第三届全国石油工程设计大赛作品油藏工程设计单项.docx

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第三届全国石油工程设计大赛作品油藏工程设计单项

团队编号：

13042011

全国石油工程设计大赛

方案设计类作品

比赛类别：

方案设计类单项组油（气）藏工程

单位名称：

______重庆科技学院_

团队名称：

________xxx___

队长姓名：

_______xxx_______

联系方式：

xxx

指导教师：

xxx

完成日期2013年4月6日

全国石油工程设计大赛组织委员会制

作品简介

（本报告是在A区块已有资料的基础上，研究设计经济上、技术上合理的开发方案。

首先，我们明确了工区内目的油层的构造特征和油藏特征。

通过油层对比，将油藏进行分层：

P1层，P2层两油层及中间隔层。

使用赛题中已给的测井资料，物性分析化验分析资料对P1层和P2层进行了地层对比，区分出渗透率，孔隙度的差别。

从储层的油气水，压力和温度系统的分析中计算出了压力系统的地层压力，压力系数及压力梯度。

通过流体性质分析确定地下原油，天然气及地层水的各项性质，储层的敏感性对于储层的开发提供了必要的考虑条件，给后续方案设计提供了依据。

在对区块地质有明确认识后，我们用容积法计算了A区块的地质储量，由于区块的上下层地层系数差别较大，水平方向渗透率及孔隙度分布亦不均，所以采用加权平均求取其各项参数。

在地质建模方面，采用了使用surfer软件对储层进行构造建模和网格划分。

主要是利用测井数据和油藏属性等值线图。

赋予构造模型孔隙度和渗透率，并利用软件对储量进行了拟合，最终储量计算值取两种算法的平均值较为妥当。

最后，针对该区块特征，稠油油藏的开发条件的研究及国内外类似油藏的开发先例，提出了开发整体思路，最终选择了前期蒸汽吞吐，后期注热水的开采方式。

在规定了合理的采油速度及单井产量原则的指导下，确定最佳井网密度；通过比较不同注采井网下的结果，确定了最优的井网类型、方向等。

井网确定后，讨论了油藏开发程序，最终提出了满足稠油开发的经济性，采油条件、累积产油相对最多的开发方案。

）

第1章区域地质特征

1.1区域地质概况

1.1.1地理位置

A区块隶属新疆维吾尔自治区M县，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。

1.1.2自然地理

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40℃以上；冬季寒冷，最低气温可达-40℃以下。

区内年平均降水量小于200mm，属大陆性干旱气候。

1.2地层层序

A区块由钻井揭示的地层自上而下依次为：

新近系、古近系、侏罗系、三叠系以及二叠系。

古近系（E）与J2x间为不整合接触，缺失白垩纪地层。

岩性主要为泥岩、砂岩、砂砾岩。

二叠系岩性主要为砂砾岩、砂岩，储层物性较好，可构成储层，其中有泥岩夹层分布。

二叠系上部地层泥岩发育，可构成良好盖层。

表1.1A区块地层层序表（据D1井）

地层

顶面深度（m）

底面深度（m）

厚度

岩性

N

0

312

312

棕黄色、灰黄色砂质泥岩、泥岩

E

312

487

175

棕褐色、棕黄色、桔红色泥岩、泥质砂岩，底部为深灰色小砾岩

J2t

487

667

180

深灰色、绿灰色、黑灰色泥岩、泥质砂岩、砂质泥岩夹薄层砂砾岩、不等粒砂岩

J2x

667

751

84

黑灰色、灰黑色泥质砂岩、粉砂质泥岩、泥岩

J1s

751

923

172

黑灰色、深灰色泥岩、泥质砂岩，绿灰色细砂岩、含砺不等粒砂岩

J1b

923

1154

231

深灰色、绿灰色泥岩、泥质砂岩、砂质泥岩、细砂岩，黑灰色煤层及煤夹层

T1j

1154

1384

230

黑灰色、绿灰色、深灰色白云质泥岩、泥岩、泥质白云岩、泥质粉砂岩

P3wt1

1384

未穿

3

细砂岩，底部为棕褐色砂砾岩，含砂砾岩

1.3区块勘探开发历程

区块内目前已打三口直探井，从已钻井的情况分析，该区块钻井遇到的复杂问题是地层井漏严重，并且地层强度较高，导致钻井速度十分缓慢，钻井周期延长，严重提高了钻井成本，需要对井型以及完井方式进行优选。

D1井2010年8月9日试油射开P1层，井段1387-1410.5m，日产油13t，至2010年9月30日累产油300t。

D2井2011年5月15日试油射开P2层，井段1386.9-1396.9m，日产油2.5t，至2011年7月14日累计产油33t。

探井基础数据见表1.2。

表1.2探井基础数据表

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m

D1

直井

21431189

4571957

264.5

4.5

269

1440

D2

直井

21431787

4571574

191.4

4.6

196

1415

D3

直井

21431206

4570743

78.1

2.7

80.8

1330

第2章油藏地质特征

2.1构造特征

A区块俯瞰呈三角形，一边存在边水，储层向东南方向下倾，倾角5.8º，层内存在夹层。

闭合面积约2.8km2，闭合高度约160m。

又有两条大致成120°的断层封隔储层，已知一条断层倾向与储层倾向相反。

油水界面埋深-1240米，油藏顶部埋深为-1080米。

区块顶部构造图如图2.1，剖面图如图2.2。

图2.1A断块顶面构造图

图2.2A断块油藏剖面图

2.2储层特征

2.2.1储层地质特征

（1）岩石学特征

①岩性及含油性

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。

根据取心井不同岩性的含油特征统计结果，P1层含油岩性为砾岩、砂砾岩、中砂岩、细砂岩，最好的是砂砾岩和中砂岩，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，最好的是砾砂岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层。

储层岩性特征见表2.1、表2.2。

表2.1P1层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

1.06

1.11

3.65

4.43

13.29

23.54

砂砾岩

0.5

8.14

9.7

5.84

2.93

7.55

34.66

中砂岩

7.77

18.07

6.24

1.82

5.39

39.29

细砂岩

4.04

0.2

0.15

2.25

5.79

12.43

钙质砂岩

0.66

0.66

泥岩

12.24

12.24

总计m

0.5

21.01

29.08

15.88

12.09

44.26

122.82

表2.2P1层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

0.74

5.28

0.65

1.23

1.71

9.61

砂砾岩

1.34

12.74

20.61

7.29

8.17

2.14

52.29

中砂岩

2.76

0.49

1.74

4.99

细砂岩

0.54

4.21

4.34

3.59

6.86

5.73

25.27

钙质砂岩

0.66

0.66

泥岩

11.34

11.34

总计m

1.88

17.69

30.23

14.29

16.75

11.32

104.16

②矿物及粘土成分

据D3井岩石样品全岩定量分析，P1、P2储层主要由粘土矿物（伊利石、蒙皂石、高岭石、绿泥石）、石英、钾长石、斜长石组成。

P1、P2层砂岩分类见图2.3、图2.4

图2.3P1层砂岩分类图

图2.4P2层砂岩分类图

（2）沉积相

储层地层水为碳酸氢钠水型，应为大陆沉积相，由于P1、P2层及隔层发育比较稳定，推测其为湖泊相沉积。

（3）储集空间类型

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。

（4）储层非均质性

①层内非均质性

a.粒度韵律

粒度韵律是指单砂层内碎屑的粒度大小在垂向上的变化,其受沉积环境和沉积方式的控制。

根据附表

（1）分析得到该区块不同井段岩石的粒度韵律，见表2.3。

表2.3D3井岩石粒度韵律

井段

岩性变化

韵律性

0-487m

泥质砂岩—泥岩—泥岩—泥质砂岩—小砾岩

正韵律

487-667m

泥岩-泥质砂岩-砂质泥岩-砂砾岩-不等粒砂岩

正韵律

667-923m

泥质砂岩-粉砂质泥岩-泥岩-砂岩-细砂岩-不等粒砂岩

正韵律

923-1154m

泥岩-泥质砂岩-砂质泥岩-细砂岩

正韵律

1154-1384m

泥岩-砂岩

正韵律

由此可以得出结论：

油区深度在1140-1240m，储层粒度韵律为正韵律。

b.渗透率韵律

P1层纵向上渗透率的变化为“大-小”，为反韵律,P2层纵向上渗透率的变化为“大-小-大-小”,为复合反韵律。

c.渗透率非均质程度

油藏P1、P2层渗透率统计数据如表2.4。

表2.4油藏渗透率统计

井名

P1渗透率（

）

P2渗透率（

）

D1

1570.3

720.2

D2

1340.6

580.7

D3

880.9

400.8

平均渗透率（

）

1263.9

567.2

渗透率变异系数Vk的计算公式如下：

（2.1）

根据式（2.1）计算得到：

P1层渗透率变异系数VKP1=0.3928，P2层渗透率变异系数VKP2=0.3992。

由于P1和P2层渗透率变异系数均小于0.5，所以渗透率的非均质性为均匀型。

d.渗透率的突进系数Tk

渗透率突进系数是指砂层中最大渗透率与砂层平均渗透率的比值。

其计算公式如式2.2。

（2.2）

根据式（2.2）计算得到：

P1层渗透率突进系数Tk=1.2424,P2层渗透率突进系数Tk=1.2697。

由于P1和P2层渗透率突进系数均小于2，所以渗透率的非均质性为均匀型。

e.渗透率级差Jk

（2.3）

根据式（2.3）计算得到：

P1层渗透率级差JkP1=1.78，P2层渗透率级差JkP1=1.80。

级差较小反映油藏储层渗透率非均质性弱。

f.渗透率均质系数Kp：

（2.4）

根据式（2.4）计算得到：

P1层渗透率均质系数Kp=0.80，P2层渗透率均质系数Kp=0.79均质系数比较接近1，所以非均质性较弱。

综上所述，结合储层非均质性划分标准（表2.5），确定油藏储层非均质类型为均质型。

表2.5储层非均质性划分标准（杨俊杰，2002）

非均质类型

变异系数

突进系数

级差

均质型

<0.5

<2

<2

较均质型

0.5-0.7

2—3

2—6

不均质型

>0.7

>3

>6

②层间非均质性

砂层密度:

Sn=砂体总厚度/地层总厚度×100%，经计算得：

Sn=77%。

2.2.2储层物性

根据表2.6，作出P1、P2两个储层的孔隙度及渗透率直方图（图2.5、图2.6），易观察得到：

P1地层孔隙度明显高于P2层，P1层渗透率约为P2层的2倍，因此P1层的物性较P2层好。

表2.6A断块部分测井解释结果

（2）

井名

小层名称

有效厚度m

平均孔隙度%

平均渗透率

×10-3μm3

平均含油饱和度%

D1井

P1

21.5

22.7

1570.3

73.2

P2

8.6

21.2

720.2

58.0

D2井

P1-1

9.4

22.4

1340.6

71.5

P1-2

9.7

22.3

1270.8

68.7

P2

8.1

20.8

580.7

58.4

D3井

P1

20.1

21.6

880.9

63.1

P2

4.7

20.1

400.8

53.2

平均

21.6

966.3

63.7

图2.5油藏储层孔隙度直方图

图2.6油藏储层渗透率直方图

2.2.3储层渗流特征

（1）相对渗透率分析

现已得到该区块油层在50℃、100℃、150℃、200℃下油水两相相对渗透率曲线（图2.5）。

由油水两相相对渗透率曲线可以看出，随温度的升高，束缚水饱和度和残余油饱和度逐渐增大，同时，可以看出当纯水流动时，油的相对渗透率为0，而水的渗透率比较低，表明稠油油滴因贾敏效应对水流造成的阻力很大。

从图2.7中取得的束缚水饱和度和残余油油饱和度见表2.7。

表2.7不同温度下束缚水饱和度和残余油饱和度

50℃

100℃

150℃

200℃

束缚水饱和度（Swi）

36.7%

40.2%

42.9%

47.2%

残余油饱和度（Soi）

31.8%

—

24.3%

19.7%

图2.7油水两相相对渗透率曲线

根据含水率与油水相对渗透率及粘度的关系式（式2.5），求得不同温度下含水率，从而作出Kro、Krw、fw、Sw关系图（图2.8、图2.9、图2.10）。

（2.5）

式中：

——产水量，m3；

——产油量，m3；

——原油相对渗透率；

——水相对渗透率；

——地层水粘度，50℃取0.55，150℃取0.19，200℃取0.14，mPa·s；

——原油粘度，50℃取155.99，150℃取2.46，200℃取0.97，mPa·s。

图2.850℃Kro、Krw、fw、Sw关系图2.9150℃Kro、Krw、fw、Sw关系

图2.10200℃Kro、Krw、fw、Sw关系

（2）储层敏感性分析

采用D3井P1、P2层位岩石样品进行各项敏感性参数的评价实验对A区块储层敏感性进行分析。

①速敏

该实验采集了P1、P2层位的岩心样品经实验得出速敏相关数据（表2.8、表2.9），但其临界流速不确定则无法得出渗透率伤害率及速敏指数。

对P1储层试验时，由于当注入流量及注入流速大幅增加时，渗透率出现明显增大现象，表明P1储层渗透率易受水体流速影响，且流速增大，储层渗透率随之增大。

换向流动实验表明存在微粒运移，因此该岩样存在速敏性。

对P2储层试验时，由于当注入流量及注入流速大幅增加时，渗透率变化不明显，表明P2储层渗透率受水体流速影响很小，换向流动实验表明无微粒运移，该岩样无速敏性。

表2.8P1层水速敏评价结果

井号

D3

样品编号

D3-02

层位

P1

岩石名称

灰色油斑中砂岩

样品长度cm

5.558

样品直径cm

2.500

样品截面积cm2

4.91

孔隙体积cm3

6.25

孔隙度%

22.9

气体渗透率10-3μm2

875.6

注入水渗透率10-3μm2

138.8

注入水矿化度mg/L

17640

注入水粘度mPa•s

1.0201

实验温度℃

21.8

临界速度m/d

/

原样号

272

损害率％

/

速敏评价

/

备注

换向流动实验表明存在微粒运移，该岩样存在速敏性，但其临界流速和速敏损害值不确定。

序号

注入流量mL/min

注入流速m/d

注入孔隙体积倍数

注入压力MPa

渗透率10-3μm2

备注

1

0.25

3.20

3.73

0.011

138.8

/

2

0.50

6.40

4.16

0.014

207.3

/

3

0.75

9.61

3.27

0.020

219.6

/

4

1.00

12.81

5.15

0.027

219.9

/

5

1.50

19.21

3.71

0.037

240.9

/

6

2.00

25.61

4.03

0.046

254.9

/

7

3.00

38.42

7.44

0.063

276.2

/

8

4.00

51.23

6.06

0.079

292.0

/

9

5.00

64.04

7.48

0.090

318.3

/

10

6.00

76.84

9.58

0.105

324.1

/

表2.9P2层水速敏评价结果

井号

D3

样品编号

D3-02

层位

P2

岩石名称

灰色油斑含砾粗砂岩

样品长度cm

6.021

样品直径cm

2.540

样品截面积cm2

5.07

孔隙体积cm3

5.58

孔隙度%

18.3

气体渗透率10-3μm2

396.4

注入水渗透率10-3μm2

187.6

注入水矿化度mg/L

8664

注入水粘度mPa•s

1.0427

实验温度℃

20.2

临界速度m/d

无

原样号

197

损害率％

/

速敏评价

无速敏

备注

换向流动实验表明无微粒运移，该岩样无速敏性。

序号

注入流量mL/min

注入流速m/d

注入孔隙体积倍数

注入压力MPa

渗透率10-3μm2

备注

1

0.25

3.88

3.28

0.007

187.6

/

2

0.50

7.76

4.49

0.015

177.1

/

3

0.75

11.64

5.01

0.023

171.4

/

4

1.00

15.52

4.10

0.031

173.2

/

5

1.50

23.28

4.28

0.044

179.9

/

6

2.00

31.04

3.88

0.058

182.5

/

7

3.00

46.56

5.30

0.086

186.6

/

8

4.00

62.08

4.22

0.113

188.4

/

9

5.00

77.60

4.37

0.140

191.0

/

10

6.00

93.12

4.74

0.162

196.1

/

②盐敏

该实验采集了P1、P2层位的岩心样品经实验得出水敏相关数据（表2.10、表2.11），对P1层岩心进行试验时，当矿化度由17640mg/L降低为0mg/L，渗透率比Ki/Kf×100（%）由100降低为7.82，表明P1储层受盐度影响较大，盐敏指数达92.18%，为极强盐敏。

对P2层岩心进行试验时，当矿化度由8664mg/L降低为0mg/L，渗透率比Ki/Kf×100（%）由100降低为7.82，表明P2储层受盐度影响，盐敏指数达80.71，为强盐敏。

表2.10P1层盐敏性评价结果

井号

D3

样品编号

D3-01

层位

P1

岩石名称

灰色油斑中砂岩

样品长度cm

5.011

样品直径cm

2.506

样品截面积cm2

4.93

孔隙体积cm3

5.61

孔隙度%

22.7

气体渗透率10-3μm2

870.8

注入水渗透率10-3μm2

231.6

注入水矿化度mg/L

17640

注入水粘度mPa•s

1.0201

实验温度℃

21.8

临界盐度mg/L

17640

注入流量mL/min

1.20

盐敏指数％

92.18

盐敏程度

极强

序号

注入水矿化度mg/L

注入水粘度mPa·s

注入孔隙体积倍数

注入压力MPa

渗透10-3μm2

渗透率比Ki/Kf×100（%）

1

17640

1.0201

12.80

0.066

231.6

100.00

2

8820

1.0065

13.20

0.086

171.5

74.10

3

4410

1.0019

12.90

0.109

137.1

59.20

4

2000

0.9984

12.70

0.143

103.4

44.60

5

1000

0.9965

12.80

0.182

81.4

35.10

6

500

0.9908

11.20

0.236

61.6

26.60

7

0

0.9778

11.30

0.806

18.1

7.82

表2.11P2层盐敏性评价结果

井号

D3

样品编号

D3-01

层位

P2

岩石名称

灰色油斑含砾粗砂岩

样品长度cm

5.933

样品直径cm

2.539

样品截面积cm2

5.06

孔隙体积cm3

5.60

孔隙度%

18.7

气体渗透率10-3μm2

387.8

注入水渗透率10-3μm2

168.3

注入水矿化度mg/L

8664

注入水粘度mPa•s

1.0427

实验温度℃

20.2

临界盐度mg/L

8664

注入流量mL/min

1.00

盐敏指数％

80.71

盐敏程度

强

原样号

197

备注

/

序号

注入水矿化度mg/L

注入水粘度mPa·s

注入孔隙体积倍数

注入压力MPa

渗透率10-3μm2

渗透率比Ki/Kf×100%

1

8664

1.0427

4.29

0.024

168.3

100.00

2

6898

1.0404

12.20

0.051

80.0

47.50

3

4332

1.0363

14.10

0.077

26.2

31.60

4

2000

1.0297

12.10

0.104

53.2

23.00

5

1000

1.0242

13.00

0.110

37.1

21.50

6

500

1.0207

12.40

0.128

32.1

19.10

7

0

1.0204

12.20

0.125

32.5

19.30

③水敏

该实验采集了P1、P2层位的岩心样品经实验得出水敏相关数据如表2.12、表2.13，对P1层岩心进行试验时，当矿化度由17640mg/L降低为0mg/L，渗透率比Ki/Kf由100%降低为11.20%，表明P1储层受盐度影响较大，盐敏指数达88.8%，为强水敏。

对P2层岩心进行试验时，当矿化度由8664mg/L降低为0mg/L，渗透率比Ki/Kf由100%降低为46.7%，表明P2储层受盐度影响，盐敏指数达53.3%，为中等偏强水敏。

表2.12P1层水敏性评价结果

井号

D3

样品编号

D3-03

层位

P1

岩石名称

灰色油斑中砂岩

样品长度cm

5.377

样品直径cm

2.497

样品截面积cm2

4.90

孔隙体积cm3

5.56

孔隙度%

21.1

气体渗透率10-3μm2

875.8

注入水渗透率10-3μm2

327.2

注入水矿化度m