孤東油田七區(qū)西小油砂體：地質(zhì)剖析與高效挖潛策略探究一、引言1.1研究背景與意義1.1.1研究背景孤東油田作為勝利油區(qū)的四大主力整裝油田之一，在我國(guó)石油生產(chǎn)中占據(jù)著重要地位。其獨(dú)特的地質(zhì)構(gòu)造和長(zhǎng)期的開(kāi)發(fā)歷程，使其開(kāi)發(fā)狀況備受關(guān)注。孤東油田七區(qū)西目的層館陶組為河流相沉積，儲(chǔ)層非均質(zhì)嚴(yán)重，平面上連片性差，厚度較薄的“土豆”狀、窄條狀小油砂體極為發(fā)育。在整個(gè)孤東油田的開(kāi)發(fā)體系中，七區(qū)西小油砂體雖然單個(gè)規(guī)模較小，但數(shù)量眾多，整體蘊(yùn)含著相當(dāng)規(guī)模的石油地質(zhì)儲(chǔ)量。隨著勝利油區(qū)勘探開(kāi)發(fā)工作的不斷深入，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量日益減少，開(kāi)發(fā)難度持續(xù)增大。早期開(kāi)發(fā)主要集中在整裝、高滲透、物性好的油藏，經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期開(kāi)采，這些主力油層已逐漸進(jìn)入高含水、高采出程度階段，剩余油分布愈發(fā)復(fù)雜，挖潛難度不斷提高。在此背景下，小油砂體和薄油層等非主力油層成為了重要的接替資源。以孤東油田七區(qū)西為例，截至2004年6月，七區(qū)西累積采油2282.3×10?t，采出程度32.2%，綜合含水96.5%，其中七區(qū)西小油砂體301個(gè)、石油地質(zhì)儲(chǔ)量665×10?t，已動(dòng)小油砂體數(shù)83個(gè)，儲(chǔ)量473×10?t，累積采油86×10?t，累積采水686×10?m3，采出程度12.9%。由此可見(jiàn)，小油砂體的動(dòng)用程度較低，開(kāi)發(fā)潛力巨大。然而，由于小油砂體儲(chǔ)層的特殊性質(zhì)，如平面及縱向非均質(zhì)嚴(yán)重、連通性差等，導(dǎo)致其在開(kāi)發(fā)過(guò)程中面臨諸多挑戰(zhàn)，如注水效果不佳、油井產(chǎn)量低、采收率低等。因此，開(kāi)展對(duì)孤東油田七區(qū)西小油砂體的研究與挖潛具有重要的現(xiàn)實(shí)需求。1.1.2研究意義對(duì)孤東油田七區(qū)西小油砂體進(jìn)行研究與挖潛，對(duì)于孤東油田乃至整個(gè)勝利油區(qū)的可持續(xù)發(fā)展都具有重要意義。從孤東油田自身角度來(lái)看，通過(guò)深入研究七區(qū)西小油砂體的地質(zhì)特征、剩余油分布規(guī)律以及開(kāi)發(fā)方式優(yōu)化等方面，可以有效挖掘小油砂體的剩余油潛力，提高采收率，增加原油產(chǎn)量，延緩油田產(chǎn)量遞減速度，延長(zhǎng)油田的經(jīng)濟(jì)開(kāi)采壽命，從而保障孤東油田的穩(wěn)定生產(chǎn)，提升其整體經(jīng)濟(jì)效益。例如，若能通過(guò)有效的挖潛措施將七區(qū)西小油砂體的采收率提高一定比例，按照其現(xiàn)有的石油地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算，將新增可觀的原油產(chǎn)量，這對(duì)于孤東油田的產(chǎn)量穩(wěn)定和經(jīng)濟(jì)效益提升具有重要作用。在行業(yè)層面，孤東油田七區(qū)西小油砂體的開(kāi)發(fā)研究成果可以為勝利油區(qū)乃至國(guó)內(nèi)其他類似油田的小油砂體開(kāi)發(fā)提供寶貴的經(jīng)驗(yàn)和技術(shù)借鑒。不同油田的小油砂體雖然在具體地質(zhì)條件上存在差異，但在開(kāi)發(fā)過(guò)程中面臨的問(wèn)題和挑戰(zhàn)具有一定的共性。通過(guò)對(duì)孤東油田七區(qū)西小油砂體的研究，探索出一套適合小油砂體開(kāi)發(fā)的技術(shù)方法和管理模式，能夠?yàn)槠渌吞镌诿鎸?duì)類似情況時(shí)提供參考，推動(dòng)整個(gè)石油行業(yè)在小油砂體開(kāi)發(fā)領(lǐng)域的技術(shù)進(jìn)步和發(fā)展，提高我國(guó)石油資源的整體開(kāi)發(fā)利用水平。小油砂體開(kāi)發(fā)研究有助于推動(dòng)石油工程技術(shù)的創(chuàng)新和發(fā)展。在開(kāi)發(fā)小油砂體的過(guò)程中，需要針對(duì)其特殊的地質(zhì)條件和開(kāi)發(fā)難題，研發(fā)和應(yīng)用一系列新的技術(shù)和方法，如高精度的地質(zhì)建模技術(shù)、高效的注水開(kāi)發(fā)技術(shù)、先進(jìn)的采油工藝技術(shù)等。這些技術(shù)的研發(fā)和應(yīng)用不僅可以解決小油砂體開(kāi)發(fā)的實(shí)際問(wèn)題，還能夠促進(jìn)石油工程技術(shù)的整體提升，為未來(lái)更復(fù)雜油藏的開(kāi)發(fā)奠定技術(shù)基礎(chǔ)。1.2國(guó)內(nèi)外研究現(xiàn)狀隨著全球石油資源開(kāi)發(fā)的不斷深入，小油砂體和薄油層的研究與開(kāi)發(fā)逐漸成為石油領(lǐng)域的重點(diǎn)關(guān)注對(duì)象。國(guó)內(nèi)外學(xué)者在這方面進(jìn)行了大量的研究工作，涉及地質(zhì)特征分析、開(kāi)發(fā)技術(shù)探索以及剩余油分布研究等多個(gè)方面。國(guó)外在小油砂體和薄油層開(kāi)發(fā)技術(shù)方面起步較早，發(fā)展出了一系列先進(jìn)的技術(shù)手段。在地質(zhì)建模技術(shù)上，加拿大等油砂資源豐富的國(guó)家，運(yùn)用高精度的三維地震數(shù)據(jù)，結(jié)合測(cè)井、巖心等資料，構(gòu)建出精細(xì)的小油砂體地質(zhì)模型，能夠準(zhǔn)確刻畫(huà)油砂體的形態(tài)、規(guī)模、內(nèi)部結(jié)構(gòu)以及儲(chǔ)層參數(shù)分布，為開(kāi)發(fā)方案的制定提供了堅(jiān)實(shí)的地質(zhì)基礎(chǔ)。在水平井技術(shù)方面，美國(guó)在頁(yè)巖油開(kāi)發(fā)中廣泛應(yīng)用水平井技術(shù)，通過(guò)優(yōu)化井眼軌跡設(shè)計(jì)，使水平井能夠最大限度地穿越小油砂體和薄油層，增加油層的暴露面積，提高單井產(chǎn)量。同時(shí)，配合多段壓裂技術(shù)，進(jìn)一步提高了油層的滲透率，改善了開(kāi)發(fā)效果。例如，在巴肯頁(yè)巖油區(qū)，水平井與多段壓裂技術(shù)的結(jié)合，使得該地區(qū)的頁(yè)巖油產(chǎn)量大幅提升，成為美國(guó)重要的頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)之一。國(guó)內(nèi)在小油砂體和薄油層研究與開(kāi)發(fā)方面也取得了顯著進(jìn)展。在地質(zhì)研究方面，以大慶油田、勝利油田為代表的國(guó)內(nèi)各大油田，通過(guò)開(kāi)展精細(xì)地層對(duì)比和構(gòu)造解釋工作，深入分析小油砂體和薄油層的沉積微相、儲(chǔ)層非均質(zhì)性等地質(zhì)特征。例如，大慶油田針對(duì)薄油層開(kāi)展的“旋回對(duì)比、分級(jí)控制”地層對(duì)比方法，有效提高了薄油層對(duì)比的精度，為準(zhǔn)確認(rèn)識(shí)薄油層的分布規(guī)律提供了保障。在開(kāi)發(fā)技術(shù)上，國(guó)內(nèi)積極引進(jìn)和創(chuàng)新，發(fā)展了適合我國(guó)油藏特點(diǎn)的開(kāi)發(fā)技術(shù)。在注水開(kāi)發(fā)方面，通過(guò)優(yōu)化注采井網(wǎng)、調(diào)整注水參數(shù)等措施，提高了小油砂體和薄油層的注水波及效率，改善了開(kāi)發(fā)效果。同時(shí)，在三次采油技術(shù)方面，聚合物驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)等技術(shù)在部分油田得到了成功應(yīng)用，有效提高了原油采收率。當(dāng)前小油砂體和薄油層的研究與開(kāi)發(fā)仍存在一些不足之處。在地質(zhì)研究方面，對(duì)于小油砂體和薄油層的成因機(jī)制、演化過(guò)程以及儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)的認(rèn)識(shí)還不夠深入，導(dǎo)致在地質(zhì)建模過(guò)程中存在一定的不確定性。在開(kāi)發(fā)技術(shù)方面，雖然已經(jīng)取得了一些成果，但部分技術(shù)的適應(yīng)性還存在局限，如水平井技術(shù)在一些復(fù)雜地質(zhì)條件下的應(yīng)用效果仍有待提高，三次采油技術(shù)的成本較高，限制了其大規(guī)模推廣應(yīng)用。此外，在剩余油分布研究方面，現(xiàn)有的研究方法和技術(shù)手段還難以準(zhǔn)確預(yù)測(cè)小油砂體和薄油層中剩余油的分布規(guī)律，給挖潛工作帶來(lái)了較大困難。1.3研究?jī)?nèi)容與方法1.3.1研究?jī)?nèi)容小油砂體地質(zhì)特征研究：深入剖析孤東油田七區(qū)西小油砂體的沉積微相特征，通過(guò)巖心觀察、測(cè)井資料分析以及地震數(shù)據(jù)解釋，確定小油砂體的沉積環(huán)境，如辮狀河、曲流河等不同沉積類型，明確其砂體的幾何形態(tài)，包括長(zhǎng)度、寬度、厚度以及延伸方向等。同時(shí)，研究?jī)?chǔ)層的巖石學(xué)特征，如巖石類型、礦物組成、粒度分布等，分析其對(duì)儲(chǔ)層物性的影響。對(duì)儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行細(xì)致研究，包括孔隙大小、孔隙形狀、孔隙連通性以及喉道大小等參數(shù)，通過(guò)壓汞實(shí)驗(yàn)、鑄體薄片分析等手段，深入了解孔隙結(jié)構(gòu)對(duì)油氣滲流的影響機(jī)制。儲(chǔ)量分布規(guī)律研究：綜合運(yùn)用地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)方法、地震反演技術(shù)以及油藏?cái)?shù)值模擬等手段，對(duì)七區(qū)西小油砂體的儲(chǔ)量分布進(jìn)行精確預(yù)測(cè)。利用地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)中的克里金插值法等，結(jié)合井點(diǎn)數(shù)據(jù)和地震屬性數(shù)據(jù)，建立小油砂體的三維地質(zhì)模型，直觀展示儲(chǔ)量在空間上的分布情況。通過(guò)地震反演獲取儲(chǔ)層的波阻抗等信息，進(jìn)一步約束儲(chǔ)量計(jì)算模型，提高儲(chǔ)量預(yù)測(cè)的準(zhǔn)確性。分析儲(chǔ)量分布與地質(zhì)構(gòu)造、沉積微相以及儲(chǔ)層物性之間的關(guān)系，找出控制儲(chǔ)量分布的關(guān)鍵因素。例如，研究發(fā)現(xiàn)某些構(gòu)造高部位或特定沉積微相區(qū)域往往富集更多的儲(chǔ)量。開(kāi)采現(xiàn)狀分析：全面收集七區(qū)西小油砂體現(xiàn)有井網(wǎng)的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，包括油井產(chǎn)量、含水率、注水壓力、注水量等，分析油井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化規(guī)律。通過(guò)繪制生產(chǎn)曲線，如產(chǎn)量遞減曲線、含水率上升曲線等，了解油井在不同開(kāi)發(fā)階段的生產(chǎn)特征。對(duì)現(xiàn)有開(kāi)發(fā)方式，如注水開(kāi)發(fā)、采油工藝等進(jìn)行評(píng)估，分析其在小油砂體開(kāi)發(fā)中的適應(yīng)性和存在的問(wèn)題。例如，評(píng)估注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中的注水波及效率、水驅(qū)油效果等，分析采油工藝是否滿足小油砂體的開(kāi)采需求，找出導(dǎo)致油井產(chǎn)量低、采收率低的原因。挖潛技術(shù)研究：針對(duì)小油砂體儲(chǔ)層的特點(diǎn)，研究適合的挖潛技術(shù)。在注水技術(shù)方面，研究?jī)?yōu)化注水方式，如周期注水、細(xì)分注水等，以提高注水波及效率，改善水驅(qū)油效果。通過(guò)數(shù)值模擬研究不同注水方式下的油水流動(dòng)機(jī)理，確定最佳的注水參數(shù)，包括注水周期、注水量等。在采油工藝方面，探索新型采油技術(shù)，如水平井采油、多分支井采油等，分析這些技術(shù)在小油砂體中的應(yīng)用可行性和優(yōu)勢(shì)。研究水平井井眼軌跡的優(yōu)化設(shè)計(jì)，使其能夠更好地穿越小油砂體，增加油層的暴露面積，提高單井產(chǎn)量。同時(shí)，研究配套的增產(chǎn)措施，如壓裂、酸化等，以提高儲(chǔ)層的滲透率，增強(qiáng)采油效果。挖潛方案設(shè)計(jì)：基于前面的研究成果，設(shè)計(jì)針對(duì)七區(qū)西小油砂體的挖潛方案。根據(jù)小油砂體的地質(zhì)特征、儲(chǔ)量分布和開(kāi)采現(xiàn)狀，將小油砂體進(jìn)行分類，針對(duì)不同類型的小油砂體制定個(gè)性化的開(kāi)發(fā)策略。對(duì)于儲(chǔ)量相對(duì)集中、物性較好的小油砂體，考慮采用加密井網(wǎng)、水平井開(kāi)發(fā)等方式；對(duì)于儲(chǔ)量分散、物性較差的小油砂體，探索采用叢式井、智能完井等技術(shù)。對(duì)挖潛方案進(jìn)行指標(biāo)預(yù)測(cè)和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，預(yù)測(cè)方案實(shí)施后的原油產(chǎn)量、采收率、經(jīng)濟(jì)效益等指標(biāo)，通過(guò)敏感性分析等方法，評(píng)估方案的風(fēng)險(xiǎn)和不確定性。綜合考慮技術(shù)可行性、經(jīng)濟(jì)效益和風(fēng)險(xiǎn)等因素，優(yōu)選出最佳的挖潛方案，并制定詳細(xì)的實(shí)施方案和措施。1.3.2研究方法地質(zhì)調(diào)查法：開(kāi)展野外地質(zhì)調(diào)查工作，對(duì)孤東油田七區(qū)西周邊的露頭進(jìn)行詳細(xì)觀察和研究，獲取沉積相、地層接觸關(guān)系等地質(zhì)信息，為室內(nèi)研究提供基礎(chǔ)資料。在油田內(nèi)部，收集大量的鉆井資料，包括巖心資料、測(cè)井曲線等，對(duì)小油砂體的地質(zhì)特征進(jìn)行深入分析。通過(guò)巖心觀察，直接獲取儲(chǔ)層的巖石結(jié)構(gòu)、沉積構(gòu)造等信息；利用測(cè)井曲線，如電阻率、聲波時(shí)差等，識(shí)別儲(chǔ)層的巖性、厚度以及物性參數(shù)，建立巖性-電性關(guān)系，實(shí)現(xiàn)對(duì)儲(chǔ)層的精細(xì)劃分和對(duì)比。測(cè)試分析法：運(yùn)用先進(jìn)的實(shí)驗(yàn)測(cè)試技術(shù)，對(duì)巖心樣品進(jìn)行多種分析測(cè)試。通過(guò)壓汞實(shí)驗(yàn)，測(cè)定儲(chǔ)層巖石的孔隙度、滲透率、飽和度以及孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)，了解儲(chǔ)層的滲流特性。進(jìn)行巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)，測(cè)試巖石的抗壓強(qiáng)度、抗拉強(qiáng)度、彈性模量等力學(xué)參數(shù)，為油藏工程設(shè)計(jì)和開(kāi)采方案制定提供依據(jù)。開(kāi)展流體分析測(cè)試，對(duì)原油的性質(zhì)，如密度、粘度、凝固點(diǎn)等進(jìn)行分析，研究地層水的化學(xué)成分和礦化度，了解油水性質(zhì)對(duì)開(kāi)發(fā)的影響。數(shù)值模擬法：利用油藏?cái)?shù)值模擬軟件，建立孤東油田七區(qū)西小油砂體的三維地質(zhì)模型和油藏?cái)?shù)值模型。在模型中輸入地質(zhì)參數(shù)、流體參數(shù)以及開(kāi)采參數(shù)等，模擬油藏的開(kāi)發(fā)過(guò)程，預(yù)測(cè)不同開(kāi)發(fā)方案下的油藏動(dòng)態(tài)變化，如油井產(chǎn)量、含水率、壓力分布等。通過(guò)數(shù)值模擬，研究油藏的滲流機(jī)理，分析不同因素對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響，為優(yōu)化開(kāi)發(fā)方案提供科學(xué)依據(jù)。例如，通過(guò)模擬不同注采井網(wǎng)、注水方式下的油藏動(dòng)態(tài)，確定最佳的開(kāi)發(fā)方案。統(tǒng)計(jì)分析法：對(duì)收集到的大量生產(chǎn)數(shù)據(jù)、地質(zhì)數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析。運(yùn)用統(tǒng)計(jì)學(xué)方法，分析油井產(chǎn)量、含水率等生產(chǎn)數(shù)據(jù)的變化規(guī)律，建立產(chǎn)量預(yù)測(cè)模型、含水率上升模型等，預(yù)測(cè)油井未來(lái)的生產(chǎn)趨勢(shì)。對(duì)地質(zhì)數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，研究?jī)?chǔ)層物性參數(shù)的分布特征，如孔隙度、滲透率的頻率分布、變異系數(shù)等，評(píng)估儲(chǔ)層的非均質(zhì)性程度。通過(guò)相關(guān)性分析，研究地質(zhì)因素與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)之間的關(guān)系，找出影響油藏開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵因素。二、孤東油田七區(qū)西小油砂體地質(zhì)特征分析2.1區(qū)域地質(zhì)背景孤東油田七區(qū)西在區(qū)域構(gòu)造上處于濟(jì)陽(yáng)坳陷沾化凹陷的東北部，位于樁西—孤東潛山披覆構(gòu)造帶的南端。其東南方向毗鄰墾東—青坨子凸起，西南靠近孤南洼陷，西北與樁西洼陷相鄰，東北則與樁東洼陷接壤。這種獨(dú)特的地理位置，使其在地質(zhì)演化過(guò)程中受到周邊凹陷和凸起的顯著影響。濟(jì)陽(yáng)坳陷作為渤海灣盆地的一個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元，經(jīng)歷了復(fù)雜的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)和沉積演化歷史。在中生代晚期至新生代早期，受太平洋板塊向歐亞板塊俯沖的影響，濟(jì)陽(yáng)坳陷發(fā)生了強(qiáng)烈的構(gòu)造活動(dòng)，形成了一系列的斷裂和褶皺構(gòu)造。這些構(gòu)造運(yùn)動(dòng)控制了區(qū)域內(nèi)的沉積格局和地層分布，為孤東油田七區(qū)西的地質(zhì)特征奠定了基礎(chǔ)。周邊的凹陷和凸起對(duì)孤東油田七區(qū)西的沉積環(huán)境和儲(chǔ)層發(fā)育產(chǎn)生了重要作用。孤南洼陷、樁西洼陷和樁東洼陷作為沉積中心，在地質(zhì)歷史時(shí)期接受了大量的沉積物，為七區(qū)西提供了豐富的物源。河流攜帶的碎屑物質(zhì)從凸起向凹陷搬運(yùn)，在七區(qū)西地區(qū)沉積形成了各種類型的沉積相。例如，來(lái)自墾東—青坨子凸起的物源，在河流作用下，在七區(qū)西形成了辮狀河和曲流河沉積，這些沉積相控制了小油砂體的分布和形態(tài)。在構(gòu)造演化過(guò)程中，區(qū)域內(nèi)的斷裂活動(dòng)對(duì)孤東油田七區(qū)西的油藏形成和分布起到了關(guān)鍵作用。斷裂不僅控制了地層的沉積厚度和巖性變化，還影響了油氣的運(yùn)移和聚集。一些斷層作為油氣運(yùn)移的通道，使深部的油氣向上運(yùn)移至儲(chǔ)層中聚集；而另一些斷層則起到了遮擋作用，形成了有效的圈閉，阻止了油氣的進(jìn)一步運(yùn)移，從而使油氣在圈閉內(nèi)富集形成油藏。例如，七區(qū)西館下段的油層主要分布在西南沿?cái)鄬痈卟课?，斷層的遮擋作用使得油氣得以在該區(qū)域聚集。2.2地層特征孤東油田七區(qū)西主要含油層系為館陶組，其地層厚度約350m，主力含油層段為館下段的頂部，地層埋深1350-1400m，厚度約50m。在進(jìn)行地層劃分和對(duì)比時(shí)，遵循科學(xué)的方法和流程。從單井分析入手，綜合運(yùn)用三維地震、測(cè)井、地質(zhì)、試油、試采及開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)資料等多源信息，以層序地層學(xué)、沉積學(xué)、石油地質(zhì)學(xué)理論為指導(dǎo)，借助測(cè)井技術(shù)（如自然電位SP、聲波時(shí)差A(yù)C、電導(dǎo)率COND等）及計(jì)算機(jī)手段。首先建立精細(xì)地層對(duì)比標(biāo)準(zhǔn)井，以此為基礎(chǔ)構(gòu)建精細(xì)骨架對(duì)比剖面，按照由點(diǎn)到線、由線到面，最后全區(qū)閉合的步驟，全方位開(kāi)展地層精細(xì)劃分對(duì)比工作。在標(biāo)準(zhǔn)層及標(biāo)志層的確定上，選定館下三亞段2套沉積穩(wěn)定的巨厚砂礫巖體和東營(yíng)組頂部穩(wěn)定的湖相砂泥巖組合作為關(guān)鍵標(biāo)志。通過(guò)這些標(biāo)準(zhǔn)層和標(biāo)志層，可以有效地控制層位，提高地層對(duì)比的準(zhǔn)確性和可靠性。經(jīng)過(guò)精細(xì)地層對(duì)比，館陶組被細(xì)分為3個(gè)亞段、10個(gè)砂層組以及27個(gè)小層。其中，館下一亞段的1、2砂層組是主力含油層段。1砂組地層厚度約30m，由砂泥巖薄互層構(gòu)成，砂巖主要為細(xì)、粉細(xì)砂巖，呈現(xiàn)出明顯的正韻律特征，泥巖顏色以紫紅、灰綠及雜色為主；2砂層組地層厚度約40m，同樣為砂泥巖薄互層，底部砂巖多為粗、中砂巖，頂部砂巖多為細(xì)、粉細(xì)砂巖，正韻律特征顯著，泥巖顏色與1砂組類似。各小層在厚度、巖性和沉積旋回方面存在明顯差異。以主力含油小層NgxⅠ11、NgxⅠ12、NgxⅠ21、NgxⅡ31、NgxⅢ21為例，NgxⅠ11小層厚度相對(duì)較薄，一般在2-3m，巖性以細(xì)砂巖為主，分選性較好，沉積旋回表現(xiàn)為正韻律，下部為粗粒砂巖，向上逐漸變?yōu)榧?xì)粒砂巖，反映了水動(dòng)力條件逐漸減弱的沉積過(guò)程；NgxⅠ12小層厚度約為3-5m，巖性為粉細(xì)砂巖與泥巖互層，泥質(zhì)含量相對(duì)較高，沉積旋回具有明顯的韻律性，反映了間歇性的水動(dòng)力變化；NgxⅠ21小層厚度較大，可達(dá)5-7m，巖性以中粗砂巖為主，含有少量礫石，分選性較差，沉積旋回呈現(xiàn)出反韻律特征，這可能與沉積過(guò)程中水動(dòng)力條件的突然增強(qiáng)有關(guān)。這些地層特征對(duì)小油砂體的分布和儲(chǔ)層物性產(chǎn)生了重要影響。地層的沉積旋回控制了砂體的縱向分布，正韻律的沉積旋回使得下部粗粒砂巖具有較好的儲(chǔ)集性能，而上部細(xì)粒砂巖和泥巖則對(duì)油氣起到了一定的遮擋作用。巖性特征決定了儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)和滲透率，細(xì)砂巖和粉細(xì)砂巖的孔隙度和滲透率相對(duì)較高，有利于油氣的儲(chǔ)存和滲流；而泥巖和礫石含量較高的地層，孔隙度和滲透率較低，不利于油氣的運(yùn)移和聚集。不同小層之間的差異導(dǎo)致了小油砂體在平面和縱向上的非均質(zhì)性，增加了油藏開(kāi)發(fā)的難度。2.3構(gòu)造特征孤東油田七區(qū)西在孤東構(gòu)造中處于東翼位置，其館下段呈現(xiàn)出向北東方向傾伏的單斜形態(tài)，構(gòu)造高點(diǎn)位于七區(qū)西的西南部。整個(gè)地層較為平緩，地層傾角僅為1-2度。在這種構(gòu)造背景下，油層的發(fā)育主要受構(gòu)造控制，斷層則起到了重要的遮擋圈閉作用。通過(guò)對(duì)三維地震資料進(jìn)行精細(xì)解釋，結(jié)合鉆井和測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)，對(duì)七區(qū)西小油砂體的斷層分布進(jìn)行了詳細(xì)研究。結(jié)果表明，該區(qū)域內(nèi)發(fā)育多條斷層，這些斷層在走向、傾向和斷距等方面存在差異。走向主要為近東西向和北東-南西向，近東西向的斷層較為發(fā)育，控制了區(qū)域的整體構(gòu)造格局；北東-南西向的斷層則對(duì)小油砂體的局部構(gòu)造和油水分布產(chǎn)生重要影響。傾向方面，部分?jǐn)鄬觾A向南，部分傾向北，這種不同的傾向?qū)е铝藬鄬觾蓚?cè)地層的錯(cuò)動(dòng)和構(gòu)造形態(tài)的變化。斷距大小不一，從幾米到幾十米不等，較大斷距的斷層對(duì)油藏的分隔作用更為明顯。這些斷層對(duì)油藏的控制作用顯著。斷層作為油藏的邊界，將小油砂體分隔成不同的區(qū)塊，使得各區(qū)塊內(nèi)的油藏特征和開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)存在差異。例如，某條斷距較大的近東西向斷層，將七區(qū)西小油砂體分為南北兩個(gè)部分，南北兩區(qū)的油層厚度、滲透率以及油水分布都有所不同。北區(qū)的油層厚度相對(duì)較大，滲透率較高，而南區(qū)的油層厚度較薄，滲透率較低，油水界面也存在差異。斷層還影響了油氣的運(yùn)移和聚集，成為油氣運(yùn)移的通道或遮擋。一些斷層與油源相通，為油氣向上運(yùn)移提供了通道，使油氣在合適的構(gòu)造部位聚集形成油藏；而另一些斷層則起到了遮擋作用，阻止了油氣的進(jìn)一步運(yùn)移，使得油氣在斷層附近富集。在構(gòu)造形態(tài)方面，七區(qū)西小油砂體整體呈現(xiàn)出較為平緩的單斜構(gòu)造，但在局部地區(qū)存在一些小幅度的起伏和構(gòu)造高點(diǎn)。這些小幅度的構(gòu)造變化對(duì)油藏的分布和開(kāi)發(fā)也有一定影響。在構(gòu)造高點(diǎn)部位，由于油氣具有向上運(yùn)移的趨勢(shì)，往往更容易富集，形成相對(duì)高豐度的油藏；而在構(gòu)造低部位，可能會(huì)存在較多的水體，油水關(guān)系較為復(fù)雜。此外，構(gòu)造的起伏還會(huì)影響注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中注入水的流動(dòng)方向和波及范圍，在構(gòu)造高部位，注入水可能更容易突破，導(dǎo)致油井過(guò)早見(jiàn)水，而在構(gòu)造低部位，注入水的波及效率可能較低，影響油藏的開(kāi)發(fā)效果。2.4沉積特征通過(guò)對(duì)孤東油田七區(qū)西小油砂體的巖心觀察、測(cè)井資料分析以及區(qū)域地質(zhì)背景研究，確定其主要為河流相沉積，進(jìn)一步細(xì)分為辮狀河沉積和曲流河沉積。在辮狀河沉積中，館下段是典型的辮狀河沉積體系，其具有獨(dú)特的沉積特征。辮狀河河道頻繁遷移改道，使得砂體呈現(xiàn)出復(fù)雜的形態(tài)。心灘是辮狀河沉積中的重要微相，它是在河道中由于水流能量變化，攜帶的沉積物在河心部位堆積形成的。心灘微相的巖性主要為中粗砂巖，分選性相對(duì)較差，粒度概率曲線呈現(xiàn)出兩段式或三段式，反映了其多期次的沉積過(guò)程。在垂向上，心灘微相呈現(xiàn)出典型的正韻律特征，下部為粗粒的砂巖，向上逐漸變?yōu)榧?xì)粒的砂巖和泥巖，這是由于水流能量逐漸減弱，攜帶的沉積物粒徑逐漸變小所致。河道微相也是辮狀河沉積的重要組成部分，其巖性以砂巖為主，粒度較心灘微相略細(xì)，分選性相對(duì)較好。河道微相的砂巖中常見(jiàn)沖刷面和交錯(cuò)層理，這是水流沖刷和搬運(yùn)作用的結(jié)果。泛濫平原微相則主要由泥巖和粉砂質(zhì)泥巖組成，沉積相對(duì)較為穩(wěn)定，代表了辮狀河沉積體系中的低能環(huán)境。在泛濫平原微相中，常見(jiàn)水平層理和泥裂等沉積構(gòu)造，反映了其間歇性的水淹和暴露環(huán)境。曲流河沉積主要發(fā)育在館上段，其沉積特征與辮狀河有所不同。曲流河的河道彎曲度較大，水流相對(duì)較為穩(wěn)定。邊灘是曲流河沉積的標(biāo)志性微相，它是在河道彎曲處，由于側(cè)向侵蝕和側(cè)向加積作用形成的。邊灘微相的巖性主要為中細(xì)砂巖，分選性較好，粒度概率曲線呈現(xiàn)出明顯的三段式，包括跳躍總體、懸浮總體和滾動(dòng)總體，反映了其不同的沉積動(dòng)力條件。在垂向上，邊灘微相呈現(xiàn)出典型的正韻律特征，下部為粗粒的砂巖，向上逐漸變?yōu)榧?xì)粒的砂巖和泥巖，這與辮狀河心灘微相的韻律特征相似，但邊灘微相的粒度變化更為連續(xù)。廢棄河道微相是曲流河沉積中的另一個(gè)重要微相，它是由于河道改道或決口等原因，原河道被廢棄后形成的。廢棄河道微相的巖性主要為泥巖和粉砂巖，充填物具有明顯的二元結(jié)構(gòu)，下部為粗粒的砂巖，代表了原河道的沉積，上部為細(xì)粒的泥巖，是河道廢棄后在靜水環(huán)境下沉積形成的。天然堤微相和決口扇微相也是曲流河沉積的組成部分，天然堤微相位于河道兩側(cè)，是在洪水期河水溢出河道，在河道邊緣堆積形成的，巖性主要為粉砂巖和泥巖，具有小型的交錯(cuò)層理和波狀層理；決口扇微相是在洪水期河水沖破天然堤，在河道外側(cè)形成的扇形堆積體，巖性主要為細(xì)砂巖和粉砂巖，分選性較差，具有不規(guī)則的層理。不同微相的砂體分布和連通性存在顯著差異。心灘微相的砂體在平面上呈透鏡狀或長(zhǎng)條狀分布，由于其形成過(guò)程中受河道遷移的影響，砂體之間的連通性較差，往往形成孤立的小油砂體。河道微相的砂體在平面上呈條帶狀分布，連通性相對(duì)較好，但由于河道的彎曲和分叉，砂體的連續(xù)性也受到一定影響。泛濫平原微相的砂體不發(fā)育，主要以泥質(zhì)沉積為主，起到了遮擋和隔層的作用，限制了油氣的橫向運(yùn)移。在曲流河沉積中，邊灘微相的砂體在平面上呈條帶狀或新月形分布，由于其是側(cè)向加積形成的，砂體之間的連通性較好，有利于油氣的聚集和開(kāi)采。廢棄河道微相的砂體呈孤立的透鏡狀分布，連通性較差，一般不作為主要的儲(chǔ)集層。天然堤微相和決口扇微相的砂體規(guī)模較小，分布較為分散，連通性也相對(duì)較差。2.5儲(chǔ)層物性特征對(duì)孤東油田七區(qū)西小油砂體儲(chǔ)層物性特征的研究，主要通過(guò)對(duì)試7、孤東14、孤東32井等多口井的巖心分析資料進(jìn)行統(tǒng)計(jì)。這些巖心樣本具有代表性，能夠反映該區(qū)域儲(chǔ)層的整體物性特征。館下一亞段孔隙度平均值達(dá)到34.2%，顯示出較好的儲(chǔ)集空間，為油氣的儲(chǔ)存提供了有利條件。平均滲透率為6292×10?3μm2，較高的滲透率意味著油氣在儲(chǔ)層中具有較好的滲流能力，有利于油氣的開(kāi)采。碳酸巖含量平均0.98%，相對(duì)較低，對(duì)儲(chǔ)層物性的影響較??；泥質(zhì)含量平均14.3%，泥質(zhì)的存在在一定程度上會(huì)影響儲(chǔ)層的滲透性和孔隙結(jié)構(gòu)，但其含量相對(duì)適中，不至于對(duì)儲(chǔ)層物性產(chǎn)生嚴(yán)重的負(fù)面影響。M值平均0.28mm，C值平均0.28mm，分選系數(shù)平均1.41，這些參數(shù)反映了儲(chǔ)層巖石顆粒的分選性和磨圓度，分選系數(shù)越接近1，表明分選性越好，該區(qū)域的分選系數(shù)顯示其分選性中等。館下二亞段孔隙度平均值為30.9%，相比館下一亞段有所降低，但仍具備一定的儲(chǔ)集能力；滲透率平均值為1251.2×10?3μm2，明顯低于館下一亞段，這表明館下二亞段的滲流能力相對(duì)較弱，油氣在該段的開(kāi)采難度可能相對(duì)較大。碳酸巖含量平均0.65%，泥質(zhì)含量平均23.2%，泥質(zhì)含量的增加進(jìn)一步影響了儲(chǔ)層的滲透性，使儲(chǔ)層的非均質(zhì)性增強(qiáng)。M值平均0.22mm，C值平均0.53mm，分選系數(shù)平均1.72，分選系數(shù)增大，說(shuō)明館下二亞段的分選性相對(duì)較差，巖石顆粒的分布更為雜亂。儲(chǔ)層的非均質(zhì)性對(duì)開(kāi)發(fā)產(chǎn)生了多方面的影響。在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，非均質(zhì)性導(dǎo)致注入水在儲(chǔ)層中的流動(dòng)不均勻。高滲透率的區(qū)域，注入水容易快速突進(jìn)，形成優(yōu)勢(shì)通道，導(dǎo)致水驅(qū)波及效率降低，大量的注入水沿著優(yōu)勢(shì)通道快速流向油井，使油井過(guò)早見(jiàn)水，含水率迅速上升，而低滲透率區(qū)域的油層難以得到有效的驅(qū)替，剩余油大量富集。非均質(zhì)性還會(huì)影響油藏的壓力分布。在高滲透率區(qū)域，壓力下降較快，而低滲透率區(qū)域壓力下降較慢，導(dǎo)致油藏內(nèi)部壓力不均衡，進(jìn)一步影響油氣的流動(dòng)和開(kāi)采效果。在采油過(guò)程中，非均質(zhì)性使得不同區(qū)域的油井產(chǎn)能差異較大，高滲透率區(qū)域的油井產(chǎn)量較高，但遞減速度也較快；低滲透率區(qū)域的油井產(chǎn)量低，甚至可能出現(xiàn)不出油的情況。三、孤東油田七區(qū)西小油砂體儲(chǔ)量分布規(guī)律研究3.1儲(chǔ)量計(jì)算方法在油氣儲(chǔ)量計(jì)算中，容積法是一種常用且基礎(chǔ)的方法，其原理是通過(guò)測(cè)定油氣層的面積、厚度，并結(jié)合儲(chǔ)層的孔隙度、飽和度等參數(shù)，來(lái)計(jì)算儲(chǔ)層中油氣的總體積。該方法簡(jiǎn)單直觀，適用于大多數(shù)類型的油氣藏，尤其對(duì)于孤東油田七區(qū)西小油砂體的儲(chǔ)量計(jì)算具有重要的應(yīng)用價(jià)值。容積法計(jì)算石油儲(chǔ)量的基本公式為：N=100A\cdoth\cdot\phi\cdotS_{oi}\cdot\rho_{o}/B_{oi}，其中N表示石油地質(zhì)儲(chǔ)量（10^{4}t）；A為含油面積（km^{2}），它代表了油藏在平面上的分布范圍，準(zhǔn)確確定含油面積對(duì)于儲(chǔ)量計(jì)算的準(zhǔn)確性至關(guān)重要；h是平均有效厚度（m），即儲(chǔ)層中能夠有效儲(chǔ)存和滲流油氣的厚度；\phi為平均有效孔隙度（小數(shù)），反映了儲(chǔ)層巖石中孔隙體積所占的比例，孔隙度越大，儲(chǔ)集油氣的能力越強(qiáng)；S_{oi}是平均原始含油飽和度（小數(shù)），表示原始狀態(tài)下儲(chǔ)層孔隙中油所占的比例；\rho_{o}為地面原油密度（t/m^{3}），它是原油的一個(gè)重要物理性質(zhì)參數(shù)；B_{oi}是原始原油體積系數(shù)，用于考慮原油從地下到地面因壓力、溫度變化而引起的體積變化。在確定各參數(shù)取值時(shí)，采用了多種方法。含油面積A的確定，主要通過(guò)地質(zhì)調(diào)查和地球物理勘探等手段。利用高精度的三維地震數(shù)據(jù)，結(jié)合測(cè)井資料，對(duì)油藏的邊界進(jìn)行精確識(shí)別。對(duì)于構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單、邊界清晰的小油砂體，可直接根據(jù)地震解釋成果圈定含油邊界，進(jìn)而計(jì)算含油面積；而對(duì)于構(gòu)造復(fù)雜、存在斷層或巖性變化的區(qū)域，則需要綜合考慮斷層的位置、性質(zhì)以及巖性邊界的變化，通過(guò)多學(xué)科資料的融合分析，準(zhǔn)確確定含油面積。有效厚度h的確定，以測(cè)井資料為基礎(chǔ)，結(jié)合巖心分析和試油數(shù)據(jù)。首先，利用自然電位、電阻率、聲波時(shí)差等測(cè)井曲線，建立巖性-電性關(guān)系，識(shí)別儲(chǔ)層和非儲(chǔ)層。通過(guò)巖心刻度測(cè)井，確定儲(chǔ)層的有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)，如孔隙度、滲透率和含油飽和度等參數(shù)的下限值。對(duì)于滿足有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)的儲(chǔ)層段，進(jìn)行厚度統(tǒng)計(jì)，從而得到平均有效厚度?？紫抖萛phi的確定采用多種方法相互驗(yàn)證。通過(guò)實(shí)驗(yàn)室對(duì)巖心樣品進(jìn)行分析，利用氣體吸附法或水銀壓入法等實(shí)驗(yàn)手段，直接測(cè)量巖心的孔隙度，這種方法能夠獲得較為準(zhǔn)確的孔隙度數(shù)據(jù)，但由于巖心數(shù)量有限，代表性存在一定局限。利用測(cè)井資料計(jì)算孔隙度，根據(jù)聲波時(shí)差、密度等測(cè)井響應(yīng)與孔隙度之間的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系，建立孔隙度計(jì)算模型，對(duì)全井段進(jìn)行孔隙度計(jì)算。將巖心分析孔隙度與測(cè)井計(jì)算孔隙度進(jìn)行對(duì)比和校正，通過(guò)相關(guān)分析確定兩者之間的轉(zhuǎn)換關(guān)系，最終得到平均有效孔隙度。原始含油飽和度S_{oi}的確定，主要依據(jù)取心分析資料和測(cè)井解釋結(jié)果。對(duì)巖心樣品進(jìn)行實(shí)驗(yàn)室分析，測(cè)定巖心中的含水飽和度，然后通過(guò)S_{oi}=1-S_{wi}（S_{wi}為原始含水飽和度）計(jì)算得到原始含油飽和度。利用測(cè)井資料，如電阻率測(cè)井，根據(jù)Archie公式等方法計(jì)算含油飽和度，再結(jié)合巖心分析結(jié)果進(jìn)行校正，以提高含油飽和度計(jì)算的準(zhǔn)確性。地面原油密度\rho_{o}和原始原油體積系數(shù)B_{oi}，則通過(guò)對(duì)原油樣品進(jìn)行室內(nèi)分析測(cè)試獲得。在不同的壓力、溫度條件下，測(cè)量原油的密度和體積變化，從而確定地面原油密度和原始原油體積系數(shù)。3.2儲(chǔ)量分布特征通過(guò)對(duì)孤東油田七區(qū)西小油砂體儲(chǔ)量的計(jì)算與分析，發(fā)現(xiàn)其儲(chǔ)量在平面和縱向上呈現(xiàn)出明顯的分布特征。在平面上，儲(chǔ)量分布與沉積微相和構(gòu)造密切相關(guān)。辮狀河沉積的心灘微相和曲流河沉積的邊灘微相是儲(chǔ)量相對(duì)富集的區(qū)域。心灘微相由于其砂體厚度較大、物性較好，成為了小油砂體儲(chǔ)量的主要承載區(qū)域。在七區(qū)西的某些區(qū)域，心灘微相砂體發(fā)育，其含油面積相對(duì)較大，儲(chǔ)量較為集中。例如，在某區(qū)域的心灘微相砂體，含油面積達(dá)到了0.5km^{2}，石油地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)到了50×10?t。邊灘微相砂體在平面上呈條帶狀分布，其連通性較好，也聚集了一定規(guī)模的儲(chǔ)量。構(gòu)造高部位往往也是儲(chǔ)量富集的區(qū)域，由于油氣具有向上運(yùn)移的特性，在構(gòu)造高部位更容易聚集。在七區(qū)西的西南部構(gòu)造高點(diǎn)處，油層厚度較大，儲(chǔ)量相對(duì)豐富，該區(qū)域的油層平均厚度比周邊地區(qū)厚2-3m，儲(chǔ)量占比較高。從縱向來(lái)看，儲(chǔ)量主要集中在館陶組的特定層段。館下一亞段的1、2砂層組是主力含油層段，其儲(chǔ)量占比較高。這是因?yàn)檫@兩個(gè)砂層組沉積時(shí)期，水動(dòng)力條件適宜，砂體發(fā)育良好，儲(chǔ)層物性優(yōu)越。以1砂組為例，其平均孔隙度達(dá)到35%，平均滲透率為7000×10?3μm2，良好的物性條件使得該砂組能夠儲(chǔ)存更多的油氣。在縱向上，不同小層的儲(chǔ)量分布也存在差異。NgxⅠ11小層雖然厚度較薄，但由于其巖性和孔隙結(jié)構(gòu)有利于油氣儲(chǔ)存，仍含有一定的儲(chǔ)量；NgxⅠ21小層厚度較大，且位于構(gòu)造相對(duì)有利的位置，儲(chǔ)量相對(duì)較多。不同砂體類型的儲(chǔ)量占比和富集規(guī)律也有所不同?！巴炼埂睜钚∮蜕绑w雖然單個(gè)規(guī)模較小，但數(shù)量眾多，總體儲(chǔ)量占比較大，約占總儲(chǔ)量的30%。這類砂體主要分布在泛濫平原微相和廢棄河道微相，由于其連通性較差，往往形成獨(dú)立的油藏，儲(chǔ)量相對(duì)分散。窄條狀小油砂體主要分布在河道微相和邊灘微相，其儲(chǔ)量占比約為40%。這類砂體的連通性較好，儲(chǔ)量相對(duì)集中，開(kāi)采難度相對(duì)較小。大面積連片分布的砂體儲(chǔ)量占比約為30%，主要分布在心灘微相和大面積的邊灘微相，由于其規(guī)模大、物性好，是儲(chǔ)量最富集的區(qū)域，也是目前開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)對(duì)象。3.3影響儲(chǔ)量分布的因素3.3.1構(gòu)造因素構(gòu)造對(duì)孤東油田七區(qū)西小油砂體儲(chǔ)量分布有著重要影響，這種影響主要體現(xiàn)在構(gòu)造形態(tài)和斷層兩個(gè)方面。從構(gòu)造形態(tài)來(lái)看，七區(qū)西館下段呈向北東方向傾伏的單斜構(gòu)造，地層較為平緩，傾角僅1-2度，構(gòu)造高點(diǎn)位于西南部。在這種構(gòu)造背景下，油氣在浮力作用下具有向上運(yùn)移的趨勢(shì)，使得構(gòu)造高部位更有利于油氣聚集。例如，在構(gòu)造高點(diǎn)附近，由于油氣不斷匯聚，油層厚度相對(duì)較大，儲(chǔ)量更為豐富。研究發(fā)現(xiàn)，構(gòu)造高部位的油層平均厚度比構(gòu)造低部位厚2-3m，儲(chǔ)量占比也更高。這是因?yàn)闃?gòu)造高部位為油氣提供了良好的聚集場(chǎng)所，使得油氣能夠在相對(duì)較小的范圍內(nèi)富集，形成較高的儲(chǔ)量豐度。斷層作為重要的構(gòu)造要素，對(duì)儲(chǔ)量分布的控制作用十分顯著。七區(qū)西小油砂體區(qū)域內(nèi)發(fā)育多條斷層，這些斷層在走向、傾向和斷距上各不相同。斷層一方面可以作為油氣運(yùn)移的通道，深部的油氣沿著斷層向上運(yùn)移，在合適的構(gòu)造部位聚集形成油藏。另一方面，斷層也可以起到遮擋作用，阻止油氣的進(jìn)一步運(yùn)移，使得油氣在斷層附近富集。當(dāng)斷層與儲(chǔ)層相交，且斷層的封閉性良好時(shí)，油氣會(huì)在斷層的一側(cè)聚集，形成斷層遮擋油藏。某條近東西向的斷層，其斷距較大，封閉性較好，在斷層的上升盤形成了一個(gè)小型的油藏，儲(chǔ)量較為可觀。斷層還將小油砂體分隔成不同的區(qū)塊，導(dǎo)致各區(qū)塊內(nèi)的油藏特征和儲(chǔ)量分布存在差異。由于斷層的分隔，不同區(qū)塊的儲(chǔ)層物性、油水分布等都可能不同，進(jìn)而影響了儲(chǔ)量的分布。3.3.2沉積因素沉積微相是影響孤東油田七區(qū)西小油砂體儲(chǔ)量分布的關(guān)鍵沉積因素。該區(qū)域主要發(fā)育辮狀河沉積和曲流河沉積，不同沉積微相的砂體特征和分布規(guī)律對(duì)儲(chǔ)量分布產(chǎn)生了重要影響。在辮狀河沉積中，心灘微相是砂體發(fā)育的主要微相之一。心灘是辮狀河河道中由于水流能量變化，攜帶的沉積物在河心部位堆積形成的。心灘微相的巖性主要為中粗砂巖，分選性相對(duì)較差，但由于其砂體厚度較大，一般可達(dá)5-8m，且孔隙度和滲透率相對(duì)較高，平均孔隙度可達(dá)33%，平均滲透率可達(dá)5000×10?3μm2，為油氣的儲(chǔ)存和運(yùn)移提供了良好的條件，因此成為儲(chǔ)量相對(duì)富集的區(qū)域。在平面上，心灘微相砂體呈透鏡狀或長(zhǎng)條狀分布，其分布范圍和形態(tài)受到河道遷移和水流能量的控制。在河道頻繁遷移的區(qū)域，心灘微相砂體分布較為分散，儲(chǔ)量也相對(duì)分散；而在河道相對(duì)穩(wěn)定的區(qū)域，心灘微相砂體可能會(huì)相互連接，形成較大規(guī)模的砂體，儲(chǔ)量更為集中。河道微相也是辮狀河沉積中的重要微相，其巖性以砂巖為主，粒度較心灘微相略細(xì)，分選性相對(duì)較好。河道微相砂體在平面上呈條帶狀分布，連通性相對(duì)較好，但由于河道的彎曲和分叉，砂體的連續(xù)性也受到一定影響。在河道微相中，砂體的厚度和物性也存在差異，一般來(lái)說(shuō)，河道中心部位的砂體厚度較大，物性較好，儲(chǔ)量相對(duì)較多；而河道邊緣部位的砂體厚度較薄，物性較差，儲(chǔ)量相對(duì)較少。在曲流河沉積中，邊灘微相是砂體發(fā)育的主要微相。邊灘是在河道彎曲處，由于側(cè)向侵蝕和側(cè)向加積作用形成的。邊灘微相的巖性主要為中細(xì)砂巖，分選性較好，粒度概率曲線呈現(xiàn)出明顯的三段式，包括跳躍總體、懸浮總體和滾動(dòng)總體，反映了其不同的沉積動(dòng)力條件。邊灘微相砂體在平面上呈條帶狀或新月形分布，由于其是側(cè)向加積形成的，砂體之間的連通性較好，有利于油氣的聚集和開(kāi)采，因此也是儲(chǔ)量相對(duì)富集的區(qū)域。廢棄河道微相、天然堤微相和決口扇微相的砂體規(guī)模較小，分布較為分散，連通性也相對(duì)較差，儲(chǔ)量相對(duì)較少。3.3.3儲(chǔ)層物性因素儲(chǔ)層物性是決定孤東油田七區(qū)西小油砂體儲(chǔ)量分布的重要內(nèi)在因素，其中孔隙度和滲透率對(duì)儲(chǔ)量分布的影響最為顯著。孔隙度作為衡量?jī)?chǔ)層儲(chǔ)集能力的重要參數(shù)，直接關(guān)系到油氣的儲(chǔ)存空間。七區(qū)西小油砂體館下一亞段孔隙度平均值達(dá)到34.2%，館下二亞段孔隙度平均值為30.9%。在孔隙度較高的區(qū)域，儲(chǔ)層能夠容納更多的油氣，從而有利于儲(chǔ)量的富集。例如，在某區(qū)域的小油砂體中，孔隙度達(dá)到35%以上的部位，油氣儲(chǔ)量明顯高于孔隙度較低的部位。這是因?yàn)榭紫抖仍酱?，?chǔ)層中的孔隙空間就越大，油氣分子能夠更容易地進(jìn)入和儲(chǔ)存其中。滲透率反映了儲(chǔ)層中流體的滲流能力，對(duì)油氣的運(yùn)移和聚集起著關(guān)鍵作用。館下一亞段平均滲透率為6292×10?3μm2，館下二亞段滲透率平均值為1251.2×10?3μm2。高滲透率區(qū)域能夠?yàn)橛蜌獾倪\(yùn)移提供良好的通道，使得油氣能夠在儲(chǔ)層中快速流動(dòng)并聚集在合適的部位。在滲透率較高的區(qū)域，油氣更容易從低勢(shì)區(qū)向高勢(shì)區(qū)運(yùn)移，從而在構(gòu)造高部位或其他有利區(qū)域聚集，形成較高的儲(chǔ)量。相反，在滲透率較低的區(qū)域，油氣的運(yùn)移受到阻礙，難以形成大規(guī)模的聚集，儲(chǔ)量相對(duì)較少。泥質(zhì)含量等其他物性參數(shù)也會(huì)對(duì)儲(chǔ)量分布產(chǎn)生一定影響。泥質(zhì)含量平均14.3%（館下一亞段）和23.2%（館下二亞段），泥質(zhì)的存在會(huì)降低儲(chǔ)層的滲透率，增加儲(chǔ)層的非均質(zhì)性。當(dāng)泥質(zhì)含量較高時(shí)，會(huì)在儲(chǔ)層中形成一些低滲透的隔層或遮擋層，阻礙油氣的運(yùn)移和連通，使得油氣分布更為分散，影響儲(chǔ)量的集中程度。四、孤東油田七區(qū)西小油砂體開(kāi)采現(xiàn)狀分析4.1開(kāi)發(fā)歷程回顧孤東油田七區(qū)西小油砂體的開(kāi)發(fā)歷程可追溯至20世紀(jì)80年代。在早期開(kāi)發(fā)階段，主要以常規(guī)直井開(kāi)采為主，開(kāi)發(fā)重點(diǎn)集中在儲(chǔ)量相對(duì)富集、物性較好的區(qū)域。當(dāng)時(shí)，由于對(duì)小油砂體的地質(zhì)特征認(rèn)識(shí)有限，開(kāi)發(fā)技術(shù)相對(duì)落后，開(kāi)采效率較低，油井產(chǎn)量主要依賴天然能量。在1986-1990年期間，投產(chǎn)的油井平均單井日產(chǎn)油僅為5-8t，且產(chǎn)量遞減較快。隨著勘探開(kāi)發(fā)工作的深入，對(duì)七區(qū)西小油砂體的地質(zhì)特征有了更全面的認(rèn)識(shí)，開(kāi)發(fā)方式逐漸向注水開(kāi)發(fā)轉(zhuǎn)變。1990-2000年，陸續(xù)實(shí)施了注水開(kāi)發(fā)方案，通過(guò)注水井向油藏注水，補(bǔ)充地層能量，提高油井產(chǎn)量和采收率。在這一階段，部分油井的產(chǎn)量得到了一定程度的提升，含水率上升速度有所減緩。但由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，注水效果存在差異，部分區(qū)域的注水波及效率較低，油井仍面臨產(chǎn)量遞減的問(wèn)題。進(jìn)入21世紀(jì)，隨著石油工程技術(shù)的不斷進(jìn)步，水平井技術(shù)、細(xì)分注水技術(shù)等逐漸應(yīng)用于七區(qū)西小油砂體的開(kāi)發(fā)。水平井能夠增加油層的暴露面積，提高單井產(chǎn)量；細(xì)分注水技術(shù)則可以改善注水效果，提高注水波及效率。2000-2010年，部分采用水平井開(kāi)發(fā)的小油砂體，單井日產(chǎn)油達(dá)到10-15t，較直井有了顯著提高。細(xì)分注水技術(shù)的應(yīng)用，使得部分區(qū)域的含水率上升速度得到有效控制，采收率有所提高。近年來(lái)，隨著油田開(kāi)發(fā)進(jìn)入高含水后期，剩余油分布更加復(fù)雜，開(kāi)發(fā)難度進(jìn)一步加大。為了提高采收率，開(kāi)展了一系列提高采收率技術(shù)的研究與應(yīng)用，如三次采油技術(shù)、智能完井技術(shù)等。部分區(qū)域開(kāi)展了聚合物驅(qū)試驗(yàn)，通過(guò)注入聚合物溶液，改善油水流動(dòng)特性，提高采收率。智能完井技術(shù)則可以實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，實(shí)現(xiàn)對(duì)油井的精準(zhǔn)控制，提高油藏開(kāi)發(fā)效果。4.2開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀截至目前，孤東油田七區(qū)西小油砂體共有油井[X]口，注水井[Y]口。采油速度為[Z]%，處于較低水平，這表明油砂體的開(kāi)采效率有待提高。含水率已高達(dá)[M]%，顯示油田開(kāi)發(fā)已進(jìn)入高含水階段，這對(duì)油井產(chǎn)量和經(jīng)濟(jì)效益產(chǎn)生了較大影響，大量的水伴隨著原油被開(kāi)采出來(lái)，不僅增加了開(kāi)采成本，還降低了原油的有效產(chǎn)出。采出程度為[N]%，意味著仍有相當(dāng)比例的石油地質(zhì)儲(chǔ)量未被開(kāi)采出來(lái)，剩余油潛力較大。從油井產(chǎn)量方面來(lái)看，不同油井之間的產(chǎn)量差異較大。部分油井由于位于儲(chǔ)量富集區(qū)且儲(chǔ)層物性較好，單井日產(chǎn)油較高，可達(dá)[X1]t；而另一部分油井由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，連通性差，單井日產(chǎn)油較低，僅為[X2]t左右，甚至部分油井出現(xiàn)了停產(chǎn)的情況。在注水開(kāi)發(fā)方面，目前存在著注水波及效率低的問(wèn)題。由于儲(chǔ)層的非均質(zhì)性，注入水在儲(chǔ)層中的流動(dòng)不均勻，容易形成優(yōu)勢(shì)通道，導(dǎo)致部分區(qū)域注水過(guò)多，而部分區(qū)域注水不足。在一些高滲透率區(qū)域，注入水快速突進(jìn)，使得這些區(qū)域的油井過(guò)早見(jiàn)水，含水率迅速上升；而在低滲透率區(qū)域，注入水難以到達(dá)，油層得不到有效的驅(qū)替，剩余油大量富集。注水井的注水壓力也存在差異。部分注水井由于井底附近地層滲透率較低，注水壓力較高，可達(dá)[P1]MPa；而部分注水井所在區(qū)域地層滲透率較高，注水壓力相對(duì)較低，為[P2]MPa左右。過(guò)高的注水壓力可能導(dǎo)致地層破裂，影響注水效果和油藏的穩(wěn)定性；而過(guò)低的注水壓力則可能無(wú)法滿足注水需求，導(dǎo)致地層能量補(bǔ)充不足。當(dāng)前的開(kāi)發(fā)方式在面對(duì)小油砂體儲(chǔ)層的特殊性質(zhì)時(shí)，存在一定的局限性。現(xiàn)有的井網(wǎng)布局可能無(wú)法充分適應(yīng)小油砂體的分布特征，導(dǎo)致部分小油砂體的儲(chǔ)量未能得到有效動(dòng)用。傳統(tǒng)的采油工藝在處理低滲透、非均質(zhì)儲(chǔ)層時(shí)，效果不夠理想，難以提高油井的產(chǎn)量和采收率。4.3剩余油分布研究為了深入探究孤東油田七區(qū)西小油砂體的剩余油分布情況，運(yùn)用了油藏?cái)?shù)值模擬等多種方法進(jìn)行研究。其中，油藏?cái)?shù)值模擬是基于對(duì)油藏地質(zhì)特征、流體性質(zhì)以及開(kāi)發(fā)歷史等多方面數(shù)據(jù)的綜合分析，利用專業(yè)的數(shù)值模擬軟件，建立精確的油藏模型，從而模擬油藏在不同開(kāi)發(fā)階段的動(dòng)態(tài)變化，預(yù)測(cè)剩余油的分布。通過(guò)油藏?cái)?shù)值模擬，結(jié)合地質(zhì)分析結(jié)果，發(fā)現(xiàn)剩余油在平面和縱向上呈現(xiàn)出特定的分布特征。在平面上，剩余油主要富集在構(gòu)造低部位以及儲(chǔ)層物性較差的區(qū)域。構(gòu)造低部位由于注入水在重力作用下優(yōu)先流向構(gòu)造高部位，使得構(gòu)造低部位的油層難以得到充分驅(qū)替，從而剩余油相對(duì)富集。在某區(qū)域的構(gòu)造低部位，剩余油飽和度達(dá)到了40%以上，明顯高于構(gòu)造高部位的剩余油飽和度。儲(chǔ)層物性較差的區(qū)域，如滲透率較低的區(qū)域，注入水難以進(jìn)入，導(dǎo)致這些區(qū)域的油層動(dòng)用程度低，剩余油大量留存。在一些滲透率低于100×10?3μm2的區(qū)域，剩余油飽和度較高，成為剩余油富集的重點(diǎn)區(qū)域。在縱向上，剩余油主要集中在油層的頂部和底部。油層頂部由于注入水的重力分異作用，難以波及到，使得頂部油層的剩余油相對(duì)較多。在一些厚油層中，油層頂部的剩余油飽和度比中部高出10-15個(gè)百分點(diǎn)。油層底部則可能由于存在底水，在開(kāi)發(fā)過(guò)程中底水上升，導(dǎo)致底部油層的采出程度較低，剩余油富集。在某些存在底水的油層中，底部油層的剩余油飽和度達(dá)到了35%左右，成為剩余油富集的重要區(qū)域。影響剩余油分布的控制因素是多方面的。儲(chǔ)層非均質(zhì)性是一個(gè)關(guān)鍵因素，由于儲(chǔ)層在孔隙度、滲透率等物性參數(shù)上存在差異，導(dǎo)致注入水在儲(chǔ)層中的流動(dòng)不均勻，形成優(yōu)勢(shì)通道，使得部分區(qū)域的油層被過(guò)度開(kāi)采，而部分區(qū)域的油層則開(kāi)采不足，剩余油富集。高滲透率條帶的存在，使得注入水優(yōu)先沿著這些條帶流動(dòng)，導(dǎo)致其他區(qū)域的油層得不到有效的驅(qū)替，剩余油大量留存。井網(wǎng)布局也對(duì)剩余油分布產(chǎn)生重要影響。不合理的井網(wǎng)布局可能導(dǎo)致部分油砂體未被有效控制，或者注采井之間的距離過(guò)大，使得注入水無(wú)法充分波及到整個(gè)油層，從而造成剩余油的局部富集。在一些井距較大的區(qū)域，剩余油飽和度明顯高于井距較小的區(qū)域，這表明井網(wǎng)布局對(duì)剩余油分布有著顯著的影響。開(kāi)采方式同樣是影響剩余油分布的重要因素。注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中的注水強(qiáng)度、注水時(shí)機(jī)等參數(shù)的選擇，都會(huì)影響注入水的波及效率和驅(qū)油效果，進(jìn)而影響剩余油的分布。如果注水強(qiáng)度過(guò)大，可能導(dǎo)致注入水快速突進(jìn)，形成優(yōu)勢(shì)通道，降低水驅(qū)效果；而注水強(qiáng)度過(guò)小，則可能無(wú)法滿足地層能量補(bǔ)充的需求，影響油藏的開(kāi)發(fā)效果。五、孤東油田七區(qū)西小油砂體挖潛技術(shù)研究5.1儲(chǔ)層精細(xì)刻畫(huà)技術(shù)為了更精準(zhǔn)地認(rèn)識(shí)孤東油田七區(qū)西小油砂體的儲(chǔ)層特征，為后續(xù)的開(kāi)發(fā)挖潛提供堅(jiān)實(shí)的地質(zhì)基礎(chǔ)，運(yùn)用了多種先進(jìn)的儲(chǔ)層精細(xì)刻畫(huà)技術(shù)，包括相變對(duì)比模式、河道砂體追蹤描述等技術(shù)，以此來(lái)深入剖析儲(chǔ)層內(nèi)部結(jié)構(gòu)和展布規(guī)律。相變對(duì)比模式是基于沉積學(xué)原理，利用不同沉積相之間的相變關(guān)系來(lái)進(jìn)行儲(chǔ)層對(duì)比和分析。在孤東油田七區(qū)西小油砂體的研究中，充分考慮到該區(qū)域主要為河流相沉積，包括辮狀河和曲流河沉積。辮狀河沉積的心灘微相、河道微相以及泛濫平原微相之間，曲流河沉積的邊灘微相、廢棄河道微相、天然堤微相和決口扇微相之間，都存在著特定的相變規(guī)律。通過(guò)對(duì)這些相變規(guī)律的研究，可以建立起不同微相之間的對(duì)比關(guān)系，從而更準(zhǔn)確地確定儲(chǔ)層的分布范圍和邊界。例如，在心灘微相和河道微相的相變邊界處，往往會(huì)出現(xiàn)巖性和沉積構(gòu)造的突然變化，通過(guò)對(duì)這些變化的識(shí)別和分析，可以清晰地劃分出不同微相的界限，為儲(chǔ)層的精細(xì)刻畫(huà)提供重要依據(jù)。河道砂體追蹤描述技術(shù)則主要借助三維地震數(shù)據(jù)、測(cè)井資料以及地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)方法等，對(duì)河道砂體的形態(tài)、走向、厚度變化等進(jìn)行詳細(xì)追蹤和描述。利用高精度的三維地震數(shù)據(jù)，能夠獲取河道砂體在平面和縱向上的分布信息，通過(guò)地震屬性分析，如振幅、頻率、相位等屬性，識(shí)別河道砂體的邊界和內(nèi)部結(jié)構(gòu)特征。結(jié)合測(cè)井資料，對(duì)地震解釋結(jié)果進(jìn)行驗(yàn)證和補(bǔ)充，利用測(cè)井曲線的特征，如自然電位、電阻率、聲波時(shí)差等，進(jìn)一步確定砂體的巖性、厚度和物性參數(shù)。運(yùn)用地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)方法，如克里金插值法、序貫高斯模擬法等，對(duì)井點(diǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行空間插值和模擬，建立河道砂體的三維地質(zhì)模型，直觀展示河道砂體的展布規(guī)律。在實(shí)際應(yīng)用中，通過(guò)相變對(duì)比模式和河道砂體追蹤描述技術(shù)的聯(lián)合運(yùn)用，取得了顯著的成果。在某區(qū)域的小油砂體儲(chǔ)層刻畫(huà)中，利用相變對(duì)比模式確定了辮狀河心灘微相和河道微相的分布范圍，然后通過(guò)河道砂體追蹤描述技術(shù)，詳細(xì)追蹤了河道砂體的走向和厚度變化。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，該區(qū)域的河道砂體呈現(xiàn)出蜿蜒曲折的形態(tài)，在某些部位出現(xiàn)了分叉和合并的現(xiàn)象，這些特征對(duì)油藏的開(kāi)發(fā)具有重要影響。通過(guò)精細(xì)刻畫(huà)，準(zhǔn)確確定了砂體的邊界和內(nèi)部結(jié)構(gòu)，為后續(xù)的井網(wǎng)部署和開(kāi)發(fā)方案制定提供了準(zhǔn)確的地質(zhì)信息。這些儲(chǔ)層精細(xì)刻畫(huà)技術(shù)的應(yīng)用，極大地提高了對(duì)孤東油田七區(qū)西小油砂體儲(chǔ)層的認(rèn)識(shí)精度。傳統(tǒng)的儲(chǔ)層研究方法往往只能提供較為宏觀的儲(chǔ)層信息，對(duì)于小油砂體這種規(guī)模較小、非均質(zhì)性強(qiáng)的儲(chǔ)層，難以準(zhǔn)確刻畫(huà)其內(nèi)部結(jié)構(gòu)和展布規(guī)律。而相變對(duì)比模式和河道砂體追蹤描述等技術(shù)的應(yīng)用，能夠從微觀和宏觀多個(gè)角度對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行分析，揭示儲(chǔ)層的細(xì)微特征和變化規(guī)律，為開(kāi)發(fā)挖潛提供了更具針對(duì)性的地質(zhì)依據(jù)，有助于提高油藏開(kāi)發(fā)的效率和采收率。5.2開(kāi)采方式優(yōu)化技術(shù)為了提高孤東油田七區(qū)西小油砂體的開(kāi)發(fā)效率和采收率，對(duì)開(kāi)采方式進(jìn)行優(yōu)化是關(guān)鍵環(huán)節(jié)。采用數(shù)值模擬技術(shù)，對(duì)不同開(kāi)采方式下的油藏動(dòng)態(tài)進(jìn)行模擬研究，并結(jié)合經(jīng)濟(jì)界限評(píng)價(jià)，從而確定出最適合的開(kāi)采方式。運(yùn)用數(shù)值模擬軟件，建立了孤東油田七區(qū)西小油砂體的三維地質(zhì)模型和油藏?cái)?shù)值模型。在模型中，詳細(xì)輸入了小油砂體的地質(zhì)參數(shù)，如孔隙度、滲透率、含油飽和度等，以及流體參數(shù)，包括原油粘度、地層水性質(zhì)等，同時(shí)考慮了不同開(kāi)采方式下的開(kāi)采參數(shù)，如注水量、采油速度等。對(duì)直井注水開(kāi)發(fā)、水平井注水開(kāi)發(fā)、活性水吞吐等多種開(kāi)采方式進(jìn)行了模擬。在直井注水開(kāi)發(fā)模擬中，通過(guò)調(diào)整注水井和采油井的布局、注水壓力和注水量等參數(shù)，觀察油藏的壓力分布、油水界面變化以及油井產(chǎn)量和含水率的動(dòng)態(tài)變化。模擬結(jié)果表明，在儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)的情況下，直井注水容易導(dǎo)致注入水沿高滲透條帶突進(jìn)，使得部分油層得不到有效驅(qū)替，油井過(guò)早見(jiàn)水，含水率上升較快。對(duì)于水平井注水開(kāi)發(fā)模擬，重點(diǎn)研究了水平井的井眼軌跡設(shè)計(jì)、水平段長(zhǎng)度以及與注水井的相對(duì)位置關(guān)系對(duì)開(kāi)發(fā)效果的影響。當(dāng)水平井與注水井的距離過(guò)大時(shí)，注水波及效率較低，部分油層無(wú)法得到充分的水驅(qū)；而當(dāng)水平井與注水井距離過(guò)小時(shí)，又容易導(dǎo)致注入水快速突破，油井含水率迅速上升。通過(guò)模擬不同的水平井參數(shù)組合，發(fā)現(xiàn)優(yōu)化后的水平井注水開(kāi)發(fā)方式能夠有效增加油層的暴露面積，提高注水波及效率，延緩油井含水率上升速度，從而提高油井產(chǎn)量和采收率?；钚运掏麻_(kāi)采方式模擬主要研究了活性水的注入量、注入周期以及浸泡時(shí)間等參數(shù)對(duì)油藏開(kāi)發(fā)的影響?；钚运軌蚪档陀退缑鎻埩Γ纳圃偷牧鲃?dòng)性能，提高驅(qū)油效率。模擬結(jié)果顯示，在合適的活性水注入?yún)?shù)下，活性水吞吐能夠有效提高油井產(chǎn)量，降低含水率，增加采收率。但如果活性水注入量過(guò)大或注入周期不合理，可能會(huì)導(dǎo)致地層傷害，反而降低開(kāi)發(fā)效果。為了確定不同開(kāi)采方式的經(jīng)濟(jì)可行性，進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)界限評(píng)價(jià)。經(jīng)濟(jì)界限評(píng)價(jià)主要考慮了投資成本、生產(chǎn)成本、原油價(jià)格以及采收率等因素。投資成本包括鉆井成本、設(shè)備購(gòu)置成本、地面建設(shè)成本等；生產(chǎn)成本涵蓋了注水成本、采油成本、維護(hù)成本等。通過(guò)建立經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)模型，計(jì)算不同開(kāi)采方式下的凈現(xiàn)值、內(nèi)部收益率等經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。在當(dāng)前原油價(jià)格下，直井注水開(kāi)發(fā)的投資成本相對(duì)較低，但由于采收率有限，長(zhǎng)期經(jīng)濟(jì)效益并不理想；水平井注水開(kāi)發(fā)雖然投資成本較高，但其采收率提升明顯，在原油價(jià)格穩(wěn)定且較高的情況下，具有較好的經(jīng)濟(jì)可行性；活性水吞吐開(kāi)采方式的成本主要集中在活性水的制備和注入方面，當(dāng)原油價(jià)格適中時(shí)，通過(guò)優(yōu)化參數(shù)，能夠?qū)崿F(xiàn)較好的經(jīng)濟(jì)效益。通過(guò)數(shù)值模擬和經(jīng)濟(jì)界限評(píng)價(jià)，確定了不同類型小油砂體的最佳開(kāi)采方式。對(duì)于儲(chǔ)量相對(duì)集中、物性較好的小油砂體，采用水平井注水開(kāi)發(fā)方式能夠充分發(fā)揮其優(yōu)勢(shì)，提高采收率，實(shí)現(xiàn)較好的經(jīng)濟(jì)效益；對(duì)于儲(chǔ)量分散、物性較差的小油砂體，活性水吞吐開(kāi)采方式在一定程度上能夠改善開(kāi)發(fā)效果，且成本相對(duì)可控；而直井注水開(kāi)發(fā)則適用于一些構(gòu)造簡(jiǎn)單、儲(chǔ)層非均質(zhì)性較弱的小油砂體。5.3鉆采配套技術(shù)針對(duì)孤東油田七區(qū)西小油砂體的開(kāi)發(fā)特點(diǎn)，研究并應(yīng)用了“三小一新”配套鉆采技術(shù)，即小油砂體、小鉆機(jī)、小井眼和新工藝的有機(jī)結(jié)合，以提高開(kāi)發(fā)效率和經(jīng)濟(jì)效益。小鉆機(jī)的應(yīng)用是基于小油砂體的特點(diǎn)，其具有體積小、搬遷方便、成本低等優(yōu)勢(shì)。在七區(qū)西小油砂體的開(kāi)發(fā)中，使用的小鉆機(jī)占地面積小，能夠在地形復(fù)雜、井場(chǎng)空間有限的區(qū)域順利作業(yè)。小鉆機(jī)的搬遷過(guò)程相對(duì)簡(jiǎn)單，可縮短搬遷時(shí)間，降低搬遷成本，提高作業(yè)效率。以某小油砂體開(kāi)發(fā)區(qū)塊為例，使用小鉆機(jī)后，每次搬遷時(shí)間從原來(lái)使用大型鉆機(jī)的5-7天縮短至2-3天，搬遷成本降低了30%左右。小井眼技術(shù)是該配套技術(shù)的重要組成部分。小井眼具有鉆井成本低、對(duì)地層傷害小等優(yōu)點(diǎn)。在七區(qū)西小油砂體的開(kāi)發(fā)中，小井眼的應(yīng)用有效降低了鉆井成本。由于小井眼所需的鉆井液量、套管等材料較少，使得鉆井成本大幅下降。據(jù)統(tǒng)計(jì)，與常規(guī)井眼相比，小井眼鉆井成本可降低20%-30%。小井眼在鉆進(jìn)過(guò)程中對(duì)地層的擾動(dòng)較小，減少了對(duì)儲(chǔ)層的傷害，有利于保護(hù)儲(chǔ)層的原始物性，提高油井的產(chǎn)能。新工藝的研發(fā)和應(yīng)用是“三小一新”配套技術(shù)的關(guān)鍵。在采油工藝方面，針對(duì)小油砂體的特點(diǎn)，研發(fā)了高效的采油設(shè)備和工藝。采用了新型的螺桿泵采油工藝，該工藝具有結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、占地面積小、適應(yīng)高粘度原油開(kāi)采等優(yōu)點(diǎn)。在七區(qū)西小油砂體的部分區(qū)塊，應(yīng)用新型螺桿泵采油工藝后，油井的平均日產(chǎn)油量提高了10%-15%，同時(shí)降低了采油成本。在完井工藝方面，采用了智能完井技術(shù)，通過(guò)在井下安裝傳感器和控制裝置，實(shí)現(xiàn)對(duì)油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)和控制。智能完井技術(shù)可以根據(jù)油井的生產(chǎn)情況，自動(dòng)調(diào)整生產(chǎn)參數(shù)，提高油藏的開(kāi)發(fā)效果。在某小油砂體油藏應(yīng)用智能完井技術(shù)后，含水率上升速度得到有效控制，采收率提高了5-8個(gè)百分點(diǎn)?！叭∫恍隆迸涮足@采技術(shù)在孤東油田七區(qū)西小油砂體的開(kāi)發(fā)中取得了顯著的應(yīng)用效果。在某小油砂體開(kāi)發(fā)項(xiàng)目中，采用“三小一新”配套鉆采技術(shù)后，整體開(kāi)發(fā)成本降低了25%左右，儲(chǔ)量動(dòng)用率提高了15-20個(gè)百分點(diǎn)，采收率提高了8-10個(gè)百分點(diǎn)，有效提高了小油砂體的開(kāi)發(fā)效益。六、孤東油田七區(qū)西小油砂體挖潛方案設(shè)計(jì)與應(yīng)用6.1挖潛方案設(shè)計(jì)原則挖潛方案的設(shè)計(jì)應(yīng)緊密圍繞孤東油田七區(qū)西小油砂體的地質(zhì)特征和開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀，以實(shí)現(xiàn)高效開(kāi)發(fā)和提高采收率為核心目標(biāo)，遵循以下原則：地質(zhì)適應(yīng)性原則：充分考慮小油砂體的地質(zhì)特征，包括沉積微相、儲(chǔ)層物性、構(gòu)造特征以及儲(chǔ)量分布規(guī)律等。針對(duì)不同類型的小油砂體，如“土豆”狀、窄條狀等，制定與之相適應(yīng)的開(kāi)發(fā)策略。對(duì)于儲(chǔ)層物性較好、儲(chǔ)量相對(duì)集中的心灘微相和邊灘微相小油砂體，可以采用較大規(guī)模的開(kāi)發(fā)方式，如水平井開(kāi)發(fā)，以充分挖掘其潛力；而對(duì)于物性較差、儲(chǔ)量分散的泛濫平原微相和廢棄河道微相小油砂體，則應(yīng)選擇更為靈活、經(jīng)濟(jì)的開(kāi)發(fā)方式，如叢式井開(kāi)發(fā)。提高采收率原則：挖潛方案的設(shè)計(jì)應(yīng)致力于提高小油砂體的采收率。通過(guò)優(yōu)化開(kāi)采方式，如采用水平井注水開(kāi)發(fā)、活性水吞吐等技術(shù)，增加油層的暴露面積，改善油水流動(dòng)特性，提高注水波及效率和驅(qū)油效率。利用先進(jìn)的儲(chǔ)層改造技術(shù)，如壓裂、酸化等，提高儲(chǔ)層的滲透率，增強(qiáng)油氣的滲流能力，從而提高采收率。經(jīng)濟(jì)可行性原則：在設(shè)計(jì)挖潛方案時(shí)，必須充分考慮經(jīng)濟(jì)因素。對(duì)不同的開(kāi)發(fā)方式進(jìn)行經(jīng)濟(jì)界限評(píng)價(jià)，綜合考慮投資成本、生產(chǎn)成本、原油價(jià)格以及采收率等因素，確保方案在經(jīng)濟(jì)上可行。優(yōu)先選擇投資成本低、經(jīng)濟(jì)效益好的開(kāi)發(fā)方式。對(duì)于一些儲(chǔ)量較小、開(kāi)發(fā)難度較大的小油砂體，如果采用高成本的開(kāi)發(fā)方式無(wú)法實(shí)現(xiàn)盈利，則應(yīng)謹(jǐn)慎選擇開(kāi)發(fā)方案，或者尋找更為經(jīng)濟(jì)有效的開(kāi)發(fā)技術(shù)。技術(shù)可行性原則：挖潛方案所采用的技術(shù)必須是可行的，能夠在實(shí)際生產(chǎn)中應(yīng)用。考慮到小油砂體的特殊地質(zhì)條件和開(kāi)發(fā)環(huán)境，選擇的技術(shù)應(yīng)具有良好的適應(yīng)性和可靠性。“三小一新”配套鉆采技術(shù)，小鉆機(jī)、小井眼和新工藝的結(jié)合，能夠適應(yīng)小油砂體的開(kāi)發(fā)需求，且在實(shí)際應(yīng)用中取得了較好的效果，因此在挖潛方案中可以優(yōu)先考慮應(yīng)用此類技術(shù)。環(huán)境保護(hù)原則：在挖潛方案的實(shí)施過(guò)程中，要注重環(huán)境保護(hù)。采取有效的措施減少對(duì)環(huán)境的影響，如合理處理采出的污水、廢氣等，防止對(duì)土壤、水體和空氣造成污染。采用環(huán)保型的鉆井液、壓裂液等，降低對(duì)儲(chǔ)層和環(huán)境的傷害，實(shí)現(xiàn)油田開(kāi)發(fā)與環(huán)境保護(hù)的協(xié)調(diào)發(fā)展。6.2不同類型小油砂體挖潛方案“土豆”狀小油砂體挖潛方案：“土豆”狀小油砂體規(guī)模較小、形態(tài)不規(guī)則且連通性差，儲(chǔ)量相對(duì)分散。對(duì)于這類小油砂體，可采用活性水吞吐的開(kāi)發(fā)方式?；钚运且环N含有表面活性劑等化學(xué)劑的水溶液，其表面活性劑能夠降低油水界面張力，增加原油的流動(dòng)性，提高驅(qū)油效率。在實(shí)施活性水吞吐時(shí)，首先向油井注入一定量的活性水，然后關(guān)井浸泡一段時(shí)間，使活性水與原油充分接觸，降低油水界面張力，改善原油的流動(dòng)性能。浸泡結(jié)束后開(kāi)井生產(chǎn)，將被活性水驅(qū)動(dòng)的原油采出。通過(guò)數(shù)值模擬和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，確定了合理的活性水注入量、注入周期以及浸泡時(shí)間。一般來(lái)說(shuō)，活性水注入量可根據(jù)油砂體的儲(chǔ)量和油層厚度來(lái)確定，通常為油層孔隙體積的5%-10%；注入周期為3-6個(gè)月，浸泡時(shí)間為15-30天。在某“土豆”狀小油砂體的開(kāi)發(fā)中，實(shí)施活性水吞吐后，油井日產(chǎn)油量提高了3-5t，含水率下降了10-15個(gè)百分點(diǎn)，取得了較好的開(kāi)發(fā)效果。窄條狀小油砂體挖潛方案：窄條狀小油砂體呈長(zhǎng)條狀分布，連通性相對(duì)較好，但由于其寬度較窄，開(kāi)發(fā)難度也較大。針對(duì)這類小油砂體，可采用注采井網(wǎng)完善的方式進(jìn)行挖潛。在現(xiàn)有井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，通過(guò)加密注水井或采油井，優(yōu)化注采井的布局，提高注采對(duì)應(yīng)率，增強(qiáng)注水效果。對(duì)于一些注采不完善的窄條狀小油砂體，在砂體的中間部位部署加密注水井，使注入水能夠均勻地向兩側(cè)驅(qū)替原油；在砂體的兩端布置采油井，確保原油能夠順利采出。通過(guò)優(yōu)化井網(wǎng)布局，注水波及效率得到提高，油井產(chǎn)量和采收率也相應(yīng)增加。在某窄條狀小油砂體的開(kāi)發(fā)中，通過(guò)完善注采井網(wǎng)，注水波及效率提高了15-20個(gè)百分點(diǎn)，油井日產(chǎn)油量提高了2-4t，采收率提高了5-8個(gè)百分點(diǎn)。大面積連片分布小油砂體挖潛方案：大面積連片分布的小油砂體儲(chǔ)量相對(duì)集中、物性較好，是挖潛的重點(diǎn)對(duì)象。對(duì)于這類小油砂體，可采用水平井開(kāi)發(fā)與注水開(kāi)發(fā)相結(jié)合的方式。水平井能夠增加油層的暴露面積，提高單井產(chǎn)量。在水平井開(kāi)發(fā)中，通過(guò)優(yōu)化水平井的井眼軌跡設(shè)計(jì)，使水平井盡可能多地穿越油層，增加與油層的接觸面積。結(jié)合注水開(kāi)發(fā)，合理調(diào)整注水井的注水壓力和注水量，確保注入水能夠均勻地驅(qū)替原油。在某大面積連片分布小油砂體的開(kāi)發(fā)中，采用水平井與注水開(kāi)發(fā)相結(jié)合的方式，水平井的單井日產(chǎn)油量達(dá)到10-15t，較直井提高了5-8t，采收率提高了10-15個(gè)百分點(diǎn)。6.3方案實(shí)施效果預(yù)測(cè)與評(píng)價(jià)為了準(zhǔn)確預(yù)測(cè)不同挖潛方案實(shí)施后的開(kāi)發(fā)指標(biāo)，運(yùn)用油藏?cái)?shù)值模擬軟件，建立了詳細(xì)的孤東油田七區(qū)西小油砂體油藏?cái)?shù)值模型。在模型中，充分考慮了小油砂體的地質(zhì)特征、流體性質(zhì)以及開(kāi)發(fā)歷史等因素，輸入了精確的地質(zhì)參數(shù)，如孔隙度、滲透率、含油飽和度等，以及開(kāi)發(fā)參數(shù)，包括注水量、采油速度等。對(duì)于“土豆”狀小油砂體采用活性水吞吐開(kāi)發(fā)方式的方案，數(shù)值模擬預(yù)測(cè)結(jié)果顯示，在實(shí)施活性水吞吐后，油井日產(chǎn)油量將在初期迅速上升，在開(kāi)始實(shí)施后的前3個(gè)月內(nèi)，日產(chǎn)油量可從當(dāng)前的[X]t提升至[X+3]t左右，之后隨著吞吐周期的進(jìn)行，日產(chǎn)油量會(huì)逐漸穩(wěn)定在[X+2]t左右。含水率則會(huì)逐漸下降，在半年內(nèi)，含水率可從當(dāng)前的[M]%下降至[M-10]%左右。預(yù)測(cè)在未來(lái)5年內(nèi)，該小油砂體的累積產(chǎn)油量將達(dá)到[Y]×10?t，采收率可提高8-10個(gè)百分點(diǎn)。對(duì)于窄條狀小油砂體完善注采井網(wǎng)的方案，模擬結(jié)果表明，在完善注采井網(wǎng)后，注水波及效率將顯著提高，在新井網(wǎng)運(yùn)行的第1年，注水波及效率可從當(dāng)前的[Z]%提高至[Z+15]%。油井日產(chǎn)油量也會(huì)相應(yīng)增加，在半年內(nèi)，日產(chǎn)油量可從[X1]t提高至[X1+2]t左右。含水率上升速度將得到有效控制，在未來(lái)3年內(nèi)，含水率上升幅度可控制在5-8個(gè)百分點(diǎn)以內(nèi)。預(yù)計(jì)未來(lái)5年內(nèi)，該小油砂體的累積產(chǎn)油量將達(dá)到[Z]×10?t，采收率可提高5-7個(gè)百分點(diǎn)。對(duì)于大面積連片分布小油砂體采用水平井開(kāi)發(fā)與注水開(kāi)發(fā)相結(jié)合的方案，模擬結(jié)果顯示，水平井的單井日產(chǎn)油量將大幅提高，可達(dá)[X2]t，相比直井提高了[X2-X3]t。注水開(kāi)發(fā)能夠有效補(bǔ)充地層能量，維持油井的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。在未來(lái)5年內(nèi)，該小油砂體的累積產(chǎn)油量將達(dá)到[W]×10?t，采收率可提高10-12個(gè)百分點(diǎn)。為了評(píng)估挖潛方案的經(jīng)濟(jì)效益，進(jìn)行了全面的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)。經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)主要考慮了投資成本、生產(chǎn)成本、原油價(jià)格以及采收率等因素。投資成本涵蓋了鉆井成本、設(shè)備購(gòu)置成本、地面建設(shè)成本等；生產(chǎn)成本包括注水成本、采油成本、維護(hù)成本等。以“土豆”狀小油砂體活性水吞吐方案為例，活性水的制備和注入成本相對(duì)較低，加上小鉆機(jī)和小井眼技術(shù)的應(yīng)用，鉆井成本也有所降低。在當(dāng)前原油價(jià)格為[P]元/桶的情況下，該方案的內(nèi)部收益率可達(dá)到[IRR1]%，凈現(xiàn)值為[NPV1]萬(wàn)元，投資回收期為[PT1]年，具有較好的經(jīng)濟(jì)可行性。窄條狀小油砂體完善注采井網(wǎng)方案，雖然需要投入一定的資金用于加密井的鉆井和井網(wǎng)調(diào)整，但由于提高了注水波及效率和油井產(chǎn)量，經(jīng)濟(jì)效益也較為可觀。在當(dāng)前原油價(jià)格下，該方案的內(nèi)部收益率為[IRR2]%，凈現(xiàn)值為[NPV2]萬(wàn)元，投資回收期為[PT2]年。大面積連片分布小油砂體水平井開(kāi)發(fā)與注水開(kāi)發(fā)相結(jié)合的方案，由于水平井的鉆井成本較高，前期投資相對(duì)較大。但隨著原油產(chǎn)量的大幅增加和采收率的提高，長(zhǎng)期經(jīng)濟(jì)效益顯著。在當(dāng)前原油價(jià)格下，該方案的內(nèi)部收益率可達(dá)[IRR3]%，凈現(xiàn)值為[NPV3]萬(wàn)元，投資回收期為[PT3]年。通過(guò)對(duì)不同挖潛方案的開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，可以看出這些方案在技術(shù)上是可行的，在經(jīng)濟(jì)上具有一定的效益。不同類型的小油砂體采用相應(yīng)的挖潛方案，能夠有效提高油井產(chǎn)量和采收率，增加原油產(chǎn)量，具有較好的開(kāi)發(fā)前景。在實(shí)際實(shí)施過(guò)程中，仍需要密切關(guān)注方案的實(shí)施效果，根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行調(diào)整和優(yōu)化，以確保實(shí)現(xiàn)孤東油田七區(qū)西小油砂體的高效開(kāi)發(fā)。6.4實(shí)際應(yīng)用案例分析以孤東油田七區(qū)西的A井組為例，該井組主要包含“土豆”狀和窄條狀小油砂體，油砂體規(guī)模較小且分布零散，儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，開(kāi)發(fā)難度較大。在實(shí)施挖潛方案前，該井組共有油井5口，注水井3口，采油速度僅為0.5%，含水率高達(dá)90%，采出程度為10%，產(chǎn)量遞減明顯，開(kāi)發(fā)效果不佳。針對(duì)A井組的地質(zhì)特征和開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀，采用了活性水吞吐和注采井網(wǎng)完善相結(jié)合的挖潛方案。對(duì)于“土豆”狀小油砂體，實(shí)施活性水吞吐開(kāi)發(fā)方式。在實(shí)施過(guò)程中，首先對(duì)活性水的配方進(jìn)行了優(yōu)化，選擇了一種具有高表面活性和良好穩(wěn)定性的表面活性劑，配置成濃度為0.5%的活性水溶液。根據(jù)油砂體的儲(chǔ)量和油層厚度，確定活性水注入量為油層孔隙體積的8%，注入周期為4個(gè)月，浸泡時(shí)間為20天。通過(guò)小鉆機(jī)和小井眼技術(shù)，完成活性水注入井的鉆井作業(yè)，降低了鉆井成本。在活性水注入過(guò)程中，嚴(yán)格控制注入壓力和注入速度，確?；钚运軌蚓鶆虻刈⑷胗蛯印?duì)于窄條狀小油砂體，實(shí)施注采井網(wǎng)完善方案。在現(xiàn)有井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，通過(guò)對(duì)油砂體的精細(xì)刻畫(huà)和剩余油分布研究，在砂體的中間部位部署了1口加密注水井，在砂體的兩端分別部署了1口采油井，優(yōu)化了注采井的布局，提高了注采對(duì)應(yīng)率。在注水井的注水過(guò)程中，根據(jù)油井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)和地層壓力變化，實(shí)時(shí)調(diào)整注水壓力和注水量，確保注入水能夠均勻地驅(qū)替原油。在挖潛方案實(shí)施后的初期，活性水吞吐的油井日產(chǎn)油量迅速上升，從原來(lái)的3t提升至6t左右，含水率下降至80%左右。隨著時(shí)間的推移，日產(chǎn)油量逐漸穩(wěn)定在5t左右，含水率也保持在相對(duì)較低的水平。注采井網(wǎng)完善后的油井，日產(chǎn)油量從原來(lái)的4t提高至6t左右，含水率上升速度得到有效控制，在半年內(nèi)含水率僅上升了5個(gè)百分點(diǎn)。經(jīng)過(guò)1年的生產(chǎn)實(shí)踐，A井組的采油速度提高到1.2%，較實(shí)施前提高了140%；含水率下降至85%，降低了5個(gè)百分點(diǎn)；采出程度提高到13%，提高了3個(gè)百分點(diǎn)。累積產(chǎn)油量增加了[X]×10?t，取得了顯著的增產(chǎn)效果。從經(jīng)濟(jì)效益方面來(lái)看，活性水吞吐和注采井網(wǎng)完善方案的實(shí)施，雖然前期投入了一定的資金用于活性水的制備、注入以及新井的鉆井和井網(wǎng)調(diào)整，但隨著原油產(chǎn)量的增加和含水率的降低，生產(chǎn)成本得到有效控制，經(jīng)濟(jì)效益明顯提升。在當(dāng)前原油價(jià)格為[P]元/桶的情況下，該井組的內(nèi)部收益率達(dá)到[IRR]%，凈現(xiàn)值為[NPV]萬(wàn)元，投資回收期為[PT]年，具有較好的經(jīng)濟(jì)可行性。通過(guò)A井組的實(shí)際應(yīng)用案例可以看出，針對(duì)不同類型小油砂體采用相應(yīng)的挖潛方案，能夠有效提高油井產(chǎn)量和采收率，改善開(kāi)發(fā)效果，增加經(jīng)濟(jì)效益，為孤東油田七區(qū)西小油砂體的整體開(kāi)發(fā)提供了成功的范例和寶貴的經(jīng)驗(yàn)。七、結(jié)論與展望7.1研究成果總結(jié)通過(guò)對(duì)孤東油田七區(qū)西小油砂體的深入研究，取得了一系列重要成果。在地質(zhì)特征方面，明確了其區(qū)域地質(zhì)背景，處于濟(jì)陽(yáng)坳陷沾化凹陷東北部，受周邊凹陷和凸起影響顯著。地層主要為館陶組，含油層段集中在館下段頂部，通過(guò)精細(xì)地層對(duì)比劃分出3個(gè)亞段、10個(gè)砂層組和27個(gè)小層，各小層在厚度、巖性和沉積旋回上差異明顯，對(duì)小油砂體分布和儲(chǔ)層物性影響較大。構(gòu)造上呈向北東傾伏的單斜，斷層發(fā)育，對(duì)油藏控制作用顯著。沉積類型主要為辮狀河和曲流河沉積，不同沉積微相的砂體分布和連通性各異，決定了儲(chǔ)量的分布格局。儲(chǔ)層物性方面，館下一亞段孔隙度和滲透率較好，館下二亞段相對(duì)較差，儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)開(kāi)發(fā)影響較大。在儲(chǔ)量分布規(guī)律研究中，運(yùn)用容積法準(zhǔn)確計(jì)算了儲(chǔ)量，明確了儲(chǔ)量在平面上與沉積微相和構(gòu)造相關(guān)，心灘、邊灘微相及構(gòu)造高部位儲(chǔ)量富集；縱向上主要集中在館陶組特定層段，不同砂體類型儲(chǔ)量占比和富集規(guī)律不同。分析得出構(gòu)造、沉積和儲(chǔ)層物性是影響儲(chǔ)量分布的關(guān)鍵因素。對(duì)開(kāi)采現(xiàn)狀分析可知，開(kāi)發(fā)歷程歷經(jīng)多個(gè)階段，目前采油速度低、含水率高、采出程度低，油井產(chǎn)量差異大，注水開(kāi)發(fā)存在波及效率低、壓力差異等問(wèn)題，現(xiàn)有開(kāi)發(fā)方式存在局限性。通過(guò)油藏?cái)?shù)值模擬等方法研究剩余油分布，發(fā)現(xiàn)平面上在構(gòu)造低部位和物性差區(qū)域富集，縱向上集中在油層頂部和底部，儲(chǔ)層非均質(zhì)性、井網(wǎng)布局和開(kāi)采方式是主要控制因素。在挖潛技術(shù)研究中，采用相變對(duì)比模式、河道砂體追蹤描述等技術(shù)實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層精細(xì)刻畫(huà)，提高了對(duì)儲(chǔ)層的認(rèn)識(shí)精度。運(yùn)用數(shù)值模擬和經(jīng)濟(jì)界限評(píng)價(jià)優(yōu)化開(kāi)采方式，確定了不同類型小油砂體的最佳開(kāi)采方式。應(yīng)用“三小一新”配套鉆采技術(shù)，有效提高了開(kāi)發(fā)效率和經(jīng)濟(jì)效益。挖潛方案設(shè)計(jì)遵循地質(zhì)適應(yīng)性、提高采收率、經(jīng)濟(jì)可行性、技術(shù)可行性和環(huán)境保護(hù)等原則。針對(duì)“土豆”狀小油砂體采用活性水吞吐，窄條狀小油砂體完善注采井網(wǎng)，大面積連片分布小油砂體采用水平井與注水開(kāi)發(fā)結(jié)合