车21井区石炭系油藏合理开发方式研究

1、车21井区石炭系油藏合理开发方式研究新疆油田分公司采油一厂中国石油大学（华东）一、项目概况二、主要研究成果三、存在的问题四、下步工作安排目 录（一）区域概况 车21井区位于位于准噶尔盆地西北缘，构造上位于准噶尔盆地西部隆起红车断阶带。东临车20、车43块，西接排661块，北接车210块区，南邻车40块，为一构造线与断层线斜交，西北高、东南低的单斜构造。 目的层为石炭系低孔特低渗储层，2014年12月份复算含油面积8.10 km2，地质储量1188.93 104t，可采储量107.61 104t（标定采收率10.27 %）。目前均利用天然能量压裂投产。 车21（二）项目研究内容1、油藏工程参数及

2、测试资料评价2、开发方式优化研究3、完井方式优化研究4、压裂设计参数优化研究5、初步开发方案设计（三）完成的主要工作量阶段合同规定内容阶段目标合同规定时间实际完成时间11）成果调研及资料收集整理。2）开题设计（甲方通过）完成开题设计，项目前期准备工作，确定相关项目研究方案2015.4-2015.5.312015年5月21）油藏工程参数及测试资料评价；2）开发效果评价；3）潜力分析完成油藏工程参数及测试资料评价2015.6.1-2015.7.312015年7月31）天然能量驱动类型评价； 2）天然驱动能量评价；3）其他驱动能量评价；4）同类油藏合理开发方式的调研；5）井型、井网形式优化研究；6）

3、国内外同类油藏完井方式调研；7）完井方式选择的影响因素分析；8）完井方式优化研究；9）射孔方式优化；10）压裂工艺可行性论证；11）整体压裂优化；12）压裂参数优化；13）压裂工艺规模优化；14）在压裂设计参数优化的基础上，开展压裂配套工艺、助排工艺技术、应力场监测、 压裂液选择、支撑剂选择、压裂管柱的优化。 1）开发方式优化研究2）完井方式优化研究3）压裂设计参数优化研究2015.7.10-2015.10.152015年8月-2015年10月4车21井区石炭系油藏驱替方式优化及指标预测；2）车21井区石炭系油藏完井、射孔方式优化；3）车21井区石炭系油藏压裂参数优化。初步开发方案设计2015

4、.10.16-2015.11.15未实施5总结文字报告及多媒体汇报编写研究报告，完成项目验收2015.11.16-2015.11.30未实施课题目标任务及完成情况（三）完成的主要工作量 整理车21井区44口油井静、动态资料； 完成31余篇国内外文献调研，总结了火山岩开发方式优化研究现状； 完成了现有7类油藏工程测试资料的评价与获取； 完成了项目所需而未测的5类油藏工程参数的经验公式获取。 按照综合调整方案研究思路，完成了研究区开发历程、现状、油井产能、储量动用状况、层系井网状况、能量动用状况、措施效果、采收率标定等9个方面分析与评价； 指明了车21井区油藏的2类潜力方向； 优化研究了3种驱动类

5、型，明确了车21井区石炭系油藏注水开发方式； 完成石炭系油藏井型（直井、水平井）、井网形式（7类）注水开发优化研究； 绘制图、表120余张，建立概念模型30余个，完成数值模拟运算180余次。一、项目概况二、主要研究成果三、存在的问题四、下步工作安排目 录二、主要研究成果（一）获取了合理的油藏工程参数（二）完成了石炭系油藏开发效果评价（三）指明了石炭系油藏潜力方向（四）明确了石炭系油藏合理的开发方式（五）制定了石炭系油藏开发技术政策 取得五项研究成果（一）获取了合理的油藏工程参数1、测试资料概况岩心测试分析测压/系统试井流 体 分 析（个）孔隙度渗透率压汞复压静压PVT油气水（个）（个）（个）（

6、个）（个）（个）（个）（个）（个）181170341711942 据统计，车21井区石炭系油藏油藏工程测试资料总体偏少。油藏工程综合分析研究关键资料，譬如油水/气相渗、流体/岩石压缩系数、气/水PVT、CO2/N2驱室内实验测试或模拟等资料缺失。车21井区石炭系油藏油藏工程参数测试资料统计表（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（1）孔隙度、渗透率 石炭系油层主要发育火山碎屑岩类和火山沉积岩类，岩性主要为火山角砾岩、凝灰岩，其次为凝灰质砂岩。火山角砾岩孔隙度分布直方图火山角砾岩渗透率分布直方图 火山角砾岩储层孔隙度1.10%16.41%，平均8.94%；渗透率0.011mD7.280m

7、D，平均0.136mD。（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（1）孔隙度、渗透率凝灰岩孔隙度分布直方图凝灰岩渗透率分布直方图 凝灰岩储层孔隙度1.60%15.58%，平均6.52%，渗透率0.011mD85.690mD，平均0.462mD。（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（1）孔隙度、渗透率凝灰质砂岩孔隙度分布直方图凝灰质砂岩渗透率分布直方图 凝灰质砂岩储层孔隙度1.7%17.69%，平均7.17%，渗透率0.011mD74.990mD，平均0.174mD。 石炭系储层孔隙度1.10% 17.690%，平均7.54%；渗透率0.011mD 85.690mD，平均0.25

8、7mD，属中孔、特低渗储层（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（2）地层温压系统T=14.4227+0.0213D 车21井区试油取得的31井层静温资料，建立地温梯度关系T=14.4227+0.0213D式中，T地层温度，；D地层深度，m。 石炭系油藏地温梯度为2.13/100m，属于正常地温梯度。 据统计，车21井区石炭系油层中深1443m，那么油层中部地层温度为45.15。 温度系统（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（2）地层温压系统 根据车21井区取得的17个合格静压资料，建立了石炭系地层压力与海拔深度关系Pi=5.2685-0.00784H式中，Pi地层压力，Mp

9、a；H海拔深度，m。 据统计，车21井区石炭系油层中深1443m，那么油层中部地层压力为14.30 MPa。 石炭系油藏压力系数为0.99，属常压系统。Pi=5.2685-0.00784H 压力系统 地层压力（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（2）地层温压系统 车21井区石炭系仅DC023井取过高压物性资料。经与邻区实测，经验公式对比分析，认为DC023井饱和压力测试结果偏高，不能真实反映油藏原始饱和压力状态。而相邻块车32井实测结果与经验公式计算值较为接近。 压力系统 饱和压力井号断块时间层位射孔井段中部海拔中部深度地层压力计算饱和压力(MPa) （m）（m）（m）(MPa)PV

10、T测试结果Standing经验公式计算（y.m）车32车32-11985.05C11061170-852.521143.5211.95 6.25.82DC023车212004.07C1538.51588-1272.171563.1715.24 14.8510.84车43车431996.05P1j20462070-1763.52054.519.09 18.0514.08（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（2）地层温压系统 据目前所能收集到13口井（车19、车20、车21、车31、车32、车33、车34、车35、车36、车40、车44、车201、DC343）28个试油井静压、复压原始测

11、压数据，建立了石炭系地层压力与海拔深度关系图版。可以看出车21断块、车32-1断块具有统一的压力系统。因而，可以依据车32井饱和程度及DC023井经验公式计算值来确定车21井区饱和压力. 压力系统 饱和压力井号地层压力饱和压力(MPa) 饱和程度饱和压力取值(MPa)PVT测试结果Standing经验公式计算（%）(MPa)车3211.95 6.25.8251.876.2DC02315.24 14.8510.8411.69饱和程度计算取值 7.91 MPa（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（3）流体性质 原油性质 地面原油性质井号样品数地面脱气原油密度粘 度（mPas（凝固点 （

12、）含蜡 （ %）初馏点 （ ）（g/cm3）304050车2140.854732.721.314.201.7136.5车3640.853640.622.714.515.83137车4410.84059.97.55.64/110车21130.9185503.1243.4130.4-25.31.5243.3车21330.86784629.919.6-12.34.7184.3DC100210.852/11.4/DC100310.8869/32.2/车21720.861537.124.316.2186.4190.5平均0.8669111.658.230.503.5166.9 石炭系油藏共取得8 口井1

13、9 个原油样品，地面脱气原油密度平均0.8669 g/cm3；50原油粘度5.6 mPa.s130.4 mPa.s，平均30.5 mPas；含蜡量平均3.5 %；凝固点平均0 ；初馏点平均166.9 。（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（3）流体性质 原油性质 地面原油性质 石炭系油藏地面原油粘度自东南向西北逐渐增大。 已开发区油质较稀，地面原油粘度均在50 mPa.s以下，油藏西北部断块油质较稠。（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（3）流体性质 原油性质 地层原油性质 车21井区石炭系油藏仅DC023井1井次PVT地层条件下，原油密度为0.7905 g/cm3，原油粘

14、度为3.79 mPa.s，气油比为58 m3/t，原油体积系数为1.1384。断块井号压力条件密度粘度气油比体积系数（MPa）（g/cm3）（mPas）（m3/t）（无因次）车20CH0405饱和压力下0.72270.59390.51.1746地层压力下0.72450.53490.51.1715车21DC023饱和压力下0.79844.85581.14地层压力下0.79053.79581.1384（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（3）流体性质 地层水性质 车21井区石炭系油藏取得1口井2个地层水样品，其地层水型为CaCl2型，地层水矿化度9164.7 mg/L，氯离子浓度 500

15、7 mg/L。断块井号样品数主要离子浓度（mg/l）矿化度mg/l水型CO32-HCO3-CL-SO42-OH-Ca2+Mg2+K+Na+车20车34T3/11556.7CaCl2车35117.984.87232.4275.72087.202474.312129.9CaCL2车431505.308245262.635.92877.302172.114098.2CaCL2小计5261.642.47738.7269.135.92482.302323.212594.9CaCL2车210车332/9300CaCl2车212车2123/712.86318.352.1/562.129.43710.4113

16、75.4CaCl2车21车212192.4372.75007238.6/399.3583082.59164.7CaCl2合计12238.5292.66700.7207.335.91481.521.92859.811270.8CaCl2（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（3）流体性质天然气性质 车21井区石炭系共取得1口井4个天然气分析资料，天然气类型为原油溶解气，天然气相对密度0.589，天然气组份中甲烷含量95.49%，无H2S、SO2。断块井号样品数相对密度烃类含量（%）含氧（%）二氧化碳（%）甲烷乙烷丙烷异丁烷正丁烷异戊烷正戊烷异已烷车20车2020.595693.942.3

17、70.620.290.270.250.110.270.26车3220.599894.012.851.010.360.430.120.11微0.11车3430.6680.682.891.220.940.09微1.130.15车3520.597592.450.90.290.320.460.790.08车4320.618291.324.271.310.640.340.340.170.0700.18平均0.614290.482.650.890.510.280.290.130.070.550.15车221车3120.669287.254.893.361.491.140.340.26微微微平均0.6692

18、87.254.893.361.491.140.340.26微微微车21车2140.58995.491.860.680.540.030.540.060.170.2平均0.58995.491.860.680.540.030.540.060.170.2（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（4）地层水及岩石参数（计算）Co(10-4/MPa)Cw(10-4/MPa)w(mPa.s)Cf(10-4/MPa)Swi(%)Soi(%)Ct(10-4/MPa)9.524.410.3446.5455524.95地层水及岩石参数（计算） 根据地层水性质和油藏性质参数，应用经验公式计算出地层水、岩石的压缩

19、系数及油藏综合压缩系数Ct。（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（5）相对渗透率曲线 车21井区石炭系油藏储层岩石未做相对渗透率曲线测试。 因而借鉴前人基于Honarpour经验公式计算，并经过区块和单井历史拟合验证的相对渗透率曲线。相渗曲线（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（5）相对渗透率曲线 由于相渗曲线为压裂投产井拟合后的曲线，所以呈现投产即含水的特点。含水率47%前，无因次采液（油）指数曲线下降较快；含水率47%后，无因次采液指数曲线开始上升，含水率达93%后，急剧上升至达2.7；无因次采油指数曲线下降减缓。表明油藏特高含水期有一定提液潜力。2.7无因次采液（油）

20、指数曲线（一）获取了合理的油藏工程参数2、油藏工程参数（5）相对渗透率曲线 车21井区石炭系未取得驱油效率资料，用相渗计算水驱驱油效率为51.8%。通过相渗曲线可获得水驱开发含水与采出程度曲线。当含水率98%时，采出程度可达22.4%。含水与采出程度二、主要研究成果（一）获取了合理的油藏工程参数（二）完成了石炭系油藏开发效果评价（三）指明了石炭系油藏潜力方向（四）明确了石炭系油藏合理的开发方式（五）制定了石炭系油藏开发技术政策 取得五项研究成果（二）完成了石炭系油藏开发效果评价1、开发历程车21井区石炭系油藏综合开发曲线 1984年4月，车21井石炭系1577m1537m井段射孔压裂，3.0m

21、m油嘴试油获日产原油3.45t，从而发现了车21断块石炭系油藏。因产能较低，当时未进行滚动开发。2002年，低效油田分析研究区域地质情况后，2003年10月钻评价井DC1002，获得初期日产油4.69t/d，2004年5月钻评价井DC1003井，获得初期日产油1.94t/d，随后拉开了该区滚动开发的序幕。试油试采阶段滚动开发阶段（二）完成了石炭系油藏开发效果评价1、开发历程车21井区石炭系油藏综合开发曲线 石炭系油藏主要采用逐层上返的措施开发。试采阶段由于投产井多、集中，产量波动较大。后期整体表现为低产、长期稳产、含水稳定的开发特征。（二）完成了石炭系油藏开发效果评价2、开发现状车21井区石炭

22、系油藏开发现状表(2015年6月)项目数据项目数据含油面积，km28.1单井日产油能力，t/d2.33 有效厚度，m 35.0单井日产油水平，t/d2.14地质储量，104t1188.93综合含水，%67.86 总油井数，口44累积产油，104t13.9811 开油井数，口36累积产水，104t7.6236日产液能力，t/d279.68 采油速度，%0.21 日产液水平，t/d240.12 采出程度，%1.18日产油能力，t/d83.73 地下亏空，104m325.9833 日产油水平，t/d77.04 平均动液面，m1137单井日产液能力，t/d7.77 总压降，Mpa10.42单井日产液水

23、平，t/d6.67 3、开采特征（1）油井产能特征（二）完成了石炭系油藏开发效果评价井号射孔井段（m）射孔厚度（m）/层数射开油层厚度（m）地层压力（MPa）井底流压（MPa）日产油（t）米采油指数(t/dMPam)车2111453-1185115.0/83313.3510.5216.350.18车361482-147210.0/14.914.5711.862.730.21车361433-142211.0/15.114.1811.942.610.23自然产能低，平面上产能存在差异0.21 0.5车21井区石炭系油藏初期米采油指数计算表特低产能3、开采特征（1）油井产能特征（二）完成了石炭系油藏

24、开发效果评价自然产能低，平面上产能存在差异 51井层千米井深产能统计结果表明，车21井区石炭系未油藏自然产能为特低低产能级别。3、开采特征（1）油井产能特征（二）完成了石炭系油藏开发效果评价自然产能低，平面上产能存在差异 平面上产能存在差异，产能差异主要是储层非均质造成的。厚度大的地方，产能高，厚度薄的地方，产能低。3、开采特征（1）油井产能特征（二）完成了石炭系油藏开发效果评价水力压裂取得较好效果，且压裂后才能获得工业油流 本块油井均采用中到大型压裂投产，每米加沙量0.46.8 m3/m，平均2.1 m3/m ；压裂后日增油3.5 t/d，比压裂前产量提高10倍左右，压裂取得了较好效果。3、

25、开采特征（1）油井产能特征（二）完成了石炭系油藏开发效果评价产能递减呈两段式，初期递减快，后期递减缓慢 从单井日油随时间变化曲线看，产能递减呈两段式，均符合指数递减规律：初期递减快，年递减为46.0%，后期递减缓慢，年递减为1.5%。投产井数与产能递减关系密切，例如随着投产井数增加，石炭系油藏产能持续上升。第一段递减类型指数递减公式Q=Qi*exp(-Dt)初始产量Qi3.69递减率D0。05第二段递减类型指数递减公式Q=Qi*exp(-Dt)初始产量Qi1.74递减率D03、开采特征（2）含水状况（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 油井投产就含水，但油藏整体含水较低，一般稳定在40%以内：

26、基本上没有无水采油期，含水上升缓慢；投产含水略高；目前油藏未钻遇油水界面，分析认为含水是由于储层束缚水经压裂后部分转化为可动水的缘故。 油藏综合含水与投产井数之间存在相关性，投产井数增加，含水上升。 截止2014年11月份，综合含水67.8%。3、开采特征（3）能量状况（二）完成了石炭系油藏开发效果评价油藏天然能量不足，压力下降快（10年2口井累产页0.1384万吨，压降达4.79MPa），动液面低。井号测试时间测试深度测试地层压力压力系数折算至油藏中部深度下地层压力年.月.日（m）（MPa）（MPa）车211984.07.26139814.5241.03919.08车211984.09.03

27、1330.513.4781.01318.6车361985.07.291833.518.4641.00718.49车361985.09.05159017.1371.07819.79DC10032004.08.111503.512.1460.80814.83DC10032004.08.181448.510.8370.74813.74原始压力18.98 MPa开发初期压力14.29 MPa4、开发效果评价（1）储量动用状况评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 通过概算，车21井区石炭系油藏储量动用程度约为38.56%。平均泄油半径单井油井控制面积石炭系油藏油井控制面积石炭系油藏面积储量动用程度概算

28、mkm2km2km2%1500.070653.10868.10 38.38 车21井区石炭系油藏储量动用状况概算（面积计算法）90美元条件下单井经济极限初产米采油指数合理生产压差石炭系油藏动用厚度下限石炭系油藏碾平厚度储量动用程度概算tt/dMPamMpamm%3.060.182.157.91 3577.41 /20（方案部署厚度）3557.14车21井区石炭系油藏储量动用状况概算（经济厚度计算法）统计井数统计总有效厚度平均单井有效厚度射开总有效厚度动用程度（口）（m）（m）（m）（%）442880.665.47587.6638.73石炭系油藏有效厚度及动用统计表4、开发效果评价（2）层系井网

29、状况评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 目前区块以石炭系为主一套层系开发，且基于一类油层部署井网，因而没有细分层系的需要。层系适应性评价4、开发效果评价（2）层系井网状况评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 目前井网以石炭系为主形成的弹性开发井网，含油面积8.10 km2，地质储量1188.93104t，油井44口，计算井网密度5.43 口/km2，单井控制储量27.02104t。井网方式与井距评价含油面积地质储量油井数井网密度单井控制储量km2104twell口/km2104t8.10 1188.93 445.43 27.02车21井区石炭系油藏目前井网状况4、开发效果评价（2）层系井

30、网状况评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 根据计算，车21井区石炭系油藏技术极限泄油半径为32.34 m。结合油藏压裂时水平缝半长在120150m左右，则石炭系油藏技术极限井距为 335 m，井网密度17.82 口/km2，还可钻100口井。井网方式与井距评价空气渗透率技术极限泄油半径经验计算取值10-3m2胜利油田长庆油田延长油田车排子油田m0.25728.0433.4718.349.5532.34车21井区石炭系油藏技术井距计算表水平缝半长 135 m167.34 m测算井网密度17.82 口/km2144 口4、开发效果评价（2）层系井网状况评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 根

31、据俞启泰交汇法，车21井区石炭系油藏60美元条件下，经济最佳井网密度为6.3 口/km2，经济极限井网密度为8.6 口/km2，合理实用井网密度为6.9 口/km2，还可钻11口井。井网方式与井距评价从目前井网状况看，井网密度小于技术、经济合理井网密度。4、开发效果评价（3）能量状况评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 通过概算可知，车21井区石炭系油藏天然能量不足。石油行业天然能量评价标准天然能量分类弹性产率每采出1%地质储量的平均地层压降无因次弹性 产量比值天然能量评价（104t/Mpa）（MPa）K30Dpr0.2Npr30天然能量充足8.0K300.2Dpr0.810Npr30天然能

32、量较充足2.5K8.00.8Dpr2.52Npr10有一定天然能量K2.5Dpr2.5Npr2天然能量不足（微弱）车21井区石炭系油藏天然能量评价油藏原始阶段开发初期无因次弹性产量比值每采出1%地质储量的平均地层压降工作地质储量原油体积系数原始地层压力综合压缩系数原油体积系数 地层压力累产油量压降104tMPa10-4/MpaMPa104tMPaMpa/104t11.851.138418.9824.951.082114.290.1244.690.8499 4.4826 4、开发效果评价（3）能量状况评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价原始地层压力下饱和压力下目前累产油量原油体积系数原始地层压

33、力综合压缩系数饱和压力原油体积系数地饱压差预测累产油量MPa10-4/MpaMPaMPa104t104t1.138418.9824.9511.691.147.290.282913.9811车21井区石炭系油藏饱和压力下累产油量预测表 据概算，车21井区石炭系油藏地层压力降至饱和压力处时，预计累产油量为0.2829 万吨。此时为2004年4、5月之间，油藏开始进入了溶解气驱阶段。4、开发效果评价（3）能量状况评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 据概算，车21井区石炭系油藏目前地层压力为8.56 MPa，总压降为10.42 MPa，目前油藏地层压力保持水平仅为45.1%。地质储量有效孔隙度束缚

34、水饱和度地层渗透率饱和压力下弹性驱阶段溶解气驱阶段原油体积系数原油粘度饱和压力累产油量采出程度累产油量采出程度溶解气驱采出程度地层压力104t%10-3m2mPa.sMPa 104t%104t%MPa 1188.937.54450.2571.144.8511.690.2892 0.0243 13.98111.18 1.15 8.56 车21井区石炭系油藏目前地层压力预测表4、开发效果评价（4）措施效果评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 统计结果表明，由于基质渗透性较差，油层必须压裂改造后才有工业生产能力；试油、试采期间采用的压裂工艺、规模差异明显，其中试油期间采用油基、小规模压裂；试采期间

35、采用水基、大规模压裂，快速返排施工工艺。试采期间压裂措施效果显著，开发井前三个月的初期产能明显高于试油井，表明采用大规模压裂工艺有利于提高油井产能。压裂效果评价油井类型层位压裂车型压裂类型压裂液加 砂破裂压力(MPa)平均初产油量(t/d)类型总液量(m3)粒度(mm)用量(m3)砂比(%)试油井C5001000油基原油69.2108.60.50.83871312272.40试采井C14002000水基YSBD-1胍胶126.82600.450.91040102920504.21试油、试采油井压裂参数对比表4、开发效果评价（4）措施效果评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 稳定生产300天以

36、上的单井层射开厚度的每米压裂液用量、加砂强度与射开油层采油强度的相关性较好。也表明适当提高压裂规模有利于提高单井产能。压裂效果评价 压裂液用量与射开油层的采油强度关系图 加砂强度与射开油层采油强度关系图4、开发效果评价（4）措施效果评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 石炭系油藏主要采用逐层补孔上返的方式进行开发的。通过部分补孔油井生产状况对比可以看到，措施前油井基本为低产不出状态，措施后产液水平、产油水平都有所提高，日产油由措施前平均0.9t上升到2.2t，初期效果较为明显。补孔措施效果评价井号措施日期补层层位措施前措施后层段累积产油（t）层段累计产水（m3）产液（m3/d）产油（t/d）

37、含水（%）产液（m3/d）产油（t/d）含水（%）DC10032004/9/1C1.30.8382.61.446119.089.02005/3/11C0.80.5402.30.76867.0159.0DC0042006-1-22C1.00.8165.22.355169.0101.02006-6-2C1.20.6497.02.860185.0173.0DC0132005-5-25C1.41.1215.11.375219.0271.02006-2-7C1.00.7324.33.030441.0215.0DC0612006-1-22C1.51.1265.82.655274.089.02006-6-2

38、C1.61.1324.63.034151.0171.0DC0622005-9-1C1.81.3305.32.357410.0304.02006-5-1C1.51.1277.22.270242.0128.0部分补孔油井措施效果统计表4、开发效果评价（4）措施效果评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 根据统计，目前石炭系油藏的动用程度还较低，大部分井仍然具备补孔措施条件，可选择好的层段作为后备生产井段。补孔措施效果评价统计井数统计总有效厚度平均单井有效厚度射开总有效厚度动用程度（口）（m）（m）（m）（%）422880.674.13587.6638.7石炭系油藏有效厚度及动用统计表4、开发效果评

39、价（4）措施效果评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 为落实车21井区石炭系油藏长水平段水平井生产效果。 2014年8月部署了1口水平试验井CHHW2101井，设计水平段长度1203.4 m。 2014年9月19日开钻，10月10日完钻，10月18日裸眼完井，水平段长度990 m。 水平井开发效果评价车21井区石炭系油藏试验水平井部署图4、开发效果评价（4）措施效果评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 2014年11月21日开始分十五级压裂，2014年11月25日施工完毕，共用压裂液12037.4m3，其中推球液量185.3m3，前置液量6827m3，携砂液4663.2m3，顶替液306.

40、7m3；加支撑剂陶粒11.46m3，石英砂1043.67m3。水平井开发效果评价4、开发效果评价（4）措施效果评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 截止2015年6月，累计自喷生产210.9天，产油3422t，产水7386t，平均日产油16.23t/d，为直井初产的3.1倍（5.3t/d）。随着退液工作的深入，产能趋于稳定，且保持在20t/d以上，开发效果较好。后续效果还待观察。水平井开发效果评价试验水平井CHHW2101井采油曲线4、开发效果评价（5）采收率评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 根据弹性驱、溶解气驱采收率经验公式计算，车21井区石炭系油藏天然能量采收率为10.3%。采收率

41、标定地质储量有效孔隙度束缚水饱和度地层渗透率原始地层压力下 饱和压力下弹性驱溶解气驱阶段天然能量采收率原油体积系数原始地层压力综合压缩系数原油体积系数原油粘度饱和压力采收率废弃压力溶解气驱采收率104t%10-3m2MPa10-4/Mpa mPa.sMPa %Mpa %1188.937.54450.2571.13818.9824.951.144.8511.691.82 3.808.45 10.27车21井区石炭系油藏天然能量采收率标定表水驱采收率22.4%（2倍）4、开发效果评价（5）采收率评价（二）完成了石炭系油藏开发效果评价 根据计算，车21井区石炭系油藏天然能量开发可采储量为121.59

42、万吨，剩余可采储量107.61万吨；水驱开发可采储量为266.32万吨，剩余可采储量252.34万吨。可采储量评价天然能量采收率地质储量可采储量目前采出程度目前累产油量剩余可采储量%104t104t%104t104t10.271188.93121.591.1813.98107.61水驱采收率地质储量可采储量目前采出程度目前累产油量剩余可采储量%104t104t%104t104t22.41188.93266.321.1813.98252.34车21井区石炭系油藏可采储量计算表二、主要研究成果（一）获取了合理的油藏工程参数（二）完成了石炭系油藏开发效果评价（三）指明了石炭系油藏潜力方向（四）明确了

43、石炭系油藏合理的开发方式（五）制定了石炭系油藏开发技术政策 取得五项研究成果1、开采特征目前开发中存在的主要问题（1）井网不完善，储量控制程度低（三）指明了石炭系油藏潜力方向 目前区块井网为天然能量开发井网，整体未注水，无注采井网，急需部署注采井网以提高储量控制程度和水驱储量控制程度，最终达到提高采收率的目的。（2）目前地层压力保持水平低，急需补充地层能量 目前油藏地层压力为8.56 MPa（地层保持水平仅为45.1%），地层总压降已高达10.42 MPa，地层压力不能满足油藏效益开发工作的需要。2、石炭系油藏提高采收率潜力方向（1）完善井网、补充能量开发（三）指明了石炭系油藏潜力方向 目前区

44、块井网为天然能量开发井网，无注采井网，因而有完善井网、补充能量开发的潜力。2、石炭系油藏提高采收率潜力方向（三）指明了石炭系油藏潜力方向（2）分段压裂水平井注水开发 油藏整体上属于裂缝、孔隙双重介质油藏，油层分散，分布跨度大，油层、隔夹层对应性差，非均质性强，不适应注水开发； 与西北缘已有注水开发的石炭系油藏相比较，车21井区石炭系储层岩性为火山角砾岩、凝灰质砂岩和凝灰岩，裂缝比较发育，且多为高角度斜交缝，与六、七、九区石炭系油藏对比，储层岩性与裂缝发育类型较为相似，而六、七、九区油藏注水开发效果不佳，因而不适合注水开发； 根据相对渗透率曲线所做的分流量曲线，求得前缘含水饱平均含水饱和0.52

45、，因此，在相渗透率曲线上查得油、水两相渗透率:Kro=0.3，Krw=0.047，求其流度比为0.58，水油流度比小，对注水开发有利。注水可行性分析采用常规注水开发方式不可行！2、石炭系油藏提高采收率潜力方向（三）指明了石炭系油藏潜力方向（2）分段压裂水平井注水开发分段压裂水平井注水开发效果明著控制储量对比图 控制储量分段压裂是直井的6倍； 本区分段压裂水平井开发效果好。水平井分段压裂可以实现有效开发直井不压裂自然产能低，多数井没有自然产能直井小型压裂初期获得一定产能，但是递减快，累产油低。直井大型压裂可以实现经济开发2、石炭系油藏提高采收率潜力方向（三）指明了石炭系油藏潜力方向（2）分段压裂

46、水平井注水开发分段压裂水平井注水开发效果明著直井注水、水平井采油直井注水、直井采油水平井注水、水平井采油 井网形式：裂缝交错式直井注水平井采井网； 油水井距：240m-260m； 裂缝长度：油井裂缝穿透比0.4， 水井裂缝穿透比0.1；生产压差： 45MPa； 压力保持水平：注采比1； 注水时机：同步注水。2、石炭系油藏提高采收率潜力方向（三）指明了石炭系油藏潜力方向（2）分段压裂水平井注水开发分段压裂水平井注水开发效果明著应用实例：平1投产平2投产平3投产平4完钻平5投产樊116块水平井压裂完井注水开发方案部署图油藏基本参数方案设计参数油藏类型：浊积岩油藏埋深：2800m目的层：沙三中2砂组

47、2小层（单层开发）渗透率：3.110-3m2地层压力：36.6MPa压力系数：1.3动用面积：2.4km2动用储量：130104t总新井数：5口（套管完井，后期注水开发）；新油井数：3口（全部投产）；新水井数：2口（投产1口，待投1口）。2、石炭系油藏提高采收率潜力方向（三）指明了石炭系油藏潜力方向（2）分段压裂水平井注水开发分段压裂水平井注水开发效果明著 考虑到井区直井较多，可以设想通过直井压长缝仿水平井注水，新钻分段压裂水平井采油来开发石炭系油藏。樊116水平井生产现状表井号投产时间水平段长度初期目前(2015年9月1日)完井方式压裂段数工作制度日产液日产油综合含水工作制度日产液日产油综合

48、含水动液面t/dt/d%t/dt/d%m樊116-1HF2012/10/5套管91857mm35.0 4.9 86.0 44mm6m1.3S-12204m1.6 0.7453.6 2076 樊116-2HF2012/11/13套管91465mm39.7 6.7 83.0 56mm6m1.4S-11550m5.4 2.52 53.3 1510 樊116-3HF2012/11/14套管104265mm30.4 4.0 87.0 56mm6m1.3S-11600m6.5 2.5960.1 1595樊116-5HF2013/3/24套管108175mm35.1 8.8 75.0 44mm6m1.6S-

49、11800m10.4 2.87 72.4 1264平均/合计6.1 2.2 二、主要研究成果（一）获取了合理的油藏工程参数（二）完成了石炭系油藏开发效果评价（三）指明了石炭系油藏潜力方向（四）明确了石炭系油藏合理的开发方式（五）制定了石炭系油藏开发技术政策 取得五项研究成果1、天然能量驱动类型评价（四）明确了石炭系油藏合理的开发方式 车21井区石炭系油藏自投入开发以来，一直依靠天然能量衰竭式开采。据测算，自1984年4月至2004年4、5月之间为弹性驱开发阶段；自2004年5月之后至今为溶解气驱开发阶段。原始地层压力下饱和压力下弹性驱阶段溶解气驱阶段原油体积系数原始地层压力综合压缩系数原油体积

50、系数原油粘度饱和压力累产油量采出程度累产油量采出程度溶解气驱采出程度目前地层压力MPa10-4/MpamPa.sMPa 104t%104t%MPa 1.138418.9824.951.144.8511.690.2892 0.0243 13.98111.18 1.15 8.56 车21井区石炭系油藏天然能量开发阶段划分表2004年4、5月之间1、天然能量驱动类型评价（四）明确了石炭系油藏合理的开发方式 根据DC005井的动液面数据计算了该井的井底流压。从计算结果看，该井的井底流压早已低于泡点压力。根据已有的产气数据计算了该井的生产气油比，结果符合溶解气驱气油比曲线形态。DC005井动液面、计算井

51、底流压曲线DC005井生产气油比曲线 车21井区石炭系油藏的目前驱动类型为溶解气驱。2、天然驱动能量评价（四）明确了石炭系油藏合理的开发方式 据测算，车21井区石炭系油藏天然能量微弱，天然能量采收率仅为10.27%。车21井区石炭系油藏天然能量评价油藏原始阶段开发初期无因次弹性产量比值每采出1%地质储量的平均地层压降工作地质储量原油体积系数原始地层压力综合压缩系数原油体积系数 地层压力累产油量压降104tMPa10-4/MpaMPa104tMPaMpa/104t11.851.138418.9824.951.082114.290.1244.690.8499 4.4826 地质储量有效孔隙度束缚水

52、饱和度地层渗透率原始地层压力下 饱和压力下弹性驱溶解气驱阶段天然能量采收率原油体积系数原始地层压力综合压缩系数原油体积系数原油粘度饱和压力采收率废弃压力溶解气驱采收率104t%10-3m2MPa10-4/Mpa mPa.sMPa %Mpa %1188.937.54450.2571.13818.9824.951.144.8511.691.82 3.808.45 10.27车21井区石炭系油藏天然能量采收率标定表3、同类油藏合理开发方式的调研（四）明确了石炭系油藏合理的开发方式 国内外31个火山岩裂缝油藏开发方式调研结果表明，国外大多采取枯竭式开发，实现注水开发的少；国内大多都进行了注水开发，受油

53、藏岩性物性影响，注水效果有所不同。国内部分注水开发火山岩裂缝油藏参数表序号油藏名称油藏埋深面积km2储量104t厚度m孔隙度%渗透率10-3m2原油密度g/cm3原油粘度mPas开发方式1黄沙坨油田2850-33202.810433028.80.80.66610.5注水2阿北安山岩油藏670-7602016820-10019.319.80.856674.78注水3风化店火山岩油藏2756-31683.1557-2167.3-15.53.6-60注水4克拉玛依一区石炭系570-110022.6292430095.40.8010.857*6.558.2*注水5克拉玛依七中区石炭系11007.574

54、9.270.864*注水6罗151块3030-306.62134.86.310-300.8611-0.9071*0.740912.2-50.8*2.35注水7闵桥油田1550-16718.9470460-32016.210.8841-0.8881*0.860166.57-73.5*31.2注水标*为地面结果3、同类油藏合理开发方式的调研（四）明确了石炭系油藏合理的开发方式 黄沙坨油田位于辽河盆地东部凹陷中段铁匠炉构造带，含油面积2.8km2，地质储量1043104 t。埋深2 8503 320 m，油水界面3330 m，为受构造和岩性控制的边底水裂缝油藏。平均孔隙度为8.8%，平均渗透率为0.

55、810-3m2。原始地层压力31.5 MPa，原始饱和压力21.6MPa，50地下原油密度0.666 1 gcm-3，粘度小于0.5mPas，天然气全部为溶解气，体积系数1.488，原始气油比183 m3t-1。 2000年按一套层系300m正方形井网投入开发，到2003年通过内部加密调整，目前为200m井网井距。截至2012年底，油田共有油井63口井，开井42口，日产油53t/d，日产气6.8104m3/d，全油田累计产油146104t。采油速度0.2%，采出程度14%，综合含水89.3%。注水井16口，开井7口，日注水511m3，累注145.2104m3。 启示：(1) 注入水沿裂缝方向推

56、进，裂缝控制了注水见效程度。裂缝发育区油井产能高,见水见效快,含水上升快;裂缝欠发育区油井产量低,见水见效慢。(2)注水开发有效地补充了地层能量。随着注水开发的进一步实施，可以减缓油田递减，提高采收率，改善开发效果。典型单元黄沙坨油田3、同类油藏合理开发方式的调研（四）明确了石炭系油藏合理的开发方式 七中区石炭系油藏为九区推覆体的南侧前缘断块。中区石炭系顶面埋藏深度在1100米左右，储层平均孔隙度为7.57%，平均渗透率49.2710-3m2，原始地层压力18.2MPa。地面原油密度0.864，为轻质油油藏。 1985年投入开发，历经注水试验阶段，全面注水阶段，综合治理阶段和精细注水阶段等四个

57、阶段。由于储层非均质严重，裂缝发育，投注后注入水沿裂缝快速突进，油藏严重水淹、大幅递减，1996年递减率达到171%。针对上述情况，1997年开展综合治理，大面积停注，含水上升率得到控制。停注后地层能量不足，压力下降快，2003年恢复注水，并针对油藏各区域地质特征开展精细注水，取得较好开采效果。 启示： (1)注水可以补充能量，缓慢递减。(2)七中区石炭系油藏主要渗流通道为裂缝，储层的非均质性严重导致注水很难形成水驱机制。裂缝发育区域水淹水窜快，裂缝不发育区域注不进、注水不见效。(3)针对地质特征，开展精细注水，改变注水方式，调整水驱方向，调动剩余油动用，改善了油藏的开采效果，油藏采收率得到了

58、提高。典型单元克拉玛依七中区石炭系油藏3、同类油藏合理开发方式的调研（四）明确了石炭系油藏合理的开发方式 闵桥油田位于金湖凹陷东南部阂桥断背斜构造带上，含油面积8.94km2,地质储量704104t。火山岩厚度60320m。油藏埋深15501671m, 基块孔隙度15.1%，渗透率110-3m2。原油性质属中等偏差,地面原油密度0.88410.8881g/cm3,地面原油粘度66.5773.5mPas;地下原油密度0.8601g/cm3,地下原油粘度31.2mPas;饱和压力2.36MPa;原始气油比低(912m3/m3); 先后经历了滚动开发阶段(1989年7月 1993年3月)，注水试验开

59、发阶段(1993年3月1999年9月)，低速开发阶段(1999年10月至目前)。自1993年3月至今，先后采取了连续注水、间采间注、只采不注等多种方式开发，提高了油藏最终采收率。 启示：（1）注水在一定程度上可改善油藏开发效果，提高油藏最终采收率。根据水驱特征曲线测算，注水可使闵7块、闵18块最终采收率分别提高2.70%、2.47%，开发效果有所改善。（2）火山岩油藏应选择适当的注水时机。由于基块系统出油的渗吸作用需达到一定条件，注水不宜在油藏开发初期进行。（3）油井生产压差不宜过大。生产实践表明，闵桥火山岩油藏不宜采取放压生产，过大的生产压差会加剧油水矛盾，不利于基质岩块系统中的油水充分置换

60、。（4）注采比不宜过高。从阂7块注水试验结果来看，在注采比低于0.8时，油井生产较为稳定;高于0.8时，含水上升快，产油量下降。（5）周期注水效果好于连续注水。典型单元闵桥油田3、同类油藏合理开发方式的调研（四）明确了石炭系油藏合理的开发方式 国内类似油藏大多采用注水开发的方式来补充地层能量，减缓递减； 针对油藏实际地质情况，开展精细注水可以改善开采效果，提高采收率； 合理的技术政策（合理的注水时机、生产压差、注采比、工作制度（例如周期注水）是火山岩油藏注水开发获得成功的关键。 鉴于车21井区石炭系油藏地层能量下降快、低，采出程度低，建议开展井组试注的基础上，结合油藏实际地质情况研究形成车21