双河油田Ⅶ下层系注采精细调整研究

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1、内部资料*3年双河油田vn下层系重组井网注采精细调整研究中国石油化工股份有限公司河南油田分公司第一采油厂地质研究所二0—0年十二月项日负责人：陈伟罗超报告编写人：陈伟罗超项日参加人：陈伟罗超张宁康玲珍处龙超前言1第一章概况2第一节、地质概况2第二节、开发概况3第二章双河油田vn下层系剩余油分布控制因素研究6第一节、剩余油形成的控制因素6第二节、剩余油成因类型8第三章vn下层系主力油层剩余油潜力及分布特征研究9第一节剩余油分布研究方法9第二节、vn下层系剩余油潜力及分布16第四章vn下层系注采调整及剩余油挖潜对策17第五章双河油田vn下层系综合调整效果评价19212

2、1附图一VD6小层分时水淹图22附图二VD7小层分时水淹图25附图三VD9小层分时水淹图27附图四VD10小层分时水淹图30结论与认识参考文献-XX.—1—冃

3、JR双河油出Vll下层系自1977年12刀投入开发以来，历经层系细分、一次、二次井网加密、局部完善调整和综合调整等六个开发阶段，已进入特高含水开发后期，剩余油分布呈“高度分散、局部富集”状态，认识和挖潜难度越來越大。至2010年11月，单元采出程度已达38.63%,综合含水96.12%,采液速度5.79%,采油速度0.22%o制约单元开发的主要问题为：采出程度高、水淹严重，关井多，导致大面积无井生产,剩余储

4、量损失大。在这种背景下，我们开展了“双河油111特高含水油藏动态水淹规律与剩余油分布”研究，运用分时剩余油描述的方法对该单元主力油层进行研究，通过历史井网演变方式，结合动静态数据，作出了各主力层不同开发阶段的动态水淹图，较为准确地刻也了不同开发阶段的剩余油分布形态；通过对剩余油分布规律及控制因素的研究，有针对性地提出了改善主力油层开发效果的技术对策，并把其成果应用于实际生产，取得了较好的效果。此项研究不仅为双河油I1IVH下层系的调整挖潜捉供技术保障，而且对其它进入特高含水开发的同类油田，也具有借鉴价值。第一章概况第一节、地质概况双河油Fivn下层系位于泌阳凹陷西

5、南部双河鼻状构造的西北部，为一完整的曲东南向西北抬起的单斜构造。油层南部为10号大断层和12、13号小断层所挡，向西北方向上倾直至尖灭，形成层状构造岩性油气藏。储层属于扇三角洲沉积，沉积微相研究表明，由东南物源向西北湖心方向呈扇形分布，依次发育冇水下分流河道、河口坝、水下溢岸、席状砂、重力流等渗流单元砂体。1、储层展布vn下层系含油面积7.37Km2,地质储量642.5X10%,包含VIM、5、6、7、8、9、10、11、12、13、151516'、171718,_18’十四个含油小层。各小层纵向上相互交错，呈叠瓦状分布，油水界而参差不齐，垂直深度在-1

6、871〜-2233mZ间（见图1-1）。-1600-010020030040050（»>（n）-1700--1800--1900--2000--2100--2200-12-1011J10118T101189-11785-1377-127H5-138□干层油层水层图1-1双河VII下层系油藏剖面图2、油砂体分类评价根据双河油出油砂体评价标准，对VII油组14个小层22个油砂体进行评价：以地质储量为主要参数，参考含汕面积、有效厚度，对汕砂体进行综合评价，在22个汕砂体中，一类油砂体3个，地质储量322.7X104t,占总地质储量的50.22%；二类油砂体3个，地质储量

7、为178.2X10*t,占总地质储量的27.7%；三类油砂休6个，地质储量为121.9X101t,占总地质储量的19.0%；四类油砂体10个，地质储量为19.0Xio1t,仅占总地质储量的3.1%O油砂体分布特点是：主力油砂体叠合程度高，储量分布集中，占总储量的88.6%；非主力油砂体分布较零乱，储量仅占总储量的11.4%。3、储层物性及流体性质VII下层系储层物性较差，孔隙度17.29%,空气渗透率0.374um2(表1-1、1-2)o据生产井钻遇油层有效厚度统计，VII下层系以中薄层为主，有效厚度小于2m的井层数及冇效厚度分别占统计总井层数的47.8%和21.

8、8%。表1-1VII下层系储层物性及流体性质单元平均有效厚度(m)孔隙度(%)渗透率(um2)原始含油饱和度(%)汕层中深(m)原始地层压力(MPa)饱和压力(MPa)地饱压差(MPa)训下2.7217.290.37470-205896.520.614.316.31表1-2VD下层系流体性质单•元高压物性地面原油原始气油比3(m/t)地下原油粘度(mPa-s)原油密度(g/cn?)粘度(70°C,mPa-s)凝固点(°C)倉蜡(%)胶质沥青质(%)vn下35.11.602.30.85085.283226.269.95第二节、开发概况一、开发简历VII油组自1977

9、年12月投