【文章內(nèi)容簡介】 豐度較低，設(shè)計為一套開發(fā)層系開發(fā)。以水平井為主開發(fā)，采用不規(guī)則井網(wǎng)，井距 750～ 1000m，行列交錯式布井，部署開發(fā)井 73 口。先期利用天然水驅(qū)開采，根據(jù)油藏分區(qū)特點，逐步轉(zhuǎn)入注水開發(fā)。采用點狀 +環(huán)狀注水井網(wǎng)，轉(zhuǎn)注油井 11 口，其中水平井 7 口、直井 4 口。初步設(shè)計 HD11 井區(qū) 2020 年、 HD12 井區(qū) 2020年、 HD430 井區(qū) 2020 年轉(zhuǎn)注 。 地質(zhì) 特征 構(gòu)造特征 東河砂巖油藏 石炭系 是主力開發(fā)單元，油藏類型為地層－構(gòu)造 —流體三重因素控制的復(fù)合型油藏，具有向西北傾斜的統(tǒng)一油水界面。東河砂巖總體上具有南厚北薄的分布趨勢，西南部沉積最厚，厚度可達 30m，向北東方向減薄，直至尖滅，在油藏構(gòu)造的最高部位（ HD1 井區(qū)）存在一個小剝蝕區(qū)。東河砂巖油藏為受地層、構(gòu)造、流體三因素控制的復(fù)合型圈閉，在低幅度背斜構(gòu)造背景上含油范圍受東河砂巖尖滅線和傾斜油水界面控制。構(gòu)造高部位為純油區(qū)，低部位為油水過渡區(qū)。 巖 石學(xué)特征 東河砂巖儲層以細粒石英砂巖為主，其次為灰質(zhì)細粒石英砂巖，少量中粒石英砂巖西南石油大學(xué)碩士研究生學(xué)位論文 5 和中、細粒石英砂巖。石英含量 76～ 89%，長石含量 1～ 3%，主要為鉀長石，偶見斜長石，其含量大多小于 1%。巖屑含量一般 11～ 19%，主要成份為變質(zhì)巖、沉積巖，巖漿巖含量大多小于 1%，最高不超過 2%。雜基含量低，一般 25%，成份以泥質(zhì)為主 （圖22） 。填隙物含量相對較低，平均 %，顆粒含量達 85 ～ 95%。顆粒分選中～好，細砂巖組份為 75～ 96%，中砂巖組份為 60～ 70%，顆粒磨圓多為次圓～次棱狀。 石英長石巖屑907590753 1 1 / 3ⅡⅠⅢⅣ Ⅴ Ⅵ Ⅶ老井新增井Ⅰ－石英砂巖；Ⅱ－長石石英砂巖；Ⅲ－巖屑石英砂巖； Ⅳ－長石砂巖；Ⅴ－巖屑石英砂巖；Ⅵ－長石巖屑砂巖；Ⅶ－巖屑砂巖 圖 22 哈得遜油 田東河砂巖砂巖類型三角圖 沉積 微 相 通過巖心和露頭區(qū)的觀察描述和分析，結(jié)合區(qū)域地質(zhì)資料及前人沉積相研究成果，認為區(qū)內(nèi)東河砂巖為無障壁浪控砂質(zhì)濱岸沉積。綜合國內(nèi)外濱岸相研究及現(xiàn)代沉積考察成果和東河砂巖沉積特征分析，確定東河砂巖沉積相模式為無障避濱岸沉積。東河砂巖為無障壁浪控砂質(zhì)濱岸沉積。綜合國內(nèi)外濱岸相研究及現(xiàn)代沉積考察成果和東河砂巖沉積特征分析，確定東河砂巖沉積相模式（圖 23）。該模式將研究區(qū)石炭系東河砂巖濱岸相劃分為四個亞相，十二個微相。由岸向海依次為海岸沙丘亞相、后濱亞 相、前濱亞相和臨濱亞相。海岸沙丘亞相劃分為三個微相，分別為海岸沙丘砂崗、海岸沙丘槽和海岸沙丘海灘脊；后濱亞相劃分為三個微相，分別為后濱灘、后濱淺溝槽和后濱壩；前濱亞相劃分為 3 個微相，分別為前濱灘、前濱凹槽和前濱壩；臨濱亞相劃分為臨濱灘、臨濱凹槽和臨濱壩。 后濱灘 后濱 淺溝槽 后濱壩 前濱灘 前濱 凹槽 前濱壩 臨濱壩 臨濱 凹槽 臨濱灘 海岸沙丘砂灘 海岸沙丘海灘脊 海岸 沙丘槽 過渡帶 臨 濱 前 濱 后 濱 海岸沙丘 濱外 陸棚泥 圖 23 無障壁濱岸沉積微相劃分模式圖 儲層分布特征 哈得 遜油田東 河砂巖 油藏水平井產(chǎn)能評價與臨界產(chǎn)量研究 東河砂巖儲層在哈得遜地區(qū)底部超覆于下伏志留系地層上，頂部被部分削蝕。油田范圍內(nèi)東河砂巖呈南厚北薄的分布趨勢，西南部東河砂巖沉積最厚，厚度可達 30m以上，向北東方向減薄，直至尖滅。 儲層劃 分為 2 個準層序、 12 個巖層組、 50 個巖層。在準層序 I 內(nèi)識別出 26 個巖層，分屬 6 套巖層組合，對應(yīng) 12～ 7 號小層；在準層序 II 中識別出 24 個巖層，分別屬于 6 套巖層組合，對應(yīng) 6～ 1 號小層。 其中 6～ 1 號小層為主力含油層段。 儲層物性特征 儲層微觀特征 東河砂巖孔隙類型可分為五種：粒間孔、粒間溶孔、顆粒溶孔、填隙物溶蝕形成的微孔、受構(gòu)造或成巖等因素形成的微裂縫。其中以原生粒間孔為主，占孔隙總量的 5580%, 平均 70%。 哈得遜油田東河砂巖儲層顆粒以點和點 線接觸為主，膠結(jié)類型為接觸 式、孔隙式膠結(jié)，喉道類型主要為點狀喉道和縮頸喉道，片狀及彎片狀喉道較少。 東河砂巖段壓汞曲線儲層分類結(jié)果表明， Ⅰ 類儲層占分析樣品的 ％， Ⅱ 類儲層占 ％，二者占總樣品的 ％， Ⅲ 、 Ⅳ 類儲層僅占 ％。 從儲層孔隙類型、孔喉特征及壓汞曲線特征分析，東河砂巖儲層屬于中 —好儲層。 儲層物性分布特征 東河砂巖孔隙度分布區(qū)間主要為 ～ 20%，平均 %，滲透率分布區(qū)間為 50～1000103181。m 2，最高達 2410103181。m 2,平均 222103181。m 2，以中 孔、中高滲為主。 物性總體上具有由南向北逐漸變差的趨勢，與砂體的分布特征相似。 儲層非均質(zhì)性 東河砂巖儲層變異系數(shù) ～ ，表明儲層存在一定的非均質(zhì)性（表 21）。 東河砂巖儲層單井平均滲透率最高為 103μm2，最小 103μm2，相差 26 倍，表明東河砂巖儲層平面上各向異性較強。 東河砂巖儲層準層序 I、 Ⅱ 之間存在明顯的差異，準層序 I 的物性明顯比準層序 Ⅱ的物性差。 11 個小層之間的差異明顯。 表 21 哈得遜油田東河砂巖油藏儲層非均質(zhì)參數(shù)統(tǒng)計表 非均井號 質(zhì)參數(shù) 哈得 11 哈得 111 哈得 444 哈得 112 哈得 403 哈得 402 哈得 401 哈得 4 極差 突進系數(shù) 變異系數(shù) 非均井號 質(zhì)參數(shù) 哈得 113 哈得 42 哈得 420 哈得 421 哈得 422 哈得 424 哈得 425 哈得 110 哈得 12 極差 112 187 101 突進系數(shù) 變異系數(shù) 備注 哈得 12 井區(qū)新增取芯井 6 口：哈得 11哈得 1哈得 42哈得 42哈得 42哈得 425 西南石油大學(xué)碩士研究生學(xué)位論文 7 油藏 類型 該油藏 原油為正常黑油。地面原油 性質(zhì)：密度 ～ ，粘度 ～s，凝固點 30～ 6℃ ，含硫 ～ %，含蠟 ～ %，膠質(zhì)瀝青含量～ %。具有中等密度、中等粘度、低含硫、中等含蠟、中等膠質(zhì)瀝青含量的特點。 天然氣為典型濕氣，相對密度 ～ ；甲烷含量 ～ %，氮氣含量較高，一般 ～ %。 地層水總礦化度 104mg/L， 密度 ， CL： 104mg/L，水型為 CaCl2型 。哈得遜油田平均地溫梯度 ℃ /100m，地溫梯度偏低。油藏原始壓力系數(shù)為 ，屬于正常壓力系統(tǒng)。 哈得遜油田東河砂巖油藏含油范圍受東河砂巖尖滅線控制，構(gòu)造高部位的井東河砂巖為純油層，而構(gòu)造低部位的井則既有油層又有水層，油藏具有由東南向西北方向傾斜的油水界面。 該油藏類型為受地層、構(gòu)造及傾斜油水界面三重因素控制的常規(guī)黑油油藏。 開發(fā)特征 （ 1）平面上油井產(chǎn)能差異較大 東河砂巖油藏單井采油指數(shù)變化范圍比較大： ～ 120t/dMPa，不同井及相同井不同時期采油指數(shù)變化較大 。采油指數(shù)變化 較大的主要原因有以下 3 個方面：第一，儲層物性、油層厚度變化大，這是造成油井產(chǎn)能差異較大的主要原因；第二，水平段在油層部位的長度以及水平井軌跡的位置差異；第三，鉆井過程中的污染。 （ 2）單井遞減差異大： 自噴井、兩相區(qū)含水上升井 遞減較大。 依據(jù)油水關(guān)系，哈得遜油田東河砂巖油藏可劃分為 2 個大區(qū)：兩相區(qū)、純油區(qū)；結(jié)合原油性質(zhì)、地質(zhì)條件又可細分為 6 個不同的小區(qū)： HD12 純油區(qū)、 HD12 兩相區(qū)、HD430 純油區(qū)、 HD430 兩相區(qū)、 HD4 兩相區(qū)、 HD11 井區(qū)。 油藏單井遞減差異大：月遞減率最大的井均是兩相區(qū)邊部含水 上升油井，尤其 HD430 井區(qū)，其次為自噴生產(chǎn)井，不含水或含水穩(wěn)定的機采井遞減最小。原因是兩相區(qū)油井含水后在受壓力下降影響的同時，采油、采液指數(shù)因含水上升而下降導(dǎo)致月遞減明顯增大；自噴生產(chǎn)井則是壓力下降造成生產(chǎn)壓差急劇下降導(dǎo)致月遞減率增大；不含水或含水穩(wěn)定的機采井由于泵掛深度大2500m、受壓力下降影響小，因而遞減最小。 從井區(qū)來看，扣除新井、措施因素， HD11 井區(qū)遞減最大 %、次之為 HD430井區(qū) %、接下來是 HD12 井區(qū) %， HD4 井區(qū)最小 %。原因是 HD11 井區(qū)油水粘度比大 、含水上升快，天然能量不足、壓力下降快； HD4 井區(qū)油水粘度比較小、天然能量較充足，目前壓力、含水趨于穩(wěn)定。 （ 3）油藏含水上升率低，局部含水上升快，油井含水規(guī)律分區(qū)性明顯。 油藏局部含水上升快，分別是 HD430 井區(qū)西端和 HD12 井區(qū)南端，原因是 HD430哈得 遜油田東 河砂巖 油藏水平井產(chǎn)能評價與臨界產(chǎn)量研究 井區(qū)油水粘度比較高， HD12 井區(qū)南部油層較薄。 由于油藏成藏的原因，在東河砂巖尖滅線附近存在封閉水體，而油藏大部分區(qū)域內(nèi)均存在油層可動水，加上油藏具有邊水、底水，所以油井含水原因呈多樣性。加上各井區(qū)原油性質(zhì)的差別、地質(zhì)條件不同，所以油井含水規(guī)律分區(qū)性 非常明顯（圖 24）：單井見水后，含水上升由快到慢依次是， HD11 井區(qū)、 HD430 井區(qū)兩相區(qū)、 HD4 井區(qū)兩相區(qū)、 HD12 井區(qū)兩相區(qū)、純油區(qū)。 010203040506030 40 50 60 70 80 90 100時間（m ）含水（%）H D 1 2 井區(qū)典型井H D 4 1 2 HH D 4 井區(qū)典型井H D 4 2 9 HH D 4 3 0 井區(qū)典型井H D 4 6 1 H純油區(qū)典型井H D 4 2 5 H 圖 24 哈得遜油田東河砂巖油藏不同井區(qū)典型油井含水變化曲線 西南石油大學(xué)碩士研究生學(xué)位論文 9 第 3 章 哈得遜東河砂巖油藏產(chǎn)能評價 油藏或油井產(chǎn)能評價常常采用 系統(tǒng)試井、油藏工程計算方法以及數(shù)值模擬方法等，在礦場現(xiàn)場多使用數(shù)值模擬技術(shù)和系統(tǒng)試井方法進行產(chǎn)能評價。本文采用部分系統(tǒng)試井資料，應(yīng)用統(tǒng)計經(jīng)驗公式對東河砂巖油藏的產(chǎn)能進行評價 研究。 統(tǒng)計經(jīng)驗公式研究 水平井采油指數(shù)與有效滲透率的關(guān)系 有效滲透率是影響油井產(chǎn)能的主要因素，與產(chǎn)能成正比。通常得到的滲透率，大都是實驗室條件下的氣測滲透率；而油層條件下的有效滲透率，要受油氣水飽和度的影響，還有孔隙的 連通性、巖石表面的潤濕性、儲層的非均質(zhì)程度、有效上覆壓力等因素 影響。 根據(jù)油水相對滲透率實驗， HD HD402 等五 口井 23 塊巖樣的相滲資料，對油的有效滲透率與空氣滲透率建立相關(guān)關(guān)系，其相關(guān)曲線見圖 33，相關(guān)方程為： 0 .6 1 1 9 1 5 .4 2 5eakK?? （ 31） 其中： eK ——實驗室條件下油的有效滲透率， 103μm2； aK ——實驗室條件下空氣滲透率， 103μm2。 由于油層非均質(zhì)性等因素的影響，以及可動水飽和度的存在，相當(dāng)于增加了水相的飽和度，可動水的流動會降低油相有效滲透率。所以實際油藏的油相有效滲透率比公式（ 31）計算的還 小一些。 東河砂巖油藏的水平井采油指數(shù)與油層有效滲透率的相關(guān)方程為： ?? eo KJ （ 32） 有效滲透率與空氣滲透率關(guān)系曲線Ke = R2 = 01002003004005006000 200 400 600 800 1000空氣滲透率（mD）有效滲透率（mD） 圖 31 有效滲透率與空氣滲透率關(guān)系曲線 采油指數(shù)與油層物性的關(guān)系 根據(jù) 6 口 水平 井 平均 儲層 物性 與實測采油指數(shù) 資料， 采油指數(shù)與滲透率和孔隙度存在如下關(guān)系。 哈得 遜油田東 河砂巖 油藏水平井產(chǎn)能評價與臨界產(chǎn)量研究 )/( ?? ?kJ o （ 33） 采油指數(shù) 與滲透率、有效厚度及有效長度的關(guān)系 一般說來 油層厚度與產(chǎn)能成正比，是影響油井產(chǎn)能的主要因素之一。油層厚度越大，油井的供液范圍就越大，相反則供液范圍越小。 水平井段的有效長度是影響水平井產(chǎn)能的另一個重要的幾何因素，它與油層厚度對直井產(chǎn)能的影響機理相似，都是 從供油體積上來影響油井產(chǎn)能，由于受地層流體粘度的影響，根據(jù)有關(guān)研究結(jié)果表明，水平井的日產(chǎn)量隨水平井段的長度增加而增加，但是當(dāng)增大到一定長度以后，隨著水平井段長度的增加產(chǎn)油量增加的速度逐漸減小直至不再增加。對于不同的井眼尺寸，水平井段的極限長度不同， 4 1/2”的井眼大約是 250m， 7”井眼大約是 400m， 9 1/2”井眼大約是 800m。東河砂巖油藏水平井段大多是 5 1/2”井眼，按內(nèi)差計算大約在 300～ 350m之間。 東河砂巖油藏油層厚度 3～ 13m，縱向上非均質(zhì)性嚴重，物性夾層多，所以油層有效厚度較小。 對于 具有統(tǒng)一原油粘度、有效水平段 150～ 330m且較完善的井（有效水平段短的井 HD4H，污染較大的井 HD44H、 HD49H 除外），東河