油田地質(zhì)和油藏工程

1、第二部分油藏工程方案設(shè)計(jì)錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1油田概況錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1.1地理位置錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1.2區(qū)域地質(zhì)特征錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1.2.1區(qū)域地質(zhì)背景錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1.2.2地層層序及地質(zhì)特征錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1.3儲(chǔ)層特征概述錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1.3.1油藏特點(diǎn)錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1.3.2油層分布特征錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1.3.3儲(chǔ)層物性錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1.3.3儲(chǔ)層敏感性分析錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1.3.4試油試采資料分析錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1.3.5儲(chǔ)層流體物性錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1.4儲(chǔ)量復(fù)算及評(píng)估錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1.4.1儲(chǔ)量計(jì)算單元錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。計(jì)算參數(shù)錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽

2、。儲(chǔ)量復(fù)算錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。1.5油藏動(dòng)用程度錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。2油藏工程方案部署錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。2.1油藏工程方案部署原則錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。22數(shù)值模擬研究錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。2.2.1模型的建立錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。2.2.2參數(shù)選取錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。2.2.3全區(qū)及單井歷史擬合錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。2.2.4區(qū)域剩余油分布錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。2.3開(kāi)發(fā)方式確定錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。2.4井網(wǎng)形式研究錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。2.4.1反五點(diǎn)井網(wǎng)形式錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。2.4.2反九點(diǎn)井網(wǎng)形式錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。2.5方案設(shè)計(jì)及優(yōu)化錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。2.5.1方案設(shè)計(jì)錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。2.5.2方案優(yōu)化錯(cuò)誤！未定義

3、書(shū)簽。2.6開(kāi)發(fā)階段劃分錯(cuò)誤！未定義書(shū)簽。第二部分油藏工程方案設(shè)計(jì)1油田概況地理位置地理位置位于A市MN區(qū)和W省HZ市之間的勝利村西南1約公里，區(qū)內(nèi)農(nóng)田縱橫交錯(cuò)，村莊遍布，交通便利。年平均氣溫14C，四季分明。圖2-1油田地理位置示意圖該塊為新增儲(chǔ)量區(qū)，沒(méi)有形成開(kāi)發(fā)井網(wǎng),周?chē)鸁o(wú)井站和集輸管網(wǎng)及配套設(shè)施，M2向北2.2公里（穿過(guò)兩條100米寬河道，水深3-5米）可進(jìn)入最近的配套集輸設(shè)施覆蓋區(qū)HE（由此可接入到較大的集輸場(chǎng)站，同時(shí)可交接油，也有足夠的污水來(lái)源），M1向東沿河堤土路4.6公里上公路。再繞行10-12公里可到達(dá)HE。區(qū)域地質(zhì)特征區(qū)域地質(zhì)背景目標(biāo)區(qū)域?yàn)樾略鰞?chǔ)量，構(gòu)造位置處于X坳陷中區(qū)HB

4、斷層下降盤(pán)，北、西為L(zhǎng)凸起，南至QH10井?dāng)鄬印M斷塊位于XX油田的南部，是受南側(cè)L1、西側(cè)L2，東側(cè)L3三條斷層夾持的向北西傾斜的斷塊圈閉構(gòu)造。高點(diǎn)位于M1井以南，高點(diǎn)埋深-2680m,圈閉幅度320m,圈閉面積6.1km2。地層層序及地質(zhì)特征XX油田鉆井揭示的地層自上而下依次為：第四系平原組，新近系的明化鎮(zhèn)組、館陶組，古近系的東營(yíng)組、沙河街組以及中生界。新近系的館陶組和古近系的東營(yíng)組之間，古近系的沙三段和中生界之間均為不整合接觸。在沙河街組內(nèi)部，劃分為沙一、沙三段，缺失沙二段地層，沙一下地層直接覆蓋在沙三段地層之上。含油目的層為沙三段的沙三3油組。（見(jiàn)M1、M2地層分層及巖性剖面）沙三3

5、油組根據(jù)沉積旋回和油層分布特征，又劃分為2個(gè)砂組。Es33地層分布比較穩(wěn)定，厚度70-100m，砂巖發(fā)育，巖性以淺灰色、灰褐色細(xì)砂巖為主，泥巖為深灰色。Es33在XX油田鉆遇井較少。綜上，Es33地層是該區(qū)域的主要含油層段，即主要的射孔開(kāi)發(fā)層位。儲(chǔ)層特征概述1.3.1油藏特點(diǎn)斷塊內(nèi)鉆探3口井，MM斷塊油藏埋深-2680-2913m,油藏中部海拔-2797m。M1、M2井試油證實(shí)為工業(yè)油流井，M3井為橫向測(cè)井，錄井為油斑顯示，綜合評(píng)價(jià)為油層，油層分布穩(wěn)定,未揭示油水界面，油藏類(lèi)型為層狀構(gòu)造油藏。油藏驅(qū)動(dòng)類(lèi)型為邊水驅(qū)動(dòng)。地溫梯度為3.54C/100m,壓力梯度為1.09,為正常的溫壓系統(tǒng)。據(jù)M4井

6、Es33高壓物性分析，飽和壓力9.80MPa，地層壓力35.52MPa,屬正常壓力系統(tǒng)未飽和油藏。油層分布特征3口井的油層對(duì)比圖如下圖所示，從圖中可以看出，含油層段主要是Es33地層，該地層有兩個(gè)小層，其中第二個(gè)小層在三口井附近都是含油層段，第一個(gè)小層僅在M1井附近含油。因此考慮到這種情況，建立地質(zhì)模型時(shí)，采用NTG的方法進(jìn)行粗化，僅建立在垂向上含有一個(gè)層的模型。圖2-2M3M1井油層對(duì)比圖M1M3井間油層剖面圖如下圖所示，可以看出該油藏是一個(gè)含有邊水的小斷塊，油水界面深度約為2918m，Es33為主要的射孔開(kāi)發(fā)層段，該油層的第一小層厚度較薄，第二小層較厚，兩小層之間發(fā)育一干層，建模時(shí)，采用有

7、效厚度比砂厚的方法將其處理掉。圖2-3M1M3井油藏剖面圖儲(chǔ)層物性XX油田沙三3油組取心井5口，最大孔隙度21.9%，最小孔隙度7.1%，集中分布在10-18%之間，平均15.9%;滲透率最大值67mD，最小0.3mD，集中分布在0.3-5mD之間，幾何平均3.4mD,為中孔、特低滲型儲(chǔ)層。1.3.3儲(chǔ)層敏感性分析在油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中，儲(chǔ)層巖石和流體與外來(lái)流體（注入劑）接觸，可能發(fā)生各種物理或化學(xué)作用，使得原始油藏的儲(chǔ)層性質(zhì)和流體性質(zhì)發(fā)生動(dòng)態(tài)變化，這種變化又反過(guò)來(lái)對(duì)開(kāi)發(fā)過(guò)程中的油水運(yùn)動(dòng)產(chǎn)生一定的影響。這種影響反應(yīng)的不同通常用儲(chǔ)層敏感性來(lái)表征，包括酸敏性、水敏性、鹽敏性、速敏性和堿敏性。該斷塊沉積環(huán)

8、境為近岸水下扇，儲(chǔ)層巖性以長(zhǎng)石砂巖和巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，成分成熟度低（石英含量25%40%），風(fēng)化程度中等，分選性中-好，顆粒磨圓度以次尖-次圓為主，接觸關(guān)系為點(diǎn)-線、線接觸，膠結(jié)類(lèi)型為孔隙式、孔隙-接觸式，結(jié)構(gòu)成熟度較低。膠結(jié)物以方解石為主，其次為泥質(zhì)。Es33段地層上部以褐灰色泥巖夾淺灰色灰質(zhì)砂巖和灰褐色白云質(zhì)灰?guī)r為主，下部以深灰色泥巖、灰褐色油斑中砂巖、灰質(zhì)砂巖、淺灰色粉砂巖為主。厚度較厚（100300m）。以M2井所取巖心為測(cè)試目標(biāo)，進(jìn)行巖石的五敏實(shí)驗(yàn)，結(jié)果如下：（1）酸敏實(shí)驗(yàn)分析油氣層的酸敏性是指油氣層與酸作用后引起的滲透率降低現(xiàn)象。酸敏評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)的本質(zhì)是研究酸液與油氣層的配伍性，為油氣

9、層基質(zhì)酸化時(shí)確定合理的酸液配方提供依據(jù)。酸敏指數(shù)是評(píng)價(jià)巖心酸敏程度的指標(biāo)，定義為：式中，la酸敏指數(shù)，無(wú)因次；Kw地層水滲透率；Kwa酸化后的地層水滲透率；酸敏指數(shù)與酸敏性的關(guān)系如下：無(wú)酸敏Ia0.05;弱酸敏0.05Ia0.30;中等酸敏0.30|a0.70。該區(qū)塊地層水礦化度為10502mg/l，實(shí)驗(yàn)室采用直徑為2.51cm，長(zhǎng)度為4.76cm的沙三段熒光砂巖（編號(hào)10-19-1），實(shí)驗(yàn)測(cè)得該巖樣的孔隙度為6.01%。進(jìn)行酸處理（酸液配方：12%HCI+3%HF）對(duì)比前后的地層水滲透率，得到酸敏指數(shù)為62.30,該地層極強(qiáng)酸敏，不適合酸化處理。（2）鹽敏實(shí)驗(yàn)分析鹽敏性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)的目的是了解儲(chǔ)

10、層巖樣在系列鹽溶液中礦化度不斷變化的條件下滲透率變化的過(guò)程和程度，找出鹽度遞減的系列鹽溶液中滲透率明顯下降的臨界礦化度，以及各種工作液在鹽度曲線中的位置。女口果礦化度Ci4對(duì)應(yīng)的滲透率ki4與礦化度G對(duì)應(yīng)的滲透率K滿足下式：則說(shuō)明已發(fā)生鹽敏，礦化度（鹽度）C.即為臨界礦化度Cc。以M2井沙三段的油斑砂巖（編號(hào)10-20-2）為測(cè)試對(duì)象，進(jìn)行鹽敏性實(shí)驗(yàn)，結(jié)果如下圖所示，未出現(xiàn)明顯拐點(diǎn)，進(jìn)而得到該巖樣的臨界礦化度即為地層水礦化度，10502.0mg/lo圖2-4鹽敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果（3）水敏實(shí)驗(yàn)分析水敏性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)主要是測(cè)定三種不同礦化度（初始礦化度一地層水；礦化度減半一次地層水，礦化度為0去離子水）液體的

11、巖心滲透率。首先用地層水測(cè)定巖心滲透率，然后用此地層水測(cè)定巖心滲透率，最后用淡水（一般為去離子水）測(cè)定巖心的滲透率，從而確定淡水引起巖心中粘土礦物的水化膨脹及造成的損害程度?？刹捎盟糁笖?shù)評(píng)價(jià)巖樣的水敏性，定義如下：式中，Iw水敏指數(shù)，無(wú)因次；Kl巖樣沒(méi)有發(fā)生水花膨脹等物理作用的液體滲透率，通常用標(biāo)準(zhǔn)鹽水測(cè)得的滲透率值；kL去離子水（或蒸餾水）滲透率。水敏強(qiáng)度與水敏指數(shù)成正比，其對(duì)應(yīng)關(guān)系如下：無(wú)水敏Iw0.05弱水敏0.05Iw0.30;中等偏弱水敏0.30Iw0.50;中等偏強(qiáng)水敏0.50Iw0.70;強(qiáng)水敏0.70七0.90仍采用M2井沙三段的熒光砂巖（編號(hào)10-19-2）進(jìn)行水敏性實(shí)驗(yàn)，

12、結(jié)果如下所圖示，計(jì)算得到水敏指數(shù)為0.859，為強(qiáng)水敏。圖2-5水敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果（4）速敏實(shí)驗(yàn)分析油氣層的速敏性是指在流體與地層無(wú)任何物理化學(xué)作用的條件下，當(dāng)流體在油氣層中流動(dòng)時(shí)，引起油氣層中微粒運(yùn)移并堵塞吼道造成油氣層滲透率下降的現(xiàn)象。用速敏指數(shù)來(lái)表述速敏性的強(qiáng)弱，其與巖樣的臨界流速成反比，與由速敏產(chǎn)生的滲透率傷害率呈正比，即：式中，Iv速敏指數(shù)；DK滲透率傷害率；vc臨界流速。速敏強(qiáng)度與速敏指數(shù)的關(guān)系如下：強(qiáng)速敏Iv為.70中等偏強(qiáng)速敏0.70lv為.25中等偏弱速敏0.25lv為.10弱速敏Iv0.10以M2井沙三段油斑砂巖（編號(hào)10-23-2）為測(cè)試對(duì)象，進(jìn)行速敏試驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如下圖所示，

13、該巖樣無(wú)速敏。圖2-6速敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果（5）堿敏實(shí)驗(yàn)分析堿敏評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)的目的是找出堿敏發(fā)生的條件，主要是臨界PH值以及有堿敏引起的油氣層損害程度，為各類(lèi)工作也的設(shè)計(jì)提供依據(jù)。通過(guò)注入不同PH值的地層水并測(cè)定其滲透率，根據(jù)滲透率的變化來(lái)評(píng)價(jià)堿敏損害程度，找出堿敏損害發(fā)生的條件。采用M2井沙三段油斑砂巖（編號(hào)：10-22-1）進(jìn)行堿敏實(shí)驗(yàn)，結(jié)果如下圖所示，得到其臨界PH值為7.0,堿敏指數(shù)53.19,為中等偏強(qiáng)堿敏。圖2-7堿敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果1.3.4試油試采資料分析試油就是對(duì)確定可能的油、氣層,利用一套專用的設(shè)備和方法,降低井內(nèi)液柱壓力，誘導(dǎo)地層中的流體流入井內(nèi)并取得流體產(chǎn)量、壓力、溫度、流體性質(zhì)、地層參數(shù)

14、等資料的工藝過(guò)程。試油是認(rèn)識(shí)油、氣層的基本手段，是評(píng)價(jià)油、氣層的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，是對(duì)油、氣、水層做出決定性的結(jié)論。該斷塊內(nèi)共鉆探3口井，M1井，于2009年10月完鉆，Es33綜合解釋油層4.4m/2層。試油射開(kāi)40、41號(hào)層，井段2871.9-2881.6m,2層6.6m，壓裂后采用8mm油嘴自噴，日產(chǎn)油19.93t，累產(chǎn)油135.5t,2010年5月投產(chǎn)，沖程/沖次，6m/3次，初期日產(chǎn)油15.2t，至2010年11月，累計(jì)產(chǎn)油1251.2t水330.7m3。M2井，2010年8月完鉆，Es33綜合解釋油層3.0m/1層，2010年10月試油射開(kāi)48、49、50號(hào)層，井段2892.7-2906.

15、3m,3層8.0m，壓裂后泵排15MPa，日產(chǎn)油5.7m3，累產(chǎn)油16.8m3。2010年11月投產(chǎn)，沖程/沖次，6m/2次，初期日產(chǎn)油6.98t,至2010年11月，累計(jì)產(chǎn)油150.9t水183.3m3。M3井是1969年3月完鉆的一口老井，測(cè)井系列為橫向測(cè)井，Es33綜合解釋油層4.8m/1層。1.3.5儲(chǔ)層流體物性MM斷塊原油屬輕質(zhì)常規(guī)油。地面原油密度0.8366-0.8409，地面原油粘度5.33-6.65mPa.s凝固點(diǎn)20-26E,含蠟量10.14-11.28%,含硫0.09-0.1%,含膠量16.91-17.63%，初餾點(diǎn)80-86Eo據(jù)M1井Es33試油實(shí)際水分析，地層水屬Na

16、HCO3型，總礦化度13519mg兒氯離子3155mg/l。1.4儲(chǔ)量復(fù)算及評(píng)估儲(chǔ)量計(jì)算單元XX油田MM斷塊油藏，主要含油層位為Es33油層，該油層含有上下兩個(gè)小層，從M1、M2、M3的油層對(duì)比圖可以看出，上面一個(gè)小層在M1井處為含有層，下面一個(gè)小層在三口井處均為油層。兩個(gè)小層同處于一個(gè)斷塊之內(nèi)，共用一套壓力系統(tǒng)，并且下面一個(gè)小層具有一弱邊水驅(qū)動(dòng)。故儲(chǔ)量復(fù)算分為兩個(gè)計(jì)算單元，即Es33上油層計(jì)算單元和Es33下油層計(jì)算單元。計(jì)算參數(shù)有效孔隙度由于巖芯孔隙度是在地面實(shí)驗(yàn)室測(cè)定的，而實(shí)際油層是在高溫高壓下(埋深4000m),為提高儲(chǔ)量計(jì)算的精度，需對(duì)地面孔隙度數(shù)據(jù)進(jìn)行了壓縮校正。建立的地面孔隙度s

17、與地層孔隙度f(wàn)之間的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式為：尸0.9826s-0.7997相關(guān)系數(shù)r=0.9998。測(cè)井解釋孔隙度的測(cè)井曲線選自密度和聲波測(cè)井(補(bǔ)償密度、補(bǔ)償聲波與巖芯孔隙度相關(guān)性較好)。原始含油飽和度以井M1、M2、M3的測(cè)井解釋數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，計(jì)算該井有效控制范圍內(nèi)的平均含油氣飽和度。因此采用測(cè)井解釋的含油飽和度60%作為油藏儲(chǔ)量計(jì)算的平均原始含油飽和度。原油密度原油密度取自M1井地面原油密度的平均值為0.8353。原油體積系數(shù)及原始?xì)庥捅葥?jù)M1井選送的PVT高壓物性樣品分析結(jié)果，Es33油層油藏的體積系數(shù)為33Boi=1.3138,原始溶解氣油比Rsi=87.6m/m。1.4.3儲(chǔ)量復(fù)算該斷塊為新增

18、儲(chǔ)量，是一正常壓力系統(tǒng)的未飽和油藏，該油藏主要含油層位為Es33層，該層含油面積約0.95km2，按照容積法計(jì)算該區(qū)塊原油地質(zhì)儲(chǔ)量。式中N原油地質(zhì)儲(chǔ)量，104t;A油田的含油面積，km2;h平均有效厚度，m；平均孔隙度，小數(shù)；Swi油層平均原始含水飽和度，小數(shù)；0平均地面原油密度，t/m3；Bo原始的原油體積系數(shù)，m3/m3，地層原油中原始溶解氣的地質(zhì)儲(chǔ)量表示為：式中Gs溶解氣的地質(zhì)儲(chǔ)量，108m3；Rsi原始溶解氣油比，m3/t；油田的儲(chǔ)量豐度o和單儲(chǔ)系數(shù)SNF分別表示為：以此為基礎(chǔ)可以得到Es33油層的原始地質(zhì)儲(chǔ)量為：原始溶解氣的地質(zhì)儲(chǔ)量為：油田的儲(chǔ)量豐度為：?jiǎn)蝺?chǔ)系數(shù)為：1.5油藏動(dòng)用程度

19、油層的動(dòng)用程度是指油層產(chǎn)油或產(chǎn)液厚度與油層射開(kāi)總厚度之比。油層動(dòng)用程度是油氣田開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)分析的重要指標(biāo)，油層動(dòng)用程度越大，動(dòng)用儲(chǔ)量越多，油田開(kāi)發(fā)效果越好。該油藏現(xiàn)階段共有三口井，其中兩口生產(chǎn)井，M1完鉆于2009年10月，于2010年4月正式投產(chǎn)，M2完鉆于2010年8月，11月正式投產(chǎn)，主要是采用地層能量衰竭式開(kāi)采，目前尚沒(méi)有完善的井網(wǎng)，總生產(chǎn)時(shí)間約1年多。圖2-8顯示了該油藏累產(chǎn)油、累產(chǎn)液與含水率隨時(shí)間的變化關(guān)系，可以看出自2011年2月開(kāi)始該油藏的累產(chǎn)液和累產(chǎn)油的增長(zhǎng)速度已趨于平緩。截止到2011年4月1號(hào)，該油藏共產(chǎn)出原油2254.57t,約占總地質(zhì)儲(chǔ)量的0.83%，綜合含水率約27%。

20、圖2-8XX斷塊累產(chǎn)及含水曲線2油藏工程方案部署2.1油藏工程方案部署原則以提高經(jīng)濟(jì)效益為主要目標(biāo)，盡快收回投資，獲得較高的經(jīng)濟(jì)效益。同時(shí)兼顧油藏的實(shí)際情況。三角形面積井網(wǎng)布井，井距200m左右，一次布井形成有效的開(kāi)發(fā)井網(wǎng)系統(tǒng)。油田開(kāi)采速度達(dá)到3%，穩(wěn)產(chǎn)期三年左右。油田采用依靠邊底水天然能量開(kāi)采，充分發(fā)揮邊底水能量的作用，以獲得較好的經(jīng)濟(jì)效益。直井的單井初配產(chǎn)60t/d。直井射開(kāi)程度控制在20%-30%。2.2數(shù)值模擬研究從國(guó)內(nèi)外數(shù)值模擬的應(yīng)用情況看，模型先進(jìn)、成熟，使用廣泛的主要有ECLIPSE、VIP、WorkBench、CMG，其中VIP、ECLIPSE、WorkBench在各油田較為通

21、用。對(duì)于本方案我們選用ECLIPSE，其在黑油油藏和水體模擬方面具有絕對(duì)的優(yōu)勢(shì)。根據(jù)所給資料，目標(biāo)含油區(qū)塊如下圖所示，該區(qū)塊是一個(gè)含有弱邊水驅(qū)動(dòng)的斷塊油藏，由于所給資料有限(沙一段資料缺失)，建模時(shí)僅建立Es33段地層，同時(shí)考慮到M1、M2井射孔時(shí)并不是單層射孔(M1射開(kāi)40、41號(hào)層，M2射開(kāi)48、49、50號(hào)層)，我們將兩個(gè)小層間的夾層劃入凈毛比(有效厚度比砂厚)當(dāng)中，進(jìn)行地質(zhì)建模。圖2-9XX油田M1斷塊Es33新增石油探明儲(chǔ)量含油面積圖模型的建立選用20mX20m的網(wǎng)格系統(tǒng)，縱向上僅建立含有一個(gè)油層的網(wǎng)格，共計(jì)190X90X仁17100個(gè)網(wǎng)格。在數(shù)字化和克里格插值的基礎(chǔ)上建立該區(qū)域的地

22、質(zhì)模型。由于含有溶解氣，因此所建模型應(yīng)是一個(gè)三相(油、氣、水)四組分(油、氣、水、溶解氣)的黑油模型。由于該區(qū)塊砂厚較大，從M1M3的油藏剖面圖可以看出，油水界面約處于2918m,處于網(wǎng)格內(nèi)部，因此在建模過(guò)程中，采用解析水體的辦法，加一個(gè)弱邊水。參數(shù)選取地層和流體參數(shù)表2-1Es33油層油藏地層及流體基本參數(shù)層位Es33地面脫氣原油密度(g/cm3)0.8353含油面積(km2)0.95油藏溫度C)117模擬計(jì)算地質(zhì)儲(chǔ)量(104t)18.055飽和壓力(MPa)9.8油層深度(m)2680-2913m地面脫氣原油粘度(mPa?S1.79平均孔隙度()15.9原始地層壓力(MPa)33.52平均

23、滲透率(103gm2)3.4原始含油飽和度()60壓力系數(shù)1.09地層原油體積系數(shù)1.3138原始?xì)庥捅?m3/t)78.6網(wǎng)格參數(shù)網(wǎng)格大小確定以后，其網(wǎng)格參數(shù)主要依據(jù)數(shù)字化的邊界線和等值線，進(jìn)行插值，直接導(dǎo)入模型，得到模擬計(jì)算時(shí)初始化模型的場(chǎng)參數(shù)資料數(shù)據(jù)。相滲數(shù)據(jù)油水相滲數(shù)據(jù)、油氣相滲數(shù)據(jù)，根據(jù)所給的室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)繪制相應(yīng)的相對(duì)滲透率曲線如圖2-10所示。圖2-10a油水相對(duì)滲透率曲線圖2-10b油氣相對(duì)滲透率曲線圖2-10相對(duì)滲透率曲線流體PVT數(shù)據(jù)表2-2地層原油PVTO表溶解汽油比壓力(Bar)體積系數(shù)粘度(mPa.s)011.2054.6978.6981.35421.79335.21.

24、31382.11巖石壓縮系數(shù)取值為1.5X10-5i/Bar,水的壓縮系數(shù)取值為0.000081地質(zhì)模型根據(jù)以上數(shù)據(jù)建立的最終油藏地質(zhì)模型如下圖2-11圖2-14所示。圖2-11Es3護(hù)油層三維地質(zhì)模型圖2-12Es33油層孔隙度分布圖圖2-13Es3護(hù)油層滲透率分布圖圖2-14Es33油層凈毛比分布圖圖2-15Es3護(hù)初始含油飽和度分布圖2.2.3全區(qū)及單井歷史擬合模擬中計(jì)算的原油儲(chǔ)量與儲(chǔ)量評(píng)估中復(fù)算的儲(chǔ)量接近，在歷史擬合前，為減少和避免修改參數(shù)的隨意性與盲目性，初步確定水平滲透率、垂向滲透率、傳導(dǎo)率為較靈敏參數(shù)。生產(chǎn)動(dòng)態(tài)參數(shù)擬合主要包括地層壓力、產(chǎn)水量、產(chǎn)油量等參數(shù)的擬合。利用已建立的三維

25、模型，通過(guò)調(diào)整相關(guān)的地質(zhì)參數(shù)以取得符合油藏實(shí)際的優(yōu)化地質(zhì)模型，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)，以提高預(yù)測(cè)的準(zhǔn)確性與可信度。由于該油藏含有弱邊水驅(qū)動(dòng)，油水界面位于油層之內(nèi)，在數(shù)模中，一個(gè)網(wǎng)格不可能能是即是水，又是油，所以歷史擬合時(shí)，通過(guò)添加解析水體，并采用定產(chǎn)液量生產(chǎn)進(jìn)行擬合。全區(qū)擬合結(jié)果圖2-16MM斷塊油藏全區(qū)累產(chǎn)油量擬合結(jié)果圖2-17MM斷塊油藏全區(qū)綜合含水率擬合結(jié)果M1井歷史擬合結(jié)果圖2-18M1井產(chǎn)油率擬合圖2-19M1井累產(chǎn)油擬合結(jié)果圖2-20M1井含水率擬合結(jié)果(2)M2井歷史擬合結(jié)果圖2-21M2井產(chǎn)油率擬合結(jié)果圖2-22M2井累產(chǎn)油擬合結(jié)果圖2-23M2井含水率擬合結(jié)果2.2.4區(qū)域剩

26、余油分布在地質(zhì)儲(chǔ)量、全區(qū)累產(chǎn)、全區(qū)綜合含水、單井累產(chǎn)擬合基礎(chǔ)上，分析地層壓力場(chǎng)和飽和度場(chǎng)變化情況，進(jìn)而指導(dǎo)下一步的井位部署和井網(wǎng)確定工作。截止到2011年4月1日，該區(qū)的地層平均壓力變化情況如下圖所示，約32.36MPa。與開(kāi)井初期相比，M1、M2井的產(chǎn)液量均出現(xiàn)較大降幅，地層能量已不足以將流體舉升至井口，需要補(bǔ)充能量。圖2-24MM斷塊地層壓力變化曲線圖2-25MM斷塊地層壓力場(chǎng)圖圖2-26MM斷塊地層原油飽和度分布圖開(kāi)發(fā)方式確定由于該區(qū)塊為中孔、特低滲型儲(chǔ)層，且具有較強(qiáng)的水敏性，因此不能直接注水開(kāi)發(fā)，鑒于此，我們考慮采用注氣開(kāi)發(fā)或添有防膨劑的水驅(qū)開(kāi)發(fā)。首先對(duì)于氣驅(qū)開(kāi)發(fā)，目前應(yīng)用較多的氣驅(qū)開(kāi)

27、發(fā)方式主要有：氮?dú)怛?qū)、二氧化碳驅(qū)、天然氣驅(qū)、空氣驅(qū)及煙道氣驅(qū)等。如果不考慮經(jīng)濟(jì)和氣源因素，對(duì)于大多數(shù)注氣項(xiàng)目，天然氣(濕氣或干氣)是最佳的選擇對(duì)象，存在構(gòu)造、上傾或有氣頂?shù)挠筒?，都可注天然氣。天然氣的密度比較低是一個(gè)理想的特性。在可行的情況下，通過(guò)注濕氣或液化氣建立混相帶，便可達(dá)到混相驅(qū)。文獻(xiàn)報(bào)道大都獲得了很高的采收率。在降壓開(kāi)采期內(nèi)，大部分注入的天然氣最終都能開(kāi)采出來(lái)。處理采出的天然氣將比處理C02或N2簡(jiǎn)便易行。使用天然氣，腐蝕問(wèn)題最小。如果現(xiàn)場(chǎng)使用天然氣保持壓力、回注或非混相驅(qū)替將很可能帶來(lái)大的經(jīng)濟(jì)效益。C02具有的優(yōu)點(diǎn)是它與輕質(zhì)流體溶混的壓力低，在一定壓力下，其密度將是有利條件，與N2

28、相比，C02更易于在原油中溶解。C02也有幾個(gè)不利的特性。對(duì)于注入井或生產(chǎn)井，腐蝕是一個(gè)問(wèn)題，為了除去C02，必須對(duì)采出的天然氣進(jìn)行加工處理，有的技術(shù)上受到限制。CO2可在水中溶解，因此，有些CO2難以產(chǎn)出來(lái)，在油層高溫高壓條件下，CO2的密度、壓縮性和溶混等不利因素。CO2的壓縮性與天然氣或N2比更為不利。在壓力保持或回注作業(yè)時(shí)，尤其是在存在構(gòu)造和能采用頂部注氣時(shí)，因?yàn)镹2的密度比較低，這將優(yōu)于CO2。由于壓縮性比較好，因此，對(duì)于地層虧空的充填，N2更優(yōu)于C02。對(duì)于深部高溫輕質(zhì)油藏，似乎N2更適用于混相驅(qū)替。N2腐蝕和其它化學(xué)反應(yīng)問(wèn)題最小。N2也有一些限制條件，采出的天然氣將需要用專用設(shè)施

29、除去氮?dú)猓绻褂玫氖前l(fā)動(dòng)機(jī)廢氣或煙道氣，里面將含有一些C02和其它雜質(zhì)，可能具有腐蝕性，因此需要外加凈化設(shè)備。如果考慮到溶混性，N2與C02或濕天然氣不同，它溶混壓力更高，能溶混的為更輕質(zhì)的原油。n2的成本一般可分為兩部分，即開(kāi)動(dòng)制氮廠的動(dòng)力費(fèi)和有關(guān)的操作(除動(dòng)力之外)以及維護(hù)及資本償還費(fèi)?？諝怛?qū)目前在國(guó)內(nèi)應(yīng)用較少，主要是出于安全方面的考慮，井底爆炸和管線腐蝕問(wèn)題嚴(yán)重。近年來(lái)空氣驅(qū)主要用于水驅(qū)油藏后期的高含水階段提高采收率，特別是對(duì)于一些井距較大、油層較深、油藏溫度高的區(qū)塊，效果異常明顯。其次對(duì)于水驅(qū)開(kāi)發(fā)方式，由于該區(qū)塊為中孔、特低滲型儲(chǔ)層，注水可能會(huì)發(fā)生注不進(jìn)的現(xiàn)象，而且儲(chǔ)層的敏感性還比較

30、嚴(yán)重，因此水驅(qū)開(kāi)發(fā)方式應(yīng)不適合在該區(qū)進(jìn)行。最終，有鑒于此，我們考慮采用非混相氣驅(qū)開(kāi)發(fā)方式。非混相驅(qū)采油的主要機(jī)理是：(1)有限量的蒸發(fā)和抽替；(2)降低原油粘度；(3)原油膨脹；(4)降低界面張力。非混相驅(qū)的特征主要表現(xiàn)在：注入溶劑時(shí)，一些溶于油藏流體中，一些保留為上相，因此形成兩相體系；形成的上相向前運(yùn)移，與更多的油藏流體接觸，從油藏流體中抽提(萃取)出一些中間烴組分，或原油從溶劑中抽提一部分中間烴組分。上相抽提的組分不足以在排驅(qū)前緣或后緣達(dá)到混相；由于高的流度，上相繼續(xù)在前面流動(dòng)，一些溶解于液相(油藏流體)，更多的是從原油中抽提或從上相凝析中間烴組分，但永遠(yuǎn)達(dá)不到單相體系；上相流體早期突破

31、，因此原油采收率很低。這也就提出了采用近混相驅(qū)的理論方法，即在降低注入壓力的同時(shí)，盡可能使驅(qū)替過(guò)程的效果達(dá)到與混相驅(qū)相同的效果。井網(wǎng)形式研究目前應(yīng)用較多的主要有反五點(diǎn)井網(wǎng)和反九點(diǎn)井網(wǎng)，其中，反五點(diǎn)井網(wǎng)系統(tǒng)是注入井位于中心部位，周?chē)植妓目诓捎途?，其采注比?：1，反九點(diǎn)井網(wǎng)系統(tǒng)是注入井位于中心部位，周?chē)植及丝诓捎途?，其采注比?：1。2.4.1反五點(diǎn)井網(wǎng)形式該區(qū)塊反五點(diǎn)法井網(wǎng)形式的井位部署如下圖2-27所示，加上已有的三口井，該區(qū)塊共有生產(chǎn)井19口(M14井可以用已有的老井M3井替代)，其中M15、M4、M5、M6、M1所在地區(qū)是該區(qū)油層有效厚度最大的區(qū)域，油藏儲(chǔ)量豐度最大，M14(M3)所在區(qū)域儲(chǔ)量豐度較小，M7、M8所在區(qū)域有效厚度較小、儲(chǔ)量豐度小。圖2-27MM斷塊反五點(diǎn)井網(wǎng)井位部署圖2.4.2反九點(diǎn)井網(wǎng)形式該區(qū)塊反九點(diǎn)法井網(wǎng)形式的井位部署如下圖2-28所示，加上已有的三口井，該區(qū)塊共有生產(chǎn)井13口(M12井可以用已有的老井M3井替代)，其中M4、M5、M6、M1所在地區(qū)是該區(qū)油層有效厚度最大的區(qū)域，油藏儲(chǔ)量豐度最大，M12(M3)所在區(qū)域有效厚度較小，儲(chǔ)量豐度較小，M7、M8所在區(qū)域有效厚度較小，儲(chǔ)量豐度小。圖2-28MM斷塊反九點(diǎn)井網(wǎng)井位部署圖方案設(shè)計(jì)及優(yōu)化2.5.1方案設(shè)計(jì)基于以上的井網(wǎng)形式，設(shè)計(jì)如下三種開(kāi)發(fā)方案。(1)方案一：采用三角形反五點(diǎn)井網(wǎng)形式，