第六届中国石油工程设计大赛方案设计类赛题基础数据

1第六届中国石油工程设计大赛方案设计类赛题基础数据一、方案设计类综合组1区块概况本次设计方案研究目标区块为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏。工区面积约5.5km2，东西宽约1858m，南北长约2980m。构造区距离最近港口油库为120海里，区域水深1350～1525m，区域地形示意图见图1-1，区块海域等高线示意图见图1-2，工区边界坐标详见表1-1。图1-1海区地形示意图2图1-2区块海域等高线图表1-1工区边界坐标XY320555.82484703.1320555.82481723.5322413.92481723.5322413.92484703.11.1风向和风速经统计，该海域主导风向为NE，次主风向S，风玫瑰见图1-3。图1-3全年风玫瑰1.2水文条件1.2.1水温海区表层及近底层水温参数可参见表1-2。5%10%15%20%全年风玫瑰图WESTEASTSOUTHNORTH55-7.57.5-1010-12.512.5-1515-17.517.5-20=20windspeed3表1-2水温参数位置水温（℃）最高最低表层水温29.017.0近底层水温（1500m深度）3.52.01.2.2波浪由于该海域海浪以风浪为主，常浪向与主风向具有较强的一致性，该海域的主浪向为NE，次主浪向为S，浪玫瑰见图1-4。图1-4全年波浪玫瑰图1.2.3海流经统计，该海域主流向为WNW，流玫瑰见图1-5。图1-5全年海流玫瑰图（表层）5%10%15%20%25%全年波浪玫瑰图WESTEASTSOUTHNORTH11-1.51.5-22-33-44-5=5Hs(m)41.3施工设计参数表1-3水文气象设计参数（台风条件）要素单位重现期(年)1101002005001000风3秒钟阵风风速m/s38.254.267.773.176.479.35秒钟阵风风速36.452.866.171.374.478.21分钟平均风速32.145.556.961.864.368.42分钟平均风速31.143.854.757.561.963.310分钟平均风速27.338.648.250.754.756.830分钟平均风速26.337.246.548.952.854.81小时平均风速25.536.245.247.551.353.3海浪特征波高m8.29.613.314.415.816.8最大波高13.315.922.324.126.429.1跨零周期s12.111.912.813.014.214.5有效周期12.712.713.914.215.615.9平均周期13.413.314.615.016.416.7谱峰周期14.814.916.316.717.218.5海流平均海面下3m处cm/s150185239251259272海底上1m处244755565860图1-6海区台风条件下波高谱峰周期曲线051015202502468101214161820Tp(s)Hs(m)1000yrs500yrs200yrs100yrs10yrs1yrs5台风条件下波高、谱峰周期联合分布曲线见图1-6；该海区推荐内波流设计参数见表1-4。表1-4工程海域内波流最大可能水平流速(包含背景流)海水深度（m）最大可能水平流速（向西为正）（cm/s）01051513045145801909015011011012014513010014010150-10180-90240-60300-50360-40400-40500至离底1m-30海底面0表1-5为海区连续作业24h、48h及72h条件下，不同作业限制波高条件下各月可连续作业百分比统计。表1-5各月可连续作业比率（%）连续作业时间限制波高(m)月份12345678910111224h1.523.639.652.270.781.374.477.379.673.333.016.612.12.564.679.687.797.098.096.695.694.491.469.848.642.93.591.896.097.699.199.499.198.197.696.288.078.378.548h1.517.230.942.362.175.366.768.672.565.326.911.88.02.555.774.183.395.997.195.293.191.888.161.839.833.13.588.194.296.698.799.298.896.896.394.683.571.171.072h1.512.524.434.754.669.959.760.666.558.221.89.15.12.548.169.279.194.996.293.990.989.384.954.832.825.53.584.492.795.698.499.098.595.495.093.079.465.064.362地质背景2.1地层概况A油田自上而下揭示的地层层系包括：第四系A组，新近系B1组、B2组，古近系C1组、C2组（图2-1）。主力含油层系为C2组CPEDC3段。图2-1A油田地层综合柱状图7区域上将C2组细分为四段，本油田主要钻遇CPEDC1、CPEDC2、CPEDC3段。其中CPEDC3段又细分为上、中、下三个亚段。CPEDC1段：地层厚度60.5～157.0m，以褐灰色泥岩为主，夹灰质页岩，局部见薄层泥质白云岩，为一套特殊岩性段。CPEDC2段：地层厚度41.5～115.0m，上部为褐灰色泥岩夹粉砂岩；下部灰色泥岩与浅灰色细砂岩、含砾中粗砂岩不等厚互层。CPEDC3段（未穿）：油田范围内CPEDC3上段地层缺失。CPEDC3中段钻井揭示的地层厚度204.5～746.5m，岩性以巨厚层浅灰色、褐灰色泥岩为主，在泥岩中部发育一套单井厚度18.5～166.5m的储层，为本油田的主要含油层系。CPEDC3下段为红褐色泥岩与白灰色灰质粉砂岩不等厚互层。其中，探井3井至5井连线储层剖面如图2-2。图2-2CPEDC3段3井-5井连线储层剖面图浅层钻遇多套强振幅地震反射层，200m左右存在疑似浅层气，钻井过程中需做好风险准备。泥面以下100m浅层土参数见表2-1。表2-1浅层土参数表层号土质描述深度(m)有效重度(kN/m3)设计抗剪强度(kPa)层顶层底下限上限平均值1非常软的高塑性粉土含砂粒0.0-3.6333-7.94.11112.51282软到稍硬的高塑性粉土含砂粒7.9-4.11112.512-38.05.54150.5453稍硬到硬的粉质粘土38.0-6.14150.545-64.97.16884754硬的粉质粘土64.9-7.1688475-69.57.57290795硬的粉质粘土69.5-7.5729079-82.67.585.5106946硬到非常硬的粉质粘土82.6-7.585.510694-100.08.01031281132.2构造特征A油田构造形态为一被断层复杂化、北东走向的半背斜(图2-3)。东侧边界断层纵穿该构造区，受其影响形成了一系列近东西向伴生断层，致使区内断裂较为发育。依据现有三维地震资料，在该地区解释了多条断层,主要活动期在CPEDC3与CPEDC2段，其他沉积时期活动渐弱。该地区发育三组断层：一组为东侧边界断层，呈北东走向，贯穿整个油田，该断层控制了该区构造和沉积演化；一组为北东东走向的断层，呈雁行排列，断距180～740m，延伸距离4.3～6.4km；其它为更次一级断层，断距小，延伸距离短，使构造进一步复杂化（3井附近小断层可忽略）。9图2-3CPEDC3段油层顶面构造图2.3储层特征2.3.1储层岩石学特征根据岩心、壁心、岩屑观察，结合薄片鉴定等研究成果综合分析，A油田CPEDC3段储层岩性以细砂岩、含砾中粗砂岩为主，岩石学定名为长石岩屑砂岩和长石砂岩，矿物成分主要为石英、长石、岩屑，石英含量平均值33.7%，长石含量平均值34.9%，岩屑含量平均值31.4%。分选中等～好，磨圆度次圆～次棱状，粒度中值一般14～479µm。X射线衍射分析显示，粘土矿物以高岭石和伊/蒙混层为主，其次为伊利石和绿泥石。CPEDC2段储层岩性以细砂岩、含砾中粗砂岩为主，岩石学定名为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，矿物成分主要为石英、长石、岩屑，石英含量10.0%～42.0%，平均28.5%，长石平均含量39.8%，岩屑平均含量31.7%。分选中等，磨圆度次圆～次棱状，粒度中值一般38～461µm。X射线衍射分析显示，粘土矿物以高岭10石和伊/蒙混层为主，其次为伊利石和绿泥石。2.3.2储层物性特征根据岩心分析资料，A油田孔隙度和渗透率有较好的相关性，为中孔中渗储层，储层物性统计如下：CPEDC2段共进行了88块样品的常规孔隙度、渗透率分析，孔隙度分布范围4.5～40.1％，平均值22.5％，渗透率分布范围0.1～1687.8mD,平均值为267.9mD，储层毛管压力曲线以粗歪度为主，排驱压力0.013～0.298MPa，饱和度中值压力0.112～2.433MPa，平均孔喉半径0.811～7.481µm，为中孔中渗储层。CPEDC3段共进行了70块样品的常规孔隙度、渗透率分析，孔隙度分布范围9.8～34.8％，平均值为21.3％，渗透率分布范围0.2～3535.1mD，平均值为382.3mD，储层毛管压力曲线以中～粗歪度为主，排驱压力0.013～0.997MPa，饱和度中值压力0.098～15.529MPa，平均孔喉半径0.198～13.520µm，为中孔中渗储层。2.4岩性及分层数据、测井解释数据见附录1。2.5井轨迹数据见附录2。2.6油气藏温压数据温度梯度:3.6℃/100m压力梯度:1.04MPa/100m3实验室或现场测量资料3.1地应力该油田中5井地应力剖面如图3-1。由图可见，油田的三个主地应力的大小次序为：上覆应力水平最大主应力水平最小主应力，上覆应力为断裂的控制应力，断层类型为正断层；储层段的上覆应力压力系数在2.0左右，水平最大主应力压力系数在1.8左右，水平最小主应力压力系数在1.4左右。该区水平最大主应力的方向比较稳定，在北偏东60°左右。11图3-15井地应力剖面3.2油田地层强度3.2.1地层泡水强度实验储层和水层相邻，开采过程中有可能出水。选取储层两组岩心，做岩心浸泡地层水的强度试验对比试验，每组中一个岩心不泡水，一个岩心泡水2天，一个岩心泡水4天，试验在恒温箱中进行，温度保持在65℃，模拟储层温度，试验数据见表3-1。试验结果表明，泡水后岩心强度降低，强度最大降低40％。表3-1岩心泡水强度试验数据岩性分组试验编号单轴强度,MPa泡水时间,d强度降低砂岩11-123.80-1-217.32-27%1-314.74-38%22-116.80-2-212.12-28%2-310.04-40%123.2.2油田地层强度剖面建立根据单轴强度试验结果，校正强度模型系数，建立了5井的地层强度剖面。图3-25井地层强度剖面3.3生产测试资料见附录3。133.4油田原油物性3.4.1A油田3井原油物性及组分分析表3-2A油田3井原油性质序号项目数据序号项目数据1凝点℃5.013元素分析m%C86.1420.101MPa，20℃密度kg/m3845.9H13.0330.101MPa，50℃密度kg/m3824.5S0.124含蜡量m%7.7N0.1214金属元素分析ppmFe22.95胶质m%5.18Cu0.56沥青质m%1.2Hg2.07相对分子量464.0Na443.08盐含量ppmNaCl65.0Ni10.29机械杂质w％0.01Ca37.510酸值mg-KOH/g0.2215残炭m%2.7411低热值kJ/kg44070.016灰分m%0.02412比热kJ/（kg·℃）2.0表3-3油藏地层流体井流物组分组成分析数据组分mol%CO2二氧化碳0.45N2氮气0.16C1甲烷35.13C2乙烷2.74C3丙烷1.45iC4异丁烷0.45nC4正丁烷0.84iC5异戊烷0