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《南梁油田志》编纂组
南梁油田地理位置图
概述
第一章油田地质
第一节地质构造
第二节沉积与储层
第三节流体性质与渗流特征
第四节油田储量
第二章开发部署与调整
第一节开发试验
第二节开发方案
第三节开发调整
第四节动态监测
第五节开发控制
第三章钻井与采油工程
第一节钻井完井工艺
第二节举升工艺
第三节注水工艺
第四节增产措施
第五节维护性措施
第六节修井工艺
第四章地面生产系统
第一节油气集输系统
第二节油气水处理系统
第三节注水系统
第四节地面配套工程
第五章大事记要
附录
南梁油田隶属于中国石油长庆油田公司第二采油厂,地理上位于甘肃省华池县纸坊乡境内、陕西省志丹县义正乡内,油区内地表属黄土塬地貌,地面海拔1442~1673m。
气候干旱,年平均降水量570mm左右,多集中在7、8月份,气温-15℃~35℃,年平均气温约10℃。
浅水资源丰富,主要含水层有宜君洛河组、华池组、环河组。
工业用水开采层为宜君洛河组,单位产水量大于10m3/d·
m,水质差,矿化度大于2g/l。
油区交通不便,距华池县城6km。
一、油田概况
(一)地质概况
南梁油田位于鄂尔多斯盆地南部沉积中心,主要含油层为三叠系延长组和侏罗系延安组。
三叠系延长组是一套以碎屑岩为主的内陆湖泊-三角洲沉积,三角洲分流河道和河口坝砂体是油气的良好储层,盆地沉积中心的暗色湖相泥岩、油页岩是良好的生油岩,半深湖及沼泽相泥岩为主要盖层。
(二)构造特征
南梁油田区域构造位于陕北斜坡南部,该区局部构造为一西倾单斜,坡度不足一度,斜坡上发育轴向北东—南西向鼻隆构造。
构造对主力油层长4+5控制作用较小,油气圈闭主要受岩性变化和储层物性控制。
(三)储层特征
南梁油田长4+5储层岩性为灰色、灰绿色、灰褐色岩屑质长石细纱岩,岩石普遍表现为成分成熟度偏低,结构成熟度中等的特点。
砂岩粒度以细砂(87.88%~92.3%)为主,粒度中值0.1098~0.1556mm;
磨圆度以次棱角状为主;
分选较好;
接触关系以点-线状为主;
胶结类型以孔隙-薄膜型、孔隙-再生型为主。
南梁油田长4+5陆源碎屑含量88.6%,其中石英含量33.1%,长石含量38.7%,岩屑含量16.6%,主要为变质岩屑和云母类。
南梁油田长4+5储层面孔率4.9%,孔隙类型可分为剩余粒间孔、溶孔、晶间孔、微孔和微裂隙五种类型;
孔隙组合以剩余粒间孔为主(平均3.5%),溶孔次之(平均1.1%),少量晶间孔、微孔和微裂隙。
根据1991年,王喜娥等人确定的延长组低渗透储层孔隙和喉道分级标准,南梁油田长4+5储层孔隙结构以小孔隙、微细喉道为主。
平均孔径10~50μm,排驱压力高0.9520MPa,中值半径0.1429μm,最大孔喉半径1.5570μm,最大进汞饱和度83.7061%,退汞效率33.72%,流体渗流阻力大。
根据南梁油田长4+5物性分析结果统计,北部4口井平均渗透率为1.3×
10-3μm2,平均孔隙度13.9%;
南部11口井平均渗透率为0.5×
10-3μm2,平均孔隙度13.3%,说明本区长4+5储层物性差,为特低渗透储层。
根据粘土矿物X衍射分析结果,南梁油田长4+5储层中常见的敏感性矿物主要有绿泥石(含量84.9%),其次为伊利石(12.1%)和伊蒙间层(4.6%),敏感性实验结果表明该区长4+5为弱-无水敏、弱-无速敏、中等偏弱-无酸敏、弱-无盐敏。
(四)渗流特征
南梁油田长4+5储层4块岩芯测试结果,无因次吸水量2.17%~4.54%。
不吸油,为亲水油层
南梁油田长4+5油层油相渗透率下降较快,水相渗透率上升缓慢,终点值低,束缚水时含水饱和度31.0%~50.5%,残余油时含水饱和度26.6%~62.94%,交点处含水饱和度51.3%~61.0%。
长4+5储层油水相对渗透率曲线的特征是随着水相饱和度的提高,油相渗透率的下降幅度很快。
交点后,油相渗透率继续很快下降,水相渗透率上升幅度小。
南梁油田长4+5无水期驱油效率20.5%~26.3%,含水95%时为34.5%~41.5%,最终为50.6%~57.8%。
(五)流体性质
南梁油田长4+5地面原油性质较好,比重0.849~0.863,凝固点20.5~25.0℃,粘度5.39~8.36mPa·
s。
地层温度57.0~61.1℃,饱和压力8.22~11.56MPa,地层原油粘度1.05~1.45mPa·
s,原始气油比为87.8~118.1m3/t。
高压物性分析所得的地层压力偏低,不能代表原始地层压力,根据邻近油藏平均压力系数0.75左右及该区油藏埋深计算,南梁油田长4+5油藏原始地层压力为14.0MPa。
地层水Cl含量19382~45946mg/l,总矿化度74.95~81.0g/l,水型为CaCl2。
(六)油藏类型
油田原始地层压力12.61~15.74MPa,平均14.48MPa。
压力系数0.84~1.10,为同一压力系统。
饱和压力0.69~7.13MPa,平均4.21MPa。
原始气油比10.2~77.0m3/t,平均45.3m3/t。
油砂体厚度小,边界多为岩性圈闭,受岩性构造控制的油砂体储量占78.2%,受岩性控制的油砂体储量占21.1%,受构造控制的油砂体储量占0.7%。
属于以弹性溶解气为主要驱动能量的低渗低饱和岩性构造油藏。
南梁油田长4+5属特低渗岩性油藏,油藏分布主要受岩性、物性控制,原始气油比高,为87.1~118.1m3/t,原始驱动类型为弹性溶解气驱。
由于地层平缓,隆起幅度低,导致了油田油气水分异较小,油水界面波动较小,相同区块,同一油层油水界面高低基本一致。
如南梁西区长4+5油层北部(山1-27井一带)油水界面海拔-230.03m,西南(午6井一带)油水界面海拔-230.27m。
二、油田发现
南梁油田的勘探始于七十年代初期,先后钻探剖面井、预探井等均未有大的发现,只在侏罗系延安组见到零星出油井点,延长组获油气显示。
1977年,在该区以长3、长4+5为目的层,部署探井5口(华186、华187、华188、华189、华190),当年上报控制含油面积33.3km2,地质储量857.6×
104t。
1996年华64区全面投入注水开发。
1997年滚动开发梁102区。
1998年滚动开发梁108区。
1998年,南梁油田华29区部署钻井11口,建产2万吨。
后由于延7、延8、延9砂层薄,物性差,构造变化大,含油面积小,产能低。
6月份调整为建产能1.5万吨。
实际建成1.0万吨,达不到设计要求。
1999年,午6、午7、午8井均钻遇长4+5油层,含油范围向东北扩大,新增控制含油面积19.9km2,地质储量598×
1999年,在区域上对南梁地区进行了评价解剖,通过对南梁地区侏罗系油层复查及出油井点评价分析,发现这一地区勘探程度相对较低,现有资料分析认为,延7—延9砂层有较广泛分布,但特点是砂体展布面积小、层薄,泥质含量普遍大于15%,物性较差,目前生产井区和出油井点滚动潜力不大,但在华14井和华67井周围延9层需要进一步做认识工作。
1999年,在南梁油田延长组长4+5开展复压增产措施试验,探索特低渗层措施挖潜途径,取得了一定程度的增产效果。
2000年,以长4+5油藏储量升级和扩大含油面积为目的,完钻探井6口:
午9、午10、午11、午12、午13、午14,均钻遇长4+5油层并获工业油流,同时午10井延8、午11延7试油均获工业油流。
以此为依据,当年上报长4+5探明含油面积72.1km2,地质储量3024×
104t。
2001年,为了大规模、有效开发长3油藏,在南梁西区午10-午11井区开展了超前注水开发试验。
8月份,方案设计的6口超前注水井全部投注。
为了探索南梁西区超前注水最佳时机,午10井区油井按照方案要求注水1-3个月后分批投产。
注水1个月:
投产1口午21-11井,该井初期日产油4-5t,一个月后下降到3-4t,第三个月下降到3吨以下,10月20日以后日产油能力下降到1-2吨,目前日产油能力2.1吨,综合含水8.3%,动液面由初期的881米下降到目前的1205米。
注水2个月后:
投产1口午22-11井,该井投产前测压13.76MPa,是原始地层压力的108.26%,第一个月日产油能力6-8吨,第二个月产量下降到3-5吨,第三个月产量下降到2-3吨,目前3.48吨,含水8.2%,动液面由1210米下降到1350米。
注水3个月后:
油井陆续全部投产,该阶段共投产油井9口,初期日产油能力4.3吨,目前下降为2.56吨。
从10月初投产的6口井生产情况看,产量下降比8月9月投产的两口井快,平均8-9天液量下降1m3左右,投产近两个月,产量下降了一半,初期平均日产液8-9立方米,目前只有3-4立方米。
11月初期投产的午27-8、28-7两口井自投产含水一直居高不下。
分析认为是由于午28-8井注入水单方向造成。
午28-7井判断为注入水,已计关。
从试采情况看,南梁西区表现为初期产量高,产量下降快的特点。
2002年,南梁油田西区产能建设部署钻井49口,建油井36口,注水井15口,设计单井日产油5.2t,新建原油生产能力5.6×
实际钻井45口,油井32口,注水井15口,单井日产油4.8t,新建原油生产能力4.6×
单井日产油、新建原油生产能力均未达到设计的要求。
2002-2005年,继续滚动开发,累计建产能26×
104t,2005年年产油21.6×
2003年,南梁西区动用含油面积8.5km2,地质储量566×
设计钻井63口,其中新钻62口,产能建设部署钻井63口,建油井43口,注水井20口,设计单井日产油6.2t,新建原油生产能力8.0×
实际钻井62口,油井43口,注水井19口,单井日产油4.1t,新建原油生产能力5.3×
2003年4月,借鉴华152区排状注水提高单井产能经验,在南梁油田华64区长4+5油藏,分转注6口高含水井,形成了3个排状注水开发区,累计见效11口,见效程度58%,平均单井产能由1.2t上升到2.1t。
南梁西区沉积特征为正旋回沉积,生产层段多,下部物性好,层内非均质性强,层间矛盾突出。
9口井14个井次的吸水剖面资料证实,分层吸水差异大,上部吸水比25.7%,中部吸水比49.1%,下部吸水比50.5%,易导致油层单层水淹。
2003年已有6口井由于层间矛盾突出而水淹,根据产液剖面结果,采取隔上采下措施2口,日增油3.7t,累计增油656t。
为防止油井继续爆性水淹,同时改善水井吸水剖面,经过认真细致的对层工作,提出对6口井由两层注水改为分三层注水,防止水线沿下部推进快而水淹。
为了摸清南梁西区东部砂体展布及含油情况,2003年在其东部、东北方向部署滚动评价井六口。
从完钻情况来看,均不同程度获得了油气显示,单井平均钻遇油层18.1m,油水层2m。
试油平均单井日产油13.2m3,日产水6.9m3。
基本摸清了东部、东北部的含油情况,扩大了油藏的建产规模,为南梁油田的上产提供了科学的技术依据。
2003年,在午6井的东北部以长4+5为目的层完钻3口评价井(山106、山107、山108),其中山106、山108试油获工业油流,山107试油获低产油流。
以此为依据,当年上报长4+5探明含油面积22.6km2,地质储量1567×
二、油田开发
(一)开发历程
1、滚动建产初期(1995—1999年)
1995年,滚动开发华64区侏罗系延9油藏,
1996年,华64区正式投入开发,开采层位延9、长4+5,油藏含油面积9.4Km2,地质储量489×
104t,可采储量99×
104t,标定采收率20.2%,油藏埋深1051~1701m。
1997年,大规模开发华64区三叠系长4+5油层和梁102区。
1998年,滚动开发出油井点梁108区,油田产量逐年攀升。
2、增储建产阶段(2000-2005年)
2000年,在南梁西区以储量升级和扩大含油面积为目的,完钻探井6口。
2001年在南梁西区午10-午11井区开展3万吨超前注水开发试验。
2002-2005年,继续滚动开发。
优选油层厚度大的相对高渗区集中建产,并实施超前注水。
随着产能建设的不断加大,老油田保持稳产,使得南梁油田产量连上新台阶。
(二)开发试验
1.南梁西区的投入开发
2001年在南梁西区开辟了午10-午11开发试验区,采用菱形反九点法进行开发,在开发中表现出含水上升速度快、日产油下降快、井网不适应等特点,于2002年底改用距形井网进行开发,表现出侧向油井见效、井网适应性较强的特点,后2003-2005采用距形井网进行开发,止2005年底共建成产能21万吨,油井开井数164口,井口日产液水平715立方米,日产油水平492吨,综合含水19.2%,平均动液面1531米,地质储量采油速度1.17%,采出程度2.66%,剩余可采储量采油速度6.93%;
注水井开井数68口,日注水2636立方米,月注采比3.10,累计注采比3.16。
1、“先注后采”——超前(同步)注水防止储层孔喉收缩,有效抑制产量递减
南梁西区原始地层压力为12.71MPa,压力系数为0.66,属低渗低压油藏,原始驱动能力较弱,从2001年投产的油井生产情况来看,月递减达到19%,这与南梁西区长4+5油层的高泥质含量(14%)储层中富含绿泥石、伊泥石和伊蒙石混层等敏感性矿物,粘土矿物在孔隙喉道中所存在的方式为孔衬式,应力敏感性强,地层能量降低后造成的储层孔喉收缩是不可逆转的。
在生产中也证明了这一点,滞后注水开发区,从地层能量下降到补充能量,甚至超过地层原始地层压力,测试结果表明地层表皮系数为负(即地层不存在堵塞现象),产能仍保持低产如(午27-8井),这也证明了地层孔隙收缩的不可逆性。
从南梁西区不同注水时期单井产量曲线对比可以看出,采用超前注水(先保持地层能量)后投产的油井平均单井产量明显好于同期注水和滞后注水,从目前平均单井产量来看,超前注水平均单井为3.7t,同期注水2004年为3.5t,滞后注水为2.8t,对比结果超前注水比同期注水高0.2t,较滞后注水高0.9t。
2、在边建产边分析的过程中寻找适合南梁西区特有的井网——矩形井网
2001年在南梁西区建产3.0×
104t,采用250m×
200m的井排距,菱形反九点井网进行开发试验,由于南梁西区长4+5油藏局部区域存在微裂缝,裂缝方向为北东78°
,因此处在井网东西向的角井易水淹。
这在后期的开发过程中也证明了这一点。
如午20-12井组的午20-11(投产后3个月水淹)、午20-13井(投产后11月水淹)。
南梁西区水淹井全是裂缝方向油井,针对这一现象,此后在建产过程中抽稀微裂缝存在方向上的油井,改变了开发井网,即由反九点井网转成矩形井网,经过2002、2003以及2004年的开发试验,水淹油井在矩形井网中未出现一口,且油井含水至投产后3月后产量保持平稳,证明了矩形井网是适合南梁西区长4+5油藏的。
3、实施高注采强度试验,为明年实施压裂引效做好能量基础——主要在南部低产区
南梁西区南部共有油井26口,单井平均日产液量3.09m3,日产油量1.75t(远低于南梁西区平均单井产量3.2t),对应水井13口,日注水平388m3,累计注采比为4.68,阶段注采比为5.5。
西区南部产量低的主要原因是油层物性差影响,平均油层厚度为8.6m,平均渗透率为1.37×
10-3µ
m2,地层系数(kh)相对较低,小于20um2.m,井组为同步注水或滞后注水。
针对南部的这一现状,我们在山36-01、午28-8、午26-8、山24-8等4个井组上实施了高注采强度试验,注采强度保持在3.0m3/m左右,通过注水强制恢复地层压力,观察油井见效情况,如果再见不到注水效果,2005年进行压裂引效试验。
(三)开发方案
2005年,勘探开发研究院编制了南梁西区产能建设方案,动用含油面积6km2,地质储量335×
104t,可采储量53×
设计钻井52口,其中新钻51口,产能建设部署钻油井52口,建油井35口,注水井17口,设计单井日产油4.8t,新建原油生产能力5×
实际钻油井52口,建油井35口,注水井17口,单井日产油2.8t,新建原油生产能力2.9×
(四)开发调整
2.南梁西区“南水北调”
南梁西区于2002年投产后,由于注水中存在种种问题、其产能下降快,使整个油田开发形势2003年稍有变差,于2004年提出了“南水北调”等政策后,地层压力逐渐回升,开发形势逐渐好转。
南梁西区自2002年投产后开发中虽然实施超前注水,但由于水源不足或注水系统压力低等的影响,注水近似于滞后注水,对储层伤害较大、油层压力保持水平低的问题,于2004年在加强水源井、分注井、吸水剖面的测试以及不断解决注水系统上存在的问题,对2003年产建区由于水源不足而进行了注水量的调整,提出了“南水北调(2003年产建区)”的开采政策后,2003年产建区实现了超前注水(如对山5-25井测压,压力为14.338兆帕,明显高于其它区域),2004年单井产量有所提高(4.0吨),夯实了西区的老区稳产基础,南梁西区老井产量呈上升趋势,加之建产规模的不断扩大,区块产量稳步上升,开发形势变好。
长4+5油藏在加强注水的同时,开展了部分油井转注、及侧向油井压裂引效试验,取得了很好的效果。
2003年转注梁20、23、25-14、25-16、27-12、29-11井,实施了排状注水,形成3个注水井排,对应油井见效明显,油藏单井产量由1.7吨上升到2.1吨。
2004年对排状注水区油井进行压裂引效,单井产能由1.7吨上升到2.4吨,2005年继续对梁26-15、梁27-14两口井压裂引效,平均单井产能降到2.1吨。
2005年与2004年同期相比,年综合递减由4.7%↓3.3%,自然递减由7.7%↓4.2%,油田开发形势保持稳定。
(五)开发现状
南梁油田主要包括华64、梁102、梁108、南梁西4个开发区块,含油层系为侏罗系延7、延8、延9和三叠系长4+5油藏。
截止2005年底,南梁油田探明含油面积108.8km2,地质储量5.414×
107t。
其中,侏罗系含油面积12.1km2,地质储量3.13×
106t;
三叠系含油面积97.9km2平方公里,地质储量5.101×
动用含油面积44.3km2,地质储量2.231×
107t,可采储量4.32×
106t,剩余未动用储量3.183×
107t,主要是南梁西区长4+5油藏。
2005年12月份,油井开井数221口,井口日产液水平1147立方米,日产油水平628t,综合含水35.7%,平均动液面1412m。
地质储量采油速度1.01%,采出程度4.18%,可采储量采油速度5.19%,采出程度21.49%,剩余可采储量采油速度6.18%;
注水井总井数101口,开井数99口,日注水3605m3,月注采比2.88,累计注采比2.31。
四、开发工程
(一)钻井工程
(二)采油工程
(三)地面工程
五、大事记要
1997年4月,南梁油田华64区延9油藏投入注水开发,初期梁9、梁33-11两口井注水。
1998年3月,从华池采油作业区分离组建了南梁采油作业区。
作业区不设小队,直接管到井站和班组。
1999年7月,南梁-山庄油田由原来滚动勘探开发变更为油气开采项目。
2001年南梁油田西区投入开发。
2002年5月,中央电视台“心连心”艺术团派出小分队赴南梁革命根据地慰问演出,慰问扎根深山的石油人。
2003年9月,南梁集油站、南梁-华池输油管线全面投运,该作业区长达五年的拉油历史宣告结束。
2004年4月23日,南梁作业区原油日产水平一举突破了500吨大关,达到520吨,采油二厂常务副厂长陈述智带领慰问团专程慰问,并颁发奖金5万元。
2004年,南梁油田华64区长4+5转注4口,开展排状注水试验,在地层压力稳步回升、油井有见效迹象的基础上,通过实施压裂引效试验4口,取得了日增油10.5t,平均单井增油2.6t的较好效果。
2005年1月15日,通过一年的工作,0.3毫达西攻关开发试验取得了阶段性成果,南梁西区的开发试验使单井产能稳定在4吨左右。
2005年12月3日,南梁油田原油日产量突破600吨。
2005年,引进推广了斜井产液剖面测试工艺,在南梁油田4口井上测试成功,通过应用产液剖面资料,确定高含水层和潜力层,有选择性地对潜力层实施措施,取得良好效果。
附录
一、附图、附表
图1南梁油田开发地质综合图
图2南梁油田开发层系井位图
表1南梁油田2006年底开发系统状况表
图3南梁油田相对渗透率曲线
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100
二、人物名录
1、单位名称变更:
南梁作业区(1998-2000年)
行政正职:
谢贵谦
行政副职:
雒和敏林涛王海涛赵继海
党群正职:
谢贵谦(兼)
工会主席:
2、单位名称变更:
南梁作业区(2000-2001年)
李
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- 油田