石油工程设计大赛,油藏工程设计必备

第2章油田地质1.1概况A区块位于隶属新疆维吾尔自治区M县,工区地表为草原戈壁，地面较平坦,植被稀少，地面海拔70m〜270m区块内地下水埋藏较深，浅层无地下水分布•工区温差悬殊，夏季干热，最高气温可达40C以上；冬季寒冷，最低气温可达-40C以下.区内年平均降水量小于200mm,属大陆性干旱气候.工区15公里外有发电厂,25公里范围内有一个中型凝析气藏投入开发•1.2区域地质A区块俯瞰呈三角形，两边为断层边界，一边存在边水，储层向东南方向下倾，倾角5.8°,层内存在夹层•区块顶部构造图如图1-1所示剖面图如图1-2所示.图2.1A断块顶面构造图图2.2A断块油藏剖面图1.3基础资料简况1.3.1钻井资料（1）本区已有三口探井，无评价井.（2）本区三口探井进尺分别如下：D1井累计进尺1440米,D2井累计进尺1415米,D3井累计进尺1330米，三口井累计进尺4285米,取芯情况不明.1.3.2测井资料该区块目前给出了三口探井地资料，其中只有D1井有测井资料.（1）本次对区内D1井进行了CAL（井径）测井.DEN密度测井.DT（声波时差）测井.GR（伽马）测井.Rd（深侧向）.Rs（浅侧向）共6项测井数据（2）环境校正和 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 化本次数据已进行前期处理，不再进行赘述.（3）探井基础数据及部分测井解释结果如下表1-1所示.表2.1探井基础数据井名井别X坐标Y坐标地面海拔m补心高m补心海拔m完钻深度mD1直井.684571957.30264.54.52691440D2直井.424571574.73191.44.61961415D3直井.294570742.8878.12.780.81330表2.2A断块部分测井解释结果（1）小层名称井底横坐标井底纵坐标顶面深度m底面深度mD1井P1.684571957.3013871410.5P2.684571957.301413.91423.9D2井P1-1.424571574.731360.61371.6P1-2.424571574.731373.81384.6P2.424571574.731386.91396.9D3井P1.294570742.881288.81308.9P2.294570742.881312.31322.4表2.3A断块部分测井解释结果（2）小层名称有效厚度m平均孔隙度%平均渗透率x10-3卩m平均含油饱和度%D1井P121.522.71570.373.2P28.621.2720.258.0D2井P1-19.422.41340.671.5P1-29.722.31270.868.7P28.120.8580.758.4D3井P120.121.6880.963.1P24.720.1400.853.2平均21.6966.363.7（4）测井系列统计表如下:表2.4测井系列统计表岩性测井系列孔隙度测井系列电阻率测井系列CALGRDENDTRdRs表2.5测井系列解释表（1）顶面深度m底面深度m有效厚度mGRP113871410.521.548.23-71.52P21413.91423.98.656.74-86.07表2.6测井系列解释表（2）CALDTDENRsRd9.28-10.8284.58-110.032.42-2.676.38-20.236.94-24.758.96-9.4195.97-111.152.27-2.486.72-25.968.43-30.681.3.3分析化验资料本次分析取样共进行了岩心常规分析，储层敏感性分析，储层流体分析三个大项，分析项目表如下：表2.7分析及取样项目表分析项目地区^号 检测 工程第三方检测合同工程防雷检测合同植筋拉拔检测方案传感器技术课后答案检测机构通用要求培训 项目送检数目岩心常规分析A断块D3井岩性描述25孔隙度/%水平渗透率/10-3卩m2垂直渗透率/10-3卩m2含水饱和度/%含油饱和度/%碳酸盐含量/%岩石密度/g/cm3储层敏感性分析A断块D3井覆压下岩石孔渗检测4储层盐敏性评价储层水速敏评价水敏感性评价酸.碱敏感性评价储层流体分析A断块未知油藏原油及天然气性质分析未知地层水分析该区块尚未正式投入开发,仅对D1井P1层以及D2井P2层进行了试油,试油期间通过自喷及直接泵抽采油.D1井P1层在2010年8月12日进行射孔，8月14日开始采油,自喷采油进行了5天后停止.2010年8月22日开始进行机抽采油,试采进行了19天后停止,累计采油300t（图2.3）.图2.3D1井P1层试油曲线D2井P2层在2010年6月14日进行射孔，6月18日开始采油,自喷采油进行了9天后停止.2010年7月2日开始进行螺杆泵采油，试采进行了12天后停止,累计采油32t（图2.4）.图2.4D2井P2层试油曲线2油藏地质特征2.1构造特征由A断块油藏顶面构造图1.1和油藏剖面图1.2可以看出：该油藏受到沿北东-南西走向和北西-南东走向正断层地控制.目地储层位于断层下盘，向东南方向下倾，倾角5.8°,北东-南西走向地断层发育较晚，北西-南东走向地断层被其切割,而在该区域上形成了被两个断层切割地单斜构造，这两个断层作为良好地遮挡物,为油气聚集成藏提供了良好地圈闭条件.2.2储层特征根据取心井不同岩性地含油特征统计结果,P1层含油岩性为砾岩.砂砾岩.中砂岩.细砂岩,最好地是砂砾岩和中砂岩，其次是砾岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层.P2层含油岩性为砾岩.砂砾岩.中砂岩和细砂岩，最好地是砾砂岩和细砂岩,钙质砂岩和泥岩为非储集层.见表.表2.8P1层油藏岩性与含油性关系统计表岩石名称富含油油浸油斑油迹荧光不含油总计m砾岩1.061.113.654.4313.2923.54砂砾岩0.58.149.75.842.937.5534.66中砂岩7.7718.076.241.825.3939.29细砂岩4.040.20.152.255.7912.43钙质砂岩0.660.66泥岩12.2412.24总计m0.521.0129.0815.8812.0944.26122.82表2.9P2层油藏岩性和含油性关系统计表岩石名称富含油油浸油斑油迹荧光不含油总计m砾岩0.745.280.651.231.719.61砂砾岩1.3412.7420.617.298.172.1452.29中砂岩2.760.491.744.99细砂岩0.544.214.343.596.865.7325.27钙质砂岩0.660.66泥岩11.3411.34总计m1.8817.6930.2314.2916.7511.32104.16综上所述,含油岩性下限可定为细砂岩图2.5P1层砂岩分类图图2.6P2层砂岩分类图由D3井X-衍射全岩定量分析可知储层岩石成分主要为石英•斜长石.钾长石和粘土矿物.其中粘土含量平均约为9.348%,石英平均含量约58.484%,钾长石平均含量约11.472%,斜长石平均含量约20.696%.2.3.2沉积相由于该区储层以岩屑.长石质岩屑砂岩为主，更具有砾岩.中砂岩.粉砂岩.泥岩等,成分成熟度和结构成熟度均较低，砂岩储层中具有渗透率低地粉砂岩或泥岩,底部为棕褐色砂砾岩，含砂砾岩，具有碎屑岩支撑砂砾岩相，可以推断为陆相冲积扇扇中亚相地河道和漫流沉积.扇中构成了冲积扇地格架，扇中亚相具有坡度较小，辫状宽浅水道发育地特征,以辫状分支河道和片流沉积为主，垂向层序有四种类型，即正韵律型.反韵律型.完整韵律型及块状序列，以正韵律型为主，岩性序列交替频繁.由D3井常规物性分析可以看出P1层与P1层内均存在正沉积韵律特征.2.3.3储层空间类型及组合特征a）储层空间类型以粒间空隙为主，储层为细粒及中粒砂岩为主，岩石颗粒过大或过小均不利于油气储存.b）粘土成分.含量及产状］通过对A断块储层各小层样品分析,得出各层粘土矿物含量如下表：表3-1粘土矿物含量统计表P1P2合计层位粘土矿物含量%样品个数范围平均值范围平均值范围平均值伊与家混层I/S12-65伊利石I1-28咼岭石8-6643.421-7648.212-7647.17.22-275.71-2832.713-6431.08-666.031.4绿泥石C6-4716.65-3715.25-4715.5185674P1层粘土矿物含量分布图P2层粘土矿物含量分布图2.3.4储层物性P1层孔隙度分布直方图P2层孔隙度分布直方图P1层渗透率分布直方图P2层渗透率分布直方图P1层孔隙度与渗透率散点图P2层孔隙度与渗透率散点图235储层空间展布及非均质性储层向东南方向下倾，倾角5.8°,平面上呈三角形，以细砂岩为主，砂体侧向连续性好（砂体延伸＞1200n）.储层地非均质性包括层间非均质.平面非均质性和层内非均质性.（1）层间非均质性一方面是指各油层组之间.沙层之间泥岩隔层地分布变化，另一方面是指砂体在剖面上交互出现地规律性和隔层段之间物性地垂向差异性.由D3井物性检测及其他部分测井解释可以看出，隔层泥质含量较高，密封程度较好.根据D3井地岩心常规分析显示P1层与P2层之间地隔层平均孔隙度为13.5%,P1层与P2层孔隙度为22.3%~30.8%而且隔层地垂向渗透率也明显低于P1与P2层,上下层之间孔隙度和渗透率差异性较大，砂层之间地非均质性地规模较大.（2）平面非均质性平面非均质性是指一个储层砂体地集合形状.规模.连续性以及储层内各项储集参数地平面变化所引起地非均质性，它直接关系到注入剂地波及效率.根据D1井.D2井和D3井地部分测井解释可以看出,P1层与P2层平面上厚度变化不大,孔渗性均较好，均质性较好.（3）层内非均质性层内非均质性是指单一油层内部地差异性，侧重于单砂体（主要是厚砂体）内部地差异.注入剂地波及体积不仅受控于曾见和平面非均质性，而且受控于油层内部地垂向差异性.根据地层剖面图及各井地综合资料，由图可以看出,P1层构成一个复合旋律，由三个正向旋律构成.P2层大体是一个正旋律,储层地韵律性对于蒸汽驱地蒸汽运移速度.方向均有较大影响，所以在注蒸汽吞吐及蒸汽驱过程中，储层地韵律性是一个很重要地研究问 题 快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题 .]储层非均质性特征研究是开发地质研究地核心内容之一，包括从微观到宏观不同级次地非均质特征研究，是开发早期进行储层评价.开发层系划分.开发效果和动态预测地基础.储层非均质程度一般用渗透率地非均质参数，即渗透率级差（Kn）.渗透率突进系数（Tk）.渗透率变异系数（Vk）等系数来衡量.如表2.3表2.3参数名称 公式 小学单位换算公式大全免费下载公式下载行测公式大全下载excel公式下载逻辑回归公式下载 变化范围地质意义(1)Kn=Kmax/KminP1层Kmax=1761.8X10-3卩m2,Kmin=273.1X10-3卩m2,计算结果得Kn=6.45.表明非均质性一般P2层Kmax=1426.5X10-3卩m2,Kmin=148.7X10-3匕m2,计算结果得Kn=9.59.表明非均质性较强.(2)渗透率突进系数(Tk)研究Tk=Kmax/K(2)P1层Kmax=1761.8X10-3^m2,K=1044.862X10-3卩m2,计算结果得Tk=1.69.表明非均质性一般.P2层Kmax=1426.5X10-3卩m2,K=647.8X10-3卩m2,计算结果得Tk=4.36.表明非均质性较强.(3)渗透率变异系数(Vk)研究Ck(3)带入算式中，可以求得P1层Vk=0.44,P2层Vk二0.63,P1层非均质性较弱,P2层非均质性较强.由以上三个系数均可以看出，P1层地物性好于P2层.P1应该是该油藏地主要油层.2.3.6隔夹层特征在P1和P2之间有一连续地隔层，将P1和P2分隔开来，隔层岩性为褐灰色油斑泥质粉砂岩厚度介于2.2m~3.4m之间渗透率2X10-3^m2~43X10-3叩2,孔隙度介于12.9%~13.7%,相比于上下储层物性较差，含油不作考虑.在P1层D2井附近有一物性较差隔层，在剖面上呈透镜状，延伸长度大约为1.8km,由于其物性较差，严重影响原油开采，在原油开采和驱动过程中应特别注意夹层对油藏整体性质地影响.2.3.7储层综合评价层平均厚度/m有效厚度/m净厚比孔隙度/%平均渗透度/10-3卩m3P121.821.50.92822.21671252.067P210.137.1330.70420.7567.233由以上表格可以看出，P1层地各项指标均优于P2，P1层物性较好，应作为开采地主要油层,P2层相对物性较差，但是P1层中有一夹层，在表中未能反映，P2层构成一个正韵律，不利于注水或者注蒸汽开采，在设计 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 是应该考虑其旋回性.2.4油气藏类型2.4.1油气水类型此处贴测井图2.4.2温度及压力系统压力系统根据井史卡地层压力分析结果，将不同井地地层压力在同一个深度-压力曲线上表示（图），可以明显发现无论哪个井地压力曲线均表现出和深度地良好线性关系,与其所处层位并无明显关系，表明储层地P1和P2处在同一个压力系统，就地层压力而言，划分开发层系时应将P1和P2划分为同一个层系.图2.7地层压力与深度曲线图对三口探井P1.P2和P3进行了地层压力测试和饱和压力测试，三口探井地层压力测试结果如下表所示.表2.10D1井压力测试表地层压力测试m深井饱和压力m深井O931116419311151293562932151614117140915.2614197.74141615.32141715.33141915.35表2.11D2井压力测试表地层压力测试\17井饱和压力\!7井56311551563166312551663611651369318751693表2.12D3井地层压力测试表地层压力测试井深(m)压力(MPa)井深(m)压力(MPa)129215.8712928.411129415.8912948.428131616.0813168.467131716.0913178.476据该油藏三口探井实测压力.温度资料分析，储层压力一般为15.1mPa-16.09MPa地层压力明显大于饱和压力，压力梯度为1.00MPa/100m；地层温度一般为35E〜49.326C,地温梯度随深度增加而增加.油层属正常温度.压力系统油藏，油藏驱动类型为弹性驱和水驱.温度系统根据温度梯度资料，温度梯度变化大致分为两段，从井口到200m,主要受地表温度地影响；从200m到1400m,温度梯度在0.0214-0.0397C/m,温度梯度随深度增加而增加，主要受地温梯度影响，温度逐渐升高，如下表所示表2.13温度随深度变化表深度m温度C温度梯度C/m0-3.84320014.7430.092940019.3790.023260023.6570.021480028.2930.0232100034.4780.0309120041.3770.0345140049.3260.0397图2.7温度-深度关系曲线2.4.3储层流体分析结果油藏原油及天然气性质（1）脱气原油特性表2.14地面脱气原油性质层位密度g/cm350C粘度mPa•凝固占C初镏占CP10.9342229.935.4191P20.9281788.313.4154图2.8P1层地面脱气原油粘度测定结果（2）地层原油（P1层）样品PVT测试资料饱和压力（泡点压力）地层温度/C饱和压力/MPa48.98.14ii）热膨胀系数（地层压力15.44MPa下）330.0C〜489C0.3187X101/°Ciii）压缩系数（48.9C）38.14MPa至15.44MPa2.0155X10-31/MPaiv）油藏温度下（48.9C）地单次脱气数据F~tFT、比匚1.0573.3m/m地层原油体积系数5.41%地层原丫田体积收缩率-气体平均溶解系数3.19m3/m3/MPa气■体平均溶解系数单次脱气气油比25.933m/m地层原油粘度155.99IPlzTO地戸原油密度0.9103-mpa•s~g/cm天然气相对密度0.662v）油藏温度（489C）下地多次脱气实验结果压力（MPa）溶解气油比原油体积系数双相体积系数原油密度液相相对体积**15.4420.31.055/0.901699.3310.0020.31.0590.898099.73*8.1420.31.062/0.8956100.004.0011.01.0481.2920.900398.690.100.01.023/0.912096.33注：**表示地层压力*表示饱和压力20C下每立方米残余油体积含气体标准立方米数；油藏温度.分级压力下油体积与20C下残余油体积之比；油藏温度.分级压力下油气总体积与20C下残余油体积之比；油藏温度.分级压力下液体体积与饱和压力下液体体积之比.可以看出,当压力大于油藏饱和压力时，原油地溶解气油比不会降低,油藏以流体形式存在，当压力低于油藏饱和压力时，溶解气油比开始降低,气体不断从原油中析出，由于气体地析出，造成原油密度上升，原油体积系数减小.vi）多次脱气脱出气体组成（mol%）正0.120.27己/戊烷0.020.02vii）油藏天然气分析结果数据表层位相对密度甲烷%乙烷%丙烷%异丁烷%正丁烷%异戊烷%正戊烷%己烷%二氧化碳氧%氮%硫化氢%P10.66182.6814.181.210.360.620.150.1400.69000P20.66280.2017.950.810.280.170.090.040.010.46000图P1层油藏天然气含量分布图图P2层油藏天然气含量分布图地层水A区块油藏地层水主要以束缚水形式存在，自由水存在于断块底部地边水，矿化度较高，水型主要是碳酸氢钠型，这类水存在范围很广,它地出现，可以作为含油性良好地标志•本区地层水具有较高矿化度.水型简单地特点.P1层矿化度平均为17640mg/l,氯离子含量10045.29mg/l,PH值为7.80:;P2层平均矿化度平均为8664.59mg/l,氯离子含量5114.28mg/l,PH值一为6.50,水型为NaHCOIffi（表），指示了陆相沉积环境.地层水分析结果，如表所示储层地层水分析结果表P1P2平均矿化度（mg/l）176408664.59水样类型碳酸氢钠碳酸氢钠pH7.806.50样品描述无色油味透明少量絮状物沉淀无色油味透明少量絮状物沉淀2.4.6油气藏类型本油藏位于正断层下盘，由两个相交地正断层对油藏地运移起到了限制作用，整个油藏两边为断层边界，一边存在边水，储层向东南方向下倾，倾角5.8。，所以本油藏地圈闭类型是断层岩性圈闭.根据取心井不同岩性地含油特征统计结果，P1层含油岩性为砾岩•砂砾岩•中砂岩.细砂岩,最好地是砂砾岩和中砂岩，其次是砾岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层.P2层含油岩性为砾岩.砂砾岩.中砂岩和细砂岩，最好地是砾砂岩和细砂岩,钙质砂岩和泥岩为非储集层.流体性质：2.5地质储量a）储量计算单元地划分本油藏由两个油层组P1和P2组成,P1和P2在孔隙度渗透率.含油饱和度，原油地密度.气油比等均有差异，并且P1和P2之间有一个良好地隔层将两个油层组分开，所以在计算储量时，有必要将P1和P2油层组分开计算，提高储量计算地准确性和可靠性.b）含油面积参数：因为边水范围不大，因此含油面积均当做2.8km2，A区块为断层-岩性TOC\o"1-5"\h\z油气藏，岩层厚度变化不大.净毛比一般取有效厚度与岩层厚度地比值.A区块净毛比统计表井P1层厚度/mP1层有效厚度/mP1层净毛比P2厚度mP2层有效厚度/mP2层净毛比D123.521.50.9145108.6|0.86D22419.10.79585108.1J0.81D320.120.1110.10.4653平均22.533320.23330.897910.13337.1330.7039以油藏为单元，根据采用容积法计算储量，计算公式为:TOC\o"1-5"\h\zN=100AohQi/Boi(1)Nz=Np(2)式中：N—原油地质储量（体积单位），104m3;Nz—原油地质储量（质量单位），104t;Ao—含油面积，km2;h—平均油层有效厚度，m；（|—平均油层有效孔隙度,小数；SOi—平均油层原始含油饱和度，小数；p—平均地面脱气原油密度,t/m3;Boi—平均地层原油体积系数；Rsi—原始溶解气油比,m3/t.表储层参数及结果Aoh1©SoiBoiNpoNz2.819.80.2220.691251.023832.26510.934777.33562.87.130.2070.56531.023228.46740.928212.0178由上可以得出地质储量P1层约为777.34X104t,P2层地质储量约为212.02X10、，总地地质储量约为990X104t.油藏工程设计1开发原则根据有关开发方针.政策,综合考虑以下因素,提出油田开发原则a）充分考虑油田地地质特点.b）充分利用油气资源,保证油田有较高地经济采收率.c）采用合理地采油速度.d）充分利用油田地天然能量.e）充分吸收类似油田地开发经验f）确保油田开发有较好地经济效益.2开采方式2.1开发方式论证（1）弹性能量弹性开采计算采收率一般用如下公式：R=C（Pi-Pb）式中：Pi,Pb—分别为原始地层压力和饱和压力,MPa；So,Sw—分别为含油饱和度.含水饱和度,f；C,Co,Cw,Cp—分别为综合弹性压缩系数,油,水和岩石压缩系数,104MPa-1.岩石孔隙压缩系数已知为2.0155X10-31/MPa,计算得出弹性开采计算采收率是5.5%.（2）溶解气能量油田可采储量标定方法（Sy5367-89）经验公式：式中：K—渗透率（10-3^m2）;（—孔隙度,f;Swi—原始含水饱和度,f;a—饱和压力下地地层原油粘度，mPa?s；Bob—饱和压力下地原油体积系数，无因次；Pb—饱和压力,MPa；Pa—油藏废弃压力,MPa.由上式算出溶解气采收率为3.2%.（3）边底水能量P1层不存在边底水,P2层存在边水，但是本区块属于岩性油藏，边水能量有限.因此，P3wt1层边底水能量有限,可以忽略不计.（4）自然能量开采特征由此可见，尽管该区P3wt1层油藏有一定自然能量，但依靠自然能量开发，地层能量明显不足,因此，要提高该区油藏采收率，必须补充能量开发•（5）自然能量综合评价自然能量米收率为弹性米收率和溶解气驱米收率之和，该油藏地自然能量米收率为8.7%•同时参考储量计算中地采收率，确定自然能量开采技术采收率综合取值为7%.2.1.2开发方式论证通过以上自然能量开采特征和采收率预测结果可以看出，仅靠自然能量开采，产量递减快，而且采收率是相当低地，因此，需要补充能量开发，根据盆地内油藏开发经验，采用注蒸汽补充能量地开发方式.目前蒸汽吞吐技术地应用已取得了成功并成为我国稠油开发地重要手段.但由于燕汽吞吐只是注蒸汽开采地第一阶段，它仍然靠天然能量采油，只是在井底小范围内加热使原油降枯，提高其流动能力，故不可能使采收率有较大提高.为使稠油油藏获得较高地采收率，一般都应在蒸汽吞吐到一定周期后及时转入蒸汽驱开采.目前蒸汽吞吐比较早地稠油油藏，大多已面临着转蒸汽驱开采地形势.但因蒸汽驱开采受很多因素制约，如油汽比大小.经济效益.油藏地质条件.原油粘度.蒸汽吞吐过程.转入汽驱地时机.井网形式.注汽参数以及注采系统等，所以，选择合适地时机进行从蒸汽吞吐到蒸汽驱开采方式转换，显得尤为重要.从国内10个类似稠油油田地开发方式看，这类油田通常埋藏在1000m左右，层数多，有效厚度从几米到二十几米不等有地具有边底水，油田孔隙度和渗透率高,黏度数百至数千毫帕秒此类油田与本油田具有类似地地质特征，这些油田大多分布在我国辽河.胜利.新疆，油区为内陆油田采用地方式均为热力采油蒸汽驱或蒸汽吞吐，从开发效果看，热力采油地效果较好，平均采收率达33%.2.2注入方式和时机选择表1-1准噶尔盆地西北缘蒸汽吞吐筛选标准（据常毓文等，1990年）\粘度（地层温度下）/mPa•密度g/cm3有效厚度/m油层系数含油饱和度/%有效孔隙度/%单位体积含油量井深/m现行技术中价油100~10000<0.937>5.0>0.5>0.6>0.28>0.18<350高价油100~20000<0.937>5.0>0.5>0.5>0.25>0.15<600技术中价油10000~20000<0.937>5.0>0.5>0.55>0.25>0.15<600改进高价油10000~20000<0.95>5.0>0.5>0.45>0.23>0.13<600技术中价油20000~50000<0.95>5.0>0.4>0.45>0.2>0.13<1600发展高价油>50000<0.96>5.0>0.4>0.4>0.2>0.13<1600表1-1蒸汽驱筛选标准及稠油储量分类标准(据韩显卿，1993)参数组等靠现有技术二等近期技术改进-三-等待技术改进四等不适合注蒸汽1.原油密度(地层条件),mPa-s>50~10000<50000>50000相对密度>0.92>0.95>0.982.油层深度,m50~1400150~1600<18003.油层纯厚度,m>10>10>5<5.0纯厚度/总厚度>0.70>0.50>0.50<0.54.孔隙度,%>0.20>0.20>0.20<0.20原始含油饱和度，％>0.50>0.50>0.40V0.40原始体积含油量>0.10>0.10>0.08V0.08储层系数,104t/(km2.m)>10.0>7.0>7.0<7.05.渗透率，10-3卩m2>250>250>200<200本次设计地各个参数如下:原油粘度及相对密度参数，在地层条件原油粘度下为156mPa.s,P1层原油密度0.934g/cm3,P2层原油密度为0.928g/cm3，原油密度均＞0.92g/cm3且V0.95g/cm3;油层深度参数,P1组深度在1288.8~1410.5m,P2组油层深度在1312.3~1423.9m,(3)油层纯厚度及纯厚度/总厚度参数，①P1层最大厚度21.5m,最小厚度为19.1m,平均厚度19.8m,P2层最小厚度4.7m最大厚度8.6m,平均厚度为7.13m；②P1地有效厚度/纯厚度最大值为1,最小值为0.95,P2有效厚度/纯厚度地值是.(4)孔隙度.原始含油饱和度.原始体积含油量和储层系数参数，分述如下：P1层最大孔隙度22.7%，最小孔隙度21.6%，平均孔隙度为22.22%;P2层最大孔隙度21.2%，最小孔隙度20.1%,平均孔隙度20.7%.P1层最大原始含油饱和度为73.2%，最小原始含油饱和度为63.1%，平均原始含油饱和度为69.125％；P2层最大原始含油饱和度为58.4％,最小原始含油饱和度为53.2％,平均原始含油饱和度为56.53％.P1层原始体积含油量平均值是0.13191；P2层原始体积含油量平均值是0.081324.P1层平均储层系数14.02121X104t/（km2.m；P2层平均储层系数10.61504X104t/（km2.m）.综上所述,P1层基本达到了一级开采标准，P2层基本达到了二级开采标准.由上述对比分析认为本稠油油田开发应立足热采即蒸汽吞吐或蒸汽驱从注蒸汽油藏地筛选标准来看本油藏地层压力较高,自身有一定地边水能量早期不适合蒸汽驱,但是基本符合蒸汽吞吐地条件,可在早期实行蒸汽吞吐,后期转为蒸汽驱这样还可以节约注蒸汽地成本.根据国内类似油田地开发经验,蒸汽吞吐地周期不宜过短也不宜过长,过短油井不能充分加热,蒸汽驱地能量很大一部分会作为热效应散失,过长或者吞吐次数过多,则地层能量消耗过多,甚至降低到饱和蒸汽压之下,显然不利于油层开采,会降低原油采收率,从而降低经济效益.因此合理地吞吐次数和地层参数地选择尤为重要.通过对本区相似油藏蒸汽驱地有关研究,影响蒸汽吞吐转换为蒸汽驱地因素一般包括以下几个方面：（1）起始含油饱和度为充分发挥蒸汽驱具有较高驱油效率地优势,燕汽吞吐周期不宜过多,否则会影响注蒸汽开采地总体效果.数值模拟结果（图9）表明,对于孔隙度为30%地稠油油藏,要达到大于0.15油汽比地要求,可动油饱和度应大于27.对克拉玛依六.九区原油进行地室内燕汽驱温度为200C地条件下，剩余油饱和度约为22%,据此推算,蒸汽驱起始含油饱和度最低界线应为49%.（2）蒸汽吞吐地合理界限由于蒸汽吞吐阶段主要是依靠弹性能量采油,因此,当压力降低到一定程度后,产液量递减,地下存水量增大.此时如不及时转入蒸汽驱生产,则必然使热损失增大,而降低热效应,其次由于采油井井底积存大量水,导致油相渗透率地降低,使含水率增高,从而导致蒸汽驱地失败.据克拉玛依油田九ii区齐古组燕汽吞吐7个周期地开采特征曲线表明,转汽驱地最佳时机应选择在1000-1300天左右（4个周期）.另据100X140m反九点井网,不同蒸汽吞吐周期转蒸汽驱模拟对比结果看,蒸汽吞吐4个周期转蒸汽驱比7个周期再转,最终采收率可提高5%-8%,油汽比可提高0.05左右.3）吞吐井间热连通由于燕汽驱阶段注入速度受注入压力地限制且热损失较吞吐阶段大.因此,要使蒸汽驱取得良好效果，一般需通过蒸汽吞吐预热油层，建立井间热连通•尤其是对原油粘度较高地稠油油藏更是如此•吞吐阶段是否已形成热连通，也应作为转蒸汽驱时机主要依据之一•至于如何判断是否已形成热连通，则要靠数值模拟或对实际井温度地观察来解决•3开发层系和井网井距3.1开发层系划分合理地划分开发层系，减缓了油层间地矛盾，有利于充分发挥各类油层地作用.划分开发层系为部署井网和规划生产设施等提供基础依据，同时也是生产工艺和高速开发地需要.开发层系地划分主要考虑各层系地储量基础.沉积背景及储层物性之间地差异.油层间地跨度和流体地配伍性.开发层系根据国内外油田开发实践经验和研究分析，开发层系地划分与组合应遵循以下基本原则：一个独立地开发层系必须具备一定地储量，保证油井能达到一定地生产能力.油层数少,厚度小，产能会低些,但层数多,厚度大，层间矛盾也会大.根据外油田经验，在一套开发层系内主力油层不宜超过3〜4层，小层数不宜超过10层，有效厚度不宜大于15m.同一开发层系内地油层性质应相近，主要要求油层地渗透率相近，原油粘度相近,油层地压力和分布状况不能相差过大.根据外油田地实际经验和分析，同一开发层系中层间渗透率级差(最高渗透率与最低渗透率比值)不宜超过5〜10倍.为了保证各层大致相同地生产压差，减缓层间干扰和防止流体倒灌现象，各层压力不能相差过大.开发层系之间应具有良好地隔层，保证注水开发条件下，各层系间严格地分开,防止不同层系之间发生水窜，一个开发层系应是一个水动力系统.关于隔层地界限，应以保证不水窜为原则，一般对隔层厚度限定为2〜3m.同一开发层系内单油层应相对集中，开采层段不宜过长和分散，以利于井下工艺措施地顺利进行.3.1.2D3井全岩定量分析(见附件四)D3井物性检测结果图可以看出，胶结物以石英为主，胶结类型为硅质胶结，其中含有一定量地粘土矿物，钾长石,斜长石等，3.1.4储层岩石矿物组成储层以岩屑.长石质岩屑砂岩为主成分成熟度和结构成熟度均较低储集空间类型以剩余粒间孔为（主39.8%,其）次粒内溶孔（18.1％）,粒间溶孔（12.8%,）含少量高岭石晶间溶孔.方解石晶间溶孔等.图3-1P1层砂岩分类图图3-2P2层砂岩分类图1.油层压力系统储层规模和隔层特点储层向东南方向下倾,倾角5.8°,平面上呈三角形,以细砂岩为主,砂体侧向连续性好（砂体延伸>1200m）.在储层P1和P2之间,存在一个连续地隔层,岩性为泥质粉砂岩,厚度在2-3m,与上下岩层相比,孔隙度.渗透率均明显较小,物性较差,但是可以作为良好地分隔层,将P1和P2岩层分开,并且由于其厚度较大（厚度在2~3m之间），在分层开采中,可以充分利用隔层这一特点,提高采收率.根据压力测试结果.储层各层及隔层特点和P1.P2分层试油结果,将P1和P2层划分为一个开发层系,一套井网开发.1.3.2井型.井网与井距储层空间展布及非均质性蒸汽驱开采是将蒸汽连续地注入注入井,驱替油藏流体流向生产井,并在这一过程中将油层加热,降低原油粘度,并从生产井产出.当注入地蒸汽从注入井向生产井运动时,形成儿个不同温度和不同流体饱和度地区带（见图1）蒸汽带（A）.热凝析液带（B,C）.冷凝析液带（D）和油藏流体带（E）.虽然这些区带地界线并不十分明确,但这一划分却有效地描述了蒸汽驱中所出现地各个过程.因此,在建立蒸汽驱解析模型时,这些区带应兼顾考虑蒸汽驱中典型地温度饱和度剖面示意图（据徐新伟,1998）据FarouqAli和Meldan（1979）对现场蒸汽驱地总结及Gomaa（1980）地研究,对稠油油藏蒸汽驱来说，注汽强度地临界值为1.6-2.0m3/（d•km2.m）,采注比临界值为1.2~1.5,中等蒸汽干度（40%）,这样会获得最好效果.由于这3个条件要同时满足才能取得较好地蒸汽驱效果,所以对井网井距有一定地限制.（1）公式推导RPI=nq1/qs（1）-42qs=10QshoFAd（2）由(1)式和(2)式得d二100和i左ah©FaRPl(3)从而得不同布井方式地公式组:五点法：d=100(qL/Qs*ho*RPI)A0.5qs=10-4Qs*ho*dA2反七点法：d=87.7(qL/Qs*ho*RPI)A0.5qs=2.6x10-4Qs*ho*dA2反九点法：d=86.6(qL/QS*ho*RPI)A0.5qs=4x10-4Qs*ho*dA2(2｝计算步骤将各解析模型计算出地单井最大产液量•平均产液量及不同布井方式下地n,Qs,h°,FA代入(3)式,求出不同布井方式下地合理井网井距范围,把根据平均采液量计算出地合理井距作为d地推荐值.将求出地不同d代入(2)式中求qs据油藏实际条件，判断不同布井方式下注汽速度实际能否达到•若能，则进行下一步，若不能，则不能采用•将qs及D代入(4)式,求出井底干度•若:井底干度大于40%,则该井距合理，否则该井距不合理•在实际油田开采过程中，为了取得较好经济效益，降低开发成本，并有利于后期剩余油开采开发，类似稠油油田常采用反九点法开采•反九点法：d=86.6(qL/QS*ho*RPI)9.5qs=4X10-4Qs*ho*dA2带入数值，由数据模拟采液量为15t/d,注采比为1.3,井组内单位油藏体积地注气速率为1.8m3/(d*km2*m),RPI值确定为0・030866・由此可以得出井距为83・85m,在综合考虑实际情况，便于实际开发，井距确定为85m,单井注入量为l08t/d・蒸汽干度不容易直接测量，一般用下列经验公式求取：gh=QvutJ-于+0・。0戈D,*(4)将井距推荐值代入解析模型，重新调整注汽参数,计算油藏采收率•根据采收率可以求出整个区块地采油量，在已知原油价格地前提下，即可求出总产值(；=尸皿OOIP枷考虑钻井费•地面建设费及操作费地总投资为/二N/d+Wzh总地收益为Id考虑钻井费.地而建设费地单井投资，万元；D—油藏深度,m;d—相邻生产井井距，m;Er-米收率；Fa—井组面积系数(五点法为1,反七点法为2.6,反九点法为4.0);ho-净油层厚度,m;I—总投资，万元；G—总产值，万元；Msteam■，—操作费，万元；N—油田内总井数，口；n—井组地采注井数比；00IP—油藏地质储量,104t;P—利润，万元;Price—油价，元/t;Qydh,Qyup—井底和井口蒸汽干度,%;qs—注汽速度,m3/d;ql—单井采液能力,m3/d;Qs—单位注入强度m3/(;Rpi—井组采液速度与注汽速度之比；4计算采收率及确定经济效益将井距推荐值代入解析模型，重新调整注汽参数，计算油藏采收率.根据采收率可以求出整个区块地采油量，在已知原油价格地前提下，即可求出总产值TOC\o"1-5"\h\zG=Price•OOIP•Er(5)考虑钻井费.地面建设经费及操作费地总投资为I=NId+Msteam(6)总地收益为P=G-I(7)如果只有一种井网系统合理，则该井网系统即为最优井网，进而可确定采收率及经济效益.若有几种井网同时合理，则根据不同井网系统计算采收率及经济效益，经济效益相对最好者最优.5计算中地取值问题Qs在一定程度上受油藏深度和油层地净总厚度比及蒸汽干度地影响.一般来说，油层浅,净总厚度比大，且井底蒸汽干度高时，可取1.6~1.7反之，可取1.8~2.0.当油层较浅，净总厚度比较大，且蒸汽干度较高时，可取1.3一1.4,反之，可取1.2~1.3.1.4开发井地生产和注入能力1•生产井地采油指数•生产压差区内油藏特征为以溶解气区为主地弹性溶解气驱动油藏，对这类油藏而言，当油层压力低于饱和压力时，造成原油在进入井筒前脱气，出现油气两相渗流，降低油层地渗流能力；但流动压力大于饱和压力时，则为油相地单相渗流，有利于保持驱动能量和油层地渗流能力.但如果流压过高，生产压差减小则影响油井产量.2•比较直井•大斜度井和水平井地产量关系3•注入井地注入能力，应说明启动压力•注入压差，吸入指数.吸水与采油能力地关系应附试采试油成果表.采油指数统计表.吸入指数统计表.分层测试成果该区块尚未正式投入开发仅有D1井P1层试油曲线以及D2井P2层试下:油曲线试油期间通过自喷及直接泵抽采油曲线如科问（年一q-0）P1层试油曲线P2层试油曲线1.5采收率及可采储量油藏条件对蒸汽驱地开发效果影响很大，它直接关系到蒸汽驱地成败.为了研究油藏条件对蒸汽驱效果地影响，我们设计了一个适合蒸汽驱地具有一定代表性地础油藏模型并在一定地蒸汽驱操作条件下，用设计开发地三维热采油藏数值模型计算了它地蒸汽驱效果.在此基上，通过影响蒸汽驱效果地主要油藏参数地敏感性分析，研究了这些参数对蒸汽驱效果地影响规律和影响程度，并把这些影响公式化最后,把这些影响因素迭加，得到预测不同稠油油藏蒸汽驱采收率地公式.（1）.油藏参数对蒸汽驱效果地影响分析（见蒸汽驱开采收率预测新方法）油藏厚度计算结果及回归公式和关系曲线见图图1-1油藏厚度对采收率地影响曲线对蒸汽驱来说，存在一个最佳油层厚度，本研究油藏模型地厚度为30m.随着偏离最佳油层厚度程度地增加,蒸汽驱效果迅速下降.其原因在于,当油层变薄时,由于向盖底层热损失地比例增大,热利用效率变差而油层过厚时,由于井筒中蒸汽一水地重力分离及油层中地蒸汽超覆现象,也会使蒸汽地热利用效率变差.蒸汽驱地经济有效厚度约在10m-50m,最佳油层厚度约在30m.•油藏原油粘度图1-2原油粘度对采收率影响曲线（据李平科等,1996）由上面曲线可以得出以下结论（1）原油粘度对数与采收率大致成线性关系,但当粘度过大时,采收率明显下降.（2）当粘度不是特别大时,当粘度增加时,采收率降低不是特别明显.（3）当粘度过大时,所需驱动力显著增加,因此在考虑经济效益地情况下,原油粘度应小于5000mPa•s.③.含油饱和度图2-3采收率与含油饱和度关系曲线由上图可以得出以下结论：（1）.稠油采收率与其含油饱和度大致成线性关系,随含油饱和度增加,采收率线性增大.（2）•含油饱和度对采收率地影响特别巨大，如空隙体积为100m3时，当含油饱和度为80%时,可以采出51.2m3（采收率为64%），降到50%后，只能采出22.5m3地油（采收率为45%）,虽然采收率下降了20%，而实际采油量却下降了56%.因此从实际采油量考虑，含油饱和度是一个非常重要地参数.（3）.如果地层含油饱和度小于45%，则蒸汽驱无效.4.油层非均质性图4渗透率变异系数对蒸汽驱开发效果影响图由上图可以看出：（1）.油层非均质性对蒸汽驱地开发效果影响很大，其采收率从均质地55%下降到变异系数为0.8地35%,下降了20%地OIP（原油初始储量），在实际油层中（渗透率变异系数0.4到0.8），蒸汽驱采收率与渗透率变异系数基本上是线性关系.（2）.渗透率变异系数大于0.7不适宜采用蒸汽驱.另外还有油藏净总厚度比和埋藏深度对蒸汽驱开采产生影响，在此不再一一赘述.综合以上分析，可以得出计算采收率地公式（1）埋藏深度v800m埋藏深度〉800m适用范围：渗透率变异系数（小于0.7）；地层原油粘度（小于5000），mPa.s；较适合复合韵律油藏，对于正韵律或反韵律油藏其结果与实际可能会有一些差别.E——注水采收率，％;卩o——地层原油粘度，mPa•S;h油层厚度,m；hr——净总厚度比，小数；D油藏埋深,m;Soi——初始含油饱和度；U——渗透率变异系数•表1-1采收率计算结果油层h/m[1(mPa-s)S/%VkhrD/mEr/%P119.82293.9322.216670.440.92811356.7549.31166P27.1331788.3120.70.630.70391381.0521.17685（2）经验公式法卩o——地层原油粘度，mPa•S;k——有效渗透率，卩m；hr——净总厚度比,小数；$——孔隙度,小数；适用范围：油层渗透率（0.1〜3.0）；孔隙度（0.25〜0.35）；净总厚度比（0.3〜0.75）；地层温度下脱气原油粘度（100〜50000）,mPa.s.表采收率计算结果有效渗透率层组21m孔隙度hr1oErP11252.0670.2221670.92812293.930.402079P2567.23330.2070.70391788.310.305057由以上计算可以看出，不同计算公式得出地结果有差异，根据以上两组计算地不同采收率，并考虑实际情况，最终采收率可以取.6数值模拟模型及方案优化6.1数值模拟模型建立6.2参数敏感性分析胶结物及储层敏感性试验岩石薄片•扫描电镜及全岩X衍射地分析资料，该区粘土矿物有蒙脱石•绿泥石•伊利石•高岭石等•硅质胶结物主要作为石英自生加大产出.以上资料说明该区存在敏感性矿物通过对本断块储层各小层样品分析，得出各层粘土矿物含量如下表：层位表3-1粘土矿物含量统计表粘土矿物含量%伊与蒙混层I/S高岭石K绿泥石CP1.范围1丿与蒙、混J层1丿O12-651-288-666-4718.平均值43.47.232.716.6P2范围21-762-2713-645-3756平均值48.25.731.015.2合计范围12-761-288-665-4774—iLuM-I—平均值47.16.031.415.5P1层粘土矿物含量分布图P2层粘土矿物含量分布图对D3井P1和P2层共4个样品分别进行了速敏•水敏.盐敏.酸敏和碱敏实验.①速敏流速敏感性是指因流体流动速度发生变化引起地层微粒运移•堵塞喉道，导致渗透率下降地现象•其研究地目地在于了解储层地临界流速及渗透虑地变化与储层中流体流动地关系，为其他敏感性流动实验提供临界流速，为确定合理地注采速度提供科学依据•根据对本区3口井4个样品地速敏试验分析结果，本区P1.P2层储层主要表现为无-弱速敏(表1•图1).表1储层速敏性评价试验结果井号层位空气渗透率(10-3出孔隙度(%)临界流速(m/day)损害率(%)速敏程度D3P1875.622.9///D3P2396.418.3//无速敏图1P1和P2层速敏测试曲线②水敏水敏是指与地层不配伍地外来流体进入地层后，引起粘土膨胀.分散.运移，从而导致渗透率下降地现象•通过试验可以了解这些过程，以及储层渗透率下降地程度•此次对本区D3井目地层段地2个样品分别按照模拟地层水〜次地层水(1/2地层水)〜蒸馏水地注入顺序进行了水敏性流动试验，根据对本区D3井2个样品地水敏试验分析结构，本区P1和P2储层主要表现为中等偏强水敏-强水敏.(表3.图3).表3D3井P1和P2储层水敏性评价试验结果井号空气注入水无离子水孔隙度水敏指数渗透率渗透率渗透率-32(%)-32-32(%)(10(im)(10(im)(10(im)水敏程度D3P1875.821..1187.636.688.8强水敏D3P2387.818.9155.772.753.3中等偏强图3D3井P1和P2储层水敏性测试曲线盐敏盐敏是指当含盐度不同于地层水矿化度地流体进入储层时，引起粘土矿物地物理和化学变化，堵塞孔喉而造成渗透率下降地现象.储层盐敏性是储层耐受低盐度流体能力地量度•根据对本区3口井4个样品地盐敏试验分析结果(表4•图4),本区P1.P2储层主要表现为强〜极强盐敏.表3P1和P2层盐敏性评价试验结果井号层位气体渗透率10-3pm2孔隙度(%)注入水渗透率-32(10pm)无离子水渗透率-32(10pm)盐敏指数(%)盐敏程度D3P1870.822.7231.618.192.18极强D3P2387.818.7168.332.580.71强表3P1和P2层盐敏性测试曲线酸敏和碱敏酸敏性是指酸液进入储层后与储层中地酸敏性矿物发生反应，产生凝胶或沉淀，也可能释放出微粒，致使储层渗透率下降地现象.酸液进入油层后，一方面可以改善油层地渗透率，另一方面又与油层中地矿物及地层流体反应产生沉淀并堵塞油层地孔喉.酸敏性是最典型地伴随化学反应地一类地层损害.酸敏性导致地层损害地形式主要有两种，一是产生化学沉淀或凝胶，二是破坏岩石原有结构，产生或加剧速敏性.碱敏性是在钻井或完井过程中，所使用地碱性钻井.完井液会对地层造成损害导致渗透率降低地现象.P1层.P2层岩心样品均为弱酸敏.弱碱敏.此处不再赘述.综合上述试验结果，该区稠油具有无-弱速敏.中等偏强-极强水敏.弱酸敏.临界矿化度为3000〜12000ml/L.弱碱敏-中等碱敏，储层敏感性因素较多.因此本区油井在转井.作业.工艺措施等施工过程中，各种入井液会不同程度地引起水敏.盐敏,造成油层伤害，影响油井试油试采效果.主要地伤害