【正文】 146井區(qū)。在構(gòu)造北區(qū)～中區(qū)構(gòu)造主體部位由于受SSS3三條斷層影響，形成兩個斷鼻高部位，即躍1037井區(qū)和107～117井區(qū)。構(gòu)造由淺到深，形態(tài)變化不大，構(gòu)造軸線由K11到K12略向西偏移，偏移距離50～100米不等。178。 油層分布井段長、層數(shù)多，主力油層層數(shù)少、分布廣；油層分布井段長200～250m。統(tǒng)計206口井。單井鉆遇油層厚度最大的是532井（）。在22個小層中，IIIVIV5小層為主力小層，分布穩(wěn)定、連續(xù)，%，儲量占油藏的60%。178。 油層分布南北區(qū)差異較大 油層厚度北區(qū)厚南區(qū)薄，構(gòu)造軸部一般在30～50m；。在北區(qū)IIIVIV5四個主力小層均很發(fā)育，南區(qū)IIV4兩個主力小層發(fā)育，IV5小層主要為干層。北區(qū)油層厚度大、主力油層多。178。 孔隙結(jié)構(gòu)以次生孔隙、細吼道為主 儲層孔隙結(jié)構(gòu)以次生孔隙為主，原生孔隙次之，孔隙半徑平均值為3～4μm2，～?！?78。 油層物性差，非均質(zhì)性嚴重 油層空氣滲透率一般為1～400103μm2，平均空氣滲透率48103μm2，油層非均質(zhì)嚴重。%，為中低孔、低滲透儲層。178。 油藏封閉性好，邊水能量弱 油藏為呈封閉性較好的CaCL2水型。邊水能量較弱，僅在油藏東翼有較活躍的邊水。178。 原油性質(zhì)好、地下油水粘度比低，，%。屬低粘度油藏。178。 高溫高壓異常油藏，地飽壓差大，彈性采收率較大，油層溫度126℃。%。. 儲層靜態(tài)模型與地質(zhì)儲量尕斯庫勒油田E31油藏于2005年2月，由成都理工大學(xué)能源學(xué)院完成了儲層精細建模?！?，以K11界面海拔700m為有效范圍，采用3030m網(wǎng)格，22個小層，砂巖厚度、有效厚度、孔隙度、滲透率、含水飽和度等五個參數(shù)，網(wǎng)格總節(jié)點16836922。采用“相控克里金”建模技術(shù)建立“砂巖厚度、孔隙度和滲透率”模型，采用“油水分布模式控制克里金”建模技術(shù)建立“有效厚度和含水飽和度”模型。. 儲層特征. 儲層基本特征尕斯E31油藏以細砂巖為主，其次為粉砂巖、中砂巖、底部為礫狀砂巖、礫巖；巖石類型主要為石英砂巖和長石石英砂巖；碎屑含量占6080%，膠結(jié)物含量占2040%；成分主要為石英、長石，其次為變質(zhì)巖塊及云母；膠結(jié)物為次生方解石、鐵土質(zhì)、硬石膏、石膏；膠結(jié)類型以孔隙基底式膠結(jié)為主，其次為接觸式膠結(jié)。尕斯E31油藏為砂礫巖孔隙性儲集類型；以次生孔隙為主，原生孔隙次之；孔隙類型有溶蝕、殘余、粒間等孔隙和裂縫?！?，平均為3～4μm；大孔隙半徑值及峰位一般大于4μm，主要流動孔隙半徑為27μm；小孔隙半徑一般小于3μm，孔隙分布不均勻，峰位不明顯，主要流動孔隙半徑1～5μm；～，～，長度都大于0，～，表明孔隙均質(zhì)程度偏低，孔隙大小不均，孔喉為粗長度，孔道彎曲程度較??；%。通過檢1井31塊樣品潤濕性實驗分析資料統(tǒng)計，%的樣品屬若親水或親水，22%樣品屬中性，%樣品屬若親油或親油。即尕斯E31油藏為中性偏親油的非均勻潤濕性油藏?？v向上自上而下親水性減弱，親油性增強，在平面上親水性北部比南部強。其中I油組屬偏親水，II油組屬中性偏親水，III油組屬中性偏親水，IV油組屬中性偏親油。開發(fā)初期9口取芯井82塊樣品水驅(qū)油實驗研究表明：無水采收率較低，最終采收率較高可達到40%以上；油藏為中性潤濕性；相滲曲線共滲點含水飽和度接近50%，束縛水飽和度較低，平均為25%；殘余油飽和度較高，平均為33%；在注水開發(fā)過程中，油藏見水后，含水上升較快，需要特別重視穩(wěn)油控水的工作，以保持油田的穩(wěn)產(chǎn)。. 相控特征尕斯E31時期經(jīng)歷了湖退～湖進的變化過程，形成了一個復(fù)合沉積旋回。其地層共分為三種沉積相、五種亞相、十五種微相、八種砂體。E31的早期，主要處于三角洲前緣的水下環(huán)境，形成三角洲前緣亞相。發(fā)育有水下河道砂體、前緣灘地砂體、河口壩砂體、遠端壩砂體和席狀砂體，分布于IV5～IV3小層中；E31中期湖水長期退出本區(qū)，主要處于三角洲平原環(huán)境，形成了平原亞相，發(fā)育有分流河道砂體和泛濫河道砂體，分布于IVIVIII7～IIIII4～II1等小層中，與下部地層構(gòu)成一個湖退相序；E31晚期本區(qū)湖侵，發(fā)育三角洲前緣亞相，形成了河口壩砂體、遠端壩砂體、席狀砂體，分布于I6 ～ I4小層，后來進一步發(fā)育了濱湖和淺湖亞相，如I3～I1小層，構(gòu)成了一個湖進相序。運用相控建模軟件系統(tǒng)統(tǒng)計了尕斯E31油藏22個小層內(nèi)各種沉積相的砂巖厚度、孔隙度和滲透率，全區(qū)統(tǒng)計結(jié)果如表31所示?？梢钥闯?，水下河道、河口砂壩和遠砂壩的砂體較厚，而廢棄河道和泛濫汊道的砂體較薄，前緣灘地、分流河道和席狀砂的砂體厚度中等，在同期各微相之間，砂巖厚度變化明顯，有利于相控模型的建立；孔隙度和滲透率具有較一致的變化規(guī)律，明顯河口壩砂體、遠端壩砂體、席狀砂體和分流河道砂體的孔滲高于廢棄河道砂體、泛濫汊道砂體、水下河道砂體和前緣灘地砂體的孔滲；雖然廢棄河道砂體和泛濫汊道砂體的厚度和孔滲均較相似，但兩者在平面位置上有區(qū)別，不影響相控模型的建立。表31 尕斯E31油藏全區(qū)相控特征統(tǒng)計表沉積相代碼砂巖厚度(m)孔隙度(％)滲透率(103um2)前緣灘地9水下河道8廢棄河道7泛濫汊道6分流河道5遠 砂 壩4席 狀 砂3河口砂壩2. 儲層特征運用相控建模軟件系統(tǒng)展布各小層砂巖厚度、孔隙度和滲透率分布見《尕斯庫勒油田E31油藏精細數(shù)值模擬研究》附圖1～66所示，小層平面上砂體發(fā)育程度評價如表32所示，砂巖厚度、孔隙度和滲透率統(tǒng)計如表33所示。可以看出，平面上砂體發(fā)育的四個小層（IIIVIV5），；孔隙度和滲透率在縱向上有隨埋深加大而下降的總趨勢，在四個砂體發(fā)育的小層處局部增大后繼續(xù)下降。若相對以平均孔隙度12～13％為中孔層，相對以滲透率30～40103um2為中滲層，則IIIII6和III4為高孔高滲層，IIIIIIIIVIVIV3和IV5為低孔或低滲層，其它小層為中孔或中滲層。說明I油組基本上是高孔高滲儲層，其中平面上砂體發(fā)育的I4和I6小層將是一類主力小層；而IV油組基本上是低孔或低滲儲層，其中平面上砂體發(fā)育的IV5小層孔滲最低，將可能是今后高含水開發(fā)期的主力挖潛小層；II和III油組的高孔或高滲層，由于分流河道型儲層分布形態(tài)，造成油井受注水井單向受效，也將可能是今后高含水開發(fā)期的主要挖潛對象?？v向分布如圖32所示圖。表32 尕斯E31油藏沉積相與砂體發(fā)育程度油組小層沉 積 相 系 列砂體發(fā)育程度I1河口砂壩席狀砂遠砂壩砂體不發(fā)育2砂體不發(fā)育3砂體不發(fā)育4砂體發(fā)育5分流河道泛濫汊道廢棄河道砂體較發(fā)育6河口砂壩席狀砂遠砂壩砂體發(fā)育II1分流河道泛濫汊道廢棄河道砂體欠發(fā)育2砂體欠發(fā)育3砂體不發(fā)育4砂體較發(fā)育III1砂體不發(fā)育2砂體欠發(fā)育3砂體較發(fā)育4砂體較發(fā)育5砂體不發(fā)育6砂體欠發(fā)育7砂體較發(fā)育IV1砂體欠發(fā)育2砂體不發(fā)育3河口砂壩席狀砂遠砂壩砂體較發(fā)育4砂體發(fā)育5水下河道前緣灘地砂體發(fā)育表33 尕斯E31油藏砂巖厚度、孔隙度和滲透率統(tǒng)計表油組小層砂巖厚度(m)孔隙度(％)滲透率(103um2)I123456II1234III1234567IV12345砂巖厚度(m)滲透率(10－3um2)孔隙度(％)圖32 尕斯E31油藏砂巖厚度、孔隙度和滲透率平均值縱向分布圖. 油藏特征. 油水分布控制特征尕斯庫勒油田E31油藏受構(gòu)造和巖性的雙重控制，在位于構(gòu)造高部位的含油區(qū)內(nèi)，孔滲較好的地區(qū)通常是含水飽和度較低，且凈儲比接近于1的油層，但若孔滲較低，則多為干層，多數(shù)位于砂體尖滅線附近或一些泛濫汊道和廢棄河道相。在含油區(qū)的邊部出現(xiàn)一些油水同層和少量含油水層，各小層構(gòu)造較深的邊部多為水層，同時也有一些邊水區(qū)的干層，由于水區(qū)干層與水層的區(qū)別僅在于有無可動水，建模中未予以區(qū)分。表34 尕斯E31油藏含油性序列特征含油性類型代碼有效厚度(m)凈儲比含水飽和度(%)油層1差油層2油水同層3含油水層400水層500干層600運用相控建模軟件系統(tǒng)統(tǒng)計了尕斯E31油藏22個小層內(nèi)各區(qū)的有效厚度、凈儲比和含水飽和度，全區(qū)統(tǒng)計結(jié)果如表34所示?？梢钥闯?，油層和差油層的凈儲比相似，但差油層的含水飽和度相對較高，有效厚度較小，可以區(qū)分；差油層與油水同層的有效厚度相似，但差油層的凈儲比較高，含水飽和度相對較小，也可以區(qū)分。表中干層為含油區(qū)干層，水層中包含水區(qū)干層，且因有些小層具有不同含油性的單層，使水層平均含水飽和度低于100％。表35 尕斯E31油藏油層發(fā)育程度與控制因素油組小層油層發(fā)育程度油藏主要控制因素I1局部發(fā)育、局部連片構(gòu)造＋巖性2不發(fā)育、孤立狀巖性3不發(fā)育、孤立狀巖性4發(fā)育、連片構(gòu)造5較發(fā)育、不連片構(gòu)造＋巖性6發(fā)育、連片構(gòu)造II1局部發(fā)育、局部連片構(gòu)造＋巖性2不發(fā)育、孤立狀巖性3不發(fā)育、孤立狀巖性4較發(fā)育、不連片構(gòu)造＋巖性III1不發(fā)育、孤立狀巖性2局部發(fā)育、局部連片構(gòu)造＋巖性3較發(fā)育、不連片構(gòu)造＋巖性4較發(fā)育、不連片構(gòu)造＋巖性5不發(fā)育、孤立狀巖性6較發(fā)育、不連片構(gòu)造＋巖性7較發(fā)育、不連片構(gòu)造＋巖性IV1局部發(fā)育、局部連片構(gòu)造＋巖性2不發(fā)育、孤立狀巖性3較發(fā)育、不連片構(gòu)造＋巖性4發(fā)育、連片構(gòu)造5發(fā)育、連片構(gòu)造尕斯庫勒油田E31油藏各小層有效厚度和含水飽和度分布見《尕斯庫勒油田E31油藏精細數(shù)值模擬研究》附圖67～110所示。各小層平面上油層發(fā)育程度與控制因素如表35所示，含油面積、平均有效厚度和平均含油飽和度統(tǒng)計如表36所示。表36 尕斯E31油藏油層參數(shù)統(tǒng)計表油組小層含油面積(km2)有效厚度(m)含油飽和度(％)I123456II1234III1234567IV12345表中顯示主力小層IIIV4和IV5的含油面積均在18km2以上，分布連片，受構(gòu)造因素控制，有效厚度較大；IIIIIIIIIIII5和IV2等7個小層的油層不發(fā)育，呈孤立狀，面積低于8km2，含油性受巖性控制，有效厚度較??；其它小層為構(gòu)造和巖性復(fù)合控制，油層發(fā)育程度中等，面積和厚度中等。. 地質(zhì)儲量利用靜態(tài)參數(shù)模型，采用單井容積法、積分容積法、積分豐度法三種方法計算了尕斯庫勒油田E31油藏22個小層的地質(zhì)儲量，方法如下，結(jié)果如表38所示178。 單井容積法＝含油面積單井平均有效厚度單井平均孔隙度單井平均含油飽和度ro247。Boi ；178。 積分容積法＝含油面積面積平均有效厚度面積平均孔隙度面積平均含油飽和度ro247。Boi ；178。 積分豐度法＝∑（網(wǎng)格節(jié)點面積節(jié)點有效厚度節(jié)點孔隙度節(jié)點含油飽和度ro247。Boi）；其中：有效節(jié)點：單層有效厚度≥；單井平均：單層有效厚度≥，用有效厚度加權(quán)；面積平均：單層有效厚度≥，用有效厚度加權(quán)。由于單井容積法采用了單井平均的有效厚度、孔隙度和含油飽和度計算儲量，而未考慮受巖性控制的含油邊界附近的參數(shù)變小變差，因此儲量計算偏大較多。積分容積法和積分豐度法，由于考慮了參數(shù)的變化，計算儲量較合理，參考油田目前使用儲量3878萬噸，因此推薦數(shù)模采用積分豐度法計算儲量3868萬噸。表37 尕斯E31油藏儲量計算參數(shù)表小層體積系數(shù)原油密度含油面積(km2)有效厚度（m）孔隙度（％）含油飽和度（％）單井平均面積平均單井平均面積平均單井平均面積平均I1I2I3I4I5I6II1II2II3II4III1III2III3III4I