油田地质和油藏工程.docx
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油田地质和油藏工程
第二部分油藏工程方案设计2
1油田概况2
1.1地理位置2
1.2区域地质特征2
1.2.1区域地质背景2
1.2.2地层层序及地质特征2
1.3储层特征概述3
1.3.1油藏特点3
1.3.2油层分布特征3
1.3.3储层物性4
1.3.3储层敏感性分析4
1.3.4试油试采资料分析8
1.3.5储层流体物性8
1.4储量复算及评估8
1.4.1储量计算单元8
1.4.2计算参数9
1.4.3储量复算9
1.5油藏动用程度10
2油藏工程方案部署12
2.1油藏工程方案部署原则12
2.2数值模拟研究12
2.2.1模型的建立12
2.2.2参数选取13
2.2.3全区及单井历史拟合15
2.2.4区域剩余油分布19
2.3开发方式确定21
2.4井网形式研究22
2.4.1反五点井网形式22
2.4.2反九点井网形式23
2.5方案设计及优化23
2.5.1方案设计23
2.5.2方案优化26
2.6开发阶段划分27
第二部分油藏工程方案设计
1油田概况
1.1地理位置
地理位置位于A市MN区和W省HZ市之间的胜利村西南1约公里,区内农田纵横交错,村庄遍布,交通便利。
年平均气温14℃,四季分明。
图2-1油田地理位置示意图
该块为新增储量区,没有形成开发井网,周围无井站和集输管网及配套设施,M2向北2.2公里(穿过两条100米宽河道,水深3-5米)可进入最近的配套集输设施覆盖区HE(由此可接入到较大的集输场站,同时可交接油,也有足够的污水来源),M1向东沿河堤土路4.6公里上公路。
再绕行10-12公里可到达HE。
1.2区域地质特征
1.2.1区域地质背景
目标区域为新增储量,构造位置处于X坳陷中区HB断层下降盘,北、西为L凸起,南至QH10井断层。
MM断块位于XX油田的南部,是受南侧L1、西侧L2,东侧L3三条断层夹持的向北西倾斜的断块圈闭构造。
高点位于M1井以南,高点埋深-2680m,圈闭幅度320m,圈闭面积6.1km2。
1.2.2地层层序及地质特征
XX油田钻井揭示的地层自上而下依次为:
第四系平原组,新近系的明化镇组、馆陶组,古近系的东营组、沙河街组以及中生界。
新近系的馆陶组和古近系的东营组之间,古近系的沙三段和中生界之间均为不整合接触。
在沙河街组内部,划分为沙一、沙三段,缺失沙二段地层,沙一下地层直接覆盖在沙三段地层之上。
含油目的层为沙三段的沙三3油组。
(见M1、M2地层分层及岩性剖面)
沙三3油组根据沉积旋回和油层分布特征,又划分为2个砂组。
Es33①地层分布比较稳定,厚度70-100m,砂岩发育,岩性以浅灰色、灰褐色细砂岩为主,泥岩为深灰色。
Es33②在XX油田钻遇井较少。
综上,Es33①地层是该区域的主要含油层段,即主要的射孔开发层位。
1.3储层特征概述
1.3.1油藏特点
断块内钻探3口井,MM断块油藏埋深-2680~-2913m,油藏中部海拔-2797m。
M1、M2井试油证实为工业油流井,M3井为横向测井,录井为油斑显示,综合评价为油层,油层分布稳定,未揭示油水界面,油藏类型为层状构造油藏。
油藏驱动类型为边水驱动。
地温梯度为3.54℃/100m,压力梯度为1.09,为正常的温压系统。
据M4井Es33①高压物性分析,饱和压力9.80MPa,地层压力35.52MPa,属正常压力系统未饱和油藏。
1.3.2油层分布特征
3口井的油层对比图如下图所示,从图中可以看出,含油层段主要是Es33①地层,该地层有两个小层,其中第二个小层在三口井附近都是含油层段,第一个小层仅在M1井附近含油。
因此考虑到这种情况,建立地质模型时,采用NTG的方法进行粗化,仅建立在垂向上含有一个层的模型。
图2-2M3—M1井油层对比图
M1—M3井间油层剖面图如下图所示,可以看出该油藏是一个含有边水的小断块,油水界面深度约为2918m,Es33①为主要的射孔开发层段,该油层的第一小层厚度较薄,第二小层较厚,两小层之间发育一干层,建模时,采用有效厚度比砂厚的方法将其处理掉。
图2-3M1—M3井油藏剖面图
1.3.3储层物性
XX油田沙三3油组取心井5口,最大孔隙度21.9%,最小孔隙度7.1%,集中分布在10-18%之间,平均15.9%;渗透率最大值67mD,最小0.3mD,集中分布在0.3-5mD之间,几何平均3.4mD,为中孔、特低渗型储层。
1.3.3储层敏感性分析
在油藏开发过程中,储层岩石和流体与外来流体(注入剂)接触,可能发生各种物理或化学作用,使得原始油藏的储层性质和流体性质发生动态变化,这种变化又反过来对开发过程中的油水运动产生一定的影响。
这种影响反应的不同通常用储层敏感性来表征,包括酸敏性、水敏性、盐敏性、速敏性和碱敏性。
该断块沉积环境为近岸水下扇,储层岩性以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,成分成熟度低(石英含量25%~40%),风化程度中等,分选性中-好,颗粒磨圆度以次尖-次圆为主,接触关系为点-线、线接触,胶结类型为孔隙式、孔隙-接触式,结构成熟度较低。
胶结物以方解石为主,其次为泥质。
Es33②段地层上部以褐灰色泥岩夹浅灰色灰质砂岩和灰褐色白云质灰岩为主,下部以深灰色泥岩、灰褐色油斑中砂岩、灰质砂岩、浅灰色粉砂岩为主。
厚度较厚(100~300m)。
以M2井所取岩心为测试目标,进行岩石的五敏实验,结果如下:
(1)酸敏实验分析
油气层的酸敏性是指油气层与酸作用后引起的渗透率降低现象。
酸敏评价实验的本质是研究酸液与油气层的配伍性,为油气层基质酸化时确定合理的酸液配方提供依据。
酸敏指数是评价岩心酸敏程度的指标,定义为:
式中,
—酸敏指数,无因次;
—地层水渗透率;
—酸化后的地层水渗透率;
酸敏指数与酸敏性的关系如下:
无酸敏
≤0.05;
弱酸敏0.05<
<0.30;
中等酸敏0.30≤
≤0.70;
强酸敏
>0.70。
该区块地层水矿化度为10502mg/l,实验室采用直径为2.51cm,长度为4.76cm的沙三段荧光砂岩(编号10-19-1),实验测得该岩样的孔隙度为6.01%。
进行酸处理(酸液配方:
12%HCl+3%HF)对比前后的地层水渗透率,得到酸敏指数为62.30,该地层极强酸敏,不适合酸化处理。
(2)盐敏实验分析
盐敏性评价实验的目的是了解储层岩样在系列盐溶液中矿化度不断变化的条件下渗透率变化的过程和程度,找出盐度递减的系列盐溶液中渗透率明显下降的临界矿化度,以及各种工作液在盐度曲线中的位置。
如果矿化度
对应的渗透率
与矿化度
对应的渗透率
满足下式:
则说明已发生盐敏,矿化度(盐度)
即为临界矿化度
。
以M2井沙三段的油斑砂岩(编号10-20-2)为测试对象,进行盐敏性实验,结果如下图所示,未出现明显拐点,进而得到该岩样的临界矿化度即为地层水矿化度,10502.0mg/l。
图2-4盐敏实验结果
(3)水敏实验分析
水敏性评价实验主要是测定三种不同矿化度(初始矿化度—地层水;矿化度减半—次地层水,矿化度为0—去离子水)液体的岩心渗透率。
首先用地层水测定岩心渗透率,然后用此地层水测定岩心渗透率,最后用淡水(一般为去离子水)测定岩心的渗透率,从而确定淡水引起岩心中粘土矿物的水化膨胀及造成的损害程度。
可采用水敏指数评价岩样的水敏性,定义如下:
式中,
—水敏指数,无因次;
—岩样没有发生水花膨胀等物理作用的液体渗透率,通常用标准盐水测得的渗透率值;
—去离子水(或蒸馏水)渗透率。
水敏强度与水敏指数成正比,其对应关系如下:
无水敏
≤0.05;
弱水敏0.05<
≤0.30;
中等偏弱水敏0.30<
≤0.50;
中等偏强水敏0.50<
<0.70;
强水敏0.70≤
<0.90;
极强水敏
≥0.90
仍采用M2井沙三段的荧光砂岩(编号10-19-2)进行水敏性实验,结果如下所图示,计算得到水敏指数为0.859,为强水敏。
图2-5水敏实验结果
(4)速敏实验分析
油气层的速敏性是指在流体与地层无任何物理化学作用的条件下,当流体在油气层中流动时,引起油气层中微粒运移并堵塞吼道造成油气层渗透率下降的现象。
用速敏指数来表述速敏性的强弱,其与岩样的临界流速成反比,与由速敏产生的渗透率伤害率呈正比,即:
式中,
—速敏指数;
—渗透率伤害率;
—临界流速。
速敏强度与速敏指数的关系如下:
强速敏
≥0.70
中等偏强速敏0.70>
≥0.25
中等偏弱速敏0.25>
≥0.10
弱速敏
≤0.10
以M2井沙三段油斑砂岩(编号10-23-2)为测试对象,进行速敏试验,实验结果如下图所示,该岩样无速敏。
图2-6速敏实验结果
(5)碱敏实验分析
碱敏评价实验的目的是找出碱敏发生的条件,主要是临界PH值以及有碱敏引起的油气层损害程度,为各类工作也的设计提供依据。
通过注入不同PH值的地层水并测定其渗透率,根据渗透率的变化来评价碱敏损害程度,找出碱敏损害发生的条件。
采用M2井沙三段油斑砂岩(编号:
10-22-1)进行碱敏实验,结果如下图所示,得到其临界PH值为7.0,碱敏指数53.19,为中等偏强碱敏。
图2-7碱敏实验结果
1.3.4试油试采资料分析
试油就是对确定可能的油、气层,利用一套专用的设备和方法,降低井内液柱压力,诱导地层中的流体流入井内并取得流体产量、压力、温度、流体性质、地层参数等资料的工艺过程。
试油是认识油、气层的基本手段,是评价油、气层的关键环节,是对油、气、水层做出决定性的结论。
该断块内共钻探3口井,M1井,于2009年10月完钻,Es33①综合解释油层4.4m/2层。
试油射开40、41号层,井段2871.9-2881.6m,2层6.6m,压裂后采用8mm油嘴自喷,日产油19.93t,累产油135.5t,2010年5月投产,冲程/冲次,6m/3次,初期日产油15.2t,至2010年11月,累计产油1251.2t,水330.7m3。
M2井,2010年8月完钻,Es33①综合解释油层3.0m/1层,2010年10月试油射开48、49、50号层,井段2892.7-2906.3m,3层8.0m,压裂后泵排15MPa,日产油5.7m3,累产油16.8m3。
2010年11月投产,冲程/冲次,6m/2次,初期日产油6.98t,至2010年11月,累计产油150.9t,水183.3m3。
M3井是1969年3月完钻的一口老井,测井系列为横向测井,Es33①综合解释油层4.8m/1层。
1.3.5储层流体物性
MM断块原油属轻质常规油。
地面原油密度0.8366-0.8409t/m3,地面原油粘度5.33-6.65mPa.s,凝固点20-26℃,含蜡量10.14-11.28%,含硫0.09-0.1%,含胶量16.91-17.63%,初馏点80-86℃。
据M1井Es33①试油实际水分析,地层水属NaHCO3型,总矿化度13519mg/l,氯离子3155mg/l。
1.4储量复算及评估
1.4.1储量计算单元
XX油田MM断块油藏,主要含油层位为Es33①油层,该油层含有上下两个小层,从M1、M2、M3的油层对比图可以看出,上面一个小层在M1井处为含有层,下面一个小层在三口井处均为油层。
两个小层同处于一个断块之内,共用一套压力系统,并且下面一个小层具有一弱边水驱动。
故储量复算分为两个计算单元,即Es33①上油层计算单元和Es33①下油层计算单元。
1.4.2计算参数
(1)含油面积
根据该区新钻的两口井M1,M2以及老井M3的地震及测井解释数据,对Es33①油层含油面积图进行修编,作为本次储量复算的基础,计算得到该油层的含油面积0.95km2。
(2)有效厚度
在含油面积内,根据所给的Es33①油层有效厚度等值线图,再用等值线面积权衡法求得计算单元的平均有效厚度:
4.7m。
(3)有效孔隙度
由于岩芯孔隙度是在地面实验室测定的,而实际油层是在高温高压下(埋深>4000m),为提高储量计算的精度,需对地面孔隙度数据进行了压缩校正。
建立的地面孔隙度Φs与地层孔隙度Φf之间的相关经验公式为:
Φf=0.9826Φs-0.7997相关系数r=0.9998。
测井解释孔隙度的测井曲线选自密度和声波测井(补偿密度、补偿声波与岩芯孔隙度相关性较好)。
(4)原始含油饱和度
以井M1、M2、M3的测井解释数据为基础,计算该井有效控制范围内的平均含油气饱和度。
因此采用测井解释的含油饱和度60%作为油藏储量计算的平均原始含油饱和度。
(5)原油密度
原油密度取自M1井地面原油密度的平均值为0.8353。
(6)原油体积系数及原始气油比
据M1井选送的PVT高压物性样品分析结果,Es33①油层油藏的体积系数为Boi=1.3138,原始溶解气油比Rsi=87.6m3/m3。
1.4.3储量复算
该断块为新增储量,是一正常压力系统的未饱和油藏,该油藏主要含油层位为Es33①层,该层含油面积约0.95km2,按照容积法计算该区块原油地质储量。
式中
—原油地质储量,104t;
—油田的含油面积,km2;
—平均有效厚度,m;
—平均孔隙度,小数;
—油层平均原始含水饱和度,小数;
—平均地面原油密度,t/m3;
—原始的原油体积系数,m3/m3,
地层原油中原始溶解气的地质储量表示为:
式中
—溶解气的地质储量,108m3;
—原始溶解气油比,m3/t;
油田的储量丰度
和单储系数
分别表示为:
以此为基础可以得到Es33①油层的原始地质储量为:
原始溶解气的地质储量为:
油田的储量丰度为:
单储系数为:
1.5油藏动用程度
油层的动用程度是指油层产油或产液厚度与油层射开总厚度之比。
油层动用程度是油气田开发动态分析的重要指标,油层动用程度越大,动用储量越多,油田开发效果越好。
该油藏现阶段共有三口井,其中两口生产井,M1完钻于2009年10月,于2010年4月正式投产,M2完钻于2010年8月,11月正式投产,主要是采用地层能量衰竭式开采,目前尚没有完善的井网,总生产时间约1年多。
图2-8显示了该油藏累产油、累产液与含水率随时间的变化关系,可以看出自2011年2月开始该油藏的累产液和累产油的增长速度已趋于平缓。
截止到2011年4月1号,该油藏共产出原油2254.57t,约占总地质储量的0.83%,综合含水率约27%。
图2-8XX断块累产及含水曲线
2油藏工程方案部署
2.1油藏工程方案部署原则
(1)以提高经济效益为主要目标,尽快收回投资,获得较高的经济效益。
同时兼顾油藏的实际情况。
(2)三角形面积井网布井,井距200m左右,一次布井形成有效的开发井网系统。
(3)油田开采速度达到3%±,稳产期三年左右。
(4)油田采用依靠边底水天然能量开采,充分发挥边底水能量的作用,以获得较好的经济效益。
(7)直井的单井初配产60t/d。
(8)直井射开程度控制在20%-30%。
2.2数值模拟研究
从国内外数值模拟的应用情况看,模型先进、成熟,使用广泛的主要有ECLIPSE、VIP、WorkBench、CMG,其中VIP、ECLIPSE、WorkBench在各油田较为通用。
对于本方案我们选用ECLIPSE,其在黑油油藏和水体模拟方面具有绝对的优势。
根据所给资料,目标含油区块如下图所示,该区块是一个含有弱边水驱动的断块油藏,由于所给资料有限(沙一段资料缺失),建模时仅建立Es33①段地层,同时考虑到M1、M2井射孔时并不是单层射孔(M1射开40、41号层,M2射开48、49、50号层),我们将两个小层间的夹层划入净毛比(有效厚度比砂厚)当中,进行地质建模。
图2-9XX油田M1断块Es33①新增石油探明储量含油面积图
2.2.1模型的建立
选用20m×20m的网格系统,纵向上仅建立含有一个油层的网格,共计190×90×1=17100个网格。
在数字化和克里格插值的基础上建立该区域的地质模型。
由于含有溶解气,因此所建模型应是一个三相(油、气、水)四组分(油、气、水、溶解气)的黑油模型。
由于该区块砂厚较大,从M1—M3的油藏剖面图可以看出,油水界面约处于2918m,处于网格内部,因此在建模过程中,采用解析水体的办法,加一个弱边水。
2.2.2参数选取
(1)地层和流体参数
表2-1Es33①油层油藏地层及流体基本参数
层位
Es33①
地面脱气原油密度(g/cm3)
0.8353
含油面积(km2)
0.95
油藏温度(℃)
117
模拟计算地质储量(104t)
18.055
饱和压力(MPa)
9.8
油层深度(m)
2680~-2913m
地面脱气原油粘度(mPa•s)
1.79
平均孔隙度(%)
15.9
原始地层压力(MPa)
33.52
平均渗透率(10-3μm2)
3.4
原始含油饱和度(%)
60
压力系数
1.09
地层原油体积系数
1.3138
原始气油比(m3/t)
78.6
(2)网格参数
网格大小确定以后,其网格参数主要依据数字化的边界线和等值线,进行插值,直接导入模型,得到模拟计算时初始化模型的场参数资料数据。
(3)相渗数据
油水相渗数据、油气相渗数据,根据所给的室内岩心实验绘制相应的相对渗透率曲线如图2-10所示。
图2-10a油水相对渗透率曲线
图2-10b油气相对渗透率曲线
图2-10相对渗透率曲线
(4)流体PVT数据
表2-2地层原油PVTO表
溶解汽油比
压力(Bar)
体积系数
粘度(mPa.s)
0
1
1.205
4.69
78.6
98
1.3542
1.79
335.2
1.3138
2.11
岩石压缩系数取值为1.5×10-51/Bar,水的压缩系数取值为0.000081。
(5)地质模型
根据以上数据建立的最终油藏地质模型如下图2-11~图2-14所示。
图2-11Es33①油层三维地质模型
图2-12Es33①油层孔隙度分布图
图2-13Es33①油层渗透率分布图
图2-14Es33①油层净毛比分布图
图2-15Es33①初始含油饱和度分布图
2.2.3全区及单井历史拟合
模拟中计算的原油储量与储量评估中复算的储量接近,在历史拟合前,为减少和避免修改参数的随意性与盲目性,初步确定水平渗透率、垂向渗透率、传导率为较灵敏参数。
生产动态参数拟合主要包括地层压力、产水量、产油量等参数的拟合。
利用已建立的三维模型,通过调整相关的地质参数以取得符合油藏实际的优化地质模型,在此基础上进行动态预测,以提高预测的准确性与可信度。
由于该油藏含有弱边水驱动,油水界面位于油层之内,在数模中,一个网格不可能能是即是水,又是油,所以历史拟合时,通过添加解析水体,并采用定产液量生产进行拟合。
(1)全区拟合结果
图2-16MM断块油藏全区累产油量拟合结果
图2-17MM断块油藏全区综合含水率拟合结果
(2)M1井历史拟合结果
图2-18M1井产油率拟合
图2-19M1井累产油拟合结果
图2-20M1井含水率拟合结果
(2)M2井历史拟合结果
图2-21M2井产油率拟合结果
图2-22M2井累产油拟合结果
图2-23M2井含水率拟合结果
2.2.4区域剩余油分布
在地质储量、全区累产、全区综合含水、单井累产拟合基础上,分析地层压力场和饱和度场变化情况,进而指导下一步的井位部署和井网确定工作。
截止到2011年4月1日,该区的地层平均压力变化情况如下图所示,约32.36MPa。
与开井初期相比,M1、M2井的产液量均出现较大降幅,地层能量已不足以将流体举升至井口,需要补充能量。
图2-24MM断块地层压力变化曲线
图2-25MM断块地层压力场图
图2-26MM断块地层原油饱和度分布图
2.3开发方式确定
由于该区块为中孔、特低渗型储层,且具有较强的水敏性,因此不能直接注水开发,鉴于此,我们考虑采用注气开发或添有防膨剂的水驱开发。
首先对于气驱开发,目前应用较多的气驱开发方式主要有:
氮气驱、二氧化碳驱、天然气驱、空气驱及烟道气驱等。
如果不考虑经济和气源因素,对于大多数注气项目,天然气(湿气或干气)是最佳的选择对象,存在构造、上倾或有气顶的油藏,都可注天然气。
天然气的密度比较低是一个理想的特性。
在可行的情况下,通过注湿气或液化气建立混相带,便可达到混相驱。
文献报道大都获得了很高的采收率。
在降压开采期内,大部分注入的天然气最终都能开采出来。
处理采出的天然气将比处理
或
简便易行。
使用天然气,腐蚀问题最小。
如果现场使用天然气保持压力、回注或非混相驱替将很可能带来大的经济效益。
具有的优点是它与轻质流体溶混的压力低,在一定压力下,其密度将是有利条件,与N2相比,
更易于在原油中溶解。
也有几个不利的特性。
对于注入井或生产井,腐蚀是一个问题,为了除去
,必须对采出的天然气进行加工处理,有的技术上受到限制。
可在水中溶解,因此,有些
难以产出来,在油层高温高压条件下,
的密度、压缩性和溶混等不利因素。
的压缩性与天然气或
比更为不利。
在压力保持或回注作业时,尤其是在存在构造和能采用顶部注气时,因为
的密度比较低,这将优于
。
由于压缩性比较好,因此,对于地层亏空的充填,
更优于
。
对于深部高温轻质油藏,似乎
更适用于混相驱替。
腐蚀和其它化学反应问题最小。
也有一些限制条件,采出的天然气将需要用专用设施除去氮气,如果使用的是发动机废气或烟道气,里面将含有一些
和其它杂质,可能具有腐蚀性,因此需要外加净化设备。
如果考虑到溶混性,
与
或湿天然气不同,它溶混压力更高,能溶混的为更轻质的原油。
的成本一般可分为两部分,即开动制氮厂的动力费和有关的操作(除动力之外)以及维护及资本偿还费。
空气驱目前在国内应用较少,主要是出于安全方面的考虑,井底爆炸和管线腐蚀问题严重。
近年来空气驱主要用于水驱油藏后期的高含水阶段提高采收率,特别是对于一些井距较大、油层较深、油藏温度高的区块,效果异常明显。
其次对于水驱开发方式,由于该区块为中孔、特低渗型储层,注水可能会发生注不进的现象,而且储层的敏感性还比较严重,因此水驱开发方式应不适合在该区进行。
最终,有鉴于此,我们考虑采用非混相气驱开发方式。
非混相驱采油的主要机理是:
(1)有限量的蒸发和抽替;
(2)降低原油粘度;(3)原油膨胀;(4)降低界面张力。
非混相驱的特征主要表现在:
(1)注入溶剂时,一些溶于油藏流体中,一些保留为上相,因此形成两相体系;
(2)形成的上相向前运移,与更多的油藏流体接触,从油藏流体中抽提(萃取)出一些中间烃组分,或原油从溶剂中抽提一部分中间烃组分。
上相抽提的组分不足以在排驱前缘或后缘达到混相;
(3)由于高的流度,上相继续在前面流动,一些溶解于液相(油藏流体),更多的是从原油中抽提或从上相凝析中间烃组分,但永远达不到单相体系;
(4)上相流体早期突破,因此原油采收率很低。
这也就提出了采用近混相驱的理论方法,即在降低注入压力的
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