分类型油藏开发效果评价及潜力分析

1 分类型油藏开发效果评价及潜力分析 一、分类型油藏开发现状 (一 )、三厂的油藏分类 影响油藏开发的因素有很多， 我厂 34 个油藏开发单元 综合考虑主要以构造复杂程度（含油面积大于 简单块；含油面积 复杂块；含油面积小于 极复杂块）、渗透率（渗透率 大于 50010 高 渗，渗透率 介于 500 中 渗，渗透率小于 5010低渗） 、 压力系统（压力系数 常压系统； 高压系统；大于 超高压系统）等 三 种要素为主 线对油藏进行分类。 根据上述分类依据，将采油三厂的油藏划分为两大类三小类，分类结果如下： 其中：常压复杂低渗透油藏，包括 卫城 卫 10 块 、卫 11、卫 20、卫 22、卫 2 南、卫 2北、卫 81、卫 49、卫 360、卫 370、明 9、卫 34、卫城其它，马寨 卫 94、卫 305、卫 334和 古云集共 17 个开发单元，地质储量 3330 万吨，占总量的 中渗透油藏中：极复杂中渗透主要是文明寨明 1 东、明 1 西、明 6、明 14、明 15、明16、明 237、卫 7、卫 77 共 9 个开发单元，地质储量 2456 万吨， 占总量的 复杂中渗 透包括卫城卫 18 块、 58、 37、 56、 63、 229、卫 11 块沙一下和马寨卫 95 共 8 个开发单元， 地质储量 1262 万吨， 占总量 的 具体分布见 下 表 ： 分类油藏储量分布状况 复杂中渗透油藏 极复杂中渗透油藏开发单元 ( 个 ) 8 9 17 34动用储量 ( 10 4 t) 1262 2456 3330 7048占全厂动用总量 ( % ) 渗透 常压低渗透油藏 全厂合计低渗油藏三厂油藏中渗油藏常压复杂断块油藏极 复 杂 断 块 油 藏复杂断块油藏 2 (二 )、分类型油藏的 基本 特点 1、基本参数特点 常压 低渗 透 油藏 参数特征表现为“三低两高一深”， 即渗 透率低 (、孔隙度低(、地下粘度低 (油藏温度高 ( )、原始气油比高 (油藏埋藏深 (平均 2766m)；复杂与极复杂中渗透恰好 相反 。 分类油藏基本参数征 油藏类型 常压低渗透油藏 极复杂中渗透油藏 复杂中渗透油藏渗透率（ %) m) 104t/ 124 270 111深度 (m) 2766 1900 1971油藏温度 ( ) mP a %) 中常压低渗透油藏地质特征： 一是储层整状较富集，但内部构造复杂。区带内储层连续展布，油层多，油层有效厚度 是储层物性较差，非均质严重且次生裂缝发育。储层平均孔隙度在 间，空气渗透率 5010低孔特低渗油层。油藏层间及平面非均质严重，变异系数 间渗透率级差可达 20 倍以上。储层次生裂缝发育，且方向性强，一般垂直于主断层走向，造成注入水沿高渗带和裂缝突进，含水上升不好控制。三是具有上气、中油、下水的分布特点，开发中油气水关系复杂，两个界面难以合理控制 。 四是原油性质好，地层水矿化度高，地层温度相对较高。 极复杂中渗透油藏地质特征： 一是断层多、断块小、构造极复杂。平均断块密度 28 个/破碎的明六块断块密度 33 个 /地质储量集中在小于 断块内。二是油藏埋深浅，含油层多，重叠性好，储量丰度高。油层埋深 1360m2320m，含油层从沙一至沙四，共七套含油层系 24 个砂组 85 个小层，平均油层有效厚度 量丰度为270104t/三是储层物性好、非均质严重。油层平均孔隙度为 空气渗透率 21410 3透率变异系数 层间渗透率级差可达 1530 倍 。 四是储层结构成熟度低，胶结疏松。五是流体性质中等，属常温常压低饱和油藏。 复杂中渗透油藏地质特征： 一是含油面积小 、 层系单一 、 油层厚度小。一般只一个砂组，有效厚度 二是油层物性好但非均质性较强。孔 3 隙度 油层渗透率 70 0 3透率级差大于 15 倍。三是原油物 性差，地层水矿化度低，油层温度较低。 2、分类油藏储量动用状况 常压低渗透油藏标定采收率 可采储量 1137 万吨，水驱控制储量 吨，水驱控制程度 水驱动用储量 吨，水驱动用程度 极复杂中渗透油藏标定采收率 可采储量 971 万吨，水驱控制储量 吨，水驱控制程度 水驱动用储量 吨，水驱动用程度 复杂中渗透油藏标定采收率 可采储量 417 万吨，水驱控制储量 吨，水驱控制程度 水驱动用储量 823 万吨，水驱动用程度 分类油藏储量动用状况 储量 程度 储量 程度常压低渗透油藏 3330 1137 456 971 262 417 23 048 2525 驱动用油藏类型 地质储量 可采储量 标定采收率3、分类油藏开发上的特点 常压低渗透油藏 ： 埋深大于 2500 米，油藏低渗、常温、常压、高盐，非均质严重且次生裂缝发育；部分油藏具上气、中油、下水的特点。 在开发上表现为： (1)、水井需要高压注水，油井见效慢，水井难分注； (2)、油井投产需进行压裂改造，在注上水区油井产能相对高； (3)、裂缝方向对注采反应有较大控制作用，裂缝方向上见效快，见水快，见效期短 。 中渗透油藏 (极复杂、复杂 )： 埋深 小于 2500 米，储层物性好，储层结构成熟度低，胶结疏松。在开发上表现为： (1)、水井常压注水，油井见效快，但容易单层突进，也容易分注； (2)、油井投产不需特殊处理，油井产能高，但见效后，见水快，见效期短； (3)、储层疏松，油井、水井易出砂； (4)、目前均进入高含水开发后期。 (三 )、分类型油藏的开发现状 常压低渗透油藏： 到 2004 年底，共建成油水井总数 478 口，开井 412 口，其中油井开井 284 口，日产液 5339t， 平均单井日产液 日产油 989t，平均单井日产油 合含 水 采油速度 剩余可采储量采油速度 采出程度 可采储量 采出程度 储采比 自然递减 率 综合递减 注水井开井 128 口，日注水量 7527平均单井日注 59注采比 4 极复杂中渗透油藏： 到 2004 年底，共建成油水井总数 306 口，开井 256 口，综合开井率 其中油井开井 166 口，日产液 5312t， 平均单井日产液 32t； 日产油 645t，平均单井日产油 合含水 采油速度 剩余 可采储量采油速度 采出程度 可采储量 采出程度 储采比 自然递减 率 综合递减 注水井开井 90 口，日注水量 4977平均单井日注 55注采比 复杂中渗透油藏： 到 2004 年底，共建成油水井总数 160 口，开井 130 口，其中油井开井 78 口，日产液 3460t， 平均单井日产液 日产油 217t，平均单井日产油 合含水 采油速度 剩余可采储量采油速度 可采储量 采出程度 储采比 自然递减 率 综合递减 率 注水井开井 52 口，日注水量 3593平均单井日注 69注采比 分类油藏 开发 现状 表 小计 油井 水井 液量 油量 含水 自然 综合( 口 ) ( 口 ) ( 口 ) t t % % % % % %常压低渗 412 284 128 5339 989 527 56 166 90 5312 645 977 30 78 52 3460 217 593 98 528 270 14111 1851 6097 产状况油藏类型日注水平递减注采比采油速度剩余可采储量采油速度采出程度工业采出程度二、 分类型油藏开发效果评价 根据 分类油藏 2004 年的水驱控制状况、水驱动用状况、水驱油状况、递减率、含水上升率 、采收率 等指标，按照 中原油田 油藏开发分类标准进行开发效果分类评价 如下： 分类油藏开发现状评价表 采收率分级水驱动用程度分级自然递减分级综合递减分级含水上升率分级常压低渗 极复杂中渗 - 复杂中渗 综合递减 含水上升率综合评价油藏类型采收率 水驱动用 自然递减(一 )、 常压复杂低渗透油藏 开发效果评价 1、水驱控制储量、水驱动用储量逐年增加 通过历年调整和综合治理，注采井网逐步得到完善，层间注采结构得到有效调整，水驱 5 控制储量和水驱动用储量逐年增加。 2004 年水驱控制储量 04t， 达到 类开发标准；水驱动用储量 04t，水驱动用程度 达到 类开发标准。 常压低渗油藏水驱储量变化曲线2 1 3 5 . 11 9 4 8 . 92 0 2 8 . 92 2 0 3 . 52 3 2 9 . 82 4 9 0 . 11 3 9 7 . 71 4 5 2 . 21 5 4 1 . 61 5 8 4 . 21 6 7 8 . 11 8 0 5 . 8100015002000250030001999 2000 2001 2002 2003 2004水驱控制储量( 万吨)水驱动用储量( 万吨)2、老井 递减控制状况评价 老井递减近两年呈加大趋势，主要原因一是新区投入开发后注采完善 程度低，地层能量下降，产量下降快；二是近 几年 为完成产量加大了措施投入力度，尤其是分层压裂改造措施投入， 使第二年递减加大；三是 低渗透油藏 一直保持了高速开发状态， 使递减值居高不下， 近年来 采油速度 一直在 上运行 。 2004 年综合递减、自然递减分别 高达 均属于三类开发标准 。 常压低渗油藏递减曲线2 3 0 1 7 099 000 2001 2002 2003 2004综合递减自然递减 6 3、含水上升率减小，实现 了 长期高速开发 2004 年， 油藏 含水上升率 理论含水上升率 比降低 2000 年外，近几年实际含水上升 率一直在理论含水上升率之下运行，该项指标得到较好控制； 该类油藏 作为 常压 低渗 透 油藏，年采油速度一直保持在 上高速开发。 常压低渗油藏开发指标曲线0 . 4 1 0 . 3 92 . 4 21 . 1 5- 3 . 4 46 . 4 12 . 5 92 . 7 53 . 0 43 . 0 93 . 1 33 . 6 53 . 3 61 . 1 61 . 1 21 . 1 01 . 1 31 . 2 21 . 1 51 . 2 4- 4 . 00 . 04 . 08 . 01 2 . 01998 1999 2000 2001 2002 2003 20040 . 50 . 60 . 70 . 80 . 91 . 01 . 11 . 21 . 3实际含水上升率理论含水上升率采油速度4、 可采储量逐年增加，水驱采收率不断提高 到 2004 年，油藏标定可采储量 1137 万吨，采收率达到 与 99 年相比，增加可采储量 255 万吨，采收率提高 百分点。 常压低渗油藏可采储量变化柱状图8829039451009108911378009001000110012001999 2000 2001 2002 2003 2004可采储量(万吨)从目前水驱特征曲线、含水与采出程度关系曲线上看，当前实际开发趋势 基本 在方案设 7 计采收率曲线上 运行，可采储量 1501104t， 最终采收率达到 低渗油藏水驱特征曲线 低渗油藏含水与采出程度关系曲线 总体来看， 目前该类油藏 保持了 类开发水平 ，下步要向 类开发水平 转化，关键 要 控制好两个递减 。 常压低渗油藏开发现状综合评价表 一级 二级 三级水驱储量动用程度15 50% 50 30% 30 2 级 3自然递减率15 23% 级 9综合评价 级项目 权数评价标准 2004 年指标含水上升率理论值 ： ： (二 )、极复杂中渗透油藏开发效果评价 1、水驱控制储量、水驱动用储量逐年增加 通过历年调整和综合治理，注采井网逐步得到完善，层间注采结构得到有效调整，水驱控制储量和水驱动用储量逐年增加。 2004 年水驱控制储量 04t， 达到 类开发标准；水驱动用储量 04t，水驱动用程度 达到 类开发标准。 极复杂中渗油藏水驱储量变化曲线1 6 9 8 . 11 5 5 4 . 91 8 7 1 . 82 0 8 0 . 5 2 1 1 7 . 52 1 5 2 . 71 3 3 6 . 11 4 3 7 . 41 5 4 2 . 61 7 0 6 . 51 7 3 0 . 6 1 7 6 0 . 510001500200025001999 2000 2001 2002 2003 2004水驱控制储量( 万吨)水驱动用储量( 万吨)2、老井 递减控制状况评价 整体上看，该类油藏 通过局部注采进行完善、主力油藏开展技术改造及配套提高采收率技术的综合应用等手段，两个递减呈平稳运行态势， 2004 年综合递减、 达到 类开发标准 。 极复杂中渗油藏递减曲线2 0 . 1 8 2 0 . 1 01 5 . 9 21 7 . 5 41 9 . 5 71 2 . 8 56 . 0 61 0 . 0 64 . 5 69 . 8 91 0 . 3 62 1 . 8 507142128351999 2000 2001 2002 2003 2004综合递减自然递减3、含水上升率 得到有 效控制 2004 年， 油藏 含水上升率 理论含水上升率 比降低 且 近几年实际含水上升率一直 控制得 较好 。 9 极复杂中渗油藏开发指标曲线- 4 . 9 5- 1 . 0 2- 0 . 4 12 . 6 10 . 3 9- 0 . 2 2- 0 . 2 51 . 8 41 . 8 11 . 8 62 . 1 92 . 1 42 . 0 31 . 4 40 . 9 00 . 8 80 . 9 41 . 0 20 . 9 90 . 9 50 . 9 3- 1 5 . 0- 6 . 03 . 01 2 . 02 1 . 03 0 . 01998 1999 2000 2001 2002 2003 20040 . 4 00 . 6 00 . 8 01 . 0 01 . 2 0实际含水上升率理论含水上升率采油速度4、 可采储量逐年增加，水驱采收率不断提高 到 2004 年，油藏标定可采储量 971 万吨，采收率达到 与 99 年相比，增加可采储量 137 万吨，采收率提高 百分点。 极复杂中渗油藏可采储量变化柱状图83486189993295197180090010001999 2000 2001 2002 2003 2004可采储量(万吨)从目前水驱特征曲线、含水与采出程度关系曲线上看，当前实际开发趋势在方案设计采收率曲线上运行， 可采储量 1204104t， 最终采收率达到 10 极复杂中渗油藏水驱特征曲线 极复杂中渗含水与采出程度关系曲线 总体来看， 目前该类油藏保持了 类开发水平 ，并且开发趋势良好 。 极复杂中 渗油藏开发现状综合评价表 一级 二级 三级水驱储量动用程度15 50% 50 32% 32 2级 4自然递减率15 23% 级 12含水上升率理论值： ： 项目 权数评价标准 2004 年指标 11 (三 )、复杂中渗透油藏开发效果评价 1、水驱控制储量、水驱动用储量 呈下降趋势 受井况损坏、 历年调整 工作量 和 油水井措施工作量减少影响，局部 注采井网 损坏 ，层间注采结构得 不 到有效调整，水驱控制储量和水驱动用储量 呈下降趋势 ，但仍在 类开发水平之 上 。 2004 年水驱控制储量 04t，水驱控制程度达到 水驱动用储量823104t，水驱动用程度 复杂中渗油藏水驱储量变化曲线1 0 5 0 . 31 1 2 1 . 31 2 2 6 . 51 1 6 3 . 61 1 4 2 . 811098238789 5 9 . 79 2 2 . 18 8 6 . 18 9 6 . 6500100015001999 2000 2001 2002 2003 2004水驱控制储量( 万吨)水驱动用储量( 万吨)2、老井 递减控制状况评价 该类油藏通过停关油水井的恢复利用，局部注采井网得到完善，加上油藏本身处于高含水开发阶段 (2004 年含水为 ，整体上递减呈减缓趋势， 2004 年综合递减、自然递减分别为 由类上升到 类开发 水平 。 复杂中渗油藏递减曲线2 3 . 3 12 6 . 0 31 9 . 9 27 . 4 01 8 . 4 71 9 . 5 68 . 1 75 . 5 01 4 . 4 01 2 . 8 91 8 . 8 31 3 . 2 40510152025301999 2000 2001 2002 2003 2004综合递减自然递减3、 含水上升率 加大 ， 产油量逐年下降 2004 年， 油藏 含水上升率 理论含水上升率 比 加大 且有逐年上升趋势，主要是该类油藏三个调整 (井网、注水、产液 )难度大、工作量少造成的；另外 该类油藏 采油速度逐年降低，反映了年产油量在逐年下降 。 12 复杂中渗油藏开发指标曲线- 3 . 6 0- 0 . 2 21 . 6 0 1 . 8 40 . 6 8 1 . 1 9 1 . 2 91 . 0 11 . 1 31 . 2 01 . 4 01 . 5 81 . 5 61 . 1 40 . 9 40 . 8 20 . 9 30 . 8 10 . 7 60 . 6 60 . 7 3- 1 001020301998 1999 2000 2001 2002 2003 20040 . 00 . 20 . 40 . 60 . 81 . 01 . 2实际含水上升率理论含水上升率采油速度4、 可采储量 基本保持不变 ，水驱采收率 保持稳定 到 2004 年，油藏标定可采储量 417 万吨，采收率 为 可采储量与水驱采收率保持稳定 。 复杂中渗油藏可采储量变化柱状图414 414 414 414 4144173004005001999 2000 2001 2002 2003 2004可采储量(万吨)从 目前水驱特征曲线、含水与采出程度关系曲线上看，当前实际开发趋势在方案设计采收率曲线上运行，可采储量 470104t， 最终采收率达到 13 复杂中渗油藏水驱特征曲线 复杂中渗油藏含水与采出程度关系曲线 总体来看， 目前该类油藏保持了 类开发水平 ，但开发趋势 有所 变 差 。 复杂中 渗油藏开发现状综合评价表 一级 二级 三级水驱储量动用程度15 61% 60 36% 36 2 级 4自然递减率15 23% 级 12综合评价 级项目 权数评价标准 2004 年指标含水上升率理论值 ： ： 4 三、分类型油藏开发中存在的问题 (一 )、常压低渗透油藏存在的主要问题 1、 局部井网不够完善，弹性开采能量下降快 如 卫 360 块滚动扩边的 三中 6前仅有一口注水井，有 5 口井仍处于天然能量开采，能量下降快，注采井网需进一步完善 ； 卫 305 块断层边角储量动用程度低、构造复杂带，井网不完善，弹性开采，能量、产量下降快。 2、 井况损坏加剧，影响油田正常开发 受断层活动、腐蚀及采气等因素的影响，井况损坏加剧，注采井网遭到严重破坏，影响区块正常开发。主要表现在：一是卫 11 块由于井况影响，注采井网的配套技改工作没有及时到位， 前期调整井能量下降很快，平均日产油能力下降 是卫 22 块井况损坏严重，影响分层动用，造成区块开发效果变差。 3、层系划分较 粗， 层间干扰严重，层间动用差异大 统计近几年以来 47 口吸水剖面，不吸水或微吸水的层数占总射开层数的 厚度为总射开厚度的 吸水层数占射开层数的 吸水层厚度占射开厚度 其中：相对吸水量大于 30%强吸水层，层数占 厚度占 吸水量占 统计近几年以来 12 口井剩余油监测资料（中子寿命、 示： I 类层中含水大于40%的水淹层占本类层数的 78%， 层中含水大于 40%的水淹层占本类总层数的 层中含水大于 40%的水淹层占本类总层 数的 18%。 统计资料表明： I 类层动用相对较充分、水淹程度较高， 层储量水驱动用程度低，层间矛盾比较突出，影响着油田的总体开发效果。如卫 22 块受层间物性差异 及跨层系开发 影响，注水开发过程中，层间动用差异大； I 类层动用程度高，其中高渗层突进现象明显，油井动态上主要表现为 “见效快、见水快 ”， 层水驱动用程度低。 4、特殊类型油藏开发难度大，目前认识和工艺技术难于改善区块开发效果 以卫城油田卫 2 块为代表的特殊油藏，由 于目前认识和工艺技术手段难于满足开发需要，油藏开发效果较差。卫 2 块属于上气 中 油下水长条环状油藏，石油地质储量 483104t，因油环窄导致边水、注入水水窜，同时受高部位采气影响，导致目前油气界面、油水界面不清，剩余油分布复杂，调整及治理难度加大。 (二 )、极复杂中渗透油藏存在的主要问题 1、井况损坏，水驱控制程度降低 15 通过 2001侧钻、大修修复部分井区。但水井事故仍然制约油田的发展，具体表现为注不进关井，套变影响分注（原分注目前笼注，原二级三段目前由于事故简化为一级二段）。目前急需大修 4 口：明 。 2、油藏层间矛盾突出，分层动用差异大 由于 层系划分较粗，油水井多合注合采，油藏层间矛盾突出， 分层动用极不均匀。吸水度占 35%左右的差油层得不到动用， 40右的较差油层吸水差、采液强度低， 2025%左右的高渗层水淹严重，油藏水驱动用程度只有 45%。这些未水驱动用或水驱动用状况很差的低渗薄差层在现井网及现有开采条件下很难发挥潜力，只有建立专注专采井网才能使其得到有效动用 。 3、局部构造复杂，部分井层注采完善难度大 如 明 6 块 由于构造极复杂 ， 目前 井距已经在 100 米以内，但形成注采的难度仍然很大，部署的 调整井、侧钻井位于构造复 杂带，注采完善难度大，比如明 399、 82 侧、 393 基本靠天然能量开采。 4、小套管井工艺技术不配套 通过 2003技改工作量实施，完善部分井网，开窗侧钻井 15 口，全井四寸套 1口，悬挂四寸套井 11 口井，合计 27 口井。由于没有成熟配套的分注工艺， 12 口水井目前均为笼注，给下步分层动用带来难度。 (三 )、复杂中渗透油藏存在的主要问题 1、井况损坏，水驱控制程度降低 受断层活动、腐蚀等因素的影响，井况损坏加剧，注采井网遭到严重破坏。 如卫 18 块水井卫 18况损坏注不进水后，对应油井能量下降，平均日产油能 力下降 2、油层较 少 、调控手段 单一 该类油藏开发层系较少，一般为 12 个层系， 表现为层数少、厚度小，目前已进入特高含水开发阶段，受油藏固有特点影响，油水井调控手段比较单一，只能靠调驱、三采等新 技术 扩大扫油面积，提高最终采收率。 16 四 、分类型油藏的潜力分析 (一 )、剩余油分布研究 1、剩余油存在的类型 由于储层的分布及其结构普遍存在着非有序性、各相异性、非连续性，而人们认识和解决油田非均质的能力是有限的，油田开采措施的规律性与油田的复杂性 往往不匹配，造成水驱油过程的不均匀，从而形成了各种不同类型的剩余油。 (1)、 由于构造的复杂性形成剩余油 复杂断块油田平面剩余油主要分布在现井网未控制的没有注采井点、有注无采、只采不注的未动用区、储量损失区和弹性开采区，以及直井难以达到的近断层滞留区。 (2)、 由于层间干扰而形成剩余油 当在相同条件下开采多个油层时，多油层间就存在层间干扰。层位越多，层间差异越大，单井产液量越高，干扰越严重。层间干扰的结果是使部分油层（或井段）动用不好或基本不动用。 (3)、 由于平面不均匀推进而形成剩余油 在同一井筒用相同压 差注水或采油的情况下，由于储层平面非均质性，注水前沿推进不均匀，注水井内注入的水向不同方向驱油，一般来说总有一个方向突进最快，经过长期水洗之后，这个方向就有可能成为 “水道 ”。 (4)、 由于层内非均质性而形成剩余油 厚油层注水开发，强洗段往往只是厚油层中的某一部分，而且由于这部分厚度的水洗程度越来越高，影响了水淹厚度的扩大和其它已水淹部分驱油效率的提高，使厚油层的水淹厚度系数降低，从而在厚油层内形成剩余油。 (5)、 由于微观非均质性而形成剩余油 由于微观非均质性和矿物颗粒表面性质非均质性，导致孔隙利用系数和孔 隙驱油效率降低，在孔隙中形成剩余油。 由上述五类非均质性而形成的剩余油可分为宏观剩余油和微观剩余油两大类。宏观剩余油主要受储层的宏观非均质性（如砂体之间的连通性、层间非均质性和层内非均质性）控制，在空间上成带状、层状分布，基本上呈连续相，通过完善现有注采井网，钻加密井，强化注水和开采工艺技术即可采出；微观剩余油是由于储层微观非均质和各种物理化学作用形成的，呈分散不连续相，需要通过物理化学方法提高采收率。 17 2、 储量动用及 剩余油 分布状况 通过开展油藏数值模拟及精细描述、 落实断层断块内部构造、利 用动态综合分析法研究剩余油分布及强化油藏 动态 监测等方法， 对分类油藏开展了剩余油分布研究，结果表明： 常 压低渗油藏 ： 由于构造复杂， 储层非均质， 开发层系划分较粗，层间物性差异较大，井况损坏等原因，该类油藏目前 仍 具有 较大的剩余开采潜力。在现井网条件下， 未水驱控制 储量 04t、占 控制未动用 储量 04t、占 弱水淹 储量 04t、占 中等水淹 储量 04t、占 强水淹 储量 04t、占 受控区弱水淹 储量和 未控制及控制未动用储量 合计 04t、占 说明具有较大完善挖潜余地 。 按储层分类将含油小层分成三类，其中 ： 一类储层地质储量 04t， 占总储量的 其共同特点水驱控制 和动用 程度 较高，油层物性好，前期注采强度大，目前含水大于 80%的强水淹储量 04t，占 本类储层的 水驱动用较充分，平面上剩余油比较分散。下步可通过抽稀井网、 封堵高含水层 、 调剖等工艺技术来挖潜。 二类储层地质储量 04t， 占总储量的 其共同特点是水驱控制 和动用 程度中等 ， 剩余油比较富集， 目前含水大于 80的储量 04t，占本类储层的 剩余油分布广泛， 主要由于层间矛盾造成的动用不充分、井况损坏和井间滞留， 既是目前开发生产的主力层，也是下步工作的潜力层。 下步通过局部调整，油井压裂、堵水、提液，水井转注、调剖、分注等加以强化动用。 三类储层地质储量 04t， 占总储量的 其共同特点是储层 物性差，砂体分布范围小，整体动用差， 在局部井区形成注采关系。下步 可通过完善 注采 关系来 提高 储量动用 。 常压低渗油藏储量分布表 0 4 t)比例(%)储量(10 4 t)比例(%)储量(10 4 t)比例(%)储量(10 4 t)比例(%)比例(%)储量(10 4 t)小层类别地质储量(10 4 t)储量分布未水驱控制 控制未动用 弱水淹 中等水淹 强水淹极复杂中渗油藏 ： 由于构造极复杂，开发层系划分较粗，层间物性差异较大， 该类油藏 即使进入了高含水开发后期仍有较大的剩余开采潜力。在现井网条件下， 未水驱控制 储 18 量 04t、占 控制未动用 储量 04t、占 弱水淹 储量 04t、占 中等水淹 储量 04t、占 强水淹 储量 04t、占 受控区中等及弱水淹 储量和 未控制及控制未动用储量 合计 04t、占 其采出程度只有 比一类 强水淹 层低 百分点，说明具有较大完善挖潜余地 。 按储层分类将含油小层分成三类，其中 ： 一类储层地质储量 04t， 占总储量的 其共同特点水驱控制程度高，油层物性好，分布稳定，前期注采强度大，目前含水大于 80%的强水淹储量 04t，占 本类储层的 水驱动用较充分，平面上剩余油比较分散。下步可通过抽稀井网、调剖、调驱等工艺技术来挖潜。 二类储层地质储量 04t， 占总储量的 其共同特点是储层局部发育，水驱控制程度 目前含水大于 80的储量 04t，占 本类储层的 剩余油分布广泛，既是目前开发生产的主力层，也是下步工作的潜力层。下步通过对应油水井采取封堵高含水层、分注、增注等技术集成配套实施来挖潜 。 三类储层地质储量 04t， 占总储量的 其共同特点是储层呈零星状分布、范围狭小、有效厚度小、难以有效动用，在局部井区形成注采关系。下步依靠缩小注采井距、提高注采强度、强化注水驱动。 极复杂中渗油藏储量分布表 10 4 t)储量分布未水驱控制 控制未动用 弱水淹 中等水淹 强水淹储量( 10 4 t)比例( % )储量( 10 4 t)比例( % )储量( 10 4 t)比例( % )储量( 10 4 t)比例( % )储量( 10 4 t)比例( % )复杂中渗油藏 (以卫 95 块为例 )： 在现井网条件下， 未 水驱控制 储量 04t、占 控制未动用 储量 04t、占 弱水淹 储量 04t、占 中等水淹 04t、占 强水淹 储量 04t、占 受控区 弱水淹 储量和 未控制及控制未动用储量 合计 04t、占 说明 仍 具有较大 的潜力 。 按储层分类将含油小层分成三类，其中 ： 一 类 储 层地质储量 04t，占 总储量的 其共同特点是 储层物性较好，一、二级强水淹储量占 三、四级及未水淹储 量占 采出程度 综合含水 这些层一般水淹严重，动用程度高，剩 19 余油主要分布在滞留区和井网控制不住区域。 二 类 储 层 地质储量 04t，占 总储量的 其共同特点是 储层物性相对中等，一、二级强水淹储量占 三、四级及未水淹储量占 累积水驱动用程度达 采出程度达 综合含水 这类层是当前的主产层，剩余油一般分布在井网损坏区和物性相对较差区域。 三 类 储 层 地质储量 04t，占 总储 量的 一、二级强水淹储量占 三、四级及未水淹储量占 累积水驱动用程度达 采出程度 综合含水 这类层采出程度、综合含水较低，主要原因是注采井网不完善 。 复杂中渗 油藏储量分布表 10 4 t)比例( % )储量( 10 4 t)比例( % )储量( 10 4 t)比例( % )储量( 10 4 t)比例( % )比例( % )储量( 10 4 t)小层类别地质储量( 10 4 t)储量分布未水驱控制 控制未动用 弱水淹 中等水淹 强水淹(二 )、潜力分析 通过对剩余油的专题研究，深化了油藏地质认识，明确了下步的挖潜方向，分类油藏的具体潜力 分析 如下： 1、常压低渗透油藏的潜力分析 由潜力分布表可见，该类油藏剩余油 及潜力 主要分布在： 断层遮挡区： 主要 由于 构造 复杂，断层遮挡，没能形成注采井网 ；或 油井位于构造边角或位于沿主控断层构造高部位，见效较弱或不见效。储量 为 04t，如卫 11 块北22区、卫 22 块三下 1部卫 22区。 层间干扰、岩性变化区： 油层物性相对较差，注采系统平面上看 相对 较完善，但由于层间干扰和平面注入水沿高渗带突进的影响，造成差油层目前井网下水驱动用较差，剩余油富集，储量 为 04t，如卫 22 块卫 136、 2222井区。 井网成因型： 储量 为 04t，其中井况损坏区 04t，主要表现在卫 81 块卫218 井区、卫 22 块卫 18 22区及卫 11 块三下 4南部和三下 7北部等；井网控制程度低区储量 为 164104t，主要分布在近两年投扩开发的卫 360 块三中 6外局布缺少注水井点井网不完善区储量 为 04t。 20 常压低渗油藏潜力分布表 层间差异成因岩性变化近断层高部位小断层遮挡局部缺少注采井点井况损坏井网控制程度低2663 64 204地质储量剩 余 油 分 布 类 型弹性区储量水 淹 区储量合计储层物性差异成因型 构造成因型 井 网 成 因 型储量小计从剩余油分布类型来看，井网成因型储量 04t，潜力居第一位，其中井况损坏型潜力最大， 其次是 井网控制程度低型 和 局部缺少注采井点型。构造成 因型储量 04t，居第二位，其近断层高部位的潜力又要大于小断层遮挡区的潜力；储层物性差异成因型储量 04t，居第三位；弹性区储量 04t，居位第四。从挖潜手段和经济效益角度来看，局部缺少注采井点、近断层高部位、层间物性差异、井况损坏等类型的剩余油挖潜潜力较大， 岩性变化 区潜力较少。 从不同开发单元所控制的潜力大小来评价，潜力最大的是卫 360 块，为一类潜力区块；潜力较大的是卫 22 块、卫 81 块，为二类潜力区块；潜力较小的是卫 49、卫 11 块和卫 10块，为三类潜力区块；潜力最小的是 其它零散块，为四类潜力区块。其中卫 360、卫 81、卫 22 等 3 个区块是今后挖潜的主要目标区。 2、极复杂中渗透油藏的潜力分析 由潜力分布表可见：该类油藏 剩余油 及潜力 主要分布在 ： 井网损坏区 ：井况损坏使注采井网遭到破坏，局部注采系统近于瘫痪，形成剩余油富集区，剩余储量 286104t。如明一东块的明 133 井区，明一西块的明 167 井区、明 74 井区和明六块的明 212 井区、明 178 井区、明 50 井区等。这部分剩余油可通过更新、侧钻、大修等手段恢复注采井网和储量动用，同时更新侧钻井要根据剩余油分布、离开老井眼一定距离，优 化注采井网，提高储量水驱动用程度。 构造复杂区 ：极复杂的构造特点决定了认识需不断深化。剩余储量 04t。如明六块明 398、 399 井区、明 389 等构造复杂区，通过精细构造研究，可以通过调整井和侧钻形成注采井网加以动用。 断层遮挡和构造高部位 ：主要是近断层高部位和内部小断层遮挡区，由于