油田边部复杂构造岩性油藏油水分布特征研究
塔河油田奥陶系油藏地层水赋存分布
2008年4月地 质 科 学CH I N ESE JOURNAL OF GE OLOGY 43(2):228—237塔河油田奥陶系油藏地层水赋存分布朱 蓉1 楼章华1 云 露2 李 梅1 金爱民1 张慧婷1(1.浙江大学水文与水资源工程研究所杭州 310028;2.中国石油化工股份有限公司西北分公司勘探开发研究院乌鲁木齐 830011)摘 要 根据地层水赋存状态,在塔里木盆地塔河油田奥陶系油藏地层水中区分出3种不同的类型:洞穴底部油气驱替残留水、洞穴周缘小缝洞系统驱替残留水和储层下部层间水,并分析了不同类型水体的化学—动力学特征。
塔河油田奥陶系油藏储层非均质性强,油水分布规律十分复杂。
背景储层缝洞发育程度不同,油气驱替程度不同,储集空间大小不同,其相应的油水分布规律、油藏开发动态及含水动态都不尽相同。
本文总结了这些不同点并探讨了其油气勘探意义。
关键词 地层水 油气驱替 油水分布 奥陶系油藏 塔河油田 塔里木盆地中图分类号:P641.2文献标识码:A 文章编号:0563-5020(2008)02-228-10 朱 蓉,女,1974年9月生,讲师,水文水资源专业。
e 2mail:zhur ong@zju .edu .cn2007-01-09收稿,2007-07-02改回。
塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起南侧阿克库勒凸起的西南斜坡(罗静兰等,2006),发现于1990年,目前井控含油气面积约10800k m 2,已探明储量表明它是我国海相烃源超亿吨级的大油田,具有广阔的勘探开发前景(康玉柱,2004)。
然而自2002年开始,塔河油田奥陶系油藏见水井增多,地层水产出量(或含水率)升高加快,老井产量大幅度递减,严重影响了油田的采收率和经济效益,成为目前油田开发面临的主要难题。
据初步统计,塔河油田现有生产井中,产水井占7614%,单井平均日产水量近44m 3。
由于目前对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏流体分布规律,尤其是地层水赋存状态及分布规律仍未获得清晰的认识,对不同类型的油井见水特征和含水上升规律缺乏系统的研究,直接影响了油井动态研究、井位部署、产能建设和开发方案编制等生产工作,成为油田开发生产与研究的瓶颈之一。
应用数值模拟法研究复杂断块油藏剩余油分布
应用数值模拟法研究复杂断块油藏剩余油分布发表时间：2020-09-24T15:18:38.820Z 来源：《科学与技术》2020年15期作者：周璇[导读] 复杂断块油藏进入开发后期，会造成剩余油分布越来越复杂，周璇冷家油田开发公司辽宁省盘锦市 124010摘要：复杂断块油藏进入开发后期，会造成剩余油分布越来越复杂，会给开采和挖潜带来了一定的难度，所以剩余油分布的预测已经成为复杂断块油藏的主要内容，通过合理的技术来进行开采复杂断块油藏是一项非常重要的手段，通过应用数值模拟法对剩余油分布规律进行分析，才能知道影响分布规律的因素，根据这些因素提出相应的对策，剩余油分布预测需要强调地质资料的精细化，保持生产数据的完整性，才能对复杂断块油藏剩余油分布规律有一定的了解。
关键词：数值模拟法；复杂断块油藏；剩余油剩余油分布规律的研究油田开发中后期的主要任务，可以有效提高油气的采收率以及开发效果。
高含水区油藏中的油水关系非常复杂，尤其是复杂断块油藏内的剩余油研究难度非常大。
利用数字模拟技术预测复杂断块油藏剩余油的分布规律，可以有效预测油田的未来发展方向，制定出合理地开发方案和调整方案，能够有效实现全方位的动态描述和预测。
1精细地质建模1.1地质模型为了准确描述复杂断块油藏的空间展布规律，建立三维地质模型：（1）建立复杂断块油藏地质参数的数据库，并对数据进行矫正和标准化处理。
（2）对区块内的工作数据格式进行转换，包括层位数据，断层数据等。
（3）加强数据转换和录入，包括测井解释数据、录井资料数据。
（4）分析测试数据及地质数据的录入。
建立完善地层层面构造模型，利用交互式方法建立储层沉积分布模型，在建立模型时要考虑到孔隙度、渗透率、含油饱和度等参数的校正。
1.2储层参数模型三维地质模型可以用参数体的形式充分反映出储藏内的孔隙度、渗透率等物性参数，储层内的孔隙度和渗透率可以充分表明油藏储集能力和渗流能力。
因此建立模型中利用高斯模拟方法，输入参数为变量统计参数、差函数参数以及条件数据。
复杂断块油藏固井工艺难点与技术对策研究
复杂断块油藏固井工艺难点与技术对策研究复杂断块油藏是指地层构造复杂，储集层孔隙、裂缝发育、孔隙度低、渗透率差，岩石力学性质差异大，导致油藏流体不均匀分布的一类油藏类型。
复杂断块油藏的存在给固井工艺带来了巨大的挑战，其固井工艺难点主要表现在以下几个方面：固井难度大、固井质量难以保证、固井成本高、固井效果不稳定。
一、固井难度大复杂断块油藏的地层构造较为复杂，储集层孔隙、裂缝发育，孔隙度低，渗透率差，这些地质条件导致了固井难度的增加。
地层岩性的不均匀性、孔缝度和裂缝度的差异性，给固井施工带来了挑战。
复杂的地层构造和不规则的孔隙结构使得固井设计和施工难度大，常规工艺往往难以达到预期的固井效果。
二、固井质量难以保证复杂断块油藏的地层条件造成了固井质量难以保证。
固井施工中难以完全填充地层孔隙和裂缝，导致固井强度差，固井质量无法保证。
由于地层构造不规则、孔缝度和裂缝度的差异性，注入压力容易造成地层破裂，从而影响固井质量。
固井质量难以保证会导致油井漏失，增加了油田开发成本。
三、固井成本高由于复杂断块油藏的固井难度大、固井质量难以保证，固井施工需要采用更高端的技术和更复杂的工艺，这导致了固井成本的大幅增加。
高成本的固井施工不仅增加了油田的采收成本，也影响了油田的经济效益。
四、固井效果不稳定复杂断块油藏的地层结构复杂，地质条件多变，这使得固井施工的效果往往不稳定，一定程度上影响了井下作业的安全和生产。
针对复杂断块油藏固井工艺中存在的难点和问题，需要采取一系列的技术对策来提高固井施工的效率和质量，降低固井成本，稳定固井效果。
一、地质勘探技术提升地质勘探是油田开发的首要工作，准确地勘探到油藏的地质结构、岩性特征、孔隙结构等信息，是提高固井施工效果的基础。
要借助现代的地震勘探技术、井壁差异性测井技术、电阻率测井技术等手段，深入了解复杂断块油藏的地质构造和岩石力学性质，为后续的固井设计提供科学依据。
二、固井设计技术创新针对复杂断块油藏的地质特点和固井难点，需要创新固井设计技术，设计出更适应复杂地层条件的固井方案。
边底水稠油油藏多轮次吞吐后期剩余油分析
研究区块经过多年开发，地层亏空大，受边底水侵入和高轮次吞吐等因素影响，开发效果变差。
复杂河流相稠油油田局部隔夹层较发育, 为高渗稠油油藏。
优化水平井参数, 为辅助蒸汽吞吐, 采用高效油溶性复合降黏剂, 充分利用其协同降黏作用、混合传质及增能助排性能, 大幅度降低注汽压力、扩大吞吐波及范围。
一、不同区域剩余油分布规律分析1.典型井组选取根据研究单元不同区域的储层厚度、原油物性、构造位置、周期生产效果、水淹类型等的差异，平面上划分了4个区域：（1）受边底水影响西北部受到馆陶弱边水影响，部分井高含水；平均单井日液33.5t，单井日油1.9t，综合含水94.3%，平均动液面209m。
（2）受潜水底水和南部区域注入水影响的中部井区受到南部区域边水、潜山底水侵入，高含水问题突出；该井区井况问题突出，储量失控严重。
管外窜问题严重，制约老井利用（3）高泥质较高东部井区层薄物性差，产能低；油井主要表现为注汽压力高的特征，一般注汽压力达18.0MPa～19.5MPa。
单井平均周期生产效益较差。
（4）水平井区一是井筒附近采出程度高，周期递减大，二是非均质性强，井间热连通，汽窜严重。
综上，从4个典型区域选取了5个开发井组，共涉及井数62口，面积4.2km2，在历史拟合基础上，分析剩余油分布规律及影响因素。
2.地质模型建立三维地质模型采用Petrel软件，模拟层位为研究区块馆陶组3个砂组、5个小层。
3.数值模型建立利用CMG数值模拟软件，分别建立四个区域数值模型，并进行了历史拟合。
拟合过程中，依据岩心分析资料，首先对孔隙度、空气渗透率、含油饱和度进行了校正，并对相对渗透率在合理范围内进行了修正，对模型区含水进行了精细拟合使拟合含水上升趋势与实际一致，并对重点井进行了精细拟合，单井拟合符合程度达到85%。
4.地下三场规律分析（1）压力场分析研究区块原始地层压力9.5MPa，目前地层平均压力7.0MPa；其中A区块及东部区域整体地层压力偏低，西北及中部区域受边底水影响压力相对较高。
EBS油田油藏水驱油规律研究
88随着EBS油田石油资源勘探程度的不断深入、高低渗透储层的稳产状态的已经很难维持。
同时，低渗油藏的注水开发状况复杂，油藏油水分布规律难寻、不同井油水采出程度差异也比较大、再加上储层微观地质条件，水驱油路径与油藏剩余油展布规律认识不清，这都是造成油田增产难以实现的因素。
驱油效率直接影响油气采收率，影响油田的经济效率。
真实砂岩模型驱替实验能直观的发现油藏渗流特征的变化，有更好的科学性，实用性也更强。
同时，EBS在进入含水中期后，开发规律及驱油效率均发生变化，需要对渗流规律进行深入研究，从而指导油田后期的开发。
针对这些问题，本文从储层地质特征出发，结合真实砂岩水驱油实验，对伊拉克东巴油田油层的驱油效率的影响因素进行了分析研究。
一、研究区储层基本特征EBS油田位于巴格达市东北方向14km处，横跨巴格达、迪亚拉、瓦西特三省，占地面积约为658平方公里。
东巴格达油田位于伊拉克Diyala省境内，处于美索不达米亚盆地前渊内，油田面积为1900km2,发现于1976年，1989年投产。
实验最终可采储量4651.38×106bbl，天然气最终可采储量9385000×106ft3。
储集层为Hartha组，其岩性为石灰岩，沉积于浅海相环境，年代为白垩纪坎潘期－马斯特里赫特期，厚度为975ft，平均孔隙度20%；第二储集层为Khasib组，其岩性为石灰岩，沉积环境为浅海相，年代为白垩纪土伦期－康尼亚克期，厚度为300ft，平均渗透率为100mD；第三储集层为Sadi组，其岩性为石灰岩，沉积于深海相环境，年代为白垩纪土伦期－康尼亚克期，厚度为975ft；第四储集层为Tanuma组，其岩性为石灰岩，沉积环境为浅海相，年代为白垩纪土伦期－坎潘期，厚度为250ft，平均孔隙度20%；第五储集层为祖拜尔组，其岩性为砂岩，沉积环境为浅海相环境，年代为白垩纪欧特里夫期－阿普特期早期，厚度为1650ft。
圈闭为构造圈闭，是背斜和断层构造。
油气田地下地质学第四章油气田地下构造研究1
（一）三维地震构造解释的基本流程包括：
➢资料准备：收集整理地震资料、钻井资料和测井资料，并加 载进地震解释软件平台；
➢层位标定：应用垂子地震剖面和人工合成地震记录进行层位 标定；
➢地震数据浏览：了解基本构造特征；
➢断层解释：时间切片进行断层平面解释，然后进行垂子剖面 解释；
➢层位的解释：按地震波的同相性、振幅能量及波形的相似形， 对层位进行追踪解释；
上部倾斜段(缓翼地 层)--绿模式；
接近脊面--蓝模式， 脊面处倾角接近0°
离开轴面向陡翼地层 过渡--红模式
下部倾斜段(陡翼地 层)--绿模式。
绿 蓝
红-反
绿-反
井眼穿过非对称背斜轴面的倾角矢量图特征
3、倒转背斜
● 特点：
轴面倾斜很大，
绿
两翼倾向相同，
蓝
下翼倾角比上翼大
红
● 穿过轴面的井眼： 矢量图呈现： 绿-蓝-红-绿模式
由以上分析可以看出：
单斜地层与对称背斜或对称向斜一翼--矢量图相似 倒转褶曲、平卧褶曲与非对称背斜--矢量图相似
因此，单纯用矢量图判断褶曲形态，有多解性， 必须结合地质资料及测井曲线进行综合分析，力求作 出正确的判断。
三、褶曲构造的识别
(二)利用井段产状统计成果判断褶曲类型
矢量的井段产状统计成果图有五种：
第四章 油气田地下构造研究
王建强
2012年10月29日
第四章 油气田地下构造研究
第一节 油气田地下构造的研究内容及方法 第二节 井下构造（褶曲）研究 第三节 井下断层研究 第四节 油气田地质剖面图的编制与应用 第五节 油气田构造图的编制与应用
一、油气田地下构造的研究内容
油气田地下构造研究的主要内容为构造展布、构造发育 史、断层封闭性等。
大庆油田N地区成藏主控因素及成藏模式研究
通过研究分析 N 地区存在构造油藏、岩性油藏、岩
特征等综合分析，
认为该区存在4种易成藏的地质模式。
性—构造油藏等多种油藏类型，其中以岩性—构造油
藏类型最发育，主要有岩性—断鼻油藏、岩性—断层油
气藏两种类型；构造油藏类型以断块油气藏和断鼻油
参考文献：
[1]
气藏为主，局部见断背斜油藏类型；岩性油藏，低部位
中图分类号：TE122 文献标识码：A 文章编号：
1004-5716(2021)03-0074-04
N 地区是油田增储上产的主要潜力区块，扶余油
影响。因此，需要综合分析构造、断裂、储层、油源、测
层是该区主要目的层段，以往勘探和开发的研究结果
井解释、试油成果等资料，确定 N 地区整体及局部油水
表明，扶余目的层段具有油气水分布复杂、油藏类型多
5.27
3
4
构造单元
区块名
N35
肇源鼻状西翼
油源条件
近油源
7
肇源鼻状
N180-246
Hale Waihona Puke Z180-2466.29
近油源
8
模范屯鼻状
N212
Z212-1
12.37
近油源
9
肇源鼻状东翼
N243
Z241
8.7
一般
10
裕民构造东
N79
Z79
5.72
一般
11
肇源鼻状东翼
N243
Z266-366
0.13
一般
12
扶余Ⅱ号构造
圈闭均较发育。研究表明，三肇凹陷青山口组主要生
东向，受河道微相控制，砂体展布形态呈明显北东走向
油层的大量排烃期为明水组末期，而区内构造形成均
石油储层岩性解释与油气分布规律分析
石油储层岩性解释与油气分布规律分析石油是世界上重要的能源之一，其分布规律与储层岩性密切相关。
在石油勘探中，储层岩性解释是确定油气存在的重要手段。
通过对储层的岩性特征进行分析，可以揭示油气的分布规律，为石油勘探与开发提供科学依据。
一、储层岩性解释的基本原理储层岩性解释是通过分析岩石的物理性质、岩相特征以及地质构造等来判断储层的类型、发育特征和分布范围。
岩石的物理性质包括孔隙度、渗透率、饱和度等。
岩相特征主要包括岩石的颗粒组成、结构特征、孔隙形态等方面的特征。
在储层岩性解释中，地震资料是重要的研究工具。
地震反射波形特征可以反映地下岩石的界面情况，通过对地震资料的解释，可以揭示地下构造和储层性质的分布规律。
此外，地球物理测井数据也是储层岩性解释的重要依据，如测井曲线的走向、幅度、频率和相位等参数，可以对储层进行细致的分析和解释。
二、储层岩性解释的方法和技术储层岩性解释的方法和技术多种多样，常用的方法包括地震解释、岩心分析、地球物理测井和岩相解释等。
地震解释是最常用的方法之一，通过分析地震反射剖面的特征，可以判断储层的厚度、岩性和构造特征。
岩心分析是指对钻井岩心进行取样和实验室测试，通过分析岩心的颗粒组成、孔隙度、渗透率等参数，可以对储层的特性进行详细研究。
地球物理测井是指利用地下探测仪器对井眼周围的地层进行物理测量，通过分析测井曲线的特征和曲线之间的相互关系，可以推断储层的岩性、厚度和含油气程度。
岩相解释是通过对储层岩石的特征进行观察和判断，识别各类岩石组合的规律性，从而推测出储层的岩性分布。
三、油气分布规律的分析油气分布规律是指油气在地下的空间分布特征。
在石油勘探中，油气分布规律分析是确定油气运移路径和油气富集区的过程，也是评估油气资源量和判断储层开发潜力的依据。
油气在地下的分布与储层岩性密切相关。
储层岩石中的孔隙和储集空间是油气的主要富集层位，而岩性与孔隙度、渗透率等物理性质有着密切关系。
高孔隙度、高渗透率的岩性通常具有良好的储集性能，是主要的油气富集区。
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油田边部复杂构造岩性油藏油水分布特征研究
【摘要】G油田北部外扩区块是以顺直窄小河道为主的复杂岩性油藏，由于受构造、断层、岩性等因素的影响，区块内油水分布非常复杂。
为满足油田开发需要，对该区块开展了油水分布特征研究。
利用试油、提捞和投产井环空数据结合构造图、相带图研究了油水层判别图版，对投产井层进行二次解释，总结该区块油水分布特征，针对高含水井提出了有效地治理措施。
【关键词】复合油藏判别图版油水分布
1 前言
G油田北部外扩区块是GT构造向北倾没部分，区块内东南高西北低，总体上呈由东南向西北的单斜，发育四个较大的断块。
主要发育顺直窄小河道，河道砂钻遇率低。
从区块测井解释结果以及试油资料和提捞井资料证实，区块油水分布复杂，部分单井生产资料显示，解释为同层的井层平均含水并不高，解释为油层的井层含水并不低。
油水层电测解释识别精度低，识别难度大。
为保证油田开发效果，需要对该区块开展油水分布特征研究。
2 G油田北部外扩区块砂体沉积特征
G油田北部外扩区块主要发育顺直窄小河道，砂体分成以下四种类型：
一是有主体带的顺直型分流砂体，河道砂发育，各单元都有一条宽约500m 左右的主体带，该类砂体发育相对较好，井网对砂体控制的比较好。
二是无主体带的顺直型分流砂体，发育200m左右的顺直型窄小河道，砂体连续性差，井网对砂体控制程度低。
三是断续窄条带型分流河道砂体，河道砂钻遇率为20.2%，平均有效厚度比例为69.4%。
河间薄层砂和表外储层以条带状或片状形式分布，尖灭区大面积分布。
四是席状砂稳定分布型砂体，为三角洲外前缘相沉积，河间薄层砂大面积分布，呈零星、断续分布，尖灭区不发育。
3 利用试油、提捞和投产井环空数据结合构造图、相带图研究油水层判别图版
G油田北部外扩区块由于油水层识别精度低，充分利用试油、提捞等动态资料，研究油水层在测井曲线上的响应特征。
研究表明深侧向电阻率与自然电位/泥浆电阻率、深侧向电阻率与有效厚度之间具有一定的相关性，考虑砂体岩性影响，按照有效厚度大于等于1m和有效厚度小于1m分别绘制油水层解释图版。
3.1 有效厚度≥1米油水层判别图版
当有效厚度≥1米时，油水层与深侧向及自然电位/泥浆电阻率的响应呈线性关系，图版中水层位于回归曲线Y1=11+1.56X下方，油层位于回归曲线Y2=11+2.19X上方，在回归曲线Y1与回归曲线Y2区间出现油层同层混杂，初步定为同层区间。
3.2 有效厚度<1米油水层判别图版
对于深侧向与自然电位/泥浆电阻率的响应关系图版，在不同的区间，呈现不同的规律。
在区间I（X<2.2，Y<11）中，油水层分别位于回归曲线Y=-0.5+7.2X 上下方；在区间II（X<2.2，Y<11）中，水层位于回归曲线Y1=-3.5+4.2X下方，油层位于回归曲线Y2=-8.5+6.67X上方，在回归曲线Y1与回归曲线Y2区间，初步定为同层区间。
3.3 利用图版对I2区块投产井层进行二次解释，提高油水层识别精度
利用图版对I2区块投产井层进行二次解释，其中有效厚度≥1米有375个层，电测解释油层116个，同层33个，水层226个层，从图版解释结果看，有7个层电测解释为油层，但落到了同层区间，应校正为同层，有2个同层改为油层，4个同层校正为水层，水层基本落到了水层区间，通过利用图版对油水层进行重新识别，对射孔方案制定起到了一定的指导作用。
4 总结油水分布规律
G油田北部外扩区块发育I、I1、I2、I3四个较大的断块，不同的断块油水分布特征不同。
4.1 I断块整体表现为构造控制油水分布
I断块目前投产油水井56口，根据电测解释结果，构造高部位为纯油层，向构造低部位为同层或者水层的井有52口，做投产井含水与构造深度交汇图，可以看出构造深度-1120米以上的井，含水整体较低，低于10%的井占83.3%；而构造深度-1120米以下的井含水整体较高，符合构造油藏上油下水的分布规律。
4.2 I断块局部地区岩性与构造双重作用控制油水分布
相同构造深度分属于不同河道的两口井流体性质不同，但在同一单砂体内部符合上油下水分布规律。
从沉积单元沉积相带图分析看，两口井位于两条不同分流河道砂体内，横向上两分流河道单砂体之间并不连通，岩性控制油水分布，但在同一单砂体内部受构造影响大，符合上油下水分布规律。
4.3 I1、I2、I3断块垂向油、水分布复杂，无统一油水界面，为岩性油藏
在I1、I2、I3井区做联井剖面，反映垂向上油、水分布复杂，无统一油水界面，为岩性油藏。
油水分布受三方面因素影响：1、单一河道控制油水分布2、断层切割控制油水分布3、岩性上倾控制油水分布。
5 高含水井治理对策
G油田北部外扩区块目前共投产油井93口，投注水井9口。
高含水井主要分布在I区块的北部构造低点和I1、I2区块。
针对36口高含水井制定以下调整对策：
一是结合低产井利用，实施转注14口井。
二是对发育有效厚度，油水性质分析解释为油层，有调整潜力的井，实施补孔2口。
三是对水井投注后可受效的井，受效前实施间抽12口井。
四是无治理潜力的井，实施关井8口井。
主要为位于构造低部位，联井剖面看剩余油层为水层或同层，没有补孔潜力的井。
6 结语
（1）绘制油水层解释图版，并对I2区块投产井层进行二次解释，提高了油水层识别精度。
（2）I断块整体表现为构造控制油水分布，局部地区岩性与构造双重作用控制油水分布。
（3）I1、I2、I3断块垂向油、水分布复杂，无统一油水界面。
（4）针对高含水井制定了具体调整对策。
参考文献：
[1]胜利石油管理局测井公司编.石油测井方法与解释.北京：石油工业出版社，1997.60～68.
[2]裘亦楠，薛叔浩.油气储集层评价技术.北京：石油工业出版社，1997.42～46.。