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油气藏地质评价
油藏工程课程设计报告
班级:
61043
姓名:
王鑫
学号:
6104228
指导老师:
李治平、刘鹏程、
鞠斌山、康志宏
单位:
中国地质大学能源学院
日期:
2008年3月2日
第一章油气藏地质评价
1.1油气藏地质特征
(一)构造特征
(1)构造形态:
该圈闭为断背斜构造油气藏,长短轴之比约为2.2,为短轴褶皱(3540:
1650);构造走向为西南—东北方向;通过几个剖面的分析得到该砂层的顶面与地平面的夹角在3~12°之间。
(2)圈闭研究:
闭合面积为10347283m2,闭合幅度136m.。
(3)断层研究:
主控断层走向为北东向(NE);倾向东南;上盘地层下降故为逆断层;封闭性较好,为该圈闭的一个封闭因素。
(二)储层岩石物性分析
(1)岩石性质:
主要组成矿物为石英,命名为岩屑质中-细石英砂岩(石英,76%;长石,4%;岩屑,20%),分选较差,砂岩粒度组成:
粒级
中砾
细砾
巨砂
粗砂
中砂
细砂
粉砂
含量(%)
0.49
4.52
3.05
12.72
36.55
38.64
4.03
一般情况下,砂岩的孔隙度在10%~40%之间,数据资料显示该储层砂岩的孔隙度约为20%,储层砂岩孔隙度评价表:
孔隙度(%)
<5
5~10
10~15
15~20
>20
储层评价
极差
差
一般
好
极好
泥质胶结的砂岩较为疏松,孔隙性较好。
砂岩孔隙度与泥岩含量关系:
泥质含量(%)
<2
2~5
5~10
10~15
15~20
孔隙度(%)
28~34
29~31
25~30
<25
<20
资料显示该砂层中的泥质含量为5%,由上表推测其孔隙度应为25%~30%,但是实际测得的孔隙度约为20%,这是因为灰质的存在,使储层的孔隙度显著降低了。
钙质胶结物与碎屑颗粒的接触较泥质紧密,而且钙质常常充填于孔隙当中,因而影响岩石的孔隙度。
当其含量大于3%时,岩石的孔隙度显著变小。
由资料可知储层中灰质的含量为7%,因而对储层的孔隙度造成了一定的影响。
由以上也可推测该储层砂岩既存在泥质胶结,也存在灰质胶结。
由于该砂岩的分选较差,故磨圆也较差。
粘土矿物含量约为3.93%(其中:
高岭石,75%;绿泥石,8%;伊利石,15%;蒙脱石,2%)。
(2)岩石物性:
孔隙类型推测为粒间孔。
(四)储层非均质性分析
渗透率变异系数:
井号
C1
C2
C3
K(mD)
200
210
190
V变异系数
0.4
0.3
0.5
一般,渗透率变异系数小于0.5为相对均质,故该砂层是相对均质的。
单层突进系数:
越大,非均质越严重。
渗透率级差:
(五)储层敏感性分析
速敏程度与速敏指数关系:
速敏程度
强
中等偏强
中等偏弱
弱
无
速敏指数
>0.70
0.40~0.70
0.10~0.40
0.05~0.10
<0.05
资料显示,该储层的速敏指数为0.08,速敏较弱。
水敏程度分级标准:
水敏程度
极强
强
中等偏强
中等偏弱
弱
无
速敏指数
>0.90
0.70~0.90
0.50~0.70
0.30~0.50
0.05~0.30
<0.05
资料显示,该储层的水敏指数为0.10,水敏性较弱。
1.2油气藏流体性质分析
(1)油气水关系:
存在边水和底水,无夹层,油藏压力高于泡点压力,没有气顶,含有溶解气;油水界面海拔为-4830m;油柱高度为136m。
(2)油气水常规物性:
地面脱气原油粘度:
uos=6.5mpa*s;脱气原油密度:
pos=0.87g/cm3;凝固点TS=-200C;含蜡:
4.03%;含硫:
0.7%;胶+沥青:
10%;初馏点:
500C。
;天然气相对密度:
rg=0.98;天然气组成见下表:
组分
C1
C2
C3
C4
C5
C6
N2
CO2
air
含量
40%
6%
4%
3%
1%
1%
20%
25%
15%
地层水密度pw=1.10g/cm3;矿化度TSD=243869ppm;PH=6.5;氯根含量CI-=148220ppm;(CI—Na+)/Mg2+=126>>1,故地层水型为氯化钙型。
(3)油气水高压物性:
=10MPa,原油体积系数
=1.08,原始溶解气油比:
(
)
地层条件下的
=0.80g/cm3,
=1.12g/cm3,
=1.10g/cm3。
1.3油气藏压力和温度:
(1)油气藏原始地层压力,地层压力系数,压力梯度0.784Mpa/100m,无异常压力。
测点深度/m
C1井压力/Mpa
C2井压力/Mpa
C3井压力/Mpa
压差/(Mpa/300m)
4800
52.64
52.53
52.09
2.35
4500
50.29
50.18
49.74
2.35
4200
47.94
47.83
47.39
2.35
3900
45.59
45.48
45.04
2.36
3600
43.23
43.12
42.68
2.35
3300
40.88
40.77
40.33
(2)油气藏原始地层温度,地温梯度6.250C/100m,3300~3600m段存在温度异常。
测点深度/m
C1井温度/0C
C2井温度/0C
C3井温度/0C
温度和/0C
温差(0C/300m)
4800
120
120.8
119.8
360.6
19.3
4500
113.8
113.6
113.9
341.3
18.5
4200
107.5
107.9
107.4
322.8
19
3900
101.3
101.1
101.4
303.8
18.2
3600
95.1
95.2
95.3
285.6
6.9
3300
92.9
93
92.8
278.7
1.4渗流物理特征
(1)岩石润湿性:
由润湿指数评价岩石的润湿性:
润湿性
润湿指数
亲油
弱亲油
中性
弱亲水
亲水
油湿指数
1~0.8
0.7~0.6
0.5
0.3~0.4
0~0.2
水湿指数
0~0.2
0.3~0.4
0.5
0.7~0.6
1~0.8
储层的吸水指数为0.5,吸油指数为0.1,弱亲水,水湿。
(2)相渗曲线:
(附图)
Sw
Kro
Krw
Jo
Jl
0.25
1
0
1
1
0.45
0.373
0.047
0.373
1.9005
0.55
0.21
0.114
0.21
3.915
0.6
0.148
0.153
0.148
5.1205
0.65
0.1
0.203
0.1
6.6975
0.7
0.061
0.254
0.061
8.316
0.75
0.033
0.322
0.033
10.498
0.8
0.012
0.405
0.012
13.1745
0.85
0
0.5
0
16.25
Sw
Kro
Krw
Kro/Krw
ln
fw
0.25
1
0
0.208907
0.45
0.373
0.047
7.93617
2.071431
0.808144
0.55
0.21
0.114
1.842105
0.610909
0.943893
0.6
0.148
0.153
0.96732
-0.03323
0.971115
0.65
0.1
0.203
0.492611
-0.70804
0.985335
0.7
0.061
0.254
0.240157
-1.42646
0.992608
0.75
0.033
0.322
0.102484
-2.27804
0.996287
0.8
0.012
0.405
0.02963
-3.51898
0.998139
0.85
0
0.5
0
0.999068
1.5油气藏天然能量分析
油气藏天然能量主要包括:
油藏中流体和岩石的弹性能、溶解于原油中的天然气膨胀能、边水和底水的压能和弹性能、气顶气的膨胀能、重力能等。
该油藏存在油藏中流体和岩石的弹性能和重力能,但数据不足无法进行计算;在泡点压力之上开采油藏,所以不存在溶解于原油中的天然气膨胀能;无气顶气;存在边水和底水,但同样因为数据有限难以计算。
砂层剖面形态示意图
第二章储量计算与评价
(一)储量量的计算意义及储量分类
储量计算是油气藏科学开发的基础,它的正确与否直接影响开发决策的成败与得失.根据计算储量所采用的资料不同,储量可分静态地质储量和动态地质储量,还可根据计算储量时对地下情况掌握的详细程度分预测储量,控制储量和探明储量.
(二)储量计算评价
N=100A*h*Ø*Soi*ρ/Boi
其中A=4.01km2,h=33.54m,Ø=20%,Soi=0.75,ρ=0.87t/m3,BOi=1.08,
得N=1605*104t
地质储量丰度N/A=399.732*104t/km2,为高丰度油田
(三)采收率评价
美国石油学会采收率委员确定的经验公式:
童宪章根据实践经验和统计理论,推导经验公式:
陈元千等建立的相关经验公式:
采用最终采收率ER=24.37%
第三章油气藏产能评价
油气藏(井)产能大小是油气田开发地面工程建设和合理开发油气资源的重要依据,在进行油气藏工程设计之前必须首先确定出油气井的产能大小。
油井产能评价包括生产井产能大小的评价和注水井注入能力评价。
(一)生产井产能确定
1生产井产能确定
生产井产能确定有三种方法,主要有:
类比分析法、矿场产能测试法、经验计算法。
类比分析法:
是将需要进行产能评价的油藏与地质条件和流体性质相近的已经开发的油田进行类比分析,估算可能存在的产量大小。
当然,这种方法是及其不可靠的,只能了解产能的大概情况。
矿场产能测试法:
主要是通过对进行实验产能测试,取得产能测试资料,分析产能试井资料即可获得油气井的产能,这种方法得到的结果比较准确,对于新井而言,每一口都需要进行产能测试。
矿场上通常将稳定试井资料和不稳定试井资料整理成油气井产能曲线或IPR曲线,然后确定出油气井的采油指数、产水指数、油井最大潜能、气井绝对无阻流量、油气藏的单位厚度产能数据以及GOR和WOR等油气井生产参数。
经验计算法:
经验计算法是石油科技工作者对已经开发油田的井的产能进行分析,找出产能与地层参数之间的关系,建立经验关系式,如vogel流入动态曲线就是根据已经开发油田油井的产能建立起来的经验关系式,一般来说,这种方法简单,需要的参数少,有一定的精确度,在没有测试资料的情况下,是一种比较好的方法。
除了分析得到油气井的产能数据外,还必须分析研究油气井试采过程中油气产量和地层压力的递减情况以及含水上升情况,并以此为基础预测油气生产动态,研究确定相应的开发措施。
油气藏产能大小是油气田开发地面工程建设和合理开发油气资源的重要依据,我们采用经验计算发确定油气井的产能
1压力恢复试井解释(C1井)
Pws
△t
tp
lg(tp+△t)/△t
47.91
0.00
48.60
0.02
14833.00
4.17
49.60
0.08
2967.40
3.47
50.10
0.17
1484.20
3.17
50.49
0.50
495.40
2.69
50.58
1.00
248.20
2.39
50.68
2.00
124.60
2.10
50.74
3.00
83.40
1.92
50.81
5.00
50.44
1.70
50.91
10.00
25.72
1.41
Horner曲线
2压力恢复试井解释(C2井)
Pws
△t
tp
lg(tp+△t)/△t
45.68
0.00
#DIV/0!
#DIV/0!
46.87
0.50
495.40
2.69
47.08
0.66
375.55
2.57
48.28
1.00
248.20
2.39
48.40
1.50
165.80
2.22
48.45
2.00
124.60
2.10
48.47
2.50
99.88
2.00
48.49
3.00
83.40
1.92
48.51
4.00
62.80
1.80
48.54
6.00
42.20
1.63
48.56
8.00
31.90
1.50
48.57
10.00
25.72
1.41
48.59
12.00
21.60
1.33
48.66
20.00
13.36
1.13
48.78
40.00
7.18
0.86
(二)计算渗透率和表皮系数采油指数
油气藏污染状况分析
钻井、完井过程容易对油气层产生污染并造成伤害,油气层伤害降低油气井产能。
为使油气井产能得到很好地发挥,须对油气层伤害程度进行评价,并提出保护和改造油气层的具体措施。
油气井伤害程度是通过分析矿场不稳定试井资料研究确定的,主要运用不稳定试井资料,采用常规的试井分析方法或者现代试井分析方法,分析出真实的污染系数(或者叫表皮因子),然后可以用污染系数来评价油气井的伤害程度,并根据储层的地质特征和钻井完井液的特征研究分析储层伤害的具体原因,再从油藏工程的角度提出切实可行的保护和改造油气层的详细建议和措施
参数
C1
C2
外推压力(Mpa)
51.50
48.90
m
-0.33
-0.24
k(mD)
86.80
141.70
s
3.17
4.37
拟稳态条件下的采油指数:
其中
采油指数的确定
方法
采油指数(t/MPa·d)
采油指数公式
32.68
试油
33.45
试采
36.63
采用结果
25
合理压差
4MPa
单井产能
100t/d
(三)合理的产能设计
油气井以多大的产量投入生产,是一个十分复杂的技术经济问题,一般来说,应从以下几个方面加以考虑:
(1)油气井产量必须大于经济极限产量;
(2)Pwf>Pb或Pwf>Pd,以防止井底出现二相区而增加渗流阻力、消耗过多的驱潜能量;
(3)油气井产量不能过高、生产压差不能过大,不能在井底附近产生明显的非达西流动和井底坍塌以及套管损坏、井底出砂等工程问题;
(4)油气井产量应充分利用油气藏能量并能发挥油气井产能;
(5)井底流压应保证流体的有效举升;
(6)油气井产量应能保证注入能力得到及时的补充,压力水平得到较好的保持。
经过综合考虑我们用下面三套方案:
(1)反五点法
(2)反九点法
(3)环状反七点
在第四章可见开发后产量效益
(四)注入能力确定方法
在保证井底储层岩石不破坏的情况下,注入井的井底压力应该不超过储层的破裂压力的80%,而地层破裂压力Pf=Pp+1/3
(
)
其中Pp-地层压力;
-上覆地层压力,地层压力梯度Gp=0.0105MP/m;
上覆地层压力梯度
=0.0227MP/m;
油层深度H:
4855m,代入有
Pf=4855
因为不能超过地层破裂压力的80%,则注水井地层破裂压力Pf应保持在
1.Pf注=73.0
80%=58.4MPa
2.注水时采用
=1.1g/cm3的注入水
则地层静压Ph=
=0.00981
1.1
4855=52.4MPa
由此可得地面设备应给注水井加的压力P=Pf注-Ph=58.4-52.4=6MPa
又有速敏指数Iv=0.08水敏指数Iw=0.10,这两个指数都显示出地层中孔隙受流体速度及水质影响都较小,因此,在考虑到注水井井底的破裂压力等因素情况下,建议注水时井底压力Pf取58.4MPa.
第四章油藏工程设计
在油气藏评价的基础上,需要对油气藏的开发作出设计,涉及内容包括开发正案方式确定,开发层系划分和井网密度以及开发速度等进行充分论证与设计,是油气藏科学开发的重要研究内容,也是油藏工程师必须面对的重要问题。
(一)开发方式确定
开发方式是指整体上依靠几种主要驱动方式或驱油机制开采油气藏,它将确定油田开采的最终采收率,而且在油藏工程设计中,合理的井网布置,油井工作方式以及地层压力保持水平在一定程度上要由驱动方式来确定。
开发方式确定是一个综合考虑的问题,既要考虑油气藏本身的情况也要考虑油气藏的外部条件。
目前开发方式总体上分为依靠天然能量开采和人工补充能量开采两类主要开发方式。
一天然能量开采的可行性分析
1.油田天然能量大小
油田天然能量是指弹性能量,溶解气能量,底边水能量,气顶气能量和重力能量等。
本油田存在溶解气能量
,弹性能量,底边水能量,重力能量。
1)由物质平衡法可知封闭型弹性驱动累积产量的理论值为
所以采出油量与封闭型弹性驱动产量的比值为
可用来衡量弹性驱动能量在总采油能量中的比例。
t
从C1井,C2井的静压数据表中可知C1井在测试日期的原始地层压力为53.07mpa,在C2井静压数据中推算C1井油
层深度的地层压力为52.96mpa,在这段时间间隔中地层压力下降0.11mpa,而在这期间累积产油量为大约2160
t
可知有一定的天然能量
2)底边水能量
在油藏开发过程中,随着原油田和天然气的开采,油藏内部的地层压力下降,必须逐步向外部天然水域以弹性方式传播,并引起天然水域内地层水和储层岩石的弹性膨胀,在天然水域与油藏部分地层压差作用下,会造成天然水域对油藏的水侵。
由于该油藏在东北-西南方向上受两条逆断层的控制,而且水层的厚度比较小,油藏的天然水域比较小,油藏开采所引起的地层压力下降可以很快地波及整个天然水域范围,此时,天然水域对油藏的累积水侵量,可视为与时间无
关,并表示为:
所以底边水的能量比较弱。
3)该油藏的Pi=53.07mpa,Pb=10mpa,在很长一段时间内不会出现溶解气驱,也不存在气顶气能量,重力能量也可以忽略不计。
从上述分析可知
(1)该油藏主要的天然驱动方式为弹性驱动,从构造上看该油藏为断鼻油藏。
主要受断层和背斜的控制,断层起封闭作用。
在断层一侧不存在底边水,依靠天然能量开采主要依靠的是油和岩石膨胀产生的弹性驱动。
2.油层物性方面:
从渗透率(空气)数据表可知
渗透率在1000-100为时渗透率好的油层,而该油层的平均绝对渗透率为200mD,可见该油层的渗透性非常好。
变异系数小于0.5为相对均质油层,0.5-0.7为非均质,大于0.7为严重非均质,该油层的V变异系数都小于0.5,说明该油层为均质油层。
从C1,C2,C3测井解释成果表中可知该油层平均吸水指数为20%,属于高孔隙度油藏。
从润湿性测试数据表可知150快样品吸水指数为0.50,说明储层为亲水油层,原始地层压力为53.07mpa.远大于泡点压力10mpa,原始黏度比较小。
以上资料说明储层为高孔隙渗透亲水油层,有利于原油在天然能量下驱动。
3.依靠天然能量开采,地层压力下降比较快,由弹性驱动的理论值可知依靠天然能量的开采率为6%左右
,如果控制在1年的时间内开采,则单井的产量在3t/d左右,产量比较快,所以利用天然能量开采并不符合经济开采的需
要。
二人工补充能量开采的研究
由于利用天然能量不能满足开采的需求,则需要人工补充地层能量来保持油层压力来开发油田。
地下储层为亲水油层,
有利于水对油的驱动。
原油黏度比较低,储层的均匀性比较好,有利于原油在水的驱动下流动。
该油层储层岩石为岩屑石
英砂岩,从水敏程序分级标准中
水敏程度极强强中等偏强中等偏弱弱无
水敏指数>0.900.70-0.900.50-0.700.30-0.500.05-0,30<0.05
可知该油层水敏指数Iw=0.10属于水敏程度中等偏弱的储层,可见注水开发最终采收率比较高,注水开采有利于原油的开采。
从速敏程度于速敏指数的关系表中
可知Iv=0.08属于弱速敏程度的油层。
注水对岩性的影响不大,注水开发是可行的。
注水开发最终采收率的计算:
在相对渗透率曲线上,每隔一定饱和度读出油和水的相对渗透率,算出油水相对渗透率比值
,在半对数坐标系中做出
关系曲线,曲线中间主体段是直线,直线段可用下式表示:
(1)
(二)井网及井距
一个注水开发的油田,在开发介入的初期都面临一个突出的问题,就是采用多大的井网密度进行开采,既能满足油田的开采速度和获得最佳的经济效益,又能获得较高的最终采收率。
因此,合理井网密度作为一个油田开发初期的最重要的决策参数之一。
井网密度受地层参数和流体性质影响。
1反五点法
按大概3%的采油速度得到需要14口左右的生产井。
结合油藏的面积形状,在此方案中有生产井15口注水井12口,井距300米。
根据Muskat面积注水计算开发指标
生产年数
产水(万吨)
产油(万吨)
注水(万吨)
1
0.00
49.50
49.50
2
11.86
29.76
45.78
3
14.30
27.75
46.25
4
15.82
26.46
46.51
5
18.33
24.53
47.15
6
20.88
23.16
48.44
7
22.65
22.20
49.33
8
25.23
20.43
50.23
9
27.73
19.46
51.91
10
30.54
18.50
53.95
11
31.97
17.21
54.10
12
35.56
15.60
56.28
13
37.79
14.88
57.94
14
42.15
13.67
61.40
15
44.89
13.03
63.72
合计
379.70
336.20
782.50
采收率
0.21
最后含水率
80%
2反九点法
此方案中生产井14口注水井5口,井距350米。
同样用Muskat概算法预测其中:
生产年数
产水(万吨)
产油(万吨)
注水(万吨)
1
0.00
46.20
46.20
2
10.75
27.63
42.21
3
12.95
26.27
43.
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