马寨油田卫95块南部.doc

一、研究区油藏基本概况 马寨油田卫95块南部位于河南省濮阳市岳村乡境内，南接胡状集油田，东北部为文明寨油田，东临卫城油田，西侧为内黄隆起。区域构造位置处于东濮凹陷西斜坡的北部，属于岳村鼻状构造在三台阶上的一个断鼻构造。 含油面积1.4Km2，含油层位沙三下1-7，有效厚度22.8m，石油地质储量252×104t，目前标定采收率40.2%，可采储量101.3×104t。 卫95块南部综合地质图 图1 （一）基本地质概况 卫95块构造整体是北部相对简单、南部复杂，主要发育储层是沙河街组沙三下地层。南部主要地质特征描述如下： 1、构造特征 区块东西两条边界断层分别为东倾的卫98断层和卫95-6断层，在它们之间发育的西倾断层与卫98断层向南交汇成角式断层圈闭，剖面上反映为反向屋脊式地垒结构，区块内部主要发育两组走向一致NE～SW，倾向相反NW、SE的次级断层。边部由于资料少，控制断块的大断层位置落实程度低；内部小断层因部分井分层不统一，断点位置需进一步证实。 2、地层简述 南部油藏的目的层是沙河街组沙三下地层，其岩性可分为上、下两部分，上部为砂泥岩剖面，下部为盐膏层、无油气层发育；上部地层厚度400-460m左右，为深水相的黑灰色油页岩、灰黑色泥岩和棕黄色含油粉砂岩组成的不等厚互层，其中有砾岩发育。 3、储层特征 岩性为长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩，石英含量低，平均56%，长石含量平均21.7%，岩屑平均含量22.3%。胶结物以泥质和灰质为主，胶结类型以孔隙式为主。岩石以粗粉砂级为主，粒度在0.026-0.195mm之间，平均0.082mm，同时也有含砂砾岩的存在。由于砂体发育变化大，储层非均质严重：平面渗透率变异系数0.61，层间渗透率变异系数0.76。 从分析化验资料得出，油藏储层平均孔隙度20.35%，平均空气渗透率71.4×10-3um2，饱和压力1.19～3.08Mpa，地层原油粘度7.35mPa.s。 4、流体性质、压力系统 原始油气比低，为13.01-23.94m3/t，原油密度中等，在0.82-0.9t/m3之间，粘度较高，在14.63-51.47mPa.s之间；地层水矿化度高，在7.0×104mg/l～24.6×104mg/l之间，主要水型为Cacl2、Mgcl2；地层压力在16.24～17.08Mpa之间，压力系数1.0。 卫95块南部储层参数统计表 表1 综上所述，卫95块南部是一个构造较复杂、储层非均质严重、物性中等、低饱和、中粘度的常压层状油藏。本次研究主要是针对该油藏边部构造复杂、储量动用程度低，进行构造研究和储层认识，提高井网对储量的控制程度。 （二）区块开发历程及开发现状分析 1、开发历程分析 卫95块南部与整个卫95块是一起投入开发的，具有相同的开发经历，大体经历了以下五个开发阶段： （1）弹性开采阶段（88.12～90.4） 区块分沙三下1-3、沙三下4-7两套开发层系，以200米井距、正方形井网交叉布井，由北向南滚动推进，集中实施油田初步开发方案。该阶段表现为＂三快一低＂的生产特点，即产量、地层能量下降快，含水上升快，弹性产率低：日产油由高峰期的271t下降到阶段末的192t，日降产79t；总压差达7.9Mpa，动液面由投产初期的1218m下降到1470m；综合含水上升到23.2%；阶段累计产油6.46×104t，弹性产率只有2.56%。 （2）注水开发高速稳产阶段（90.5～92.3） 针对开发井距大、天然能量不足、地层能量下降快的生产现状，及时完善注采井网，并在地层压力回升后开展整体压裂改造和提液，使油田产量逐步回升。该阶段表现为“四升一稳一高”的生产特点，即产液量、注水量、综合含水、地层能量回升，产油量稳定：日产液由250t上升到522t，日注水平达到463m3，综合含水由23.2%上升到62.5%，总压降回落到6.6Mpa，平均动液面上升到1222m；日产油稳升到196t；阶段含水上升率较高，达到了6.16%。 （3）综合调整治理阶段（92.4～94.12） 由于高速强采，含水上升速度和自然递减加大，油藏进入高含水开发期。为了进一步提高水驱动用储量，在沉积微相、储层综合评价、构造研究的基础上，进一步优化开发井网，水驱储量增加29.6×104t，日产油稳定在200t左右，采油速度保持在2.9%，阶段含水上升率下降到2.4%，自然递减大幅减缓，由阶段初期的30.28%下降到9.31％。 （4）改善两个剖面、控水稳油阶段（95.1～99.2） 在油田进入三高开发阶段后，为进一步挖掘层间潜力，引进石油大学科研成果“PI”决策调剖技术，对水井进行多轮次整体规模调剖，改善两个剖面，同时配合开展以提高注水井分注率、分层注水合格率为主的“双70”达标活动，80％的