油气田开发地质复习课件.pptx

油气田开发地质复习课件,油气层对比原则：旋回对比，分级控制，相控和等时。地层划分对比:将油田内的钻井地层剖面根据地层接触关系、沉积层序或旋回和岩性组合等特征细分成不同级次的地层单元，并建立全油田各井间各级地层单元的等时对比关系，在油田范围内实现统一分层。油气层层组划分对比：是指在一个油气田范围内，对区域性含油气层系中的油气层进行分级划分与对比，直至单油气层的划分与对比地层划分工作按研究范围分世界的、大区域的、区域的和油层对比四类。,油气层组划分对比方法：岩性对比岩相（一定沉积环境中形成的岩石或岩石组合）对比古生物组合对比重矿物组合对比构造对比实际应用中根据具体情况选择,沉积旋回划分与对比分实际工作分四步进行：1.研究含油气区的沉积背景，建立各级沉积旋回划分标准井；2.研究岩性与电性关系；3.划分单井沉积旋回；4.对比沉积旋回界线。研究岩性与电性的关系通常来讲，砂泥岩剖面和碳酸盐岩剖面两个井段的岩性剖面和测井资料特点不能等量齐观。在测井方法中，要注意声波、密度和中子是划分岩性的主要方法，微电极和自然电位对淡水泥浆砂泥岩剖面很有用，自然伽马和中子伽马对碳酸盐岩或盐水泥浆砂泥岩剖面很有用，电阻率和井陉只作参考。在实际生产科研中，也常用曲线重叠法划分岩性，如密度-中子孔隙度曲线重叠、或声波-密度-中子孔隙度曲线重叠等。,油气层层组分级一般与沉积旋回分级相对应，分为四级：含油气层系（一级沉积旋回）油层组（二级沉积旋回）砂岩组（三级沉积旋回）单油层（四级沉积旋回）1含油气层系:含油气层系相当于一级沉积旋回。每一套含油气层系都有自己的构造发展史和沉积条件，形成不同的岩性、岩相特征。一个含油气层系相当于整套油气层。2.油气层组:油气层组是二级沉积旋回中油气层的沉积环境、分布状态、岩石性质、物性特征、流体性质相似的含油气层段。3亚组（砂岩组）:亚组又称砂岩组或叫复油层。它相当于三级沉积旋回。油气层组内相邻的含油气砂岩集中发育的层段划为一个亚组。4单油气层:单油气层俗称小层，简称单层。是含油气层系中的最小单元。单油气层内部的岩性、物性基本一致，具有一定厚度和一定的分布范围，上下被不渗透岩层分隔。,油气层对比：在邻井之间和研究区范围进行储油气层的横向连续性追踪。油层对比是研究油层空间展布和连通情况的基础。隔层和夹层隔层：是指稳定分布于两个渗透性岩层中间的不渗透岩层。隔层的特点是封闭性好，平面分布较稳定，具有一定厚度。夹层：是指夹在渗透层内部的非渗透层。夹层的特点是平面分布不稳定，厚度较小。,油气层对比的步骤：选择好对比标志层；建立对比标准剖面；对比各单井内层组界线；进行全区统层，达到统一层组界线的目的。标志层(markerbeds)：在地层剖面中，具有固定层位，特征明显，在一定范围内能追踪的岩层或岩层组。,油气层对比方法（一）油气层组对比方法利用标准层对比油层组利用标准层对比油层组，首先应研究标准层的分布规律及二级旋回的数量及性质；二级旋回的数量决定了油层组的多少，二级旋回的性质应参考一级旋回的性质而定；标准层用于确定对比区内油层组间的层位界限。（二）亚组对比方法利用沉积旋回对比砂岩组在油层组内，根据岩石组合性质、演变规律、旋回性质、电测曲线形态组合特征，划分若干三级旋回；分析各三级旋回性质、岩石组合类型、演变规律、旋回厚度变化规律及电测曲线组合特征，用标志层或辅助标志层控制旋回界线；各三级旋回按水进型考虑，砂岩组顶部具有一层泥岩，可作为对比时确定层位关系的具体界线。规律。,（三）利用岩性和厚度对比单油层在油田范围内，同一沉积时期形成的单油层，不论是岩性还是厚度都具有相似性；在三级旋回内，根据单砂岩发育程度、泥岩层的稳定程度将三级旋回细分为若干韵律，韵律内的较粗粒含油部分即为单油层；按岩性相似、厚度相近原则，在四级旋回内进行单层对比。,湖相沉积砂体井间连通关系的确定湖相沉积的砂体，分布广泛、类型单一、层位稳定、厚度均匀变化，层间无明显的切割和冲刷现象。在500m井网控制下，只要砂体层位相对应，就可以判定井间两个砂体是连通的。河流相沉积砂体井间连通关系的确定（1）不同单元砂体间无夹层纵向连通关系的确定单元间无夹层或仅有m类小夹层的切迭型厚砂岩，上下两单元互相连通。,（2）不同单元砂体间有夹层纵向连通关系的确定单元间有B类夹层的迭加型厚砂岩，上下两个单元基本上是不连通的。（3）同一单元同一亚相砂体间连通关系的确定同一沉积单元同一亚相(或微相)，即同一河道砂体或同一泛滥沉积的砂体，只要层位互相对应，井间两个砂体是互相连通的。,（4）同一单元不同亚相间砂体连通关系的确定主要指河道砂与被切割的河间砂之间的连通关系。它取决于河床凹槽两侧有无废弃充填的泥质遮挡和河间砂体是否与河床凹槽边部相接触。顺直型河流：砂体充满河床，两侧无废弃泥质充填遮挡，河道砂与两侧相接触的河间砂互相连通。低弯曲河流：砂体充满大部分河床，河道砂与两侧相接触的河间砂体大部分相连通，仅在凹岸顶部存在少量废弃河道泥质充填沉积，此处河道砂与河间砂体互不连通。高弯曲河流：凹岸一侧的废弃河道中充填大量的泥质沉积物，使河道砂与河间砂体互相不连通，仅在凸岸一侧连通。曲流河两个弯道之间的过渡河段，与顺直河流相似，河道砂与河间砂基本上都连通。,（5）不同河道间砂体连通关系的确定同单元同层位的两条高弯曲河道砂体、往往以其外侧一凹岸处互相接触，其间因有牛轭湖泥质充填而不连通（图a,b）。仅在少数情况下，当凸岸和过渡段相互接触时，两条河道砂体才有可能连通（图c,d）。,同单元同层位的两条低弯曲或顺直型河道砂体如果砂体宽度大于井距，井间互相迭加而连通；若砂体过窄，于井间断开而不连通。,不同单元(不同时期)的河道砂体当不同单元间无明显深切砂层存在时，一般都不会连通；处于河道边部的深切独立型砂岩与下单元河道砂体之间有可能连通。也可能不连通。三角洲前缘相砂体井间连通关系的确定三角洲前缘相砂体井间连通关系可采用湖相和河流相两种方法确定。即席状砂间采用湖相的方法确定，河道砂体间及河道砂与席状砂体之间采用河流相方法确定。,五、各类砂体特征及油水运动规律,各类砂体特征及油水运动规律（一）洪(冲)积扇砂砾岩体特征：洪(冲)积扇体是一种近物源、强水动力环境下的粗碎屑沉积物，主要由砾石、粗砂和泥质组成。砂砾岩体分选差，层内、层间及平面非均质性都很严重。油水运动规律：1平面上注入水沿主槽、侧缘槽和辫流线快速推进2主槽、侧缘槽、辫流线、主流线受注入水长期冲刷水洗厚度较大3注入水沿油层中部高渗透段突进4注入水沿支撑砾岩、层理面、风化壳等突进，形成暴性水淹,（二）河道砂体特点：厚度大，分布面积广，连续性好，沿主河道走向的砂体底部存在深切槽带及延伸较远的高渗透通道，且具有明显的渗透率方向性。油水运动规律：1.在平面上注入水首先沿河床凹槽主流线快速突进2注入水顺古水流方向快于逆古水流方向3注入水沿砂层底部高渗透段快速突进（三）分流河道砂体特点：呈条带状、窄条状和豆荚状分布，连续性较差，分布面积有大有小，渗透率较高，厚度较大。油水运动规律：1在平面上油水运动与河道砂体相似2层内垂向上水淹较均匀,（四）河口砂坝砂体特点：内部一般呈正韵律，厚度大，渗透率高，向两侧逐渐变为复合韵律，厚度变小，渗透率变低。河口砂坝砂粒较细，储油物性较好，而且较均匀，因此层内非均质性不严重。油水运动规律：1.在平面上注入水仍有沿砂体轴部突进现象，但不严重，然后逐渐向两侧扩展。2.层内水淹较均匀，水淹厚度较大，驱油效率较高。3.位于河口砂坝主体部位的采油井可形成高产井，且含水上升较馒，一般是高产稳产井，是油由开发效果最好的油砂体之一。（五）稳定席状砂体特点：砂体在平面上分布稳定，连通较好，厚度小，渗透率低，但层内较均匀。油水运动规律：1.在平面上注入水推进较慢且很均匀，很少有局部突进现象。2.席状砂体中常可形成分选较好、渗透率较高的条带，在高压注水条件下，可发生暴性水淹。,（六）湖相滩砂砂体特点：砂体在平面上呈片状分布，厚度变化小，单砂体在剖面上以透镜状为主。砂体颗粒细，以粉砂为主，渗透率低，但分选较好，层内较均匀。油水运动规律：1在平面上注入水推进较慢，油井普遍见效2注入水沿湖岸线定向推进较快3油层上部先见水，水洗厚度较大4层间水洗状况差异小,储层非均质性分类：层内非均质性层间非均质性平面非均质性概念：层内非均质性：是指一个单砂层在垂向上的储层性质变化，包括层内垂向上渗透率的差异程度、高渗透率段所处的位置、层内粒度韵律、渗透率韵律及渗透率的非均质程度、层内不连续的泥质薄夹层的分布。平面非均质性：是指一个储层砂体的几何形态、规模、连续性以及砂体内孔隙度、渗透率的平面变化所引起的非均质性。层间非均质性：是指一套含油层系内的砂层非均质性，即砂体的层间差异。属层系规模的储层描述，包括各种沉积环境的砂体在剖面上交互出现的规律性，以及隔层的发育和分布规律。,粘土矿物对储层非均质性的影响（1）粘土矿物的成分与含量蒙脱石遇淡水膨胀，在膨胀过程中易于破碎、松散和迁移，并堵塞喉道，且具有很高的比表面和蜂窝状、网状形态，可以吸附大量表面活性剂，给第三次采油造成一定困难。伊利石造成微孔隙和高的束缚水饱和度，在淡水作用下丛生在一起，使渗透率降低，在液体流动过程中产生细粒迁移，成为挡板堵塞喉道。高岭石晶体大，而且与骨架颗粒附着力差，由高速流体所产生的剪切应力能使高岭石片从衬基石脱落、迁移，作为挡板赌赛喉道随着砂岩随着储层中粘土矿物含量增加，储层的储渗性能变差，产能降低。,（2）粘土矿物的产状分散粘土质点：不仅减小了砂岩的孔隙度降低了岩石的渗透性；附着力很差。因此，在油层改造和开发过程中，这些质点可能随注入流体的流动在孔隙中运移，并可能堵塞孔隙喉道。薄膜粘土质点：大大减小了孔隙的有效半径，并且常常造成孔隙喉道的堵塞注入油层的流体首先与粘土薄膜起反应，可能对油层造成伤害搭桥黏土质点：使砂岩原来的粒间孔隙被肢解切割，变得迂回曲折（3）粘土矿物对流体的敏感性粘土矿物与原始油层中的流体通常处于平衡状态，当不同流体进入时，它们的平衡会遭受破坏。由于这些流体与储层流体和储层矿物不匹配而导致储层渗流能力下降，这就是对流体的敏感性。粘土矿物对流体敏感性的研究包括速敏、水敏、酸敏、盐敏、碱敏等,层系划分与分层开采的关系相同点：两者都是为了调整层间矛盾，提高驱油厚度，增加动用储量。关系：层系划分细，分层开采工艺就比较简单；层系划分粗，分层开采工艺就复杂。分层开采工艺的发展可以影响但并不能替代开发层系划分与组合，它只是在一定的井网层系内进一步进行层间矛盾的调整。油藏天然能量边、底水能量气顶能量溶解气能量弹性能重力能,边水和底水边水：分布于油气层四周，界面与油层顶、底面均相交。多见于层状油藏中，边水对油气具有驱动作用。底水：油气藏下部均为水，油水界面与油层顶面相交。多见于厚层状或块状油藏中，底水具有驱油作用。油藏驱动方式水压驱动气压驱动外来补给的驱动方式弹性驱动溶解气驱重力驱动,内能消耗的驱动方式,水压驱动油藏开采后压力下降，周围水体(边底水或人工注水)流入油藏对油藏水体进行补给，就是水压驱动。气压驱动驱油动力主要是气顶中压缩气体的弹性膨胀力。弹性驱动驱油动力是油藏本身的弹性膨胀力生产。溶解气驱驱油动力是从石油中分逸出来的溶解气体的膨胀力。重力驱动靠原油自身的重力将油驱向井底时为重力驱动。注水方式按照注水井所在位于与含油区的关系可以分为边外注水、边缘注水和边内注水。边内注水根据注水井的分布特征可以分为面积注水、行列注水、环状注水、点状注水等方式。,边外注水外含油边界附近注水,边缘注水油水过渡带内注水,行列注水井排切割注水,面积注水,四点法面积注水,五点法面积注水,七点法面积注水,九点法面积注水,点状注水注水井分布不规则,边内注水,环状注水注水井呈环状,按产量变化划分开发阶段投产阶段高产稳产阶段产量递减阶段低产阶段按含水率变化划分开发阶段无水采油期：不含水低含水采油期：含水率在20以下中含水采油期：含水率2070高含水采油期：含水率在70以上,岩石的润湿性：是指在地层条件下，当存在两种非混相流体时，某一流体在岩石表面附着或延展的倾向性。润湿性主要影响因素：岩石的矿物成分流体的性质固液两相接触时间的长短粘土矿物的含量与分布润湿性变化总趋势：在油田投入注水开发以后，亲水性逐渐增强；亲油性逐渐减弱。,孔隙度和渗透率总体变化规律对于高渗透油层，油层通过注入水的长期水化、冲刷、搬运及溶蚀，孔隙度、渗透率增加。对于低渗透油层，由于储集层泥质含量高、孔隙小，粘土遇水膨胀及机械杂质对孔喉的堵塞，注水开发后，随注水时间的加长，孔隙度和渗透率反而降低。对于同一油层，孔隙度和渗透率也存在着非均匀的变化，随着注水时间的加长，大孔喉部分孔隙度、渗透率增加；小孔喉部分则孔隙度、渗透率降低。孔隙度和渗透率两者相比之下，一般孔隙度变化的幅度较小，而渗透率变化较大。随着开发注水，油藏温度下降，导致采出原油的粘度、密度、含蜡量、含胶量、凝固点都有不同程度的增大，尤其是原油粘土变化最大。,油层纵向水洗规律沉积韵律的控制作用油层厚度的影响层理类型的影响水锥与气锥的影响油层层间水洗规律注水井中的层间差异和干扰注入水单层突进生产井中的差异和干扰层间差异对开发效果的影响降低油层动用层数和水淹厚度油层平面水洗规律平面上高产区带水洗好，低产区带则较差油层渗透率具有方向性油水井位置的影响油层微构造的影响,剩余油：是指开采到目前为止还残留在地下的可采储量，在数值上等于可采储量与累积采油量之差，它是在目前的工艺技术措施下能采出的油，但由于开发方式、开发策略或开发方案的不当而仍剩余在地下。残余油：是指开发到废弃为止还残留在地下的地质储量，等于地质储量与最终累积采油量之差，它是在目前的工艺技术条件下不能采出的油，或者是在目前的工艺技术条件下进行进一步的开采无经济效益的油。剩余油饱和度：为油藏产量递减期内任何时候的含油饱和度，一般指二次采油末油田处于高含水期时剩余在油藏中