油藏工程课程设计概述(doc 5).docx

目 录1 油藏描述11.1油藏概况11.2油藏地层特征11.3油藏沉积特征21.4油藏构造特征21.5岩石学特征31.6物性特征41.7温压系统71.8原油性质81.9地层水性质91.10渗流物理性质91.11储量计算及评价101.11.1储量计算方法101.11.2储量参数的确定111.11.3储量评价122三维地质模型的建立132.1导入井头数据、分层数据132.2断层模型142.3网格模型设计152.4构造模型152.5属性模型的建立162.5.1渗透率模型162.5.2孔隙度模型172.6划定油水界面172.7储量计算182.8三维地质模型储量计算及储量拟合193.数值模型建立193.1地质模型导入203.2流体性质213.3相渗关系243.4储量计算253.5储量拟合264 油藏工程论证274.1油藏产能评价274.2单井产能284.3开发层系划分294.3.1开发层系的分析294.3.2开发层系划分的原则304.4开发方式论证314.4.1天然能量驱动采收率预测方法324.4.2注水开发水驱采收率预测方法334.4.3注水开发可行性论证344.5井网密度的计算384.6井网密度和井距的确定424.7注采压力系统优化424.8注水压力454.9注水井注水量475 开发方案设计475.1开发方案设计原则475.2开发井网部署485.3开发方案指标预测495.4经济评价及方案优选545.5 方案优选55III1 油藏描述1.1 油藏概况LJ油田位于G省QL山山前地带JX盆地南部LJ隆起带，区块拐点坐标如表1.1所示。油田内地表为丘陵，地面平均海拔830m，呈南高北低的冲积缓坡，地表高差较小，自然条件较差。该油田属大陆性温带干旱气候，干燥多风，每年46月为风季，年平均气温6，平均降水157.2mm，多集中在68月，偶有山洪爆发。油田内水电、通讯设施较为完善，312国道穿过市区，沙石公路直达井场，交通便利。表1.1 区块拐点坐标拐点X坐标Y坐标11800000045000002180030004500000318003000450250041800000045025001.2 油藏地层特征LJ背斜隆起地区自上而下钻遇的地层主要有第三系SL河群和BY河群，与下伏白垩系红色含砾泥岩呈不整合接触。第三系BY河组的砂岩是LJ油田的良好储层，其中发育的泥岩是良好的区域盖层。根据钻井所揭露的地层岩性、电性及泥岩隔层的特征，将油田的油层段与油层进行划分与对比，划分出1套含油地层（L层），3个砂层组9个小层（表1.2）。油层组砂层组单砂层单砂层个数LL1L11、L12、L133L2L21、L22、L23、L244L3L31、L322表1.2 LJ油田油层命名表1.3 油藏沉积特征L油藏为河流和三角洲沉积体系，主要发育辫状河、三角洲平原和三角洲前缘等沉积亚相（表1.3）。表1.3 L油藏沉积体系划分表沉积体系（相）亚相微相发育特征识别标志分布状况河流辫状河河道砂坝具有宽广的河道，泛滥平原泥质沉积不发育砂岩粒度粗，含砾，砂体厚度大。L3泛滥平原三角洲三角洲平原分流河道研究区以发育河道及其堤泛沉积为主砂泥岩互层，多夹煤线，发育槽状、板状交错层理，含植物和淡水动物化石，见虫孔和植物根，河道间沼泽发育。L2天然堤决口扇河漫滩三角洲前缘水下分流河道有多次级分流汇合作用三角洲前缘沉积由中-细砂岩及粉砂岩组成，并夹泥岩，见槽状、板状交错层理、平行层理和沙纹交错层理，常具滑动变形层理、包卷层理和水平虫迹，含介形虫、叶肢介、瓣鳃类、鱼类化石以及植物化石碎片L1河口坝不太发育，常被后期水下分流河道冲刷远砂坝三角洲前缘向湖延伸的末端，多为厚度不大粉砂岩席状砂分布面积广泛，厚度较薄，砂质较纯水下天然堤属于水下堤泛沉积，常网状水下分流河道分隔水下决口扇分流间湾1.4 油藏构造特征L油藏位于LJ背斜带的中部，是该带的一个主要构造。该构造发育在第三系，其总体形态是走向为北西-南东方向的穹隆背斜，长短轴比为2.4，地层倾角一般不超过10，个别地段受构造影响岩层倾角变化大。该区发育两条断层F1、F2，延伸长度分别为4.8km、2.5km，断距最大达70m。总体属于地质构造简单类（图1.1）。图1.1 LJ油藏砂岩顶面构造图1.5 岩石学特征L油藏储层的岩石碎屑成分，石英占80，变化范围为7090；长石与岩屑各占10，长石变化范围为515，岩屑变化范围为525。平均粒径为0.070.187mm，颗粒磨圆次棱次圆状，标准偏差为1.4321.680，颗粒分选较差。岩石的成分成熟度和结构成熟度较高。胶结物的成分主要为泥质和钙质。胶结物含量变化范围为515，泥质含量为5.911，碳酸盐含量很少。泥质胶结物中粘土矿物蒙脱石相对含量为41.2，伊利石为46.8，高岭石为12。纵向上L3层钙质含量高，L1层钙质含量少，泥质含量由东向西增加。L3层发育钙质结核，其它层较少，所见结核有一定的滚圆度，是经过短距离搬运后沉积的钙砾。1.6 物性特征根据测井解释结果，探井W1W5井的储层厚度、孔隙度、渗透率等数据如表1.4表1.8所示。 其中，孔隙度变化范围12.3%23.5%，平均17.9%；渗透率变化范围47.4mD134.6mD，平均81.8mD。（a）按储层孔隙度大小，将储层分为五类（见表1.4）。表1.4 储层孔隙度分类分类碎屑岩孔隙度(%)非碎屑岩基质孔隙度(%)特高30高253010中1525510低101525特低102（b）按储层渗透率大小，将储层分为五类（见表1.5）。表1.5 储层渗透率分类分类油藏空气渗透率(mD)气藏空气渗透率(mD)特高1000500高5001000100500中5050010100低5501.010特低51.0综上可得，该油藏为中孔中渗油藏。表1.6 W1井测井解释（KB=719m）层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L111915.21919.24.0油层17.987.92L121926.91929.93.0油层17.875.73L131936.91941.04.1油层14.862.14L211951.01953.42.4油层22.4124.95L221963.21966.53.3油层16.568.66L231979.91982.62.7油层18.183.47L241992.11997.25.1油层16.672.88L312012.42018.96.5油层20.1102.99L322026.82030.53.7油层21.6105.4表1.7 W2 井测井解释（KB=808.4m）层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L112158.42162.84.4油层20.7107.82L122177.62181.43.8油层1978.83L132193.92198.04.1油层16.871.04L212210.92214.43.5油层22.9134.65L222224.82229.24.4油层17.673.76L232242.42245.63.2油层20.090.47L242258.72264.25.5油层17.984.08L312281.92289.67.7油水同层21.8109.39L322302.92306.94.0油水同层23.5131.9表1.8 W3 井测井解释（KB=817m）层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L112006.92010.94.0油层17.278.62L122020.72024.03.3油层17.671.83L132032.42036.94.5油层14.058.74L212046.82049.22.4油层21.6106.15L222055.12058.02.9油层15.865.16L232069.22071.22.0油层18.588.07L242081.02085.34.3油层16.164.68L312100.22105.14.9油层19.697.79L322112.32115.63.3油层21.4102.2表1.9 W4 井测井解释（KB=894.5m）层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L112234.52237.93.4油层15.363.52L122246.92249.62.7油层17.069.73L132256.92261.34.4油层12.748.24L212269.12272.02.9油层21.197.35L222278.62282.03.4油水同层14.153.76L232290.42292.82.4油水同层17.274.47L242299.72303.43.7油水同层15.257.38L312318.22323.65.4油水同层18.177.79L322333.22334.51.3油水同层20.492.7表1.10 W5 井测井解释（KB=891.5m）层号层位顶深,m底深,m储厚,m解释结论POR,%PERM,mD1L112131.52135.03.5油层15.063.92L122143.12145.62.5油层16.669.33L132152.22156.34.1油层12.347.44L212162.22163.31.1油层21.1107.45L222173.12175.72.6油层14.255.76L232187.52189.52.0油层16.070.77L242196.92201.74.8油层14.555.78L312215.52220.44.9油层17.985.29L322226.52228.82.3油层19.992.41.7温压系统W1W5井均进行了温度、压力测试，如表1.11所示。表1.11 W1井温度、压力测试数据井名垂深H, m温度，压力，MPaW11928.152.820.6W22178.258.422.8W32021.954.921.4W42247.960.023.4W52143.957.622.5图1.2 地层压力梯度曲线图1.3 地层温度梯度曲线1.8 原油性质根据W1、W3、W5井原油样品分析结果，该区地面脱气原油密度0.8320.837 g/cm3，地层原油粘度3.183.25mPa.s，原始条件下原油体积系数1.0615，原油压缩系数1.2010-3MPa-1，原始溶解气油比24.54m3/t。按原油密度大小，将原油分为四类（表B.8）。表1.12 原油密度分类分类原油密度(g/cm3)轻质0.87中质0.870.92重质0.921.0超重1.0该油藏为轻质油1.9地层水性质L油藏地层水总矿化度63700mg/L，水型CaCl2型。主要离子组合以Cl-Na+为主，属有利于油气聚集的离子组合类型。油水处于封闭的水文地球化学环境，为较高矿化度封闭型油田水型（表1.10）。表1.13 地层水性质项目水型总矿化度（mg/L）Na+K+（mg/L）Ca2+（mg/L）Mg2+（mg/L）Cl-（mg/L）SO42-（mg/L）HCO3-（mg/L）原始CaCl263700528129398283567191768777111680315415091265201.10渗流物理性质W1井3个样品进行了油水相渗及毛管压力测试，结果如表1.11、表1.12所示。其中，束缚水饱和度26%30%，水驱残余油饱和度22%25%，残余油下水相相对渗透率0.3150.331。表1.14 油水相渗测试结果样品1Sw0.30.450.550.60.650.70.75Kro10.3470.1280.0670.0190.0040Krw00.0210.0760.120.1770.2470.331样品2Sw0.280.450.550.60.650.70.78Kro10.3410.1330.0770.0290.0030Krw00.0110.0480.0810.1270.1880.323样品3Sw0.260.450.550.60.650.70.77Kro10.3620.1490.0880.0440.010Krw00.0150.0550.090.1370.20.315表1.15 毛管压力测试数据样品1样品2样品3SwPc, MPaSwPc, MPaSwPc, MPa0.290.2230.280.2030.250.2010.450.0400.450.0360.440.0360.550.0190.550.0170.540.0170.600.0140.600.0130.610.0130.650.0100.650.0090.640.0090.700.0080.700.0070.710.0070.750.0060.780.0050.790.0051.11 储量计算及评价油藏地质储量开发利用的经济效果不仅取决于储量的数量，还取决于储量的质量和开发难易程度。对于油层厚度大，产量高，物性好，储集层埋藏浅，油田所处地区交通方便的储量，其开发建设投资相对较少。对于油层厚度薄，产量低，储集层埋藏深的储量，其开发建设投资相对较大。分析勘探开发效果不仅要看探明储量的多少，还要综合分析探明地质储量的质量。所以，在我国颁布的油气储量规范中明确规定：对上报的储量必须进行综合评价。通过计算油水边界，得到LJ油藏含油面积为5.901.11.1 储量计算方法目前大多数国家油气田地质储量计算采用的方法有利用静态资料计算的类比法、容积法，利用动态资料计算的物质平衡法、产量递减法、压降法等6。对于一个油气田，应根据油气田地质特征，油气田开发实践，选择适用的计算方法。在油气田开发初期资料较少的情况下，可采用类比法。当油田有大量资料，圈定出含油面积，确定出油层有效厚度以及含油饱和度参数时，可使用容积法，这是一种比较广泛采用的方法，对水驱或注水开发的油田，只能用容积法来计算储量。物质平衡法是根据物质守恒原理计算储量的方法，只能在没有外来的气、水侵入时采用，一般有一定压降时效果较好。产量递减法只适用于油田压力下降，产量递减的油田计算储量。压降法是计算有明显压力降的气田储量的一种广泛采用的方法。用容积法计算地质储量：容积法是在油气田经过早期评价勘探，基本搞清了含油气构造、油气水分布、储层类型及岩石物性与流体物性之后，计算油气田原始地质储量的重要或主要方法。根据以下公式计算地质储量 （式1.1） （式1.2）式中，N-油藏原油的原始地质储量，104m3; A-含油面积，Km2; h-油层有效厚度，m -有效孔隙度 Boi-在原始地层压力下的原油体积系数 Soi-原始含油饱和度1.11.2储量参数的确定 将表中数据，在R2V在圈出含油面积，导入peterl分别得到各层的含油面积如下表：表1.16 含油面积层号123456789A，3.753.994.234.314.564.815.285.675.90 由渗透率曲线，计算Soi=1-Swi=1-0.28=0.72 将参数=0.8345kg/m，Soi=0.72，Boi=1.0615带入地层储量计算公式，计算得下表：表1.17储量计算层号123456789h，m3.823.024.252.403.262.404.615.742.81，%16.9817.5113.9321.7215.4817.8315.9219.3321.22N，104t149.98126.99148.62138.86144.72130.70239.80405.26235.69即地质储量N=N1+N9=1720.62 单位面积控制的地质储量为储量丰度。计算公式如下： （式1.3）计算得储量丰度为=293.32/km2 油藏中原油溶解气的原始地质储量为： （式1.4）式中，溶解气的原始地质储量，； 原始溶解汽油比，。将N=1720.62，=24.54m3/t代入，得=4.391081.11.3储量评价表1.18 储量规模评价表储量规模，108tN10N1N0.1N300o100o50o6000D4000D2000D1.51.00.50.5油藏类型高产能中等产能低产能特低产能4.2单井产能单井产量计算公式如下:式中：q 单井产量，m3/d；DP 生产压差，MPa；H 油层平均有效厚度，m。计算得到单井的合理产能为32.31m3/d。4.3开发层系划分4.3.1开发层系的分析划分开发层系是为了在开发过程中减少层间的干扰，提高油田的采收率。一个独立开发的层系是指单独布一套生产井和注水井进行开发的油藏部分。常规整装油田在开发初期进行方案设计时，可以明确地提出层系划分，在实施过程中也比较容易实现。在一个相当长的开发阶段划分的层系不分频繁地进行调整，但对于复杂的断块油田就很不容易进行明确的划分。这主要是由于复杂断块油田的地质因素，非均一性变化特别大，不同渗透性的储层性质、不同流体性质、不同油水关系、不同驱动类型的油藏互相镶嵌交错。纵向上互相重叠多变，划分开较单一的层系，从认识上、技术上和经济上都具有很大的难度，因而其层系层系划分方法和过程有它独特的做法。其影响因素有以下几种：（1）开发层系内油层数和有效厚度增加，油层的采油强度明显降低多油层合采，如果各小层的流度值有比较大差异，即使各个小层折算到同一水平面的地层压力相近，低流度小层的生产能力往往得不到发挥，这个道理无论是一般油田或是断块油田都是一致的。这一特点在碳酸盐岩油藏尤为突出，其原因是除了各小层流度值不同之外，层间的压力水平还会有较大的差异。因此随着开发层系内油层数和有效厚度的增加，油层的采油强度会明显降低。（2）大段合采射开油层多、井段长，不利于发挥各类油层的作用大段合采射开油层多、井段长，不利于提高储层的动用程度。层系内层数越多，厚度越大，不吸水层的百分数越大，反映了水驱控制程度越差。（3）划分层系要尽可能减少层系内部渗透率的级差纵向上油层渗透率差异大是导致层间干扰大的基本原因，油层渗透性是液体在地层中流动的先决条件。对注水开发的油田，注水井中某些油层能否吸水或吸水多少，直接和油层的渗透率有关系。同样的道理，与注水井层对应的生产井，其产液剖面的差异也是与曾见渗透率差异及相应注水层位吸水的好坏相关。（4）层系组合要区分开油层驱动条件由于碳酸盐岩油藏岩性变化大，连通性差，非均质性强，油藏投入开发后，一部分油层处于水驱条件下开采，成为水驱层，而另一部分油层由于与注水井不连通，称为弹性驱层。不同驱动类型的层在同一层内互相干扰。因此，层系组合时应尽可能将不同的驱动类型油层划分开，连通好的层组合在一起，连通差的层在一起，以便于各自发挥其开发效果，也便于分别调整和采取不同的工艺措施。4.3.2开发层系划分的原则划分开发层系，就是要把特征相近的油层组合在一起，用一套生产井网单独开发。油田的非均质性是影响多油层油田开发部署和开发效果的最重要因素之一。合理的划分与组合开发层系是从开发部署上解决多油层油田层状非均质性的基本措施。开发层系划分的原则：（1）把特性相近的层系组合在同一开发层系，以保证各油层对井网、开发方式具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾；（2）一个独立的开发层系应具有一定的储量，能保证一定的采油速度和稳产时间，达到较好的经济指标；（3）各层系间具有良好的隔层，以便在注水开发条件下层系间能严格的分开，保证层系间能严格的分开，确保层系间不发生串通和干扰；（4）同一开发层系内，油层的构造形态、油水边界、压力系统和原油物性应比较接近。（5）不宜划分过细，以减少建设工作量，提高经济效益。（6）同一层系内各油层之间的油水接触方式和驱动方式基本一致，这样可以充分利用天然能量和提高注水开发效果。（7）多油层油田当具有下列地质特征时，不能够用一套开发层系开发：储层岩性和物性差别较大。油气的物理化学性质不同。层的压力系统和驱动方式不同。层的层数太多，含油层段过大。LJ油藏划分出一套含油地层（L 层）、3 个砂层组、9 个小层。由于 LJ油藏含油面积小，油层之间沉积条件相近，渗透率在纵向上的分布差异不大，组成层系的基本单元内油层分布面积相同，层内非均质性小，所有的小层有相同的构造形态，油水边界和压力系统，原油物性相同。划分为一个层系开发，既可以保证一定的储量，又可以充分发挥采油工艺措施的作用。这样可以减少钻井，既便于管理，又可以达到较好的经济开发效果。因此将油藏划分为一个开发系统以便充分利用边水底水能量，提高采收率。4.4开发方式论证开发方式是指采用天然能量还是采用人工注入补充能量的方式进行开采。利用天然能量开采，可以节约投资，资金回收也快，工艺简单，管理方便，但是一般情况下利用天然能量开发采出程度都比较低，而且不同的天然能量下，油田的采收率和开发效果大不相同。国内外实践表明一般情况下，水驱效果较好，接下来依次为气顶驱，溶解气驱，弹性驱动。油藏中往往存在多种能量，针对具体的油藏，应该细致的研究油藏的具体地质条件，可供利用的天然能量类型和利用程度，及其技术、经济效益的高低来确定。根据尽量利用天然能量的原则，我国的一般做法如下：（1）对于天然水驱能量充分的油藏，直接利用天然水驱能量进行开发。（2）对于有部分能量但又不是很充分的油藏，则尽量可能利用天然能量并加以人工补充能量的方式。（3）对于天然能量不充分的，又有条件进行注水开发的，则一般都采用注水的方式进行开发。（4）对于天然能量不足，但是储层为连通很差的小透镜砂体，或断块过小而不能形成注采系统时，一般只能采用溶解气开采。4.4.1天然能量驱动采收率预测方法（1）弹性驱动采收率油田开发的天然能量包括油藏自身的能量和油藏的边底水能量。油藏自身能量的大小，一般用油藏的弹性采收率或极限举升条件的采收率来衡量 （4.4） （4-5） （4-6）根据以上公式，取值0.179，计算得Mpa-1；，取值0.28，计算得；油藏依靠弹性驱动的采收率Re=3.87%。（2）溶解气驱采收率若原油溶解有较多的天然气，溶解气驱可以进一步提高原油的采出程度。溶解气驱动能量的大小可以用溶解气驱采收率来衡量，美国石油学会（API）采收率委员会于1967年给出的溶解气驱采收率计算经验公式为 （4-7）式中：Bob泡点压力下的原油体积系数，无量纲；ob泡点压力下的地层原油粘度，mPa s ；pb地层原油的泡点压力，MPa。根据以上公式，取值22.14Mpa，取地层压力的30%为6.64Mpa，取值81.8mD，计算得溶解气驱采收率。4.4.2注水开发水驱采收率预测方法若油藏天然能量驱动的采收率较低，则需要考虑采用人工补充能量的开发方式进行开发。由于注水开发成本较低，水源较易获得，注入过程简单又比较容易实现，一般情况下补充能量的开采方式首选注水开发。大多数的轻质和中质常规原油，在地层非均质条件中等偏好的情况下，都可以选用注水开发。（1）经验公式法经验公式法是根据已开发油田的数据统计出的经验公式进行计算，方法简便，但可靠性相对较低。预测油田水驱采收率的经验公式很多。美国石油学会（API）采收率委员会于1967年给出的注水开发砂岩油田的经验公式 （4-8）式中：ER水驱采收率，小数； 地层孔隙度，小数； Swc原生水饱和度，小数； Boi原始条件下的原油体积系数，无量纲； k储集层渗透率，mD； wi原始条件下的地层水粘度，mPas； oi原始条件下的地层原油粘度，mPas； pi原始地层压力，MPa； pabn油藏废弃压力，MPa。计算得油气储委1985年根据二百多个水驱砂岩油藏资料统计研究得到的与流度有关的经验公式 （4-9）式中：ER水驱采收率，小数；k储集层渗透率，mD；oi地层原油粘度，mPas。将K=81.8mD，=3.22mPas带入（式1.7）,计算得采收率：=32.80%Guthrie和Greenberger于1955年根据73个水驱砂岩油藏资料建立的经验公式 （4-10）式中：ER水驱采收率，f；k储集层渗透率，mD；8、o地层原油粘度，mPas；Swc束缚水饱和度，f；储集层孔隙度，f；h有效厚度，m。将K=81.8mD，=3.22mPas，Swc=28%，=17.9%，h=3.65m带入上式，计算的采收率：=35.74%LJ油藏水驱采收率为34.76%。4.4.3注水开发可行性论证LJ油藏依靠天然能量开发的采收率较低，因此，必须通过人工补充地层能量二次采油来提高油藏采收率。一方面补充地层能量，减缓由于能量不足造成的产量递减，另一方面抑制底水锥进。既要有效地保持油藏能量，又要合理地利用天然能量，以满足对开采速度和稳产时间的要求。油田的开发应主要从取得最大经济效益及资金加速周转出发，总是尽量减少投资，充分利用天然能量，进行油田衰竭式开发或天然驱动，然后再辅之第二、第三次采油。4.4.3.1油田注水方式的选择（1）油田注水的时间分类与时机选择从注水时间上分为三种类型：早期注水、中期注水、晚期注水。注水时间的选择是一个比较复杂的问题，既要考虑到油田开发初期的效果，又要考虑油田中后期的效果，必须在开发方案中进行全面的技术经济论证，在不影响油田开发效果和完成宏观计划的前提下，适当推迟注水时间，可以减少初期投资，缩短投资回收期，有利于扩大再生产，取得较好的经济效益。本次LJ油田地层水为氯化钙水型，属于较高矿化度的封闭油田水型，由于地表水无法及时向地下补充