分类型油藏开发效果评价及潜力分析

分类型油藏开发效果评价 及潜力分析 汇报提纲 一 、 分类型油藏开发现状 二 、 分类型油藏开发效果评价 三 、 分类型油藏开发中存在的问题 四 、 分类型油藏的潜力分析 五 、 结束语 汇报提纲 一 、 分类型油藏开发现状 二 、 分类型油藏开发效果评价 三 、 分类型油藏开发中存在的问题 四 、 分类型油藏的潜力分析 五 、 结束语 一、分类型油藏开发现状 (一 )三厂油藏分类 油藏 分类 标准 压力系统 常压系统： 压力系数 单块： 含油面积大于 造复杂程度 渗透率 复杂块： 含油面积 复杂块： 含油面积小于 渗： 渗透率大于 500 10渗： 渗透率 50 500 10渗： 渗透率小于 50 10压系统： 压力系数 高压系统： 压力系数大于 厂油藏 中渗油藏 常压复杂断块油藏 卫 10、 11、 20、 22、 2南、2北、 81、 49、 360、 370、明 9、 34、卫城其它、卫94、 305、 334、古云集（ 17个开发单元） 低渗油藏 极复杂断块油藏 复杂断块油藏 明一东、明一西、明 6、明 14、明 15、明 16、卫 7、卫 77（ 9个开发单元） 卫 18、 58、 37、56、 63、 229、11块沙一下、卫 95（ 8个开发单元） 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(104t) 1262 2456 3330 7048占全厂动用总量(%) （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 。 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 ( ) %) 层整状较富集 ， 但内部构造复杂 。 二是 储层物性较差 ， 非均质严重且次生裂缝发育 。 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 。 常压低渗透油藏 地质特征 一是 断层多 、 断块小 、 构造极复杂 。 二是 油藏埋深浅 ， 含油层多 ， 重叠性好 ，储量丰度高 。 三是 储层物性好 、 非均质严重 。 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 。 极复杂中渗透油藏 地质特征 一是 含油面积小 、 层系单一 、 油层厚度小 。 二是 油层物性好但非均质性较强 。 孔隙度 ， 油 层 渗 透 率 7010 3渗透率级差大于 15倍 。 三是 原油物性差 ， 地层水矿化度低 ， 油层温度较低 。 复杂中渗透油藏 地质特征 分类油藏储量动用状况 2、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 71 17 23 048 2525 驱动用油藏类型地质储量可采储量标定采收率水井需要高压注水，油井见效慢，水井难分注。 油井投产需进行压裂改造，在注上水区油井产能相对高。 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。 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： 3、分类油藏开发上的特点 水井常压注水 ， 油井见效快 ， 但容易单层突进 ， 也容易分注 。 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 。 储层疏松 ， 油井 、 水井易出砂 。 目前均进入高含水开发后期 。 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： 3、分类油藏开发上的特点 （三）分类型油藏的开发现状 小计 油井 水井 液量 油量 含水(口) (口) (口) t t % 12 284 128 5339 989 527 56 166 90 5312 645 977 30 78 52 3460 217 593 98 528 270 14111 1851 6097 产状况 日注水平注采比自然 综合% % % % % %常压低渗 一 、 分类型油藏开发现状 二 、 分类型油藏开发效果评价 三 、 分类型油藏开发中存在的问题 四 、 分类型油藏的潜力分析 五 、 结束语 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 ， 水驱控制储量和水驱动用储量逐年增加 。 104t， 水驱控制程度 达到 类开发标准 ；104t， 水驱动用程度 达到 类开发标准 。 000 2001 2002 2003 2004水驱控制储量(万吨)水驱动用储量(万吨)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； 老井递减近两年呈加大趋势 2、老井递减控制状况评价 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。 常压低渗油藏递减曲线 2004年综合递减 、 均属于三类开发标准 。 000 2001 2002 2003 2004综合递减自然递减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 除 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 ， 上高速开发 。 999 2000 2001 2002 2003 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 882 9039451009108911371999 2000 2001 2002 2003 2004可采储量常压低渗油藏可采储量变化柱状图 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 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计采收率曲线上运行，可采储量 1501万吨， 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% 5030% 302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： ： )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 。 104t， 水驱控制程度 达到 类开发标准 ；104t， 水驱动用程度 达到 类开发标准 。 000 2001 2002 2003 2004水驱控制储量(万吨)水驱动用储量(万吨) 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 、自然递减分别为 达到 类开发标准 。 2、老井递减控制状况评价 00012 200112 200212 200312 200412自然递减综合递减3、含水上升率得到有效控制 2004年 ， 油藏含水上升率 近几年实际含水上升率一直控制得较好 。 99912 200012 200112 200212 200312 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 8348618999329519711999 2000 2001 2002 2003 2004可采储量极复杂中渗油藏可采储量变化柱状图 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 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 1204 104t，最 终 采 收 率 达 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% 5032% 322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： ： 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。 104t，水驱控制程度 水驱动用储量 823 104t，水驱动用程度 (三 )复杂中渗透油藏开发效果评价 000 2001 2002 2003 2004水驱控制储量( 万吨)水驱动用储量( 万吨) 该类油藏由于处于高含水开发阶段 (2004年含水为 ，两个递减整体上呈减缓趋势，2004年综合递减、自然递减分别为 处于 类开发水平。 2、老井递减控制状况评价 000 2001 2002 2003 2004综合递减自然递减 2004年，油藏含水上升率 理论含水上升率 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。 3、含水上升率加大，产油量逐年下降 999 2000 2001 2002 2003 14 414 414 4144173004005001999 2000 2001 2002 2003 2004可采储量( 万吨)到 2004年，油藏标定可采储量 417万吨，可采储量与水驱采收率保持稳定。 4、可采储量基本保持不变，水驱采收率保持稳定 复杂中渗油藏可采储量变化柱状图 复杂中渗油藏含水与采出程度关系曲线 复杂中渗油藏水驱特征曲线 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 470 104t， 最终 采 收 率 达 复杂中渗油藏综合评价表 一级 二级 三级水驱储量动用程度15 61% 6036% 362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 年指标标准对比 得分总体来看 ， 目前该类油藏保持了 类开发水平 ， 但开发趋势有所变差 。 汇报提纲 一 、 分类型油藏开发现状 二 、 分类型油藏开发效果评价 三 、 分类型油藏开发中存在的问题 四 、 分类型油藏的潜力分析 五 、 结束语 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 ？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 5口井处于天然能量开采，能量下降快，注采井网需进一步完善。 360网得到完善 ？ 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。如卫 11块由于井况及采气影响，注采井网的配套技改工作没有及时到位，区块老井降产幅度大，递减加大， 同期相比加大 。 p 套破 b 套变 ？ 层系划分粗，层间干扰严重，层间动用差异大 统计近几年剖面和剩余油资料表明： 淹程度较高， 间矛盾比较突出，影响着油田的总体开发效果。 卫 22 中7 3下1 3下2 3下3 3下4 3下5 3下6 3下7 3下8 3下9 3下1 0卫2 2 三下3 沙三下4 沙三下5 沙三下6卫2 2 级水淹层 二级水淹层 三级水淹层 四级水淹层厚度(m)如卫 22块受层间物性差异及跨层系开发影响，层间动用差异大； 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”， 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 483万吨，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。 ？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 (二 )极复杂中渗透油藏存在的主要问题 通过 2001 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 ： 1、井况损坏，水驱控制程度降低 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 厚度占 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， 20 25%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。 2、油藏层间矛盾突出，分层动用差异大 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。 3、局部构造复杂，部分井层注采完善难度大 4、小套管井工艺技术不配套 通过 2003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 一是井况损坏，水驱控制程度降低 二是油层较少、调控手段单一 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应油井能量下降，平均日产油能力下降 该类油藏开发层系较少，一般为 1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。 汇报提纲 一 、 分类型油藏开发现状 二 、 分类型油藏开发效果评价 三 、 分类型油藏开发中存在的问题 四 、 分类型油藏的潜力分析 五 、 结束语 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 由于构造的复杂性形成剩余油 由于层间干扰而形成剩余油 由于平面不均匀推进而形成剩余油 由于层内非均质性而形成剩余油 由于微观非均质性而形成剩余油 104t、占 104t、占 104t、占 104t、占 104t、占 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。 104t、占 说明具有较大完善挖潜余地。 2储量动用及剩余油分布状况 按储层分类将含油小层分成三类： 类型地质储量所占比例共同特点 下步对策一类 962 层物性好，前期注采强度大，目前含水大于80% 的强水淹储量371 04t，占本类储层的38. 7%，水驱动用较充分，平面上剩余油比较分散通过抽稀井网、封堵高含水层、调剖等工艺技术来挖潜二类 1113 余油比较富集，目前含水大于80的储量2 71. 2104t，占本类储层的24 ，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 588 体分布范围小，整体动用差，在局部井区形成注采关系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 9 6 1 . 5 1 0 4 . 0 1 0 . 8 9 0 . 3 9 . 4 1 5 1 . 7 1 5 . 8 2 4 3 . 8 2 5 . 4 3 7 1 . 8 3 8 . 7 1 1 1 3 . 0 1 8 3 . 1 1 6 . 5 1 5 9 . 3 1 4 . 3 2 3 2 . 9 2 0 . 9 2 6 6 . 4 2 3 . 9 2 7 1 . 2 2 4 . 4 5 8 7 . 6 2 6 5 . 8 4 5 . 2 1 0 7 . 6 1 8 . 3 7 9 . 5 1 3 . 5 6 9 . 9 1 1 . 9 6 4 . 7 1 1 . 0合计 2 6 6 2 . 2 5 5 2 . 9 2 0 . 8 3 5 7 . 2 1 3 . 4 4 6 4 . 2 1 7 . 4 5 8 0 . 2 2 1 . 8 7 0 7 . 7 2 6 . 6小层类别地质储量( 1 04t)储量分布未水驱控制 控制未动用 弱水淹 中等水淹 强水淹比例( % )储量( 1 04t)比例( % )储量( 1 04t)比例( % )储量( 1 04t)比例( % )储量( 1 04t)比例( % )储量( 1 04t)104t、 104t、占 104t、占 104t、占 104t、占 极复杂中渗油藏 ： 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。 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 104t、其采出程度只有 比一类强水淹层低 类型地质储量所占比例共同特点 下步对策一类 1445 层物性好，分布稳定，前期注采强度大，目前含水大于80%的强 04t， 水驱动用较充分，平面上剩余油比较分散通过抽稀井网、调剖、调驱等工艺技术来挖潜二类 818 ，目前 含水大于 80 的储量3 7 0 . 1 1 04t ，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 192 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依靠缩小注采井距、提高注采强度、强化注水驱动。按储层分类将含油小层分成三类： 极复杂中渗油藏储量分布表 04t)储量分布未水驱控制 控制未动用 弱水淹 中等水淹 强水淹比例(%)储量(104t)比例(%)储量(104t)比例(%)储量(104t)比例(%)储量(104t)比例(%)储量(104t)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 104t、控制未动用储量 104t、弱水淹储量 104t、占 中等水淹储量 104t、占 强水淹储量 104t、占 104t、占 说明仍具有较大的潜力。 类型地质储量所占比例共同特点一类 274 、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，剩余油主要分布在滞留区和井网控制不住区域。二类 313 、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 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 ，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。按储层分类将含油小层分成三类： 复杂中渗油藏储量分布表 04t)储量分布未水驱控制 控制未动用 弱水淹 中等水淹 强水淹比例(%)储量(104t)比例(%)储量(104t)比例(%)储量(104t)比例(%)储量(104t)比例(%)储量(104t)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 104t ，如卫 11 块北 22- 46 11- 50 井区、卫 22 块三下1 - 2南部卫 22- 62 22- 12 井区井网成因型 ： 储量为 104t ，其中井况损坏区 104t ，主要表现在卫 81 块卫 218 井区、卫 22 块卫 18- 7 、卫 22- 7 井区及卫 11块三下4 - 6的南部和三下7 - 8的北部等； 井网控制程度低区储量为164 104t ，主要分布在近两年投扩开发的卫 360 块三中6 - 7；另外局布缺少注水井点井网不完善区储量为 104常压低渗透油藏的潜力分析层间干扰、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 104t ，如卫 22 块卫 136 、 22- 1 、 22- 42 等井区(二 )潜力分析 1 4 3 - 12 - 4 52 - 5 7352 - 4 62 0 92 - 3 32 - 3 41 1 - 52 6 42 0 81 4 22 5 31 4 3742 4 81 1 - 9N 1 1 - 1 51 1 - 4 8C 2 72 1 0 11 1 - 1 41 1 - 1 51 1 - 4 21 1 - 2 62 3 01 2 61 1 - 3 71 1 - 71 1 - 2 51 1 - 4 11 1 - 1 91 1 - 2 2272 - 3 22 0 62 - 4 72 - 3 12 6 3N 1 1 - 31 4 11 1 - 3 41 1 - 32 0 71 1 - 21 1 - 2 91 1 - 3 11 1 - 81 1 - 3 3c 1 1 - 3 8111 1 - 1 8c 1 1 - 6C Q 21 1 - 3 91 1 - 3 51 1 - 61 1 - 1 61 1 - 4 6341 1 - 1 81 2 01 1 - 4 51 1 - 1 22 0 32 2 - 4 83 - 51 1 - 1 132 0 52 2 - 3 62 2 - 1 51 1 - 41 1 - 1 33 - 33 - 91 1 - 1 32 2 - 4 6N 2 0201 1 91 1 - 2 31 1 - 11 1 82 2 - 2 50 . 5 K 1 块剩余油叠合图1 0 0 M 0沙三下71 2 41 1 - 4 01 0 - 4C 1 2 71 1 - 2 71 1 - 2 41 2 21 1 - 2 01 2 7561 1 - 1 7N 1 2 71 1 - 3 21 2 51 1 - 4 31 1 - 2 11 0 - 1 71 0 - 2 11 0 - 21 0 - 3 51 0 - 1 91 0 - 51 0 - 3 11 0 - 31 2 31 0 - 2 31 0 - 16 0 %4 0 %8 0 %4 0 %8 0 %6 0 %1 1 . 4 / 3 1 . 51 0 . 4 / 1 11 3 . 1 / 2 26 . 1 / 1 0 . 51 4 . 4 / 1 8 . 20 / 7 . 91 . 1 / 1 3 . 35 . 2 / 1 58 . 6 / 1 81 9 . 7 / 2 0 . 90 / 3 . 31 . 5 / 1 2 . 47 . 7 / 1 9 . 72 . 8 / 2 1 . 61 5 . 2 / 2 9 . 7图例1 1 . 8 / 1 30 / 1 . 74 . 0 / 1 1 . 6断层遮挡剩余油富集区 井网控制低造成的剩余油富集区 卫 22块剩余油饱和度图（沙 3下 2 层间干扰造成的剩余油富集区 卫 22块剩余油饱和度图（沙 3下 4 通道式剩余油 断层边角部位剩余油 卫 22块剩余油饱和度图（沙 3中 7 注采井网不完善造成的剩余油富集区 卫 22块剩余油饱和度图（沙 3下 1 断层边角部位剩余油。 注采井网不完善造成的剩余油富集区 11城油田卫81块 剩余油分布图沙四2 - 4油 井 水 井图4 - 2 5 - 7断层边角高部位剩余油。 断层复杂带井网不完善区剩余油。 井况损坏区剩余油。 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 89 164 1063 1204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 104t，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 。 104t， 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 104t， 居第三位；弹性区储量 104t， 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 。 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 286 104t。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。 2、极复杂中渗透油藏的潜力分析 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 104t。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。 2、极复杂中渗透油藏的潜力分析 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，由于直井难以动用或注水未波及，形成剩余油富集区，剩余储量 137 104t。如明六块的明 352井区、明 50井区，明一西块的明175井区等。该部分剩余油可在精细断层描述的基础上，利用大位移双靶定向井技术完善动用。 层间干扰、岩性变差区 ： 由于砂体平面变化大和非均质影响，各方向注水强度不均而形成剩余油富集区，剩余储量 104t。这部分剩余油可通过部署差层井网、事故井侧钻，或在井网优化注的基础上，通过转向注水挖潜。 2、极复杂中渗透油藏的潜力分析 井网控制程度低及局部缺少注水井点区： 104t。主要分布在卫七块明 168364井区等及明六块近两年新投井。 明一块剩余油分布图 井间干扰剩余油富集区。 井况损坏区剩余油。 断层遮挡区剩余油。 断层边角高部位剩余油。 小砂体型层间干扰型断层遮挡及高部位构造复杂区井况损坏型井网控制程度低局部不受控型2456 37 86 造型 井网成因型储量合计极复杂中渗油藏潜力分布表 从不同开发单元所控制的潜力大小来评价，潜力较大的是明 6块，明一东、明一西块为一类潜力区块；潜力较小的是明十五、明十四、其他块，为二类潜力区块。 3、复杂中渗透油藏的潜力分析 井网控制程度低及局部缺少注水井点区 ： 在储层物性较好的连片分布油层中，相邻两三口油井或注水井之间，由于油水井工作制度和井距的不配套造成注入水流动方向具有差异性，使一部分含油面积注入水未波及到造成剩余油富集。104t，占总剩余储量的 可通过局部完善注水井点或转向注水进行挖潜。 3、复杂中渗透油藏的潜力分析 断层遮挡区 ： 一是由于构造复杂，断层遮挡，没能形成注采井网；二是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。如卫 95块卫 95 95 95 95104t，占总剩余储量的 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 104t，占总剩余储量的 可通过对高含水层调剖、调驱、堵水进行挖潜。 3、复杂中渗透油藏的潜力分析 井况损坏区 ： 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，104t。如卫 95南块西部卫 9595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。 弹性区 ： 主要指区块含油面积特小，注采无法完善，基本靠弹性开发，这部分储量为 104t。 卫 95块剩余油分布图 层间干扰形成的差层剩余油富集区。 井况损坏剩余油富集区。 卫 95块沙三下 24剩余油分布图 卫 95块沙三下 41剩余油分布图 断层遮挡剩余油富集区。 复杂中渗油藏潜力分布表 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1262 91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油井见水井含水分级情况表 总体上看，分类油藏的具体潜力有： 1、油井找堵水的潜力 由表看，常压低渗、极复杂中渗和复杂中渗油藏含水级别大于 80%的井分别为总的 产液量分别为总的 说明大部分井采出了绝大部分的产液量，但由于复杂中渗油藏层系单一，因此其它两种类型油藏下步具有找堵水的潜力，且极复杂中渗潜力高于常压低渗。 开井数年产液( 1 04t)年产油( 1 04t)开井数年产液( 1 04t)年产油( 1 04t)开井数年产液( 1 04t)年产油( 1 04t)开井数年产液( 1 04t)年产油( 1 04t)开井数年产液( 1 04t)年产油( 1 04t)常压低渗 245 1 8 0 . 6 6 3 1 . 2 0 51 1 9 . 7 1 9 . 6 3 58 3 1 . 4 8 9 . 3 3 39 3 0 . 2 9 5 . 1 9 97 9 9 . 1 9 7 . 0 5极复杂中渗 156 1 8 6 . 0 7 2 0 . 7 0 13 4 . 1 2 1 . 8 7 30 1 9 . 7 3 5 . 8 3 31 3 0 . 8 9 4 . 3 9 82 1 3 1 . 3 2 8 . 6 1复杂中渗 77 1 2 5 . 7 2 7 . 8 7 1 0 . 0 4 0 . 0 3 1 2 . 4 4 0 . 5 9 15 1 3 . 0 6 1 . 8 7 60 1 1 0 . 1 8 5 . 3 8合计 478 4 9 2 . 4 5 5 9 . 7 7 65 2 3 . 8 7 1 1 . 5 3 89 5 3 . 6 5 1 5 . 7 5 85 7 4 . 2 4 1