【油气田开发地质学课程论文4100字】

《油气田开发地质学》课程论文目录一、研究目的和意义 2二、工区概况 32.1井区概况 32.2构造概况 42.4沉积特征 42.5储层特征 52.5.1储层岩石学特征 52.5.2储层物性特征 52.6气藏特征 62.6.1流体性质 62.6.2温压系统 7三、三维地质建模 83.1建模过程 83.2基础数据准备 83.3网格划分 113.4构造模型 113.5属性模型 12四、模型粗化与输出 144.1模型粗化 144.2模型输出 14五、结论和认识 16

一、研究目的和意义凝析气藏是一种复杂、特殊的油气藏，其独特的温压系统使其在开发过程中会产生反凝析蒸发和逆蒸发现象，并且在气藏衰竭开采时可以同时产生天然气和凝析油，因此具有极高的经济价值和研究价值。在全国油气储量范围内，凝析气藏储量所占比例相对其他类型油气藏较高。目前我国深层低渗凝析气藏较多，且存在产能递减快、稳产时间短、经济效益低等特点，减缓地层反凝析现象对产能的影响是改善此类气藏开发效果的关键。目的区块为高含凝析油的低渗凝析气藏，分为平面南、北两个开发部分，划分为多个井区。同时存在断层及裂缝发育、储量规模大、凝析气含量高等特点，针对目的区块目前的生产特点及存在的问题，我们研究了该区块凝析气藏的开发特征及相态特征，并进行多种开发方案的设计，优选出了最佳的开发方式。本次项目设计将油气藏工程与该区块凝析气藏的开发资料相结合，建立出精细的三维地质建模来研究其地质特征。为了精确研究该气藏的产能、采收率预测，我们在地质建模的基础上建立了油藏数值模拟模型以指导同类型凝析气藏可采储量的现场工作，因此，开展本项目研究具有实际意义。二、工区概况2.1井区概况现有某气田区块，其边界为构造带，区块内有W1-W8共8口新开发气井，井位大地坐标见表2.1，井位分布见图2.1。表2.1W1-W8井位坐标井号X（m）Y（m）W1111013.566799.20W2108560.109004.99W3112580.428312.17W4105999.6123415.82W5110820.144474.31W6112186.229938.95W7106590.7419231.83W8102668.9625273.32图2.1井位分布图现有一处理厂，处理厂位置信息见图2.2和表2.2。图2.2区块及处理厂的位置示意图表2.2处理厂及陆地边界坐标位置X（m）Y（m）处理厂00陆地边界1-4840.1612937.52陆地边界215159.83-6062.472.2构造概况该区块属于断层复杂化的背斜圈闭构造。海底地形平坦开阔，坡度较缓，向东倾斜，平均水深约23m，年平均水温11℃，最高温度28℃，最低温度0℃，年平均降水量500~600mm。每年冬季有短期结冰现象，3月初融冰时，水温在11℃左右，会出现很多的流冰。夏季区块海域水温有明显的分层现象，上层水温较高，下层水温较低，温差显著。而沿岸浅水区域温度均匀，皆为较高温度海水。冰情冰况的重现期是平台结构设计的重要参数，根据冰厚、冰强度及冰的年出现概率给出相应的海冰设计参数如下表所示。表2.3海冰设计参数该区块属于断层复杂化的背斜圈闭构造。海底地形平坦开阔，坡度较缓，向东倾斜，平均水深约23m，年平均水温11℃，最高温度28℃，最低温度0℃，年平均降水量500~600mm。每年冬季有短期结冰现象，3月初融冰时，水温在11℃左右，会出现很多的流冰。夏季区块海域水温有明显的分层现象，上层水温较高，下层水温较低，温差显著。而沿岸浅水区域温度均匀，皆为较高温度海水。冰情冰况的重现期是平台结构设计的重要参数，根据冰厚、冰强度及冰的年出现概率给出相应的海冰设计参数如下表所示。设计平整冰厚（cm）设计重叠冰厚（cm）设计冰压缩强度（MPa）目标区块40902.062.4沉积特征气藏主力产层NPEDC9和NPEDC10层沉积环境为典型的辫状河砂砾质心滩，其中：NPEDC9为一套河流相砂岩，岩性为浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中－粗粒砂岩及灰绿色石英砂岩，是上古生界主力产气层段；NPEDC10段以河道沉积为主，岩性为灰色、灰黑色细－中粒岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩和泥质岩，砂岩成分成熟度低，厚度约40m左右气藏主力产层NPEDC9和NPEDC10层沉积环境为典型的辫状河砂砾质心滩，其中：NPEDC9为一套河流相砂岩，岩性为浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中－粗粒砂岩及灰绿色石英砂岩，是上古生界主力产气层段；NPEDC10段以河道沉积为主，岩性为灰色、灰黑色细－中粒岩屑砂岩、岩屑质石英砂岩和泥质岩，砂岩成分成熟度低，厚度约40m左右，为上古生界主要产气层段之一。2.5储层特征2.5.1储层岩石学特征区块潜山储层主要由太古界变质岩、部分岩浆岩侵入体及顶部披覆砂砾岩组成。变质岩主要为花岗片麻岩。区块潜山储层主要由太古界变质岩、部分岩浆岩侵入体及顶部披覆砂砾岩组成。变质岩主要为花岗片麻岩。变质岩潜山在构造运动和风化作用等内外力作用下，形成了以裂缝为主的双重介质型储层，并且裂缝作为主要的储集空间和渗流通道。2.5.2储层物性特征W8井测井结果如图1W8井测井结果如图1.4所示，测井数据显示储层具有中-低电阻率，低密度、高中子、高声波时差的特点，阵列声波测井斯通利波时差与中心频率叠合性好，成像测井为暗色斑点，裂缝发育。图2.9W8井测井结果统计区块储层孔隙度和渗透率特征如表2.11所示。表2.11区块产层孔隙度和渗透率统计结果储层物性特征参数孔隙度（%）渗透率（×10-3μm²）最小0.080.003最大20.9220.33平均4.570.473储层有效孔隙度主要分布在0.08%～20.92%之间，平均孔隙度为4.57%；空气渗透率主要分布在0.003~20.33×10-3μm储层有效孔隙度主要分布在0.08%～20.92%之间，平均孔隙度为4.57%；空气渗透率主要分布在0.003~20.33×10-3μm2之间，平均渗透率为0.473×10-3μm2。区块储层横向分布范围大，纵向延伸厚度大，全区稳定分布。该区已钻产层有效厚度统计表见表2.12。表2.12区块潜山有效厚度统计表分带/油组砂砾岩强风化带次风化带合计W1（m）38.4⊥7.2247.4⊥41.4-285.8⊥48.6W2（m）32.0⊥23.973.4⊥54.7132.9⊥99.2238.3⊥177.8W3（m）11.0⊥10.952.7⊥52.3117.2⊥114.8352.5⊥343.0W4（m）32.1⊥17.8233.3⊥120.636.7⊥18.9302.1⊥157.3W5（m）31.9⊥9.545.5⊥12.3247.4⊥71.7324.8⊥93.5W6（m）55.6⊥38.796.9⊥68.081.5⊥57.1234.0⊥163.8W7（m）13.7⊥12.3128.7⊥114.0129.6⊥113.0296.5⊥260.6W8（m）43.274.7102.2220.12.6气藏特征以裂缝为主的特高含凝析油块状凝析气藏。2.6.1流体性质（1）凝析油性质（1）凝析油性质该气田测试气油比介于951～1658m3/m3，凝析油含量为742.8g/m3。气田凝析油密度介于0.7914～0.8089g/cm3（20℃），平均为0.7976g/cm3（20℃）；凝析油黏度介于1.244～3.438mPa·s；平均为1.940mPa·s；含蜡量介于9.70%～18.26%，平均为14.04%；胶质+沥青质介于0.170%～1.700%，平均为1.005%；凝固点介于12～23量介于9.70%～18.26%，平均为14.04%；胶质+沥青质介于0.170%～1.700%，平均为1.005%；凝固点介于12～23℃，平均为19℃；含硫量低于0.025%。具体数据见表2.14。表2.14凝析油性质统计表凝析油密度（g/cm3）20℃粘度（mPa·s）凝固点（℃）含硫量（%）胶质+沥青质（%）含蜡（%）分布范围0.7914～0.80891.244～3.43812～23<0.0250.170～1.7009.70～18.26平均0.79761.940190.011.00514.04（（2）天然气性质天然气以烷烃气为主，CH4含量介于70.85%～78.27%，平均为76.43%，C1/C1+介于0.84～0.86，属于湿气，CO2含量介于6.88%～16.27%，平均为10.16%，此外还含有（9.24～36.63）×10-6kg/m3不等的H2S。具体数据可见表2.15。表2.15天然气性质统计表甲烷（%）C1/C1+（%）CO2（%）H2S（mg/m3）范围70.85～78.270.84～0.866.88～16.27（9.24～36.63）×10-6平均76.438.510.16--（3）地层水性质（3）地层水性质以W8井为例，该区块地层水水型为NaHCO3型，PH为8.51，为碱性油气藏，总矿化度为36889.0。2.6.2温压系统由压力测试结果知，凝析气田压力梯度为1.115MPa/100m，原始地层压力51.63MPa，属于正常压力系统。由压力测试结果知，凝析气田压力梯度为1.115MPa/100m，原始地层压力51.63MPa，属于正常压力系统。由温度测试结果知，凝析气田温度梯度为3.5℃/100m，原始地层温度为30℃，属于正常温度系统。三、三维地质建模三维地质建模是Petrel建模软件中，利用测井解释、地震资料和储层预测结果分别建立该油藏的属性模型以及构造模型。根据建模得到的孔隙度、渗透率等参数来预测井间储层物性，我们采用Petrel地质建模软件实现海上凝析气藏建模。三维地质建模是Petrel建模软件中，利用测井解释、地震资料和储层预测结果分别建立该油藏的属性模型以及构造模型。根据建模得到的孔隙度、渗透率等参数来预测井间储层物性，我们采用Petrel地质建模软件实现海上凝析气藏建模。3.1建模过程（1）根据资料提供的构造等值线数据和分层数据，采用三维地质建模软件的层面模型建模模块，建立各砂层组顶、底的层面模型和断层模型，在此基础上建立三维构造模型。（1）根据资料提供的构造等值线数据和分层数据，采用三维地质建模软件的层面模型建模模块，建立各砂层组顶、底的层面模型和断层模型，在此基础上建立三维构造模型。（2）根据资料提供的沉积微相平面图或测井相曲线，采用适宜的相建模方法，建立三维的沉积微相模型。（3）根据测井曲线，采用相控约束方式，进行数据分析，根据数据分析结果，采用适宜的属性建模方法建立三维属性模型。（3）针对所建立的三维地质模型进行检查及修正。（4）计算模型储量，对模型的质量进行检验。（5）根据油藏数值模拟研究需要，进行网格粗化，输出油藏数值模型。3.2基础数据准备根据该区块已有的资料，在地质特征研究的基础上，利用单井基础数据，测井解释数据来建立三维地质模型。所需要的数据资料主要有以下几点：根据该区块已有的资料，在地质特征研究的基础上，利用单井基础数据，测井解释数据来建立三维地质模型。所需要的数据资料主要有以下几点：（1）井位数据：井位坐标、井深、补心海拔（2）井斜数据：井的方位角及倾斜角；（2）测井数据：包括孔隙度、渗透率、含烃饱和度及泥质含量等；（3）分层数据：包括单井所对应的各小层的深度及分层情况。各参数数据表如下表所示：表3.1井头数据表WELLXYMDKBW1111013.566799.2485543.5W2108560.19004.994842.156.07W3112580.428312.174921.743.5W4105999.6123415.825011.956.07W5110820.144474.31515643.5W6112186.229938.955272.956.07W7106590.7419231.83504856.07W8102668.9625273.32473430.5以W1井为例，部分井轨迹数据如表3.2所示。表3.2井轨迹数据表测深（m）井斜(°)方位(°)30.000.12256.5031.000.12256.5032.000.12256.5033.000.13256.5034.000.13256.5035.000.13256.5036.000.14256.5037.000.14256.50表3.3分层数据表WellNameZoneNameMDTypeW1G14813horizonW1G24855horizonW2G14713horizonW2G24745horizonW2G34842.1horizonW3G14543horizonW3G24563horizonW3G34647.7horizonW3G3Bottom4921.7horizonW4G14680horizonW4G24736horizonW4G35011.9horizonW5G14975horizonW5G25040horizonW5G35156horizonW6G15040horizonW6G25106.8horizonW6G35272.9horizonW7G14703horizonW7G24725horizonW7G34862horizonW7G3Bottom5048horizonW8G14399.7horizonW8G24444.6horizonW8G34519.3horizonW8G3Bottom4734horizon以W1井为例，部分测井数据如表3.4所示表3.4测井数据数据表MDpermporosg8150.6892699626.46102658456.97743454815.11.7883942888.02454709769.122909964815.22.8693630818.9349118856.415954524815.32.2942652338.49199879475.442145984815.41.6827879867.9142927669.730749014815.54.5500046419.92205703765.658536844815.60.7085317946.50163083974.662375544815.70.3647923825.59098889365.351550484815.80.3025220115.35811079250.561011154815.90.2415596935.09092958354.2856142948160.1955493144.85219430975.627910793.3网格划分三维构造模型作为三维地质建模过程的首要任务，在确定好工区范围的基础上，根据实际建模资料确定模型精度并将其网格化。网格化过程结合层面模型共同生成了构造模型。其中，网格划分精度关乎整个构造模型的分辨率及规模。三维构造模型作为三维地质建模过程的首要任务，在确定好工区范围的基础上，根据实际建模资料确定模型精度并将其网格化。网格化过程结合层面模型共同生成了构造模型。其中，网格划分精度关乎整个构造模型的分辨率及规模。在进行网格的划分时，网格的步长越小，网格越细，则建立出的地质模型的精度越高，越接近实际模型，本次三维地质模型的平面网格步长为200m×200m，最终生成网格效果图如图3.2所示。图3.1网格效果图3.4构造模型利用已有的地质资料，将各分层数据导入利用已有的地质资料，将各分层数据导入Petrel软件，分别建立起各分层的层面模型。在建立地质层格架模型、地层结构模型的基础上，该凝析气藏的构造模型如图3.1所示。图3.2气藏构造图3.5属性模型1.孔隙度模型通过孔隙度模型可以了解储层流体的孔隙体积分布，由于孔隙度的变化受微相控制范围约束，一般认为其主变程方向与河道展布方向一致。使用序贯高斯模拟方法在岩相模型下计算出孔隙度模型如图3.2所示。通过孔隙度模型可以了解储层流体的孔隙体积分布，由于孔隙度的变化受微相控制范围约束，一般认为其主变程方向与河道展布方向一致。使用序贯高斯模拟方法在岩相模型下计算出孔隙度模型如图3.2所示。图3.3孔隙度模型2.渗透率模型一般通过渗透率模型可以了解储层中流体的渗透能力，主要与储层运移和聚集相关，它在油藏开发评价中起着至关重要的作用。使用序贯高斯数模拟方法，并结合其结合克里格函数构造沉积微生物学模型和孔隙度模型所构造出的渗透率模型如图一般通过渗透率模型可以了解储层中流体的渗透能力，主要与储层运移和聚集相关，它在油藏开发评价中起着至关重要的作用。使用序贯高斯数模拟方法，并结合其结合克里格函数构造沉积微生物学模型和孔隙度模型所构造出的渗透率模型如图3.3。图3.4渗透率模型3.NTG