【正文】 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。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。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；面積平均：單層有效厚度≥，用有效厚度加權。至1990年底油藏已全面投入注水開發(fā)，共投產(chǎn)油井74口，注水井16口，104t。各階段采出狀況見表39。如838井在1998年堵水補孔后產(chǎn)量上升。之后隨著注水工作的加強，注采比的提高，地層壓力逐年回升（見圖38），并保持穩(wěn)定。該油藏地層壓力變化較大，雖然注水較早，由于受非均質(zhì)性的影響，小層注采不平衡，地層壓力呈下降趨勢。1999年后地層壓力呈下降趨勢，分油組壓力值接近。人工注水是改變油藏壓力分布的關鍵因素，保持壓力開發(fā)油藏必須注夠水、注好水。截止到2004年底生產(chǎn)井中含水大于50%的中高含水井86口，占開井數(shù)的56%，其中高含水關井12口（主要為混層系開采井）；含水大于50%的井中多層出水的井占70%，中間層段和上部層段出水的井占80%以上。從1993年開始含水上升加快，超過了2%，但仍控制在5%以內(nèi)。 長期的注水開發(fā)，油藏水淹情況更加復雜。分析E31油藏近幾年的含水變化及小層出水情況來看，邊水的推進在目前并不是導致整個油藏含水快速上升的主要原因。第Ⅲ油組，從吸水厚度比和層數(shù)比來看該層的吸水狀況不是太好，％；Ⅲ7層是次主力層，相對吸水量是次主力層中最大的，％。到含水40～50%時無因次采油指數(shù)下降近一半，因次采液指數(shù)下降到最低點，當含水達70～75%時，采液指數(shù)開始上升，到含水100%時無因次采液指數(shù)可上升到初期的2倍左右。MPa統(tǒng)計含水上升較快、未進行措施作業(yè)井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)含水在4050%時產(chǎn)液量下降到最低點，與理論分析的全油藏的無因次采油、采液指數(shù)相符合。應用上述公式計算并結合油田的具體情況，～，目前各開發(fā)區(qū)實際油水井數(shù)比與合理油水井數(shù)比均有一定差距（表316~317），尤其是Ⅲ+Ⅳ油組目前實際油水井數(shù)比明顯偏大。圖320 尕斯E31油藏存水率與采出程度關系曲線目前E31油藏存水率處于穿過各條等注采比的線，存水率呈相對平穩(wěn)下降的趨勢。1995年后新井產(chǎn)量貢獻小，每年基本保持在1~2萬噸左右。隨油藏綜合含水的上升，穩(wěn)產(chǎn)難度的加大，綜合治理措施多樣化、工作量逐年增加。放大生產(chǎn)壓差易加快個別主力油層單層突進，含水上升，易造成油井水淹，特別是在注采系統(tǒng)不完善的井組進行放大壓差，地層壓力下降較快，不利于油藏長期穩(wěn)產(chǎn)。圖323 尕斯E31油藏甲型水驅(qū)特征曲線現(xiàn)選擇較常用的7種水驅(qū)曲線對該油藏到含水95%時的采收率進行了計算。 井網(wǎng)密度經(jīng)驗公式法ER=（＋）． （39）178。s ，（）；μr―地下油水粘度比 ，（8）；φ―平均有效孔隙度 ，（％）；T―地層溫度，℃ ，（126）；VK ― 滲透率變異系數(shù) ，（）；Boi ― 原始原油體積系數(shù) ，（）；S ― 井網(wǎng)密度，口／Km2 ，（）；H ― 有效厚度，m ，（）；Pi ― 原始地層壓力，Mpa ，（）；PA ― 廢棄壓力，Mpa ，（10）；Swi ― 地層束縛水飽和度 ，（）；K*― 有效滲透率，μm2 ，（）； ― 平均滲透率103，（1～4000）10－3，（48）； ― 砂巖系數(shù)f，＝～ ，（）；― 膠結物含量f，＝～ ，（）； ― 分層系數(shù) ，（22）。. 油藏開發(fā)存在的主要問題178。從1990年到2002年，單井增產(chǎn)效果變差；另外，控水作用減小，新井投產(chǎn)初含水由5%上升到20%以上，新井初含水的上升，使其對油田的控水作用變小。堵水層位由油層井段底部向中間層段或頂部轉(zhuǎn)移；分層改造油層逐漸由主力油層變差部位向次主力或非主力油層轉(zhuǎn)移，目前已向低產(chǎn)油層轉(zhuǎn)移。. 數(shù)模計算結果統(tǒng)計分析從靜態(tài)模型擬合的地質(zhì)儲量可知，4個主力小層（IIIVIV5）是儲量最多的4個小層，通過數(shù)值模擬進行擬合計算后能看出它們的累積采油量也是最多的，見圖324～327，具體數(shù)據(jù)見表322。圖324 尕斯E31油藏各小層累計產(chǎn)油量對比圖圖325 尕斯E31油藏各小層采出程度對比圖圖326 尕斯E31油藏各小層累計注水量對比圖圖327 尕斯E31油藏各小層目前含水對比圖表322 尕斯E31油藏數(shù)模剩余儲量計算結果表小層數(shù)模擬合儲量剩余儲量累計 產(chǎn)油單層 采出程度累計 注水含 水（萬噸）（萬噸）（萬噸）(%)（萬噸）(%)I1I2I3I4I5I6II1II2II3II4III1III2III3III4
。. 油藏剩余油分布特征與挖潛綜合調(diào)整尕斯庫勒油田E31油藏于2005年2月，由成都理工大學能源學院完成了油藏精細數(shù)值模擬。單井措施增產(chǎn)量減小，措施有效期變短，如酸化措施隨酸化目的層由主力油層逐漸向次主力和非主力油層的轉(zhuǎn)移，其措施效果呈下降趨勢。178。表321 尕斯E31油藏采收率標定方法水驅(qū)特征曲線經(jīng)驗關系式目前狀況下數(shù)值模擬建議標定值采收率％注：其中，水驅(qū)特征曲線為Wp－Np曲線。 經(jīng)驗公式 （315）178。 陳元干的相關經(jīng)驗公式（1990年）ER= （37）178。在注采井網(wǎng)、注采強度保持不變時，其線性關系基本保持不變；當注采方式發(fā)生變化時，將出現(xiàn)拐點，但直線關系仍然成立。下電泵、大泵深抽產(chǎn)量占措施產(chǎn)量的比例較大，說明在油田進入中高水階段，放大壓差提液生產(chǎn)已成為油藏的主要增產(chǎn)措施。圖322 尕斯E31油藏產(chǎn)量構成曲線. 采油井措施效果評價，主要增產(chǎn)措施是轉(zhuǎn)抽、下電泵、壓裂、補孔、酸化五類措施，%、%、%、%%。說明最早降壓開發(fā)造成的虧空，通過注水已經(jīng)補充，已經(jīng)接近正常水平。油田注水開發(fā)過程中，隨著采出程度的增加，綜合含水不斷上升，若存水率不斷減小，則注水利用率降低，這意味著注入大量的水，僅能驅(qū)替有限的原油，當存水率趨于零時，目前條件下油藏注水開發(fā)的潛力已經(jīng)達到極限，二次采油已經(jīng)結束，需要進一步采取其它措施提高原油采收率。. 合理地層壓力和油水井數(shù)比界限合理地層壓力和合理油水井數(shù)比是指油水井總數(shù)一定條件下，注水壓力為合理注水壓力上限，流動壓力為合理流動壓力下限時，根據(jù)注采平衡方法計算，可獲得最大產(chǎn)量時的地層壓力和油水井數(shù)比。 t/dMPa表315 尕斯E31油藏 歷年產(chǎn)液剖面資料統(tǒng)計表層號測試厚度(m)產(chǎn)油厚度(％)產(chǎn)液厚度(％)相對產(chǎn)油量(t)相對產(chǎn)液量(t)產(chǎn)油強度(t/）產(chǎn)液強度（t/）含水率(％)I1 I2 I3 I4 I5 I6 Ⅱ1 Ⅱ2 Ⅱ3 Ⅱ4 Ⅲ1 Ⅲ2 Ⅲ3 Ⅲ4 Ⅲ5 Ⅲ6 Ⅲ7 Ⅳ1 Ⅳ2 Ⅳ3 Ⅳ4 Ⅳ5 從表上可以看出，主力層系和次主力層系測試次數(shù)較多，相對產(chǎn)液量也較大，僅主力層的相對產(chǎn)液量就占到歷年測試總產(chǎn)液量的一半以上，％，含水率大于50％的層共有3層，分別為ⅣⅣ2和Ⅳ5。具體從第I層系來看，兩個主力層吸水相對較好。 位于邊水附近的油井含水上升快E31油藏自投產(chǎn)以來相繼有個別井受邊水的影響。注入水向滲透性好的方向和沉積主河道方向推進快。分析歷年綜合含水變化情況認為，E31油藏在1993年以前油井產(chǎn)水主要屬地層水，在1993年后則以注入水為主。因此應對個別井區(qū)進行注采井網(wǎng)調(diào)整，由單向受效改為多向受效。因此，在油藏下一步調(diào)整中，應以“局部完善注水井網(wǎng)”為重點，以滿足油藏提液穩(wěn)產(chǎn)的需求?？偟氖菢嬙熘黧w部位地層壓力較低，屬低壓區(qū)范圍，隨注水的多少，井網(wǎng)完善的快慢而不斷變化，并且隨地層壓力平均水平的下降而下降。由于單層突進現(xiàn)象的發(fā)生，使小層注采不平衡，隨注水開發(fā)油藏采出程度的提高地層壓力變化趨勢較大，呈下降趨勢。圖37 尕斯E31油藏躍1526井產(chǎn)量遞減分析. 壓力變化規(guī)律. 歷年壓力變化尕斯E31油藏從試采到全面開發(fā)，經(jīng)歷了一段時期依靠天然能量開發(fā)到注水開發(fā)的歷程。表312 尕斯E31油藏分年投產(chǎn)井產(chǎn)量遞減規(guī)律類別遞減類型公式遞減率（年）1990年投產(chǎn)井指數(shù)Qi=（）1991年投產(chǎn)井指數(shù)Qi=（）1992年投產(chǎn)井雙曲Qi=（1+*）1993年投產(chǎn)井指數(shù)Qi=（）1994年投產(chǎn)井雙曲Qi=（1+*）1995年投產(chǎn)井調(diào)和Qi=（1+）整個油藏指數(shù)Qi=（）. 影響產(chǎn)量遞減的原因（1）增產(chǎn)措施及生產(chǎn)方式的改變影響遞減類型隨著生產(chǎn)方式的改變，增產(chǎn)措施的實施，產(chǎn)量遞減規(guī)律有所變化。1995年油藏開發(fā)調(diào)整方案已基本實施完，截止到2004年12月底，該調(diào)整方案尚有7口位于構造邊部或水淹嚴重區(qū)的井未完鉆。主要通過零星單井試采（19781984年）和井組試采（19851988年），搞清了E31油藏單井產(chǎn)能、地層壓力變化、彈性能量、邊水分布等資料，并進行了試注試采、油層改造和開發(fā)動態(tài)監(jiān)測等方面的應用試驗，為油田全面注水開發(fā)取得了成功的經(jīng)驗；1989～1990是分區(qū)塊逐步投入開發(fā)階段。Boi ；178。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％?？梢钥闯觯矫嫔仙绑w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。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)。采用“相控克里金”建模技術建立“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”建模技術建立“有效厚度和含水飽和度”模型。178。 孔隙結構以次生孔隙、細吼道為主 儲層孔隙結構以次生孔隙為主，原生孔隙次之，孔隙半徑平均值為3～4μm2，～。統(tǒng)計206口井。 構造完整、圈閉面積大；E31油藏為一構造完整、軸向近南北的背斜構造，南北長約12km，寬度約4km。目前，工業(yè)生產(chǎn)、民用物質(zhì)主要通過柳園站用汽車運入油田(見圖31)。3. 尕斯庫勒油田E31油藏地質(zhì)和開發(fā)特征尕斯庫勒油田位于青海省柴達木盆地西部南區(qū)，行政區(qū)劃屬青海省海西州花土溝鎮(zhèn)。178。 應用三維地震勘探的方法確定二級構造帶，弄清二級構造帶的基本形態(tài)。178。把油田的逐步投入開發(fā)和對油層地質(zhì)特征的了解緊密地結合起來，以較少的井取得了較好的開發(fā)效果。為了合理開發(fā)油氣田，還必須制訂一個科學、合理的開發(fā)程序。故從淺層油藏到深層油藏，從一個區(qū)塊到另一個區(qū)塊的勘探開發(fā)過程中，均需反復認識，多次勘探，甚至有可能當?shù)谝粋€區(qū)塊投入全面開發(fā)后，在勘探第二個區(qū)塊的啟發(fā)下，反過來再補充勘探第一個區(qū)塊的淺層或深層油氣藏。評價勘探的任務是：在已發(fā)現(xiàn)存在工業(yè)油氣藏的基礎上，查明含油氣邊界，確定含油氣面積、含油高度和油氣儲量，對油氣層分層的巖性、分布及其連通情況進行分析，查清巖石物性及產(chǎn)能，對油氣藏進行綜合評價及經(jīng)濟效益預測分析，為編制油氣田開發(fā)方案作好準備。178。178。. 油氣勘探步驟油氣勘探就是尋找一個油氣田的過程，根據(jù)石油地質(zhì)學的油氣分布規(guī)律，采用各種合適的先進勘探技術與方法（地質(zhì)法、物探法、鉆探法），從而達到最經(jīng)濟地探明油氣儲量的目標。. 難點178。石油工程綜合課程設計指導書畢業(yè)設計1. 石油工程綜合課程設計的基本要求和內(nèi)容. 基本要求要求學生以一個各項動靜態(tài)數(shù)據(jù)資料比較齊全的油藏、氣藏或井組為例，按油氣藏開發(fā)的過程，在教師的指導下，順序完成一系列訓練項目的內(nèi)容，并編寫出分析報告。 在上述內(nèi)容中，利用Surfer軟件或Graphe