油田開發(fā)調(diào)整方案編制技術(shù)要求李明川

中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院第一部分油田開發(fā)調(diào)整方案編制技術(shù)要求有關(guān)問題的說明第二部分油田開發(fā)調(diào)整方案編制技術(shù)要求

宣貫及方案編制做法講解第三部分油田開發(fā)調(diào)整方案編制報告實(shí)例介紹第一部分油田開發(fā)調(diào)整方案編制技術(shù)要求有關(guān)問題的說明前言1范圍2規(guī)范性引用文件3開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識4開發(fā)效果評價5剩余油分布研究6開發(fā)調(diào)整原則和方法7開發(fā)調(diào)整方案部署8開發(fā)調(diào)整方案實(shí)施要求9開發(fā)調(diào)整方案報告的編寫要求目次SY/T5851-2005

本標(biāo)準(zhǔn)整合修訂并代替SY/T5851-1993《砂巖油田注水開發(fā)調(diào)整方案編制技術(shù)要求》、SY/T6209-1996《復(fù)雜斷塊油田調(diào)整方案編制技術(shù)要求》和SY/T6425-2000《熱采稠油油藏開發(fā)調(diào)整方案編制技術(shù)要求蒸汽吞吐部分》。主要修改內(nèi)容如下:—開發(fā)效果評價部分增加了“注采比、采油速度、遞減率、套損狀況、地層能量的保持情況、注入劑的利用率等指標(biāo)的評價和對油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益評價”內(nèi)容。—在調(diào)整方法里增加了“研究相應(yīng)調(diào)整界限和方法”內(nèi)容?！笜?biāo)預(yù)測由原來的10年，改為10年一15年?！獙?biāo)準(zhǔn)的局部結(jié)構(gòu)進(jìn)行了調(diào)整，使方案編制的邏輯性、層次性更加清晰?！捎谟吞餇顩r不同，刪除了水驅(qū)控制程度、儲量動用程度等定量指標(biāo)?！槍﹂_發(fā)存在的不同問題，增加了不同的調(diào)整挖潛方法?！獎h除了標(biāo)準(zhǔn)中的具體附表格式。本標(biāo)準(zhǔn)由油氣田開發(fā)專業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化委員會提出并歸口。本標(biāo)準(zhǔn)起草單位:大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院。本標(biāo)準(zhǔn)起草人:林影。本標(biāo)準(zhǔn)所代替標(biāo)準(zhǔn)的歷次版本發(fā)布情況為:—SY/T5851-1993;—SY/T6209-1996;—SY/T6425-2000.中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5851-2005代替SY/T5851-1993，SY/T6209-1996，SY/T6425-2000--------------------------------------------油田開發(fā)調(diào)整方案編制技術(shù)要求Technicalrequirementsforcompilationofadjustingdevelopmentdesignforoilfield2005-07-26發(fā)布2005-11-01實(shí)施國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布1范圍本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了砂巖油藏，包括復(fù)雜斷塊油藏和熱采稠油油藏（蒸汽吞吐部分）的開發(fā)調(diào)整方案編制內(nèi)容、方法和技術(shù)要求。本標(biāo)準(zhǔn)適用于砂巖油藏、復(fù)雜斷塊油藏和熱采稠油油藏（蒸汽吞吐部分）的開發(fā)調(diào)整方案編制。2規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過本標(biāo)準(zhǔn)的引用而成為本標(biāo)準(zhǔn)的條款凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內(nèi)容）或修訂版均不適用于本標(biāo)準(zhǔn)，然而，鼓勵根據(jù)本標(biāo)準(zhǔn)達(dá)成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標(biāo)準(zhǔn)。GB/T19492石油天然氣資源/儲量分類DZ/T0217石油天然氣儲量計算規(guī)范SY/T5367石油可采儲量計算方法SY/T5615石油天然氣地質(zhì)編圖規(guī)范及圖式SY/T6167油藏天然能量評價方法SY/T6193稠油注蒸汽開發(fā)可采儲量標(biāo)定方法SY/T6219油田開發(fā)水平分級GB/T19492石油天然氣資源/儲量分類DZ/T0217石油天然氣儲量計算規(guī)范SY/T5615石油天然氣地質(zhì)編圖規(guī)范及圖式SY/T6167油藏天然能量評價方法SY/T6193稠油注蒸汽開發(fā)可采儲量標(biāo)定方法SY/T6219油田開發(fā)水平分級第二部分油田開發(fā)調(diào)整方案編制技術(shù)要求宣貫及具體編制做法講解目錄一、開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識二、開發(fā)效果評價三、剩余油分布研究四、調(diào)整原則和方法五、開發(fā)調(diào)整方案部署六、開發(fā)調(diào)整方案實(shí)施要求七、開發(fā)調(diào)整方案報告的編寫要求1、對油田構(gòu)造特征、斷層及裂縫發(fā)育情況進(jìn)行認(rèn)識，分析對開發(fā)效果的影響。2、對儲層的沉積微相進(jìn)行認(rèn)識，分析不同微相在開發(fā)過程中對油水分布的影響。3、闡述油層巖石表面潤濕性、孔隙結(jié)構(gòu)、粘土礦物、膠結(jié)狀況、地層溫度的變化情況。4、對儲層的旋回性、非均質(zhì)性進(jìn)行認(rèn)識。5、對各油層組之間、砂巖族之間以及各單層之間隔層的巖性、產(chǎn)狀、滲透性、厚度、分布特征進(jìn)行認(rèn)識，分析不同隔層狀況在措施前后對層間或開發(fā)層系之間串流的影響。（一）開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識技術(shù)要求6、對平面上、縱向上油、氣、水性質(zhì)和分布狀況進(jìn)行認(rèn)識，進(jìn)一步搞清其在開發(fā)過程中的變化特點(diǎn)。7、對于稠油油藏還要搞清餾分、粘溫關(guān)系及其在開發(fā)過程中的變化；進(jìn)行原始及開發(fā)過程中原油流變性、分析；進(jìn)行原始及開發(fā)過程中油水、油氣相對滲透率試驗(yàn)特征值對比、分析；進(jìn)行原始及開發(fā)過程中驅(qū)油效率的對比、分析和不同開采階段的油藏溫度的分布及其變化規(guī)律研究。8、對地質(zhì)儲量參數(shù)進(jìn)行再認(rèn)識，按新參數(shù)復(fù)算地質(zhì)儲量并匯總結(jié)果（包括天然氣儲量）。按油層分類將新儲量與原儲量對比，分析地質(zhì)儲量變化的原因，儲量計算及評價按GB/T19492和DZ/T0217執(zhí)行。9、對油藏天然能量進(jìn)行評價，分析開發(fā)過程中油藏壓力的變化情況，搞清其對開發(fā)效果的影響，油藏天然能量評價方法按SY/T6167執(zhí)行。10、根據(jù)調(diào)整區(qū)的地質(zhì)再認(rèn)識結(jié)果，重新建立地質(zhì)模型，繪制各類油層的小層平面圖和相帶圖。11、對于斷塊油藏以獨(dú)立斷塊為單元對油藏地質(zhì)特征重新認(rèn)識。（二）開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識具體做法動態(tài)、高壓物性數(shù)據(jù)庫大慶油田精細(xì)油藏描述地質(zhì)建模油藏模擬基礎(chǔ)地質(zhì)構(gòu)造模型地層、油層細(xì)分對比精細(xì)構(gòu)造沉積微相微觀物理特征儲層敏感性裂縫、地應(yīng)力分布油水分布及流體性質(zhì)區(qū)域沉積、構(gòu)造背景儲層格架模型裂縫分布模型油藏屬性模型靜態(tài)資料數(shù)據(jù)庫沉積微相圖數(shù)字化裂縫、地應(yīng)力參數(shù)提取修改、完善地質(zhì)模型歷史擬合剩余油飽和度分布開發(fā)效果評價剩余油類型及分布粗化地質(zhì)模型加密調(diào)整、注采系統(tǒng)調(diào)整、確定射孔部位、優(yōu)化壓裂設(shè)計、套管防護(hù)等對于調(diào)整方案地質(zhì)基礎(chǔ)一般要求進(jìn)行精細(xì)油藏描述低滲透及裂縫發(fā)育油藏（二）開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識具體做法1、構(gòu)造斷裂特征構(gòu)造特征構(gòu)造形態(tài)分析閉合面積、閉合高度、傾角、含油高度及構(gòu)造上下變異情況等斷裂特征描述斷層性質(zhì)、條數(shù)、密度、產(chǎn)狀、斷距、密封性及斷層復(fù)雜程度。應(yīng)用老地震重新解釋，或者新的地震資料處理解釋，結(jié)合開發(fā)井鉆遇斷層及油層海拔深度資料，對調(diào)整區(qū)斷層和構(gòu)造特征進(jìn)行精細(xì)描述：調(diào)整區(qū)塊精細(xì)構(gòu)造、斷裂特征1992年，整個宋芳屯構(gòu)造進(jìn)行了0.3×0.3km的密測網(wǎng)數(shù)字地震精查，通過密測網(wǎng)地震精查后表明，構(gòu)造隆起面積為98.0km2，高點(diǎn)在芳17井附近，海拔高度-1310m，隆起幅度為25m。宋芳屯油田密測網(wǎng)地震精查后構(gòu)造要素表

宋芳屯北部

宋芳屯油田北部地區(qū)包括宋芳屯試驗(yàn)區(qū)、祝三試驗(yàn)區(qū)、芳707、芳17、芳6、芳507等6個區(qū)塊?？傮w構(gòu)造形態(tài)為北西高南東低，西南低東南高，斷層較發(fā)育。宋芳屯北部2、沉積微相劃分與組合

主要是根據(jù)開發(fā)井資料對油層進(jìn)行細(xì)分與對比，并在此基礎(chǔ)上重新劃分沉積微相（繪制沉積微相圖），并對各微相進(jìn)行精細(xì)描述，同時分析不同沉積相帶儲層的含油性及物性差異。宋芳屯北部芳96-94—96-108井小層對比橫剖面圖在葡Ⅰ1頂及葡Ⅰ5底部輔助標(biāo)準(zhǔn)層控制下，對于湖相及三角洲外前緣相采用等厚對比的原則；對于三角洲內(nèi)前緣相席狀砂采用等厚對比、分流河道砂不等厚對比原則；對于三角洲分流平原相采取不等厚對比的方法，將宋芳屯油田葡萄花油層原9個小層細(xì)分為12個沉積單元。1)細(xì)分沉積單元宋芳屯北部芳96-94—96-108井小層對比橫剖面圖在葡Ⅰ1頂及葡Ⅰ5底部輔助標(biāo)準(zhǔn)層控制下，對于湖相及三角洲外前緣相采用等厚對比的原則；對于三角洲內(nèi)前緣相席狀砂采用等厚對比、分流河道砂不等厚對比原則；對于三角洲分流平原相采取不等厚對比的方法，將宋芳屯油田葡萄花油層原9個小層細(xì)分為12個沉積單元。2)油層細(xì)分與對比宋芳屯北部依據(jù)巖石剖面結(jié)構(gòu)特征，將三肇地區(qū)葡一組油層按巖相劃分標(biāo)準(zhǔn)，分為五種沉積亞相。3)沉積微相劃分宋芳屯北部4)微相精細(xì)描述通過垂向上精細(xì)對比，劃分沉積單元；平面上細(xì)分沉積微相，以及微相合理組合與描述，對砂體分布特征有了一個比較全面的認(rèn)識。根據(jù)各沉積單元砂體的分布規(guī)模和形態(tài)，繪制出12個沉積單元的沉積微相圖，統(tǒng)計各沉積單元不同微相鉆遇狀況。宋芳屯北部宋芳屯北部5)不同沉積相帶儲層的含油性及物性差異不同的沉積亞相和微相，其物性參數(shù)存在較大的差異，分流河道砂、水下分流河道砂、濱湖灘地砂的儲層物性發(fā)育相對較好。分流間薄層砂、斷續(xù)席狀砂、席狀砂、淺水淤積薄層砂的物性參數(shù)值低3、儲層特征

主要是取心資料和壓汞資料以及鉆遇砂巖和有效厚度資料，對調(diào)整區(qū)巖性及物性分布特、孔隙結(jié)構(gòu)特征、砂體規(guī)模及空間分布和儲層鉆遇情況評評價。3、儲層特征宋芳屯北部

儲層巖石為細(xì)粒硬砂質(zhì)長石砂巖及硬砂質(zhì)長石粗粉砂巖，石英含量35%，巖屑含量18%。顆粒磨圓度次尖～次圓；風(fēng)化程度中等、深～中等；分選好。平均空氣滲透率為208.2×10-3μm2，主要分布在50-200×10-3μm2區(qū)間。1)巖性及物性分布特征3、儲層特征宋芳屯北部2)孔隙類型及孔隙結(jié)構(gòu)特征

巖石掃描電鏡資料分析表明，孔隙類型以原生粒間孔為主，其次為溶蝕孔和晶間孔，少量為粒間裂縫。膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，膠結(jié)類型以再生—孔隙、接觸—再生、孔隙—接觸式膠結(jié)類型為主，其次為孔隙、孔隙-再生式膠結(jié)。根據(jù)101塊樣品毛管壓力曲線的測定結(jié)果，多數(shù)毛管壓力曲線偏向左下方，不同程度的出現(xiàn)平臺，顯示屬于細(xì)-中歪度，表明儲層巖石所控制的孔隙連通性較好。巖樣孔隙分布一般出現(xiàn)雙峰，第一峰位在0.1μm附近，對儲層滲透能力貢獻(xiàn)不大；第二峰位在4-12μm之間，峰值大多小于30%，對儲層滲透能力起主要貢獻(xiàn)，其貢獻(xiàn)值一般在30-50%。3、儲層特征宋芳屯北部3)砂體規(guī)模及空間分布宋芳屯油田北部芳6區(qū)塊各沉積單元鉆遇狀況統(tǒng)計表

評價指標(biāo)PI1PI21PI22PI3PI41PI42PI51PI52PI6PI7PI8PI9統(tǒng)計井?dāng)?shù)（口）146146146146146146146146146146146146鉆遇總井?dāng)?shù)（口）1104874695534474975697646砂巖鉆遇率（％）75.3432.8850.6847.2637.6723.2932.1933.5651.3747.2652.0531.51有效鉆遇率（％）67.1223.9744.5244.5230.8216.4423.2926.0351.3740.4137.6720.55鉆遇總砂巖厚度（m）107.652.185.380.977.035.349.963.192.5137.9139.949.8平均鉆遇砂巖厚度（m）0.971.081.151.171.401.031.061.281.231.991.841.08鉆遇總有效厚度（m）75.247.063.669.257.918.935.338.487.081.876.521.4平均鉆遇有效厚度（m）0.680.980.861.001.050.560.750.781.161.191.000.47全區(qū)平均砂巖厚度（m）0.730.350.580.550.520.240.340.430.630.940.950.34全區(qū)平均有效厚度（m）0.520.320.440.470.400.130.240.260.600.560.520.15包括：砂體規(guī)模：砂體方向、砂體厚度、砂體寬度、砂體長度砂體空間分布

砂體連續(xù)系數(shù)：砂體連續(xù)系數(shù)是單層有效厚度大于平均有效厚度的井?dāng)?shù)與鉆遇有效總井?dāng)?shù)的比值3、儲層特征宋芳屯北部4)調(diào)整區(qū)塊儲層鉆遇情況宋芳屯油田北部葡萄花油層各沉積單元砂體連續(xù)系數(shù)統(tǒng)計表單元項(xiàng)目PI1PI21PI22PI3PI41PI42PI51PI52PI6PI7PI8PI9平均有效厚度（m）0.300.340.440.440.440.300.300.550.510.490.400.29連續(xù)系數(shù)0.830.850.770.800.820.950.920.730.840.880.780.86評價結(jié)果ⅡⅡⅢⅡⅡⅠⅠⅢⅡⅡⅢⅡ井網(wǎng)對砂體的控制程度較低。平面發(fā)育許多走向不同的斷層，這些斷層兩盤的砂泥比存在一定差異，表明了儲層平面非均質(zhì)性較嚴(yán)重。裂縫及地應(yīng)力描述內(nèi)容天然裂縫a)裂縫類型：給出按不同成因劃分的天然裂縫類型。b)裂縫特征描述：包括裂縫基本特征、產(chǎn)狀、力學(xué)成因、充填程度、有效性、發(fā)育程度、發(fā)育方位、分布規(guī)律等。地應(yīng)力及人工壓裂縫a)地應(yīng)力描述：包括現(xiàn)代地應(yīng)力方向、地應(yīng)力數(shù)值、地應(yīng)力類型、地應(yīng)力分布描述。b)壓裂縫裂縫對油田開發(fā)的影響

4、儲層裂縫及地應(yīng)力特征描述（1）描述內(nèi)容1)天然裂縫

露頭剪切縫小斷層平面共軛剖面共軛

黑龍江省賓縣泉頭組野外露頭剖面輪廓研究剖面松花江野外露頭研究天然裂縫主要方法：有野外露頭踏勘、巖心觀察、MVE軟件、古地磁測試、鉆井傾角等（2）描述方法朝50翼部1)天然裂縫巖心觀察成因構(gòu)造裂縫沉積-成巖-構(gòu)造裂縫大裂縫微裂縫

層間裂縫低角度構(gòu)造裂縫層間裂縫網(wǎng)狀裂縫巖心觀察包括探井、評價井、開發(fā)井和檢查井取心井巖心資料

FⅠ

FⅡ～Y

油田

觀察

井?dāng)?shù)

(口)

芯長

(m)

裂縫

條數(shù)

裂縫

頻率

(條/m)

芯長

(m)

裂縫

條數(shù)

裂縫

頻率

(條/m)

芯長

(m)

裂縫

條數(shù)

裂縫

頻率

(條/m)

頭臺

38

2707.5

155

0.057

1135.0

94

0.083

1572.5

61

0.039

朝陽溝

25

2336.1

108

0.046

219.83

16

0.072

2116.3

92

0.044

肇州

25

1737.3

46

0.026

656.52

23

0.035

1080.8

23

0.021

榆樹林

34

3643.0

44

0.012

823.61

22

0.021

2819.4

22

0.008

根據(jù)朝陽溝油田25口井扶楊油層2336.1m巖心觀察結(jié)果，共發(fā)現(xiàn)裂縫108條，裂縫頻率0.046條/m。與已開發(fā)的其它油田扶楊油層相比，朝陽溝油田裂縫發(fā)育程度相對較高。2)地層傾角測井應(yīng)用地層傾角測井資料，進(jìn)行電導(dǎo)率異常裂縫檢測，識別砂泥巖地層裂縫和裂縫方向。朝陽溝油田楊油層地層傾角測井資料的井電導(dǎo)率異常裂縫方位檢測，走向NE600-SE1100。

朝陽溝油田對17口井32塊裂縫巖心測試，裂縫以90o～100o方向?yàn)橹?，裂縫走向?yàn)镹E85°。3)古地磁測試朝陽溝油田顯裂縫方位玫瑰花圖依據(jù)地震資料，應(yīng)用MVE描述軟件預(yù)測天然裂縫MVE裂縫預(yù)測4)地應(yīng)力描述地應(yīng)力描述方法主要巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)和有限元數(shù)模。人工壓裂縫方向與最大水平主應(yīng)力方向一致。

朝陽溝油田扶楊油層，在油田開發(fā)中以近東西向裂縫中流體的滲流速度最快，使東西方向的動態(tài)反應(yīng)最明顯。三肇地區(qū)扶楊油層裂縫開度與現(xiàn)代應(yīng)力場關(guān)系5)注水開發(fā)后裂縫對開發(fā)效果的影響分析研究方法主要是注水開發(fā)特征和示蹤劑和微地震方法相結(jié)合。5、儲層非均質(zhì)性儲層非均質(zhì)特征評價宏觀非均質(zhì)性

微觀非均質(zhì)性

層間非均質(zhì)性平面非均質(zhì)性孔隙非均質(zhì)性顆粒非均質(zhì)性

層內(nèi)非均質(zhì)性分層系數(shù)（An）

砂巖密度（Sn）砂巖鉆遇率差異層間非均質(zhì)性研究

層間非均質(zhì)性考慮以下三方面進(jìn)行評價：層內(nèi)非均質(zhì)性研究層內(nèi)非均質(zhì)性指一個單砂層規(guī)模內(nèi)垂向上的儲層特征變化。主要從兩方面進(jìn)行評價

粒度韻律砂體的連通性差異砂體幾何形態(tài)砂體規(guī)模及各向連續(xù)性砂體內(nèi)的孔隙度、滲透率平面變化及方向性平面非均質(zhì)性研究

平面非均質(zhì)性考慮以下三方面進(jìn)行評價：層內(nèi)非均質(zhì)性

從粒度韻律、沉積構(gòu)造上表現(xiàn)出在單砂層規(guī)模內(nèi)垂向上儲層物性的變化，導(dǎo)致單砂層層理間非均質(zhì)的存在。平面非均質(zhì)性

●不同的沉積亞相和微相，其物性參數(shù)存在較大的差異。

宋芳屯油田北部不同沉積微相物性參數(shù)對比表●調(diào)整區(qū)每個沉積單元內(nèi)部砂巖厚度和有效厚度分布極不均勻，砂體連續(xù)性差，不同微相砂體發(fā)育狀況的差異性也較大，平面發(fā)育許多走向不同的斷層，這些斷層兩盤的砂泥比存在一定差異。參數(shù)沉積亞相粒度中值（mm）中砂含量（%）空氣滲透率（10-3μm2）三角洲分流平原相分流河道砂0.1611.0249分流間薄層砂0.111.595三角洲內(nèi)前緣相水下分流河道砂0.155.5225斷續(xù)席狀砂0.110.675三角洲外前緣相水下殘留河道砂席狀砂0.111.395宋芳屯北部平面非均質(zhì)性

對于葡萄花油層來說，沉積條件的差異是導(dǎo)致區(qū)塊儲層平面非均質(zhì)性的主要原因。在建立調(diào)整區(qū)儲層孔、滲屬性模型時，主要采用沉積相控的方法，將兩區(qū)塊油水分布模式圖數(shù)字化成果導(dǎo)入地質(zhì)建模軟件，采用油水分布模式相控方法建立了儲層的飽和度屬性分布模型。

PⅠ22層孔隙度模型PⅠ22層滲透率模型PⅠ22層飽和度模型宋芳屯試驗(yàn)區(qū)孔、滲、飽屬性分布模型圖油藏流體分布及性質(zhì)描述

流體分布特征再認(rèn)識

根據(jù)開發(fā)動態(tài)分析，認(rèn)為流體分布認(rèn)識存在矛盾和問題的調(diào)整區(qū)，要對流體分布特征進(jìn)行重新認(rèn)識。流體性質(zhì)a)原油性質(zhì)分析開發(fā)初期原油性質(zhì)及其在油藏縱橫向上的分布規(guī)律和注水開發(fā)過程中原油性質(zhì)的變化狀況。進(jìn)行流變性和粘溫曲線、相態(tài)特性分析。b)油田水性質(zhì)對比分析油藏原始地層水與目前地下水性質(zhì)。包括水型、離子含量、礦化度等。6、油藏流體分布及性質(zhì)描述在重力分異作用下總體上為上油下水分布，平面上的油水分布比較復(fù)雜，大面積為水區(qū)所包圍的少量含油區(qū)塊或油水同層區(qū)。主要為構(gòu)造—巖性油藏。

油水分布及油藏類型宋芳屯北部宋芳屯試驗(yàn)區(qū)油藏剖面圖7、石油地質(zhì)儲量參數(shù)核實(shí)儲量計算方法采用容積法，計算公式為：

N=100×A×h×φ（1-Swi）ρo/βoi

試驗(yàn)區(qū)薩Ⅱ10～薩Ⅲ10層段地質(zhì)儲量為369.56×104t，其中二類油層地質(zhì)儲量219.65×104t，三類油層地質(zhì)儲量149.91×104t。層段儲量（104t）孔隙體積（104m3）H有≥1.0mH有＜1.0m合計H有≥1.0mH有＜1.0m合計薩Ⅱ10～1699.146.87145.97174.12144.2318.32薩Ⅲ1～10120.55103.04223.59211.79278.63490.42薩Ⅱ10～Ⅲ10219.65149.91369.56385.91422.83808.74按照GB／T19492-2004和DZ/T0217-2005標(biāo)準(zhǔn)，對調(diào)整區(qū)儲量參數(shù)重新核實(shí)，對動用儲量重新核實(shí)。8、地質(zhì)模型建立S11層構(gòu)造模型S15-2層構(gòu)造模型應(yīng)用區(qū)塊內(nèi)開發(fā)井地質(zhì)分層資料建立了各沉積單元的構(gòu)造層面數(shù)據(jù)，以地震解釋成果和完鉆井?dāng)帱c(diǎn)組合成果為基礎(chǔ)建立了斷層分布及構(gòu)造模型。完成了開發(fā)區(qū)塊的精細(xì)構(gòu)造建模工作，所建構(gòu)造模型精度較高。井震結(jié)合建立構(gòu)造模型

在建立區(qū)塊儲層孔、滲屬性模型時，主要采用沉積相控的方法，即以密井網(wǎng)解剖的沉積相帶圖作為孔、滲分布的宏觀控制因素，內(nèi)部以測井解釋孔、滲參數(shù)離散化數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，采用序貫高斯計算方法進(jìn)行內(nèi)部插值，最終形成儲層孔、滲屬性分布模型。采用相控建模，建立屬性模型SⅠ1層孔隙度模型SⅠ1層滲透率模型SⅠ1層飽和度模型SⅠ1層沉積微相圖目錄一、開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識二、開發(fā)效果評價三、剩余油分布研究四、調(diào)整原則和方法五、開發(fā)調(diào)整方案部署六、開發(fā)調(diào)整方案實(shí)施要求七、開發(fā)調(diào)整方案報告的編寫要求1、對注水量、產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、綜合含水、注水壓力、油層壓力、流動壓力、注采比、采油速度、遞減率等指標(biāo)進(jìn)行分析，與原方案設(shè)計指標(biāo)和國內(nèi)外同類油田對比，根據(jù)油田開發(fā)水平分類標(biāo)準(zhǔn)評價開發(fā)水平，評價方法按SY/T6219執(zhí)行。2、分析各類油層的儲層動用狀況和儲量動用程度，進(jìn)一步標(biāo)定油田可采儲量，預(yù)測采收率，并與原開發(fā)方案對比，分析變化的原因。砂巖油藏可采儲量標(biāo)定按SY/T5367執(zhí)行，稠油油藏可采儲量標(biāo)定按SY/T6193執(zhí)行。3、以單砂體為單元分析注采關(guān)系的完善程度，統(tǒng)計原井網(wǎng)對各類油層水驅(qū)控制程度，分析影響水驅(qū)控制程度的原因。（一）開發(fā)效果評價技術(shù)要求4、分析套管損壞情況，搞清套損原因及對開采效果的影響。5、對儲層能量的保持情況和注入劑的利用率進(jìn)行評價。6、對于稠油油藏還要對地面、井筒和油藏整個系統(tǒng)的熱能利用狀況進(jìn)行分析和評價；分析各開采時期不同井距下、不同吞吐階段的周期產(chǎn)量、平均單井日產(chǎn)油、油汽比、回采水率、注采比、油層壓力、綜合含水等變化規(guī)律，同時分析目前油層壓力場、溫度場分布狀況。7、對油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行評價。8、通過上述各項(xiàng)分析，搞清油田開發(fā)目前存在的主要問題。（二）開發(fā)效果評價具體做法1、基本概況宋芳屯油田北部開發(fā)區(qū)塊地質(zhì)參數(shù)表區(qū)塊埋深（m）動用面積（km2）動用儲量（104t）有效厚度（m）孔隙度（%）滲透率（10-3μm2）地層原油粘度（mPa.s）宋芳屯試驗(yàn)區(qū)14705.32154.122.0187.07.0祝三試驗(yàn)區(qū)14807.32653.222.0187.07.0芳70714807.62123.824.6387.2

7.0芳1714707.52724.123.0112.77.0芳6149016.66764.622.9124.67.0芳50714808.43404.322.0187.07.0合計52.71980地質(zhì)概況宋芳屯北部（二）開發(fā)效果評價具體做法開發(fā)簡況宋芳屯油田北部開發(fā)區(qū)塊開發(fā)數(shù)據(jù)表區(qū)塊井網(wǎng)（m×m）油井?dāng)?shù)（口）水井?dāng)?shù)（口）年產(chǎn)油（104t）綜合含水（%）采油速度（%）采出程度（%）年注水（104t）宋芳屯試驗(yàn)區(qū)400×40027100.67

69.310.3114.645.2祝三試驗(yàn)區(qū)300×30053281.6572.150.6227.5914.1芳707300×30050242.0056.470.9417.7014.0芳17300×30046252.1960.970.8017.5014.2芳6300×300100465.0967.560.7514.2529.0芳507300×30057283.4852.151.0212.5218.3合計

33316115.0863.50.7616.694.9宋芳屯北部（二）開發(fā)效果評價具體做法生產(chǎn)情況宋芳屯北部2、油水井產(chǎn)吸能力變化分析油井產(chǎn)油能力變化利用采油采液指數(shù)分析油井產(chǎn)油能力變化。隨著含水的上升，無因次采液（油）指數(shù)下降，油井生產(chǎn)能力在下降。初期產(chǎn)液指數(shù)和采油指數(shù)分別為3.7t/d.MPa和3.4t/d.MPa，目前采液指數(shù)和采油指數(shù)只有1.06t/d.MPa和0.26t/d.MPa百口泉油田

利用吸水指數(shù)分析注水量下降，吸水能力不斷降低，日注水量由初期的44m3/d下降到目前的31m3/d，吸水指數(shù)由初期的11.73m3/d.MPa下降到目前的6.14m3/d.MPa，而注水壓差整體上增大，由初期的3.75MPa上升到目前的5.05MPa。開發(fā)時間（年.月）百21井區(qū)吸水能力變化分析曲線注水能力變化百口泉油田百口泉油田

利用Arps公式分析遞減規(guī)律和遞減率。百口泉油田百21井區(qū)主體區(qū)塊最高年產(chǎn)油25×104t，1986年至2001年油藏進(jìn)入了產(chǎn)量快速遞減和含水上升加速階段，產(chǎn)量遞減符合雙曲線遞減，年遞減率達(dá)到了12%，遞減指數(shù)n＝1.05。百21井區(qū)克下組主體區(qū)塊產(chǎn)量遞減規(guī)律分析遞減規(guī)律和遞減率3、動用狀況評價1)通過統(tǒng)計注水利用情況分析波及系數(shù)等動用指標(biāo)宋芳屯油田北部區(qū)塊水驅(qū)效果分析表

各區(qū)塊累計注采比1.47～2.04,油層盈余率4.9%～32.8%，均大于1和1%，累計耗水比3.1～4.2之間，波及系數(shù)0.09～0.24。油

田累積注采比油層盈余率(%)注水倍數(shù)（無因次）累計耗水比（m3/t）累計水油比（m3/t）存水率（%）波及系數(shù)(f)宋芳屯試驗(yàn)區(qū)1.474.90.223.20.4774.380.12祝三試驗(yàn)區(qū)1.4532.8

0.543.61.02

71.730.24芳7072.048.50.264.20.6185.760.16芳171.815.90.253.40.4786.050.14芳61.5110.40.183.10.6578.710.09芳5071.997.20.213.70.4288.810.13平

均1.719.20.253.50.6580.910.13宋芳屯北部百21存水率與采出程度關(guān)系曲線

包括分析注水利用率、存水率、耗水率等特征進(jìn)行分析，以獲得注入劑的利用情況。2)分析注入水利用情況百口泉油田3)統(tǒng)計水驅(qū)控制程度評價動用狀況宋芳屯油田北部區(qū)塊水驅(qū)儲量動用程度分析表水驅(qū)控制程度47.3%～78.8%,水驅(qū)儲量動用程度36.2%～58.9%，均分別小于《油田開發(fā)管理綱要》中高滲透油藏80%和70%的標(biāo)準(zhǔn)。因此，現(xiàn)井網(wǎng)及注水方式與砂體組合關(guān)系較差，不利于注水開發(fā)效果的進(jìn)一步提高。油

田

油水井?dāng)?shù)比

（口）

水驅(qū)控制程度

（%）

吸水剖面吸水率

（%）

水驅(qū)儲量動用程度

（%）

宋芳屯試驗(yàn)區(qū)

1.80

63.4

73.7

46.7

祝三試驗(yàn)區(qū)

1.61

70.3

83.7

58.9

芳707

1.22

47.3

76.5

36.2

芳17

1.48

66.2

82.0

54.3

芳6

1.61

72.4

74.7

54.1

芳507

1.54

78.8

70.6

55.6

平

均

1.52

66.4

76.9

51.0

宋芳屯北部芳6區(qū)塊：32.4%～100%,平均67.2%芳707區(qū)塊：0%～100%,平均60.5%芳17區(qū)塊：42.7%～100%,平均68.0%各層現(xiàn)井網(wǎng)連通差異大，具有層間調(diào)整的潛力連通率芳6區(qū)塊4)統(tǒng)計現(xiàn)井網(wǎng)各油層連通差異分析各層動用狀況宋芳屯北部芳6區(qū)塊：18.2%～83.2%,平均為72.4%芳707區(qū)塊：26.4%～92.0%,平均為47.3%芳17區(qū)塊：33.3%～80.1%,平均為66.2%各層現(xiàn)井網(wǎng)水驅(qū)控制程度差異大，具有層間調(diào)整的潛力水驅(qū)控制程度芳6區(qū)塊5)統(tǒng)計現(xiàn)井網(wǎng)各油層水驅(qū)控制程度差異，分析層間調(diào)整潛力宋芳屯北部芳6區(qū)塊：41.6%～97.3%,平均為77.8%芳707區(qū)塊：44.5%～100.0%,平均為75.2%芳17區(qū)塊：62.4%～100.0%,平均為81.8%各層吸水剖面吸水率差異大，具有層間調(diào)整潛力吸水剖面吸水率芳6芳707芳176)統(tǒng)計現(xiàn)井網(wǎng)各層吸水剖面，分析吸水率差異宋芳屯北部7)分析現(xiàn)井網(wǎng)各層水驅(qū)儲量控制動用程度的差異芳6區(qū)塊：14.2%～65.9%，相差51.7個百分點(diǎn)芳707區(qū)塊：21.5%～83.3%，相差51.8個百分點(diǎn)芳17區(qū)塊：27.1%～75.1%，相差51.0個百分點(diǎn)水驅(qū)儲量控制動用程度芳6芳707芳17宋芳屯北部（二）開發(fā)效果評價具體做法4、壓力系統(tǒng)分析百21油藏為低滲透礫巖油藏，油層連通率低，僅為0.50左右，注采井間地層壓力損失大，相差4.5～8.9MPa，平均約6.5524MPa，目前，注水壓差和生產(chǎn)壓差進(jìn)一步增加。百口泉油田（二）開發(fā)效果評價具體做法

分析壓力水平異常的原因：由于礫巖油藏儲層平面、剖面上的具有嚴(yán)重的非均質(zhì)性，因此注水以后，百21在縱向上、平面上壓力分布嚴(yán)重不均。目前油藏總體壓力水平低的原因有以下幾點(diǎn)：①層間及平面非均質(zhì)性嚴(yán)重，注采井網(wǎng)不夠完善，部分區(qū)域缺少水井；②部分小層吸水性差；注入水套竄嚴(yán)重；③除了T1b井網(wǎng)以外，其余兩套井網(wǎng)邊水能量有限；目前井距比較大，影響了注水效果。百口泉油田宋芳屯北部各區(qū)塊含水率與采出程度主要有兩種關(guān)系：宋芳屯試驗(yàn)區(qū)和芳6兩個區(qū)塊含水上升較快，表現(xiàn)為凸型；祝三、芳707、芳17和芳507四個區(qū)塊含水上升相對較慢，表現(xiàn)為凸S。1)含水上升特點(diǎn)（二）開發(fā)效果評價具體做法5、水驅(qū)狀況分析宋芳屯北部利用童氏圖版分析

通過水驅(qū)特征曲線分析，北部各區(qū)塊綜合含水在17%～51%之間出現(xiàn)直線段，平均為35%。其水驅(qū)特征與常規(guī)砂巖油藏水驅(qū)相類似。

2)分析水驅(qū)特征利用水驅(qū)特征曲線分析水驅(qū)特征宋芳屯北部宋芳屯油田北部區(qū)塊水驅(qū)特征參數(shù)值統(tǒng)計表

甲型和乙型及經(jīng)驗(yàn)公式計算采收率比較符合北部區(qū)塊開發(fā)實(shí)際，綜合確定各區(qū)塊目前井網(wǎng)水驅(qū)采收率在26.5%～32.7%之間，平均27.7%。3)預(yù)測采收率應(yīng)用多種方法，如經(jīng)驗(yàn)公式法和水驅(qū)特征曲線法預(yù)測采收率區(qū)塊出現(xiàn)直線段含水率（%）水驅(qū)特征計算采收率（%）經(jīng)驗(yàn)公式采收率（%）取值（%）甲型乙型宋芳屯試驗(yàn)區(qū)51.024.7425.5727.8926.1祝三試驗(yàn)區(qū)43.134.5534.0629.4832.7芳70723.625.2326.4228.9626.9芳1716.926.9826.128.8527.3芳644.625.2225.5928.5926.5芳50728.725.7925.5629.1126.8平均3527.0927.2228.8027.7宋芳屯北部

宋芳屯油田北部區(qū)塊鉆遇率統(tǒng)計表一是砂體分布零散，現(xiàn)井網(wǎng)鉆遇率低，導(dǎo)致水驅(qū)控制程度和水驅(qū)儲量動用程度低。有15%～25%條帶砂體或邊部砂體不能被鉆遇區(qū)

塊

層位

宋芳屯

試驗(yàn)區(qū)

祝三

芳6

芳17

芳707

芳507

合計

PI1

29.7

66.7

75.3

28.2

46.0

52.9

49.8

PI21

43.2

17.3

32.9

40.9

29.7

34.1

33.0

PI22

73.0

66.7

50.7

56.3

52.7

40.0

56.6

PI3

45.9

60.5

47.3

38.0

55.4

54.1

50.2

PI41

43.2

38.3

37.7

25.4

40.5

34.1

36.5

PI42

27.0

44.4

23.3

33.8

36.5

42.4

34.6

PI51

32.4

22.2

32.2

35.2

32.4

24.7

29.9

PI52

29.7

35.8

33.6

42.3

39.2

32.9

35.6

PI6

16.2

38.3

51.4

50.7

35.1

28.2

36.7

PI7

24.3

19.8

47.3

46.5

33.8

27.1

33.1

PI8

18.9

13.6

52.1

70.4

47.3

14.1

36.1

PI9

22.7

24.9

31.5

36.6

39.2

27.1

30.3

平均

33.9

37.4

42.9

42.0

40.7

34.3

38.5

6、開發(fā)中存在的問題分析宋芳屯北部

二是注采系統(tǒng)和注采結(jié)構(gòu)調(diào)整余地小，目前井網(wǎng)大幅度提高采收率和增加可采儲量可能性小。宋芳屯油田北部區(qū)塊注采系統(tǒng)調(diào)整增加可采儲量測算表按現(xiàn)井網(wǎng)開采實(shí)際增加水驅(qū)控制程度和采收率要低于此測算值

區(qū)塊

總井?dāng)?shù)（口）

轉(zhuǎn)注井?dāng)?shù)（口）

預(yù)測五點(diǎn)水驅(qū)控制程度（%）

增加水驅(qū)控制程度（%）

預(yù)計增加

采收率

（%）

增加可采儲量（104t）

宋芳屯試驗(yàn)區(qū)

37

9

72.6

9.2

3.1

7

祝三試驗(yàn)區(qū)

81

13

77.3

7.0

2.3

6

芳707

74

13

49.8

2.5

0.8

2

芳17

71

11

71.7

5.5

1.8

5

芳6

146

27

79.4

7.0

2.3

16

芳507

85

15

85.0

6.2

2.1

7

合

計

494

86

73.8

6.0

2.0

43

三是油井增產(chǎn)工藝措施效果變差，減緩產(chǎn)量遞減難度加大。宋芳屯油田北部區(qū)塊增產(chǎn)措施統(tǒng)計表

累計措施井302口，措施占總井?dāng)?shù)的61%，累計增油量9.33×104t,占總量的2.8%。2003年措施油為1.7%。除芳6和祝三試驗(yàn)區(qū)自然遞減率與綜合遞減率相差2.8和4個百分點(diǎn)外，其它區(qū)塊相差小于0.3個百分點(diǎn)。

2003年

累計

區(qū)塊

井次

（口）

增油量（t)

措施油比例（%）

綜合遞減率（%）

自然遞減率（%）

井次

（口）

增油量（104t)

措施油比例（%）

宋芳屯試驗(yàn)區(qū)

0.00

-8.14

-8.14

21

0.31

1.0

祝三試驗(yàn)區(qū)

3

519

3.35

15.03

17.87

51

1.15

1.6

芳707

1

5

0.02

15.69

15.71

44

0.72

1.9

芳17

1

5

0.02

11.95

11.97

49

2.09

4.4

芳6

8

1981

3.90

-3.21

0.81

88

3.79

3.9

芳507

3

95

0.27

9.08

9.33

49

1.26

3.0

合

計

16

2605

1.74

302

9.33

2.8

四是注水井注水壓力逐年增高，欠注井多，影響油井產(chǎn)能的發(fā)揮。

通過增加注水壓力增加注水量，難以實(shí)現(xiàn)提高油層動用程度統(tǒng)計宋芳屯試驗(yàn)區(qū)6口正常注水井，其中2口井注水壓力超過20MPa；祝三試驗(yàn)區(qū)目前注水壓力超過20MPa的有10口井，平均注水壓力為21.9MPa，完不成配注井7口，配注量為310m3/d，實(shí)注量為250m3/d，影響注水量60m3/d。目錄一、開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識二、開發(fā)效果評價三、剩余油分布研究四、調(diào)整原則和方法五、開發(fā)調(diào)整方案部署六、開發(fā)調(diào)整方案實(shí)施要求七、開發(fā)調(diào)整方案報告的編寫要求1、應(yīng)用下列方法確定剩余油分布a)應(yīng)用油田動態(tài)監(jiān)測資料、密閉取心井巖心分析資料，結(jié)合油層沉積特征，確定剩余油分布。b)應(yīng)用常規(guī)測井系列，建立巖性、物性、含油性以及電性的“四性”關(guān)系圖版和公式，解釋新鉆井的水淹層情況，從而確定出油層原始、剩余、殘余油飽和度的數(shù)值。通過原始、剩余、殘余油飽和度（或單儲系數(shù)）曲線重疊法確定剩余油分布。c)應(yīng)用數(shù)值模擬方法確定各類油層剩余油分布。d)在精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，應(yīng)用動靜綜合分析方法確定各類油層剩余油的分布。（一）剩余油分布研究技術(shù)要求2、總結(jié)各油層平面、縱向剩余油分布情況，編繪出單層及疊加剩余油分布圖。3、對于稠油油藏，要分析地層溫度的變化對剩余油分布的影響。4、對造成剩余油的原因進(jìn)行分析和總結(jié)，針對不同原因形成的剩余油提出挖潛方法。

（二）剩余油分布研究主要做法1、剩余油描述的發(fā)展過程及工作流程四個主要階段觀察油井含水狀況的變化來調(diào)整油水井的工作制度從分層測試結(jié)果來描述井點(diǎn)油層的油水分布狀況，為調(diào)整層間矛盾提供依據(jù)發(fā)展了工程測井技術(shù)，密閉取心技術(shù)、油藏工程方法，為油田井網(wǎng)加密調(diào)整提供了依據(jù)多學(xué)科油藏研究為核心的剩余油量化描述技術(shù)主力油層全面水淹大部分尚未水淹水淹油層含水的升高油層主體部分已全面高含水個別見水井層的影響層間矛盾的出現(xiàn)和加劇油田的水淹狀況開始復(fù)雜化油層剩余油的分布高度零散含水階段油層含水主要矛盾剩余油描述方法低含水中含水高含水特高含水

剩余油綜合描述工作流程地質(zhì)數(shù)據(jù)開發(fā)數(shù)據(jù)取心資料測試資料實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)區(qū)塊剩余油潛力研究單層剩余油分布研究層內(nèi)剩余油分布研究微觀剩余油分布研究水驅(qū)特征曲線神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)方法大型油藏數(shù)值模擬物理模擬實(shí)驗(yàn)測井水淹層解釋取心井巖心分析密閉取心檢查井油藏數(shù)值模擬井網(wǎng)加密油田決策綜合措施三次采油測井資料流動單元識別多層次模糊綜合評判

兩大因素單一

因素具體參數(shù)

地質(zhì)因素微相類型河道砂、河間薄層砂、三角洲前緣席狀砂油層厚度有效厚度≥1m、1-0.5m、≤0.5m，砂巖厚度≥0.8m、0.8-0.3m、≤0.3m平面連通河道砂注-河道砂采、薄層砂注-河道砂采、河道砂注-薄層砂采、薄層砂注-薄層砂采垂向連通與上層連通、與上下層不連通、與下層連通所處構(gòu)造裂縫部位、構(gòu)造低點(diǎn)、構(gòu)造高點(diǎn)、封閉斷層

開發(fā)因素注采關(guān)系主流線、分流線、滯留區(qū)注水距離≤150m、150～300m、≥300m注水井網(wǎng)基礎(chǔ)井、一次加密井、二次加密井吸水狀況3次以上吸水、1～2次吸水、不吸水受效方向

3個以上方向、1～2個方向、無受效方向生產(chǎn)措施壓裂、堵水、酸化、無措施影響剩余油分布因素篩選1）多層次模糊綜合評判方法2、剩余油描述方法一級評判二級評判注采關(guān)系油層厚度平面連通微相類型所處構(gòu)造垂向連通注水距離受效方向措施狀況吸水狀況注水井網(wǎng)地質(zhì)因素開發(fā)因素剩余油綜合評判R1R2r1r2r3r4r5r1r2r3r4r5r6多層次模糊綜合評判結(jié)構(gòu)圖注采關(guān)系砂體類型連通狀況注水距離吸水狀況水淹層剩余油輸入層輸出層隱含層神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)識別單層剩余油模型結(jié)構(gòu)圖2）神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)方法神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)方法繪制剩余油分布圖多層次模糊綜合評判方法繪制剩余油分布圖不同方法繪制剩余油分布圖對比

在方法研究的基礎(chǔ)上,自主研制開發(fā)出一套集區(qū)塊宏觀剩余油潛力分析、單層剩余油分布預(yù)測、油層組剩余儲量分布研究于一體的剩余油綜合描述軟件。

通過對并行數(shù)值模擬技術(shù)的開發(fā)和應(yīng)用，解決了百萬節(jié)點(diǎn)以上數(shù)值模擬的以下幾個關(guān)鍵技術(shù)：建模過程的計算機(jī)處理、模擬時間步的精度控制、模擬參數(shù)場的交互更新技術(shù)、工藝措施擬合的數(shù)值化。3）油藏數(shù)值模擬預(yù)測剩余油方法相控地質(zhì)建模數(shù)模并行計算微機(jī)機(jī)群應(yīng)用建模與數(shù)模一體化多學(xué)科油藏研究方法剩余油分布定量化預(yù)測Petrel三維建模與Eclipse數(shù)值模擬軟件成功對接，真正實(shí)現(xiàn)了地質(zhì)建摸與油藏數(shù)值模擬一體化宋芳屯試驗(yàn)區(qū)三維建模與數(shù)摸一體化數(shù)字化相帶圖相模型圖2004年底宋芳屯試驗(yàn)區(qū)沉積單元含油飽和度分布圖PI22沉積單元3、靜動與數(shù)值模擬相結(jié)合剩余油研究方法精細(xì)地質(zhì)描述成果剩余油描述成果動靜結(jié)合第一步第二步第三步數(shù)值模擬檢查井水淹資料注采不完善型由于砂體規(guī)模小，造成平面上有采無注或有注無采注水井吸水差型大多分布于席狀砂和席狀砂與河道砂搭邊處，由于注水井油層物性差，吸水差甚至不吸水而形成剩余油。平面干擾型受沉積微相影響，砂體和滲透率平面上差異大，注入水沿高滲透方向推進(jìn)，使砂體邊部薄油層和滲透性較差層受主體部位平面干擾形成剩余油層間差異型存在于縱向上物性相對較差油層中，受發(fā)育較好油層層間干擾，動用差或未動用形成剩余油。井間分布型存在于目前井網(wǎng)條件下無井控制的砂體中，主要分布于主體厚層砂和主體薄層砂中。斷層兩側(cè)未動用型由于斷層遮擋，在其附近形成高含油飽和度和高壓區(qū)，形成剩余油。1）剩余油分布類型宋芳屯北部宋芳屯油田芳6井區(qū)剩余油成因類型厚度統(tǒng)計表

在定性分析的基礎(chǔ)上，將各種類型剩余油定量化，分析剩余油的主要類型

動用差及未動用

有效≥0.5m

有效0.2-0.4m

非主體

合

計

成

因

類

型

井點(diǎn)數(shù)（口）

砂巖

（m)

有效

（m)

井點(diǎn)數(shù)

（口）

砂巖

（m)

有效

（m)

井點(diǎn)數(shù)（口）

砂巖

（m)

砂巖

（m)

比例

（％）

有效

（m)

比例（％）

注采不完善型

25

33.6

25.6

6

4.4

2.1

13

9.4

47.4

32.9

27.7

38.0

吸

水

差

型

20

18.8

14.3

8

3.7

2.6

6

2.1

24.6

17.1

16.9

23.2

平

面

干擾型

5

7.2

4.7

4

2.0

1.2

38

28.3

37.5

26.0

5.9

8.1

層

間

差異型

7

13.8

10.7

7

3.7

2.4

5

3.9

21.4

14.8

13.1

18.0

井

間

分布型

7

9.6

7.8

5

3.7

1.5

0

0.0

13.3

9.2

9.3

12.8

合

計

64

83.0

63.1

30

17.5

9.8

62

43.7

144.2

100.0

72.9

100.0

平

均

1.7

1.3

0.4

0.2

0.9

3.0

1.5

2）剩余油分布規(guī)律芳708井區(qū)剩余油平面分布情況表三種類型中以局部分布型和零散分布型為主，占90%以上動用差及未動用

有效≥0.5m

有效0.2-0.4m

合

計

分

布

類

型

砂巖

（m)

有效

（m)

砂巖

（m)

有效

（m)

非主體

砂巖

（m)

砂巖

（m)

比例

（％）

有效

（m)

比例

（％）

單元

大面積分布型

7.9

5.2

2.8

1

7.4

18.1

12.6

6.2

8.5

1

局

部

分布型

57.6

44.1

12.4

7.2

26

96

66.6

51.3

70.4

7

零

散

分布型

17.5

13.8

2.3

1.6

10.3

30.1

20.9

15.4

21.1

4

合

計

83.0

63.1

17.5

9.8

43.7

144.2

100.0

72.9

100.0

12

大面積分布型指在某一油層剩余油井點(diǎn)數(shù)占總井?dāng)?shù)超過40％以上該層數(shù)值模擬也表明在芳96-100井區(qū)，水淹范圍主要是注水井井底附近，其它區(qū)域存在較大的規(guī)模剩余油。2003年底PI1層含油飽和度分布圖4、剩余油評價1）潛力層評價高效區(qū)：分布面積、碾平厚度。低效區(qū)：分布面積、碾平厚度。2）可調(diào)層評價在潛力層中分析可調(diào)整油層的分布面積、碾平厚度。目錄一、開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識二、開發(fā)效果評價三、剩余油分布研究四、調(diào)整原則和方法五、開發(fā)調(diào)整方案部署六、開發(fā)調(diào)整方案實(shí)施要求七、開發(fā)調(diào)整方案報告的編寫要求1、開發(fā)調(diào)整原則A盡可能少的投入獲得最佳的經(jīng)濟(jì)效益，內(nèi)部收益要達(dá)到行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。B要提高儲量動用程度，增加可采儲量，提高最終采收率。C有利于改善油田開發(fā)效果和提高開發(fā)管理水平。D調(diào)整部署要協(xié)調(diào)好新老井網(wǎng)的關(guān)系。（一）開發(fā)調(diào)整原則及方法技術(shù)要求A對于非均質(zhì)多油層合采，一套層系小層過多，層間矛盾嚴(yán)重，應(yīng)進(jìn)行層系細(xì)分調(diào)整。B對于因注采井距過大，注采系統(tǒng)不適應(yīng)，造成采油速度太低或大幅度下降，不能達(dá)到合理采油速度或不能滿足國民經(jīng)濟(jì)需要的，應(yīng)進(jìn)行加密調(diào)整。C對于注采系統(tǒng)不完善，致使注采不平衡、壓力系統(tǒng)失調(diào)，影響采液量提高的，則進(jìn)行注采系統(tǒng)調(diào)整。D對于套管損壞區(qū)塊，當(dāng)搞清造成損壞的原因和采取相應(yīng)措施后，應(yīng)進(jìn)行油水井更新調(diào)整。2、調(diào)整對象E不能構(gòu)成注采系統(tǒng)的小斷塊，可利用天然能量開發(fā)，按照先下后上、逐層上返、小泵深抽等方法進(jìn)行接替穩(wěn)產(chǎn)；開采后期也可利用同井間注、間采，利用重力分異作用提高采收率。F對于斷層及構(gòu)造形態(tài)不落實(shí)的斷塊油藏，此類斷塊區(qū)的綜合調(diào)整，應(yīng)按照滾動勘探開發(fā)原則進(jìn)行開發(fā)調(diào)整。G對于稠油油藏要通過油藏物理模擬、數(shù)值模擬、油藏工程等方法優(yōu)選開發(fā)調(diào)整方式，并根據(jù)具體情況確定轉(zhuǎn)換開發(fā)方式的時機(jī)。2、調(diào)整對象1、調(diào)整對象的確定現(xiàn)井網(wǎng)中動用差及未動用的油層：包括剩余油類型中的注采不完善型、注水井吸水差型、平面干擾型、層間差異型、井間分布型和斷層兩側(cè)未動用型的有效厚度層。現(xiàn)井網(wǎng)中低水淹層、分流河道砂中中水淹的上部1/2和高水淹層中的上1/3油層。未射開偏油水同層厚度。（二）開發(fā)調(diào)整原則及方法具體做法宋芳屯北部2、加密調(diào)整界限加密井網(wǎng)密度界限在進(jìn)行井網(wǎng)加密前要進(jìn)行加密界限研究，主要考慮如下幾個方面界限：單井產(chǎn)油量下限單井累計產(chǎn)油量下限單井可調(diào)厚度下限單井布井厚度下限單井控制可采儲量界限經(jīng)濟(jì)極限井距：經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度:式中：ID、IB—平均一口井的鉆井投資、地面建設(shè)投資，104元/口；R—投資貸款利率，小數(shù)；T—開發(fā)評價年限，a；—油井系數(shù)，即油水井總數(shù)與油井?dāng)?shù)的比值，無因次；o—采油時率，小數(shù)；do—原油商品率，小數(shù)；Po—原油銷售價格，$/bbl；O—原油成本，元/t；S—費(fèi)稅，元/t；N—原油地質(zhì)儲量，104t；AO—含油面積，km2。Nmink－單井控制經(jīng)濟(jì)極限地質(zhì)儲量，104t；Nming－單井控制經(jīng)濟(jì)極限可采儲量，104t。單井控制經(jīng)濟(jì)極限地質(zhì)儲量單井控制經(jīng)濟(jì)極限可采儲量1）加密井網(wǎng)密度界限及可采儲量界限2）單井平均產(chǎn)量及初期產(chǎn)量界限單井平均產(chǎn)量下限：

單井初期平均產(chǎn)量下限：

基建費(fèi)(萬元)油價($/bbl)20304050單井平均產(chǎn)量下限（t/d）502.791.320.870.64602.991.420.930.69703.191.510.990.74單井初期平均產(chǎn)量下限（t/d）504.011.901.250.93604.302.041.340.99704.592.171.431.06油井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量預(yù)測表基建費(fèi)(萬元)油價（$/bbl）20304050500.8870.4210.2760.245600.9510.4510.2950.220701.0150.4810.3150.234油井經(jīng)濟(jì)極限累計產(chǎn)量預(yù)測表（單位：104t）3）依據(jù)單井初期平均產(chǎn)量下限，考慮單井產(chǎn)量遞減，計算評價期10年的累計產(chǎn)油量4）參考單井初期平均產(chǎn)量下限的計算方法，考慮內(nèi)部收益率為12%，以及油井初期采油強(qiáng)度，計算可調(diào)厚度下限基建費(fèi)(萬元)油價($/bbl)20304050505.932.651.711.27606.362.851.831.35706.803.041.961.44不同油價下單井厚度下限（單位：m）目錄一、開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識二、開發(fā)效果評價三、剩余油分布研究四、調(diào)整原則和方法五、開發(fā)調(diào)整方案部署六、開發(fā)調(diào)整方案實(shí)施要求七、開發(fā)調(diào)整方案報告的編寫要求（一）開發(fā)調(diào)整方案部署技術(shù)要求1、層系的劃分和組合A各開發(fā)層系應(yīng)具有一定的可采儲量，以保證調(diào)整井具有經(jīng)濟(jì)效益。B在滿足各套層系具有經(jīng)濟(jì)效益的條件下，控制單井射開油層數(shù)、油層厚度和滲透率級差，以減少層間干擾，提高各類油層的動用程度。C盡量將油水邊界、壓力系統(tǒng)、油層沉積類型和原油性質(zhì)比較接近的油層組合在一套開發(fā)層系內(nèi)。D要求各調(diào)整層系間有良好的隔層，開發(fā)層系不宜太長。2、井網(wǎng)、井距的確定A確保具有經(jīng)濟(jì)效益的單井控制可采儲量。B注采井距要適應(yīng)油層分布特點(diǎn)，提高水驅(qū)控制程度。C注采井距要適應(yīng)油層的滲流條件，提高儲量動用程度。D能控制開發(fā)調(diào)整區(qū)的產(chǎn)量遞減或提高采油速度，以滿足國家經(jīng)濟(jì)建設(shè)的需要。3、注采方式的確定A研究各種注水方式對砂體分布特征的適應(yīng)性，保證有完整的注采關(guān)系，要求做到多層、多向得到水驅(qū)。B研究采液指數(shù)與吸水指數(shù)的變化趨勢，確定合理的注采井?dāng)?shù)比，使注采系統(tǒng)能滿足保持油層壓力水平和不斷提高采液量的需要。C利用數(shù)值模擬優(yōu)選合理的注采方式。（1）提出可能的方案：在部署調(diào)整方案時，要根據(jù)情況至少提出三種可能的方案，利用油藏工程方法和經(jīng)驗(yàn)進(jìn)行優(yōu)缺點(diǎn)評價。（2）調(diào)整方案開發(fā)指標(biāo)預(yù)測。A根據(jù)油田開發(fā)動態(tài)資料，確定出油層的采油指數(shù)（采油強(qiáng)度）和吸水指數(shù)（吸水強(qiáng)度），結(jié)合剩余油厚度、生產(chǎn)壓差，確定調(diào)整井的初期單井日產(chǎn)量。B根據(jù)調(diào)整層目前的開采狀況和含水率的監(jiān)測資料，初步確定出調(diào)整井的初期含水率。4、開發(fā)設(shè)計及優(yōu)選C應(yīng)用數(shù)值模擬或其他方法（水動力學(xué)法、物質(zhì)平衡法、經(jīng)驗(yàn)公式法、動態(tài)系統(tǒng)辨識法、最優(yōu)化法）對不同調(diào)整方案的開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行預(yù)測，預(yù)測調(diào)整井10年～15年開發(fā)指標(biāo)。D考慮新老井的銜接關(guān)系，新老井共同考慮加密調(diào)整的作用，預(yù)測加密前后調(diào)整區(qū)塊整體開發(fā)指標(biāo)的變化情況。4、開發(fā)設(shè)計及優(yōu)選4、開發(fā)設(shè)計及優(yōu)選（3）調(diào)整方案經(jīng)濟(jì)評價

根據(jù)調(diào)整井從鉆井到開發(fā)過程中的工作量、投入費(fèi)用及因調(diào)整獲得的收入情況，計算不同方案10年～15年的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。給出地面工程、井下工藝調(diào)整的總投資和增產(chǎn)油量，測算原油成本、內(nèi)部收益率、投資回收期、凈現(xiàn)值、貸款償還期、投資利潤率、投資利稅率、盈利率等經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，并進(jìn)行敏感性分析。（4）調(diào)整方案的優(yōu)選

根據(jù)經(jīng)濟(jì)效益、開發(fā)指標(biāo)情況，綜合優(yōu)選技術(shù)先進(jìn)、經(jīng)濟(jì)有效、生產(chǎn)合理、抗風(fēng)險能力強(qiáng)的方案作為調(diào)整方案。（二）開發(fā)調(diào)整方案部署技術(shù)具體做法1、層系的劃分和組合對于低滲透差油層的開發(fā)調(diào)整，從理論上的研究表明，其注水方式以采用面積注水方式比較適宜，合理井距以200～300m左右為好。而在面積注水方式中，相同井距的五點(diǎn)法與反九點(diǎn)法面積井網(wǎng)相比，五點(diǎn)法井網(wǎng)好于反九點(diǎn)法井網(wǎng)?？紤]大慶油田基礎(chǔ)井網(wǎng)的特點(diǎn)，為了盡量保持油層原有的水淹規(guī)律和油層中的油水分布，以利后期的再次調(diào)整；同時考慮反九點(diǎn)井網(wǎng)采油井多，有利穩(wěn)產(chǎn)，因此層系調(diào)整井的井網(wǎng)部署主要采用下述方法。大慶長垣（1）基礎(chǔ)井網(wǎng)為反九點(diǎn)法井網(wǎng)1)調(diào)整井部署于原反九點(diǎn)法面積井網(wǎng)相鄰采油井連線中點(diǎn)區(qū)內(nèi)，全為采油井，不增加注水井點(diǎn)，原井網(wǎng)邊井全部堵水。

這種部署方式調(diào)整井布在滯流區(qū)內(nèi)，輔之以選擇性射孔，有利于擴(kuò)大注入水波及體積，但對提高水驅(qū)控制程度不大，適用于原井網(wǎng)為反九點(diǎn)法，砂體分布面積大，層內(nèi)矛盾突出的高滲透厚油層的加速開采調(diào)整。喇嘛甸油田的葡I1-2層采用這種方式調(diào)整取得了較好的效果。2)調(diào)整井部署于原反九點(diǎn)法井網(wǎng)油水井的同井場，井別相同，老井封堵調(diào)整層，轉(zhuǎn)為調(diào)整井網(wǎng)開發(fā)。這種調(diào)整方式的主要作用在于細(xì)分開采層系，適用于原反九點(diǎn)法面積井網(wǎng)，水驅(qū)控制程度較高，但因原方案層系劃分粗，層間干擾嚴(yán)重，動用較差油層的細(xì)分層系調(diào)整。喇嘛甸油田的南塊葡I4及以下油層和北塊的葡I4—高I5油層采用這種調(diào)整方法取得了較好的效果。

喇嘛甸油田葡I4及以下油層井網(wǎng)調(diào)整示意圖3)調(diào)整井部署在原方形井網(wǎng)相鄰4口井對角線的交點(diǎn)處，老井對調(diào)整層堵水，新井組成一套共距與原井網(wǎng)相同的調(diào)整層系開采井。喇嘛甸油田高I6及以下油層井網(wǎng)調(diào)整示意圖這種部署方式的特點(diǎn)是：新老井均勻分布，有利于對油層沉積特征及地下油水分布狀況的再認(rèn)識。適應(yīng)于原反九點(diǎn)法面積井網(wǎng)，基本未動用油層的細(xì)分開采層系調(diào)整。這一調(diào)整方法在喇嘛甸油田高I6及以下油層的調(diào)整中得到應(yīng)用。（2）基礎(chǔ)井網(wǎng)為行列井網(wǎng)1)調(diào)整井部署采取原井網(wǎng)排間加排、井間加井的布井方法，新老井共同組成一套調(diào)整層系的方形面積井網(wǎng)。這種布井方式適應(yīng)于原井網(wǎng)為行列井網(wǎng)地區(qū)，其中原井網(wǎng)生產(chǎn)井地面井距較大的開發(fā)區(qū)。薩中西二斷塊井網(wǎng)調(diào)整示意圖

這種調(diào)整井部署類型適應(yīng)于油層差異較大，可調(diào)對象在一、二排間分布。薩爾圖油田的西二斷塊、東區(qū)、北二區(qū)東部等開發(fā)區(qū)均采用此方法調(diào)整。2)原井網(wǎng)第一排間不布井，第一排原生產(chǎn)井之間加井，第二排間間注間采，原中間井排井間加井，形成第一排間為線狀注水采油，第二排間為反九點(diǎn)法井網(wǎng)開采。

中區(qū)西部井網(wǎng)調(diào)整示意圖這種調(diào)整方式適用于三角洲平原分流河道較為發(fā)育的地區(qū)；而且砂體走向與注采方向基本一致；原井網(wǎng)一、二排油井儲量動用狀況及水淹差異較大的開發(fā)區(qū)。薩爾圖油田中區(qū)西部的調(diào)整井就采用這種調(diào)整方式。

3)調(diào)整井采用方形井網(wǎng)、全面加密，第一、二排間區(qū)別對待的布井方式。具體做法是對可調(diào)厚度較小的第一排間部署一套調(diào)整井網(wǎng)，對可調(diào)厚度較大的第二排間部署井位交錯分布的方形調(diào)整井網(wǎng)。這種部署方式適用于三角洲內(nèi)前緣相低滲、薄層發(fā)育；第一排間油層動用較好；第二排間動用較差（可調(diào)厚度大）的開發(fā)區(qū)。薩南油田的南五~七區(qū)就采用這種調(diào)整方式。

南五~七區(qū)井網(wǎng)調(diào)整示意圖

（3）基礎(chǔ)井網(wǎng)為四點(diǎn)法面積井網(wǎng)

1)在原井網(wǎng)油水井連線中點(diǎn)（主流線）上布調(diào)整采油井，原井網(wǎng)相鄰采油井連線中點(diǎn)布調(diào)整注水井，新老井配合組成注采井距縮小一半的調(diào)整層系開采井網(wǎng)。南三區(qū)面積井網(wǎng)調(diào)整示意圖

這一部署方式適用于調(diào)整對象砂體形態(tài)復(fù)雜，原井網(wǎng)水驅(qū)控制程度低的開發(fā)區(qū)。

南三區(qū)面積井網(wǎng)就采用這種方式調(diào)整。2)在原井網(wǎng)注水井旁布調(diào)整注水井，原井網(wǎng)相鄰采油井連線中點(diǎn)布調(diào)整采油井。杏十～十二區(qū)井網(wǎng)調(diào)整示意圖

這一布井方式鉆調(diào)整井?dāng)?shù)少，因調(diào)整井位于原井網(wǎng)的滯流區(qū)，剩余油飽和度高，有利于提高油層采收率。杏十-十二區(qū)的井網(wǎng)調(diào)整采用這一方式。3)在原三角形井網(wǎng)3口井中間（滯流區(qū)）布采油井,原井網(wǎng)部分采油井改注水井，調(diào)整井井別根據(jù)油層發(fā)育及水淹狀況靈活確定。北一區(qū)東西部過渡帶井網(wǎng)調(diào)整示意圖

這種部署的優(yōu)點(diǎn)是調(diào)整井井點(diǎn)位于原井網(wǎng)滯流區(qū)，油層水淹程度低，調(diào)整井生產(chǎn)效果好。這種調(diào)整方法適應(yīng)于油層條件差、原油粘度高，原方案注采井距偏大，絕大多數(shù)油層動用較差的原四點(diǎn)法面積井網(wǎng)開發(fā)區(qū)。薩爾圖油田北一區(qū)東、西部過渡帶、東區(qū)、西區(qū)過渡帶的調(diào)整井都采用這種部署方法。（1）分析不同井距對砂體或者各類油層的控制程度（2）分析不同井距對砂體或者各類油層的動用程度（3）能否建立起有效驅(qū)動體系或者有效的聚驅(qū)驅(qū)動壓差（4）采用數(shù)值模擬計算對比不同井距下的開發(fā)指標(biāo)（5）考慮經(jīng)濟(jì)效益下單井控制可采儲量2、井網(wǎng)、井距確定大慶油田北一區(qū)通過不同注采井距對三類油層控制程度、動用程度和有效的聚驅(qū)驅(qū)動壓差的研究，認(rèn)為三類油層注采井距100～125m較為合適。（1）100m井距條件下三類油層控制程度高大慶油田北一區(qū)①100m井距條件下三類油層動用狀況較好從動用狀況看，100m井距表外儲層動用層數(shù)較250m提高了50個百分點(diǎn)，較175m提高了45.5％；有效厚度小于1.0m薄層動用層數(shù)提高了近52個百分點(diǎn)；表外儲層砂巖厚度動用程度由16.1％提高到66.0％，有效厚度小于1.0m薄層由50％提高到79.6％。不同井距三類油層動用程度表砂體類型100m175m250m層數(shù)(%)砂巖(%)有效(%)層數(shù)(%)砂巖(%)有效(%)層數(shù)(%)砂巖(%)有效(%)H有＜1m非河79.683.283.35055.756.527.627.231.7表外層60.466

14.916.1

10.513.1