　 　 　 　 0.97 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S2 7 15.6 15.15 　 15.15 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S2 8 12.6 12.13 2.4 1.68 7.03 　 　 0.19 0.19 0.64 　 　 　 　 　 　 　 S2 9 24.3 23.35 　 　 　 10.72 　 　 　 12.63 　 　 　 　 　 　 　 S2 10 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S2 11+12 12.1 11.66 3.3 4.96 　 0.39 0.19 0.58 1.65 0.59 　 　 　 　 　 　 　 S2 13+14 10.5 10.1 　 　 　 　 　 2.32 　 　 　 　 　 　 1.16 5.53 1.09 S2 15 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S2 16 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S3 1 0.3 0.29 　 　 　 　 　 0.29 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S3 2 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S3 3 0.4 0.39 　 　 0.39 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S3 4 9 8.68 　 　 　 0.38 　 8.3 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S3 5 0.2 0.18 　 　 　 0.18 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 S3 6 2.2 3.58 　 　 　 0.58 0.39 　 0.39 0.58 　 1.64 　 　 　 　 　 S3 7 8.5 8.23 　 　 　 0.19 　 2.91 5.13 　 　 　 　 　 　 　 　 S3 8 5.1 4.95 0.38 4.57 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 P1 1 2.7 2.46 　 　 0.28 1.62 　 　 0.56 　 　 　 　 　 　 　 　 P1 2 10.8 7.93 0.74 6.74 0.45 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 P1 3 26.2 20.33 1.74 16.39 0.19 2.01 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 P1 4 33.3 23.01 0.98 17.57 4.46 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 P1 5 32.7 19.29 16.67 　 0.37 2.25 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 P1 6 30.1 22.32 　 18.03 3.01 1.28 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 G0 1 12.7 10.97 0.55 2.43 0.27 0.17 　 0.34 6.31 0.34 　 　 0.43 　 　 　 0.13 G0 2 8.1 6.98 1.26 0.51 　 　 2.05 　 1.03 2.13 　 　 　 　 　 　 　 G0 3 3.2 2.86 2.52 0.34 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 G0 4 9.5 8.23 0.55 0.27 0.4 1.08 0.54 3.51 0.17 1.71 　 　 　 　 　 　 　 G0 5 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 G0 6 25.7 22.23 4.68 17.55 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 G0 71 28.3 24.39 3.35 0.72 　 20.32 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 G0 72 26.3 22.54 1.62 　 1.05 5.62 1.37 　 11.83 　 1.05 　 　 　 　 　 　 G0 8 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 G1 1 4.8 4.28 1.09 　 0.36 1.26 0.45 1.12 　 　 　 　 　 　 　 　 　 G1 2 3.1 2.78 0.36 2.42 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 G1 3 4 3.61 0.55 3.06 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 G1 4 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 全油田 12.8 513.58 150.24 119.76 20.17 52.92 23.36 35.54 37.74 26.57 17.27 9.46 6.65 1.17 5.98 5.53 1.22 小砂体及油井单层剩余可采储量及储采比计算 一是利用已计算出的油井单层累计产油及产水数据，以大于5口井的小砂体为个体，根据小砂体的累积产油和累积产水，绘制水驱特征曲线，共预测了60个小砂体的采收率，预测出全油田最终采收率为30.65%。小砂体采收率确定时的特殊情况有，对无法预测采收率的小砂体，根据小砂体性质、所处部位、储量等参数，借用相似小砂体的采收率；其次，针对塔5井区的萨尔图油层动用时间不一致的情况，借用砂层性质相似动用较早的小砂体采收率；第三，对于塔2井区的S04、S05两个沉积单元，借用开采时间较长，预测采收率较准的S02沉积单元的采收率；二是通过预测的小砂体采收率及油井的单层地质储量，计算出小砂体内各油井单层的可采储量；三是根据单井单层的累计产油量及可采储量，计算出油井单层的剩余可采储量及储采比。 敖古拉油田剩余储量分类标准 大类 小类 单井单层剩余可采储量(×104t) 单井单层储采比 a a0 >0.5 ∞ a1 >0.5 >100 a2 >0.5 50-100 a3 >0.5 20-50 b b0 0.3-0.5 ∞ b1 0.3-0.5 >100 b2 0.3-0.5 50-100 b3 0.3-0.5 20-50 c c0 0.1-0.3 ∞ c1 0.1-0.3 >100 c2 0.1-0.3 50-100 c3 0.1-0.3 20-50 d d >0.2 20>ccb>0 第四节　沉积单元产出及动用状况 截止到2002年底，敖古拉油田累积注水371.8983×104m3，累计注采比1.63，累积产油92.2028×104t，累积产水105.4409×104m3，综合含水74.36%，采出程度17.95%。分产后，累计产油中有22%的产量即21×104t的产出在未计算储量的砂层中，如塔19井区的30-18井，参考环空产出剖面，未划有效厚度的11个层的总产出为6899t，占全井产油量的44.2%。 敖古拉油田各沉积单元产出情况一览表 沉积 单元 储 量(×104t) 累积 产油 (×104t) 累积产水(×104m3) 预测采收率(%) 采出 程度（%） 预测采收率与采出程度差值 沉积单元 储 量(×104t) 累积 产油 (×104t) 累积产水(×104m3) 预测采收率(%) 采出 程度（%） 预测采收率与采出程度差值 S01 　 　 　 　 　 　 S32 　 　 0.0926 　 　 　 S02 15.62 4.5844 0.1138 41.95 29.35 12.6 S33 0.39 　 　 10 0 10 S03 5.18 0.6563 0.0017 23.44 12.67 10.77 S34 8.68 0.652 0.4168 13.79 7.49 6.3 S04 45.52 2.7036 0.3702 45.72 5.94 39.78 S35 0.18 0.005 0.0113 10 2.67 7.33 S11 9.22 0.4835 1.7955 15.51 5.24 10.27 S37 8.23 0.429 1.0232 12.5 5.21 7.29 S12 10.93 1.0748 2.398 17.8 9.86 7.94 S38 4.95 0.321 0.6236 12.2 6.43 5.77 S13 11.21 0.7349 1.6703 16.16 6.56 9.6 P11 2.46 0.188 0.2355 11.5 9.41 2.09 S141 13.69 1.1554 2.7054 17.45 8.43 9.02 P12 7.93 1.329 1.1971 28 16.61 11.39 S142 19.2 1.0192 3.4716 19.01 5.31 13.7 P13 20.33 6.685 5.9976 41.6 33.42 8.18 S15 15.49 1.0899 2.2371 20.19 7.03 13.16 P14 23.01 4.045 4.3284 33.39 17.59 15.8 S21 2.13 0.1108 0.3695 15.71 5.28 10.43 P15 19.29 8.803 9.7485 54.86 41.92 12.94 S22 3.9 0.3362 1.2491 21.28 8.62 12.66 P16 22.32 9.113 6.904 46.96 37.97 8.99 S23 12.09 1.017 1.3353 13.55 8.4 5.15 G01 10.97 4.376 4.5917 40 39.78 0.22 S24 6.5 0.6388 0.9782 12.15 9.83 2.32 G02 6.98 1.901 2.2667 30 27.16 2.84 S25 1.95 0.2657 0.6207 21.5 13.28 8.22 G03 2.86 1.23 0.8609 54.67 41.01 13.66 S26 0.97 0.1375 0.098 23 13.75 9.25 G04 8.23 2.16 4.0953 28.38 27 1.38 S27 15.15 1.8903 2.8018 18.74 12.52 6.22 G05 　 0.693 1.5654 　 　 　 S28 12.13 1.5597 3.9074 31.9 12.89 19.01 G06 22.23 5.93 5.6668 39.05 26.96 12.09 S29 23.35 3.3519 3.1742 35.06 14.39 20.67 G071 24.39 6.041 8.5178 30.96 25.17 5.79 S210 　 　 　 　 　 　 G072 22.54 3.102 5.3162 16.91 13.49 3.42 S211+12 11.66 1.3372 2.4032 19.74 11.43 8.31 G08 　 　 　 　 　 　 S213+14 10.1 1.6149 3.4321 16.34 15.99 0.35 G11 4.28 0.35 0.1466 9 8.75 0.25 S215 　 0.005 0.0347 　 　 　 G12 2.78 0.101 0.1893 3.67 3.38 0.29 S216 　 　 　 　 　 　 G13 3.61 1.341 1.8972 34 33.52 0.48 S31 0.29 0.0068 0.0091 10 2.28 7.72 G14 　 　 　 　 　 　 全油田 513.6 92.203 105.4409 30.65 17.95 12.7 　 　 　 　 　 　 　 从各沉积单元的动用状况看,葡、高10个沉积单元的采出程度大于全油田的平均采出程度17.95%(PI3、5、6、G01、2、3、4、6、71、GI3),而萨尔图油层的平均采出程度只有9.5%。有潜力的沉积单元17个（S02、S03、S04、S05、SⅠ1、SⅠ42、SⅠ5、SⅡ1、SⅡ2、SⅡ8、SⅡ9、SⅢ6、PⅠ2、PⅠ4、PⅠ5、G03、G06），这些单元的预测采收率与采出程度差值在10%以上。 第五节　沉积单元、单井及区块的剩余油可采储量分布状况 全油田地质储量513.62×104t，最终采收率为30.65%，可采储量为157.4404×104t，剩余可采储量81.0403×104t，分布在69口油井的36个小层上。 平面上各沉积单元剩余可采储量在断东塔2井区最多的为S04单元19×104t，分布在7口井中；在断西最多的为SII9单元5.6×104t，分布在16口井中。（详细数据见单层剩余可采储量表） 单井剩余可采储量在断东塔2井区最多的为35-24井8.5×104t，在断西最多的为49-14井4.3×104t。（详细数据见单井剩余可采储量表） 按油层组分类：萨尔图油层剩余可采储量52.3380×104t，占总剩余可采储量的64.58%，其中萨零组占53.67%，萨Ⅰ组占14.17%，萨Ⅱ组占28.1%，萨Ⅲ组占4.06%；葡萄花油层剩余可采储量19.2899×104t，占总剩余可采储量的23.8%；高台子油层剩余可采储量9.4124×104t，占总剩余可采储量的11.62%，其中高Ⅰ组无剩余可采储量。 按区块分类：各区块剩余可采储量由大到小的排序为：塔5、塔2、塔19、塔53-12、塔3、塔20。塔5井区剩余可采储量31.2635×104t，占总剩余可采储量38.58%；塔2井区剩余可采储量28.0891×104t，占总剩余可采储量的34.66%；塔19井区剩余可采储量9.0067×104t，占总剩余可采储量的11.11%；塔53-12井区剩余可采储量8.1706×104t，占总剩余可采储量的10.08%；塔3井区剩余可采储量3.6919×104t，占总剩余可采储量的4.56%；塔20井区剩余可采储量0.8185×104t，占总剩余可采储量的1.01%。 通过以上综合分析，剩余油主要分布在塔2井区、塔5井区和塔53-12井区,但在塔19井区剩余油分布较为集中。 第六节　 总结 初级经济法重点总结下载党员个人总结TXt高中句型全总结.doc高中句型全总结.doc理论力学知识点总结pdf 剩余油分布类型，为措施制定提供依据 通过对各单元的剩余油进行分析,把剩余油分布按注采关系的完善程度及动用状况分为以下几种类型： (1)注采关系完善型：分布在49口井的105个小层上，剩余可采储量56.9860×104t，按沉积单元含水及周围水井的注水强度可以分为三种情况：一是高强度高含水型分布在26口井50个小层，剩余可采储量19.3999×104t ，可通过水井调剖或层段、平面交替周期注水、油井转注等措施，扩大注入水波及体积，动用这部分储量，但潜力较小，目前技术条件下具备措施潜力11个层，剩余可采储量为4.2821×104t,占该类剩余可采储量的22.07%,其中油井转注1口3个层，1个层的水井限制注水；二是高强度低含水型分布在19口井22个小层，剩余可采储量10.3151×104t ，可采取压裂措施挖潜剩余油，对不具备压裂条件的井结合其它层进行补压结合，目前技术条件下具备措施潜力5个层，剩余可采储量为1.9345×104t，占该类剩余可采储量的18.75%，其中对2个层进行压裂；三是低强度低含水型分布在19口井33个小层，剩余可采储量27.2531×104t ，可以对层间矛盾突出的油井采取压堵结合、水井补孔或对注水井的差油层加强注水挖潜剩余油，目前技术条件下具备措施潜力5个层，剩余可采储量1.6538×104t,占该类剩余可采储量的6.07%，其中对2口井3个层进行补孔。 (2)注采关系不完善型：分布在18口井的22个小层上，剩余可采储量9.0514×104t，按注采关系可分为两种情况：一是“有注无采”砂体13个，剩余储量5.6×104t (储量不包括在剩余可采储量中)，可以通过水井转抽等措施挖潜剩余油，转抽水井塔52-14；二是席状砂中“有采无注”砂体11个，剩余可采储量2.0459×104t ，河道砂中“有采无注”砂体11个，剩余可采储量7.0055×104t，可以通过水井补孔或油井转注相结合的办法提高动用程度，水井补孔2口，转注2口。 敖古拉油田排除边部24口水井注入水的部分外流量，储层间因油井未射孔、油井尖灭、油水井间砂体不连通、河道砂中无油井点等注采关系不完善导致的无效注水量为14.09×104m3，占总注水量的4%，其中因油井尖灭共15口井33层的无效注水量为11.65×104m3，占总无效水量的82.6%；因油水井间砂体不连通共7口井7层的无效注水量为1.52×104m3，占总无效水量的10.7%；因河道中无油井点共2口井2层的无效注水量为0.65×104m3，，占总无效水量的4.6%；因油井未射孔共10口井11层的无效注水量为0.26×104m3，占总无效水量的1.8%。 (3)油井未动用潜力层: 分布在20口井的38个小层上，剩余可采储量13.4069×104t ,可以对这部分层补孔或结合其它层进行补压结合，结合压裂有补孔潜力的有18口井17个层,剩余可采储量7.0348×104t,占该类剩余可采储量的52.47%。 (4)地层条件差或偏水同层动用差型：分布在8个小层上，剩余可采储量1.614×104t ,主要集中在差油层或偏水同层上，可以对有潜力的层进行压裂改造，结合其它层进行补压结合，动用这部分储量。 特殊井分析:敖古拉油田的地层水氯离子为2549,到2003年7月,仍有口井的值在2500以上,应为不受效井,原因为 第六章　油田开发潜力 第一节　外扩潜力论证 外扩布井潜力：随着油田开发的延续，技术水平的提高，过去认为不能钻井开发的过渡带外缘部分，研究 证明 住所证明下载场所使用证明下载诊断证明下载住所证明下载爱问住所证明下载爱问 有一部分可以投入开发。外扩布井遵循的原则一是单井钻遇一定厚度，确保一定的可采储量，二是考虑与原井网的衔接，井距200-250米，三是防止原油外流，边部布采油井。 外扩布井 断东的塔2井区根据砂体的沉积规律和砂体宽度，实际提交地震校验的外扩钻井井位13个，其中在塔41-18南部的外扩井井距为250m，其它外扩井因考虑到河道的宽度，外扩井井距在200m，13口井位中在地震剖面中有显示的5口，离测线距离较远有4口井，地震剖面上无任何显示的4口井。综合分析各项资料后初步确定可外扩井位7口，其中有2口井可钻遇两期河道砂，5口井只钻遇一期河道砂；预测外扩井可钻遇的有效厚度在2-4m之间。 塔19井区可外扩布井2口，分别为塔28-17、27-17井，外扩井距为250m，外扩布井主要依据一是参照周围油井的构造位置和生产井的初期投产情况；二是考虑目前周围油井的产量、含水、剩余可采储量；三是考虑外扩井可能钻遇层位对应水井的注水强度。 塔5井区外扩布井1口，35和37排井间缺少36排井，从新作的微幅度构造图中显示，35和37排间是塔19单斜的一部分，构造位置与塔5井区的38-18、39-17井相当，从构造上分析，具有布井条件。在储层方面，塔35-17井是塔19井区储层条件最差的1口井，全井解释有效厚度2m，射开的3个砂层中只有PI6有注水能量供给，但该井目前也已累计产油6067t，外扩该井可提高井控储量。另外，塔37-18井开采10年来，cl-一直在2600mg/L以上，而含水却持续上升，分析认为该井受边水影响较大，考虑到边水推进，只外扩1口井塔36-17，井位在17和18列井之间。 第二节　加密潜力论证 根据生产井的剩余油储量、目前含水状况、可能的水驱方向、沉积相带展布规律、构造位置、全油田砂岩及有效厚度等值图等资料确定可布外扩井10口，其中塔19井区2口，塔5井区1口，塔2井区7口；加密井8口，其中塔19井区2口（1口调整井），塔5井区4口，塔53-12井区2口，具体井位见附表3。 加密布井 确定加密井井位的条件一是周围油井剩余可采储量高，二是含水较低且高氯离子油井具有方向性，三是加密井除可钻遇水井注水强度较高层外，还可钻遇其它油层，四是现井网间注采关系不完善，依据上述原则，共在塔19井区布加密井1口，调整井1口；塔5井区布加密井4口，53-12井区布加密井2口。 储量丰度高，开发效果差的区块可加密布井。 第七章　综合调整潜力 油井上的压裂、补孔、堵水效果总结。 水井的注聚、调剖等效果总结。 在敖古拉油田剩余油综合分析基础上，油井治理措施主要依据单井的剩余油可采储量、高含水层、末动用层的补孔潜力、周围水井的注水强度等地质信息综合确定。油井共确定6种共25口井的治理措施，分别为堵水3口井；拨堵1口；补堵结合2口井；补压堵结合1口井；压裂6口井；补孔10口井；转注2口井（具体措施及依据见附表1）。其中补孔井中的塔42-15、47-14、35-17 3口井已地质关井。 水井治理措施主要依据水井对油井的效果、完善注采关系等方面确定，共确定4种共8口井的治理措施，分别为转抽1口井；停注1口井；停注层段2口井；补孔4口井。 对河道砂体的开发建议：一是借鉴塔2井区油井在注水受效后压裂水淹2口井的现象，建议河道砂体在注水受效后油井不压裂，因水淹后的油井的采油量远小于不压裂井的采油量；二是针对河道砂在注水开发中沿高渗带突进的现象，建议在油井含水上升较快时，即实施周期性的浅调，形成多条水道“变治为防”，以增加水驱控制程度，到高含水后期再注聚深调。