【正文】 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)?！?，平均為3～4μm；大孔隙半徑值及峰位一般大于4μm，主要流動(dòng)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(dòng)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?。?。即尕斯E31油藏為中性偏親油的非均勻潤濕性油藏。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。. 相控特征尕斯E31時(shí)期經(jīng)歷了湖退～湖進(jìn)的變化過程，形成了一個(gè)復(fù)合沉積旋回。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。運(yùn)用相控建模軟件系統(tǒng)統(tǒng)計(jì)了尕斯E31油藏22個(gè)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(jì)結(jié)果如表31所示。表31 尕斯E31油藏全區(qū)相控特征統(tǒng)計(jì)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(yuǎn) 砂 壩4席 狀 砂3河口砂壩2. 儲層特征運(yùn)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(xì)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(jià)如表32所示，砂巖厚度、孔隙度和滲透率統(tǒng)計(jì)如表33所示。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。縱向分布如圖32所示圖。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(shí)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(dòng)水，建模中未予以區(qū)分?？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(xì)數(shù)值模擬研究》附圖67～110所示。表36 尕斯E31油藏油層參數(shù)統(tǒng)計(jì)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(gè)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?。黄渌訛闃?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。 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。 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。 積分豐度法＝∑（網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)面積節(jié)點(diǎn)有效厚度節(jié)點(diǎn)孔隙度節(jié)點(diǎn)含油飽和度ro247。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(jì)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(jì)算偏大較多。表37 尕斯E31油藏儲量計(jì)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I1I2I3I4I5I6II1II2II3II4III1III2III3III4III5III6III7IV1IV2IV3IV4IV5表38 尕斯E31油藏儲量計(jì)算結(jié)果表小層單井容積法（萬噸）積分容積法（萬噸）積分豐度法（萬噸）油田使用儲量（萬噸）誤 差（％）I1I2I3I4I5I6II1II2II3II4III1III2III3III4III5III6III7IV1IV2IV3IV4IV5IIIIIIIV合計(jì)推薦使用. 油藏開發(fā)動(dòng)態(tài)特征. 油藏開發(fā)歷程尕斯E31 油藏是1978年鉆探躍深1井至3253m發(fā)生強(qiáng)烈井噴，暢噴日產(chǎn)油800t左右，用14mm油嘴試油405t/d，從而發(fā)現(xiàn)了E31油藏。尕斯庫勒油田E31油藏的開發(fā)大致經(jīng)歷了三個(gè)階段（如圖33所示）：1978～1988年為試采階段。這一階段是油田大規(guī)模上產(chǎn)階段，實(shí)施了三套層系（北區(qū)分Ⅰ+Ⅱ、Ⅲ+Ⅳ層系開發(fā)，南區(qū)為混層系開發(fā)）600m井距正方形井網(wǎng)、反九點(diǎn)法面積注水的基礎(chǔ)井網(wǎng)的全面注水開發(fā)。這一開發(fā)階段，在配套了注水、舉升等工藝技術(shù)的基礎(chǔ)上，工藝技術(shù)重點(diǎn)發(fā)展了混層壓裂改造技術(shù)，并作為一種減緩產(chǎn)量遞減的主要工藝措施，開始得到應(yīng)用，對油田上產(chǎn)和以后的穩(wěn)產(chǎn)起到了十分重要的作用；1991年～目前為開發(fā)調(diào)整方案實(shí)施階段。根據(jù)調(diào)整方案設(shè)計(jì)，全油藏總井?dāng)?shù)191口（油井131口，注水井60口），需要新鉆調(diào)整加密井97口。圖33 尕斯E31油藏開發(fā)綜合曲線圖. 油藏開發(fā)動(dòng)態(tài)特征. 產(chǎn)量遞減規(guī)律E31油藏從1978年投入試采開發(fā)以來，其產(chǎn)量變化規(guī)律按開發(fā)階段劃分為：Ⅰ.建產(chǎn)階段即試采、試注階段：1978年1988年，此階段經(jīng)歷了11年時(shí)間；Ⅱ.產(chǎn)量上升階段即開發(fā)方案實(shí)施階段：1989年1990年，Ⅲ.高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)階段即開發(fā)調(diào)整實(shí)施階段。但是通過加深地質(zhì)認(rèn)識和油藏工程研究，1999年以來油藏已在西北角、中南區(qū)先后完鉆了40口含油邊界評價(jià)井及加密調(diào)整井。表39 尕斯E31油藏階段采出狀況開發(fā)階段年限（a）采出程度（%）平均年采油速度（%）階段末含水率（%）最大年采油速度（%）平均年遞減率（%）備注可采儲量地質(zhì)儲量Ⅰ11Ⅱ2Ⅲ13未完. 產(chǎn)量遞減規(guī)律選取不同開發(fā)層系、不同類別的井共43口井進(jìn)行遞減規(guī)律分析，通過對35口井分階段未采取措施的分析，油藏主要以指數(shù)遞減為主（如表310所示），一般單井年遞減率在20%30%之間，雙向和多向受效井產(chǎn)量遞減緩慢。為避免單井分析所帶來的片面性，對不同年投產(chǎn)井的產(chǎn)量變化進(jìn)行分類統(tǒng)計(jì)，不同年投產(chǎn)的老井產(chǎn)量變化規(guī)律不同，主要以指數(shù)遞減為主。利用整個(gè)E31油藏1997年到1993年的平均單井日產(chǎn)油進(jìn)行分析，油藏產(chǎn)量為指數(shù)遞減，%。部分油井實(shí)施措施或改變工作制度后產(chǎn)量呈上升趨勢或遞減速度減緩。圖35 尕斯E31油藏躍838井產(chǎn)量遞減分析（2）注水影響產(chǎn)量變化注水見效前呈指數(shù)遞減，注水開發(fā)后油井產(chǎn)量遞減速度減慢，呈雙曲線遞減或調(diào)和遞減。由此進(jìn)一步說明注水可延長油井穩(wěn)產(chǎn)期。圖36 尕斯E31油藏躍1225井產(chǎn)量遞減分析（3）含水上升影響油井產(chǎn)量目前E31油藏油井綜合含水上升是導(dǎo)致低產(chǎn)的主要原因，低產(chǎn)井中有2/3的井由于含水的影響而導(dǎo)致低產(chǎn)。在天然能量采油期間，地層壓力持續(xù)下降，局部區(qū)域下降到32MPa。近幾年通過加強(qiáng)綜合治理，進(jìn)行精細(xì)注水，使該油藏壓力保持水平高于方案（34MPa）要求，但平面和縱向均存在一定的差異。分界點(diǎn)之后壓力呈雙曲線型，由1992年開始上升，由此說明該油藏注水見效時(shí)間為1991年底。Ⅲ+Ⅳ油組為加密調(diào)整井，井網(wǎng)完善緩慢。ⅠⅣ油組地層壓力基本代表整個(gè)油藏的壓力變化情況。分析該油藏的壓力變化情況（見圖39），95年由于注采比的提高，采油速度的降低。由此說明，保持壓力必須提高油藏注采比。圖39 尕斯E31油藏分油組地層壓力變化曲線圖310 尕斯E31油藏壓力、注、采關(guān)系圖. 平面靜壓分布變化通過對歷年來平面上壓力分布的分析，在不同時(shí)期都存在高、低壓區(qū)。構(gòu)造以東位置由于有邊水的補(bǔ)充，地層壓力變化較弱，基本保持穩(wěn)定。低壓區(qū)擴(kuò)大，Ⅰ+Ⅱ油組低壓區(qū)主要分布在6排至10排井區(qū)以998井為中心的井區(qū)。ⅠⅣ油組低壓區(qū)主要分布在構(gòu)造以西位置，其中111131428這幾個(gè)井點(diǎn)地層壓力低于34MPa。油藏北區(qū)低壓區(qū)主要分布在西北角和Ⅰ+Ⅱ油組的躍2躍3躍45井組，由于躍2躍32井的報(bào)廢，更新井未及時(shí)注水補(bǔ)充地層能量，造成一線采油井地層壓力下降較快；Ⅲ+Ⅳ油組的在躍23躍43躍新深6躍83躍1037井組、以及邊部的躍8躍新33井組區(qū)域；油藏南區(qū)低壓區(qū)主要分布在躍110井區(qū)。圖311 尕斯E31油藏躍22井歷年壓力值圖312 尕斯E31油藏躍54井歷年壓力值以上情況說明，地層壓力的變化及分布與地下原油采出量、注水、邊水入侵等因素有關(guān)。. 生產(chǎn)壓差變化該油藏自噴期生產(chǎn)壓差在4~6MPa的油井自噴能力旺、含水低，1997年以后油藏自噴井越來越少，分析各開發(fā)層系1994年以來的生產(chǎn)壓差變化趨勢，油藏生產(chǎn)壓差自2000年以來逐漸加大，這與該油藏電潛泵井?dāng)?shù)的增加有密切關(guān)系。雖然該油藏油層中部深度3300m左右，具有降低流壓，放大生產(chǎn)壓差的余地。因此，尕斯E31油藏在現(xiàn)有技術(shù)條件下，采用現(xiàn)有抽油設(shè)備通過加深泵掛的方法提高產(chǎn)量的余地較小。圖313 尕斯E31油藏各層系1994年～目前生產(chǎn)壓差變化曲線圖314 尕斯E31油藏各層系動(dòng)液面變化圖. 含水變化規(guī)律. 油藏綜合含水現(xiàn)狀雖然通過近幾年的綜合治理，含水上升幅度得到了一定的控制，但含水大于50%的中高含水井卻呈上升趨勢。圖315 尕斯E31油藏開井中高含水井?dāng)?shù)變化圖Ⅰ+Ⅱ%，Ⅲ+Ⅳ%，Ⅰ～Ⅳ%，含水大于50%的井有86口。平面上高含水井主要分布Ⅰ+Ⅱ油組的躍7躍5躍6躍98等井，Ⅲ+Ⅳ油組的躍43躍63躍6躍835井組；南區(qū)主要分布在躍126井組、躍試5井組、躍136井組、躍157井組、躍167井組、躍116井組，這幾個(gè)井組的一線油井幾乎全部是含水50%以上的高含水井，與2003年相比，新增高含水井主要是電泵井。表313 尕斯E31油藏分油組含水變化狀況表油組2003年12月2004年12月綜合含水（%）單井含水＞50%(口)單井含水＞90%(口)綜合含水（%）單井含水＞50%(口)單井含水＞90%(口)Ⅰ+Ⅱ13122Ⅲ+Ⅳ162