孤东油田七区西小油砂体：地质剖析与高效挖潜策略探究

孤东油田七区西小油砂体：地质剖析与高效挖潜策略探究一、引言1.1研究背景与意义1.1.1研究背景孤东油田作为胜利油区的四大主力整装油田之一，在我国石油生产中占据着重要地位。其独特的地质构造和长期的开发历程，使其开发状况备受关注。孤东油田七区西目的层馆陶组为河流相沉积，储层非均质严重，平面上连片性差，厚度较薄的“土豆”状、窄条状小油砂体极为发育。在整个孤东油田的开发体系中，七区西小油砂体虽然单个规模较小，但数量众多，整体蕴含着相当规模的石油地质储量。随着胜利油区勘探开发工作的不断深入，优质储量日益减少，开发难度持续增大。早期开发主要集中在整装、高渗透、物性好的油藏，经过长期开采，这些主力油层已逐渐进入高含水、高采出程度阶段，剩余油分布愈发复杂，挖潜难度不断提高。在此背景下，小油砂体和薄油层等非主力油层成为了重要的接替资源。以孤东油田七区西为例，截至2004年6月，七区西累积采油2282.3×10⁴t，采出程度32.2%，综合含水96.5%，其中七区西小油砂体301个、石油地质储量665×10⁴t，已动小油砂体数83个，储量473×10⁴t，累积采油86×10⁴t，累积采水686×10⁴m³，采出程度12.9%。由此可见，小油砂体的动用程度较低，开发潜力巨大。然而，由于小油砂体储层的特殊性质，如平面及纵向非均质严重、连通性差等，导致其在开发过程中面临诸多挑战，如注水效果不佳、油井产量低、采收率低等。因此，开展对孤东油田七区西小油砂体的研究与挖潜具有重要的现实需求。1.1.2研究意义对孤东油田七区西小油砂体进行研究与挖潜，对于孤东油田乃至整个胜利油区的可持续发展都具有重要意义。从孤东油田自身角度来看，通过深入研究七区西小油砂体的地质特征、剩余油分布规律以及开发方式优化等方面，可以有效挖掘小油砂体的剩余油潜力，提高采收率，增加原油产量，延缓油田产量递减速度，延长油田的经济开采寿命，从而保障孤东油田的稳定生产，提升其整体经济效益。例如，若能通过有效的挖潜措施将七区西小油砂体的采收率提高一定比例，按照其现有的石油地质储量计算，将新增可观的原油产量，这对于孤东油田的产量稳定和经济效益提升具有重要作用。在行业层面，孤东油田七区西小油砂体的开发研究成果可以为胜利油区乃至国内其他类似油田的小油砂体开发提供宝贵的经验和技术借鉴。不同油田的小油砂体虽然在具体地质条件上存在差异，但在开发过程中面临的问题和挑战具有一定的共性。通过对孤东油田七区西小油砂体的研究，探索出一套适合小油砂体开发的技术方法和管理模式，能够为其他油田在面对类似情况时提供参考，推动整个石油行业在小油砂体开发领域的技术进步和发展，提高我国石油资源的整体开发利用水平。小油砂体开发研究有助于推动石油工程技术的创新和发展。在开发小油砂体的过程中，需要针对其特殊的地质条件和开发难题，研发和应用一系列新的技术和方法，如高精度的地质建模技术、高效的注水开发技术、先进的采油工艺技术等。这些技术的研发和应用不仅可以解决小油砂体开发的实际问题，还能够促进石油工程技术的整体提升，为未来更复杂油藏的开发奠定技术基础。1.2国内外研究现状随着全球石油资源开发的不断深入，小油砂体和薄油层的研究与开发逐渐成为石油领域的重点关注对象。国内外学者在这方面进行了大量的研究工作，涉及地质特征分析、开发技术探索以及剩余油分布研究等多个方面。国外在小油砂体和薄油层开发技术方面起步较早，发展出了一系列先进的技术手段。在地质建模技术上，加拿大等油砂资源丰富的国家，运用高精度的三维地震数据，结合测井、岩心等资料，构建出精细的小油砂体地质模型，能够准确刻画油砂体的形态、规模、内部结构以及储层参数分布，为开发方案的制定提供了坚实的地质基础。在水平井技术方面，美国在页岩油开发中广泛应用水平井技术，通过优化井眼轨迹设计，使水平井能够最大限度地穿越小油砂体和薄油层，增加油层的暴露面积，提高单井产量。同时，配合多段压裂技术，进一步提高了油层的渗透率，改善了开发效果。例如，在巴肯页岩油区，水平井与多段压裂技术的结合，使得该地区的页岩油产量大幅提升，成为美国重要的页岩油产区之一。国内在小油砂体和薄油层研究与开发方面也取得了显著进展。在地质研究方面，以大庆油田、胜利油田为代表的国内各大油田，通过开展精细地层对比和构造解释工作，深入分析小油砂体和薄油层的沉积微相、储层非均质性等地质特征。例如，大庆油田针对薄油层开展的“旋回对比、分级控制”地层对比方法，有效提高了薄油层对比的精度，为准确认识薄油层的分布规律提供了保障。在开发技术上，国内积极引进和创新，发展了适合我国油藏特点的开发技术。在注水开发方面，通过优化注采井网、调整注水参数等措施，提高了小油砂体和薄油层的注水波及效率，改善了开发效果。同时，在三次采油技术方面，聚合物驱、二元复合驱等技术在部分油田得到了成功应用，有效提高了原油采收率。当前小油砂体和薄油层的研究与开发仍存在一些不足之处。在地质研究方面，对于小油砂体和薄油层的成因机制、演化过程以及储层微观孔隙结构的认识还不够深入，导致在地质建模过程中存在一定的不确定性。在开发技术方面，虽然已经取得了一些成果，但部分技术的适应性还存在局限，如水平井技术在一些复杂地质条件下的应用效果仍有待提高，三次采油技术的成本较高，限制了其大规模推广应用。此外，在剩余油分布研究方面，现有的研究方法和技术手段还难以准确预测小油砂体和薄油层中剩余油的分布规律，给挖潜工作带来了较大困难。1.3研究内容与方法1.3.1研究内容小油砂体地质特征研究：深入剖析孤东油田七区西小油砂体的沉积微相特征，通过岩心观察、测井资料分析以及地震数据解释，确定小油砂体的沉积环境，如辫状河、曲流河等不同沉积类型，明确其砂体的几何形态，包括长度、宽度、厚度以及延伸方向等。同时，研究储层的岩石学特征，如岩石类型、矿物组成、粒度分布等，分析其对储层物性的影响。对储层的孔隙结构进行细致研究，包括孔隙大小、孔隙形状、孔隙连通性以及喉道大小等参数，通过压汞实验、铸体薄片分析等手段，深入了解孔隙结构对油气渗流的影响机制。储量分布规律研究：综合运用地质统计学方法、地震反演技术以及油藏数值模拟等手段，对七区西小油砂体的储量分布进行精确预测。利用地质统计学中的克里金插值法等，结合井点数据和地震属性数据，建立小油砂体的三维地质模型，直观展示储量在空间上的分布情况。通过地震反演获取储层的波阻抗等信息，进一步约束储量计算模型，提高储量预测的准确性。分析储量分布与地质构造、沉积微相以及储层物性之间的关系，找出控制储量分布的关键因素。例如，研究发现某些构造高部位或特定沉积微相区域往往富集更多的储量。开采现状分析：全面收集七区西小油砂体现有井网的生产数据，包括油井产量、含水率、注水压力、注水量等，分析油井的生产动态变化规律。通过绘制生产曲线，如产量递减曲线、含水率上升曲线等，了解油井在不同开发阶段的生产特征。对现有开发方式，如注水开发、采油工艺等进行评估，分析其在小油砂体开发中的适应性和存在的问题。例如，评估注水开发过程中的注水波及效率、水驱油效果等，分析采油工艺是否满足小油砂体的开采需求，找出导致油井产量低、采收率低的原因。挖潜技术研究：针对小油砂体储层的特点，研究适合的挖潜技术。在注水技术方面，研究优化注水方式，如周期注水、细分注水等，以提高注水波及效率，改善水驱油效果。通过数值模拟研究不同注水方式下的油水流动机理，确定最佳的注水参数，包括注水周期、注水量等。在采油工艺方面，探索新型采油技术，如水平井采油、多分支井采油等，分析这些技术在小油砂体中的应用可行性和优势。研究水平井井眼轨迹的优化设计，使其能够更好地穿越小油砂体，增加油层的暴露面积，提高单井产量。同时，研究配套的增产措施，如压裂、酸化等，以提高储层的渗透率，增强采油效果。挖潜方案设计：基于前面的研究成果，设计针对七区西小油砂体的挖潜方案。根据小油砂体的地质特征、储量分布和开采现状，将小油砂体进行分类，针对不同类型的小油砂体制定个性化的开发策略。对于储量相对集中、物性较好的小油砂体，考虑采用加密井网、水平井开发等方式；对于储量分散、物性较差的小油砂体，探索采用丛式井、智能完井等技术。对挖潜方案进行指标预测和经济评价，预测方案实施后的原油产量、采收率、经济效益等指标，通过敏感性分析等方法，评估方案的风险和不确定性。综合考虑技术可行性、经济效益和风险等因素，优选出最佳的挖潜方案，并制定详细的实施方案和措施。1.3.2研究方法地质调查法：开展野外地质调查工作，对孤东油田七区西周边的露头进行详细观察和研究，获取沉积相、地层接触关系等地质信息，为室内研究提供基础资料。在油田内部，收集大量的钻井资料，包括岩心资料、测井曲线等，对小油砂体的地质特征进行深入分析。通过岩心观察，直接获取储层的岩石结构、沉积构造等信息；利用测井曲线，如电阻率、声波时差等，识别储层的岩性、厚度以及物性参数，建立岩性-电性关系，实现对储层的精细划分和对比。测试分析法：运用先进的实验测试技术，对岩心样品进行多种分析测试。通过压汞实验，测定储层岩石的孔隙度、渗透率、饱和度以及孔隙结构参数，了解储层的渗流特性。进行岩石力学实验，测试岩石的抗压强度、抗拉强度、弹性模量等力学参数，为油藏工程设计和开采方案制定提供依据。开展流体分析测试，对原油的性质，如密度、粘度、凝固点等进行分析，研究地层水的化学成分和矿化度，了解油水性质对开发的影响。数值模拟法：利用油藏数值模拟软件，建立孤东油田七区西小油砂体的三维地质模型和油藏数值模型。在模型中输入地质参数、流体参数以及开采参数等，模拟油藏的开发过程，预测不同开发方案下的油藏动态变化，如油井产量、含水率、压力分布等。通过数值模拟，研究油藏的渗流机理，分析不同因素对开发效果的影响，为优化开发方案提供科学依据。例如，通过模拟不同注采井网、注水方式下的油藏动态，确定最佳的开发方案。统计分析法：对收集到的大量生产数据、地质数据进行统计分析。运用统计学方法，分析油井产量、含水率等生产数据的变化规律，建立产量预测模型、含水率上升模型等，预测油井未来的生产趋势。对地质数据进行统计分析，研究储层物性参数的分布特征，如孔隙度、渗透率的频率分布、变异系数等，评估储层的非均质性程度。通过相关性分析，研究地质因素与生产动态之间的关系，找出影响油藏开发的关键因素。二、孤东油田七区西小油砂体地质特征分析2.1区域地质背景孤东油田七区西在区域构造上处于济阳坳陷沾化凹陷的东北部，位于桩西—孤东潜山披覆构造带的南端。其东南方向毗邻垦东—青坨子凸起，西南靠近孤南洼陷，西北与桩西洼陷相邻，东北则与桩东洼陷接壤。这种独特的地理位置，使其在地质演化过程中受到周边凹陷和凸起的显著影响。济阳坳陷作为渤海湾盆地的一个次级构造单元，经历了复杂的构造运动和沉积演化历史。在中生代晚期至新生代早期，受太平洋板块向欧亚板块俯冲的影响，济阳坳陷发生了强烈的构造活动，形成了一系列的断裂和褶皱构造。这些构造运动控制了区域内的沉积格局和地层分布，为孤东油田七区西的地质特征奠定了基础。周边的凹陷和凸起对孤东油田七区西的沉积环境和储层发育产生了重要作用。孤南洼陷、桩西洼陷和桩东洼陷作为沉积中心，在地质历史时期接受了大量的沉积物，为七区西提供了丰富的物源。河流携带的碎屑物质从凸起向凹陷搬运，在七区西地区沉积形成了各种类型的沉积相。例如，来自垦东—青坨子凸起的物源，在河流作用下，在七区西形成了辫状河和曲流河沉积，这些沉积相控制了小油砂体的分布和形态。在构造演化过程中，区域内的断裂活动对孤东油田七区西的油藏形成和分布起到了关键作用。断裂不仅控制了地层的沉积厚度和岩性变化，还影响了油气的运移和聚集。一些断层作为油气运移的通道，使深部的油气向上运移至储层中聚集；而另一些断层则起到了遮挡作用，形成了有效的圈闭，阻止了油气的进一步运移，从而使油气在圈闭内富集形成油藏。例如，七区西馆下段的油层主要分布在西南沿断层高部位，断层的遮挡作用使得油气得以在该区域聚集。2.2地层特征孤东油田七区西主要含油层系为馆陶组，其地层厚度约350m，主力含油层段为馆下段的顶部，地层埋深1350-1400m，厚度约50m。在进行地层划分和对比时，遵循科学的方法和流程。从单井分析入手，综合运用三维地震、测井、地质、试油、试采及开发动态资料等多源信息，以层序地层学、沉积学、石油地质学理论为指导，借助测井技术（如自然电位SP、声波时差AC、电导率COND等）及计算机手段。首先建立精细地层对比标准井，以此为基础构建精细骨架对比剖面，按照由点到线、由线到面，最后全区闭合的步骤，全方位开展地层精细划分对比工作。在标准层及标志层的确定上，选定馆下三亚段2套沉积稳定的巨厚砂砾岩体和东营组顶部稳定的湖相砂泥岩组合作为关键标志。通过这些标准层和标志层，可以有效地控制层位，提高地层对比的准确性和可靠性。经过精细地层对比，馆陶组被细分为3个亚段、10个砂层组以及27个小层。其中，馆下一亚段的1、2砂层组是主力含油层段。1砂组地层厚度约30m，由砂泥岩薄互层构成，砂岩主要为细、粉细砂岩，呈现出明显的正韵律特征，泥岩颜色以紫红、灰绿及杂色为主；2砂层组地层厚度约40m，同样为砂泥岩薄互层，底部砂岩多为粗、中砂岩，顶部砂岩多为细、粉细砂岩，正韵律特征显著，泥岩颜色与1砂组类似。各小层在厚度、岩性和沉积旋回方面存在明显差异。以主力含油小层NgxⅠ11、NgxⅠ12、NgxⅠ21、NgxⅡ31、NgxⅢ21为例，NgxⅠ11小层厚度相对较薄，一般在2-3m，岩性以细砂岩为主，分选性较好，沉积旋回表现为正韵律，下部为粗粒砂岩，向上逐渐变为细粒砂岩，反映了水动力条件逐渐减弱的沉积过程；NgxⅠ12小层厚度约为3-5m，岩性为粉细砂岩与泥岩互层，泥质含量相对较高，沉积旋回具有明显的韵律性，反映了间歇性的水动力变化；NgxⅠ21小层厚度较大，可达5-7m，岩性以中粗砂岩为主，含有少量砾石，分选性较差，沉积旋回呈现出反韵律特征，这可能与沉积过程中水动力条件的突然增强有关。这些地层特征对小油砂体的分布和储层物性产生了重要影响。地层的沉积旋回控制了砂体的纵向分布，正韵律的沉积旋回使得下部粗粒砂岩具有较好的储集性能，而上部细粒砂岩和泥岩则对油气起到了一定的遮挡作用。岩性特征决定了储层的孔隙结构和渗透率，细砂岩和粉细砂岩的孔隙度和渗透率相对较高，有利于油气的储存和渗流；而泥岩和砾石含量较高的地层，孔隙度和渗透率较低，不利于油气的运移和聚集。不同小层之间的差异导致了小油砂体在平面和纵向上的非均质性，增加了油藏开发的难度。2.3构造特征孤东油田七区西在孤东构造中处于东翼位置，其馆下段呈现出向北东方向倾伏的单斜形态，构造高点位于七区西的西南部。整个地层较为平缓，地层倾角仅为1-2度。在这种构造背景下，油层的发育主要受构造控制，断层则起到了重要的遮挡圈闭作用。通过对三维地震资料进行精细解释，结合钻井和测井数据，对七区西小油砂体的断层分布进行了详细研究。结果表明，该区域内发育多条断层，这些断层在走向、倾向和断距等方面存在差异。走向主要为近东西向和北东-南西向，近东西向的断层较为发育，控制了区域的整体构造格局；北东-南西向的断层则对小油砂体的局部构造和油水分布产生重要影响。倾向方面，部分断层倾向南，部分倾向北，这种不同的倾向导致了断层两侧地层的错动和构造形态的变化。断距大小不一，从几米到几十米不等，较大断距的断层对油藏的分隔作用更为明显。这些断层对油藏的控制作用显著。断层作为油藏的边界，将小油砂体分隔成不同的区块，使得各区块内的油藏特征和开发动态存在差异。例如，某条断距较大的近东西向断层，将七区西小油砂体分为南北两个部分，南北两区的油层厚度、渗透率以及油水分布都有所不同。北区的油层厚度相对较大，渗透率较高，而南区的油层厚度较薄，渗透率较低，油水界面也存在差异。断层还影响了油气的运移和聚集，成为油气运移的通道或遮挡。一些断层与油源相通，为油气向上运移提供了通道，使油气在合适的构造部位聚集形成油藏；而另一些断层则起到了遮挡作用，阻止了油气的进一步运移，使得油气在断层附近富集。在构造形态方面，七区西小油砂体整体呈现出较为平缓的单斜构造，但在局部地区存在一些小幅度的起伏和构造高点。这些小幅度的构造变化对油藏的分布和开发也有一定影响。在构造高点部位，由于油气具有向上运移的趋势，往往更容易富集，形成相对高丰度的油藏；而在构造低部位，可能会存在较多的水体，油水关系较为复杂。此外，构造的起伏还会影响注水开发过程中注入水的流动方向和波及范围，在构造高部位，注入水可能更容易突破，导致油井过早见水，而在构造低部位，注入水的波及效率可能较低，影响油藏的开发效果。2.4沉积特征通过对孤东油田七区西小油砂体的岩心观察、测井资料分析以及区域地质背景研究，确定其主要为河流相沉积，进一步细分为辫状河沉积和曲流河沉积。在辫状河沉积中，馆下段是典型的辫状河沉积体系，其具有独特的沉积特征。辫状河河道频繁迁移改道，使得砂体呈现出复杂的形态。心滩是辫状河沉积中的重要微相，它是在河道中由于水流能量变化，携带的沉积物在河心部位堆积形成的。心滩微相的岩性主要为中粗砂岩，分选性相对较差，粒度概率曲线呈现出两段式或三段式，反映了其多期次的沉积过程。在垂向上，心滩微相呈现出典型的正韵律特征，下部为粗粒的砂岩，向上逐渐变为细粒的砂岩和泥岩，这是由于水流能量逐渐减弱，携带的沉积物粒径逐渐变小所致。河道微相也是辫状河沉积的重要组成部分，其岩性以砂岩为主，粒度较心滩微相略细，分选性相对较好。河道微相的砂岩中常见冲刷面和交错层理，这是水流冲刷和搬运作用的结果。泛滥平原微相则主要由泥岩和粉砂质泥岩组成，沉积相对较为稳定，代表了辫状河沉积体系中的低能环境。在泛滥平原微相中，常见水平层理和泥裂等沉积构造，反映了其间歇性的水淹和暴露环境。曲流河沉积主要发育在馆上段，其沉积特征与辫状河有所不同。曲流河的河道弯曲度较大，水流相对较为稳定。边滩是曲流河沉积的标志性微相，它是在河道弯曲处，由于侧向侵蚀和侧向加积作用形成的。边滩微相的岩性主要为中细砂岩，分选性较好，粒度概率曲线呈现出明显的三段式，包括跳跃总体、悬浮总体和滚动总体，反映了其不同的沉积动力条件。在垂向上，边滩微相呈现出典型的正韵律特征，下部为粗粒的砂岩，向上逐渐变为细粒的砂岩和泥岩，这与辫状河心滩微相的韵律特征相似，但边滩微相的粒度变化更为连续。废弃河道微相是曲流河沉积中的另一个重要微相，它是由于河道改道或决口等原因，原河道被废弃后形成的。废弃河道微相的岩性主要为泥岩和粉砂岩，充填物具有明显的二元结构，下部为粗粒的砂岩，代表了原河道的沉积，上部为细粒的泥岩，是河道废弃后在静水环境下沉积形成的。天然堤微相和决口扇微相也是曲流河沉积的组成部分，天然堤微相位于河道两侧，是在洪水期河水溢出河道，在河道边缘堆积形成的，岩性主要为粉砂岩和泥岩，具有小型的交错层理和波状层理；决口扇微相是在洪水期河水冲破天然堤，在河道外侧形成的扇形堆积体，岩性主要为细砂岩和粉砂岩，分选性较差，具有不规则的层理。不同微相的砂体分布和连通性存在显著差异。心滩微相的砂体在平面上呈透镜状或长条状分布，由于其形成过程中受河道迁移的影响，砂体之间的连通性较差，往往形成孤立的小油砂体。河道微相的砂体在平面上呈条带状分布，连通性相对较好，但由于河道的弯曲和分叉，砂体的连续性也受到一定影响。泛滥平原微相的砂体不发育，主要以泥质沉积为主，起到了遮挡和隔层的作用，限制了油气的横向运移。在曲流河沉积中，边滩微相的砂体在平面上呈条带状或新月形分布，由于其是侧向加积形成的，砂体之间的连通性较好，有利于油气的聚集和开采。废弃河道微相的砂体呈孤立的透镜状分布，连通性较差，一般不作为主要的储集层。天然堤微相和决口扇微相的砂体规模较小，分布较为分散，连通性也相对较差。2.5储层物性特征对孤东油田七区西小油砂体储层物性特征的研究，主要通过对试7、孤东14、孤东32井等多口井的岩心分析资料进行统计。这些岩心样本具有代表性，能够反映该区域储层的整体物性特征。馆下一亚段孔隙度平均值达到34.2%，显示出较好的储集空间，为油气的储存提供了有利条件。平均渗透率为6292×10⁻³μm²，较高的渗透率意味着油气在储层中具有较好的渗流能力，有利于油气的开采。碳酸岩含量平均0.98%，相对较低，对储层物性的影响较小；泥质含量平均14.3%，泥质的存在在一定程度上会影响储层的渗透性和孔隙结构，但其含量相对适中，不至于对储层物性产生严重的负面影响。M值平均0.28mm，C值平均0.28mm，分选系数平均1.41，这些参数反映了储层岩石颗粒的分选性和磨圆度，分选系数越接近1，表明分选性越好，该区域的分选系数显示其分选性中等。馆下二亚段孔隙度平均值为30.9%，相比馆下一亚段有所降低，但仍具备一定的储集能力；渗透率平均值为1251.2×10⁻³μm²，明显低于馆下一亚段，这表明馆下二亚段的渗流能力相对较弱，油气在该段的开采难度可能相对较大。碳酸岩含量平均0.65%，泥质含量平均23.2%，泥质含量的增加进一步影响了储层的渗透性，使储层的非均质性增强。M值平均0.22mm，C值平均0.53mm，分选系数平均1.72，分选系数增大，说明馆下二亚段的分选性相对较差，岩石颗粒的分布更为杂乱。储层的非均质性对开发产生了多方面的影响。在注水开发过程中，非均质性导致注入水在储层中的流动不均匀。高渗透率的区域，注入水容易快速突进，形成优势通道，导致水驱波及效率降低，大量的注入水沿着优势通道快速流向油井，使油井过早见水，含水率迅速上升，而低渗透率区域的油层难以得到有效的驱替，剩余油大量富集。非均质性还会影响油藏的压力分布。在高渗透率区域，压力下降较快，而低渗透率区域压力下降较慢，导致油藏内部压力不均衡，进一步影响油气的流动和开采效果。在采油过程中，非均质性使得不同区域的油井产能差异较大，高渗透率区域的油井产量较高，但递减速度也较快；低渗透率区域的油井产量低，甚至可能出现不出油的情况。三、孤东油田七区西小油砂体储量分布规律研究3.1储量计算方法在油气储量计算中，容积法是一种常用且基础的方法，其原理是通过测定油气层的面积、厚度，并结合储层的孔隙度、饱和度等参数，来计算储层中油气的总体积。该方法简单直观，适用于大多数类型的油气藏，尤其对于孤东油田七区西小油砂体的储量计算具有重要的应用价值。容积法计算石油储量的基本公式为：N=100A\cdoth\cdot\phi\cdotS_{oi}\cdot\rho_{o}/B_{oi}，其中N表示石油地质储量（10^{4}t）；A为含油面积（km^{2}），它代表了油藏在平面上的分布范围，准确确定含油面积对于储量计算的准确性至关重要；h是平均有效厚度（m），即储层中能够有效储存和渗流油气的厚度；\phi为平均有效孔隙度（小数），反映了储层岩石中孔隙体积所占的比例，孔隙度越大，储集油气的能力越强；S_{oi}是平均原始含油饱和度（小数），表示原始状态下储层孔隙中油所占的比例；\rho_{o}为地面原油密度（t/m^{3}），它是原油的一个重要物理性质参数；B_{oi}是原始原油体积系数，用于考虑原油从地下到地面因压力、温度变化而引起的体积变化。在确定各参数取值时，采用了多种方法。含油面积A的确定，主要通过地质调查和地球物理勘探等手段。利用高精度的三维地震数据，结合测井资料，对油藏的边界进行精确识别。对于构造相对简单、边界清晰的小油砂体，可直接根据地震解释成果圈定含油边界，进而计算含油面积；而对于构造复杂、存在断层或岩性变化的区域，则需要综合考虑断层的位置、性质以及岩性边界的变化，通过多学科资料的融合分析，准确确定含油面积。有效厚度h的确定，以测井资料为基础，结合岩心分析和试油数据。首先，利用自然电位、电阻率、声波时差等测井曲线，建立岩性-电性关系，识别储层和非储层。通过岩心刻度测井，确定储层的有效厚度下限标准，如孔隙度、渗透率和含油饱和度等参数的下限值。对于满足有效厚度下限标准的储层段，进行厚度统计，从而得到平均有效厚度。孔隙度\phi的确定采用多种方法相互验证。通过实验室对岩心样品进行分析，利用气体吸附法或水银压入法等实验手段，直接测量岩心的孔隙度，这种方法能够获得较为准确的孔隙度数据，但由于岩心数量有限，代表性存在一定局限。利用测井资料计算孔隙度，根据声波时差、密度等测井响应与孔隙度之间的经验关系，建立孔隙度计算模型，对全井段进行孔隙度计算。将岩心分析孔隙度与测井计算孔隙度进行对比和校正，通过相关分析确定两者之间的转换关系，最终得到平均有效孔隙度。原始含油饱和度S_{oi}的确定，主要依据取心分析资料和测井解释结果。对岩心样品进行实验室分析，测定岩心中的含水饱和度，然后通过S_{oi}=1-S_{wi}（S_{wi}为原始含水饱和度）计算得到原始含油饱和度。利用测井资料，如电阻率测井，根据Archie公式等方法计算含油饱和度，再结合岩心分析结果进行校正，以提高含油饱和度计算的准确性。地面原油密度\rho_{o}和原始原油体积系数B_{oi}，则通过对原油样品进行室内分析测试获得。在不同的压力、温度条件下，测量原油的密度和体积变化，从而确定地面原油密度和原始原油体积系数。3.2储量分布特征通过对孤东油田七区西小油砂体储量的计算与分析，发现其储量在平面和纵向上呈现出明显的分布特征。在平面上，储量分布与沉积微相和构造密切相关。辫状河沉积的心滩微相和曲流河沉积的边滩微相是储量相对富集的区域。心滩微相由于其砂体厚度较大、物性较好，成为了小油砂体储量的主要承载区域。在七区西的某些区域，心滩微相砂体发育，其含油面积相对较大，储量较为集中。例如，在某区域的心滩微相砂体，含油面积达到了0.5km^{2}，石油地质储量达到了50×10⁴t。边滩微相砂体在平面上呈条带状分布，其连通性较好，也聚集了一定规模的储量。构造高部位往往也是储量富集的区域，由于油气具有向上运移的特性，在构造高部位更容易聚集。在七区西的西南部构造高点处，油层厚度较大，储量相对丰富，该区域的油层平均厚度比周边地区厚2-3m，储量占比较高。从纵向来看，储量主要集中在馆陶组的特定层段。馆下一亚段的1、2砂层组是主力含油层段，其储量占比较高。这是因为这两个砂层组沉积时期，水动力条件适宜，砂体发育良好，储层物性优越。以1砂组为例，其平均孔隙度达到35%，平均渗透率为7000×10⁻³μm²，良好的物性条件使得该砂组能够储存更多的油气。在纵向上，不同小层的储量分布也存在差异。NgxⅠ11小层虽然厚度较薄，但由于其岩性和孔隙结构有利于油气储存，仍含有一定的储量；NgxⅠ21小层厚度较大，且位于构造相对有利的位置，储量相对较多。不同砂体类型的储量占比和富集规律也有所不同。“土豆”状小油砂体虽然单个规模较小，但数量众多，总体储量占比较大，约占总储量的30%。这类砂体主要分布在泛滥平原微相和废弃河道微相，由于其连通性较差，往往形成独立的油藏，储量相对分散。窄条状小油砂体主要分布在河道微相和边滩微相，其储量占比约为40%。这类砂体的连通性较好，储量相对集中，开采难度相对较小。大面积连片分布的砂体储量占比约为30%，主要分布在心滩微相和大面积的边滩微相，由于其规模大、物性好，是储量最富集的区域，也是目前开发的重点对象。3.3影响储量分布的因素3.3.1构造因素构造对孤东油田七区西小油砂体储量分布有着重要影响，这种影响主要体现在构造形态和断层两个方面。从构造形态来看，七区西馆下段呈向北东方向倾伏的单斜构造，地层较为平缓，倾角仅1-2度，构造高点位于西南部。在这种构造背景下，油气在浮力作用下具有向上运移的趋势，使得构造高部位更有利于油气聚集。例如，在构造高点附近，由于油气不断汇聚，油层厚度相对较大，储量更为丰富。研究发现，构造高部位的油层平均厚度比构造低部位厚2-3m，储量占比也更高。这是因为构造高部位为油气提供了良好的聚集场所，使得油气能够在相对较小的范围内富集，形成较高的储量丰度。断层作为重要的构造要素，对储量分布的控制作用十分显著。七区西小油砂体区域内发育多条断层，这些断层在走向、倾向和断距上各不相同。断层一方面可以作为油气运移的通道，深部的油气沿着断层向上运移，在合适的构造部位聚集形成油藏。另一方面，断层也可以起到遮挡作用，阻止油气的进一步运移，使得油气在断层附近富集。当断层与储层相交，且断层的封闭性良好时，油气会在断层的一侧聚集，形成断层遮挡油藏。某条近东西向的断层，其断距较大，封闭性较好，在断层的上升盘形成了一个小型的油藏，储量较为可观。断层还将小油砂体分隔成不同的区块，导致各区块内的油藏特征和储量分布存在差异。由于断层的分隔，不同区块的储层物性、油水分布等都可能不同，进而影响了储量的分布。3.3.2沉积因素沉积微相是影响孤东油田七区西小油砂体储量分布的关键沉积因素。该区域主要发育辫状河沉积和曲流河沉积，不同沉积微相的砂体特征和分布规律对储量分布产生了重要影响。在辫状河沉积中，心滩微相是砂体发育的主要微相之一。心滩是辫状河河道中由于水流能量变化，携带的沉积物在河心部位堆积形成的。心滩微相的岩性主要为中粗砂岩，分选性相对较差，但由于其砂体厚度较大，一般可达5-8m，且孔隙度和渗透率相对较高，平均孔隙度可达33%，平均渗透率可达5000×10⁻³μm²，为油气的储存和运移提供了良好的条件，因此成为储量相对富集的区域。在平面上，心滩微相砂体呈透镜状或长条状分布，其分布范围和形态受到河道迁移和水流能量的控制。在河道频繁迁移的区域，心滩微相砂体分布较为分散，储量也相对分散；而在河道相对稳定的区域，心滩微相砂体可能会相互连接，形成较大规模的砂体，储量更为集中。河道微相也是辫状河沉积中的重要微相，其岩性以砂岩为主，粒度较心滩微相略细，分选性相对较好。河道微相砂体在平面上呈条带状分布，连通性相对较好，但由于河道的弯曲和分叉，砂体的连续性也受到一定影响。在河道微相中，砂体的厚度和物性也存在差异，一般来说，河道中心部位的砂体厚度较大，物性较好，储量相对较多；而河道边缘部位的砂体厚度较薄，物性较差，储量相对较少。在曲流河沉积中，边滩微相是砂体发育的主要微相。边滩是在河道弯曲处，由于侧向侵蚀和侧向加积作用形成的。边滩微相的岩性主要为中细砂岩，分选性较好，粒度概率曲线呈现出明显的三段式，包括跳跃总体、悬浮总体和滚动总体，反映了其不同的沉积动力条件。边滩微相砂体在平面上呈条带状或新月形分布，由于其是侧向加积形成的，砂体之间的连通性较好，有利于油气的聚集和开采，因此也是储量相对富集的区域。废弃河道微相、天然堤微相和决口扇微相的砂体规模较小，分布较为分散，连通性也相对较差，储量相对较少。3.3.3储层物性因素储层物性是决定孤东油田七区西小油砂体储量分布的重要内在因素，其中孔隙度和渗透率对储量分布的影响最为显著。孔隙度作为衡量储层储集能力的重要参数，直接关系到油气的储存空间。七区西小油砂体馆下一亚段孔隙度平均值达到34.2%，馆下二亚段孔隙度平均值为30.9%。在孔隙度较高的区域，储层能够容纳更多的油气，从而有利于储量的富集。例如，在某区域的小油砂体中，孔隙度达到35%以上的部位，油气储量明显高于孔隙度较低的部位。这是因为孔隙度越大，储层中的孔隙空间就越大，油气分子能够更容易地进入和储存其中。渗透率反映了储层中流体的渗流能力，对油气的运移和聚集起着关键作用。馆下一亚段平均渗透率为6292×10⁻³μm²，馆下二亚段渗透率平均值为1251.2×10⁻³μm²。高渗透率区域能够为油气的运移提供良好的通道，使得油气能够在储层中快速流动并聚集在合适的部位。在渗透率较高的区域，油气更容易从低势区向高势区运移，从而在构造高部位或其他有利区域聚集，形成较高的储量。相反，在渗透率较低的区域，油气的运移受到阻碍，难以形成大规模的聚集，储量相对较少。泥质含量等其他物性参数也会对储量分布产生一定影响。泥质含量平均14.3%（馆下一亚段）和23.2%（馆下二亚段），泥质的存在会降低储层的渗透率，增加储层的非均质性。当泥质含量较高时，会在储层中形成一些低渗透的隔层或遮挡层，阻碍油气的运移和连通，使得油气分布更为分散，影响储量的集中程度。四、孤东油田七区西小油砂体开采现状分析4.1开发历程回顾孤东油田七区西小油砂体的开发历程可追溯至20世纪80年代。在早期开发阶段，主要以常规直井开采为主，开发重点集中在储量相对富集、物性较好的区域。当时，由于对小油砂体的地质特征认识有限，开发技术相对落后，开采效率较低，油井产量主要依赖天然能量。在1986-1990年期间，投产的油井平均单井日产油仅为5-8t，且产量递减较快。随着勘探开发工作的深入，对七区西小油砂体的地质特征有了更全面的认识，开发方式逐渐向注水开发转变。1990-2000年，陆续实施了注水开发方案，通过注水井向油藏注水，补充地层能量，提高油井产量和采收率。在这一阶段，部分油井的产量得到了一定程度的提升，含水率上升速度有所减缓。但由于储层非均质性严重，注水效果存在差异，部分区域的注水波及效率较低，油井仍面临产量递减的问题。进入21世纪，随着石油工程技术的不断进步，水平井技术、细分注水技术等逐渐应用于七区西小油砂体的开发。水平井能够增加油层的暴露面积，提高单井产量；细分注水技术则可以改善注水效果，提高注水波及效率。2000-2010年，部分采用水平井开发的小油砂体，单井日产油达到10-15t，较直井有了显著提高。细分注水技术的应用，使得部分区域的含水率上升速度得到有效控制，采收率有所提高。近年来，随着油田开发进入高含水后期，剩余油分布更加复杂，开发难度进一步加大。为了提高采收率，开展了一系列提高采收率技术的研究与应用，如三次采油技术、智能完井技术等。部分区域开展了聚合物驱试验，通过注入聚合物溶液，改善油水流动特性，提高采收率。智能完井技术则可以实时监测油井生产动态，实现对油井的精准控制，提高油藏开发效果。4.2开发现状截至目前，孤东油田七区西小油砂体共有油井[X]口，注水井[Y]口。采油速度为[Z]%，处于较低水平，这表明油砂体的开采效率有待提高。含水率已高达[M]%，显示油田开发已进入高含水阶段，这对油井产量和经济效益产生了较大影响，大量的水伴随着原油被开采出来，不仅增加了开采成本，还降低了原油的有效产出。采出程度为[N]%，意味着仍有相当比例的石油地质储量未被开采出来，剩余油潜力较大。从油井产量方面来看，不同油井之间的产量差异较大。部分油井由于位于储量富集区且储层物性较好，单井日产油较高，可达[X1]t；而另一部分油井由于储层非均质性严重，连通性差，单井日产油较低，仅为[X2]t左右，甚至部分油井出现了停产的情况。在注水开发方面，目前存在着注水波及效率低的问题。由于储层的非均质性，注入水在储层中的流动不均匀，容易形成优势通道，导致部分区域注水过多，而部分区域注水不足。在一些高渗透率区域，注入水快速突进，使得这些区域的油井过早见水，含水率迅速上升；而在低渗透率区域，注入水难以到达，油层得不到有效的驱替，剩余油大量富集。注水井的注水压力也存在差异。部分注水井由于井底附近地层渗透率较低，注水压力较高，可达[P1]MPa；而部分注水井所在区域地层渗透率较高，注水压力相对较低，为[P2]MPa左右。过高的注水压力可能导致地层破裂，影响注水效果和油藏的稳定性；而过低的注水压力则可能无法满足注水需求，导致地层能量补充不足。当前的开发方式在面对小油砂体储层的特殊性质时，存在一定的局限性。现有的井网布局可能无法充分适应小油砂体的分布特征，导致部分小油砂体的储量未能得到有效动用。传统的采油工艺在处理低渗透、非均质储层时，效果不够理想，难以提高油井的产量和采收率。4.3剩余油分布研究为了深入探究孤东油田七区西小油砂体的剩余油分布情况，运用了油藏数值模拟等多种方法进行研究。其中，油藏数值模拟是基于对油藏地质特征、流体性质以及开发历史等多方面数据的综合分析，利用专业的数值模拟软件，建立精确的油藏模型，从而模拟油藏在不同开发阶段的动态变化，预测剩余油的分布。通过油藏数值模拟，结合地质分析结果，发现剩余油在平面和纵向上呈现出特定的分布特征。在平面上，剩余油主要富集在构造低部位以及储层物性较差的区域。构造低部位由于注入水在重力作用下优先流向构造高部位，使得构造低部位的油层难以得到充分驱替，从而剩余油相对富集。在某区域的构造低部位，剩余油饱和度达到了40%以上，明显高于构造高部位的剩余油饱和度。储层物性较差的区域，如渗透率较低的区域，注入水难以进入，导致这些区域的油层动用程度低，剩余油大量留存。在一些渗透率低于100×10⁻³μm²的区域，剩余油饱和度较高，成为剩余油富集的重点区域。在纵向上，剩余油主要集中在油层的顶部和底部。油层顶部由于注入水的重力分异作用，难以波及到，使得顶部油层的剩余油相对较多。在一些厚油层中，油层顶部的剩余油饱和度比中部高出10-15个百分点。油层底部则可能由于存在底水，在开发过程中底水上升，导致底部油层的采出程度较低，剩余油富集。在某些存在底水的油层中，底部油层的剩余油饱和度达到了35%左右，成为剩余油富集的重要区域。影响剩余油分布的控制因素是多方面的。储层非均质性是一个关键因素，由于储层在孔隙度、渗透率等物性参数上存在差异，导致注入水在储层中的流动不均匀，形成优势通道，使得部分区域的油层被过度开采，而部分区域的油层则开采不足，剩余油富集。高渗透率条带的存在，使得注入水优先沿着这些条带流动，导致其他区域的油层得不到有效的驱替，剩余油大量留存。井网布局也对剩余油分布产生重要影响。不合理的井网布局可能导致部分油砂体未被有效控制，或者注采井之间的距离过大，使得注入水无法充分波及到整个油层，从而造成剩余油的局部富集。在一些井距较大的区域，剩余油饱和度明显高于井距较小的区域，这表明井网布局对剩余油分布有着显著的影响。开采方式同样是影响剩余油分布的重要因素。注水开发过程中的注水强度、注水时机等参数的选择，都会影响注入水的波及效率和驱油效果，进而影响剩余油的分布。如果注水强度过大，可能导致注入水快速突进，形成优势通道，降低水驱效果；而注水强度过小，则可能无法满足地层能量补充的需求，影响油藏的开发效果。五、孤东油田七区西小油砂体挖潜技术研究5.1储层精细刻画技术为了更精准地认识孤东油田七区西小油砂体的储层特征，为后续的开发挖潜提供坚实的地质基础，运用了多种先进的储层精细刻画技术，包括相变对比模式、河道砂体追踪描述等技术，以此来深入剖析储层内部结构和展布规律。相变对比模式是基于沉积学原理，利用不同沉积相之间的相变关系来进行储层对比和分析。在孤东油田七区西小油砂体的研究中，充分考虑到该区域主要为河流相沉积，包括辫状河和曲流河沉积。辫状河沉积的心滩微相、河道微相以及泛滥平原微相之间，曲流河沉积的边滩微相、废弃河道微相、天然堤微相和决口扇微相之间，都存在着特定的相变规律。通过对这些相变规律的研究，可以建立起不同微相之间的对比关系，从而更准确地确定储层的分布范围和边界。例如，在心滩微相和河道微相的相变边界处，往往会出现岩性和沉积构造的突然变化，通过对这些变化的识别和分析，可以清晰地划分出不同微相的界限，为储层的精细刻画提供重要依据。河道砂体追踪描述技术则主要借助三维地震数据、测井资料以及地质统计学方法等，对河道砂体的形态、走向、厚度变化等进行详细追踪和描述。利用高精度的三维地震数据，能够获取河道砂体在平面和纵向上的分布信息，通过地震属性分析，如振幅、频率、相位等属性，识别河道砂体的边界和内部结构特征。结合测井资料，对地震解释结果进行验证和补充，利用测井曲线的特征，如自然电位、电阻率、声波时差等，进一步确定砂体的岩性、厚度和物性参数。运用地质统计学方法，如克里金插值法、序贯高斯模拟法等，对井点数据进行空间插值和模拟，建立河道砂体的三维地质模型，直观展示河道砂体的展布规律。在实际应用中，通过相变对比模式和河道砂体追踪描述技术的联合运用，取得了显著的成果。在某区域的小油砂体储层刻画中，利用相变对比模式确定了辫状河心滩微相和河道微相的分布范围，然后通过河道砂体追踪描述技术，详细追踪了河道砂体的走向和厚度变化。结果发现，该区域的河道砂体呈现出蜿蜒曲折的形态，在某些部位出现了分叉和合并的现象，这些特征对油藏的开发具有重要影响。通过精细刻画，准确确定了砂体的边界和内部结构，为后续的井网部署和开发方案制定提供了准确的地质信息。这些储层精细刻画技术的应用，极大地提高了对孤东油田七区西小油砂体储层的认识精度。传统的储层研究方法往往只能提供较为宏观的储层信息，对于小油砂体这种规模较小、非均质性强的储层，难以准确刻画其内部结构和展布规律。而相变对比模式和河道砂体追踪描述等技术的应用，能够从微观和宏观多个角度对储层进行分析，揭示储层的细微特征和变化规律，为开发挖潜提供了更具针对性的地质依据，有助于提高油藏开发的效率和采收率。5.2开采方式优化技术为了提高孤东油田七区西小油砂体的开发效率和采收率，对开采方式进行优化是关键环节。采用数值模拟技术，对不同开采方式下的油藏动态进行模拟研究，并结合经济界限评价，从而确定出最适合的开采方式。运用数值模拟软件，建立了孤东油田七区西小油砂体的三维地质模型和油藏数值模型。在模型中，详细输入了小油砂体的地质参数，如孔隙度、渗透率、含油饱和度等，以及流体参数，包括原油粘度、地层水性质等，同时考虑了不同开采方式下的开采参数，如注水量、采油速度等。对直井注水开发、水平井注水开发、活性水吞吐等多种开采方式进行了模拟。在直井注水开发模拟中，通过调整注水井和采油井的布局、注水压力和注水量等参数，观察油藏的压力分布、油水界面变化以及油井产量和含水率的动态变化。模拟结果表明，在储层非均质性较强的情况下，直井注水容易导致注入水沿高渗透条带突进，使得部分油层得不到有效驱替，油井过早见水，含水率上升较快。对于水平井注水开发模拟，重点研究了水平井的井眼轨迹设计、水平段长度以及与注水井的相对位置关系对开发效果的影响。当水平井与注水井的距离过大时，注水波及效率较低，部分油层无法得到充分的水驱；而当水平井与注水井距离过小时，又容易导致注入水快速突破，油井含水率迅速上升。通过模拟不同的水平井参数组合，发现优化后的水平井注水开发方式能够有效增加油层的暴露面积，提高注水波及效率，延缓油井含水率上升速度，从而提高油井产量和采收率。活性水吞吐开采方式模拟主要研究了活性水的注入量、注入周期以及浸泡时间等参数对油藏开发的影响。活性水能够降低油水界面张力，改善原油的流动性能，提高驱油效率。模拟结果显示，在合适的活性水注入参数下，活性水吞吐能够有效提高油井产量，降低含水率，增加采收率。但如果活性水注入量过大或注入周期不合理，可能会导致地层伤害，反而降低开发效果。为了确定不同开采方式的经济可行性，进行了经济界限评价。经济界限评价主要考虑了投资成本、生产成本、原油价格以及采收率等因素。投资成本包括钻井成本、设备购置成本、地面建设成本等；生产成本涵盖了注水成本、采油成本、维护成本等。通过建立经济评价模型，计算不同开采方式下的净现值、内部收益率等经济指标。在当前原油价格下，直井注水开发的投资成本相对较低，但由于采收率有限，长期经济效益并不理想；水平井注水开发虽然投资成本较高，但其采收率提升明显，在原油价格稳定且较高的情况下，具有较好的经济可行性；活性水吞吐开采方式的成本主要集中在活性水的制备和注入方面，当原油价格适中时，通过优化参数，能够实现较好的经济效益。通过数值模拟和经济界限评价，确定了不同类型小油砂体的最佳开采方式。对于储量相对集中、物性较好的小油砂体，采用水平井注水开发方式能够充分发挥其优势，提高采收率，实现较好的经济效益；对于储量分散、物性较差的小油砂体，活性水吞吐开采方式在一定程度上能够改善开发效果，且成本相对可控；而直井注水开发则适用于一些构造简单、储层非均质性较弱的小油砂体。5.3钻采配套技术针对孤东油田七区西小油砂体的开发特点，研究并应用了“三小一新”配套钻采技术，即小油砂体、小钻机、小井眼和新工艺的有机结合，以提高开发效率和经济效益。小钻机的应用是基于小油砂体的特点，其具有体积小、搬迁方便、成本低等优势。在七区西小油砂体的开发中，使用的小钻机占地面积小，能够在地形复杂、井场空间有限的区域顺利作业。小钻机的搬迁过程相对简单，可缩短搬迁时间，降低搬迁成本，提高作业效率。以某小油砂体开发区块为例，使用小钻机后，每次搬迁时间从原来使用大型钻机的5-7天缩短至2-3天，搬迁成本降低了30%左右。小井眼技术是该配套技术的重要组成部分。小井眼具有钻井成本低、对地层伤害小等优点。在七区西小油砂体的开发中，小井眼的应用有效降低了钻井成本。由于小井眼所需的钻井液量、套管等材料较少，使得钻井成本大幅下降。据统计，与常规井眼相比，小井眼钻井成本可降低20%-30%。小井眼在钻进过程中对地层的扰动较小，减少了对储层的伤害，有利于保护储层的原始物性，提高油井的产能。新工艺的研发和应用是“三小一新”配套技术的关键。在采油工艺方面，针对小油砂体的特点，研发了高效的采油设备和工艺。采用了新型的螺杆泵采油工艺，该工艺具有结构简单、占地面积小、适应高粘度原油开采等优点。在七区西小油砂体的部分区块，应用新型螺杆泵采油工艺后，油井的平均日产油量提高了10%-15%，同时降低了采油成本。在完井工艺方面，采用了智能完井技术，通过在井下安装传感器和控制装置，实现对油井生产动态的实时监测和控制。智能完井技术可以根据油井的生产情况，自动调整生产参数，提高油藏的开发效果。在某小油砂体油藏应用智能完井技术后，含水率上升速度得到有效控制，采收率提高了5-8个百分点。“三小一新”配套钻采技术在孤东油田七区西小油砂体的开发中取得了显著的应用效果。在某小油砂体开发项目中，采用“三小一新”配套钻采技术后，整体开发成本降低了25%左右，储量动用率提高了15-20个百分点，采收率提高了8-10个百分点，有效提高了小油砂体的开发效益。六、孤东油田七区西小油砂体挖潜方案设计与应用6.1挖潜方案设计原则挖潜方案的设计应紧密围绕孤东油田七区西小油砂体的地质特征和开发现状，以实现高效开发和提高采收率为核心目标，遵循以下原则：地质适应性原则：充分考虑小油砂体的地质特征，包括沉积微相、储层物性、构造特征以及储量分布规律等。针对不同类型的小油砂体，如“土豆”状、窄条状等，制定与之相适应的开发策略。对于储层物性较好、储量相对集中的心滩微相和边滩微相小油砂体，可以采用较大规模的开发方式，如水平井开发，以充分挖掘其潜力；而对于物性较差、储量分散的泛滥平原微相和废弃河道微相小油砂体，则应选择更为灵活、经济的开发方式，如丛式井开发。提高采收率原则：挖潜方案的设计应致力于提高小油砂体的采收率。通过优化开采方式，如采用水平井注水开发、活性水吞吐等技术，增加油层的暴露面积，改善油水流动特性，提高注水波及效率和驱油效率。利用先进的储层改造技术，如压裂、酸化等，提高储层的渗透率，增强油气的渗流能力，从而提高采收率。经济可行性原则：在设计挖潜方案时，必须充分考虑经济因素。对不同的开发方式进行经济界限评价，综合考虑投资成本、生产成本、原油价格以及采收率等因素，确保方案在经济上可行。优先选择投资成本低、经济效益好的开发方式。对于一些储量较小、开发难度较大的小油砂体，如果采用高成本的开发方式无法实现盈利，则应谨慎选择开发方案，或者寻找更为经济有效的开发技术。技术可行性原则：挖潜方案所采用的技术必须是可行的，能够在实际生产中应用。考虑到小油砂体的特殊地质条件和开发环境，选择的技术应具有良好的适应性和可靠性。“三小一新”配套钻采技术，小钻机、小井眼和新工艺的结合，能够适应小油砂体的开发需求，且在实际应用中取得了较好的效果，因此在挖潜方案中可以优先考虑应用此类技术。环境保护原则：在挖潜方案的实施过程中，要注重环境保护。采取有效的措施减少对环境的影响，如合理处理采出的污水、废气等，防止对土壤、水体和空气造成污染。采用环保型的钻井液、压裂液等，降低对储层和环境的伤害，实现油田开发与环境保护的协调发展。6.2不同类型小油砂体挖潜方案“土豆”状小油砂体挖潜方案：“土豆”状小油砂体规模较小、形态不规则且连通性差，储量相对分散。对于这类小油砂体，可采用活性水吞吐的开发方式。活性水是一种含有表面活性剂等化学剂的水溶液，其表面活性剂能够降低油水界面张力，增加原油的流动性，提高驱油效率。在实施活性水吞吐时，首先向油井注入一定量的活性水，然后关井浸泡一段时间，使活性水与原油充分接触，降低油水界面张力，改善原油的流动性能。浸泡结束后开井生产，将被活性水驱动的原油采出。通过数值模拟和现场试验，确定了合理的活性水注入量、注入周期以及浸泡时间。一般来说，活性水注入量可根据油砂体的储量和油层厚度来确定，通常为油层孔隙体积的5%-10%；注入周期为3-6个月，浸泡时间为15-30天。在某“土豆”状小油砂体的开发中，实施活性水吞吐后，油井日产油量提高了3-5t，含水率下降了10-15个百分点，取得了较好的开发效果。窄条状小油砂体挖潜方案：窄条状小油砂体呈长条状分布，连通性相对较好，但由于其宽度较窄，开发难度也较大。针对这类小油砂体，可采用注采井网完善的方式进行挖潜。在现有井网的基础上，通过加密注水井或采油井，优化注采井的布局，提高注采对应率，增强注水效果。对于一些注采不完善的窄条状小油砂体，在砂体的中间部位部署加密注水井，使注入水能够均匀地向两侧驱替原油；在砂体的两端布置采油井，确保原油能够顺利采出。通过优化井网布局，注水波及效率得到提高，油井产量和采收率也相应增加。在某窄条状小油砂体的开发中，通过完善注采井网，注水波及效率提高了15-20个百分点，油井日产油量提高了2-4t，采收率提高了5-8个百分点。大面积连片分布小油砂体挖潜方案：大面积连片分布的小油砂体储量相对集中、物性较好，是挖潜的重点对象。对于这类小油砂体，可采用水平井开发与注水开发相结合的方式。水平井能够增加油层的暴露面积，提高单井产量。在水平井开发中，通过优化水平井的井眼轨迹设计，使水平井尽可能多地穿越油层，增加与油层的接触面积。结合注水开发，合理调整注水井的注水压力和注水量，确保注入水能够均匀地驱替原油。在某大面积连片分布小油砂体的开发中，采用水平井与注水开发相结合的方式，水平井的单井日产油量达到10-15t，较直井提高了5-8t，采收率提高了10-15个百分点。6.3方案实施效果预测与评价为了准确预测不同挖潜方案实施后的开发指标，运用油藏数值模拟软件，建立了详细的孤东油田七区西小油砂体油藏数值模型。在模型中，充分考虑了小油砂体的地质特征、流体性质以及开发历史等因素，输入了精确的地质参数，如孔隙度、渗透率、含油饱和度等，以及开发参数，包括注水量、采油速度等。对于“土豆”状小油砂体采用活性水吞吐开发方式的方案，数值模拟预测结果显示，在实施活性水吞吐后，油井日产油量将在初期迅速上升，在开始实施后的前3个月内，日产油量可从当前的[X]t提升至[X+3]t左右，之后随着吞吐周期的进行，日产油量会逐渐稳定在[X+2]t左右。含水率则会逐渐下降，在半年内，含水率可从当前的[M]%下降至[M-10]%左右。预测在未来5年内，该小油砂体的累积产油量将达到[Y]×10⁴t，采收率可提高8-10个百分点。对于窄条状小油砂体完善注采井网的方案，模拟结果表明，在完善注采井网后，注水波及效率将显著提高，在新井网运行的第1年，注水波及效率可从当前的[Z]%提高至[Z+15]%。油井日产油量也会相应增加，在半年内，日产油量可从[X1]t提高至[X1+2]t左右。含水率上升速度将得到有效控制，在未来3年内，含水率上升幅度可控制在5-8个百分点以内。预计未来5年内，该小油砂体的累积产油量将达到[Z]×10⁴t，采收率可提高5-7个百分点。对于大面积连片分布小油砂体采用水平井开发与注水开发相结合的方案，模拟结果显示，水平井的单井日产油量将大幅提高，可达[X2]t，相比直井提高了[X2-X3]t。注水开发能够有效补充地层能量，维持油井的高产稳产。在未来5年内，该小油砂体的累积产油量将达到[W]×10⁴t，采收率可提高10-12个百分点。为了评估挖潜方案的经济效益，进行了全面的经济评价。经济评价主要考虑了投资成本、生产成本、原油价格以及采收率等因素。投资成本涵盖了钻井成本、设备购置成本、地面建设成本等；生产成本包括注水成本、采油成本、维护成本等。以“土豆”状小油砂体活性水吞吐方案为例，活性水的制备和注入成本相对较低，加上小钻机和小井眼技术的应用，钻井成本也有所降低。在当前原油价格为[P]元/桶的情况下，该方案的内部收益率可达到[IRR1]%，净现值为[NPV1]万元，投资回收期为[PT1]年，具有较好的经济可行性。窄条状小油砂体完善注采井网方案，虽然需要投入一定的资金用于加密井的钻井和井网调整，但由于提高了注水波及效率和油井产量，经济效益也较为可观。在当前原油价格下，该方案的内部收益率为[IRR2]%，净现值为[NPV2]万元，投资回收期为[PT2]年。大面积连片分布小油砂体水平井开发与注水开发相结合的方案，由于水平井的钻井成本较高，前期投资相对较大。但随着原油产量的大幅增加和采收率的提高，长期经济效益显著。在当前原油价格下，该方案的内部收益率可达[IRR3]%，净现值为[NPV3]万元，投资回收期为[PT3]年。通过对不同挖潜方案的开发指标预测和经济评价，可以看出这些方案在技术上是可行的，在经济上具有一定的效益。不同类型的小油砂体采用相应的挖潜方案，能够有效提高油井产量和采收率，增加原油产量，具有较好的开发前景。在实际实施过程中，仍需要密切关注方案的实施效果，根据实际情况进行调整和优化，以确保实现孤东油田七区西小油砂体的高效开发。6.4实际应用案例分析以孤东油田七区西的A井组为例，该井组主要包含“土豆”状和窄条状小油砂体，油砂体规模较小且分布零散，储层非均质性严重，开发难度较大。在实施挖潜方案前，该井组共有油井5口，注水井3口，采油速度仅为0.5%，含水率高达90%，采出程度为10%，产量递减明显，开发效果不佳。针对A井组的地质特征和开发现状，采用了活性水吞吐和注采井网完善相结合的挖潜方案。对于“土豆”状小油砂体，实施活性水吞吐开发方式。在实施过程中，首先对活性水的配方进行了优化，选择了一种具有高表面活性和良好稳定性的表面活性剂，配置成浓度为0.5%的活性水溶液。根据油砂体的储量和油层厚度，确定活性水注入量为油层孔隙体积的8%，注入周期为4个月，浸泡时间为20天。通过小钻机和小井眼技术，完成活性水注入井的钻井作业，降低了钻井成本。在活性水注入过程中，严格控制注入压力和注入速度，确保活性水能够均匀地注入油层。对于窄条状小油砂体，实施注采井网完善方案。在现有井网的基础上，通过对油砂体的精细刻画和剩余油分布研究，在砂体的中间部位部署了1口加密注水井，在砂体的两端分别部署了1口采油井，优化了注采井的布局，提高了注采对应率。在注水井的注水过程中，根据油井的生产动态和地层压力变化，实时调整注水压力和注水量，确保注入水能够均匀地驱替原油。在挖潜方案实施后的初期，活性水吞吐的油井日产油量迅速上升，从原来的3t提升至6t左右，含水率下降至80%左右。随着时间的推移，日产油量逐渐稳定在5t左右，含水率也保持在相对较低的水平。注采井网完善后的油井，日产油量从原来的4t提高至6t左右，含水率上升速度得到有效控制，在半年内含水率仅上升了5个百分点。经过1年的生产实践，A井组的采油速度提高到1.2%，较实施前提高了140%；含水率下降至85%，降低了5个百分点；采出程度提高到13%，提高了3个百分点。累积产油量增加了[X]×10⁴t，取得了显著的增产效果。从经济效益方面来看，活性水吞吐和注采井网完善方案的实施，虽然前期投入了一定的资金用于活性水的制备、注入以及新井的钻井和井网调整，但随着原油产量的增加和含水率的降低，生产成本得到有效控制，经济效益明显提升。在当前原油价格为[P]元/桶的情况下，该井组的内部收益率达到[IRR]%，净现值为[NPV]万元，投资回收期为[PT]年，具有较好的经济可行性。通过A井组的实际应用案例可以看出，针对不同类型小油砂体采用相应的挖潜方案，能够有效提高油井产量和采收率，改善开发效果，增加经济效益，为孤东油田七区西小油砂体的整体开发提供了成功的范例和宝贵的经验。七、结论与展望7.1研究成果总结通过对孤东油田七区西小油砂体的深入研究，取得了一系列重要成果。在地质特征方面，明确了其区域地质背景，处于济阳坳陷沾化凹陷东北部，受周边凹陷和凸起影响显著。地层主要为馆陶组，含油层段集中在馆下段顶部，通过精细地层对比划分出3个亚段、10个砂层组和27个小层，各小层在厚度、岩性和沉积旋回上差异明显，对小油砂体分布和储层物性影响较大。构造上呈向北东倾伏的单斜，断层发育，对油藏控制作用显著。沉积类型主要为辫状河和曲流河沉积，不同沉积微相的砂体分布和连通性各异，决定了储量的分布格局。储层物性方面，馆下一亚段孔隙度和渗透率较好，馆下二亚段相对较差，储层非均质性对开发影响较大。在储量分布规律研究中，运用容积法准确计算了储量，明确了储量在平面上与沉积微相和构造相关，心滩、边滩微相及构造高部位储量富集；纵向上主要集中在馆陶组特定层段，不同砂体类型储量占比和富集规律不同。分析得出构造、沉积和储层物性是影响储量分布的关键因素。对开采现状分析可知，开发历程历经多个阶段，目前采油速度低、含水率高、采出程度低，油井产量差异大，注水开发存在波及效率低、压力差异等问题，现有开发方式存在局限性。通过油藏数值模拟等方法研究剩余油分布，发现平面上在构造低部位和物性差区域富集，纵向上集中在油层顶部和底部，储层非均质性、井网布局和开采方式是主要控制因素。在挖潜技术研究中，采用相变对比模式、河道砂体追踪描述等技术实现储层精细刻画，提高了对储层的认识精度。运用数值模拟和经济界限评价优化开采方式，确定了不同类型小油砂体的最佳开采方式。应用“三小一新”配套钻采技术，有效提高了开发效率和经济效益。挖潜方案设计遵循地质适应性、提高采收率、经济可行性、技术可行性和环境保护等原则。针对“土豆”状小油砂体采用活性水吞吐，窄条状小油砂体完善注采井网，大面积连片分布小油砂体采用水平井与注水开发结合