《石油开采开发方案》word版Word格式.docx
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通过对基础资料的整理、研究,已对其地质特征和开发特点进行了类比分析和解剖,为开发方案编制提供了可靠的依据。
(1)分别针对三叠系延长组、侏罗系##组油藏成藏规律,开展了沉积相与砂体展布、区域古地貌精细刻画,储层评价、成藏条件与勘探开发潜力分析等基础性研究;
(2)开展了储层四性关系、有效储层下限与含油面积、有效厚度、孔隙度和含油饱和度、采收率等关键储量参数的专题研究;
(3)结合开发试验与油藏评价,进行储层渗流特征和储层注入水水质配伍性试验、油藏工程等研究;
(4)对已投入开发的侏罗系##组油藏开展了油藏精细描述研究,注重油水运动规律,提高动用程度。
1.2油藏特征
地质特征
方案实施区位于鄂尔多斯盆地二级构造单元陕北斜坡中部,构造平缓,为一宽缓西倾斜坡,构造平均坡度小于1°
,每千米坡降6m-7m。
在这个斜坡带上,地震勘探没有发现明显的断层和完整的构造圈闭,发育了一些因岩性差异压实而形成的近东西或北东~南西向的鼻状隆起构造,这些鼻隆构造与砂体配合,有利区形成侏罗系油藏。
从延9顶构造看,##组油藏与构造关系密切,构造是油藏形成的重要因素,位于鼻隆轴部的井,试油产量相对较高。
同时,除了构造因素外,构造上倾方向的岩性、储层的物性变化也是形成油藏的重要因素,油藏一般分布于砂体厚带、砂层顶面变高的部位。
因此,侏罗系油藏是由构造和岩性双重作用下形成的岩性~构造或构造~岩性油藏。
鄂尔多斯盆地从晚三迭世开始进入台内拗陷阶段,形成闭塞~半闭塞的内陆湖盆,发育了一套以湖泊、湖泊三角洲、河流相为主的三迭系延长组碎屑岩沉积。
整个延长组湖盆经历了发生~发展~消亡阶段,使延长组形成了一套完整的生、储、盖组合。
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,半深湖与沼泽相泥岩为主要盖层。
三叠系沉积末,受印支运动的影响,盆地整体抬升,延长组顶部遭受不同程度的剥蚀,形成沟壑纵横、丘陵起伏的古地貌景观。
在此背景下,沉积了侏罗系富县组、##组地层。
富县组与##组下部延10地层属侏罗系早期的河流充填式沉积,对印支运动所形成的沟壑纵横的地貌起到填平补齐的作用,沟壑中主要为一套粗粒序的砂岩沉积,延10沉积末期,地貌逐渐夷平,发育了一套中细砂岩、砂泥岩与煤系地层等泛滥平原河流相沉积。
古河的下切形成了下部油气向上运移的良好通道,河流边滩亚相砂岩分选较好,渗透率较高,是有利的油气储集体,泛滥平原沉积的泥岩与煤等细粒沉积则成为油气的遮挡条件,这些条件与西倾单斜上发育的低幅度鼻状构造相配合,在本区形成众多的##组小型油藏。
2.地层对比和含油层系划分
对比原则:
在区域标志层的控制下,依据电性曲线组合特征,参考地层厚度与局部标志层划出油层组,进而根据沉积旋回、岩性变化划分出小层。
侏罗系##组区域地层对比的主要标志层为煤层,电性曲线特征表现为高电阻、高声速、大井径、低伽玛,区域地层对比将##组地层划分为10个油层组,自上而下从延1到延10。
由于直罗砂岩的下切,盆地内大多数地区##组地层保存不全,本区保留的##组地层自上而下依次为延4+5、延6、延7、延8、延9、延10共六个油层组。
延长组区域标志层K1、K2、K3、K5、K9作为本区地层对比的主要标志层。
其中K1标志层位于长7油层组中部,为一套湖相油页岩,分布稳定,电性特征表现为高时差、高伽玛、高电阻、大井径;
K2位于长63油层底部,K3位于长62油层底部,K9位于长2油层组顶部,均为凝灰岩或凝灰质泥岩,厚度1m~2m,测井曲线表现为指状高时差、高伽玛、低电阻等特征。
K2、K3标志层距长61、长62油层最近;
K9标志层是划分长1、长2油层组的重要依据。
K5标志层位于长4+5油层组的中部,为一套煤系地层,薄层煤线发育,厚度5m~10m,电性特征表现为锯齿状高时差、高电阻,自然电位曲线幅度也较小,是划分长4+5油层组的主要依据(图2-1)。
正是根据这些明显的标志层,同时结合沉积序列与岩性组合等特征将该区延长组划分为长1~长10,共10个油层组。
本区主要目的层为长6,进一步细分为长61、62、63三个小层。
图1-1陕北地区延长组主要标志层电性特征示意图
主要含油层段沉积微相和砂体展布
研究区主要含油层系为侏罗系##组延9与三叠系延长组长6。
区域研究表明,研究区长6属三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相沉积;
延9为河流-沼泽相沉积。
根据岩石结构、沉积构造、古生物化石、测井相、粒度概率曲线、相序变化等综合反映,将三角洲平原亚相划分为水上分流河道、水上天然堤、分流间洼地等3个微相;
河流相划分为河道、堤泛、洼地等3个沉积微相(表1-1),各微相沉积特征分述如下:
1)三角洲平原亚相
表1-1研究区主要含油层系沉积微相划分表
层位
相
亚相
微相
长6
三角洲
三角洲平原
分流河道
天然堤
分流间洼地
延9
河流-沼泽
河道
堤泛
洼地
由平原区较长的曲流河入湖形成的河流三角洲称曲流河三角洲,又称正常三角洲,简称三角洲。
它是在河流入湖的湖盆边缘缓坡浅水地带形成的向湖突出的略呈三角形的砂泥沉积体。
曲流河三角洲在淡水碎屑湖泊中较为发育,而且在区域上主要分布在构造条件较稳定的主物源一侧,在时间上往往出现在湖泊发展演化的水退时期,鄂尔多斯盆地延长组的三角洲主要为曲流河三角洲。
三角洲沉积通常分为三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲三个相带,在研究区主要发育三角洲平原亚相,是河流在入湖时水动力改变所形成。
三角洲前缘与三角洲平原是三角洲中砂层集中的发育带,是三角洲最主要的骨架部分,处于河口以下的浅水缓坡带,是河湖共同作用的地带。
分流河道通常是低弯度的,是一个向上变细的沉积序列,纵向上岩石组合为底部含泥砾细砂岩,上部出现块状层理细砂岩、低角度交错层理细砂岩,局部动力变化也会形成波状层理粉细砂岩,含有虫孔遗迹,层理面富含炭化植物碎屑。
电位曲线为中幅的箱形、指形组合为主,砂岩粒度细,分选一般~好,中粒径砂岩占12.0%~18.3%,细粒砂岩占到80.0%以上,平面上河道宽度较为稳定,砂体由多期河道砂层叠加而成,厚度一般8m~15m,最厚有40多米,横剖面形态为近于对称的透镜体,砂泥比介于30.0%~60.0%之间。
图1-2三角洲平原亚相各沉积微相剖面结构图
2).分流河道间沉积
系洪水期的溢岸流或决口作用所引起,可以形成天然堤、决口扇和决口河道等沉积单元。
洼地是指分流河道间与湖盆相连的相对低凹的地区,被水淹没,但水动力弱,环境比较闭塞。
沉积物主要为泥质,含少量的粉砂和细砂,砂质沉积多为洪水期溢岸流的沉积产物,具水平层理和透镜状层理,可见流水与浪成波痕。
分流间洼地沉积的形态通常为夹于分流河道砂之间尖端指向陆地的“楔状泥〞。
图1-3侏罗系##组沉积微相剖面结构图
3).河流相
河道微相:
岩性以灰色含砾粗~中粒砂岩为主,沉积韵律呈周期性正旋廻,发育大型槽状层理和斜层理,常见冲刷构造与滞留沉积。
堤泛微相:
岩性以灰色细砂岩为主,沉积韵律呈正旋廻,发育槽状交错层理和板状交错层理,自然电位曲线呈箱型或钟型。
洼地微相:
岩性组合由灰黑色泥岩、深灰色粉细砂岩组成,发育水平层理和波状层理,泥岩富含植物化石和植物炭屑,偶见虫孔、虫迹构造,自然电位偏正,声速曲线呈尖峰状高值。
2.沉积相带的平面展布
本区总体沉积面貌以三角洲沉积为主,重矿物组合以锆石-石榴子石-榍石-绿帘石为主,反映了北东物源的特征。
根据研究区已完钻井的岩心观察、电测曲线分析,结合单井相剖面,利用优势相原则,编绘了有关研究区各油层组沉积相带展布图。
长61期:
继承了长62期的沉积格局,研究区主要为三角洲平原亚相沉积,主要沉积微相是水上分流河道和分流间洼地微相,平原分流河道沉积是骨架沉积体。
侏罗系##组为河流~沼泽相沉积体系,储层以河道砂体为主,决口扇、天然堤次之。
3.砂体展布特征
长61:
三角洲平原是主要的沉积亚相。
储层砂体展布方向呈近北-南方向,与区域沉积相带的展布一致,自西向东发育两支砂带:
第一支为G38-11~杨57-33井砂体,该支砂体宽度约2km~3km左右,地层厚40m~45m,累计砂体厚度为8m~22m,最厚可达25m,砂地比38%-45%,砂体成条带状展布,砂体发育规模较大。
第二支为杨16井—新杨61-29井一线,该支砂体宽度约3km~4km左右,地层厚40m~45m左右,累计砂厚为11m~28m左右,最厚可达38m,砂地比39%-84%,砂体发育规模较大,砂体成条带状展布,在G39-12井附近砂体最厚。
砂体在纵向上的迭加主要有两种形式;
(1)、分流河道砂体与天然堤砂体迭加出现:
由于上部河道砂体对下伏砂体的切割,常使天然堤砂体保存不完整或在主河道部位消失而表现为河道沉积特征,而在河道的两侧常保留不完整的残留天然堤边缘部分,形成河道砂体的侧翼。
(2)、多期河道砂体相互迭加:
在分流河道发育的地区,常出现多个河道砂体相互迭加,由于河道砂体的相互迭加,形成河道砂体发育带。
侏罗系:
是在延长统顶河谷、斜坡和残丘的古地貌背景上填平补齐,沉积和形成的油藏受古地貌控制。
以河流-沼泽相沉积为主,岩性以深灰色、灰色、灰黑色泥岩、泥质粉砂岩为主,夹浅灰色、灰白色细砂岩、粉砂岩,上部煤层较发育。
砂体平面上呈条带状、网状展布。
1.2.3储层特征
1.岩石学特征
长6油层岩性为灰绿色长石质细砂岩,陆源碎屑中石英含量20.8%,长石含量48.5%,岩屑9.8%,云母7.4%〔表1-2〕。
表1-2靖边地区长6陆源碎屑含量数据表
石英(%)
长石(%)
岩屑(%)
云母(%)
总量(%)
靖边地区延9为灰白色粗-中-细粒岩屑、长石砂岩。
陆源碎屑中石英含量45.2%,长石含量24.2%,岩屑17.6%,云母1.1%〔表1-3〕。
表1-3靖边地区延9陆源碎屑含量数据表
油田
靖安
杨米涧
平均
长6填隙物主要由绿泥石、铁方解石、浊沸石、硅质等组成,填隙物总量13.5%〔表1-4〕。
砂岩平均粒径0.14mm,分选中~好,磨园呈次园~次棱状,正偏态,胶结类型以孔隙式胶结为主。
表1-4靖边地区长6填隙物含量数据表
绿泥石(%)
水云母(%)
硅质(%)
高岭石(%)
浊沸石(%)
铁方解石(%)
铁白云石(%)
长石质(%)
其它(%)
总量(%)
0.8
13.5
侏罗系填隙物主要由高岭石、碳酸盐、硅质与长石质量等组成,填隙物总量10.1%~13.6%〔表1-5〕。
砂岩最大粒径mm~,平均粒径mm~,分选中~好,磨园呈次园~次棱状,胶结类型以加大~孔隙式胶结为主。
表1-5靖边地区延9填隙物含量数据表
绿泥
石
水云
母(%)
高岭
石(%)
伊利石(%)
碳酸
盐(%)
长石
质(%)
菱铁矿(%)
黄铁矿(%)
2.2
2.6
1.6
3.2
0.5
10.1
1.2
2.0
3.7
3.9
0.8
1.8
0.3
13.6
2、储层物性特征
靖边地区延9平均孔隙度16.66%~16.90%,渗透率58.47mD~269.33Md(表1-6),属于中~高渗储层。
表1-6靖边地区延9常规物性分析数据表
孔隙度(%)
渗透率(mD)
16.66
58.47
本区杨57-33井长6储层段35块样品常规物性分析,孔隙度11.34%~15.53%,平均孔隙度13.14%,渗透率0.23mD~6.54Md,平均渗透率3.2Md。
3、裂缝
岩芯与野外露头观察表明陕北地区长6均存在天然微裂缝。
用古地磁法〔NRM〕对靖安油田长6岩芯进行定向分析,反映靖安油田发育有近东西向、近南北向、北东向和北西向四组裂缝,裂缝平均走向方位大致分别为87°
°
~0.6)条/m之间,裂缝间距大多数为~5m,主要为2m~3m。
高分辨率工业X-CT扫描实验结果表明:
长6岩芯普遍存在微裂缝,但长度普遍较短〔个别的可达几千微米,短的仅有500μm左右,宽度300μm左右〕,呈弯曲状,故这些天然微裂缝对储存层渗流影响不大。
~°
,平均70°
;
地应力方位测定的最大主应力方位为NE72°
地层倾角测井求得的最大主应力水平方向NE69°
,两者都与数值模拟结果吻合。
运用微地震法对靖安油田水力压裂人工裂缝方位进行了监测,结果表明人工裂缝延伸的方向与最大主应力方向基本一致。
4、储层孔隙类型和孔隙结构特征
〔1〕孔隙类型
长6储层孔隙类型有粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、浊沸石溶孔等,其中粒间孔是本区最主要的储集空间,总μm〔表1-7〕。
表1-7靖边地区长6孔隙类型与其含量统计数据表
孔隙类型与含量(%)
面孔率
平均孔径〔μm〕
粒间孔
岩屑溶孔
长石溶孔
沸石溶孔
其它
0.37
0.68
0.75
0.51
靖边地区延9储层孔隙以剩余粒间孔为主,平均面孔率8.2%,各种次生溶孔次之,平均面孔率4.4%,平均总面孔率13.9%〔表1-8〕。
表1-8靖边地区延9孔隙类型与其含量统计数据表
面孔率〔%〕
溶蚀孔
小计
8.2
3.1
1.3
〔2〕孔隙结构
MPaMPaμm,属细、微细喉道,喉道分选较差,分选系数3.07,退汞效率为33.09%〔表1-9〕。
表1-9靖边地区长6孔隙结构参数表
陕北地区延9压汞资料表明,储层排驱压力低,平均MPaMPaμmμMPaMPaμmμm,最大进汞饱和度()%,退汞效率为()%,喉道分选较好,分选系数2.35~2.47。
属中~大孔、中~大喉型孔隙结构〔表1-10、图1-4〕。
表1-10靖边地区延9压汞参数表
图1-4靖边地区某油田延9毛管压力曲线图
根据陕北地区##组化验资料综合分析,##组储层孔隙结构可划分为四大类型,即Ⅰ类:
大孔大喉型;
Ⅱ类:
中孔中喉型;
Ⅲ类:
小孔小喉型;
Ⅳ类:
微孔微喉型〔表1-11〕。
表1-11靖边地区##组储层分类评价表
靖边地区延9储层多属Ⅰ~Ⅱ类储层,Ⅰ类储层占分析样品数的69.1%,Ⅱ类储层占样品块数的25.7%。
1)油藏埋深
该区侏罗系延9平均油层中部深度750m;
三叠系长6平均油层中部深度1410m。
2)油层厚度
侏罗系油藏为小型的岩性~构造圈闭油藏,受成藏序列控制,平面上星点分布,各个油藏油层厚度差别较大,一般5.0m~。
长6油藏受岩性控制,分布范围有限,油层厚度一般5.0m~。
1.2.4流体性质与渗流特征
1)地面原油性质
3mPa·
s〕、低凝固点〔℃〕、低初馏点〔60℃~65℃〕、少含蜡和少含乳化水、不含沥青等特点,原油性质较好〔表1-12〕。
表1-12靖边地区地面原油性质表
比重
(D420)
凝固
点
(℃)
沥青
质
(%)
粘度
50℃
(mPa·
s)
馏程
初馏点
〔%〕
205℃
250℃
300℃
t/m3、凝固点℃mPa·
s〔表2-9〕。
2)地层原油性质
根据靖安油田高压物性分析结果,延9地层原油密度mPa·
s,原始气油比低,为m3/tMPa,〔表1-13〕。
表1-13靖边地区地层原油性质表
长6地层原油比重0.76,地层原油粘度1.74mPa·
s,原始气油比高,为72.4m3/tMPa。
3)地层水性质
长6地层水总矿化度80.56g/l,水型CaCl2,PH值5.9〔表1-14〕。
表1-14靖边地区地层水分析数据表
阳离子(mg/l)
阴离子(mg/l)
PH
总矿化度
(g/l)
水型
Na++K+
Ca++
Mg++
Cl-
SO42-
CO32-
HCO3-
4138
64
16
4603
887
1743
576
NaHCO3
101895
115605
546
30301
49665
19
164
CaCl2
小河地区延9地层水分析资料表明,地层水总矿化度10.26~15.08g/l,水型NaHCO3,PH值7.5~8.2。
1)岩石表面润湿性
长6润湿性实验结果表明,无因次吸水量5.351%,无因次吸油量5.06%,为弱亲水油层〔表1-15〕。
表1-15靖边地区长6润湿性试验结果表
样品数
空气渗透率
〔10-3um2〕
孔隙度
无因次吸入量(%)
吸水
吸油
23
14.48
2)相对渗透率曲线与水驱油效率
×
10-3μm2;
等渗点的含水饱和度46.0%,油水相对渗透率0.19;
残余油时含水饱和度68%,残余油时水相有效渗透率0.55(表1-16)。
表1-16靖边地区油水相对渗透率综合参数表
气体
渗透率
10-3μm2
孔隙度〔%〕
束缚水时
交点处时
残余油时
含水
饱和度
%
油有效
油水相对
水相对
68
74
靖边地区杨米涧油田某区块岩心油水相对渗透率试验表明:
束缚水饱和度35.6%,束缚水时油相有效渗透率37.6×
交叉点时含水饱和度54.9%,油水相对渗透率;
残余油时含水饱和度71.45%,水相渗透率4.1×
10-3μm2。
长6无水期驱油效率24.8%,含水95%时为35.3%,含水98%时为41.2%,最终为48.9%〔表1-17〕。
表1-17靖边地区水驱油数据表
孔隙
度
驱油效率〔%〕
无水
期
95%
98%
最
终
14.97
24.8
48.9
延9水驱油实验结果表明:
无水期驱油效率41.45%;
含水95%时驱油效率46.21%;
含水98%时驱油效率52.31%;
最终驱油效率55.90%。
3.储层敏感性
邻区敏感性实验结果表明,长6储层为弱水敏,弱酸敏、弱盐敏、弱~无速敏为主;
长2储层为中等偏弱水敏、弱速敏、中等偏弱酸敏、弱~无盐敏。
靖边地区杨米涧油田某区块岩心敏感性实验结果表明,延9储层无水敏〔表1-18〕;
无速敏〔图1-5、表1-19〕;
弱~中等偏弱盐敏〔图1-6、表1-20〕。
表1-18靖边地区某区块延9岩心水敏性分析结果表
图1-5靖边地区某油田某区块延9岩心速敏性实验曲线
表1-19靖边地区某区块延9岩心速敏性分析表
表1-20靖边地区某区块延9岩心速敏性实验数据表
图1-6靖边地区某区块延9岩心盐敏性实验曲线
表1-21靖边地区某区块延9岩心盐敏性分析表
表1-22靖边地区某区块延9岩心盐敏性实验数据表
1.油藏类型
1、压力与温度系统
随着油藏深度的增加,地层压力增大,本区油藏类型与靖安油田基本一致,延9平均井深700m~800m,;
长6平均井深1390m~1430m,估算本区长6原始地层压力在MPa~MPa,平均MP左右。
2、油藏天然能量
延9油藏受岩性和构造双重控制,油层物性较好,渗透率一般大于50mD,属中~中高渗油藏,油水分异较好,油水界面较清楚,油藏见边水,原始驱动类型为弹性水压驱动。
长6为典型的岩性油藏,物性相对较好,属于低渗油藏,油藏完全受上倾方向致密层或砂体变化所控制。
3、圈闭特征与油藏类型
前已述与,
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