畢業(yè)論文--裂縫性砂巖油藏的注水開發(fā)動態(tài)分析

1、<p>　　裂縫性砂巖油藏的注水開發(fā)動態(tài)分析</p><p><b>　　前言</b></p><p>　　我國不少裂縫性低滲透砂巖油藏在注水開發(fā)、工藝技術等方面已經(jīng)積累了豐富的經(jīng)驗，而對油藏進行注水開發(fā)動態(tài)特征分析，可以在油田中起到修正認識、指導調整、輔助決策等重要作用 。因此，為了增強裂縫性低滲透砂巖油藏開發(fā)的科學、合理性，改善開發(fā)效果，提高經(jīng)濟效益，分

2、析此類油藏注水開發(fā)的動態(tài)特征，具有十分重要的意義。</p><p>　　對于裂縫性低滲透砂巖油藏，選取扶余油藏為主要分析對象。扶余油田為滲透率較低的砂巖儲層，儲層中發(fā)育著明顯方向性的裂縫。由低滲透砂巖油藏的特點所決定，在油田開發(fā)中需要進行注水來補充地層能量，但在采取工藝措施的同時，又會加劇方向性裂縫，產(chǎn)生水竄、水淹、套變等不同于其它類型油藏的特殊現(xiàn)象。如何針對本類型油藏特點，對注水開發(fā)主要的動態(tài)特征進行分析，并在

3、此基礎上，掌握一定的動態(tài)分析的基本概念、方法和內容，以及裂縫對注水開發(fā)的影響，這些是論文的主要內容。</p><p>　　論文學習和借鑒了大量的參考資料，引用了大量的生產(chǎn)動態(tài)資料，文中的所有圖、表均為自己所做，并經(jīng)過反復推敲，最后成文。但難免有錯誤甚至謬誤，希望老師提出批評意見，以便使論文更加完善。</p><p><b>　　1.概述</b></p>

4、<p>　　1.1開發(fā)動態(tài)分析概念</p><p>　　油藏注水開發(fā)動態(tài)分析，就是通過開發(fā)過程中取得的各種資料，經(jīng)歸納整理，對整個油藏的動態(tài)變化進行經(jīng)常的對比分析工作，從中找出各種變化之間的相互關系，研究各種變化因素對油藏開發(fā)工作和生產(chǎn)工作的影響，把多種現(xiàn)象有機地聯(lián)系起來，認識油藏的內部的變化及運動規(guī)律，從而提出制訂油藏開發(fā)政策和編制調整方案的依據(jù)。通過分析及時掌握油、水在油層內的運動狀況，找出它們在平

5、面、層間、層內存在的矛盾，采取有效措施，充分發(fā)揮注入水的驅油作用，使油藏具有旺盛的生產(chǎn)能力，不斷改善開發(fā)效果，提高油藏的水驅采收率。</p><p>　　1.2開發(fā)動態(tài)分析在油田開發(fā)中的作用和地位</p><p>　　一個油田，從投入開發(fā)直至枯竭，動態(tài)分析工作始終在其中發(fā)揮著重要的作用。其重要作用大致體現(xiàn)在四個方面：</p><p>　　確定基礎。既牢靠地建立油田的

6、地質基礎。通過各種可靠的動、靜態(tài)資料，運用已掌握的經(jīng)驗方法和理論，得出一整套動態(tài)參數(shù)的變化規(guī)律，在油藏靜態(tài)描述的基礎上完成油藏的動態(tài)描述，使開發(fā)決策建立在客觀實際的地質基礎之上。</p><p>　　修正認識。既不斷地修正人們對油田地下的地質特征、流體分布、油氣資源利用狀況的認識，作到對油田開發(fā)心中有數(shù)。</p><p>　　指導調整。油田開發(fā)的過程是一個不斷調整、不斷完善的過程。油田開發(fā)

7、的任何一項調整措施都必須有明確的目的性、很強的針對性和科學的預見性，不論是開發(fā)調整，還是單井措施都是如此。</p><p>　　輔助決策。連同精細的地質描述和科學的規(guī)劃預測一起，為油田開發(fā)決策者門當好參謀，確定開發(fā)調整的主攻方向，安排部署。</p><p>　　1.3開發(fā)動態(tài)分析目的、方法和要求</p><p>　　1.3.1油田開發(fā)動態(tài)分析的主要目的</p&

8、gt;<p>　?、?為科學合理地開發(fā)好油田服務</p><p>　　通過分析和掌握油田中各油藏的動態(tài)參數(shù)在油田開發(fā)過程中的變化特點和變化規(guī)律，對那些不符合開發(fā)規(guī)律和影響開發(fā)效果的部分及時進行調整，進而達到較高的最終采收率，科學合理開發(fā)油田的目的。</p><p>　?、?為完成原油生產(chǎn)計劃和提高油田經(jīng)濟效益服務</p><p>　　石油是國家的戰(zhàn)略資

9、源，原油生產(chǎn)必須最大限度地滿足國民經(jīng)濟發(fā)展的需要。動態(tài)分析應找出油田調整的潛力所在，盡可能使油田實現(xiàn)生產(chǎn)目標；使處于穩(wěn)產(chǎn)期的油田努力延長穩(wěn)產(chǎn)期；使處于遞減期的油田盡可能少遞減或不遞減。</p><p>　　1.3.2開發(fā)動態(tài)分析的基本方法</p><p>　　動態(tài)分析的方法是靈活多樣的，常用的有理論分析方法、經(jīng)驗分析方法、模擬分析方法、系統(tǒng)分析方法、類比分析法等，可以多種方法綜合采用，相互

10、彌補?？傊?，要搞清楚油藏動態(tài)變化的特點和規(guī)律、存在的問題和影響因素。</p><p><b>　　①.理論分析法</b></p><p>　　運用數(shù)學的、物理的和數(shù)學物理方法等理論手段，結合采用實驗室分析方法，對油田動態(tài)參數(shù)變化的現(xiàn)象。建立數(shù)學模型，考慮各種邊界條件和影響因素，推導出理論公式，繪制出理論曲線，如常用的滲透率曲線、含水上升率曲線、毛管壓力曲線等，指導油田

11、開發(fā)和調整。</p><p><b>　　②.經(jīng)驗分析法</b></p><p>　　一方面可以通過大量的現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)資料，采用數(shù)理統(tǒng)計方法推導出經(jīng)驗公式指導應用，另一方面也可以靠長期的實踐經(jīng)驗，建立某兩種生產(chǎn)現(xiàn)象之間的數(shù)量關系，同樣可以指導生產(chǎn)實踐。</p><p><b>　?、?模擬分析法</b></p>

12、<p>　　這是近年來隨計算機技術發(fā)展而產(chǎn)生的一種新方法?？梢苑謪^(qū)塊建立物理模型，進而建立數(shù)學模型，應用數(shù)學上的差分方法把模型分為若干個節(jié)點進行計算，模擬出今后一段時間內各動態(tài)參數(shù)的變化結果，為調整部署增加預見性。</p><p><b>　?、?系統(tǒng)分析法</b></p><p>　　有兩種不同的系統(tǒng)分析法。把井或油藏按開發(fā)時間順序分為不同開發(fā)階段，系

13、統(tǒng)地連續(xù)地分析油水井或油藏參數(shù)的變化，及其在不同階段的特點，從而總結出不同階段的規(guī)律分析其變化的實質性因素，從而進一步啟示人們去正確的進行操作和運行。</p><p><b>　?、?類比分析法</b></p><p>　　就是把具有相同或接近性質的油田（或區(qū)塊）放在一起對比分析。常常把地質特點相近的油藏采用相同的指標來比較其開發(fā)效果的好壞，以便總結經(jīng)驗教訓，指導開發(fā)

14、調整。</p><p>　　上述分析方法的結果都可以通過文字敘述、曲線和圖表形式表達出來。</p><p>　　1.3.3開發(fā)動態(tài)分析要求</p><p>　?、?基礎資料要求做到全、準、實用</p><p>　　“全”指必須有詳細的靜態(tài)地質描述數(shù)據(jù)和系統(tǒng)的動態(tài)監(jiān)測資料。靜態(tài)資料不全，人們對油藏構造的認識不會正確，不會有全面了解；動態(tài)資料不連

15、續(xù)或缺某些項目，則不利于人們全面地、連續(xù)地認識油藏各動態(tài)參數(shù)的變化，找不出規(guī)律性，也就無法對油藏進行有效的開發(fā)和調整。“準”指各項資料必須真實、可靠，必須達到取資料技術的要求，不真實、可靠的資料等于沒有資料。因此，不合格或存在有疑問的資料必須及時復測，才能有效的防止動態(tài)分析判斷誤入歧途，導致開發(fā)調整的失敗和資金上的浪費?！皩嵱谩敝冈跐M足動態(tài)分析需要的前提下，應最大限度的減少取資料的項目和數(shù)量。</p><p>　

16、?、?分析結果要求達到“五個清楚”</p><p>　　通過動態(tài)分析，要求達到油藏開采的動態(tài)變化趨勢清；開發(fā)中存在的主要問題清；現(xiàn)階段調整挖潛的基本做法和效果清；進一步調整的對象和目標清；開發(fā)調整的工作部署清。</p><p>　　1.4開發(fā)動態(tài)分析的發(fā)展和展望</p><p>　　動態(tài)分析隨著油田開發(fā)的不斷深入而不斷發(fā)展，隨著油藏靜態(tài)描述技術、采油工藝技術和油田測

17、試技術的不斷發(fā)展而發(fā)展。開發(fā)動態(tài)分析又與上述幾項技術的發(fā)展相輔相成，相互促進。動態(tài)分析不斷給地質、采油工藝、油田測試技術的發(fā)展提出方向和課題，各項技術發(fā)展完善后又給動態(tài)分析提供了更為先進的手段和更為豐富詳實的材料，促進動態(tài)分析向更高、更深、更廣的層次發(fā)展。</p><p>　?、?從生產(chǎn)動態(tài)到開發(fā)動態(tài)</p><p>　　即由最初的產(chǎn)量、含水、壓力的“老三點”式的生產(chǎn)動態(tài)分析逐步發(fā)展到對吸

18、水、產(chǎn)液能力變化的分析；對各種增產(chǎn)增注措施對最終開發(fā)效果的影響分析；對注采井網(wǎng)適應性的分析等諸多方面。</p><p>　　②.從井組動態(tài)到油藏動態(tài)</p><p>　　從以注水井為中心的注采井組的分析發(fā)展到從宏觀上可以從沉積相的觀點出發(fā)，以單砂體為單元來分析研究開采動態(tài)，完善注采系統(tǒng)，提高水驅儲量動用程度。隨著層系細分加密調整的進行，多套層系油水井之間的相互影響越來越得到深入研究，得到不

19、斷完善和最大程度的有效利用，來最大限度的提高水驅采收率。</p><p>　?、?從解釋動態(tài)到預測動態(tài)</p><p>　　通過大量的實驗室研究和現(xiàn)場實驗人們已經(jīng)基本掌握了油藏各動態(tài)參數(shù)在常規(guī)開采過程中的變化規(guī)律。</p><p>　　④.從單一學科的簡單分析到多學科多專業(yè)的綜合分析</p><p>　　已在原有的油層物理、流體力學和現(xiàn)場開發(fā)

20、實驗中認識到的簡單動態(tài)參數(shù)變化規(guī)律引入了統(tǒng)計數(shù)學、物理化學、地球物理、開發(fā)地震、生物科學的概念，使開發(fā)動態(tài)分析的內容和手段都大大的豐富。在開發(fā)實踐中，石油地質、地球物理、測井、試井、采油工藝、油藏工程、計算機應用等諸多專業(yè)相互滲透又相互結合，促進了開發(fā)動態(tài)分析的快速發(fā)展。</p><p>　　2.開發(fā)動態(tài)分析常用的基礎資料</p><p>　　動態(tài)分析就是根據(jù)油藏開發(fā)過程中，從不同學科，不

21、同角度出發(fā)所測取的大量的有關油藏及其變化的資料，進行綜合的分析、判斷和論證，從中掌握開發(fā)的客觀規(guī)律，指導油藏的調整和開發(fā)。</p><p>　　由此，可以看出，建立一套齊全準確的動、靜態(tài)資料，是動態(tài)分析的基礎。應用齊全準確的資料進行全方位的分析和了解，減少片面性和盲目性，是得出正確結論的保證。</p><p>　　2.1.油藏地質資料</p><p>　　2.1.1

22、油層狀況資料</p><p>　　油層是油田開采的對象，反映油層狀況的各種資料是通過鉆井、測井等手段取得的，再經(jīng)過各種處理和計算，以數(shù)值的形式提供給開發(fā)工作者使用。</p><p><b>　?、?小層數(shù)據(jù)</b></p><p>　　反映單井鉆遇油層的有關狀況。包括鉆遇的所有油層自上而下的順序，分別記載各小層的層號、深度（m）、有效厚度（m）

23、、滲透率 (µm2)、地層系數(shù)（µm2.m）等數(shù)據(jù)。</p><p><b>　?、?射孔資料</b></p><p>　　反映單井打開油層的有關情況。一口井鉆遇的油層是根據(jù)開發(fā)原則和層系組合原則進行射孔的。進行開采狀況分析時必須對射孔狀況全面了解。</p><p>　　一口井的射孔資料應包括：射孔層號、射孔深度（m）、射開

24、油層的砂巖厚度（m）、有效厚度（m）、射孔工藝等。</p><p>　?、?油層連通狀況資料</p><p>　　反映了井組各個小層之間的平面連通關系，是注水開發(fā)的重要基礎資料。</p><p>　　2.1.2油藏構造及儲層特征資料</p><p>　　油層的發(fā)育狀況往往受構造控制，因此，必須了解油藏的構造形態(tài)和與儲層的關系及儲層特征。<

25、;/p><p>　　反映油藏構造及儲層特征的靜態(tài)資料主要有：</p><p><b>　?、?構造類型</b></p><p>　　構造類型是油藏類型的重要決定因素。了解油藏類型，首先要了解油藏的構造類型。</p><p><b>　?、?構造特點</b></p><p>　　針

26、對具體油藏的構造形態(tài)，要了解油藏構造的構造要素。如：閉合高度、閉合面積、傾向及傾角等。這些資料對注水開發(fā)是很重要的。</p><p><b>　?、?斷層資料</b></p><p>　　了解斷層性質（正斷層還是逆斷層）和斷層走向、延伸長度、斷距大小，以及斷層對油藏的影響。</p><p><b>　?、?儲層與圍巖情況</b&

27、gt;</p><p>　　儲層的層位，生成的地質年代，生、儲、蓋組合方式，巖石性質，儲層巖石的形成環(huán)境等。</p><p><b>　?、?儲層的物理性質</b></p><p>　　儲層巖石的結構和構造，粘土礦物在儲層孔隙系統(tǒng)內的分布類型和對孔隙度、滲透率的影響，巖石的孔隙性和孔隙結構，以及巖石的滲透率。</p><p&

28、gt;　　2.1.3油藏流體性質資料</p><p>　　油藏流體性質不同開采效果會不同。而流體性質在開發(fā)過程中不是一成不變的，動態(tài)分析必須了解原始流體性質，掌握開發(fā)過程中流體性質的變化，從中發(fā)現(xiàn)問題，解決問題。</p><p>　　流體性質資料主要有原油性質、油田水性質、天然氣性質等。</p><p><b>　?、?原油性質</b><

29、/p><p>　　資料主要包括：飽和壓力、體積系數(shù)、地下粘度、密度、含蠟量、含膠量、凝固點、原始氣油比、壓縮系數(shù)、溶解系數(shù)、含硫量、油層溫度等。</p><p><b>　?、?油田水性質</b></p><p>　　資料主要包括：水型、總礦化度、主要離子含量等。</p><p><b>　?、?天然氣性質<

30、/b></p><p>　　資料主要包括：相對密度、組成成分及含量等。</p><p>　　2.2.生產(chǎn)動態(tài)資料</p><p>　　油田開發(fā)是一個相當長的過程，經(jīng)歷不同的開發(fā)階段和時期，始終貫穿著一個科學循環(huán)，既實踐—認識—再實踐—再認識。這個實踐—認識過程，就是動態(tài)分析對油田大量的、多學科資料的分析和整理的過程，從整理、分析中得出認識，不斷的調整，最終獲得

31、較高的采收率。</p><p>　　開發(fā)實踐的認識過程，就是依靠開發(fā)過程中所有反映油田變化的信息進行開發(fā)動態(tài)分析的過程。</p><p>　　生產(chǎn)動態(tài)資料是記錄生產(chǎn)信息的資料，主要有：</p><p>　　2.2.1單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)</p><p>　　每口井從一開始投入生產(chǎn)，每天的生產(chǎn)狀況的變化都反映了油藏地下的動態(tài)。對于單井生產(chǎn)信息需要進行去

32、粗取精，去偽存真的分析，整理出有價值、有意義、有代表性的資料存檔，作為動態(tài)分析的基礎資料。</p><p><b>　?、?采油井單井資料</b></p><p>　　一般是以月為基本單元，以年為一個循環(huán)過程整理資料，主要項目包括：當月生產(chǎn)時間（d），日產(chǎn)油量（t），日產(chǎn)水量（m3）（與日產(chǎn)油量對應的值）,含水率（%），油管壓力（MPa），套管壓力（MPa），氣油比（

33、m3/t），地層壓力（MPa），流動壓力（MPa），當月產(chǎn)油量（104t），月產(chǎn)水量（104t），從投產(chǎn)至記錄時的總累積產(chǎn)油量（104t），總累積產(chǎn)水量（104t）等。</p><p><b>　?、?注水井單井資料</b></p><p>　　注水井資料也是以月為單元，以年為一個循環(huán)過程。內容有：月注水天數(shù)，注水方式，注水泵壓（MPa），注水井油管壓力（MPa），注

34、水井套管壓力（MPa），日注水量及月注水量（m3），記錄時刻的累積注水量（m3）。若是分層注水井，還應填寫分層注水層段，每段實注水量。</p><p>　　2.2.2產(chǎn)油量數(shù)據(jù)</p><p>　　有采油井數(shù)（采油井又分為自噴井數(shù)、抽油機井數(shù)、電泵井數(shù)）以及相應的開井數(shù)，日平均單井日產(chǎn)油量（t），油藏月平均日產(chǎn)油量（t），月產(chǎn)油量（t），年產(chǎn)油量（104t），累積產(chǎn)油量（104t）。<

35、;/p><p>　　2.2.3產(chǎn)水量數(shù)據(jù)</p><p>　　有開井數(shù)，層系（區(qū)塊）月平均日產(chǎn)水量（m3），月產(chǎn)水量（m3），年產(chǎn)水量（m3），累積產(chǎn)水量（104 m3），記錄時刻的綜合含水率（%），含水上升率（%）。</p><p><b>　　2.2.4注水數(shù)據(jù)</b></p><p>　　內容有總井數(shù)，開井數(shù)，層系（區(qū)

36、塊）月平均注水量（m3），平均單井日注水量（m3），月注水量（104 m3），年注水量（104 m3），累積注水量（104 m3）。</p><p>　　2.2.5注采平衡數(shù)據(jù)</p><p>　　月注采比，年注采比，累積注采比，年虧空體積（104 m3），累積虧空體積（104 m3）。對于虧空體積若注小于采則記錄正值，表示地下虧空，若注大于采則記錄負值，表示地下存入一定量的體積。<

37、/p><p>　　2.2.6油層壓力數(shù)據(jù)</p><p>　　測壓井數(shù)，平均靜壓（MPa），平均流動壓力（MPa），生產(chǎn)壓差（MPa），總壓差（MPa）。</p><p>　　2.2.7其它綜合數(shù)據(jù)</p><p>　　采液指數(shù)〔t/﹙MPa.d﹚〕，采油指數(shù)〔t/﹙MPa.d﹚〕，水驅指數(shù)，存水率，采油速度（%），采出程度（%），綜合遞減率（%

38、）。</p><p>　　以上為動態(tài)分析所需的主要資料，還包括一些試井、測井、取心資料，這里不再詳盡的敘述。</p><p>　　3.低滲透砂巖油藏儲層裂縫</p><p>　　低滲透砂巖油藏一般都存在著不同程度的裂縫，它的發(fā)育情況及在油田開發(fā)中的作用是一個非常重要的問題，在很大程度上決定著這類油藏的開發(fā)效果，因此，對裂縫問題，必須加強研究，深化認識，才能找出正確的

39、開發(fā)對策。</p><p>　　3.1.裂縫分布的普遍性</p><p>　　3.1.1低滲透砂巖油藏均發(fā)育天然裂縫</p><p>　　以吉林油區(qū)為例，吉林油區(qū)以中、低滲透砂巖油藏為主，其中多數(shù)油藏儲層中都發(fā)育著天然裂縫。扶余油田是最早投入開發(fā)的油田，也是裂縫矛盾暴露最早的油田。其它如新立、新木、乾安油田儲層裂縫都比較發(fā)育。</p><p>

40、;　?、?扶余油田：根據(jù)24口取心井1948m巖心的觀察，共發(fā)現(xiàn)裂縫948條，平均每米巖心發(fā)育裂縫（簡稱線密度）0.487條。其中，儲油層泉頭組地層中線密度為0.28條/米；儲層之上的青山口組底部地層為灰黑色泥頁巖，其中的裂縫線密度為2.2條/米。</p><p>　　②.乾安油田：根據(jù)6口井337.7米巖心裂縫情況的觀察，共發(fā)現(xiàn)裂縫237條，裂縫總長為154.98米，平均每米巖心中發(fā)育裂縫0.7條，裂縫長度0.

41、46米。</p><p>　?、?新立油田：根據(jù)9口井的巖心觀察，裂縫也比較發(fā)育，平均裂縫線密度為：青山口組底部0.48條/米，泉頭組第四段0.27條/米，泉頭組第三段0.15條/米。</p><p>　　上述巖心觀察數(shù)據(jù)表明，吉林油區(qū)多數(shù)低滲透砂巖油藏裂縫是比較發(fā)育的，具有一定的普遍性。</p><p>　　3.1.2裂縫分布于油藏中每個部位</p>

42、<p>　?、?凡是取心井都可以見到裂縫。上述幾個油田油層中廣泛發(fā)育裂縫。從巖心觀察資料來看，每口取心井都可以見到裂縫，說明裂縫在平面上分布是很普遍的。下面列出新立油田和乾安油田不同巖性裂縫密度統(tǒng)計表（表1、表2），從中可以看出每口取心井均不同程度的見到了裂縫。</p><p>　　②.縱向上各個層位均可見到裂縫。裂縫除在平面上分布普遍外，在縱向上分布也很普遍。表3列出扶余油田各層段裂縫數(shù)量統(tǒng)計情況，

43、從表3中可以看出，主要目的層泉四段每個小層都有裂縫發(fā)育，其下部的泉三段地層和其上的青一段下部地層中均有裂縫發(fā)育。</p><p>　　表1 新立油田泉四段不同巖性裂縫密度統(tǒng)計表</p><p>　　表2 乾安油田不同巖性裂縫密度統(tǒng)計表</p><p>　　表3 扶余油田各層段裂縫數(shù)量統(tǒng)計表</p><p>　　3.2.裂縫發(fā)育規(guī)律</p

44、><p>　　3.2.1裂縫發(fā)育與巖性的關系</p><p>　　裂縫發(fā)育程度與巖石性質有密切的關系。巖性是影響儲層裂縫發(fā)育的內部因素,巖石中脆性成份高,顆粒細,孔隙度低,在相同應力作用下,其裂縫更發(fā)育。值得注意的是,在一些低滲透砂巖儲層的泥巖夾層中,由于含鈣質、白云質等脆性成份,極大地提高了泥巖的脆性程度,使泥巖中裂縫較發(fā)育。</p><p>　　脆性巖石受力易破裂產(chǎn)

45、生裂縫，而柔性巖石則相反。若把巖石按從柔性到脆性劃分為泥巖、砂巖、鈣質砂巖來看，其線密度是逐級增大的。扶余油田儲層中，泥巖為0.05條/米、砂巖為0.27條/米、鈣質砂巖為1.69條/米；新立油田泥巖為0.1條/米、砂巖為0.23條/米、鈣質砂巖為0.88條/米。</p><p>　　3.2.2裂縫與沉積微相的關系</p><p>　　沉積微相通過控制不同部位低滲透砂巖儲層的巖石成份、粒度

46、及層厚來控制其裂縫發(fā)育程度。例如：對松遼盆地大安油田下白堊統(tǒng)泉頭組巖心裂縫統(tǒng)計,在河流三角洲沉積相的水道間和前緣席狀砂等微相,由于巖石顆粒細,砂體單層厚度小而累積厚度大,其裂縫最發(fā)育;其次是分支河道和河口壩等微相,巖石顆粒變粗,單層厚度變大,因而雖然其累積砂體厚度大,但裂縫的整體發(fā)育程度變差;而在泛濫淤泥和河漫灘等微相中,以泥質沉積為主,裂縫發(fā)育最差，見表4。</p><p>　　表4 大安油田扶余油層不同沉積微

47、相中裂縫密度分布表</p><p>　　宏觀裂縫密度據(jù)24口取心井500多米巖心統(tǒng)計,微觀裂縫密度據(jù)117塊薄片統(tǒng)計。</p><p>　　3.2.3裂縫與構造關系</p><p>　　在不同構造部位,由于局部應力分布的不均一性,使其裂縫的發(fā)育程度不同。在褶</p><p>　　皺構造中,軸部、傾伏端等構造主曲率較大部位,應力集中,裂縫密度大

48、;而在翼部等構造</p><p>　　主曲率較小的部位,裂縫發(fā)育程度相對較弱。</p><p>　　在斷層附近,由于應力分布的分帶,使裂縫分布具分帶性。在斷裂帶附近的應力擾動帶,通常是裂縫發(fā)育帶。裂縫在斷層上盤一般較下盤更發(fā)育。在由斷層組成的各種斷塊中,以“地塹式”斷塊中裂縫最發(fā)育,其次為“書斜式”斷塊,而“地壘式”斷塊中裂縫發(fā)育相對較弱，見表5。</p><p>

49、　　表5 大安油田斷層不同部位巖心裂縫密度分布表</p><p>　　3.2.4裂縫與應力和巖石力學性質關系</p><p>　　對火燒山油田和大安油田18塊細砂巖和粉砂巖在三軸巖石力學實驗儀上作破壞和非破壞性試驗發(fā)現(xiàn),當巖石受力達到其破壞強度的50%時,開始產(chǎn)生擴容現(xiàn)象張裂縫;受力到破壞強度的70%時,開始在一些缺陷部位沿主壓應力方向產(chǎn)生微破裂;受力到破壞強度的80%時,開始出現(xiàn)較大尺度

50、破裂;達到破壞強度時,在微裂縫發(fā)育的軟弱面產(chǎn)生宏觀破裂。在近地表條件下,巖石主要為脆性破壞,形成張性破裂"隨著圍壓增大,巖石向半脆性甚至半延性破壞轉變,并形成張剪性和剪切破裂。</p><p><b>　　3.3.裂縫的類型</b></p><p>　?、?根據(jù)裂縫產(chǎn)狀與層面關系，可以分為四種類型：垂直裂縫、水平裂縫、斜裂縫、不規(guī)則裂縫。從統(tǒng)計資料來看，吉林

51、幾個油田都是以垂直裂縫為主。乾安油田垂直裂縫占裂縫總數(shù)的80%左右，扶余、新立油田也以垂直裂縫為主。</p><p>　?、?根據(jù)裂縫的力學性質，可以分為張裂縫和剪裂縫兩種。</p><p>　　張裂縫：裂面粗糙，凹凸不平。一般延伸不遠，有時砂巖中裂縫遇到泥礫不能切穿而是饒過。在鈣質砂巖中，裂縫面上常見有地蠟及地瀝青等充填物。青一段底部灰黑色頁巖中的裂縫，常充填有方解石脈。張裂縫在扶余油田

52、比較發(fā)育，乾安油田砂巖中較多見。</p><p>　　剪裂縫：裂面平直、光滑，一般無充填物。裂面產(chǎn)狀多近于垂直，有時成組出現(xiàn)，裂面互相平行，密度大。此種裂縫在新立油田比較發(fā)育，乾安油田泥巖中也較多見。有時裂縫延伸較長，可以穿過不同巖性層面。</p><p>　?、?根據(jù)破裂的成熟度分為隱裂縫與顯裂縫。</p><p>　　在巖石強度實驗過程中可觀察斷裂發(fā)生的過程。當

53、應力接近而尚未達到斷裂條件時，就可以觀察到微小裂縫的發(fā)生。隨著應力的進一步增加，在延伸方向上的隱裂縫逐漸連接成較大的裂隙，如果應力進一步增加，最后形成真正有錯距的斷裂。</p><p>　　根據(jù)上述過程，可以把這幾種類型的破裂看成是不同成熟程度的破裂。隨著應力的增加，破裂的成熟度也在增加，首先是隱裂縫，進而是顯裂縫，最后形成斷裂。</p><p>　　隱裂縫：隱裂縫的縫面是閉合的，其裂縫寬

54、度很小，在孔隙直徑的數(shù)量級以內。單條隱裂縫延伸不遠，宏觀上方向性的較高滲透率是定向的眾多的隱裂縫所提供的。隱裂縫雖然有略高于基質孔隙的滲透能力，但差別并不大，是在同一個數(shù)量級之內。</p><p>　　顯裂縫：顯裂縫和隱裂縫相反，其縫面是開啟的，顯裂縫延伸較遠，其裂縫寬度超過巖石的孔徑，所提供的滲透率超過了巖石基質孔隙的滲透率。顯裂縫是由隱裂縫發(fā)展而成的，它的成熟度高于隱裂縫，但尚未達到斷裂的程度。</p&

55、gt;<p>　　根據(jù)裂縫的成熟度，有裂縫的儲層也分為兩類：一類是隱裂縫型的，一類是顯裂縫型的。前者有一定發(fā)育程度的隱裂縫，但基本上沒有顯裂縫。后者顯裂縫相當發(fā)育，當然也會有相當數(shù)量的隱裂縫，這兩種儲層在開發(fā)動態(tài)上有明顯的區(qū)別。</p><p>　　3.4.裂縫的可變性</p><p>　　在油田開發(fā)過程中，由于經(jīng)常需要采取諸如注水、壓裂等一系列的措施，將使裂縫的原始狀態(tài)發(fā)生

56、變化，這就是裂縫的可變性。</p><p>　　扶余和新立油田在注水開發(fā)過程中，當注入壓力超過一定界限后，產(chǎn)生了注入水沿裂縫水竄、甚至暴性水淹等情況，這時裂縫滲透率由從屬地位轉變成主導地位，發(fā)生了質的變化。原來分布范圍很小而且閉口的隱裂縫串連起來成為開口的顯裂縫了。隱裂縫串連成顯裂縫是不可逆的，開口則是部分可逆的。注水壓力減小后，裂縫可以閉合起來，但是要完全閉合到原始狀況是很難的。裂縫開口的大小與注水壓力的大小是

57、相聯(lián)系的。由隱裂縫變成顯裂縫，其轉折點是裂縫的延伸壓力，這個壓力可以在壓裂施工中，利用瞬時停泵壓力來計算。</p><p>　　3.5.構造裂縫的定向性</p><p>　　定向性是指同一組構造裂縫的空間方位集中程度和占優(yōu)勢的空間方位，其中最重要的是走向。</p><p>　　吉林油區(qū)各個裂縫型低滲透砂巖油藏其裂縫分布的重要特點就是裂縫走向為東西向，這主要是由注水開

58、發(fā)動態(tài)中反映出來的。如扶余油田中71井注水22小時，注水22立方米，其西面的中70井就被水淹了，類似情況還有很多，這是單井資料。另外，從大范圍來看，據(jù)1978年末統(tǒng)計，扶余油田312口東西向油井中，有見水井281口，占東西向總井數(shù)為90%。其中水淹井183口，占58.7%，高含水井37口，占11.9%。而同期的1497口南北向油井中，水淹井僅為55口，占南北向總井數(shù)的3.7%。這些數(shù)據(jù)表明，油層東西方向的滲流能力遠大于南北方向，間接證明

59、了油層裂縫走向為東西向。</p><p>　　乾安油田開發(fā)井網(wǎng)井排方向為NE800，雖然與裂縫方向避開了一定角度，另外，開發(fā)初期還采取了注水井不壓裂的措施，減緩了水淹速度，但水井周圍近東西向的油井見水速度仍比其它方向快的多。</p><p>　　該油田自1986年初開始注水，至1990年底，東西向油井已有90%見水，且大部分為高含水或已關井，不包括水淹關井的油井，綜合含水已達70%以上，而

60、南北向油井有50%見效，含水穩(wěn)定在15%以內。</p><p>　　新立、新木乃至新民油田，都有類似情況的發(fā)生，說明吉林油區(qū)構造裂縫有很強的定向性，都存在著走向近東西向的隱裂縫。它的形成不是偶然的，而是由于區(qū)域性的近東西向擠壓力影響而造成的。由于構造應力有區(qū)域上的一致性，所形成的裂縫方向也大致相近。</p><p>　　3.6.裂縫在油田注水開發(fā)中的作用</p><p&

61、gt;　　顯裂縫對油田開發(fā)既有有害的方面，也有有利的方面。有利方面表現(xiàn)在它能增加油層的出油能力和吸水能力，有害方面表現(xiàn)在裂縫提供高滲透通道從而導致嚴重降低注入水的波及系數(shù)。另外，有些隔層裂縫發(fā)育成敏感性隔層，敏感性隔層進水不僅導致旁路水竄，造成注入水的浪費，而且常會引起套管變形，影響油井生產(chǎn)，直至油井報廢。</p><p>　　在有隱裂縫的油田，開發(fā)中要想抑制裂縫的有害方面，應力爭在低于裂縫延伸壓力的條件下開發(fā)油

62、田。如果條件不允許，注水壓力超過裂縫延伸壓力的界限時，就會使隱裂縫型油藏變成顯裂縫型油藏。這時研究裂縫的走向十分重要，應力爭采用沿裂縫線狀注水的方式來開采。扶余油田在經(jīng)歷了大規(guī)模的水竄和暴性水淹后，采用沿裂縫線狀注水的方法進行調整改造，油田生產(chǎn)出現(xiàn)新的穩(wěn)產(chǎn)形勢，注入水確實在從注水線進入兩側基質塊內驅油，起到了提高波及系數(shù)的良好作用。</p><p>　　沿裂縫線狀注水時，注水壓力可以略高于油層的裂縫延伸壓力，但是

63、決不能超過敏感隔層的進水壓力，這樣才能有效的防止旁路水竄和套管變形的發(fā)生，保證油井的正常生產(chǎn)。</p><p>　　3.7.早期裂縫的識別方法</p><p>　　如上所述，裂縫對油藏的開發(fā)效果產(chǎn)生重大的影響，因此，搞清楚裂縫的規(guī)律是裂縫性低滲透砂巖油藏開發(fā)的首要任務之一。而且，只有早期識別裂縫的規(guī)律，才能掌握油田開發(fā)的主動權。</p><p>　　研究裂縫，主要應

64、搞清它對油田開發(fā)的影響，重點研究三個問題：一是裂縫的發(fā)育程度；二是裂縫的性質，是隱裂縫還是顯裂縫？其轉化條件如何？三是裂縫延伸方面，是否是單向的？若是單向的，其延伸方向是什么方向？</p><p><b>　　3.7.1觀察巖心</b></p><p>　　觀察巖心是直觀的確切的識別方法，因而也是最常用的基本方法。通過觀察巖心，可以看到垂直裂縫的延伸長度，推斷裂縫的規(guī)

65、模，裂面特征，光滑程度，充填物情況等，據(jù)此可以推斷裂縫的力學性質。另外，如果含油砂巖中鉆遇裂縫，那么裂縫面上的含油顯示與巖石新鮮斷口上含油顯示有助于判斷裂縫的開閉性，若含油顯示相同，屬于閉口裂縫。如果裂縫面油跡顯示明顯高于新鮮面，則裂縫在地下就是開口的，屬于顯裂縫。觀察巖心要注意的問題是機械作用也能改變裂縫，不要以為巖心上所有裂縫都能代表地下狀態(tài)，要認真鑒別那些是地下存在的天然裂縫。</p><p>　　3.7.

66、2測井方法識別裂縫</p><p>　?、?井溫測井：井溫曲線是用井溫儀對井內溫度進行測量得到隨井深變化的一條曲線。井溫曲線是一條自上而下由低到高的傾斜線。在裂縫帶地層處，由于泥漿或注入水大量漏裂縫識別測井入地層，在漏失層附近短期內難以恢復其地層溫度，因而造成井溫下降的異常變化。</p><p>　　②.裂縫識別測井；裂縫識別測井是用高分辨率地層傾角測井儀測量的4條電導率曲線以及兩條雙井徑

67、曲線和1號極板相對方位角曲線識別地層裂縫和裂縫方向。</p><p>　　③.聲波測井：聲波測井對于裂縫比較敏感，曲線產(chǎn)生跳躍，可判斷裂縫的埋藏深度。</p><p>　　3.7.3井斜測量法</p><p>　　鉆井過程中遇到裂縫容易沿裂縫方向發(fā)生井斜，通過做井斜圖，找出主要的井斜方向，既為裂縫延伸方向。扶余、乾安等油田作過此項工作，取得一定效果。</p&g

68、t;<p>　　此項工作應注意一點，即應把因斷層而產(chǎn)生的井斜資料舍去不用。若地層傾角大時，此方法也應慎用。</p><p>　　3.7.4巖石剩余磁測量法</p><p>　　對有裂縫的巖心進行剩余磁測量達到定向的目的。此方法可以確定裂縫的方向。</p><p><b>　　3.7.5動態(tài)觀察</b></p><

69、;p>　　動態(tài)觀察方法雖然是一種間接的方法，但是它卻比其它方法有更重要的意義。因為它與油田開發(fā)關系更密切，可以估量裂縫作用的大小，判斷裂縫的延伸方向可靠。</p><p>　　4.扶余裂縫性低滲透砂巖油藏注水開發(fā)動態(tài)特征分析</p><p>　　4.1.油藏動態(tài)分析的主要內容</p><p>　　油藏動態(tài)特征分析的主要內容包括以下幾點：</p>

70、<p>　　分析油藏開發(fā)初期主要生產(chǎn)層的地質特征（包括油層發(fā)育和分布，油、氣、水層分布及相互關系，油層孔隙度、滲透率、飽和度的變化及其特點，斷層、裂縫的發(fā)育程度及油層流體特性等）；</p><p>　　分析油、水井投產(chǎn)和投注后各項開發(fā)指標（綜合含水、產(chǎn)油量、采液指數(shù)等）的變化，得出油藏注水開發(fā)隨時間的變化規(guī)律；</p><p>　　根據(jù)油藏水驅特征及其它計算方法，分析油藏地質儲量

71、，確定油藏采收率和可采儲量；</p><p>　　根據(jù)油藏注水開發(fā)簡況，分析油藏注水方式、注采壓力，提出最佳注水方式以及合理的壓力控制范圍；</p><p>　　分析注水開發(fā)各階段（低含水期開采階段、穩(wěn)產(chǎn)階段、高含水期開采階段）動態(tài)參數(shù)的主要變化，分析出現(xiàn)的問題，提出相應的措施；</p><p>　　4.2.油藏主要地質特征</p><p>

72、　　油藏主要儲油目的層—扶余油層，屬于泉頭組第四段地層，基本巖石類型是細砂巖、粉砂巖、泥質粉砂巖、泥巖等，泉頭組第四段地層厚度為60～100m,多數(shù)井在70～90 m之間。厚度變化的總趨勢是東南厚，向西北減薄。泉四段砂巖厚度一般為30～50m，平均38m左右，單井鉆遇砂巖層數(shù)一般為10～24層，平均16層，單層砂巖厚度一般在1.5～6m，平均2.6m左右。扶余油田處于扶余Ⅲ號構造上，從泉頭組頂面（即扶余油層頂面）構造形態(tài)看，是一個被斷層

73、復雜化了的多高點穹窿背斜。</p><p>　　4.2.1.儲層物性</p><p>　　油藏為砂巖孔隙儲油，孔隙類型主要是粒間孔隙，次要的有長石的溶蝕孔隙，最大孔喉半徑的變化范圍為2.8～23.5µm，有效孔隙度一般為22%～26%，油田東區(qū)略高，西區(qū)較低，空氣滲透率一般在100×10-3～500×10-3µm2，平均180×10-3&#

74、181;m2，油層的原始含油飽和度一般在70%～75%，平均73%。</p><p>　　4.2.2儲層裂縫（第二章已敘述，在此不在重復）</p><p><b>　　4.2.3流體分布</b></p><p>　　扶余油田油層砂巖發(fā)育，無氣頂，油、水分布受構造和巖性控制。由于儲油砂體大面積連片，油層也大面積連片分布，具有以下幾個特點：<

75、/p><p>　?、?扶余油層在構造范圍內廣泛含油，含油面積大，約84㎞2。其中第Ⅰ砂巖組含油面積最大，Ⅱ～Ⅳ組含油邊界逐漸向內縮小。油田西部純含油區(qū)面積大，過度帶面積小；而東部則相反，純含油區(qū)面積小，分布在幾個局部高點上，而油水過度帶面積較大。</p><p>　?、?油水分布明顯受構造控制，含油邊界與構造線吻合。在構造高點部位整個儲油目的層含油，油層厚度大，如土城子高點，八家子高點，四家子

76、高點，其泉四段和泉三段頂部的儲油層都含油；而處在小向斜部位或地塹部位的儲油層只有部分含油，向下過度為油水同層和水層。</p><p>　?、?重力分異作用顯著，整個儲油層段垂向上油水分布受重力分異作用的控制，由上而下依次為純含油段、油水同層段、純水段。油田中、西區(qū)純油底界均在海拔-320米。油田的東區(qū)變化較大，一般在-245～-310米，油氣水在縱向上的分布也有反?，F(xiàn)象。從構造發(fā)育歷史分析，嫩江組沉積后的燕上運動

77、使得扶余構造發(fā)生傾側變位，由原來的西高東低變?yōu)闁|高西低，東區(qū)由于斷層而抬起，使得油氣重新平衡，含油底界抬高，邊水內侵，造成各砂巖組的油水界線交叉，互切構造線，縱向上出現(xiàn)“頂水”或“夾層水”的假象。</p><p>　?、?油水過度段在縱向上延續(xù)較長，據(jù)大量巖心的含油產(chǎn)狀和試油資料驗證，過度段一般延續(xù)60～80米，而過度段的中、下部盡管巖心的含油產(chǎn)狀較好，但試油多產(chǎn)水，僅出少量油或油花。</p>&l

78、t;p><b>　　4.2.4流體性質</b></p><p>　　①.地面脫氣原油性質</p><p>　　密度：一般0.86～0.872g/cm3，平均0.868 g/cm3；</p><p>　　粘度：一般19～31mPa.s；</p><p>　　含蠟：18%～23%；</p><p&g

79、t;　　凝固點：一般17～21℃，平均20.5℃；</p><p>　　含膠質和瀝青質：19.9%。</p><p><b>　?、?地層原油性質</b></p><p>　　粘度：21～24mPa.s；</p><p>　　飽和壓力：3.6MPa；</p><p>　　原始氣油比：15～18m3

80、/t；</p><p>　　溶解系數(shù)：一般3.7～5 m3/（m3. MPa）；</p><p>　　密度：0.832～0.876 g/cm3；</p><p><b>　　體積系數(shù)：1.05</b></p><p>　　壓縮系數(shù)：一般3.6×10-4～8.3×10-4 MPa-1；</p>

81、;<p><b>　?、?天然氣性質</b></p><p>　　甲烷含量：98.62%；</p><p>　　乙烷含量：0.86%；</p><p>　　丙烷含量：0.05%；</p><p>　　密度：0.00078 g/cm3。</p><p><b>　?、?地層水

82、性質</b></p><p>　　總礦化度：一般4000～6000mg/L；</p><p><b>　　pH：7；</b></p><p>　　密度：1.0053 g/cm3；</p><p>　　4.2.5原始油層壓力及溫度</p><p>　　原始油層壓力一般為4～4.8 MPa

83、，平均約4.4 MPa，壓力系數(shù)一般為1～1.1，平均為1.05。油田不同地區(qū)的油層壓力基本一致，屬于正常地層壓力。</p><p>　　油層溫度為32～35℃。</p><p><b>　　4.2.6儲量</b></p><p>　　含油面積：84km2；</p><p>　　有效厚度：10.3m；</p>

84、<p>　　有效孔隙度：25%；</p><p>　　原始含油飽和度：73%；</p><p>　　原油密度：0.87 g/cm3；</p><p>　　體積系數(shù)：1.05；</p><p>　　原油地質儲量：13240×104t；</p><p>　　豐度：155.8×104t.&l

85、t;/p><p>　　4.3.油藏注水開發(fā)指標動態(tài)分析</p><p>　　4.3.1綜合含水、產(chǎn)油量</p><p>　　①.綜合含水動態(tài)分析</p><p>　　扶余油田經(jīng)過彈性驅、溶解氣驅階段開采后，于1973年開始全面注水。到1996年左右已進入高含水期采油階段，1995年末的綜合含水為86.8%，根據(jù)油田實際資料統(tǒng)計得到綜合含水隨時間的

86、變化規(guī)律。</p><p>　　綜合含水是隨著地下水飽和度的增高而上升的。在理論上，它與油水粘度比和油水兩相滲透率比值有關，對于一個已確定的油層來說，油水粘度比是一個定值，那么含水率的變化主要就取決于兩相滲透率比值的變化。</p><p>　　實踐表明：任何一個水驅油藏，含水率與采出程度之間存在一定的內在關系。童憲章導出的水驅曲線關系式如下：</p><p>　　上

87、式是描述含水率與采出程度的基本關系式，是一條大致S型曲線，能夠適應一般的油藏，既中等原油粘度和滲透率的油藏。</p><p>　　當然在實際生產(chǎn)過程中，含水的變化還要受到油層非均質性、油層性質等因素影響，但主要是反映在含水率與采出程度的關系中，含水率的變化規(guī)律是由驅替系列曲線來描述的，不同類型的油藏具有不同的曲線形態(tài)，萬吉業(yè)把含水與采出程度曲線的形態(tài)分成五種類型，見圖1，每個類型各對應一個數(shù)學表達式，見表6。&l

88、t;/p><p>　　圖1 采出程度與含水率關系曲線類型圖</p><p>　　表6 水驅系列線性方程公式表</p><p>　　經(jīng)統(tǒng)計（表7），扶余油田含水率與采出程度的變化規(guī)律符合S型曲線（圖2）。其數(shù)學表達式為：</p><p>　　相關系數(shù)：r=0.96313</p><p>　　最終采收率：ERU=23.95%&

89、lt;/p><p>　　圖2 扶余油田采出程度與含水率關系曲線</p><p>　　扶余油田采油二廠西十三站綜合含水與采出程度的變化規(guī)律也呈S型形態(tài)，見圖3。</p><p>　　圖3 西十三站fw-R曲線</p><p>　　表7 扶余油田開發(fā)綜合數(shù)據(jù)表</p><p>　　數(shù)值模擬計算的各個不同井網(wǎng)的方案其含水率與采出

90、程度的關系曲線基本都符合S型曲線，見圖4。</p><p>　　由此得出結論：裂縫性低滲透砂巖油藏的綜合含水隨時間變化的規(guī)律是S型曲線形態(tài)，其數(shù)學表達式是：</p><p>　　圖4 數(shù)值模擬不同方案fw-R曲線</p><p><b>　?、?產(chǎn)油量動態(tài)分析</b></p><p>　　扶余油田的產(chǎn)量隨著不同的開發(fā)階段

91、而變化較大。開采初期為彈性驅和溶解氣驅，產(chǎn)量由上升到下降，地層壓力也急劇下降，由于地下能量的不足和大量釋放，勢必導致產(chǎn)量的下降。為保持和恢復油層能量，就必須依靠人工的方法來補充能量。扶余油層潤濕性為親水型，從1973年開始油田全面轉為注水開發(fā)，地層能量得到補充，產(chǎn)量開始回升。由于扶余油田的裂縫普遍帶有方向性，受此影響，注水后又出現(xiàn)了新矛盾，水竄、套變嚴重，再度影響產(chǎn)量。在治理套變、防止水竄的前提下，1982年全面開展了調整，打了一大批調

92、整井，重新布一套井網(wǎng)，使產(chǎn)量上升，并連續(xù)多年保持高產(chǎn)穩(wěn)定，含水達80%以后，產(chǎn)量又趨遞減。開采時間較長的中二隊產(chǎn)量變化也如此，見圖5、表7。</p><p>　　扶余油田的產(chǎn)量不穩(wěn)定是晚期注水所致，如果是早期注水，產(chǎn)量應該如何變化？統(tǒng)計了與扶余油田屬同一類型早期注水的新立油田產(chǎn)油量的變化規(guī)律，見圖6、表8。由圖可見，新立油田的產(chǎn)量由迅速上升到平穩(wěn)。雖然開采時間較短，還反映不出變化規(guī)律的全過程，但也基本可以看出產(chǎn)油

93、量變化的趨勢。</p><p>　　因此，裂縫性低滲透砂巖油藏的產(chǎn)油量的變化規(guī)律基本符合上升——平穩(wěn)——遞減的規(guī)律。</p><p>　　圖5 扶余油田中二隊年產(chǎn)油量與時間關系曲線</p><p>　　表8 新立油田產(chǎn)油量、綜合含水統(tǒng)計表</p><p>　　圖6 新立油田年產(chǎn)量與采出程度關系曲線</p><p>　　

94、4.3.2采油指數(shù)、采液指數(shù)</p><p>　　采油指數(shù)、采液指數(shù)反映了單位壓差下油井日產(chǎn)能力的大小，其數(shù)學表達式分別為：</p><p>　　JO—采油指數(shù)；JL—采液指數(shù)；</p><p>　　qo —日產(chǎn)油，t；qL—日產(chǎn)液量；</p><p>　　影響采油指數(shù)、采液指數(shù)的因素很多：原油粘度、油層的水淹程度、油層的脫氣情況等，但其變化

95、規(guī)律主要還是隨著含水飽和度的變化而變化的。</p><p>　　統(tǒng)計了扶余油田采油指數(shù)、采液指數(shù)與含水率的關系，見圖七。由圖可見，采油指數(shù)的變化是：含水在60%以前，每上升10%的含水率，采油指數(shù)平均下降9.2%；含水60%以后，每上升10%的含水，采油指數(shù)平均下降11.2%，下降速度略有加快。采油指數(shù)的總趨勢是隨著含水的上升，下降速度逐步加快。</p><p>　　采液指數(shù)在含水60%以

96、前，變化不大，由緩慢下降到緩慢上升，含水60%以后，上升幅度加大。</p><p>　　圖7 扶余油田采油、采液指數(shù)與含水關系曲線</p><p>　　4.4.油藏水驅特征動態(tài)分析</p><p>　　4.4.1水驅曲線特征分析</p><p>　　水驅曲線是水驅開發(fā)油田采出液中產(chǎn)油量和產(chǎn)水量的關系曲線。注水開發(fā)油田利用水驅曲線計算和確定油田

97、儲量和采收率，評價開發(fā)效果，還可以預測油藏開發(fā)的未來動態(tài)，在國內外得到比較廣泛的應用。</p><p>　　扶余油田是開發(fā)多年的老油田，水驅特征曲線早已出現(xiàn)直線段，選取1986年12月～1988年3月為應用期，用水驅特征曲線計算，采收率25.8%，可采儲量為3254×104t。</p><p>　　①.注水井排方向與裂縫方向平行的線狀注水井網(wǎng)：扶余油田是裂縫型砂巖油藏，裂縫普遍發(fā)

98、育，如果沿著裂縫方向部署注水井排就可以較好的利用裂縫的高吸水能力，使注入水沿注水線進入兩側孔隙內驅油，波及系數(shù)大，驅油效果好。如扶余油田西二站、西五站、東三站，這些站都是沿裂縫方向部署注水井排的站。</p><p><b>　　西二站：</b></p><p>　　選取1989.6～1991.12為應用期，用水驅特征曲線計算采收率為30.2%，而波及系數(shù)是根據(jù)謝爾卡夫

99、公式求出：</p><p>　　式中：ER—對應井網(wǎng)密度的水驅最終采收率；</p><p>　　ED—驅油效率，扶余取0.397</p><p>　　F—井控面積，10-2km2/井；</p><p>　　a—系數(shù)，一般情況下對于某一具體油藏為常數(shù)，但扶余油田是裂縫型砂巖油藏，在不同的井網(wǎng)方式下，a值不同；</p><p&

100、gt;　　e-af—波及系數(shù)，a值小，e-af大。</p><p>　　根據(jù)上式求出西二站的a值為0.116。</p><p><b>　　東三站：</b></p><p>　　選取1986.12～1991.12為應用期，用水驅特征曲線計算采收率為28.6%，a值為0.222（見表九，圖8）。</p><p>　　表9

101、東三站水驅特征曲線數(shù)據(jù)表</p><p>　?、?其它井網(wǎng)：與上述沿裂縫線狀注水方式不同的井網(wǎng)，東九站可以作為一個例子，東九站采用的是四點法面積注水方式。</p><p>　　調整前選取1919.12～1983.6為應用期，用水驅特征曲線計算采收率為5.3%。a值為0.403；調整后選取1988.6～1991.12為應用期，經(jīng)計算采收率為12%，a值為0.408（見表10，圖九）。<

102、/p><p>　　圖8 東三站水驅特征曲線</p><p>　　表10 東九站水驅特征曲線數(shù)據(jù)表</p><p>　　圖9 東九站水驅特征曲線</p><p>　　從結果來看，東九站無論是調整前和調整后其采收率都低于西二站和東三站，而a值都比著兩個站大，波及系數(shù)小。</p><p>　　表11 扶余油田不同區(qū)塊采收率統(tǒng)計表

103、</p><p>　　從以上計算結果來看，結論都是一致的，沿著裂縫方向部署注水井排，采收率高，波及系數(shù)大。</p><p>　　所以說沿裂縫方向線狀注水是適應扶余油田地質特點，滿足補充能量，改善開發(fā)效果的一種好的注水方式。</p><p>　　4.4.2經(jīng)驗公式分析</p><p>　　用國內外的八個經(jīng)驗公式來計算扶余油田水驅采收率，具體公式

104、及計算結果見表12。</p><p>　　表12 計算水驅油藏采收率經(jīng)驗公式表</p><p>　　公式中符號意義及參數(shù)選取如下：</p><p>　　ER—采收率，小數(shù)；</p><p>　　a—平均空氣滲透率（取180），×10-3µm2；</p><p>　　—有效孔隙度（取0.25）；<

105、;/p><p>　　—油層平均有效厚度（取10.3），m；</p><p>　　Swi—原始含水飽和度（取0.27）；</p><p>　　Bor—原始地層原油體積系數(shù)（取1.05）；</p><p>　　µwi—原始地層壓力下地層水粘度（取0.85），mPa·s；</p><p>　　µoi

106、—原始地層壓力下地層原油粘度（取32.3），mPa·s；</p><p>　　pi—原始油層壓力（取4.32），MPa；</p><p>　　µr—油水粘度比（取38）</p><p>　　Ksand—砂巖系數(shù)（取0.344）；</p><p>　　f—井控面積（取2.72×10-2），km2/井；</p&

107、gt;<p>　　Vk—對數(shù)正態(tài)分布滲透率變異系數(shù)，（取0.54）；</p><p>　　TR—油層溫度（取32℃），℃；</p><p>　　N（W）—水驅控制儲量（取7275），×104t；</p><p>　　N—地質儲量（取12631），×104t。</p><p>　　4.5.油藏注采壓力分析<

108、;/p><p>　　分析油田注采壓力系統(tǒng)關系到能否保持某一壓力水平達到注采平衡，關系到選用多大的注采壓差和工藝要求，關系到油田注采井網(wǎng)密度是否要求調整等等。由于扶余油田是裂縫性低滲透砂巖油藏，東西向裂縫比較發(fā)育，注水后，在壓力過高的情況下，因套管外串槽，使注入水串入油層上覆巖層，引起水竄和大批油水井套管變形，為了防止因注入壓力過高帶來的危險，應在注入壓力小于地層破裂壓力條件下，恢復油管壓力，確定合理生產(chǎn)壓差和最小合理

109、流壓，滿足注采平衡，所以對裂縫型低滲透砂巖油藏來說，注采壓力系統(tǒng)的分析比其它類型油藏更為重要。</p><p>　　4.5.1扶余油田地層壓力低，必須恢復油層壓力</p><p>　　扶余油田油層埋藏淺，平均油層中部深度為400m左右，滲透率低，平均180×10-3µm2,原油粘度高，地下粘度為25mPa·s，原始地層壓力低，平均4.32MPa，到1978年已

110、經(jīng)降到2.04 MPa，比飽和壓力3.53 MPa低1.49 MPa，這樣，生產(chǎn)壓差就比較低。要想使油田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)就必須增大生產(chǎn)壓差，即增加油流的動力，達到提高產(chǎn)量的目的。</p><p>　　①.合理的壓力恢復速度</p><p>　　為了具體分析壓力速度對含水的影響，進一步確定合理的壓力恢復速度，對采油一廠、二廠、三廠及全油田所有連續(xù)測壓井的每一次測壓井次都進行壓力與含水的統(tǒng)計（見表13

111、），從表中可以看出含水上升速度隨壓力上升速度的增大而增大，當壓力上升速度超過每月0.05MPa時，含水將猛烈上升，即以年含水10%的驚人速度上升，這是不允許的。當壓力每月上升0.03～0.05MPa時，年含水以5%的速度上升，仍然比較大。根據(jù)要求，扶余油田合理的壓力恢復速度以每年上升0.1～0.3MPa為宜，此時含水上升速度為每年3%，即控制在5%以下（見表14、表15），但對不同的壓力區(qū)地層壓力恢復速度是不一樣的。</p>

112、<p>　　表13 地層壓力變化與含水關系統(tǒng)計表</p><p>　　表14 年壓力變化與含水統(tǒng)計表</p><p>　　表15 不同壓力上升速度對含水、產(chǎn)量的影響</p><p><b>　　高壓區(qū)：</b></p><p>　　由于高壓區(qū)的地質條件好，有利于注水和壓力的恢復，為保證高壓區(qū)的穩(wěn)產(chǎn)，還需要提

113、高地層壓力，但高壓區(qū)含水已接近80%，為了減緩含水上升速度，地層壓力恢復的速度應適當慢些，以每年0.1MPa為宜。</p><p>　　注采井網(wǎng)不完善的低壓區(qū)：</p><p>　　應加密或更新注水井，積極加強注水，盡快恢復地層壓力，以每年上升0.3MPa為好。</p><p>　　斷層發(fā)育，油層性質差或構造邊部油水過度帶的低壓區(qū)，應盡可能注好水，保持壓力不降。&l