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科技成果——复杂断块油藏立体开发技术
技术开发单位
中石化胜利油田分公司
适用范围
特高含水期复杂断块油藏，特别是针对厚层断块、多油层断块以及复杂小断块三类中高渗断块油藏
成果简介
针对断裂系统复杂、断块小、油层多、井段长、非均质强、油水关系复杂的地质体，在精细地质研究、三维地质建模及剩余油分布、水驱油规律研究的基础上，精细划分油藏类型，分析不同类型油藏的地质、开发、剩余油特点与差异，集成地质、油藏、钻井、采油多学科技术，综合应用层系、井网和先进的复杂结构井技术立体组合，优化投资，最大程度地提高水驱控制和动用程度，达到均匀水驱和大幅度提高采收率的目的，是多种开发方式和开发方法的综合应用及优化过程。
工艺技术及装备
1、五级以下低序级断层描述组合技术；
2、断块油藏剩余油描述关键技术；
3、断棱精细刻画技术；
4、人工边水驱技术；
5、三级细分开发技术；
6、矢量化井网优化技术；
7、复杂结构井优化设计技术；
8、复杂结构井轨迹跟踪控制技术；
9、复杂结构井钻完井配套技术。
市场前景
该技术已先后在胜利油区等油田进行了推广应用，资源和经济效益十分突出，可在复杂断块油田推广应用。
一、单元概况1.油藏地质概况胜二区东三5单元位于胜坨油田胜利村构造西南翼，北面、东面分别被7号断层和9号断层分割与三区坨21和坨11断块相连，西及西南与边水相连，呈扇形分布，为三角洲前缘沉积的中高渗亲水砂岩油藏。
东三5砂层组埋藏深度1610-1720米。
单元含油面积2.3平方千米，油层平均有效厚度20.3米，地质储量830万吨。
单元整体为三角洲前缘沉积，全区以水下分流河道微相为主，其次为道间沉积。
储层主要是中、细砂岩，其成分成熟度，结构成熟度都较低，岩石胶结类型为孔隙-接触式，胶结疏松，出砂严重。
共有5个含油小层，小层平均渗透率最大值2412×10-3平方微米，储层的整体变异系数均处于0.4-0.65之间。
平面上渗透率1000-3000×10-3平方微米，平面上有较强的非均质性。
各小层西南面受边水控制，5砂层组水侵系数1.26×104方/（月·兆帕）。
原始油层温度60-65摄氏度，原始油层压力16.7兆帕，饱和压力9.8兆帕。
地面粘度范围225-2661毫帕秒，地层水型为氯化钙，目前地层水矿化度17000毫克/升，总之，胜二区东三段5砂层组是一个构造简单、油层厚度大、渗透性较好、油稠、低温、高盐、出砂严重、边水活跃的构造油藏。
2.单元开发简历胜二区东三单元1968年10月投入开发，到目前主要经历了天然能量开发阶段；投入注水开发阶段；综合调整产能扩建阶段；综合治理减缓递减阶段以及综合调整细分阶段,共五个开发阶段。
目前处于综合调整细分阶段，2011年针对日益变差的井网，单元实施细分单元综合调整，将单元进一步划分为二区东三13、二区东三1-3不含13、二区东三4和二区东三5等4个细分单元，其中东三4及东三5实施综合调整，共钻新井26口，东三13实施水平井开发，钻新水平井9口。
实施综合调整后东三4主体部分投入注聚开发，并于2012年11月投产。
二、基础模型建立1.静态模型的建立首先统计了352口井的静态数据（井信息、分层数据、井斜数据、砂体数据、测井数据等），保证了油藏地层格架模型的准确性。
胜利油田水驱油藏精细油藏描述做法与应用效果分析作者：张艳梅来源：《教育科学博览》2014年第03期摘要：胜利油田水驱油藏覆盖地质储量约占总储量的80%以上，已进入特高含水开发阶段，但仍有很大的开发潜力。
而精细油藏描述就是进一步提高开发效果的重要手段。
重点介绍了胜利油田水驱油藏精细油藏描述现状与做法，阐述了水驱油藏精细油藏描述成果的应用效果。
关键词：胜利油田水驱油藏精细油藏描述现状发展方向1 胜利油田水驱油藏精细油藏描述现状与做法1.1 开展储层构型研究夹层是油田开发中后期控制剩余油分布的重要因素，层内夹层对油层的分割作用和对注水的遮挡作用控制着剩余油的形成与分布。
在小层或单砂体精细描述的基础上，以层次分析、模式拟合为研究思路，首先结合野外露头、现代沉积以及井网资料建立不同层次（如复合河道砂体、单一河道砂体、单一点坝砂体、点坝砂体内部增生体等层次）的构型模式，然后应用岩心、高分辨率测井、测井精细解释、水平井、动态监测等资料，对开发井网条件下的井间构型进行拟合和预测，建立储层构型约束下的三维精细地质模型。
储层构型研究能加深层内夹层及层内非均质性的描述，并可用于油藏数值模拟，为表征特高含水期剩余油奠定基础。
1.2 低级序断层描述低级序断层延伸短、断距小，基本不控制油气的聚集，但影响油藏注水开发的水驱状况，是复杂断块油藏高含水期控制剩余油的主要因素。
油藏综合地球物理新技术为提高低级序断层描述精度提供了新的手段。
在构造模式、物理模拟和力学成因分析的指导下，认识到大断层应力转换带可直接产生低级序断层（四级以下小断层），改变了以前断层逐级派生的观点。
以岩石物理及地震正演模拟为支撑，在高精度三维地震资料高分辨率成像的基础上，钻井和地震资料联合储层反演提供了储层三维空间精细地球物理属性模型，提高了低级序断层的描述精度，精度达到断层落差5～10m、延伸长度小于100m。
1.3 剩余油分布定量预测水驱油藏剩余油富集区主要受低级序断层、夹层和物性差异等油藏非均质以及注采方式对储层中流体渗流产生的分割作用控制。
胜坨油田胜二区东二段稠油热采的实践摘要：胜坨油田胜二区东二段稠油油藏原油粘度较高，平均6439 mPa.s，油井单井产能低，截至2004年底，累计产油18.05×104t，采出程度3.93%，油藏基本满足蒸汽热采的条件。
为探讨区块注汽热采的可能性，选取位于构造中、高部的4口油井，进行热采试验，单井产量显著提高，获得了理想的开发效果和良好的经济效益，充分说明了本块稠油油藏适合蒸汽吞吐生产，为区块下部高速开发指明了方向，也为类似区块的开发，提供了借鉴经验。
关键词：胜坨油田;稠油;蒸汽吞吐;采收率1.概况胜坨油田胜二区东二段油藏，为两断层夹持的扇形构造稠油油藏，具有胶结疏松、油层易出砂、原油物性差、产能低的特点。
1969年该块东二段宁4井试油，获得工业油流2.0t/d，从而发现东二段油藏，后因产能低，油层出砂严重，没有进行进一步开发，1997年初，对该块东二段油藏进行了开发可行性评价，从而开始了该块的开发。
2.胜坨油田胜二区东二段油藏地质特征2.1地层特征。
胜二区东二段地层为一套下粗上细正韵律河流相沉积，主要岩性为杂色、灰绿色及少量紫红色泥岩与砂岩呈不等厚互层，以细到中砂为主。
从构造顶部到边部，油藏埋深1420-1500m，顶、底部均有较稳定的泥岩隔层。
2.2构造特征。
该块构造较为简单，受北、东两条断层夹持，为一扇形单斜断块构造油藏。
北断层倾角60o，落差50-90m，东断层倾角60o，落差30-50m，内部无次一级断层发育，油层主要分布在扇形断块的高部位上。
2.3沉积特征。
胜二区东二段属曲流河沉积，水体能量不大，划分为四种沉积微相：主河道微相、河道边缘微相、河漫滩微相、泛滥平原微相，主要以主河道微相、河道边缘微相为主，分布面积广，河流形状弯曲复杂，河道宽窄多变，河流方向大致有北向南。
2.4储层特征。
根据取芯井岩芯分析结果，岩石矿物主要以石英、长石为主，泥质胶结，胶结类型为接触式、孔隙-接触式。
胜坨油田一区沙二1—3剩余油分布研究作者：刘丛玮来源：《中国科技纵横》2014年第19期【摘要】胜一区沙二1-3是穹隆背斜构造，闭合高度170m，主体部位构造简单、地层平缓，地层倾角为3°-5°。
总的来看，沙二1砂组以砂体大面积分布为主，连通好；2-3砂组各小层砂体以宽窄不同的条带分布为主。
针对该油藏特征，综合应用密闭取心井分析、动态监测资料分析、油藏工程方法分析和油藏数值模拟等多种方法研究剩余油分布状况，为区块下一步的钻采方案实施具有指导意义。
【关键词】密闭取心分析油藏工程方法剩余油分布胜一区沙二1-3砂组是上油组河流相沉积的典型代表，潜力大（采出程度32.8%），与下油组三角洲前缘反韵律沉积厚层不同，河流相储层渗透率方向性更强、层内非均质性更强、水驱动用不均衡性更强，开发矛盾突出，合理认识砂组剩余油分布对进一步有效开发1-3砂组具有指导意义，应该强化对剩余油分布特征的研究，优化挖潜技术在剩余油开采过程中的使用效能[1]。
1 地质概况胜坨油田一区沙二1-3开发单元位于胜坨油田的西部高点，是一个北高南低的穹隆背斜构造油藏。
单元最大含油面积19.1km2，地质储量3740×104t。
渗透率0.1-2.8μm2，地层原油粘度10-26mPa·s，地层原油密度0.84-0.88g/cm3，原始地层压力20.2MPa，饱和压力11.9MPa，地层温度80℃。
油藏水型以CaCl2型为主，原始地层水矿化度21053mg/L。
岩石类型以粉细砂-中粗砂岩为主，底部有含砾砂岩，矿物成份主要为石英、长石。
储层主要发育正韵律，11层内存在特高渗透条带，主要存在11层底部，厚度0.5-1.5m，渗透率高达4-6μm2，比顶部高3-5倍。
2 开发历程及现状一区沙二1-3单元1964年投入开发，到目前主要经历了6个开发阶段，分别是天然能量开发阶段、注水开发初期阶段、边部加密完善阶段、加密井网综合治理阶段、注聚开发阶段、后续水驱开发阶段。
压裂防砂工艺在LPP2―X912井的应用【摘要】压裂填充防砂工艺是压裂和砾石填充两种技术结合的特殊防砂改造工艺。
主要针对中、高渗透率疏松砂岩油藏，利用非常规压裂技术，通过压裂建立高导流性裂缝，提高了地层的渗流能力，也能够减少对地层的污染，与机械防砂相结合，在减缓地层出砂率的同时，也进一步提高了防砂效果。
【关键词】压裂填充防砂；防砂工艺；压裂防砂应用疏松砂岩油藏在胜利油区分布较广，产量储量占比例较大，主要分布于浊积岩、滩坝砂和砂砾岩3类储层中。
目前主要采用套管固井射孔管内悬挂滤砂管方式完井，但这种完井方式不能完全满足疏松砂岩油藏要求，表现出了油层完善程度低、完井投资大，油井产能低等缺点。
出砂严重时还可能造成油层部位亏空、井壁坍塌、套变加剧乃至使油井报废。
因此做好防砂工作非常重要[1]。
压裂防砂工艺是针对中、高渗透率疏松砂岩油藏，利用非常规压裂技术，结合机械防砂工艺，达到提高油井产量及稳定地层砂的特殊改造工艺。
在本工艺实施过程中，通过压裂能建立高导流裂缝，提高地层渗透能力，从而解除地层污染，达到增产的目的。
同时，压裂也具有一定的缓解地层出砂的作用。
在实施压裂技术的同时，结合机械防砂技术，从而进一步提高防砂效果。
压裂填充防砂工艺技术已被认为是一种适合中、高渗透率疏松砂岩油藏的优选防砂完井和增产新技术。
一、压裂防砂技术简介压裂工艺作为一项增产措施已在低渗油气藏得到广泛应用，技术十分成熟。
随着压裂技术的进步和对不同压裂储集层条件认识的深化，压裂施工已从初期的全井大井段合压发展到多种压裂方法，压裂对象也从低渗、特低渗拓展到中高渗透储集层。
现阶段的压裂实践使我们发现：对已经造成近井地带严重伤害的油层，实施压裂改造，效果很好。
近井堵塞被解除，良好的渗流条件被恢复，油井重新获得高产。
但一般仅限于解堵型压裂，以恢复产能。
针对出砂问题却没有得到改善。
进入上世纪80年代以后，一种创新的防砂设想即把压裂和砾石充填相结合的技术――端部脱砂压裂技术应运而生。
例析不钻塞人工井壁防砂技术的应用1、前言克拉玛依油田六-九区齐古组稠油油藏的岩性以泥质胶结的灰-灰褐色细砂岩为主，油层平均中不埋藏深度260m，油层有效厚度5-20m，平均孔隙度30%，原始含油饱和度64.4%，渗透率平均为2µm2，地层压力2.03MPa，油层中部温度19.3℃，原始密度0.92-0.96g/cm3，20℃时地面脱气原油粘度在5000-100000mPa.s，粘度反应敏感，原始溶气比小，适合热力采油。
齐古组油层最显著的特点是：胶结疏松，在油层部位取出的岩心几乎全部为散砂。
岩心以钙泥质为主，多呈空隙—接触式，胶结成分主要为方解石、高岭石，其次为绿泥石、伊利石和蒙脱石。
泥质成分中以高岭石为主占56%，蒙脱石很少，占12%。
六-九区齐古组稠油油藏油层出砂严重。
全区四分之一以上的采油生产井出砂，出砂直接影响稠油井的正常生产，造成油井吞吐周期缩短，产量快速下降，严重时甚至造成油井砂埋关井。
此外，油井出砂还能使井下及地面设备产生严重腐损，缩短生产设备的使用寿命，严重制约油田的高效生产。
目前，六、九区严重出砂井396口，一般出砂井369口，出砂状况非常严重。
出砂井主要分布在六东区、九6区北、九7+8区、九浅41井区及J230井区。
各区块的出砂率分别为六区15.9%，九6区18.04%，九7+8区25.1%，九9区9.31%，J230 17.36%，九浅41 19.91%，九7+8区出砂尤为严重。
自投产以来，汽窜、出砂一直是困扰本区油井正常生产的一个问题，截止目前累积发生汽窜干扰646口，累积汽窜1784井次，而且汽窜干扰方向没有规律，汽窜同时往往造成出砂。
2、出砂情况及原因分析2.1 九7+8井区出砂情况九7+8区自投产以来，汽窜、出砂一直是困扰本区油井正常生产的一个问题，而且汽窜干扰方向没有规律，汽窜同时往往造成出砂。
九7+8区油井出砂具有普遍性，井口取样分析80%以上原油携砂，修井证实出砂井共603口，占总井数的62%。
