延安组油层井网部署
浅水三角洲沉积特征及布井方法——以铁边城地区延8储层为例
系 组
以上 ， 砂体 垂 向上 未见 吉尔 伯特 ＝层 结构 ． ｉ 为典型 的
浅水 三 角洲 沉积体 系 ，可识 别 出上 三角 洲平 原分 流
三 角 洲沉 积特 征ＢＡ。研 究 表 明 ， 水三 角洲 是三 角 ｏ１ 】 浅
数 条 河 流入 湖 ， 水 成湖 ， 洪 水 期 汪 洋一 片 ， 枯 集 在 在
水 期河 流纵 横 ， 湖泊 星罗 棋布 。 进入 延 ８ 层沉 积期 ， 盆
地 持续 下沉 ， 流 向湖盆 推进 ． 河 形成 大 面积 的浅水 三 角 洲砂 体并 构成 有利 的储 集体 。又 由于盆地 沉 积后 期 的差 异 压 实 作用 口 ， 区发 育 大 致 由东 向西 倾 没 ２该 １ 的低 幅鼻状 隆起 。有 利 的储层 和构 造在 区域 上 的 良 好 配置 区为最终 形成 侏 罗系 油藏创 造 了条件 。
第 １ ３卷 第 ４期
重 庆科 技学 院学 报 （ 自然 科学 版 ）
２ １ 年 ８月 ０１
浅水 三角洲沉积特征及布 井方 法
— —
以铁 边 城 地 区延 ８ 层 为例 储
张晓明 殷 国瑞 胡 瑞 骆 高峻 李章元 苟恒兴
（ 庆 油田公 司第八采 油 厂 ， 长 西安 ７ ０ ２ ） １ ０ １
区 的主体 。 角洲在 向湖进积 过程 中 ， 三 随着 分 流河道
的快 速推进 ，在分 流河 道间 的洼地 不 断发 生着决 Ｅ ｌ 沉 积 和越岸 沉 积作用 ， 的分 流 间湾形 成 ． 口扇发 新 决 育， 间湾逐 渐被 充填 ， 三角洲 平 原进 一步 扩大 。在 上
西峰油田延长组地层划分方法
姬塬油田延长组地层划分方法三大队沈书锋一、区域地质背景鄂尔多斯盆地也称陕甘宁盆地，是华北地台解体后独立发展起来的一个中新生代大型内陆沉积盆地，是一个多构造体系、多旋回坳陷、多沉积类型的大型克拉通沉积盆地。
经历了中晚元古代拗拉谷、早古生代陆表海、晚古生代海陆过渡、中生代内陆湖泊及新生代边缘断陷湖泊五大构造发展阶段。
盆地边缘断裂褶皱较发育，而盆地内构造相对简单，地层平缓，平均倾角不足1°，依据基底性质、地质演化历史及构造特征，将盆地本部分为六大构造单元，分别为：伊盟隆起、伊陕斜坡、天环坳陷、晋西挠褶带、西缘褶曲带和渭北隆起。
鄂尔多斯盆地具有与华北地台相同的前震旦亚界基底，吕梁运动后进入地台发育期，震旦亚代至中奥陶世存在一中央隆起，其两侧为沉积中心，沉积物厚1300m左右，晚三叠纪大型盆地的轮廓已经形成，整个中生界表现为全面下降。
接受了近5000m的陆相沉积，含有丰富的油气资源（表1）。
鄂尔多斯盆地从晚三叠纪开始进入内陆坳陷盆地沉积，形成一个面积大、水域广、深度浅，基底平的大型湖泊，延长组是第一个沉积旋回，延长期构造稳定，气候温暖潮湿，发育了一套以河流、湖泊、湖泊三角洲为主的沉积，整个延长期湖盆经历了发生－发展－消亡阶段。
使延长组形成了一套完整的生、储、盖组合。
即以底部泥岩及油页岩为主要生油层，以长8以上三角洲砂体为主要储集层，以浅湖和沼泽相泥岩为主要盖层。
燕山运动及以后的沉积改造了全区地质构造，继承发展为现今单斜背景下的一系列鼻状构造。
表1姬塬油田中生界地层层序及岩性组合特征二、延长组以上地层的划分和对比随着勘探开发的不断深入，在井网不断加密，资料不断丰富的情况下，对层系的划分也提出了更高的要求。
受区域沉积环境的影响，不同地区的层系特征不同，地层的层序组合与演化也存在很大差异。
经过对近年来所录取各项资料的对比分析，总结出一些可供参考的地层划分和对比方法。
由于姬塬地区主要产油层为三叠系上统延长组，因此我们把地层对比的重点放在了延长组。
YB油区长6地层划分对比
YB油区长6地层划分对比摘要：地层精细划分对比是油田地质的基础，通过地层精细划分对比，可以解决油田开发过程中的许多地质问题，为了解决YB油区含水率较高、自然递减率较快、后期注水等问题，充分利用各阶段的分析资料，对目的层进行地层划分对比，为下一步油田开发方案调整和综合治理奠定必要的基础。
关键字：YB油区地层划分对比标志层YB油区地处陕西省延安市子长县东部，位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部中段。
研究区属陕北黄土塬区，地表被第四纪黄土层所覆盖，地形起伏不平，为沟、梁、峁地貌，地面海拔1050～1300m。
YB油区最早勘探始于上世纪八十年代，经过三十多年的勘探开发，研究区探井均钻达长6底部，主要含油层位为长61、长62、长63。
75%探井试油达到工业油流，初周月平均单井日产油0.8t，含水率85%。
区域上延长组厚度一般为1000-1400m，是一套以河-湖相为主的陆源碎屑岩系。
在延长组地层划分对比工作中，从张家滩页岩（包括张家滩页岩）及其之上的延长组中识别出了9个标志层，自下而上一次为K1-K9，本次研究以高分辨率层序地层学为理论依据，遵循“先寻找区域标志层，再寻找辅助标志层，先对大段，再对小段，沉积旋回控制，参考厚度，多井对比，全区闭合”的原则。
延长组自下而上依次为T3y1- T3y5五段，同时根据油层纵向分布规律自上而下依次划分为10个油层组，依据K1、K2、K3、K9等标志层划分大层并结合地层岩性、电性组合及沉积旋回特征，将目的层长6地层进行亚层、小层不同级别的划分。
根据上述原则逐井进行地层的划分和对比，在反复的对比中达到全区圈闭，为了精细研究区的油层发育特点，选择大致顺物源方向和垂直物源方向，根据标志层、结合沉积旋回、地层厚度、岩电特征等对研究区分别做纵、横向油层对比剖面各3条。
完成研究区地层层序格架的建立，并建立了研究区主要目的层段的分层数据库。
YB油区ZB1208-1井-L203井长6-长4+5地层对比横剖面图根据研究区内58口井探井的测井、录井和分析测试资料的基础上，以岩石地层学、层序地层学的基本原理及技术方法为指导，完成了研究区内58口探井小层精细地层划分与对比，建立了小层分层数据库。
胡尖山油田精细注水技术研究
胡尖山油田精细注水技术研究【摘要】近年来，特低渗透油藏的开发已逐步成为胡尖山油田原油生产稳定发展的主要潜力，但其物性差、产量低、多属岩性油藏、天然能量匮乏，故提高此类油藏的注水开发水平和相关经济效益，已成为胡尖山油田持续发展的关键技术，胡尖山油田的注水开发经历了注水开发试验、大规模注水开发、注水调整、精细注水四个阶段，注水开发后，随着动态的变化，采取了多种注水调整方式，取得了一定的效果，但后期又有新的矛盾不断出现，经过系统总结发现，不同的注采区块也具有一定的共性，即可以用驱动类型、开发阶段、渗流特征进行划分归类，分成不同的注水单元，这就逐步形成了精细注水技术。
【关键词】特低渗透油气藏胡尖山油田精细注水发展方向1 前言胡尖山油田位于定边县境内，地处陕西省西北角、榆林市最西端，是黄土高原与内蒙古鄂尔多斯荒漠草原过渡地带，东至东南与本省靖边县、吴旗县相连；南至西南与甘肃省华池县、环县相接；西与宁夏回族自治区盐池县毗邻，北至东北与内蒙古鄂托克前期、乌审旗相邻，系陕、甘、宁、蒙四省区交界地。
地面海拔1400～1800米，相对高差50～100m左右。
该区气候变化幅度大，属典型的内陆半干旱型季风气候，四季分明，年平均气温7～120℃，平均降水量400～600mm，大部分集中在7～9月，冬春干旱，且有风沙、寒潮侵袭，自然环境比较恶劣。
2 胡尖山油田地质特征胡尖山地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带的中部，构造背景为一平缓的西倾单斜，倾角仅半度左右，平均坡降6～8m/km。
是一个经多期构造运动叠合形成的残余内克拉通盆地。
盆地内沉积有自古生代以来的多套沉积体系，其内蕴藏着丰富的油气资源。
其中上三叠统延长组是一套在内陆湖泊三角洲沉积体系上发育的重要油气储集层，也是胡尖山地区主要的含油层系。
胡尖山油田含油层系为三叠系延长组长7、长6、长4+5、长3、长2油层，主力油层长6埋深1000～1400m，油层厚度10～15m，储层平均有效孔隙度11.0%～15.0%，空气渗透率1～2md，原始地层压力8.3mpa～10.0mpa，饱和压力4.65mpa～6.79mpa，压力系数0.7～0.8，为典型的低孔、低渗、低压油藏，其注水开发技术的好坏对合理开发此类油藏具有重要意义。
二元复合驱提高石油采收率技术研究
56三元复合驱能大幅度提高老油田的采收程度，但是也带来了诸多问题：伤害储层、井筒结垢、油水乳化严重等。
为了克服这些问题聚/表二元复合驱被人们广泛应用。
但是单一的二元驱后，剩余油量依旧很高且对于大部分老油田一旦二元复合驱结束，剩余油如何继续开采，到目前为止还没有成熟的技术。
1 油田提高采收率技术现状XZ油田油藏类型复杂、储层物性差、非均质性强，部分油藏裂缝发育，注水开发效果差，标定采收率低，因此，亟需开展提高采收率技术攻关研究。
1.1 储层物性差，驱替阻力大，不利于提高波及体积和驱油效率XZ油田主要开发对象为侏罗系油藏和三叠系特低渗透、超低渗透油藏，其中侏罗系油藏边低水丰富，极易造成边低水及注入水突进引起的高含水现象，而三叠系特低渗透、超低渗透油藏储层渗透率低，启动压力梯度大，水驱和其它驱替介质驱油阻力大，难以建立有效的驱替压力系统，不利于提高波及体积和驱油效率，见图1。
图1 主力开发油田渗透率分布1.2 地层压力低，补充地层能量与扩大波及体积矛盾突出一方面油藏原始地层压力低（9~20MPa），压力系数低（0.6~0.7），需要注水（注气）补充地层能量；另一方面，储层非均质性强，裂缝发育，注入水（气）沿裂缝和高渗条带窜流和突进，导致波及体积低。
2 XZ 油田油藏提高采收率面临挑战2.1 侏罗系油藏XZ油田侏罗系油藏主要为延安组油层，储层特征为河流相沉积为主，储层物性好（孔隙度：14~19%，渗透率15~50mD），以构造或岩性-构造油藏为主，水驱油效率较高，开发特征及矛盾为整体处于高含水开发阶段，目前该油区已进入二元复合驱提高石油采收率技术研究江伟 张钰 张小荣 郭启峰 付国超延长油田股份有限公司定边采油厂 陕西 榆林 718699摘要：二元复合驱是控制注水井区含水上升速度，进一步提高采收率的方法，并能有效提高驱油效果，它与三元复合驱相比，具有施工简单、成本低、地层伤害小等优势。
二元复合驱技术在油田中的应用逐渐普及，如何通过二元复合驱实现稳油控水，提高油田采出程度成为亟待探究的内容。
吴旗油沟油田(地质)
10 5
1.2 0.2
3.7 0.5 0.6
3.6
0 旗胜38-127 旗胜38-129 旗胜38-131 旗胜38-148 旗胜38-48 旗胜38-50
延10开发现状
侏罗系延安组延10油藏总 面积1.66km2的含油面积，控制 地质储量57.28×104t。目前平 均单井日产油6.0t，液量高， 部分井含水高。
延8开发现状
延安组延８油藏分 布非常局限，１控制了 ０.３９km2的含油面积， 控制地质储量8.３１ ×104t。目前试采的口 井平均单井日产油4.97t。
旗胜38-78开采曲线
22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0
日产液、油、水
三、油田地质基础研究
地层对比与小层划分
制作用。
构造特征
油沟油田富县组砂顶起伏与油藏关系图
延长组地层进行了小层划分， 具体划分方案如下： 延安组小层的划分按照盆地传统的划分方案，即从下到上划分为
延10—延1十个油层组。富县期河道的下切与充填使得油田区内长1地层
基本剥蚀殆尽，有些地区长2甚至长3地层也遭受了不同程度的剥蚀，将 延长组从“张家滩”页岩底界向上划分为长7、长6、长4+51、长4+52、
则的开发井网，控制了
14.8km2的含油面积，探明 地质储量563.13×104t，
溶解气储量7.04×108m3。
所有油井都进行了压裂改 造，采用自然能量开采。
长4+51开发现状
初期平均单井日产油5.1t，
油沟油田长4+51开采现状图
目前平均单井日产油2.75t，综合 含水18.2%。截至2006年7月底， 长4+51总计产液7.2 万m3，其中油 6.23万m3，水0.97万m3，采出程度 为0.94%，地下亏空体积约为9.3 万 m 3。
中国石化煤层气资源发展前景
中国石化煤层气资源发展前景龙胜祥; 陈纯芳; 李辛子; 叶欣; 梁宇【期刊名称】《《石油与天然气地质》》【年(卷),期】2011(032)003【总页数】8页(P481-488)【关键词】勘探开发; 发展前景; 资源潜力; 煤层气; 中国石化【作者】龙胜祥; 陈纯芳; 李辛子; 叶欣; 梁宇【作者单位】中国石化石油勘探开发研究院北京100083; 怀俄明大学美国怀俄明州拉勒米市82071【正文语种】中文【中图分类】TE122.2煤层气(俗称瓦斯)是由煤生成、成分以甲烷为主,主要以吸附状态存在于煤层中的一种非常规天然气,因而其勘探开发技术也不同于常规油气资源[1-2]。
随着人类对油气资源需求的不断加大和常规油气资源剩余量的不断减少,一些国家和大石油公司大力开展了煤层气勘探开发和利用。
近年来,我国政府十分重视煤层气资源的开发与利用,众多企业纷纷介入,现煤层气产业化发展势头良好,已进入快速发展轨道[3-6]。
中国石化拥有较丰富煤层气资源。
在我国油气资源供不应求、煤矿开采中瓦斯突出频繁、环境污染日益严重之情况下,作为我国最大企业,中国石化有责任也有能力开发煤层气资源,支持国家经济发展。
本文分析了国内外发展过程、中国石化资源潜力、面临的外部条件,认为中国石化煤层气资源发展前景广阔,但不能盲目发展,同时提出了相关建议。
1 国内外勘探开发概况与启示国外已形成煤层气产业化的国家有美国、加拿大、澳大利亚。
美国是世界上开采煤层气最早和最成功的国家,但其煤层气产业化发展经历了长期探索的过程,大致分 3个阶段。
第一阶段是1953—1980年,主要开展煤层气理论与技术探索,初步认识到煤层气的排水降压开采过程,1980年煤层气产量仅1×108 m3。
第二阶段是1981—1989年,在美国政府一系列优惠政策推动下,一些公司开展了煤层气理论深化和新技术开发应用,形成了“排水-降压-采气”的开发理论,常规直井水力加砂压裂技术、直井裸眼洞穴完井技术等得到广泛应用,产量稳步提高。
延长油田X区块注水开发效果评价
延长油田X区块注水开发效果评价发布时间：2021-09-30T02:22:52.116Z 来源：《建筑实践》2021年19期作者：代刚盖思明[导读] 本次研究主要通过建立综合评价特征模型的方式建立延长油田X区块低渗透油藏注水开发效果评价分级方法。
代刚盖思明延长油田股份有限公司质量监督中心陕西延安 716000摘要：本次研究主要通过建立综合评价特征模型的方式建立延长油田X区块低渗透油藏注水开发效果评价分级方法。
首先，通过从30项参考评价指标中筛选确定5注水评价指标，利用现场数据结合经济评价指标、地质静态数据的方法，确定各项指标权重，最终利用专家评价法建立综合评价分级标准。
该方法现场应用效果较佳，耦合性较好可较好解决高含水区注水效率较低问题，从而提高油田综合开发效益。
关键词：定量综合评价；注水开发效果；效果评价；开发效果评价0.问题提出X区块属于延长油田，位于我国黄土高原，资源匮乏，地面开发条件及环境恶劣[1]。
该油田主要开发层系为侏罗系延安组的延9低渗透油气藏[2]，油井产量低，投产后稳产期短[3]，目前油藏开发主要以注水开发为主[4]，经过长时间的开采，油藏天然能量严重不足。
2015年后，X区块通过整体补救性注水开发，取得一定增油效果，但区块内不同井组开发动用情况差异性较大，地下有效动用情况以及如何利用生产资料快速有效评价注水开发层系开发效果亟待进一步落实。
1.参考评价指标虽然单项指标的评价实用、可靠[5]，但是多指标综合评价更能反映油藏注水开发系统性的特征，是注水开发效果评价技术的发展趋势[6]。
本次研究首先综合筛选30项注水开发相关评价指标[7]。
1.1表征注水质与量的特征指标本次研究选取可表征注入水质与量特征标志包括；水质达标率、腐蚀速率、资料保全率、洗井周期、注水压损、检管周期、压力保持率、注采比、开井率、注水时率、措施有效率、注配率、重补等增注措施。
1.2表征“有效及精细注水”指标本次研究选取可表征注入水质与量特征标志包括：分注合格率、水驱采收率、分注率、自然递减率、水驱控制程度、单井日产稳率、注水系统效率、水驱指数、剩余可采储量采油速度、综合递减率、耗水率、存水率、监测完成率、油层利用率、含水上升率、油层动用程度、多向受益率、注采对应率。
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延安组油层井网部署
【摘要】4930油区地质储量为2524.77万吨，主要分4+5、长6、延6、延9共4个主力油层。
其中4+5层为953.9万吨，长6层为370.37万吨，长4+5和长6地质储量合计1324.07万吨。
延安组地质储量为1031.61万吨，其中延6油层为410.49万吨，延9油层为621.12万吨。
从含油面积看，延安组与延长组叠合区域占较大部分，叠合储量约为900万吨。
采用两套层系两套井网开发，即延安组为一套井网，延安组以完善现有的井网系统为主，在有利部位部署新油井，将部分油井转注，同时打新注水井，采用点状注水开发，以保持地层压力，延6层和延9层的叠合部分考虑合采分注。
【关键词】延安组井网部署
1 延安组开采现状分析
延安组总井数133口，其中，延6有24口，延7有2口（产水关井），延8有12口，延9有95口。
延6油井17口，出纯水的井7口；延8油井8口，出纯水的井4口；延9油井82口，出纯水井13口，主力油层为延6层和延9层。
为了分析产能变化规律，对主力层延6和延9油井的生产动态进
行了分析，延6初期平均产量为10.34t/d，稳定期平均产量为
4.09t/d，延9初期平均产量为7.96t/d，稳定期产量4.21t/d。
说明延6初期产量比延9高。
2 延安组油层井网部署
2.1 井网形式
根据鄂尔多斯盆地侏罗系油藏多年来的开发经验，结合延安组油藏的特点，确定延安组依据地层能量情况，采用点状注水的开发方式，井距为280-320m，井网密度11口/ km2左右。
注水井射开阶段尽量选择在隔夹层以上，提高注水利用率。
2.2 方案设计
延安组地质储量为1031.61万吨，其中延6为410.49万吨，延9为621.12万吨。
总动用地质储量为876万吨，其中延6动用地质储量318万吨，延9动用地质储量为558万吨，含油面积18.39km2，动用面积16.06km2，动用率87.34%。
目前延6油层有23口井（11口产油），延9油层有油井80口（64口产油），延安组目前采油速度为2%。
延安组方案设计原则为：优先动用储层物性好，底水能量充足的延9油层和延6油层。
考虑到部分区域延6和延9油层叠合，采用延6和延9油层合采分注开发，注水时机为同步注水，注采比1：1。
总体方案总井数134口，其中，老井83口，老井中油井68口，转注井15口，新井51口，新井中油井33口，注水井18口。
合采的油井42口。
年产量为14.71万吨，按动用储量计算，采油速度为1.68%。
分5各区域，进行了配产设计，有关数据见表1。
3 延6油层和延9油层合采方案
分东南部、东部、东北部、中部、西北部5个井区，分别进行了方案设计。
3.1 中部延安组井网部署
中部延安组地层能量比较充足，目前生产状况较好，单井产量高，生产一年时注水，即2010年上半年开始注水。
方案设计新打油井10口，新打注水井7口，总井数61口，其中油井46口，注水井15口，老井44口，老井中采油井36口，转注井8口。
延6和延9合采的油井30口，井网部署如图5-2，配注量见表5-4，年产油量
7.98万吨。
平均单井产油量为5.78t/d。
3.2 东部延安组井网部署
东部延安组地层能量有一定天然能量，但目前生产井单采延9，井数少，油井产量低。
方案设计延6和延9合采，新打油井7口，新打注水井4口，总井数25口。
其中油井19口，注水井6口，老井中油井15口，转注井2口。
延6和延9油层合采的油井12口。
年产油量1.99万吨，平均单井产油量为3.5t/ d。
实施同步注水开发，延6和延9合采分注。
3.3 东北部延安组井网部署
东北部为延9油层，延安组地层能量比较充足，部分井产量高。
方案设计单采延9，新打油井4口，新打注水井2口，总井数20口，采油井15口，注水井5口。
其中，老井中油井11口，转注水井3口。
年产量2.39万吨。
平均单井产油量为5.37t/d。
生产层位全部为延9层，实施同步注水开发。
3.4 西北部延安组井网部署
西北部延安组为新区，目前没有油井，设计生产层位为延6油层，
共部署15口井，其中油井11口，注水井4口。
年产油量1.32万吨，平均单井产油量为4t/d。
实施同步注水开发。
3.5 东南部延安组
东南部延9油层开发方案设计新打油井3口，新打注水井2口，加上现有井，总井数13口，其中采油井10口，注水井3口，转注井1口。
年产量1万吨，平均单井产油量为3.33t/d。
实施同步注水开发。