油田边部复杂构造岩性油藏油水分布特征研究
塔河油田奥陶系油藏地层水赋存分布
2008年4月地 质 科 学CH I N ESE JOURNAL OF GE OLOGY 43(2):228—237塔河油田奥陶系油藏地层水赋存分布朱 蓉1 楼章华1 云 露2 李 梅1 金爱民1 张慧婷1(1.浙江大学水文与水资源工程研究所杭州 310028;2.中国石油化工股份有限公司西北分公司勘探开发研究院乌鲁木齐 830011)摘 要 根据地层水赋存状态,在塔里木盆地塔河油田奥陶系油藏地层水中区分出3种不同的类型:洞穴底部油气驱替残留水、洞穴周缘小缝洞系统驱替残留水和储层下部层间水,并分析了不同类型水体的化学—动力学特征。
塔河油田奥陶系油藏储层非均质性强,油水分布规律十分复杂。
背景储层缝洞发育程度不同,油气驱替程度不同,储集空间大小不同,其相应的油水分布规律、油藏开发动态及含水动态都不尽相同。
本文总结了这些不同点并探讨了其油气勘探意义。
关键词 地层水 油气驱替 油水分布 奥陶系油藏 塔河油田 塔里木盆地中图分类号:P641.2文献标识码:A 文章编号:0563-5020(2008)02-228-10 朱 蓉,女,1974年9月生,讲师,水文水资源专业。
e 2mail:zhur ong@zju .edu .cn2007-01-09收稿,2007-07-02改回。
塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起南侧阿克库勒凸起的西南斜坡(罗静兰等,2006),发现于1990年,目前井控含油气面积约10800k m 2,已探明储量表明它是我国海相烃源超亿吨级的大油田,具有广阔的勘探开发前景(康玉柱,2004)。
然而自2002年开始,塔河油田奥陶系油藏见水井增多,地层水产出量(或含水率)升高加快,老井产量大幅度递减,严重影响了油田的采收率和经济效益,成为目前油田开发面临的主要难题。
据初步统计,塔河油田现有生产井中,产水井占7614%,单井平均日产水量近44m 3。
由于目前对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏流体分布规律,尤其是地层水赋存状态及分布规律仍未获得清晰的认识,对不同类型的油井见水特征和含水上升规律缺乏系统的研究,直接影响了油井动态研究、井位部署、产能建设和开发方案编制等生产工作,成为油田开发生产与研究的瓶颈之一。
应用数值模拟法研究复杂断块油藏剩余油分布
应用数值模拟法研究复杂断块油藏剩余油分布发表时间：2020-09-24T15:18:38.820Z 来源：《科学与技术》2020年15期作者：周璇[导读] 复杂断块油藏进入开发后期，会造成剩余油分布越来越复杂，周璇冷家油田开发公司辽宁省盘锦市 124010摘要：复杂断块油藏进入开发后期，会造成剩余油分布越来越复杂，会给开采和挖潜带来了一定的难度，所以剩余油分布的预测已经成为复杂断块油藏的主要内容，通过合理的技术来进行开采复杂断块油藏是一项非常重要的手段，通过应用数值模拟法对剩余油分布规律进行分析，才能知道影响分布规律的因素，根据这些因素提出相应的对策，剩余油分布预测需要强调地质资料的精细化，保持生产数据的完整性，才能对复杂断块油藏剩余油分布规律有一定的了解。
关键词：数值模拟法；复杂断块油藏；剩余油剩余油分布规律的研究油田开发中后期的主要任务，可以有效提高油气的采收率以及开发效果。
高含水区油藏中的油水关系非常复杂，尤其是复杂断块油藏内的剩余油研究难度非常大。
利用数字模拟技术预测复杂断块油藏剩余油的分布规律，可以有效预测油田的未来发展方向，制定出合理地开发方案和调整方案，能够有效实现全方位的动态描述和预测。
1精细地质建模1.1地质模型为了准确描述复杂断块油藏的空间展布规律，建立三维地质模型：（1）建立复杂断块油藏地质参数的数据库，并对数据进行矫正和标准化处理。
（2）对区块内的工作数据格式进行转换，包括层位数据，断层数据等。
（3）加强数据转换和录入，包括测井解释数据、录井资料数据。
（4）分析测试数据及地质数据的录入。
建立完善地层层面构造模型，利用交互式方法建立储层沉积分布模型，在建立模型时要考虑到孔隙度、渗透率、含油饱和度等参数的校正。
1.2储层参数模型三维地质模型可以用参数体的形式充分反映出储藏内的孔隙度、渗透率等物性参数，储层内的孔隙度和渗透率可以充分表明油藏储集能力和渗流能力。
因此建立模型中利用高斯模拟方法，输入参数为变量统计参数、差函数参数以及条件数据。
复杂断块油藏固井工艺难点与技术对策研究
复杂断块油藏固井工艺难点与技术对策研究复杂断块油藏是指地层构造复杂，储集层孔隙、裂缝发育、孔隙度低、渗透率差，岩石力学性质差异大，导致油藏流体不均匀分布的一类油藏类型。
复杂断块油藏的存在给固井工艺带来了巨大的挑战，其固井工艺难点主要表现在以下几个方面：固井难度大、固井质量难以保证、固井成本高、固井效果不稳定。
一、固井难度大复杂断块油藏的地层构造较为复杂，储集层孔隙、裂缝发育，孔隙度低，渗透率差，这些地质条件导致了固井难度的增加。
地层岩性的不均匀性、孔缝度和裂缝度的差异性，给固井施工带来了挑战。
复杂的地层构造和不规则的孔隙结构使得固井设计和施工难度大，常规工艺往往难以达到预期的固井效果。
二、固井质量难以保证复杂断块油藏的地层条件造成了固井质量难以保证。
固井施工中难以完全填充地层孔隙和裂缝，导致固井强度差，固井质量无法保证。
由于地层构造不规则、孔缝度和裂缝度的差异性，注入压力容易造成地层破裂，从而影响固井质量。
固井质量难以保证会导致油井漏失，增加了油田开发成本。
三、固井成本高由于复杂断块油藏的固井难度大、固井质量难以保证，固井施工需要采用更高端的技术和更复杂的工艺，这导致了固井成本的大幅增加。
高成本的固井施工不仅增加了油田的采收成本，也影响了油田的经济效益。
四、固井效果不稳定复杂断块油藏的地层结构复杂，地质条件多变，这使得固井施工的效果往往不稳定，一定程度上影响了井下作业的安全和生产。
针对复杂断块油藏固井工艺中存在的难点和问题，需要采取一系列的技术对策来提高固井施工的效率和质量，降低固井成本，稳定固井效果。
一、地质勘探技术提升地质勘探是油田开发的首要工作，准确地勘探到油藏的地质结构、岩性特征、孔隙结构等信息，是提高固井施工效果的基础。
要借助现代的地震勘探技术、井壁差异性测井技术、电阻率测井技术等手段，深入了解复杂断块油藏的地质构造和岩石力学性质，为后续的固井设计提供科学依据。
二、固井设计技术创新针对复杂断块油藏的地质特点和固井难点，需要创新固井设计技术，设计出更适应复杂地层条件的固井方案。
边底水稠油油藏多轮次吞吐后期剩余油分析
研究区块经过多年开发，地层亏空大，受边底水侵入和高轮次吞吐等因素影响，开发效果变差。
复杂河流相稠油油田局部隔夹层较发育, 为高渗稠油油藏。
优化水平井参数, 为辅助蒸汽吞吐, 采用高效油溶性复合降黏剂, 充分利用其协同降黏作用、混合传质及增能助排性能, 大幅度降低注汽压力、扩大吞吐波及范围。
一、不同区域剩余油分布规律分析1.典型井组选取根据研究单元不同区域的储层厚度、原油物性、构造位置、周期生产效果、水淹类型等的差异，平面上划分了4个区域：（1）受边底水影响西北部受到馆陶弱边水影响，部分井高含水；平均单井日液33.5t，单井日油1.9t，综合含水94.3%，平均动液面209m。
（2）受潜水底水和南部区域注入水影响的中部井区受到南部区域边水、潜山底水侵入，高含水问题突出；该井区井况问题突出，储量失控严重。
管外窜问题严重，制约老井利用（3）高泥质较高东部井区层薄物性差，产能低；油井主要表现为注汽压力高的特征，一般注汽压力达18.0MPa～19.5MPa。
单井平均周期生产效益较差。
（4）水平井区一是井筒附近采出程度高，周期递减大，二是非均质性强，井间热连通，汽窜严重。
综上，从4个典型区域选取了5个开发井组，共涉及井数62口，面积4.2km2，在历史拟合基础上，分析剩余油分布规律及影响因素。
2.地质模型建立三维地质模型采用Petrel软件，模拟层位为研究区块馆陶组3个砂组、5个小层。
3.数值模型建立利用CMG数值模拟软件，分别建立四个区域数值模型，并进行了历史拟合。
拟合过程中，依据岩心分析资料，首先对孔隙度、空气渗透率、含油饱和度进行了校正，并对相对渗透率在合理范围内进行了修正，对模型区含水进行了精细拟合使拟合含水上升趋势与实际一致，并对重点井进行了精细拟合，单井拟合符合程度达到85%。
4.地下三场规律分析（1）压力场分析研究区块原始地层压力9.5MPa，目前地层平均压力7.0MPa；其中A区块及东部区域整体地层压力偏低，西北及中部区域受边底水影响压力相对较高。
EBS油田油藏水驱油规律研究
88随着EBS油田石油资源勘探程度的不断深入、高低渗透储层的稳产状态的已经很难维持。
同时，低渗油藏的注水开发状况复杂，油藏油水分布规律难寻、不同井油水采出程度差异也比较大、再加上储层微观地质条件，水驱油路径与油藏剩余油展布规律认识不清，这都是造成油田增产难以实现的因素。
驱油效率直接影响油气采收率，影响油田的经济效率。
真实砂岩模型驱替实验能直观的发现油藏渗流特征的变化，有更好的科学性，实用性也更强。
同时，EBS在进入含水中期后，开发规律及驱油效率均发生变化，需要对渗流规律进行深入研究，从而指导油田后期的开发。
针对这些问题，本文从储层地质特征出发，结合真实砂岩水驱油实验，对伊拉克东巴油田油层的驱油效率的影响因素进行了分析研究。
一、研究区储层基本特征EBS油田位于巴格达市东北方向14km处，横跨巴格达、迪亚拉、瓦西特三省，占地面积约为658平方公里。
东巴格达油田位于伊拉克Diyala省境内，处于美索不达米亚盆地前渊内，油田面积为1900km2,发现于1976年，1989年投产。
实验最终可采储量4651.38×106bbl，天然气最终可采储量9385000×106ft3。
储集层为Hartha组，其岩性为石灰岩，沉积于浅海相环境，年代为白垩纪坎潘期－马斯特里赫特期，厚度为975ft，平均孔隙度20%；第二储集层为Khasib组，其岩性为石灰岩，沉积环境为浅海相，年代为白垩纪土伦期－康尼亚克期，厚度为300ft，平均渗透率为100mD；第三储集层为Sadi组，其岩性为石灰岩，沉积于深海相环境，年代为白垩纪土伦期－康尼亚克期，厚度为975ft；第四储集层为Tanuma组，其岩性为石灰岩，沉积环境为浅海相，年代为白垩纪土伦期－坎潘期，厚度为250ft，平均孔隙度20%；第五储集层为祖拜尔组，其岩性为砂岩，沉积环境为浅海相环境，年代为白垩纪欧特里夫期－阿普特期早期，厚度为1650ft。
圈闭为构造圈闭，是背斜和断层构造。
油气田地下地质学第四章油气田地下构造研究1
（一）三维地震构造解释的基本流程包括：
➢资料准备：收集整理地震资料、钻井资料和测井资料，并加 载进地震解释软件平台；
➢层位标定：应用垂子地震剖面和人工合成地震记录进行层位 标定；
➢地震数据浏览：了解基本构造特征；
➢断层解释：时间切片进行断层平面解释，然后进行垂子剖面 解释；
➢层位的解释：按地震波的同相性、振幅能量及波形的相似形， 对层位进行追踪解释；
上部倾斜段(缓翼地 层)--绿模式；
接近脊面--蓝模式， 脊面处倾角接近0°
离开轴面向陡翼地层 过渡--红模式
下部倾斜段(陡翼地 层)--绿模式。
绿 蓝
红-反
绿-反
井眼穿过非对称背斜轴面的倾角矢量图特征
3、倒转背斜
● 特点：
轴面倾斜很大，
绿
两翼倾向相同，
蓝
下翼倾角比上翼大
红
● 穿过轴面的井眼： 矢量图呈现： 绿-蓝-红-绿模式
由以上分析可以看出：
单斜地层与对称背斜或对称向斜一翼--矢量图相似 倒转褶曲、平卧褶曲与非对称背斜--矢量图相似
因此，单纯用矢量图判断褶曲形态，有多解性， 必须结合地质资料及测井曲线进行综合分析，力求作 出正确的判断。
三、褶曲构造的识别
(二)利用井段产状统计成果判断褶曲类型
矢量的井段产状统计成果图有五种：
第四章 油气田地下构造研究
王建强
2012年10月29日
第四章 油气田地下构造研究
第一节 油气田地下构造的研究内容及方法 第二节 井下构造（褶曲）研究 第三节 井下断层研究 第四节 油气田地质剖面图的编制与应用 第五节 油气田构造图的编制与应用
一、油气田地下构造的研究内容
油气田地下构造研究的主要内容为构造展布、构造发育 史、断层封闭性等。
大庆油田N地区成藏主控因素及成藏模式研究
通过研究分析 N 地区存在构造油藏、岩性油藏、岩
特征等综合分析，
认为该区存在4种易成藏的地质模式。
性—构造油藏等多种油藏类型，其中以岩性—构造油
藏类型最发育，主要有岩性—断鼻油藏、岩性—断层油
气藏两种类型；构造油藏类型以断块油气藏和断鼻油
参考文献：
[1]
气藏为主，局部见断背斜油藏类型；岩性油藏，低部位
中图分类号：TE122 文献标识码：A 文章编号：
1004-5716(2021)03-0074-04
N 地区是油田增储上产的主要潜力区块，扶余油
影响。因此，需要综合分析构造、断裂、储层、油源、测
层是该区主要目的层段，以往勘探和开发的研究结果
井解释、试油成果等资料，确定 N 地区整体及局部油水
表明，扶余目的层段具有油气水分布复杂、油藏类型多
5.27
3
4
构造单元
区块名
N35
肇源鼻状西翼
油源条件
近油源
7
肇源鼻状
N180-246
Hale Waihona Puke Z180-2466.29
近油源
8
模范屯鼻状
N212
Z212-1
12.37
近油源
9
肇源鼻状东翼
N243
Z241
8.7
一般
10
裕民构造东
N79
Z79
5.72
一般
11
肇源鼻状东翼
N243
Z266-366
0.13
一般
12
扶余Ⅱ号构造
圈闭均较发育。研究表明，三肇凹陷青山口组主要生
东向，受河道微相控制，砂体展布形态呈明显北东走向
油层的大量排烃期为明水组末期，而区内构造形成均
石油储层岩性解释与油气分布规律分析
石油储层岩性解释与油气分布规律分析石油是世界上重要的能源之一，其分布规律与储层岩性密切相关。
在石油勘探中，储层岩性解释是确定油气存在的重要手段。
通过对储层的岩性特征进行分析，可以揭示油气的分布规律，为石油勘探与开发提供科学依据。
一、储层岩性解释的基本原理储层岩性解释是通过分析岩石的物理性质、岩相特征以及地质构造等来判断储层的类型、发育特征和分布范围。
岩石的物理性质包括孔隙度、渗透率、饱和度等。
岩相特征主要包括岩石的颗粒组成、结构特征、孔隙形态等方面的特征。
在储层岩性解释中，地震资料是重要的研究工具。
地震反射波形特征可以反映地下岩石的界面情况，通过对地震资料的解释，可以揭示地下构造和储层性质的分布规律。
此外，地球物理测井数据也是储层岩性解释的重要依据，如测井曲线的走向、幅度、频率和相位等参数，可以对储层进行细致的分析和解释。
二、储层岩性解释的方法和技术储层岩性解释的方法和技术多种多样，常用的方法包括地震解释、岩心分析、地球物理测井和岩相解释等。
地震解释是最常用的方法之一，通过分析地震反射剖面的特征，可以判断储层的厚度、岩性和构造特征。
岩心分析是指对钻井岩心进行取样和实验室测试，通过分析岩心的颗粒组成、孔隙度、渗透率等参数，可以对储层的特性进行详细研究。
地球物理测井是指利用地下探测仪器对井眼周围的地层进行物理测量，通过分析测井曲线的特征和曲线之间的相互关系，可以推断储层的岩性、厚度和含油气程度。
岩相解释是通过对储层岩石的特征进行观察和判断，识别各类岩石组合的规律性，从而推测出储层的岩性分布。
三、油气分布规律的分析油气分布规律是指油气在地下的空间分布特征。
在石油勘探中，油气分布规律分析是确定油气运移路径和油气富集区的过程，也是评估油气资源量和判断储层开发潜力的依据。
油气在地下的分布与储层岩性密切相关。
储层岩石中的孔隙和储集空间是油气的主要富集层位，而岩性与孔隙度、渗透率等物理性质有着密切关系。
高孔隙度、高渗透率的岩性通常具有良好的储集性能，是主要的油气富集区。
动静态精细油藏描述及剩余油分布研究方法和技术
动静态精细油藏描述及剩余油分布研究方法和技术动静态精细油藏是指储层中油水分布与流动状况相对复杂的油藏。
在这种油藏中，油水界面的变动频繁，储量分布不均匀，储层渗透率差异大，流体性质复杂，难以准确预测剩余油分布。
因此，针对动静态精细油藏的描述及剩余油分布研究需要采用一系列的方法和技术。
一、动静态精细油藏描述方法：1.目视描述法：通过实地观察和描述油藏、储层的基本特征，如油水界面的形态、断层的分布、储层孔隙结构等。
2.孔隙特征分析法：通过岩心切片的显微观测和扫描电镜等分析技术，研究储层中的孔隙特征，包括孔径、孔隙度、孔隙连通性等，为进一步研究剩余油分布提供基础数据。
3.测井揭示法：通过采用测井技术，获得储层的物性参数，如渗透率、饱和度等，从而分析储层的流体性质和剩余油分布情况。
4.静测法：通过进行压力临近稳定的恒流生产试验，获得动态压力数据，并通过解压分析和生产预测计算，得到储层的动态物性参数和剩余油分布。
二、动静态精细油藏剩余油分布研究技术：1.三维地质模型构建：通过采样岩心、测井数据和地震数据等，结合地质学原理和平面地质分析方法，构建动静态精细油藏的三维地质模型，包括储层厚度、岩性、构造等信息。
2.压力历史匹配法：利用历史生产数据和动态压力数据，通过数值模拟方法，模拟油藏的生产过程，更新储层的渗透率、储量等参数，进一步优化剩余油分布预测。
3.产量反演法：通过对不同时间段的生产数据进行分析和反演，得到剩余油分布的变化规律和分布特征，从而提供预测剩余油储量和开采方式的依据。
4.储层可视化技术：利用计算机技术和虚拟现实技术，将储层数据转化为可视化的三维图像，实现对储层的直观观察和分析，进一步揭示剩余油分布的规律。
总之，动静态精细油藏的描述及剩余油分布研究需要综合运用地质学、物理学和数学等多学科的知识，结合实地观察和实验分析，采用多种方法和技术，以获得全面准确的储层信息，为精细油藏的开发和油藏管理提供科学依据。
浅谈油藏地质特征及开发对策研究
浅谈油藏地质特征及开发对策研究油藏地质特征是油藏开发的基础，了解油藏地质特征以及开发对策的研究，是油田开发过程中不可或缺的重要环节。
本文将浅谈油藏地质特征及其开发对策。
1.储层岩性储层岩性是指油藏中储集物所在的岩层特征，包括岩性、孔隙度、渗透率等。
油藏根据储层岩性的不同，分为碳酸盐岩油藏、砂岩油藏、页岩油藏等，储层岩性对油藏的开发有重要的影响。
2.构造特征构造特征包括油藏的构造类型、形态、分布规律等，主要影响油藏的地质结构以及储层孔隙结构等，是油藏形成和储集物分布的重要原因。
3.油藏烃源岩油藏烃源岩是指能够成为油藏来源的岩石，主要包括烃源岩和热气体源岩，对油藏的形成和开发有着至关重要的作用。
地质构造特征包括断层、褶皱、岩浆岩等地质构造特征，对油藏形成、储层好坏、油气分布、油藏性质等有直接影响。
1.确定开发方案确定合理的开发方案是油藏开发的首要任务，应充分考虑油藏规模、储层岩性及厚度、地质构造等因素，采取适当的开发方式，提高油田的产能。
2.提高注水压力注水是油田开发过程中常用的提高油田产能的方式，通过提高注水压力，可以增加储层岩石的渗透性和孔隙度，加速油藏开采速度。
3.优化井网布局油田开发之前需要优化井网布局，即根据油藏特征，制定合理的钻井规划以及合理布置井网，保证钻井效率的同时，提高油藏的开采效益。
4.加强油藏保护措施加强油藏保护措施，包括对油藏的监测、力求减少地面破坏、适当降低采油压力等，可以保护油藏，延长油藏寿命。
综上所述，油藏地质特征及其开发对策的研究对于油田开发和管理有着重要的意义。
在油田的开发过程中，需要根据其特点制定出合理的开发方案，同时采取一系列的油藏保护措施，以最大化地利用油藏资源，提高油田的经济效益。
编制油藏工程方案
编制油藏工程方案一、前言油藏工程是石油工程的重要组成部分，其主要任务是对地下油气资源进行开发和有效利用。
编制油藏工程方案是在对油藏地质特征和物理性质进行深入研究的基础上，制定出一套科学、系统的油气开发方案，以实现最大程度的油气储量开采和经济效益。
本文旨在探讨油藏工程方案的编制过程，并结合实际案例进行详细分析。
二、油藏工程方案的编制步骤1. 油藏地质特征分析在编制油藏工程方案之前，首先需要对目标油藏的地质特征进行详细的分析。
包括油藏的构造、岩性、厚度、孔隙度、渗透率、饱和度、孔隙结构等参数。
这些参数是确定油气储量和开发方式的基础，对于预测油藏的产出量、产出速率以及油气的储量分布都是至关重要的。
2. 油藏物理性质分析油藏的物理性质是指油气在地下储存状态的特征，包括油气的密度、黏度、表面张力、相对渗透率等参数。
这些参数对于确定油气的开采方式和生产工艺具有重要作用，对于油藏的开发方式和生产计划都有着直接的影响。
3. 油藏开发技术研究油藏的开发方式主要包括自然产能开发、辅助驱油开发、人工增产开发等。
在编制油藏工程方案时，需要对不同的开发方式进行研究，选择最适合油藏实际情况的开发技术，并确定相应的开发工艺。
4. 油气开发工程设计在确定了油藏的地质特征、物理性质和开发技术后，需要对油气开发工程进行设计。
主要包括钻井方案、完井方案、采油工艺、渗流物理模型等。
这些工程设计方案是油藏工程方案的重要组成部分，对于实现油气储量开采和经济效益都至关重要。
5. 经济评价和风险分析在编制油藏工程方案的最后阶段，需要进行经济评价和风险分析。
主要包括预测油气产量和产值，评估投资成本和盈利能力，确定开发周期和回收期。
同时还需要对开发过程中可能面临的技术风险和市场风险进行分析，制定相应的风险控制措施。
三、实际案例分析以某油田为例，该油田地处陆相盆地，油藏构造复杂，岩性多样，孔隙度和渗透率分布不均匀，厚度较大，油气饱和度高。
根据油藏的地质特征和物理性质，确定了该油田为辅助驱油开发，采取水驱方式进行开发。
火山岩油藏高含水期稳产治理对策研究及应用
火山岩油藏高含水期稳产治理对策研究及应用火山岩油藏结构复杂、储集空间多样，主要有砾间孔隙、溶蚀孔洞、裂缝、气孔等，由于这些储集空间分布的非均质性极强，造成岩石的储集性能差异较大，在精细落实油藏顶面构造形态的基础上，结合测井、岩芯、薄片进行裂缝发育规律认识，搞清安山岩的孔、洞、缝在空间中的展布特征，建立以注采井网调整、注水政策调整及采油井管理制度调整等一系综合治理对策，实施后见到良好成效。
标签：火山岩油藏；高含水期；治理对策1 油田开发概况及存在的主要问题1.1 油田开发概况阿北安山岩油藏位于二连盆地阿南凹陷阿尔善构造带中部，于1989年10月同步注水投入开发，迄今为止已开发了近30年。
在经历了早期产量上升，弹性开采；边底部注水见效，高产稳产；内部注水导致产量大幅递减，油田低速开发等三个开发阶段。
断块面临诸多问题和矛盾制约着进一步深度调整治理。
1.2 火山岩油藏存在主要问题注水易形成沿裂缝水窜，阿北安山岩油藏从宏观上看是一个块状连通体，但由于安山岩体内是以角砾结构为主的缝孔层和块状致密层交替出现，因此阿北裂缝性油藏注，水驱油成效不好。
水后，注入水极易沿裂缝水窜，造成油井暴性水淹，采出程度较低，形成暴性水淹地层压力保持水平较低，目前阿北油田的地层压力分布差异较大。
裂缝方向认识不清对裂缝的认识仅仅局限于注采见效关系的分析，裂缝认识具有很大局限性，对裂缝的展布规律及无井区的裂缝分布情况均没有整体的认识，导致综合治理难度大，对井网调整依据不足。
2 稳产治理对策研究2.1 开展了阿北火山岩油藏的地质特征再认识开展火山岩期次的划分与对比选取地层厚度大，喷发期次全的井作为标准井，阿三段安山岩分为三期喷溢，第Ⅰ期喷溢规模最大，第Ⅱ期喷溢规模其次，第Ⅲ期喷溢规模最小。
第Ⅰ期喷溢Ⅰ+Ⅱ类有效厚度分布不均。
精细地震资料解释、落实阿北火山岩顶面形态阿北安山岩顶面构造，整体为一背斜，受多条断层的切割而造成破碎。
从而形成了安山岩顶面整体上以背斜为特征、以断垒为主要格局、高点呈北东向分布的形态特征。
塔河油田六区奥陶系碳酸盐岩油藏油水分布特征研究的开题报告
塔河油田六区奥陶系碳酸盐岩油藏油水分布特征研究的开题报告一、研究背景塔河油田是世界上最大的陆上油田之一，位于中国黑龙江省东北部，是中国的主要石油资源基地之一。
奥陶系碳酸盐岩油藏是塔河油田最重要的油藏类型之一，其油水分布特征对油田开发和管理具有重要意义。
二、研究目的本研究旨在探究塔河油田六区奥陶系碳酸盐岩油藏的油水分布特征，包括不同沉积相的影响、储层孔隙结构与分布等因素，为油田开发提供科学依据和指导。
三、研究内容1.通过野外地质调查和钻井取心分析，获取六区奥陶系碳酸盐岩油藏的地质特征和储层性质。
2.通过岩心薄片、物性实验和断层分析等手段，研究储层孔隙结构和分布规律。
并对储层孔隙和渗透率进行定量研究。
3.对沉积相对储层物性的影响进行分析，探究不同类型碳酸盐岩油藏的油水分布规律。
4.分析油水分布特征与盖层、下伏层地质条件以及开发历史等因素的关系。
四、研究方法1.野外地质调查和钻井取心分析：到塔河油田六区实地调查，通过采集地质样品和岩心，了解六区奥陶系碳酸盐岩油藏的地质特征和储层性质。
2.岩心薄片、物性实验和断层分析：通过对储层岩芯薄片和物性测试，研究储层孔隙结构和分布规律；通过对断层及其影响的研究，了解油水分布特征。
3.数值模拟：通过数值模拟研究不同类型碳酸盐岩油藏的油水分布规律，并确定开发策略。
五、预期结果1.揭示塔河油田六区奥陶系碳酸盐岩油藏的油水分布特征。
2.研究沉积相特征对储层孔隙结构和分布的影响。
3.确定不同类型碳酸盐岩油藏的开发策略。
4.为塔河油田六区奥陶系碳酸盐岩油藏的开发提供科学依据和指导。
复杂小断块油藏开发特征分析
复杂小断块油藏开发特征分析广北区位于八面河油田的北部斜坡带，区内断层发育，主要为三角洲前缘沉积，发育构造油藏、构造-岩性油藏，单砂体含油面积多小于0.3km2，属于复杂、极复杂小断块油藏，油井生产情况差异大，注水效果待进一步认识，有必要分油藏类型进行开发特征认识，以指导区块及同类型油藏下步开发调整。
标签：复杂断块油藏；开发特征；含油宽度；开发调整1 研究区储量分布特征经落实，研究区共有510×104t地质储量，考虑研究区内各层系之间的渗透性差异，及由此造成的油藏开发特征、开发水平的差异，本次研究以50×10-3um2为界限，将细分后的各单砂体划分为中高渗透油藏和中低渗透油藏，其中中高渗透油藏300×104t，分布在沙三段、沙四段2、3、4砂组，平均渗透率154×10-3um2，中低渗透油藏210×104t，平均渗透率26×10-3um2，分布在沙四段1、5、6砂组。
2 中高渗透油藏开发特征该类油藏具有以下地质特征：储层物性好、边水较活跃，地层能量评价为较充足或充足。
油井生产具有以下开发特征：2.1 油井多以天然能量开采新井投产、老井补孔措施后，初期产量高（大于10t/天），但含水上升快、产量下降快，且砂体水淹后，油井含水持续上升，由于后劲不足，提掖潜力小。
2.2 注水有效地降低了砂体自然递减率例如：广北9块S423砂组注水15年，对应油井长期稳产，砂体共有15口井生产过，单井平均累采油16570t，最高达51500t。
砂体采出程度43.6%，远远高于邻块同层位的24.8%和36.1%，目前开井4口，目前生产油井依然保持中含水状态，综合含水88.5%，日产油8.9t。
因此，注采调整可有效控制砂体的自然递减率。
2.3 油井轮采可以取得较好效果开发初期的高速调层补孔阶段为区块后期稳产造成被动的同时，也为油井轮采创造了可能性，轮采潜力逐渐增大。
边底水火山岩油藏开发特点与对策
（ ２）无水 采油期和含水上升速 度差异大 ．通过 对滨６ ４ ７ 块生产井
可采储 量９ １ ‘ ２ ｔ ｘ ｏ ，属常规捌油 ， 地面 原油粘度在３ Ｈ ｌ ￣ ） ｐ ． ｌ Ｉ Ｉ ａ ａ Ｈ— ｘ ｍ ｓ 之问 。火成岩孔洞发育 ．呈蜂窝 状 ．连通性较好 ．局部孔隙充填 石英 ，孔隙 中含汕饱满 ．孔隙度
裂缝最 宽处ｌｍ Ｏ ｍ，一股在２ ５ ｍ，裂缝 中含油 ，局 部裂缝 中充填 有 —ｒ ａ 石英 该块断层 以近东 西向和北东 向为主 ．断 距多 为０ ０ —４ｍ，最 小 断距 ｌ ｒ．最大断距 达４ ｍ，在研 究区延伸 长度 不长 ，一般 在 ｌｍ ｏ ｅ ６ ｋ 之 内，最小延伸长度０ ３ ｉ，最大延伸长度大于２１ｋ ．ｋ ３ ｎ ． ｍ。该块 油层厚 度 ５ 变化较大 ，边底水比较活跃 ，油水界面 １９ｍ （ 图１ 。 ５２ 见 ）
２ ．％，渗透率２ ．７ ｏ ｍ ４“ ８２ ×１ ， 但裂缝较发育 ，分布无规律 ，裂 缝最长达６ ｃ ７ｍ，一般在２ ５ｍ， —ｃ 图１滨６ ４ ７块油水莽面图
和关停井实际资料对 比分析 ，在边 底水活跃 的火 山岩 油藏汕井的无水 采汕期和单井含水上 升速 度差异大 ；位于距油水界面很近或位于油 水 界面 上的井 ，没有 无水采油或无水期彳短 ，位于构造 高部位和 中心部 ｝ 之 位的井 ，有＿定或较长无水 采油 期 （ 见幽３ 、图４ ）。例如滨＾４ ｌ井 ７－９ 位于构造 高部位 ，２ｗ ） ｛ １ｘ 年ｌ 月投产 ，初产油２ 屯，含水 １ ２ Ｊ 伽 ． ％，经过 ５ ｌ 年的长期开发 目前含水仅 为儿％，日产油量ｌ ，累 采油５ 万吨： Ｏ ｌ 州｝ ． ９ 例如滨 ６４ １井 处于低 部位 ，于 １ ９ 月投产 ，初产油 ｌ． ，含 ７．ｌ １ ９ 年１ ９ １吨 ４ 水２ ％，同年６ ． ６ 月含水达 到３ ％， Ｉ 年８ ６ ２ ｍ１ 月含水 １ ） 关井 。 １％， １ ｔ
辽河油田复杂区块储层分布特征
辽河油田复杂区块储层分布特征通过调查研究发现我国辽河油田的情况相对复杂，尤其是复杂区块储层分布具有很多特点，在沉积范围方面与其他油田相比相对较小，而且辽河油田的地质条件也非常复杂。
本文主要介绍了辽河油田复杂区块储层分布特征，并做了详细的分析，希望可以为研究辽河油田的学者提供参考意见。
标签：油藏描述；沉积相；沉积储层；分布；特征辽河油田复杂区块储层分布特征观察和分析需要建立在辽河油田典型的构造型油气藏构造基础之上，在此基础之上分析断层、沉积环境得出来的数据相对客观。
另外在实践中还要重视三维地震精细解释对辽河油田复杂区块储层分布特征分析的影响。
综合各个方面的数据和信息才可以形成充分且丰富的数据，使得辽河油田复杂去块储层分布的特征描述客观科学。
1 从微相标志角度分析辽河油田复杂区块储层分布特征1.1 关于水体环境辽河油田的水体环境本身就具有明显的特征，从它的井区的泥岩和薄层块的颜色可以知道，大面积呈现出绿灰色，泥岩则呈现出灰色或者是深灰色。
在实践中要综合各个方面的信息来分析水体环境进而推导出辽河油田复杂区块储层分布特征。
辽河油田复杂区块储层的细砂岩、含砂岩以及砂砾岩的分层也是其一大特征。
另外实践中要检测辽河油田复杂区块储层的泥岩岩性，从这里一般可以知道辽河油田的油井区域都是属于浅水深水的护体部位沉积区的。
1.2 关于储层岩性组合在实践中还要综合分析辽河油田复杂区块储层的岩性组合，即具体的六个单元层岩相以及电相，并从前者和后者的关系来总结储层的特征。
通过调查监检测数据我们可以知道井区的单层厚度往往都保持在三米以上的，而且呈现出的是复合性，还具有韵律感。
具体如下图所示。
观察井区的主流线部位会发现砂砾岩均属于中厚层的状态，或者是含有丰富的砂砾岩。
主流线外围发育的则常常是砂岩。
综合分析这些特征我们可以结合扇三角洲的特点，使得特征分析的数据更为丰富。
2 从岩石相、电相关系分类及微相类型的角度分析在分析辽河油田复杂区块储层分布特征的时候最好是从六个单元层岩、电关系开始，在分析的时候着手分类工作。
构造_岩性油藏油水微观分布规律与主控因素探讨
图 1 油藏油水垂向分布图
界面，界面以上产纯油，界面以下油水同出或产纯水
Fig． 1 Vertical distribution of oil and water in a reservoir
［收稿日期］2010 － 09 － 24；［修订日期］2011 － 01 － 06；［责任编辑］郝情情。
［基金项目］国家科技支撑计划“低（ 超低） 渗透油田高效增产改造和提高采收率技术与产业化示范”资助（ 2007BAB17B00） 。
3． 延长油田股份有限公司南区采油厂，陕西延安 716000； 4． 中海油研究总院，北京 1பைடு நூலகம்0027）
［摘 要］在对油水接触面形态和油水过渡带厚度的分布规律进行定量分析的基础上，以苏北盆地
花 17 断块为例，结合油井生产动态特征分析了构造 － 岩性油藏中油水分布规律，并探讨了其影响因素。
结果表明，在实际油藏中油水接触面是一个呈波状起伏的面，其在自由水面以上的高度随残余油饱和度
压力。
将（ 8） 式和（ 10） 式代入（ 9） 式可得油水过渡带
厚度为：
H = 5． 83［（ PSwir ） L － （ PSor ） L］ ρw － ρo
（ 11）
（ 11） 式可见，油水过渡带厚度仅与束缚水饱和度
和残余油饱和度下的毛管压力有关，二者相差越大，过
渡带厚度越大。对于高渗透储层或者储层中相对高渗
常，砂体粒度较细、泥质含量较高、物性较差（ 表 1） ， 如花 17 － 3 井、花 17 － 19 井、花 17 － 27 井、花 17 － 28 井等； 河道中央微相位于水下分流河道主流线附 近，一般能保证具有充分的砂质碎屑沉积。其砂地 比大于 0. 5，且越靠近主流线砂地比越高，砂岩相对
油藏地质特征与开发对策研究
油藏地质特征与开发对策研究
一、油藏地质特征
油藏是指地层中储存着大量有利于勘探开发的稠油物质的岩层，油藏的地质特征为：
（1）储层岩性：在勘探阶段，油藏的地质条件主要与油藏的存在有关，主要包括储层岩性、储层形态、储层厚度、储层孔隙度、渗透率等。
储层岩性差异大，有砂岩储层、粉砂岩储层、页岩储层、滞烃层等；
（2）地质时代：油藏的地质时代是确定油气藏资源量的重要标志，地质时代主要分为新生代、中生代和古生代三个时代；
（3）构造构图：构造构图是探明油气藏的重要指标，构造构图对明确藏床空间分布具有特殊重要性；
（4）水位和渗透性：油气藏的水位高低和渗透性是探明油气藏保存状态的重要参数，高渗储层可以提高开发成本，而低渗储层则可以降低开发成本；
（5）烃源岩条件：油气藏的发育与烃源岩的岩性、变质程度有关，油气藏的烃源岩条件主要包括烃源岩的岩性、变质程度、成熟度等。
二、油藏开发对策
（1）建立全面的地质调查体系：根据油藏地质特征，建立全面的地质调查体系，通过工程地质调查，建立完善的油气藏地质特征数据库。
中国油气田分布及其特点
中国油气田分布及其特点截止到1997年底，全国共发现油田493个，累计探明含油面积15092㎞，石油地质储量190.66×108t，可采储量54.99×108t，平均采收率29%。
在493个油田中，特大型油田一个，这就是著名的大庆喇萨杏油田，含油面积920km地质储量41.7×108t大型及特大型油田合计34个占油田总数的6.1%地质储量共112.7×108t占全国储量的59.6%。
中国80%以上的石油储量分布陆相沉积盆地中。
从地理分布状况来看，陆上（含海滩）有油田465个，占全国储量的94.7%。
海上油田28个，地质储量10.15×108t，占全国储量的5.3%。
从地理分布来看，中国东部地区，包括大庆、吉林、辽河、冀东、大港、华北、中原、胜利、河南、江苏、江汉和安徽等油区，共有油区322个，石油地质储量为148.05×108t，占全国总储量的77.7%。
中部地区，包括长庆、四川和滇黔桂油区，发现油田62个，探明石油地质储量9.13×108t 占全国储量的4.8%。
西部地区，包括玉门、青海和新疆塔里木、克拉玛依、吐哈油区，共有油田81个，石油地质储量为23.32×108t，占全国储量的12.30%。
一、盆地油气聚集和分布的基本理论要点1、陆相盆地凹陷期具有一定规模和稳定状态的水体，是生物发育和生油岩系形成的物质基础。
2、高速的补偿率与非补偿率交替沉积是陆相盆地成油的重要条件。
3、陆相湖盆水体的性质这烃类的形成以及丰度。
4、河湖沉积体系塑造了多种类型的叠置砂体和生储组合类型。
5、陆相盆地多种类型的有效圈闭控制着油气的聚集和分布。
（有效圈闭为A、位于或邻近生油凹陷B、与各类储集岩体（包括三角洲砂体、湖体扇砂体、洪积扇砂体、沙坝、碳酸盐古盐溶合裂缝发育区）有机的配合C、圈闭形成期早于或者与油气生成和运移期相同）6、复式油气聚集（区）带是陆相盆地油气聚集的显著特征。
油田边部复杂构造岩性油藏油水分布特征研究
油田边部复杂构造岩性油藏油水分布特征研究【摘要】G油田北部外扩区块是以顺直窄小河道为主的复杂岩性油藏，由于受构造、断层、岩性等因素的影响，区块内油水分布非常复杂。
为满足油田开发需要，对该区块开展了油水分布特征研究。
利用试油、提捞和投产井环空数据结合构造图、相带图研究了油水层判别图版，对投产井层进行二次解释，总结该区块油水分布特征，针对高含水井提出了有效地治理措施。
【关键词】复合油藏判别图版油水分布1 前言G油田北部外扩区块是GT构造向北倾没部分，区块内东南高西北低，总体上呈由东南向西北的单斜，发育四个较大的断块。
主要发育顺直窄小河道，河道砂钻遇率低。
从区块测井解释结果以及试油资料和提捞井资料证实，区块油水分布复杂，部分单井生产资料显示，解释为同层的井层平均含水并不高，解释为油层的井层含水并不低。
油水层电测解释识别精度低，识别难度大。
为保证油田开发效果，需要对该区块开展油水分布特征研究。
2 G油田北部外扩区块砂体沉积特征G油田北部外扩区块主要发育顺直窄小河道，砂体分成以下四种类型：一是有主体带的顺直型分流砂体，河道砂发育，各单元都有一条宽约500m 左右的主体带，该类砂体发育相对较好，井网对砂体控制的比较好。
二是无主体带的顺直型分流砂体，发育200m左右的顺直型窄小河道，砂体连续性差，井网对砂体控制程度低。
三是断续窄条带型分流河道砂体，河道砂钻遇率为20.2%，平均有效厚度比例为69.4%。
河间薄层砂和表外储层以条带状或片状形式分布，尖灭区大面积分布。
四是席状砂稳定分布型砂体，为三角洲外前缘相沉积，河间薄层砂大面积分布，呈零星、断续分布，尖灭区不发育。
3 利用试油、提捞和投产井环空数据结合构造图、相带图研究油水层判别图版G油田北部外扩区块由于油水层识别精度低，充分利用试油、提捞等动态资料，研究油水层在测井曲线上的响应特征。
研究表明深侧向电阻率与自然电位/泥浆电阻率、深侧向电阻率与有效厚度之间具有一定的相关性，考虑砂体岩性影响，按照有效厚度大于等于1m和有效厚度小于1m分别绘制油水层解释图版。
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油田边部复杂构造岩性油藏油水分布特征研究
【摘要】G油田北部外扩区块是以顺直窄小河道为主的复杂岩性油藏，由于受构造、断层、岩性等因素的影响，区块内油水分布非常复杂。
为满足油田开发需要，对该区块开展了油水分布特征研究。
利用试油、提捞和投产井环空数据结合构造图、相带图研究了油水层判别图版，对投产井层进行二次解释，总结该区块油水分布特征，针对高含水井提出了有效地治理措施。
【关键词】复合油藏判别图版油水分布
1 前言
G油田北部外扩区块是GT构造向北倾没部分，区块内东南高西北低，总体上呈由东南向西北的单斜，发育四个较大的断块。
主要发育顺直窄小河道，河道砂钻遇率低。
从区块测井解释结果以及试油资料和提捞井资料证实，区块油水分布复杂，部分单井生产资料显示，解释为同层的井层平均含水并不高，解释为油层的井层含水并不低。
油水层电测解释识别精度低，识别难度大。
为保证油田开发效果，需要对该区块开展油水分布特征研究。
2 G油田北部外扩区块砂体沉积特征
G油田北部外扩区块主要发育顺直窄小河道，砂体分成以下四种类型：
一是有主体带的顺直型分流砂体，河道砂发育，各单元都有一条宽约500m 左右的主体带，该类砂体发育相对较好，井网对砂体控制的比较好。
二是无主体带的顺直型分流砂体，发育200m左右的顺直型窄小河道，砂体连续性差，井网对砂体控制程度低。
三是断续窄条带型分流河道砂体，河道砂钻遇率为20.2%，平均有效厚度比例为69.4%。
河间薄层砂和表外储层以条带状或片状形式分布，尖灭区大面积分布。
四是席状砂稳定分布型砂体，为三角洲外前缘相沉积，河间薄层砂大面积分布，呈零星、断续分布，尖灭区不发育。
3 利用试油、提捞和投产井环空数据结合构造图、相带图研究油水层判别图版
G油田北部外扩区块由于油水层识别精度低，充分利用试油、提捞等动态资料，研究油水层在测井曲线上的响应特征。
研究表明深侧向电阻率与自然电位/泥浆电阻率、深侧向电阻率与有效厚度之间具有一定的相关性，考虑砂体岩性影响，按照有效厚度大于等于1m和有效厚度小于1m分别绘制油水层解释图版。
3.1 有效厚度≥1米油水层判别图版
当有效厚度≥1米时，油水层与深侧向及自然电位/泥浆电阻率的响应呈线性关系，图版中水层位于回归曲线Y1=11+1.56X下方，油层位于回归曲线Y2=11+2.19X上方，在回归曲线Y1与回归曲线Y2区间出现油层同层混杂，初步定为同层区间。
3.2 有效厚度<1米油水层判别图版
对于深侧向与自然电位/泥浆电阻率的响应关系图版，在不同的区间，呈现不同的规律。
在区间I（X<2.2，Y<11）中，油水层分别位于回归曲线Y=-0.5+7.2X 上下方；在区间II（X<2.2，Y<11）中，水层位于回归曲线Y1=-3.5+4.2X下方，油层位于回归曲线Y2=-8.5+6.67X上方，在回归曲线Y1与回归曲线Y2区间，初步定为同层区间。
3.3 利用图版对I2区块投产井层进行二次解释，提高油水层识别精度
利用图版对I2区块投产井层进行二次解释，其中有效厚度≥1米有375个层，电测解释油层116个，同层33个，水层226个层，从图版解释结果看，有7个层电测解释为油层，但落到了同层区间，应校正为同层，有2个同层改为油层，4个同层校正为水层，水层基本落到了水层区间，通过利用图版对油水层进行重新识别，对射孔方案制定起到了一定的指导作用。
4 总结油水分布规律
G油田北部外扩区块发育I、I1、I2、I3四个较大的断块，不同的断块油水分布特征不同。
4.1 I断块整体表现为构造控制油水分布
I断块目前投产油水井56口，根据电测解释结果，构造高部位为纯油层，向构造低部位为同层或者水层的井有52口，做投产井含水与构造深度交汇图，可以看出构造深度-1120米以上的井，含水整体较低，低于10%的井占83.3%；而构造深度-1120米以下的井含水整体较高，符合构造油藏上油下水的分布规律。
4.2 I断块局部地区岩性与构造双重作用控制油水分布
相同构造深度分属于不同河道的两口井流体性质不同，但在同一单砂体内部符合上油下水分布规律。
从沉积单元沉积相带图分析看，两口井位于两条不同分流河道砂体内，横向上两分流河道单砂体之间并不连通，岩性控制油水分布，但在同一单砂体内部受构造影响大，符合上油下水分布规律。
4.3 I1、I2、I3断块垂向油、水分布复杂，无统一油水界面，为岩性油藏
在I1、I2、I3井区做联井剖面，反映垂向上油、水分布复杂，无统一油水界面，为岩性油藏。
油水分布受三方面因素影响：1、单一河道控制油水分布2、断层切割控制油水分布3、岩性上倾控制油水分布。
5 高含水井治理对策
G油田北部外扩区块目前共投产油井93口，投注水井9口。
高含水井主要分布在I区块的北部构造低点和I1、I2区块。
针对36口高含水井制定以下调整对策：
一是结合低产井利用，实施转注14口井。
二是对发育有效厚度，油水性质分析解释为油层，有调整潜力的井，实施补孔2口。
三是对水井投注后可受效的井，受效前实施间抽12口井。
四是无治理潜力的井，实施关井8口井。
主要为位于构造低部位，联井剖面看剩余油层为水层或同层，没有补孔潜力的井。
6 结语
（1）绘制油水层解释图版，并对I2区块投产井层进行二次解释，提高了油水层识别精度。
（2）I断块整体表现为构造控制油水分布，局部地区岩性与构造双重作用控制油水分布。
（3）I1、I2、I3断块垂向油、水分布复杂，无统一油水界面。
（4）针对高含水井制定了具体调整对策。
参考文献：
[1]胜利石油管理局测井公司编.石油测井方法与解释.北京：石油工业出版社，1997.60～68.
[2]裘亦楠，薛叔浩.油气储集层评价技术.北京：石油工业出版社，1997.42～46.。