沙丘5井區梧桐溝組油藏開發效果差的原因

王震++李文波++邢焜++王菁

摘 要：沙南油田沙丘5井區開發存在的主要問題是見水前產液穩定，含水低，見水后含水上升快，產油量下降快；油藏自然遞減快；地層壓力低。造成此問題的主要原因是沙丘5井區儲層束縛水飽和度（Swi）、殘余油飽和度（Soi）偏高、含油飽和度（So）和可動油飽和度（SOmov）偏低。

關鍵詞：沙南油田 束縛水飽和度 含油飽和度

中圖分類號：TE155 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2014）03（c）-0250-02

1 沙丘5井區梧桐溝組油藏基本概況

1.1 油藏基本特征

沙南油田沙丘5井區梧桐溝組油藏地處準噶爾盆地東部，構造位置處于沙丘構造南斷塊沙丘斷背斜上。

目的層二疊系梧桐溝組油藏沉積厚度150～190 m，分為四個砂層組P3wt11、P3wt12、P3wt13、P3wt14，這四層均為含油砂層組，其中P3wt13-1砂體不發育；P3wt12砂層組的砂體為單砂層，分布較為廣泛，沉積穩定，是僅次于P3Wt13層的油層。梧桐溝組P3wt12及以下開發層系的油層屬沖積扇——扇三角洲相沉積。大體在P3Wt14晚期或末期，湖水西侵覆蓋本區，開始出現扇三角洲。至P3wt12中期，結束扇三角洲歷史進入湖泊——三角洲沉積階段。

梧桐溝組油藏儲集體巖性主要為中砂巖、粗砂巖、礫狀砂巖、含礫砂巖、砂礫巖及礫巖。儲層物性較差，以中孔、中低滲為主。

1.2 開發歷程

1997年在沙丘古構造與北三臺凸起間鞍部部署了沙丘5井，獲得工業油流，發現了沙丘5井區梧桐溝組。沙丘5井區1998年10月投入開發，2000年6月投入注水至今。

1.3 開采現狀及存在的問題

至2013年5月采油井總數94口，日產液水平654 t，日產油水平357t，綜合含水45.5%，累積產油154.35×104 t，注水井總數26口，日注水平1076 m3，年注水量16.58×104 m3，累積注水量213.64×104 m3。

目前油藏存在以下主要問題：

（1）見水前產液穩定，含水低，見水后含水上升快，產油量下降快；扣除補層因素外，產油量比投產初期下降了50%以上

從全區的開發曲線看，2001年7月開始見水，見水前油藏綜合含水8%（地層水），至2003年11月，扣除補層因素外，含水為37%，歷時29個月，平均每月上升1個百分點。見水至2003年11月含水上率平均每年上升12%。產油量下降快，該油田最初年采油量為29.216×104 t，初期產能除油藏的東北邊部及西部部分區域外，產油量以大于10t/d主。目前年產油量為17.26×104 t，累積采油114.4×104 t，采油速度1.6%，采出程度僅8.67%。目前日產油量大于3～5 t的井主要分布在油田的中部和南部部分地區。

（2）油藏自然遞減大

油田全面注水后，遞減得到有效控制，但由于含水的上升和產液能力的下降，使遞減又增大。2001年油藏水平自然遞減28.2%，水平綜合遞減20.1%，2002年的水平自然遞減為18.6%，綜合遞減為10.7%，2003年油藏水平自然遞減高達30.7%，比上年高出12個百分點。2006年的水平自然遞減為25。4%，綜合遞減為10.1%，油量自然遞減為17.8%，油量綜合遞減為10.8%。

（3）油田見水早，見水后含水上升快

沙丘5井區梧桐溝組油藏在2000年6月份投入注水開發，在不到一年的時間，先后有4口井見水，至2003年月11月，油田綜合含水從投產初期的8%，上升至25.8%，如扣除補層措施見效因素外，綜合含水37%，歷時29個月，平均每月上升1個百分點。

（3）地層壓力依然保持較低

開發初期依靠天然能量開采，地層壓力下降快，2000年6月油藏注水前地層壓力已下降到19 MPa，2003年下半年地層壓力下降到18.2 MPa，2006年上半年地層壓力為18.3 MPa，地層壓力相對穩定，但是壓力保持程度只有62.5%。壓力保持程度低導致油井的產液能力不斷下降，嚴重制約著油藏穩產。

2 沙丘5井區梧桐溝組油藏開發效果差的原因分析

沙丘5井區梧桐構組油藏油井見水早，見水后含水上升快，平均含水比7.4%～45.8%（表1），地層壓力下降快，目前已下降10 MPa，產油量下降快，目前產油量為初期的39.1%。

為了搞清楚沙丘5井區梧桐構組油藏開發差的真正原因，選取本區26塊樣品作了相滲測試。通過對沙丘5井區及彩南油田J2x、J1s的相滲資料分析、對比（表2），梧桐溝組油藏相滲有以下特點：

2.1 束縛水和殘余油飽和度高（表2）

以滲透率分布大于5×10-3 μm2的20塊樣品統計，束縛水飽和度29.02～65.4%，平均54.18%，殘余油飽和度14.9～41.5%，平均24.5 %。

2.2 含油飽和度和可動油飽和度低（表2）

以滲透率大于5×10-3 μm2的20塊樣品統計，含油飽和度34.6%～70.2%，平均46.3%，可動油飽和度11.1～29.5%，平均21.57%。

2.3 無水期采收率和最終彩受率低（表2）

以大于5×10-3 μm2的20塊樣品統計，無水期采收率18.8%～41.6%，平均28.7%，最終采收率28.8%～61.1%，平均46.28%。

2.4 儲層含水飽和度稍有增加，油相相對滲透率急劇下降，水相相對滲透率明顯上升

表3是對油相相對滲透率從1降到0.2時，對應的含水飽和度增加幅度、水相相對滲透率變化情況的統計。含水飽和度在束縛水飽和度基礎上，平均增加不到9.1%，油相相對滲透率便從1降到0.2，水相相對滲透迅速上升，平均最大增加到0.19（沙丘5井區水相相對滲透率平均最高為0.29）。

2.5 水驅油后期，水相相對滲透率上升一定程度后，不再增加

水驅油的后期，相滲曲線上明顯表明油相相對滲透率下降趨勢減緩，特別是水相相對滲透率上升一定程度后，不再增加，甚至有下降的趨勢，如圖1。

沙丘5井區梧桐溝組油藏的束縛水和殘余油飽和度偏高，含油飽和度和可動油飽和度偏低，無水期采收率和最終采收率偏低。這一特征決定了油田見水早，見水后，含水上升快，油產量下降快，無水期采收率低。儲層含水飽和度稍有增加，油相相對滲透率急劇下降，水相相對滲透率明顯上升，必然決定了油田見水后，含水上升快，產油量大幅度下降。

3 結論和建議

（1）沙丘5井區梧桐溝組束縛水飽和度Swi偏高，含油飽和度So偏低是導致注水開發中見水早、含水上升和產油量下降快的最主要原因，必須加以重視，建議重新核實油藏的含油飽和度，以利于預測今后開發動態和可采儲量。

（2）剖面調注、補層壓裂、防膨等措施已證明是行之有效的油層保護和改造措施，應進一步進行，特別是補層壓裂后的井更應采取分注。

（3）位于構造高部位，尤其是油產量降低明顯、水產量和含水率較低、斷層、裂縫不發育的區塊，可適當進行重復壓裂，這些區塊進行壓裂改造仍不失為今后增產、穩產的重要措施；東北部外圍區可選若干低產、含水又較低的井進行強化壓裂試驗，以了解其增產潛力。

（4）補層壓裂，這一措施主要是新層系投產所致，如扣除補層壓裂產量后，油藏產量繼續下降、含水率繼續上升的勢頭仍未緩解。今后穩產、增產的任務仍很艱巨，急需繼續補層壓裂，P3wt12-2儲層性質優良，仍是今后補層壓裂的主要對象。

參考文獻

[1] 裘亦楠，薛叔浩.油氣儲層評價技術[M].北京：石油工業出版社，1994.

[2] 閔琪.低滲透油氣田研究與實踐[M].北京：石油工業出版社，1997.

[3] 楊俊杰.低滲透油氣藏勘探開發技術[M].北京：石油工業出版社，1993.

[4] 鄭浚茂，龐明.碎屑儲集巖的成巖作用研究[M].北京：中國地質大學出版社，1989.endprint

摘 要：沙南油田沙丘5井區開發存在的主要問題是見水前產液穩定，含水低，見水后含水上升快，產油量下降快；油藏自然遞減快；地層壓力低。造成此問題的主要原因是沙丘5井區儲層束縛水飽和度（Swi）、殘余油飽和度（Soi）偏高、含油飽和度（So）和可動油飽和度（SOmov）偏低。

關鍵詞：沙南油田 束縛水飽和度 含油飽和度

中圖分類號：TE155 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2014）03（c）-0250-02

1 沙丘5井區梧桐溝組油藏基本概況

1.1 油藏基本特征

沙南油田沙丘5井區梧桐溝組油藏地處準噶爾盆地東部，構造位置處于沙丘構造南斷塊沙丘斷背斜上。

目的層二疊系梧桐溝組油藏沉積厚度150～190 m，分為四個砂層組P3wt11、P3wt12、P3wt13、P3wt14，這四層均為含油砂層組，其中P3wt13-1砂體不發育；P3wt12砂層組的砂體為單砂層，分布較為廣泛，沉積穩定，是僅次于P3Wt13層的油層。梧桐溝組P3wt12及以下開發層系的油層屬沖積扇——扇三角洲相沉積。大體在P3Wt14晚期或末期，湖水西侵覆蓋本區，開始出現扇三角洲。至P3wt12中期，結束扇三角洲歷史進入湖泊——三角洲沉積階段。

梧桐溝組油藏儲集體巖性主要為中砂巖、粗砂巖、礫狀砂巖、含礫砂巖、砂礫巖及礫巖。儲層物性較差，以中孔、中低滲為主。

1.2 開發歷程

1997年在沙丘古構造與北三臺凸起間鞍部部署了沙丘5井，獲得工業油流，發現了沙丘5井區梧桐溝組。沙丘5井區1998年10月投入開發，2000年6月投入注水至今。

1.3 開采現狀及存在的問題

至2013年5月采油井總數94口，日產液水平654 t，日產油水平357t，綜合含水45.5%，累積產油154.35×104 t，注水井總數26口，日注水平1076 m3，年注水量16.58×104 m3，累積注水量213.64×104 m3。

目前油藏存在以下主要問題：

（1）見水前產液穩定，含水低，見水后含水上升快，產油量下降快；扣除補層因素外，產油量比投產初期下降了50%以上

從全區的開發曲線看，2001年7月開始見水，見水前油藏綜合含水8%（地層水），至2003年11月，扣除補層因素外，含水為37%，歷時29個月，平均每月上升1個百分點。見水至2003年11月含水上率平均每年上升12%。產油量下降快，該油田最初年采油量為29.216×104 t，初期產能除油藏的東北邊部及西部部分區域外，產油量以大于10t/d主。目前年產油量為17.26×104 t，累積采油114.4×104 t，采油速度1.6%，采出程度僅8.67%。目前日產油量大于3～5 t的井主要分布在油田的中部和南部部分地區。

（2）油藏自然遞減大

油田全面注水后，遞減得到有效控制，但由于含水的上升和產液能力的下降，使遞減又增大。2001年油藏水平自然遞減28.2%，水平綜合遞減20.1%，2002年的水平自然遞減為18.6%，綜合遞減為10.7%，2003年油藏水平自然遞減高達30.7%，比上年高出12個百分點。2006年的水平自然遞減為25。4%，綜合遞減為10.1%，油量自然遞減為17.8%，油量綜合遞減為10.8%。

（3）油田見水早，見水后含水上升快

沙丘5井區梧桐溝組油藏在2000年6月份投入注水開發，在不到一年的時間，先后有4口井見水，至2003年月11月，油田綜合含水從投產初期的8%，上升至25.8%，如扣除補層措施見效因素外，綜合含水37%，歷時29個月，平均每月上升1個百分點。

（3）地層壓力依然保持較低

開發初期依靠天然能量開采，地層壓力下降快，2000年6月油藏注水前地層壓力已下降到19 MPa，2003年下半年地層壓力下降到18.2 MPa，2006年上半年地層壓力為18.3 MPa，地層壓力相對穩定，但是壓力保持程度只有62.5%。壓力保持程度低導致油井的產液能力不斷下降，嚴重制約著油藏穩產。

2 沙丘5井區梧桐溝組油藏開發效果差的原因分析

沙丘5井區梧桐構組油藏油井見水早，見水后含水上升快，平均含水比7.4%～45.8%（表1），地層壓力下降快，目前已下降10 MPa，產油量下降快，目前產油量為初期的39.1%。

為了搞清楚沙丘5井區梧桐構組油藏開發差的真正原因，選取本區26塊樣品作了相滲測試。通過對沙丘5井區及彩南油田J2x、J1s的相滲資料分析、對比（表2），梧桐溝組油藏相滲有以下特點：

2.1 束縛水和殘余油飽和度高（表2）

以滲透率分布大于5×10-3 μm2的20塊樣品統計，束縛水飽和度29.02～65.4%，平均54.18%，殘余油飽和度14.9～41.5%，平均24.5 %。

2.2 含油飽和度和可動油飽和度低（表2）

以滲透率大于5×10-3 μm2的20塊樣品統計，含油飽和度34.6%～70.2%，平均46.3%，可動油飽和度11.1～29.5%，平均21.57%。

2.3 無水期采收率和最終彩受率低（表2）

以大于5×10-3 μm2的20塊樣品統計，無水期采收率18.8%～41.6%，平均28.7%，最終采收率28.8%～61.1%，平均46.28%。

2.4 儲層含水飽和度稍有增加，油相相對滲透率急劇下降，水相相對滲透率明顯上升

表3是對油相相對滲透率從1降到0.2時，對應的含水飽和度增加幅度、水相相對滲透率變化情況的統計。含水飽和度在束縛水飽和度基礎上，平均增加不到9.1%，油相相對滲透率便從1降到0.2，水相相對滲透迅速上升，平均最大增加到0.19（沙丘5井區水相相對滲透率平均最高為0.29）。

2.5 水驅油后期，水相相對滲透率上升一定程度后，不再增加

水驅油的后期，相滲曲線上明顯表明油相相對滲透率下降趨勢減緩，特別是水相相對滲透率上升一定程度后，不再增加，甚至有下降的趨勢，如圖1。

沙丘5井區梧桐溝組油藏的束縛水和殘余油飽和度偏高，含油飽和度和可動油飽和度偏低，無水期采收率和最終采收率偏低。這一特征決定了油田見水早，見水后，含水上升快，油產量下降快，無水期采收率低。儲層含水飽和度稍有增加，油相相對滲透率急劇下降，水相相對滲透率明顯上升，必然決定了油田見水后，含水上升快，產油量大幅度下降。

3 結論和建議

（1）沙丘5井區梧桐溝組束縛水飽和度Swi偏高，含油飽和度So偏低是導致注水開發中見水早、含水上升和產油量下降快的最主要原因，必須加以重視，建議重新核實油藏的含油飽和度，以利于預測今后開發動態和可采儲量。

（2）剖面調注、補層壓裂、防膨等措施已證明是行之有效的油層保護和改造措施，應進一步進行，特別是補層壓裂后的井更應采取分注。

（3）位于構造高部位，尤其是油產量降低明顯、水產量和含水率較低、斷層、裂縫不發育的區塊，可適當進行重復壓裂，這些區塊進行壓裂改造仍不失為今后增產、穩產的重要措施；東北部外圍區可選若干低產、含水又較低的井進行強化壓裂試驗，以了解其增產潛力。

（4）補層壓裂，這一措施主要是新層系投產所致，如扣除補層壓裂產量后，油藏產量繼續下降、含水率繼續上升的勢頭仍未緩解。今后穩產、增產的任務仍很艱巨，急需繼續補層壓裂，P3wt12-2儲層性質優良，仍是今后補層壓裂的主要對象。

參考文獻

[1] 裘亦楠，薛叔浩.油氣儲層評價技術[M].北京：石油工業出版社，1994.

[2] 閔琪.低滲透油氣田研究與實踐[M].北京：石油工業出版社，1997.

[3] 楊俊杰.低滲透油氣藏勘探開發技術[M].北京：石油工業出版社，1993.

[4] 鄭浚茂，龐明.碎屑儲集巖的成巖作用研究[M].北京：中國地質大學出版社，1989.endprint

摘 要：沙南油田沙丘5井區開發存在的主要問題是見水前產液穩定，含水低，見水后含水上升快，產油量下降快；油藏自然遞減快；地層壓力低。造成此問題的主要原因是沙丘5井區儲層束縛水飽和度（Swi）、殘余油飽和度（Soi）偏高、含油飽和度（So）和可動油飽和度（SOmov）偏低。

關鍵詞：沙南油田 束縛水飽和度 含油飽和度

中圖分類號：TE155 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2014）03（c）-0250-02

1 沙丘5井區梧桐溝組油藏基本概況

1.1 油藏基本特征

沙南油田沙丘5井區梧桐溝組油藏地處準噶爾盆地東部，構造位置處于沙丘構造南斷塊沙丘斷背斜上。

目的層二疊系梧桐溝組油藏沉積厚度150～190 m，分為四個砂層組P3wt11、P3wt12、P3wt13、P3wt14，這四層均為含油砂層組，其中P3wt13-1砂體不發育；P3wt12砂層組的砂體為單砂層，分布較為廣泛，沉積穩定，是僅次于P3Wt13層的油層。梧桐溝組P3wt12及以下開發層系的油層屬沖積扇——扇三角洲相沉積。大體在P3Wt14晚期或末期，湖水西侵覆蓋本區，開始出現扇三角洲。至P3wt12中期，結束扇三角洲歷史進入湖泊——三角洲沉積階段。

梧桐溝組油藏儲集體巖性主要為中砂巖、粗砂巖、礫狀砂巖、含礫砂巖、砂礫巖及礫巖。儲層物性較差，以中孔、中低滲為主。

1.2 開發歷程

1997年在沙丘古構造與北三臺凸起間鞍部部署了沙丘5井，獲得工業油流，發現了沙丘5井區梧桐溝組。沙丘5井區1998年10月投入開發，2000年6月投入注水至今。

1.3 開采現狀及存在的問題

至2013年5月采油井總數94口，日產液水平654 t，日產油水平357t，綜合含水45.5%，累積產油154.35×104 t，注水井總數26口，日注水平1076 m3，年注水量16.58×104 m3，累積注水量213.64×104 m3。

目前油藏存在以下主要問題：

（1）見水前產液穩定，含水低，見水后含水上升快，產油量下降快；扣除補層因素外，產油量比投產初期下降了50%以上

從全區的開發曲線看，2001年7月開始見水，見水前油藏綜合含水8%（地層水），至2003年11月，扣除補層因素外，含水為37%，歷時29個月，平均每月上升1個百分點。見水至2003年11月含水上率平均每年上升12%。產油量下降快，該油田最初年采油量為29.216×104 t，初期產能除油藏的東北邊部及西部部分區域外，產油量以大于10t/d主。目前年產油量為17.26×104 t，累積采油114.4×104 t，采油速度1.6%，采出程度僅8.67%。目前日產油量大于3～5 t的井主要分布在油田的中部和南部部分地區。

（2）油藏自然遞減大

油田全面注水后，遞減得到有效控制，但由于含水的上升和產液能力的下降，使遞減又增大。2001年油藏水平自然遞減28.2%，水平綜合遞減20.1%，2002年的水平自然遞減為18.6%，綜合遞減為10.7%，2003年油藏水平自然遞減高達30.7%，比上年高出12個百分點。2006年的水平自然遞減為25。4%，綜合遞減為10.1%，油量自然遞減為17.8%，油量綜合遞減為10.8%。

（3）油田見水早，見水后含水上升快

沙丘5井區梧桐溝組油藏在2000年6月份投入注水開發，在不到一年的時間，先后有4口井見水，至2003年月11月，油田綜合含水從投產初期的8%，上升至25.8%，如扣除補層措施見效因素外，綜合含水37%，歷時29個月，平均每月上升1個百分點。

（3）地層壓力依然保持較低

開發初期依靠天然能量開采，地層壓力下降快，2000年6月油藏注水前地層壓力已下降到19 MPa，2003年下半年地層壓力下降到18.2 MPa，2006年上半年地層壓力為18.3 MPa，地層壓力相對穩定，但是壓力保持程度只有62.5%。壓力保持程度低導致油井的產液能力不斷下降，嚴重制約著油藏穩產。

2 沙丘5井區梧桐溝組油藏開發效果差的原因分析

沙丘5井區梧桐構組油藏油井見水早，見水后含水上升快，平均含水比7.4%～45.8%（表1），地層壓力下降快，目前已下降10 MPa，產油量下降快，目前產油量為初期的39.1%。

為了搞清楚沙丘5井區梧桐構組油藏開發差的真正原因，選取本區26塊樣品作了相滲測試。通過對沙丘5井區及彩南油田J2x、J1s的相滲資料分析、對比（表2），梧桐溝組油藏相滲有以下特點：

2.1 束縛水和殘余油飽和度高（表2）

以滲透率分布大于5×10-3 μm2的20塊樣品統計，束縛水飽和度29.02～65.4%，平均54.18%，殘余油飽和度14.9～41.5%，平均24.5 %。

2.2 含油飽和度和可動油飽和度低（表2）

以滲透率大于5×10-3 μm2的20塊樣品統計，含油飽和度34.6%～70.2%，平均46.3%，可動油飽和度11.1～29.5%，平均21.57%。

2.3 無水期采收率和最終彩受率低（表2）

以大于5×10-3 μm2的20塊樣品統計，無水期采收率18.8%～41.6%，平均28.7%，最終采收率28.8%～61.1%，平均46.28%。

2.4 儲層含水飽和度稍有增加，油相相對滲透率急劇下降，水相相對滲透率明顯上升

表3是對油相相對滲透率從1降到0.2時，對應的含水飽和度增加幅度、水相相對滲透率變化情況的統計。含水飽和度在束縛水飽和度基礎上，平均增加不到9.1%，油相相對滲透率便從1降到0.2，水相相對滲透迅速上升，平均最大增加到0.19（沙丘5井區水相相對滲透率平均最高為0.29）。

2.5 水驅油后期，水相相對滲透率上升一定程度后，不再增加

水驅油的后期，相滲曲線上明顯表明油相相對滲透率下降趨勢減緩，特別是水相相對滲透率上升一定程度后，不再增加，甚至有下降的趨勢，如圖1。

沙丘5井區梧桐溝組油藏的束縛水和殘余油飽和度偏高，含油飽和度和可動油飽和度偏低，無水期采收率和最終采收率偏低。這一特征決定了油田見水早，見水后，含水上升快，油產量下降快，無水期采收率低。儲層含水飽和度稍有增加，油相相對滲透率急劇下降，水相相對滲透率明顯上升，必然決定了油田見水后，含水上升快，產油量大幅度下降。

3 結論和建議

（1）沙丘5井區梧桐溝組束縛水飽和度Swi偏高，含油飽和度So偏低是導致注水開發中見水早、含水上升和產油量下降快的最主要原因，必須加以重視，建議重新核實油藏的含油飽和度，以利于預測今后開發動態和可采儲量。

（2）剖面調注、補層壓裂、防膨等措施已證明是行之有效的油層保護和改造措施，應進一步進行，特別是補層壓裂后的井更應采取分注。

（3）位于構造高部位，尤其是油產量降低明顯、水產量和含水率較低、斷層、裂縫不發育的區塊，可適當進行重復壓裂，這些區塊進行壓裂改造仍不失為今后增產、穩產的重要措施；東北部外圍區可選若干低產、含水又較低的井進行強化壓裂試驗，以了解其增產潛力。

（4）補層壓裂，這一措施主要是新層系投產所致，如扣除補層壓裂產量后，油藏產量繼續下降、含水率繼續上升的勢頭仍未緩解。今后穩產、增產的任務仍很艱巨，急需繼續補層壓裂，P3wt12-2儲層性質優良，仍是今后補層壓裂的主要對象。

參考文獻

[1] 裘亦楠，薛叔浩.油氣儲層評價技術[M].北京：石油工業出版社，1994.

[2] 閔琪.低滲透油氣田研究與實踐[M].北京：石油工業出版社，1997.

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