【正文】 層壓力低于全油藏平均地層壓力水平；Ⅲ+Ⅳ油組低壓區(qū)分布較廣，主要分布有3排至10排井區(qū)的以3343735井為中心的構造軸部位置，其地層壓力低于34MPa。1999年后地層壓力呈下降趨勢，分油組壓力值接近。總的是構造主體部位地層壓力較低，屬低壓區(qū)范圍，隨注水的多少，井網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。由于該油藏地層虧空較大，對階段注采比進行了調整，但是要保持注采平衡切忌大虧大補，急于求成。自95年以來由于油藏綜合含水的上升，加大采液速度保持穩(wěn)產，在注采比未提高的前提下，地層壓力呈下降趨勢。該油藏地層壓力變化較大，雖然注水較早，由于受非均質性的影響，小層注采不平衡，地層壓力呈下降趨勢。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。分油組壓力：Ⅰ+Ⅱ油組地層壓力由91年逐年上升至95年后一直保持穩(wěn)定，分析其單井情況與此相同，其原因是該油組油井為原方案基礎井網井，注水井轉注早，井網完善早，能量補充及時；射開油層少，層間矛盾小，使該油組注采比較平衡。圖38 尕斯E31油藏歷年壓力變化曲線統(tǒng)計回歸歷年來的靜壓測試資料，以1991年12月為分界點，分界點之前壓力呈直線形式下降。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。圖37 尕斯E31油藏躍1526井產量遞減分析. 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)，經歷了一段時期依靠天然能量開發(fā)到注水開發(fā)的歷程。1998年后由于該井地層能量足，通過下電潛泵提液后產量上升。如躍1225井隨著油藏的注水見效，產量遞減慢，呈雙曲遞減。如838井在1998年堵水補孔后產量上升。表312 尕斯E31油藏分年投產井產量遞減規(guī)律類別遞減類型公式遞減率（年）1990年投產井指數(shù)Qi=（）1991年投產井指數(shù)Qi=（）1992年投產井雙曲Qi=（1+*）1993年投產井指數(shù)Qi=（）1994年投產井雙曲Qi=（1+*）1995年投產井調和Qi=（1+）整個油藏指數(shù)Qi=（）. 影響產量遞減的原因（1）增產措施及生產方式的改變影響遞減類型隨著生產方式的改變，增產措施的實施，產量遞減規(guī)律有所變化。受注水、含水和剩余油分布的影響，%。圖34 尕斯E31油藏躍96井產量遞減分析表310 尕斯E31油藏典型井遞減規(guī)律序號井號遞減類型公 式遞減率(年)1110指數(shù)Qi=（）2116指數(shù)Qi=（）3117指數(shù)Qi=（）4119指數(shù)Qi=（）51225雙曲Qi=（1+*）61229指數(shù)Qi=（）71326雙曲Qi=（1+*）817指數(shù)Qi=（）9532指數(shù)Qi=（）10533指數(shù)Qi=（）11534指數(shù)Qi=（）12535指數(shù)Qi=（）1386調和Qi=（1+）1494指數(shù)Qi=（）1595指數(shù)Qi=（）1697指數(shù)Qi=（）17試1指數(shù)Qi=（）18試7雙曲Qi=（1+*）191329指數(shù)Qi=（）2055指數(shù)Qi=（）2196指數(shù)Qi=（）22331指數(shù)Qi=（）表311 尕斯E31油藏典型高含水井產量遞減規(guī)律序號井號遞減類型公 式Di(月)備 注1118指數(shù)Qi=（）97年含水上升至90%2333指數(shù)Qi=（）含水上升后3434指數(shù)Qi=（）2年內含水上升至70%457指數(shù)Qi=（）含水由40%上升至90%5838指數(shù)Qi=（）含水上升至80%6938指數(shù)Qi=（）含水由20%上升至90%7試3指數(shù)Qi=（）含水上升后8試6指數(shù)Qi=（）含水上升至60%9試8指數(shù)Qi=（）含水上升后1088指數(shù)Qi=（）層調轉抽111526指數(shù)Qi=（）堵水前121528指數(shù)Qi=（）含水上升快1377指數(shù)Qi=（）含水上升后含水上升是導致單井產量下降快的主要原因，對高含水井進行遞減分析，其年遞減率大都大于50%，如表311所示。各階段采出狀況見表39。1995年油藏開發(fā)調整方案已基本實施完，截止到2004年12月底，該調整方案尚有7口位于構造邊部或水淹嚴重區(qū)的井未完鉆。截止2004年12月底，共有油水井230口，其中油井174口，開井159口,水井56口，開井54口，104t，104m3，%，%，104m3，104t，104m3，104m3，%，%，%，%，%。在這一開發(fā)階段，油田為保持穩(wěn)產和提高水驅開發(fā)效果，開始了大規(guī)模的井網加密調整，井距由600m減小到350420m。至1990年底油藏已全面投入注水開發(fā)，共投產油井74口，注水井16口，104t。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)取得了成功的經驗；1989～1990是分區(qū)塊逐步投入開發(fā)階段。該油田從1978年投入試采，已有23年的開發(fā)歷史。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。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。Boi ；178。Boi ；178。. 地質儲量利用靜態(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個小層的地質儲量，方法如下，結果如表38所示178。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個小層內各區(qū)的有效厚度、凈儲比和含水飽和度，全區(qū)統(tǒng)計結果如表34所示。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油藏受構造和巖性的雙重控制，在位于構造高部位的含油區(qū)內，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。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?？梢钥闯?，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?？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。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，構成了一個湖進相序。其地層共分為三種沉積相、五種亞相、十五種微相、八種砂體。開發(fā)初期9口取芯井82塊樣品水驅油實驗研究表明：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。縱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。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。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。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。. 儲層靜態(tài)模型與地質儲量尕斯庫勒油田E31油藏于2005年2月，由成都理工大學能源學院完成了儲層精細建模。 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℃。屬低粘度油藏。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。%，為中低孔、低滲透儲層。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，～。北區(qū)油層厚度大、主力油層多。 油層分布南北區(qū)差異較大 油層厚度北區(qū)厚南區(qū)薄，構造軸部一般在30～50m；。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%。統(tǒng)計206口井。178。在構造北區(qū)～中區(qū)構造主體部位由于受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)。根據(jù)K11標準層600m等高線圈定面積計算，閉合面積39km2，閉合高度400m。 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。屬異常高溫高壓低滲透深油藏。油藏埋深31783864m，油層井段長200250m，劃分為四個油層組，22個小層。上下分為N1N21油藏、E32油藏、E31油藏。目前，工業(yè)生產、民用物質主要通過柳園站用汽車運入油田(見圖31)。交通條件較差，無鐵路、機場。最大風速為26m/s，8級以上的大風可達108天，風季為3～4月和9～10月。該地區(qū)氣候寒冷，屬典型高原戈壁內陸干旱氣候。3. 尕斯庫勒油田E31油藏地質和開發(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)。按開采方法不同可劃分為：一次采油（天然能量開采）、二次采油（人工補充能量）、三次采油（提高驅替效率）等三個開發(fā)階段。. 油氣田開發(fā)階段油氣田開發(fā)過程中，各種工藝和技術經濟指標都是呈一定階段性地有規(guī)律的變化，根據(jù)這些變