1油藏工程课程设计使用说明

第1页共17页油藏工程课程设计模板绝密！请勿外传！一、油藏地质特征1.1油藏目标地层，构造特征目标地层：研究区延长组沉积时，随着湖盆的侵入，沉积特征以及演化规律总体与盆地内其它地区相似，沉积了一套灰绿色、灰色中厚层粉细砂岩、粉沙岩和深灰色，灰黑色泥岩地层，下部长10-长8以河流中、粗砂岩沉积为主，中部长7-长4+5均为一套湖泊一三角洲为主砂泥互层沉积，上部长3-长1为河流相砂泥岩沉积。沉积物北粗南细，地层北薄南厚。岩性呈韵律变化，并发育多期旋回性，这些变化在区域上有较强的可对比性，依据延长组中凝灰岩、页岩、炭质泥岩或煤线等标志及其在测井曲线上的变化特征将延长组自上而下细分为十个油层组。构造特征：盘古梁长6油藏分布于陕北斜坡带，区内构造简单，主要为西倾单斜背景上由差异压实作用形成的一系列由东向西倾没的低幅鼻状隆起，鼻状隆起轴线近于东西向，宽度近5km。东西向构造与南北向砂体相配合，形成了良好的鼻隆背斜型圈闭，有利于油气的聚集。1.2油藏储层物性长6储层储集空间主要为各类孔隙，岩芯观察裂缝不发育，因此其储集类型为孔隙型储层。盘古梁地区取芯井少，因此储层物性分析的样品并不多，根据收集的新3井、新平10井、ZJ2井、ZJ11井和ZJ30井的资料，长4+5油层中的858块岩心孔隙度最大为17.47%，最小为1.00%，平均孔隙度为12.05%，从孔隙度的分布直方图上，大部分样品的孔隙度分布范围在10%~14%之间；渗透率最大为181×10-3μm2，最低为0.0049×10-3μm2，平均为0.125×10-3μm2，渗透率直方图上大部分样品则分布在0.1~1×10-3μm2之间，根据原石油天然气总公司的开发储层分类标准，长4+5油层属于低孔～特低渗范畴。从盘古梁油田油层常规岩芯分析得到的孔隙度与渗透率之间的关系图上可以看出，孔隙度与渗透率之间满足指数变化关系，并且具有较好的相关性，即孔隙度越高的岩心，其渗透率的值也越大。1.3储层流体性质1.3.1原油性质从盘古梁长6油藏原油性质表上可以看出，原油粘度地层条件下为2.09cp，在地面原油粘度为7.18cp，属于低粘度，地层原油密度为0.76g/cm3，地面原油密度为0.8578g/cm3，体积系数为1.211，饱和压力为7.0Mp，溶解气油比为66.8sm3/t，地面天然气比重为1.1836，根据2008年原油物性监测，盘古梁长6油藏原油凝固点为24.56℃，凝固点较低。1.3.2地层水性质根据2008年流体动态物性监测报告水分析部分，统计19口井的的各项水质参数，分析结果显示，平均氯根含量为19222.99mg/l，平均总矿化度为34137.54mg/l，矿化度较高，平均总硬度为11982.65mg/l，平均PH值为7.34，水型只有一口井显示为NaHCO3型，大多数为CaCL2型，所以本区水型为CaCL2型。1.4储层渗流特性及敏感性研究储层岩石敏感性的目的在于了解储层在注水开发中可能发生伤害的类型及程度，以防止和减小储层岩石的敏感性特征对储层渗流能力的影响。储层岩石渗透率下降是储层受到伤害的主要标志之一。在实验室里可以通过用岩样进行第2页共17页静态的鉴定和岩样的流动实验直接测量渗透率变化来了解储层岩石的各种潜在伤害因素及伤害程度。1.4.1储层岩石的速敏性速敏性是指因流动速度变化引起地层中微粒运移而堵塞喉道，造成渗透率下降的现象根据长6油藏储层的6块样品的速敏试验结果看，所有样品均表现为弱速敏，综合分析认为长6储层为弱速敏，说明长6储层颗粒相对较稳定。这对后期的强化注水是比较有利的。1.4.2储层岩石的水敏性水敏性是指当与储层不配伍的外来流体进入储层后，引起粘土膨胀、分散、运移，从而导致渗透率下降的现象。水敏性的强弱除受粘土矿物含量的影响外，还与岩石的孔渗特性有关，在其它条件相同时，储层的渗透率越低，则其水敏性越强.根据上表中实验结果可以看出，在共计4块样品中，均没有表现出明显的水敏，柳137岩样水敏指数为0.035，水敏强度为无水敏，表明盘古梁地区长6储层无水敏。1.4.3储层岩石的盐敏性盐敏性是指不同矿化度的外来水与黏土矿物相互作用对储集层渗透能力的影响程度。盐度主要影响储集层中的黏土矿物，当流体流经含黏土微粒或胶结物的多孔介质且流速不变时，随着含盐量减少，黏土膨胀引起渗透率下降。盐敏性分析即寻找刚刚引起地层伤害的矿化度，即临界矿化度。盐敏性采用临界矿化度来评价。盘古梁长6段储层有4个样品做了盐敏试验分析，其中有3个样品表现出有弱盐敏，1个样品无盐敏。综合分析认为盘古梁长6段储层为弱盐敏。1.4.4储层岩石的酸敏性酸敏性伤害是指酸液进入储层与岩石或原油接触后发生有害反应，产生凝胶及沉淀或岩石骨架解体而产生颗粒分散运移，堵塞或缩小孔喉半径，使油层渗透率降低、渗流能力下降的现象。流动酸敏试验表明，盘古梁地区长6储层7块样品中4块储层得到了改善，其它三块样品酸敏程度表现为两块弱酸敏和一块无酸敏，因此，盘古梁长6储层可以采用酸化等措施来改善储层的渗透性。1.5油藏开发历程1.5.1研究区生产现状盘古梁区1999年投入开发试验，2001年采用菱形反九点井网注水开发。本区共发育长611、长612、长621+2、长623、长63五个油砂体，其中长612、长621+2油砂体是区内的主力开发层系，动用程度分别达到了77.9%、98.8%，并且在油藏中东部长612、长621+2叠合区实现了分层系开发。截至2007年底探明含油面积73.6km2，探明地质储量4706×104t，目前已经全部动用。盘古梁区自2001年大规模注水开发以来，通过对合理的开发技术政策的执行，以及一系列实用新工艺新技术的应用，各项指标均处于同类型油藏开发的前列，油藏开发形势不断好转。2008年盘古梁长6继续执行分区域的注水开发技术政策，同时加大了对油藏注水剖面的调整力度，油藏两项递减保持较低水平，注水开发形势稳定。1.5.2油藏开发形式a油藏两项递减保持较低水平，分区域开发形势稳定；b平面上地层能量整体上升，主、侧向压差逐步缩小；c注入水开始向低渗透层段推进，油藏水驱状况稳定。二、储层特征物性及评价2.1基本理论储层的物性特征主要指储层的孔隙性和渗透性，孔隙度影响油气储集的数量。油气产量的高低则直接由渗透率决定。渗透率是一个非常重要的表征岩石特性的参数。主要是用它度第3页共17页量地层传送流体的能力，它控制着地层中流体的流速和运动方向。储层的物性特征除了储层的孔隙性和渗透性，还有储层的含油饱和度和泥质含量。一般说来泥质含量越高，含油饱和度越低，储层物性越差。计算方法用加权平均值方法计算（如某小层的平均渗透率=iiihhK/）。2.2数据统计及评价全部小层数据汇总及评价结果小层孔隙度Φ（%）渗透率K（10-3µm2）含油饱和度SO（%）评价c61-112.121763.40733454.90035C61-212.398684.12218951.81296C62-1+211.148633.10131256.85292C62-310.741.3843.2长611.736353.49561254.55157三、储层层间非均质计算3.1基本理论储层非均质性是影响油藏开发效果和开采程度的极为重要的储层特性。在油藏开发过程中采取的许多措施，如分层注水、轮采、选择合理的工作制度和生产压差、堵水调剖以及压裂改造、人工改变流体渗流特性等，都与储层非均质性有关。储层非均质性的分类方案很多，不同的学者根据不同的研究目的、研究对象，对非均质性的分类也有所不同。裘亦楠既考虑非均质性的规模，也考虑开发生产的实际，将碎屑岩的储层非均质性分为两大类:宏观非均质性(层内、层间、平面)，微观非均质性(孔隙)，并对碎屑岩储层的层内非均质性进行了深入研究。吴胜和、刘泽容、郑浚茂等提出用渗透率、夹层频数、连通系数、储层密度、孔隙度级差、均质系数和隔层厚度等参数表征非均质性。储层非均质性对油藏开发效果具有重要的影响，它直接影响着油藏的驱油效率和最终采收率。主要从以下三个方面加以研究:层间非均质性、层内非均质性及平面非均质性。3.2层间非均质特征3.2.1基础理论层间非均质性是指储层纵向上砂体间的物性差异及分布特征，包括层系的旋回性、砂体间的渗透率非均质性及隔层分布，它主要受沉积相的控制。大量的油气勘探实践表明，层间非均质性对油水界面的差异及油水系统的分布构成重要的影响，并最终控制着砂体的油气充满度。层间非均质性也是造成层间矛盾的根本因素，是注水油田开发中最为突出的矛盾。通过层间非均质性研究，调整开发层系和调整注水剖面是缓解层间矛盾、提高采收率的主要途径。对层间非均质性的描述包括各种沉积环境下形成的砂体在剖面上交互出现的规律性，以及作为渗流屏障（隔层）的泥岩等非渗透层的发育和分布规律。这里主要通过层间隔层及层间渗透率的非均质性来进行研究。在评价层间非均质性时，往往也引入岩石物性参数，主要运用渗透率变异系数、突进系数和渗透率级差三种参数。（1）渗透率变异系数(Vk)第4页共17页Vk＝knkknii/)1/()(12式中：k—为渗透率平均值，×10-3μm2；n—为统计的单砂体数；ki—为第i个单砂体的渗透率值，×10-3μm2。Vk越大，非均质性越强，一般地Vk0.5，非均质性较弱，Vk介于0.5～0.7之间，渗透非均质性中等，Vk0.7非均质性较强。层间非均质性是指在砂体组内各砂体之间的差异，主要受到沉积相的控制，属层系规模的储层描述。（2）突进系数(Tk)Tk=kkmax式中：maxk—为渗透率最大值，×10-3μm2。一般地Tk2时，非均质较弱，Tk介于2-3之间，非均质程度中等，Tk3时，表示非均质性较强。（3）渗透率级差(Jk)Jk=minmaxkk式中：kmin—为渗透率最小值，×10-3μm2。一般地，Jk越大，非均质性越强。特低渗油藏非均质性评价标准非均质性评价渗透率变异系数突进系数渗透率级差强0.31.454中等0.2～0.31.25～1.452.5～4弱0.31.252.53.2.2数据汇总及评价井号变异系数突进系数级差值评价值评价值评价P34-330.32454231强1.610276297强2.465306122弱P34-340.291370698中等1.574636387强3.339285714中等P34-350.267207404中等1.515060884强2.354581673弱P35-330.340761621强1.660931474强3.688405797中等P35-340.274865056中等1.45078791强2.52972973弱P35-350.347强1.473强4.069中第5页共17页171794830846230769等P36-330.143917608弱1.160714286中等1.5弱P36-341.063056888强3.957388105强66.2强P36-350.447952577强1.783084577强4.765957447中等渗透率变异系数突进系数渗透率级差弱中等强弱中等强弱中等强135018441全区小层层间非均质特征分布0246810弱中等强评价结果小层数突进系数渗透率级差渗透率变异系数3.3储层层内非均质性3.3.1基础理论储层层内非均质性是指一个单砂体规模内垂向上的储层性质变化，主要受控于砂体粒度和沉积构造的垂向演化，可以用渗透率变异系数、渗透率突进系数和渗透率级差等指标来定量描述。一般来说，粒度越粗，分选磨圆越好，则储层的渗透率越好；水平层理导致渗透性较弱，而波状层理和斜层理有利于渗透。层内非均质性主要评价单砂体内夹层分布特征及垂向上渗透率非均质程度。它是控制和影响单单砂体垂向上注入水波及体积和层内剩余油分布的关键因素。层内渗透率非均质性是指砂体内渗透率的垂向变化程度，主要用渗透率变异系数、突进系数和级差等指标来评价，计算公式与层间非均质性相同，但符号物理意义不同。式中：k－为层内所有样品渗透率平均值，(×10-3μm2)；n－为层内样品的个数