各向异性油藏剩余油分布与开发调整研究.ppt

各向异性油藏剩余油分布与开发调整研究—马东油田为例 §1.1 油田综合管理与综合油藏描述 1、剩余油(储量)— 可动剩余油(储量) —可采剩余油(储量)； 2、空间分布；时间分布；不同水淹级别(或注水量)下的分布； 3、饱和度分布；丰度分布、 二、油藏的非均质性——普遍存在的现象—储层的非均质性从宏观到微观可分为不同层次；—不同层次非均质性表现为不同的存在形式；—不同层次非均质性对剩余油分布具有不同的影响。 第三级：宏尺度（Macro）—岩心级尺度范围 1.小裂缝或宏观大孔道：其两侧区域往往剩余油较富集； 2.复杂岩性的小区域非均质(如含砾砂岩、灰岩砂岩混杂等)：渗透性好和能量充足的小区域采出程度高，相反的小区域采出程度低，剩余油较富集 通过各种岩心观测可得。 §9.2 油气田开发研究趋势展望 谢 谢！ 方案Ｏ：现行实际生产方案 §5.2 调整方案设计 打开水井 打开油井 关闭水井 关闭油井 方案0注采井位图 方案1：现有井别调整方案 打开水井 打开油井 关闭水井 关闭油井 方案1注采井位图 方案2：现有井别调整方案 打开水井 打开油井 关闭水井 关闭油井 方案2注采井位图 方案3：新钻井方案 在方案0基础上钻2口新井（深N1、深N2），深N2井五年后转注。 方案3注采井位图 方案3注采井位图 方案4：侧钻井方案 在方案0基础上侧钻深19井，沿深19与深20-18井连线方向侧钻，长度150米。 第四级：微尺度（Micro）—孔隙级尺度范围 1.微裂缝或微观大孔道：其两侧区域往往剩余油较富集； 2.孔间非均质(矿物颗粒、空隙尺寸等)：孔隙结构和大小是决定水驱油效率的主要因素之一，不同结构和大小的孔隙的剩余油富集程度不同。 通过矿物颗粒、空隙尺寸，扫描电镜、薄片、光刻微观模型，可得剩余油在空隙内部 的分布、数量和性质。 §4.7 剩余油分布特点 马东油田尚有较多的剩余储量。 主要控制因素： 构造、沉积微相、裂缝、注采对应关系。 主要分布区域： 1.裂缝两侧。 如板III11小层港深18-16与港深18-18连线两侧。 2.注采井网不完善层位或区域。 如板05小层港深14-22井区，板Ⅱ41小层港深14-20井区。 3.层间干扰较强的井区。 如板III22小层港深18-18井周围。 1、从历史拟合结果看出，马东深层仍存在一些比较集中的剩余油区域 ，这是本区块今后开发调整的有利条件。 §4.8 综合分析及认识 2、 本区累计注水76.07×104 m3 ，采出流体的油藏体积为117.49×104 m3 , 注采比例失调，需要补充地层能量。地层能量较充足的情况下更便于开发调整，应充分发挥注水井的注水能力。 3、裂缝、沉积微相、构造位置等对注水效果影响较大，注水开发调整要充分考虑这些因素的影响。 4、长期注水开发使地层中出现或发展了裂缝和高渗透带，地层整体导流能力增强； 5、本区属于重力流水道相，水道中心微相沉积厚度大，物性好，但层间层内非均质性严重，而水道侧缘砂体相对薄，沉积韵律不强。 注水井处于水道中心，构造位置高的边部受益井效果比较好；边部注水，采油井处于水道中心底部，水淹速度快，效果不理想；主体注水，由于层内非均质性严重，主体受益井水淹速度相对较快。 第五章 开发调整研究及方案设计 §5.1 开发调整研究 §5.2 调整方案设计 §5.3 方案模拟生产条件 §5.4 可行性分析 石油天然气工程学院 刘月田 §5.1 开发调整研究 以剩余油分布研究成果为基础； 以各向异性分析和注采关系研究为主线，综合参考各种静动态研究成果； 以提高现有储量动用程度为目标。 原则 内容步骤 有利区域筛选 层内调整 层间调整 新井调整 注采方式 第一步：根据数值模拟和油藏描述成果，统计剩余油储量5万吨以上的储量单元。共计11个单元。 第二步：在第一步结果中统计可动剩余油丰度≥0.25×106t/km2、面积不小于0.1km2(一个井网单元面积)，且其形状必须能容纳250m×250m或200m×300m矩形区域的储量单元。 第三步：在第二步结果中统计含油饱和度≥50%、面积不小于 0.1km2(一个井网单元面积)，且其形状必须能容纳250m×250m或200m×300m矩形区域的储量单元。 第四步：在第三步结果中统计现有井网未曾开采的区域。 §5.1.1 有利调整区域筛选 剩余油集中区域 （见§4.3剩余油分布） 一、板051深14-22井区；港94与深14－18井间；板