红山油田红003井区位于准噶尔盆地西北缘,本文主要针对红003井区清水河组在生产过程中出现的油水关系不清晰和油水层识别难度大的问题,开展红003井区边部油层油水分布规律研究。利用油水层测井响应特征,逐井分析油层、水层的纵向分布特征,确定单井油水剖面;结合断裂、构造、岩性特征和生产动态研究边部油层油水分布特征及控制因素。前人的研究曾认为本区油水界面统一,水层以边水为主,主要分布在东南部的低构造部位。但随着开发的深入,东部部分区域也出现了含水井,油水分布特征比较复杂。为了进一步确定本区的油水分布规律,本文利用已完钻井测试资料,结合构造、流体特征、平面分布特征及成藏机理,开展油水平面分布规律、控制因素及开发潜力研究。依据试油试采结果,结合测井技术进行油水层识别,建立了油水层测井解释图版,将油水层解释结果与试油结果以及已有的区域地质特征研究成果相结合,分析了红003井区边部油层的油水分布规律。研究表明,本区宏观总体特征属于构造-岩性油藏,但储层非均质性使油藏油水界面更复杂,通过本次研究得到认识为:没有统一的油水界面且位置差异较大(相差130米左右),总体趋势为“南低北高”;水层分布广泛,从北到南逐渐增加;影响油水分布规律的因素较多:储层物性非均质性、隔夹层分布是其主控因素,油藏形成条件、原油性质、油藏改造等因素也不同程度的影响了油水的分布。通过对红003井区的油藏地质特征,油水特征以及油水界面分析研究,对开发有利区域进行了分析与预测,最终筛选出有利区1 1个,对进一步开发部署及扩边具有重要指导意义。获得以下主要成果和认识:(1)根据新增加的试油、试采和开发资料,对原油层解释模型进行了修正,完善了油层识别图版。确定了油层的分布范围:孔隙度分布区间为19%～34%,电阻率分布区间为20Ω·m～70Ω·m,含油饱和度分布区间为50%～81%。(2)本区水层的认识经历了 3个不同的阶段;第一个阶段为储量计算时,认为油藏类型是简单的构造-岩性油藏,以边水为主,主要分布在油藏东南部的低构造部位,油水界面统一为-340m;第二个阶段为储量计算后,开发方案编制时,根据新的试油试采资料,边水不仅只分布在油藏东南部的低构造部位,也在东部局部区域分布;第三个阶段为本次研究后,水层并非仅仅发育在东南部或东部,而是覆盖全区。主要特征为从北向南,逐渐增加。(3)对油层的平面展布特征和剖面展布特征进行了研究,分析研究油水界面特征。油藏在红003井西断裂附近呈条带状分布,东西向变化较大,南北变化较小。该断裂是本区控带、控层断裂,也是主要油气运移通道;主体区域高值区分布为透镜状分布,边部区域(红069井、红074井附近和红077井以南)油层厚度明显变薄。研究区油水界面主要特征为全区油水界面差异较大,最低的油层底界面与最高的水层顶界面,相差130米左右;油水界面总体呈现为“南低北高”的趋势特征。(4)研究区纵向上油气藏非均质分布,无统一油水界面,规律性较差;影响油水分布规律的因素较多:储层物性非均质性、隔夹层分布是其主控因素,油藏形成条件、原油性质、油藏改造等因素也不同程度的影响了油水的分布。(5)有利区域开发建议。综合研究有效厚度、孔隙度、原油粘度、边水特征,确定了边部油藏11个有利区。