油田地質(zhì)和油藏工程

1、第二部分油藏工程方案設(shè)計錯誤！未定義書簽。1油田概況錯誤！未定義書簽。1.1地理位置錯誤！未定義書簽。1.2區(qū)域地質(zhì)特征錯誤！未定義書簽。1.2.1區(qū)域地質(zhì)背景錯誤！未定義書簽。1.2.2地層層序及地質(zhì)特征錯誤！未定義書簽。1.3儲層特征概述錯誤！未定義書簽。1.3.1油藏特點(diǎn)錯誤！未定義書簽。1.3.2油層分布特征錯誤！未定義書簽。1.3.3儲層物性錯誤！未定義書簽。1.3.3儲層敏感性分析錯誤！未定義書簽。1.3.4試油試采資料分析錯誤！未定義書簽。1.3.5儲層流體物性錯誤！未定義書簽。1.4儲量復(fù)算及評估錯誤！未定義書簽。1.4.1儲量計算單元錯誤！未定義書簽。計算參數(shù)錯誤！未定義書簽

2、。儲量復(fù)算錯誤！未定義書簽。1.5油藏動用程度錯誤！未定義書簽。2油藏工程方案部署錯誤！未定義書簽。2.1油藏工程方案部署原則錯誤！未定義書簽。22數(shù)值模擬研究錯誤！未定義書簽。2.2.1模型的建立錯誤！未定義書簽。2.2.2參數(shù)選取錯誤！未定義書簽。2.2.3全區(qū)及單井歷史擬合錯誤！未定義書簽。2.2.4區(qū)域剩余油分布錯誤！未定義書簽。2.3開發(fā)方式確定錯誤！未定義書簽。2.4井網(wǎng)形式研究錯誤！未定義書簽。2.4.1反五點(diǎn)井網(wǎng)形式錯誤！未定義書簽。2.4.2反九點(diǎn)井網(wǎng)形式錯誤！未定義書簽。2.5方案設(shè)計及優(yōu)化錯誤！未定義書簽。2.5.1方案設(shè)計錯誤！未定義書簽。2.5.2方案優(yōu)化錯誤！未定義

3、書簽。2.6開發(fā)階段劃分錯誤！未定義書簽。第二部分油藏工程方案設(shè)計1油田概況地理位置地理位置位于A市MN區(qū)和W省HZ市之間的勝利村西南1約公里，區(qū)內(nèi)農(nóng)田縱橫交錯，村莊遍布，交通便利。年平均氣溫14C，四季分明。圖2-1油田地理位置示意圖該塊為新增儲量區(qū)，沒有形成開發(fā)井網(wǎng),周圍無井站和集輸管網(wǎng)及配套設(shè)施，M2向北2.2公里（穿過兩條100米寬河道，水深3-5米）可進(jìn)入最近的配套集輸設(shè)施覆蓋區(qū)HE（由此可接入到較大的集輸場站，同時可交接油，也有足夠的污水來源），M1向東沿河堤土路4.6公里上公路。再繞行10-12公里可到達(dá)HE。區(qū)域地質(zhì)特征區(qū)域地質(zhì)背景目標(biāo)區(qū)域為新增儲量，構(gòu)造位置處于X坳陷中區(qū)HB

4、斷層下降盤，北、西為L凸起，南至QH10井?dāng)鄬印M斷塊位于XX油田的南部，是受南側(cè)L1、西側(cè)L2，東側(cè)L3三條斷層夾持的向北西傾斜的斷塊圈閉構(gòu)造。高點(diǎn)位于M1井以南，高點(diǎn)埋深-2680m,圈閉幅度320m,圈閉面積6.1km2。地層層序及地質(zhì)特征XX油田鉆井揭示的地層自上而下依次為：第四系平原組，新近系的明化鎮(zhèn)組、館陶組，古近系的東營組、沙河街組以及中生界。新近系的館陶組和古近系的東營組之間，古近系的沙三段和中生界之間均為不整合接觸。在沙河街組內(nèi)部，劃分為沙一、沙三段，缺失沙二段地層，沙一下地層直接覆蓋在沙三段地層之上。含油目的層為沙三段的沙三3油組。（見M1、M2地層分層及巖性剖面）沙三3

5、油組根據(jù)沉積旋回和油層分布特征，又劃分為2個砂組。Es33地層分布比較穩(wěn)定，厚度70-100m，砂巖發(fā)育，巖性以淺灰色、灰褐色細(xì)砂巖為主，泥巖為深灰色。Es33在XX油田鉆遇井較少。綜上，Es33地層是該區(qū)域的主要含油層段，即主要的射孔開發(fā)層位。儲層特征概述1.3.1油藏特點(diǎn)斷塊內(nèi)鉆探3口井，MM斷塊油藏埋深-2680-2913m,油藏中部海拔-2797m。M1、M2井試油證實(shí)為工業(yè)油流井，M3井為橫向測井，錄井為油斑顯示，綜合評價為油層，油層分布穩(wěn)定,未揭示油水界面，油藏類型為層狀構(gòu)造油藏。油藏驅(qū)動類型為邊水驅(qū)動。地溫梯度為3.54C/100m,壓力梯度為1.09,為正常的溫壓系統(tǒng)。據(jù)M4井

6、Es33高壓物性分析，飽和壓力9.80MPa，地層壓力35.52MPa,屬正常壓力系統(tǒng)未飽和油藏。油層分布特征3口井的油層對比圖如下圖所示，從圖中可以看出，含油層段主要是Es33地層，該地層有兩個小層，其中第二個小層在三口井附近都是含油層段，第一個小層僅在M1井附近含油。因此考慮到這種情況，建立地質(zhì)模型時，采用NTG的方法進(jìn)行粗化，僅建立在垂向上含有一個層的模型。圖2-2M3M1井油層對比圖M1M3井間油層剖面圖如下圖所示，可以看出該油藏是一個含有邊水的小斷塊，油水界面深度約為2918m，Es33為主要的射孔開發(fā)層段，該油層的第一小層厚度較薄，第二小層較厚，兩小層之間發(fā)育一干層，建模時，采用有

7、效厚度比砂厚的方法將其處理掉。圖2-3M1M3井油藏剖面圖儲層物性XX油田沙三3油組取心井5口，最大孔隙度21.9%，最小孔隙度7.1%，集中分布在10-18%之間，平均15.9%;滲透率最大值67mD，最小0.3mD，集中分布在0.3-5mD之間，幾何平均3.4mD,為中孔、特低滲型儲層。1.3.3儲層敏感性分析在油藏開發(fā)過程中，儲層巖石和流體與外來流體（注入劑）接觸，可能發(fā)生各種物理或化學(xué)作用，使得原始油藏的儲層性質(zhì)和流體性質(zhì)發(fā)生動態(tài)變化，這種變化又反過來對開發(fā)過程中的油水運(yùn)動產(chǎn)生一定的影響。這種影響反應(yīng)的不同通常用儲層敏感性來表征，包括酸敏性、水敏性、鹽敏性、速敏性和堿敏性。該斷塊沉積環(huán)

8、境為近岸水下扇，儲層巖性以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，成分成熟度低（石英含量25%40%），風(fēng)化程度中等，分選性中-好，顆粒磨圓度以次尖-次圓為主，接觸關(guān)系為點(diǎn)-線、線接觸，膠結(jié)類型為孔隙式、孔隙-接觸式，結(jié)構(gòu)成熟度較低。膠結(jié)物以方解石為主，其次為泥質(zhì)。Es33段地層上部以褐灰色泥巖夾淺灰色灰質(zhì)砂巖和灰褐色白云質(zhì)灰?guī)r為主，下部以深灰色泥巖、灰褐色油斑中砂巖、灰質(zhì)砂巖、淺灰色粉砂巖為主。厚度較厚（100300m）。以M2井所取巖心為測試目標(biāo)，進(jìn)行巖石的五敏實(shí)驗，結(jié)果如下：（1）酸敏實(shí)驗分析油氣層的酸敏性是指油氣層與酸作用后引起的滲透率降低現(xiàn)象。酸敏評價實(shí)驗的本質(zhì)是研究酸液與油氣層的配伍性，為油氣

9、層基質(zhì)酸化時確定合理的酸液配方提供依據(jù)。酸敏指數(shù)是評價巖心酸敏程度的指標(biāo)，定義為：式中，la酸敏指數(shù)，無因次；Kw地層水滲透率；Kwa酸化后的地層水滲透率；酸敏指數(shù)與酸敏性的關(guān)系如下：無酸敏Ia0.05;弱酸敏0.05Ia0.30;中等酸敏0.30|a0.70。該區(qū)塊地層水礦化度為10502mg/l，實(shí)驗室采用直徑為2.51cm，長度為4.76cm的沙三段熒光砂巖（編號10-19-1），實(shí)驗測得該巖樣的孔隙度為6.01%。進(jìn)行酸處理（酸液配方：12%HCI+3%HF）對比前后的地層水滲透率，得到酸敏指數(shù)為62.30,該地層極強(qiáng)酸敏，不適合酸化處理。（2）鹽敏實(shí)驗分析鹽敏性評價實(shí)驗的目的是了解儲

10、層巖樣在系列鹽溶液中礦化度不斷變化的條件下滲透率變化的過程和程度，找出鹽度遞減的系列鹽溶液中滲透率明顯下降的臨界礦化度，以及各種工作液在鹽度曲線中的位置。女口果礦化度Ci4對應(yīng)的滲透率ki4與礦化度G對應(yīng)的滲透率K滿足下式：則說明已發(fā)生鹽敏，礦化度（鹽度）C.即為臨界礦化度Cc。以M2井沙三段的油斑砂巖（編號10-20-2）為測試對象，進(jìn)行鹽敏性實(shí)驗，結(jié)果如下圖所示，未出現(xiàn)明顯拐點(diǎn)，進(jìn)而得到該巖樣的臨界礦化度即為地層水礦化度，10502.0mg/lo圖2-4鹽敏實(shí)驗結(jié)果（3）水敏實(shí)驗分析水敏性評價實(shí)驗主要是測定三種不同礦化度（初始礦化度一地層水；礦化度減半一次地層水，礦化度為0去離子水）液體的

11、巖心滲透率。首先用地層水測定巖心滲透率，然后用此地層水測定巖心滲透率，最后用淡水（一般為去離子水）測定巖心的滲透率，從而確定淡水引起巖心中粘土礦物的水化膨脹及造成的損害程度?？刹捎盟糁笖?shù)評價巖樣的水敏性，定義如下：式中，Iw水敏指數(shù)，無因次；Kl巖樣沒有發(fā)生水花膨脹等物理作用的液體滲透率，通常用標(biāo)準(zhǔn)鹽水測得的滲透率值；kL去離子水（或蒸餾水）滲透率。水敏強(qiáng)度與水敏指數(shù)成正比，其對應(yīng)關(guān)系如下：無水敏Iw0.05弱水敏0.05Iw0.30;中等偏弱水敏0.30Iw0.50;中等偏強(qiáng)水敏0.50Iw0.70;強(qiáng)水敏0.70七0.90仍采用M2井沙三段的熒光砂巖（編號10-19-2）進(jìn)行水敏性實(shí)驗，

12、結(jié)果如下所圖示，計算得到水敏指數(shù)為0.859，為強(qiáng)水敏。圖2-5水敏實(shí)驗結(jié)果（4）速敏實(shí)驗分析油氣層的速敏性是指在流體與地層無任何物理化學(xué)作用的條件下，當(dāng)流體在油氣層中流動時，引起油氣層中微粒運(yùn)移并堵塞吼道造成油氣層滲透率下降的現(xiàn)象。用速敏指數(shù)來表述速敏性的強(qiáng)弱，其與巖樣的臨界流速成反比，與由速敏產(chǎn)生的滲透率傷害率呈正比，即：式中，Iv速敏指數(shù)；DK滲透率傷害率；vc臨界流速。速敏強(qiáng)度與速敏指數(shù)的關(guān)系如下：強(qiáng)速敏Iv為.70中等偏強(qiáng)速敏0.70lv為.25中等偏弱速敏0.25lv為.10弱速敏Iv0.10以M2井沙三段油斑砂巖（編號10-23-2）為測試對象，進(jìn)行速敏試驗，實(shí)驗結(jié)果如下圖所示，

13、該巖樣無速敏。圖2-6速敏實(shí)驗結(jié)果（5）堿敏實(shí)驗分析堿敏評價實(shí)驗的目的是找出堿敏發(fā)生的條件，主要是臨界PH值以及有堿敏引起的油氣層損害程度，為各類工作也的設(shè)計提供依據(jù)。通過注入不同PH值的地層水并測定其滲透率，根據(jù)滲透率的變化來評價堿敏損害程度，找出堿敏損害發(fā)生的條件。采用M2井沙三段油斑砂巖（編號：10-22-1）進(jìn)行堿敏實(shí)驗，結(jié)果如下圖所示，得到其臨界PH值為7.0,堿敏指數(shù)53.19,為中等偏強(qiáng)堿敏。圖2-7堿敏實(shí)驗結(jié)果1.3.4試油試采資料分析試油就是對確定可能的油、氣層,利用一套專用的設(shè)備和方法,降低井內(nèi)液柱壓力，誘導(dǎo)地層中的流體流入井內(nèi)并取得流體產(chǎn)量、壓力、溫度、流體性質(zhì)、地層參數(shù)

14、等資料的工藝過程。試油是認(rèn)識油、氣層的基本手段，是評價油、氣層的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，是對油、氣、水層做出決定性的結(jié)論。該斷塊內(nèi)共鉆探3口井，M1井，于2009年10月完鉆，Es33綜合解釋油層4.4m/2層。試油射開40、41號層，井段2871.9-2881.6m,2層6.6m，壓裂后采用8mm油嘴自噴，日產(chǎn)油19.93t，累產(chǎn)油135.5t,2010年5月投產(chǎn)，沖程/沖次，6m/3次，初期日產(chǎn)油15.2t，至2010年11月，累計產(chǎn)油1251.2t水330.7m3。M2井，2010年8月完鉆，Es33綜合解釋油層3.0m/1層，2010年10月試油射開48、49、50號層，井段2892.7-2906.

15、3m,3層8.0m，壓裂后泵排15MPa，日產(chǎn)油5.7m3，累產(chǎn)油16.8m3。2010年11月投產(chǎn)，沖程/沖次，6m/2次，初期日產(chǎn)油6.98t,至2010年11月，累計產(chǎn)油150.9t水183.3m3。M3井是1969年3月完鉆的一口老井，測井系列為橫向測井，Es33綜合解釋油層4.8m/1層。1.3.5儲層流體物性MM斷塊原油屬輕質(zhì)常規(guī)油。地面原油密度0.8366-0.8409，地面原油粘度5.33-6.65mPa.s凝固點(diǎn)20-26E,含蠟量10.14-11.28%,含硫0.09-0.1%,含膠量16.91-17.63%，初餾點(diǎn)80-86Eo據(jù)M1井Es33試油實(shí)際水分析，地層水屬Na

16、HCO3型，總礦化度13519mg兒氯離子3155mg/l。1.4儲量復(fù)算及評估儲量計算單元XX油田MM斷塊油藏，主要含油層位為Es33油層，該油層含有上下兩個小層，從M1、M2、M3的油層對比圖可以看出，上面一個小層在M1井處為含有層，下面一個小層在三口井處均為油層。兩個小層同處于一個斷塊之內(nèi)，共用一套壓力系統(tǒng)，并且下面一個小層具有一弱邊水驅(qū)動。故儲量復(fù)算分為兩個計算單元，即Es33上油層計算單元和Es33下油層計算單元。計算參數(shù)有效孔隙度由于巖芯孔隙度是在地面實(shí)驗室測定的，而實(shí)際油層是在高溫高壓下(埋深4000m),為提高儲量計算的精度，需對地面孔隙度數(shù)據(jù)進(jìn)行了壓縮校正。建立的地面孔隙度s

17、與地層孔隙度f之間的相關(guān)經(jīng)驗公式為：尸0.9826s-0.7997相關(guān)系數(shù)r=0.9998。測井解釋孔隙度的測井曲線選自密度和聲波測井(補(bǔ)償密度、補(bǔ)償聲波與巖芯孔隙度相關(guān)性較好)。原始含油飽和度以井M1、M2、M3的測井解釋數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，計算該井有效控制范圍內(nèi)的平均含油氣飽和度。因此采用測井解釋的含油飽和度60%作為油藏儲量計算的平均原始含油飽和度。原油密度原油密度取自M1井地面原油密度的平均值為0.8353。原油體積系數(shù)及原始?xì)庥捅葥?jù)M1井選送的PVT高壓物性樣品分析結(jié)果，Es33油層油藏的體積系數(shù)為33Boi=1.3138,原始溶解氣油比Rsi=87.6m/m。1.4.3儲量復(fù)算該斷塊為新增

18、儲量，是一正常壓力系統(tǒng)的未飽和油藏，該油藏主要含油層位為Es33層，該層含油面積約0.95km2，按照容積法計算該區(qū)塊原油地質(zhì)儲量。式中N原油地質(zhì)儲量，104t;A油田的含油面積，km2;h平均有效厚度，m；平均孔隙度，小數(shù)；Swi油層平均原始含水飽和度，小數(shù)；0平均地面原油密度，t/m3；Bo原始的原油體積系數(shù)，m3/m3，地層原油中原始溶解氣的地質(zhì)儲量表示為：式中Gs溶解氣的地質(zhì)儲量，108m3；Rsi原始溶解氣油比，m3/t；油田的儲量豐度o和單儲系數(shù)SNF分別表示為：以此為基礎(chǔ)可以得到Es33油層的原始地質(zhì)儲量為：原始溶解氣的地質(zhì)儲量為：油田的儲量豐度為：單儲系數(shù)為：1.5油藏動用程度

19、油層的動用程度是指油層產(chǎn)油或產(chǎn)液厚度與油層射開總厚度之比。油層動用程度是油氣田開發(fā)動態(tài)分析的重要指標(biāo)，油層動用程度越大，動用儲量越多，油田開發(fā)效果越好。該油藏現(xiàn)階段共有三口井，其中兩口生產(chǎn)井，M1完鉆于2009年10月，于2010年4月正式投產(chǎn)，M2完鉆于2010年8月，11月正式投產(chǎn)，主要是采用地層能量衰竭式開采，目前尚沒有完善的井網(wǎng)，總生產(chǎn)時間約1年多。圖2-8顯示了該油藏累產(chǎn)油、累產(chǎn)液與含水率隨時間的變化關(guān)系，可以看出自2011年2月開始該油藏的累產(chǎn)液和累產(chǎn)油的增長速度已趨于平緩。截止到2011年4月1號，該油藏共產(chǎn)出原油2254.57t,約占總地質(zhì)儲量的0.83%，綜合含水率約27%。

20、圖2-8XX斷塊累產(chǎn)及含水曲線2油藏工程方案部署2.1油藏工程方案部署原則以提高經(jīng)濟(jì)效益為主要目標(biāo)，盡快收回投資，獲得較高的經(jīng)濟(jì)效益。同時兼顧油藏的實(shí)際情況。三角形面積井網(wǎng)布井，井距200m左右，一次布井形成有效的開發(fā)井網(wǎng)系統(tǒng)。油田開采速度達(dá)到3%，穩(wěn)產(chǎn)期三年左右。油田采用依靠邊底水天然能量開采，充分發(fā)揮邊底水能量的作用，以獲得較好的經(jīng)濟(jì)效益。直井的單井初配產(chǎn)60t/d。直井射開程度控制在20%-30%。2.2數(shù)值模擬研究從國內(nèi)外數(shù)值模擬的應(yīng)用情況看，模型先進(jìn)、成熟，使用廣泛的主要有ECLIPSE、VIP、WorkBench、CMG，其中VIP、ECLIPSE、WorkBench在各油田較為通

21、用。對于本方案我們選用ECLIPSE，其在黑油油藏和水體模擬方面具有絕對的優(yōu)勢。根據(jù)所給資料，目標(biāo)含油區(qū)塊如下圖所示，該區(qū)塊是一個含有弱邊水驅(qū)動的斷塊油藏，由于所給資料有限(沙一段資料缺失)，建模時僅建立Es33段地層，同時考慮到M1、M2井射孔時并不是單層射孔(M1射開40、41號層，M2射開48、49、50號層)，我們將兩個小層間的夾層劃入凈毛比(有效厚度比砂厚)當(dāng)中，進(jìn)行地質(zhì)建模。圖2-9XX油田M1斷塊Es33新增石油探明儲量含油面積圖模型的建立選用20mX20m的網(wǎng)格系統(tǒng)，縱向上僅建立含有一個油層的網(wǎng)格，共計190X90X仁17100個網(wǎng)格。在數(shù)字化和克里格插值的基礎(chǔ)上建立該區(qū)域的地

22、質(zhì)模型。由于含有溶解氣，因此所建模型應(yīng)是一個三相(油、氣、水)四組分(油、氣、水、溶解氣)的黑油模型。由于該區(qū)塊砂厚較大，從M1M3的油藏剖面圖可以看出，油水界面約處于2918m,處于網(wǎng)格內(nèi)部，因此在建模過程中，采用解析水體的辦法，加一個弱邊水。參數(shù)選取地層和流體參數(shù)表2-1Es33油層油藏地層及流體基本參數(shù)層位Es33地面脫氣原油密度(g/cm3)0.8353含油面積(km2)0.95油藏溫度C)117模擬計算地質(zhì)儲量(104t)18.055飽和壓力(MPa)9.8油層深度(m)2680-2913m地面脫氣原油粘度(mPa?S1.79平均孔隙度()15.9原始地層壓力(MPa)33.52平均

23、滲透率(103gm2)3.4原始含油飽和度()60壓力系數(shù)1.09地層原油體積系數(shù)1.3138原始?xì)庥捅?m3/t)78.6網(wǎng)格參數(shù)網(wǎng)格大小確定以后，其網(wǎng)格參數(shù)主要依據(jù)數(shù)字化的邊界線和等值線，進(jìn)行插值，直接導(dǎo)入模型，得到模擬計算時初始化模型的場參數(shù)資料數(shù)據(jù)。相滲數(shù)據(jù)油水相滲數(shù)據(jù)、油氣相滲數(shù)據(jù)，根據(jù)所給的室內(nèi)巖心實(shí)驗繪制相應(yīng)的相對滲透率曲線如圖2-10所示。圖2-10a油水相對滲透率曲線圖2-10b油氣相對滲透率曲線圖2-10相對滲透率曲線流體PVT數(shù)據(jù)表2-2地層原油PVTO表溶解汽油比壓力(Bar)體積系數(shù)粘度(mPa.s)011.2054.6978.6981.35421.79335.21.

24、31382.11巖石壓縮系數(shù)取值為1.5X10-5i/Bar,水的壓縮系數(shù)取值為0.000081地質(zhì)模型根據(jù)以上數(shù)據(jù)建立的最終油藏地質(zhì)模型如下圖2-11圖2-14所示。圖2-11Es3護(hù)油層三維地質(zhì)模型圖2-12Es33油層孔隙度分布圖圖2-13Es3護(hù)油層滲透率分布圖圖2-14Es33油層凈毛比分布圖圖2-15Es3護(hù)初始含油飽和度分布圖2.2.3全區(qū)及單井歷史擬合模擬中計算的原油儲量與儲量評估中復(fù)算的儲量接近，在歷史擬合前，為減少和避免修改參數(shù)的隨意性與盲目性，初步確定水平滲透率、垂向滲透率、傳導(dǎo)率為較靈敏參數(shù)。生產(chǎn)動態(tài)參數(shù)擬合主要包括地層壓力、產(chǎn)水量、產(chǎn)油量等參數(shù)的擬合。利用已建立的三維

25、模型，通過調(diào)整相關(guān)的地質(zhì)參數(shù)以取得符合油藏實(shí)際的優(yōu)化地質(zhì)模型，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行動態(tài)預(yù)測，以提高預(yù)測的準(zhǔn)確性與可信度。由于該油藏含有弱邊水驅(qū)動，油水界面位于油層之內(nèi)，在數(shù)模中，一個網(wǎng)格不可能能是即是水，又是油，所以歷史擬合時，通過添加解析水體，并采用定產(chǎn)液量生產(chǎn)進(jìn)行擬合。全區(qū)擬合結(jié)果圖2-16MM斷塊油藏全區(qū)累產(chǎn)油量擬合結(jié)果圖2-17MM斷塊油藏全區(qū)綜合含水率擬合結(jié)果M1井歷史擬合結(jié)果圖2-18M1井產(chǎn)油率擬合圖2-19M1井累產(chǎn)油擬合結(jié)果圖2-20M1井含水率擬合結(jié)果(2)M2井歷史擬合結(jié)果圖2-21M2井產(chǎn)油率擬合結(jié)果圖2-22M2井累產(chǎn)油擬合結(jié)果圖2-23M2井含水率擬合結(jié)果2.2.4區(qū)域剩

26、余油分布在地質(zhì)儲量、全區(qū)累產(chǎn)、全區(qū)綜合含水、單井累產(chǎn)擬合基礎(chǔ)上，分析地層壓力場和飽和度場變化情況，進(jìn)而指導(dǎo)下一步的井位部署和井網(wǎng)確定工作。截止到2011年4月1日，該區(qū)的地層平均壓力變化情況如下圖所示，約32.36MPa。與開井初期相比，M1、M2井的產(chǎn)液量均出現(xiàn)較大降幅，地層能量已不足以將流體舉升至井口，需要補(bǔ)充能量。圖2-24MM斷塊地層壓力變化曲線圖2-25MM斷塊地層壓力場圖圖2-26MM斷塊地層原油飽和度分布圖開發(fā)方式確定由于該區(qū)塊為中孔、特低滲型儲層，且具有較強(qiáng)的水敏性，因此不能直接注水開發(fā)，鑒于此，我們考慮采用注氣開發(fā)或添有防膨劑的水驅(qū)開發(fā)。首先對于氣驅(qū)開發(fā)，目前應(yīng)用較多的氣驅(qū)開

27、發(fā)方式主要有：氮?dú)怛?qū)、二氧化碳驅(qū)、天然氣驅(qū)、空氣驅(qū)及煙道氣驅(qū)等。如果不考慮經(jīng)濟(jì)和氣源因素，對于大多數(shù)注氣項目，天然氣(濕氣或干氣)是最佳的選擇對象，存在構(gòu)造、上傾或有氣頂?shù)挠筒兀伎勺⑻烊粴?。天然氣的密度比較低是一個理想的特性。在可行的情況下，通過注濕氣或液化氣建立混相帶，便可達(dá)到混相驅(qū)。文獻(xiàn)報道大都獲得了很高的采收率。在降壓開采期內(nèi)，大部分注入的天然氣最終都能開采出來。處理采出的天然氣將比處理C02或N2簡便易行。使用天然氣，腐蝕問題最小。如果現(xiàn)場使用天然氣保持壓力、回注或非混相驅(qū)替將很可能帶來大的經(jīng)濟(jì)效益。C02具有的優(yōu)點(diǎn)是它與輕質(zhì)流體溶混的壓力低，在一定壓力下，其密度將是有利條件，與N2

28、相比，C02更易于在原油中溶解。C02也有幾個不利的特性。對于注入井或生產(chǎn)井，腐蝕是一個問題，為了除去C02，必須對采出的天然氣進(jìn)行加工處理，有的技術(shù)上受到限制。CO2可在水中溶解，因此，有些CO2難以產(chǎn)出來，在油層高溫高壓條件下，CO2的密度、壓縮性和溶混等不利因素。CO2的壓縮性與天然氣或N2比更為不利。在壓力保持或回注作業(yè)時，尤其是在存在構(gòu)造和能采用頂部注氣時，因為N2的密度比較低，這將優(yōu)于CO2。由于壓縮性比較好，因此，對于地層虧空的充填，N2更優(yōu)于C02。對于深部高溫輕質(zhì)油藏，似乎N2更適用于混相驅(qū)替。N2腐蝕和其它化學(xué)反應(yīng)問題最小。N2也有一些限制條件，采出的天然氣將需要用專用設(shè)施

29、除去氮?dú)?，如果使用的是發(fā)動機(jī)廢氣或煙道氣，里面將含有一些C02和其它雜質(zhì)，可能具有腐蝕性，因此需要外加凈化設(shè)備。如果考慮到溶混性，N2與C02或濕天然氣不同，它溶混壓力更高，能溶混的為更輕質(zhì)的原油。n2的成本一般可分為兩部分，即開動制氮廠的動力費(fèi)和有關(guān)的操作(除動力之外)以及維護(hù)及資本償還費(fèi)?？諝怛?qū)目前在國內(nèi)應(yīng)用較少，主要是出于安全方面的考慮，井底爆炸和管線腐蝕問題嚴(yán)重。近年來空氣驅(qū)主要用于水驅(qū)油藏后期的高含水階段提高采收率，特別是對于一些井距較大、油層較深、油藏溫度高的區(qū)塊，效果異常明顯。其次對于水驅(qū)開發(fā)方式，由于該區(qū)塊為中孔、特低滲型儲層，注水可能會發(fā)生注不進(jìn)的現(xiàn)象，而且儲層的敏感性還比較

30、嚴(yán)重，因此水驅(qū)開發(fā)方式應(yīng)不適合在該區(qū)進(jìn)行。最終，有鑒于此，我們考慮采用非混相氣驅(qū)開發(fā)方式。非混相驅(qū)采油的主要機(jī)理是：(1)有限量的蒸發(fā)和抽替；(2)降低原油粘度；(3)原油膨脹；(4)降低界面張力。非混相驅(qū)的特征主要表現(xiàn)在：注入溶劑時，一些溶于油藏流體中，一些保留為上相，因此形成兩相體系；形成的上相向前運(yùn)移，與更多的油藏流體接觸，從油藏流體中抽提(萃取)出一些中間烴組分，或原油從溶劑中抽提一部分中間烴組分。上相抽提的組分不足以在排驅(qū)前緣或后緣達(dá)到混相；由于高的流度，上相繼續(xù)在前面流動，一些溶解于液相(油藏流體)，更多的是從原油中抽提或從上相凝析中間烴組分，但永遠(yuǎn)達(dá)不到單相體系；上相流體早期突破

31、，因此原油采收率很低。這也就提出了采用近混相驅(qū)的理論方法，即在降低注入壓力的同時，盡可能使驅(qū)替過程的效果達(dá)到與混相驅(qū)相同的效果。井網(wǎng)形式研究目前應(yīng)用較多的主要有反五點(diǎn)井網(wǎng)和反九點(diǎn)井網(wǎng)，其中，反五點(diǎn)井網(wǎng)系統(tǒng)是注入井位于中心部位，周圍分布四口采油井，其采注比為1：1，反九點(diǎn)井網(wǎng)系統(tǒng)是注入井位于中心部位，周圍分布八口采油井，其采注比為3：1。2.4.1反五點(diǎn)井網(wǎng)形式該區(qū)塊反五點(diǎn)法井網(wǎng)形式的井位部署如下圖2-27所示，加上已有的三口井，該區(qū)塊共有生產(chǎn)井19口(M14井可以用已有的老井M3井替代)，其中M15、M4、M5、M6、M1所在地區(qū)是該區(qū)油層有效厚度最大的區(qū)域，油藏儲量豐度最大，M14(M3)所在區(qū)域儲量豐度較小，M7、M8所在區(qū)域有效厚度較小、儲量豐度小。圖2-27MM斷塊反五點(diǎn)井網(wǎng)井位部署圖2.4.2反九點(diǎn)井網(wǎng)形式該區(qū)塊反九點(diǎn)法井網(wǎng)形式的井位部署如下圖2-28所示，加上已有的三口井，該區(qū)塊共有生產(chǎn)井13口(M12井可以用已有的老井M3井替代)，其中M4、M5、M6、M1所在地區(qū)是該區(qū)油層有效厚度最大的區(qū)域，油藏儲量豐度最大，M12(M3)所在區(qū)域有效厚度較小，儲量豐度較小，M7、M8所在區(qū)域有效厚度較小，儲量豐度小。圖2-28MM斷塊反九點(diǎn)井網(wǎng)井位部署圖方案設(shè)計及優(yōu)化2.5.1方案設(shè)計基于以上的井網(wǎng)形式，設(shè)計如下三種開發(fā)方案。(1)方案一：采用三角形反五點(diǎn)井網(wǎng)形式，