率，Neb1油水界面分布图没有给出潜在的断层溢出点，但其与Neb2及Neb3溢出点位置相同。在Neb1、Neb2、Neb3中这一类型的构造溢出点由以下事实所证实：在北部的油水接触面随着储层深度的加深而增大、不同储层拥有不同的油水界面（Neb1 为水下12995ft（3962m）、Neb2为水下13130ft（4003m）、Neb3为水下13290ft（4052m）），假设储层顶面之间的厚度为层段厚度。在稳定储层之间油水界面的此种变化可以由构造控制的充填方式解释。
Neb1构造图并未显示
图18. Neb 1顶界构造图（深度域），Neb 1油水界面（暗绿色）、断层（蓝色）。. Neb 1水道边界线为深蓝色。等值线间距为30m。OWC表示油水界面，ft ss表示海底深度， 压力圈闭分隔开，且与东南处Chevron GC205-A2井的断层相交（图18），该水道与断层组合，将油圈闭到12850ft（3918m）。断层西部与水道相交，使得Neb1层上下盘完全分开。因此，油聚集到断层后面至水道处。水道将油圈闭至沿着水道边缘或者水道内的溢出点，深度为12850ft（3918m）。
有一断层向下延伸足够长，以致将油聚集到南部油水界面——水下12850ft（3918m）处。然而，水道将南北部分
4、油层特性（Reservoir Performance）
以上对Genesis油田投产前控制油水界面的地质要素进行了分析。在油气生产对流体系
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统进行干扰之前，这些构 造要保持其完整性很多年以控制流体接触面（油田中已发现的）。现在我们将对油田生产过程中油水界面及压力的变化、控制试生产流体接触面的地质要素及这些变化之间的关系进行分析。另外，对那些在地质年代上因导水性太强而无法产生作用却在井生产期间对井动态有影响的地质因素进行讨论。
在Genesis油田各储层内部和储层之间的产油量、采收率、压力递减率及每口井采油量的明显变化（表1、2）。所有生产
井完全是压裂灌注。油田运营商Chevron公司认为已经完井的结果均比较好，因此油田产量的变化主要受储层地质条件的影响，与生产过程相关的压实作用可能也是影响因素之一。Pourciau（2005）经研究提出由于储层压力下降，压实作用引起储层渗透率大大下降，仅为原始条件下的90%。
图19. Neb3储层Chevron GC205-A2井、GC205-A3井、GC205-A4井、GC205-A1st3井最大井底关井压力（SIBHP）随时间变化图。
4.1 Neb 3
Neb 3储层是Genesis油田产量最大的储层，其初始产油量比油田其它储层都要高，且这种高产状况一直持续到开始产水阶段。该层5口开发井的产量变化趋势与贯穿油田的连通砂体模型一致，且各井的关井井底压力非常接近（图19）。Neb 3储层所有井的完井资料显示随着生产的进行，油层压力显著减少。除Chevron GC205-A1st3井之外（比其他井高出几百英尺，且仍在生产），其它井均产水，且水推进不均一。然而，由于砂体厚度的变化、含油量减少及主要含水层的相似性，水推进不均一很正常。
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Beeunas（1999）曾对Neb 3储层产 出的原油进行地球化学分析，分析结果显示在Chevron GC205-3井中的Neb 3原油与其它邻近井的原油存在差异。Beeunas（1999）认为这些差异表明Chevron GC205-3井处于独立的压力圈闭之中。而我们此次的研究结果与Beeunas相反，通过对油水界面及生产数据进行研究认为Neb 3储层在地质历史时期和油田生产时期均处于单独的压力圈闭之中。
Neb 3储层的水淹率与钻井所处的构造位置及局部储层结构有关。Chevron GC205-A4井位于较薄的水道边缘砂体处，且向上为含水地带较厚的水道轴沉积，从而显示为较早水淹现象。与此相
图20. Chevron GC205-A4井、GC205-A6井、GC205-A18井、GC205-A1st3井最大井底关井压力（SIBHP）随时间变化图。 对，较晚水淹的Chevron GC205-A2井位于水道轴，且与Neb3 Lower及Neb4油层相连通。另外，该井向上为含水地带的薄水道边缘砂体。
四口出油井于Neb 3储层共生产原油28MMBO。仅仅考虑其下倾油藏，采收率约为62％。鉴于Neb 3储层水推进的不均一性，此采收率非常高。试生产的RFT压力数据表明在油田南部，Neb 3与Neb 3 Lower及Neb 4压力连通。通过断层并置，Neb 3出油井产出的原油中约有15MMBO来自Neb 3 Lower及Neb 4。尽管，Neb4储层未曾直接生产，但Chevron GC205-A16井（生产测井仅800ft（245m），位于油田的东南部且在构造位置上比Chevron205-A2低，显示Neb3生产时已将该层中的油驱替。考虑到Neb 3 Lower及Neb 4的地层原油，Neb 3出油井的采收率降为49％左右。
4.2 Neb 2
Neb 2的出油井有三口（图12）：Chevron GC205-A4、Chevron GC205-A6及Chevron GC205-A18井。Chevron GC205-A4和Chevron GC205-A6这两口钻井是北部储层的出油井。第一年，两口井的产油量均为5000-6000bbl/d，之后，Chevron GC205-A6井的产量迅速下降，
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含水率开始增加，而Chevron GC205-A4井的产量下降趋势相对缓慢。两口井似乎均有含水层，但在Chevron GC205-A4井中的含水层有稳固的压力支撑。Chevron GC205-A6井与含水层之间的连接相对较弱，从而造成含水层的差异。地震资料显示，在Chevron GC205-A4井和Chevron GC205-A6井的下倾方向，Neb 2砂体变薄（图11），因此下倾方向上Neb 2砂体的厚度及质量都不确定。在这种情况下，认为即使这两口钻井在地质历史时期内、同一压力圈闭内达到平衡，但是这两口井之间的连通性、每口井与水层之间的连通性比不上Neb 3中各井之间的连通性。
Chevron GC205-A4井和Chevron GC205-A6井共生产原油8.4MMBO。在北部压力圈闭中，Chevron GC205-A4井和Chevron GC205-A6井下倾方向原油总量约24MMBO。这说明北部Neb 2的采收率约为35％。到目前为止，Chevron GC205-A4井的产油量依然很大。
Chevron GC205-A18井是位于南部断块的Neb 2出油井。自投产以来，该井的关井井底压力持续下降（图20），这与其所处的位置相符。由于该井处于小断块之中，与相邻断块储层只能通过断层并置连通，而这些小断层的输导能力有限。
如果只考虑该断块中Neb 2储层的原油，根据Chevron GC205-A18井的压力下降趋势来看该井的采收率相当高。通过对断层并置分析及储层压力在ChevronGC205-A18井完井的同时下降350psi（2.41MPa）表明：该断块Neb 2层与相邻断块的Neb 1储层的压力连通。而与Neb 1的连通又导致该小断块与其它断块中Neb 2砂体的连通。所以Chevron GC205-A18井产出的原油也包括这些断块中Neb 1和Neb 2砂体产出的原油。
4.3 Neb 1
Chevron GC205-A2、GC205-A3、GC205-A5、 GC205-A12st3、GC205-A14及GC205-A18井至Neb 1储层均完钻（图18）。除Chevron GC205-A12st3井出机械故障外，其它井均出油。大多数出油井的初始产量都很高。但除Chevron GC205-A5井之外，其它井的产量及压力迅速下降（图21）。与Neb 3储层不一样， 其生产率下降与刚开始产水有关，而Neb 1储层中只有Chevron GC205-A5井产水。而在Chevron GC205-A5井产水前，它已经保持了3年的高产。大多数井的关井井底压力的快速下降伴随有产量的迅速下降（图21），但是Chevron GC205-A5井例外，它呈现出相对缓慢的压力下降趋势。Chevron GC205-A14井是Neb 1储层的第一口开发井，之后每一口开发井完钻后压力随生产的下降很小或没有（图21）。Chevron GC205-A5井在油田生产1年之后完钻，该井没有压力下降，而Chevron GC205-A14井压力梯度下降值为几千psi，表明两口井处于不同的初始压力圈闭中。Chevron GC205-A2
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井的压力下降值为500psi(3.4MPa)，考虑到Chevron GC205-A14井距该井只有2000ft(600m)且在同一个压力圈闭中，而Chevron GC205-A14井经过3年半的生产其压力下降值高达5000psi（34.4MPa），所以Chevron GC205-A2井的压力下降原因需更进一步的解释。 如果考虑到Neb 1砂体处于水道-堤坝复合沉积背景，其生产动态情形就不难理解。Chevron GC205-A5井的产量最高，其含水量也比其它井高，因为该井位于水道边缘含水的厚层堤坝沉积中（图18）。而水道将该含水层与所有其它位于堤坝沉积背景下的井分隔开，这些井的压力下降趋势比Chevron GC205-A5井更大、更迅速。因此在Neb 1开发井中，除Chevron GC205-A5井之外，其它井的驱动机制为压力驱动。处于水道中的Chevron GC205-A3井产量最低（Chevron GC205-A12st3井除外，因为该井出现机械故障）。之所以Chevron
图21. Chevron GC205-A14井、GC205-A3井、GC205-A5井最大井底关井压力（SIBHP）随时间变化图。 GC205-A14井的压力下降快，而Chevron GC205-A2井的压力下降慢，因为Chevron GC205-A2井和Chevron
GC205-A14井之间的连通性非常差，而连通性差则是因为在两口井之间有水道隔离。
Chevron GC205-A14井目前已生产原油3.8MMBO。这些原油可能来自Neb 1砂体，由下盘的ChevronGC205-A2井压力下降表明，也可能通过断层并置来自Neb 2砂体。Chevron GC205-A14井Neb2储层的生产及断层并置是ChevronGC205-A18井Neb2储层压力下降350psi的最好解释。虽然Chevron GC205-A14井与井周围油的连通性较差，但其似乎有足够的储量以支持其产量。Chevron GC205-A14井的产量虽然低但是很稳定，这也与它的储层特点相符。
5、地层控制油井动态 Stratigraphic Controls on Well Performance
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