南翼山地区油田水大含水层形成机制探讨

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初产方式与后期含水上升关系探讨

初产方式与后期含水上升关系探讨前言：绥靖油田杨19井区延9油藏为岩性—构造油藏，储层为河流相砂岩，构造为差异压实作用形成的鼻状隆起，油水分异明显，西部发育一定的底水，但底水厚度5-8m，活动能力有限，油藏驱动类型主要为弹性弱水压驱动。

该区采用投产初期水力压裂及爆燃压裂两种措施方式会导致初期的含水基本一致。

但二次措施改造后会导致含水上升。

关键词：二次措施，含水上升一、油藏地质特征（一）构造特征杨19区块区域上位于陕北斜坡中部，局部构造是由差异压实作用形式东—西走向的鼻状隆起，隆起幅度12m，与延9期近南北向河流相砂体岩相配合，形成了良好的岩性—构造圈闭。

延9油藏为岩性—构造油藏，储层为河流相砂岩，构造为差异压实作用形成的鼻状隆起，油水分异明显，西部发育一定的底水，但底水厚度5-8m，活动能力有限，油藏驱动类型主要为弹性弱水压驱动。

该区砂体为东西向展布，属岩性—构造油藏。

东部的涧16-19A—涧17-21—涧19-22一线砂层变薄，泥质含量较高，为油藏上倾方向，属岩性遮挡；北部涧16-12—涧15-13A —涧16-17以线砂体变薄；南部涧22-15—涧23-19一线砂体尖灭。

（二）储层性质1、岩石学特征根据已开发新14区延9油藏储层以灰白色细、中粒长石质岩屑砂岩为主，石英含量56.3%，长石含量12.0%，岩屑14.2%，云母0.7%；填隙物含量16.8%左右，以高岭石。

水云母、硅质及铁白云石为主。

分选较差-中，磨园呈次棱状，胶结类型为加大-孔隙。

2、孔隙类型和面孔率借鉴同类油藏新14区延9油层3块样品分析资料，平均总面孔率10.3%，其中以粒间孔和溶孔为主，其中粒间孔占储集空间的6.5%，长石溶孔次之，面孔率1.6%，晶间孔面孔率0.8%，平均孔径153.3μm。

3、孔隙结构借鉴同类油藏延9油层孔喉分选较差，平均分选系数2.51，歪度0.38，中直半径0.83，排驱压力0.15MPa，退汞效率31.8%。

影响低渗透油藏水驱开发效果的原因分析及对策

影响低渗透油藏水驱开发效果的原因分析及对策摘要：南翼山油田为典型的低渗透油藏，经过近10年多的水驱开发，取得了较好的开发效果，但也存在注水井吸水能力低、启动压力和注水压力高、油井受效时间长、压力和产量变化不敏感等问题。

针对低渗透油田注水开发中存在的问题，分析影响水驱开发效果的主要因素，提出了有效开发低渗透油田的主要技术措施。

关键词：低渗透油田水驱开发存在问题影响因素技术措施一、油田概况南翼山油田位于青海省柴达木盆地西部北区，行政隶属青海省海西州茫崖镇。

区域构造位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区茫崖凹陷南翼山背斜带上的一个三级构造。

含油层段为新近系上新统的上、下油砂山组，是一种在缺乏陆源物供应、具有温暖清澈的浅湖咸水环境下形成的湖相碳酸盐岩与陆源碎屑混积沉积，岩性主要为深色的泥岩类、灰岩类夹少量砂岩、粉砂岩及白云岩。

储层发育原生粒间孔、次生溶蚀孔，残余粒间孔、晶间孔和微裂缝。

储层平均孔隙度为14.6%，平均渗透率为2.98mD，储层排驱压力、饱和中值压力低，孔喉半径小，储层渗流性能差，属于中高孔—低渗透储层[1]。

二、油田水驱开发存在问题南翼山油田于2002年开始进行注水开发，采用280m×280m的反九点法注采井网，辖区内采油井58口，注水井30口，注采井数比为1：2.8。

取得一定注水效果的同时，开发过程中的问题及矛盾也日益突出[2]。

1.采用消耗方式开发，产量递减快，压力下降快油田原始地层压力为17.2Mpa，天然能量不充足，渗流阻力大，采用自然枯竭方式开发，产量递减快，地层压力下降快。

在依靠天然能量开采阶段，产油量的年递减率为40%，地层压力下降幅度很大，每采出1%地质储量，地层压力下降4.2MPa。

2.注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高油田注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高，而且随着注水时间的延长，层间、层内矛盾日益加剧，甚至发展到注不进水的地步。

由于注采井距偏大、油层吸水能力低，注水井的能量（压力）难以传递、扩散出去，致使注水井井底附近产生蹩压，注水压力升高。

含水上升规律

第一章项目研究的背景及意义20世纪50年代以来，全世界油田开发的总趋势是充分利用水驱动力来采出油藏内部的石油。

这样做一方面是为了获得较高的最终采收率，同时还是为了在开发过程中保持高产稳产。

在天然水驱能量不足的情况下，很多油田都采用了人工注水的油田开发方案。

对于水驱油田来说，无论是依靠人工注水或是天然水驱采油，油田在结束无水采油期以后都将转入含水生产，并且含水将逐步上升，最终还要影响油田稳产。

刚性水压驱动驱油动力：动力来源于有充足供水能力的边、底水的水头压能、注入水的能量。

驱动条件：油层与边水或底水相连通，边水有露头或底水水源充足，边水露头与油层之间高差大，油水层渗透率高，且油水区之间连通性好；注水开发时，注采比等于1；原始地层压力高于饱和压力。

在刚性水压驱动方式下，由于边、底水或注入水水源供给充足，所以生产过程中地层压力保持不变，产液量不变；随着含水不断上升，产油量不断下降；地层压力高于饱和压力不变，生产气油比不变。

弹性水压驱动驱油动力：主要依靠油藏含油部分以外广大含水区岩石和地层水弹性势能。

驱动条件：存在边、底水但不活跃，一般边水无露头或有露头但因地层连通性差、渗透率低、水源供给不足；若人工注水开发时，注水速度赶不上采液速度；开采过程中，地层压力始终保持高于饱和压力。

弹性水压驱动时当边、底水或注入水能量不足时，水侵量小于采液量，造成地层亏空，引起地层压力下降，含水区及含油区岩石和流体释放弹性能进行驱油。

生产过程中地层压力不断下降，产液量下降，产油量下降；由于地层压力高于饱和压力，生产气油比保持不变。

除了上述两种驱动方式以外，油田开发中还有弹性驱动、溶解气驱动、气压驱动、重力驱动等多种驱动方式及复合驱动。

第二章油田含水上升规律综述2.1摘要认识油田含水上升规律，研究油田含水上升的地质因素，制定切实可行的控制含水增长措施，是开发水驱油田的一件经常性的而且是极为重要的工作，同时油田含水率和采出程度与油层性质、开发水平等有很大关系。

柴达木盆地南翼山油田低渗透储层特征

柴达木盆地南翼山油田低渗透储层特征【摘要】南翼山油田位于青海省柴达木盆地西部北区，属于微咸水～半咸水湖泊环境，存在浅湖和半深湖两个沉积亚相。

浅湖亚相中的砂坪、颗粒滩等有利微相带主要位于构造西部，而在构造主体和东部不发育，沉积相控制了油气的富集。

油田含油储层主要发育在N21中上部到N22上部，岩性复杂，属于碳酸岩、碎屑岩、膏盐类物质混合沉积的岩类。

含油储层碳酸盐为主，次为碎屑岩，碳酸盐岩中的优质储层主要是颗粒灰岩和藻灰岩，碎屑岩主要发育在浅层的I+II油层组，以薄砂条的形式存在，含量少，但较好的改善了储层物性。

油田储层物性整体较差，属于中低孔-特低渗。

由于储层物性差，非均质强，注水开发中必须依据储层特征进行井网的优化和部署。

【关键词】南翼山油田储层湖相沉积混积岩类特低渗物性南翼山油田位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区茫崖凹陷亚区南翼山背斜带上的一个三级构造，该区第三纪长期处于微咸水一半咸水的湖泊沉积环境，同时由于间歇性水流的注入，从N21中上部到N22顶部广泛发育由碳酸岩、碎屑岩、膏盐类物质混合沉积的岩类，岩性复杂多样，储层分布“薄、多、散、杂”，物性差。

通过强化储层研究，深化地质分析，对油田优质储层的分布特点、发育规律和表现特征的认识逐步深入，支撑了南翼山油田产量的持续增长。

1 油田沉积特征南翼山油田主要发育浅湖相和半深湖相两个亚相。

储层层理类型以水平、波状层理为主，可见小型交错层理或透镜状层理，水动力整体较弱，储层颜色以浅灰、深灰色为主，也见棕灰色。

油田浅湖相中主要存在砂坪、泥坪、灰坪、颗粒滩等微相，其中砂坪、颗粒滩等有利微相带主要位于油田构造的西部，而在构造主体和东部不发育，相对优质储层主要发育在油田西部。

油田半深湖相位于浪基面以下，受湖浪作用影响较弱，层理类型以细薄的水平层理为主。

颜色以深灰色、灰色、绿色、黑色为主，有机质含量高。

半深湖相中主要存在泥坪、灰坪、砂坪等微相，主要位于油田的构造东部和南北两翼，基本不发育有利储层。

关于南翼山油田钻井液性能对钻井技术的重要意义的探讨

关于南翼山油田钻井液性能对钻井技术的重要意义的探讨【摘要】钻井液体系的改进是提高钻速最直接的手段之一。

笔者针对南翼山油田钻井技术的发展现状，对钻井液影响钻井速度的方式和特征进行了较为系统的分析和评价，依据实钻资料统计分析以及大量文献调研成果，综合评价适合南翼山油田深井快速钻井的钻井液体系类型，现场应用提高钻速效果显著，为研究区钻井工艺改进、加快勘探开发进程提供了有力的技术保障。

【关键词】南翼山油田钻井液性能钻井速度1 引言南翼山构造是1955年地面调查发现的，地面构造为两翼基本对称的大而平缓的箱状背斜构造，属南翼山背斜构造带上的一个三级构造，茫崖拗陷亚区新生代第三纪长期稳定下降，连续沉积了新生界第三系和第四系地层（E3、N1、N21、N22、N23、Q1+2）。

南翼山浅油藏开发层系分I+II、III+IV两套层系开发，目前共钻各类井477口，其中Ⅰ层系（I+II）油层组共钻390口井，II层系（III+IV）油层组共钻87口井。

一般来说，实际操作过程中对钻速产生明显影响的因素主要包括井身结构、钻井方式、地质结构或特征、钻井设备及钻井液几个方面。

那么，提高钻井速度的方法也就主要来源于对上述几个方面的改进，主要通过创新优化钻井液的性能、设计比较高效的钻头以及运用最优化的技术来提高钻井速度，尤其值得指出的是钻井液的作用，钻井液在提高钻井速度上的独特地位与作用，已经引起无数专家和学者的积极关注。

2 南翼山油田钻井液配方及处理南翼山油田目前开发三个地层组，分别是南翼山Ⅰ+Ⅱ、Ⅲ+Ⅳ、Ⅴ油层组，2012年共钻井68口，Ⅰ+Ⅱ油层组29口、Ⅲ+Ⅳ油层组2口、Ⅴ油层组37口，目前存在的问题是机械钻速慢，钻井过程中还存在气侵、水侵的影响。

2.1 Ⅰ+Ⅱ油层组钻井液性能及维护Ⅰ+Ⅱ油层组钻井液一般处于10—设计井深处，密度为1.03—1.10g/cm3，黏度为35—45S，API滤失为5ml以下，泥饼为0.8mm以下，PH值一般位于8—9之间，含砂率小于0.3%，塑性粘度为10—20MPa·s，静切力开始为0.5—1Pa，最终为3—6Pa，动切力为3—6Pa。

对高含水油气井生产的认识

石油工程化工设计通讯Petroleum EngineeringChemical Engineering Design Communications·48·第45卷第8期2019年8月油井采油进入含水上升期后，根据采油速度和采出程度对比分析，可把油井生产分为三种开发管理模式，即提液稳产、稳液降产、降液控水。

油井提液稳产开采主要是以注水开发为主的驱油方式，油田早期注水是以地层采出水为供给源，自然资源来源广泛、相对于对地表、地下生态循环系统污染小、构成成本低。

便于控制操作，再经过地面工艺设备一体化处理设备处理，达到理想可控注入水质标准。

用以恢复地下采出自然能量驱油动力的亏空，根据油藏区域面积，合理地布局油水井分布井网，如：四点法、五点法、七点法、九点法、反九点法。

有针对性地利用边水、底水、油层水边开采边布局边调整，达到注入水与采出液的平衡。

1 地质形成环境受大地质时代的变迁，地壳的隆起形成山脉沉降形成海洋。

自然环境、温度的更替，无时无刻都在改变着地质地貌，改变着原始海洋、陆地生物。

在历经数十亿年生物演化过程中，古老的地球生物由诞生到灭绝，经历了在地层中沉积、脱水、脱氧、加压、高温，逐渐在岩石空隙中生成石油。

在地球内生动力的影响下，地壳内部地震火山爆发，大陆地板块漂移等一系列结构变化。

将岩石空隙中生成的石油，进行自然搬运。

使分散在地层孔隙中的石油聚集，这一自然现象被石油地质称作为油气二次运移。

当遇到具备有生、储、盖的岩石圈闭环境里，石油被保存下来形成了油气藏。

其内部的生化石油，较轻的成分凝聚成天然气（烷烃），储存在油层的顶部，形成气顶或储气藏。

由于密度比差异的存在，油存在于地层隆起的两翼。

水分布在油藏边沿，形成油水边界即边水和底水。

2 石油勘探开发过程石油在原始地层中形成油气藏，通过现代勘探认识技术。

地球物理学人工地震、钻探测井、录井、固井试油，到具有工业开采价值的采油。

无不凝结着人类对油田生产的认识，油田开发进入实质性生产阶段后。

低渗油藏井网适应性论证——以青海油田南翼山V油组为例

低渗油藏井网适应性论证——以青海油田南翼山 V油组为例摘要：本文根据各项动静态资料和油藏工程理论，对油藏各类开发指标进行计算，对南翼山Ⅴ油组加密后井网适应性进行论证。

找出制约油藏开发效果的主要矛盾。

并进一步从井网适应性着手提出了改善油层开发效果的调整方案，对改善南翼山油田开发现状有重要现实意义。

关键词：低渗油田井网加密井网适应性1、南翼山Ⅴ油组概况南翼山构造Ⅴ油层组主要为（下油砂山组）沉积，其相序在纵向上为半深湖相与浅湖相频繁交替，半深湖相相对发育。

该油层组在平面上分布稳定，连片性好，储层分布稳定。

Ⅴ油层组储层岩性以碳酸盐岩为主，孔隙度峰值集中分布在8.5%～14%，平均孔隙度为11.1%；渗透率主要分布在0.1～12.8mD，平均渗透率为2.43mD，系低孔—特低渗储层。

2010年11月～12月，南翼山Ⅴ油组投产NⅤ10-2井与NⅤ6-2井，随后以“270×370水平井+直井”开发模式开发，其中包含直采井34口、水平井10口。

在开发过程中，该井组存在的问题主要为：①纵向上缺乏对主力产层的识别，且分布不集中；②水井注不进水、油井采不出油。

为进一步优化该油组开发方式，2016年该油组井网调整为“270×185水平井+直井”的开发模式开发，对该井网中5个井组进行菱形反九点直井加密，但注水见效慢现象依旧存在，注水不受效井数量依旧多。

以有效提高难采储量动用程度为目的，2018年底该油组开始尝试大规模部署加密长井段水平井。

截止2018年12月，南翼山Ⅴ油组共部署油水井89口，其中直采井52口，水平井12口，注水井25口，平均单井日产油量1.16吨，平均单井日注水量11.32方；年产油量1.91×104吨，年产液量3.13×104方，年注水量9.1×104方；累计产油量14.2×104吨，累计产液量36.70×104方，累计注水量59×104方，综合含水率62.9%，可采地质储量的采油速度1.73%，采出程度6.7%。

浅析含水层划分存在的问题及建议

浅析含水层划分存在的问题及建议作者：肖芳甘德来源：《科技资讯》 2014年第18期肖芳甘德(紫金矿业集团西北有限公司新疆乌鲁木齐 830026)摘要:由于部分矿山企业存在对矿区水文地质工作不重视,水文地质情况不清、资料不全,防治水工作制度不健全,安全生产尤其是防治水责任不落实,导致矿山水害事故时有发生,给人民群众生命财产安全造成重大损失,同时也对区域地下水环境造成不同程度的破坏。

本文主要讨论含水层划分问题,并对矿区水文地质勘探工作中对该问题的解决和改进措施提出建议。

关键词:灰岩含隔水层问题建议中图分类号:P641.96 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2014)06(c)-0202-01我国地域辽阔,矿产资源丰富,地质构造和水文地质条件复杂。

为了做好矿山水文地质工程地质勘探工作,进一步提高各地勘单位水文地质工程地质勘探技术水平,解决水文地质工程地质勘探工作中含水层划分等问题,正确反映矿区水文地质工程地质环境地质条件,有效进行矿山防治水,合理开发矿产,保护水资源和生态环境,进一步提高矿区水文地质工作水平,为矿产资料开发利用做好基础工作,通过大量的生产实践,前辈总结出了含水层划分方面的经验,用传统的水文地质工程地质编录综合现场岩矿芯及矿区岩性的综合研究分析,来划分含水层。

随着科技的发展,划分含水层有了新的方法,即水文地质物探。

利用测井曲线划分含水层位置、厚度,新的水文物探测井方法的问世,促进了矿区水文地质工作向精准的划分含水层迈进了一大步。

现就含水层与隔水层划分的问题展开讨论。

1 含、隔水层划分意义及存在的问题水文地质规范、规程明确要求查明矿区水文地质条件及矿床充水因素,并预测矿坑涌水量,查明矿区的工程地质条件,边坡稳定性,岩体质量,围岩岩体质量,预测出地下水文地质未来的走向,专业的报告中还应预测因矿主对矿床的开发可能导致的环境地质问题并对此提出防治的措施。

对工作区含隔水层的认识应从区域水文地质条件入手。

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ＨＱ
摘要：通过对研究区的构造演化及第三纪地层中油田水含水层的岩性、度及埋深资料的分析厚表明，气象、古水文条件是南翼山油田水大含水层及其物源形成的先前条件。山及喜玛拉雅燕
山区域性构造运动一方面为油田水大含水层提供了物质来源和堆积空间，另一方面也是油田
南翼山地区油田水大含水层形成机制探讨
李云平，小刚２，尚王存，爱奎４张
（．海省第五地质矿产勘查院，海西宁１青青３青海省地质调查院，．青海西宁８０１２青海省水文地质工程地质勘察院，海西宁１０２；．青８００１０８；８０１；．海省第三地质矿产勘查院，海西宁１０２４青青８００）１０８
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水形成的关键因素。
关键词：南翼山；田水；油大含水层；形成机制中图分类号：６Ｐ４文献标志码：Ａ文章编号：０６—８９（０００１０９６２１）４—０６０４—０４
ＩｅｔｇｔｏｎｔｉｕｉｅｏｍａｔｏｅｈａｓｎｖｓｉａｉｎｏｈｅｂｇａｑｆｒｆｒｉｎｍｃｎｉｍｉｈｅｏｌｅｄｗａｅｆＮａｈａｒａｎｔｉｆｌｔｒｏｎｓｎａｅｉ
第２８卷第４期
２１００年８月
青海大学学报（自然科学版）
ＪｕｎｌｏｉｇａＵｉｅｓｙＮｔｒｃｎｅｏｒａｆｎｈｉｎｖｒｉ（ａｕｅＳｉｃ）ｔｅＱ
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