石油工程设计大赛,油藏工程设计必备.pdf

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1、第 2 章油田地质1.1 概况1.1.1 地理位置和自然地理概况A 区块位于隶属新疆维吾尔自治区 M 县，工区地表为草原戈壁，地面较平坦，植被稀少，地面海拔 70m270m；区块内地下水埋藏较深，浅层无地下水 分布。工区温差悬殊，夏季干热，最高气温可达 40以上；冬季寒冷，最低气 温可达-40以下。区内年平均降水量小于 200mm，属大陆性干旱气候。工区 15 公里外有发电厂，25 公里范围内有一个中型凝析气藏投入开发。1.2 区域地质1.2.1 区域构造位置A 区块俯瞰呈三角形，两边为断层边界，一边存在边水，储层向东南方向下倾，倾角 5.8，层内存在夹层。区块顶部构造图如图1-1 所示，剖面

2、图如图 1-2 所示。图 2.1 A断块顶面构造图图 2.2A 断块油藏剖面图1.3 基础资料简况1.3.1钻井资料（1）本区已有三口探井，无评价井。（2）本区三口探井进尺分别如下：D1 井累计进尺 1440 米，D2 井累计进尺 1415 米，D3 井累计进尺 1330 米，三口井累计进尺4285 米，取芯情况不明。1.3.2测井资料该区块目前给出了三口探井的资料，其中只有D1 井有测井资料。（1）本次对区内 D1 井进行了CAL（井径）测井、DEN 密度测井、DT（声波时差）测井、GR（伽马）测井、Rd（深侧向）、Rs（浅侧向）共 6 项测井数据（2）环境校正和标准化本次数据已进行前期处理

3、，不再进行赘述。（3）探井基础数据及部分测井解释结果如下表1-1 所示。表 2.1 探井基础数据井名井别X 坐标Y 坐标.30地 面 海拔 m264.5补 心 高m4.5补 心 海拔 m269完 钻 深度 m1440D1直井.68D2直井.42.73191.4D3表 2.2 A断块部分测井解释结果（1）D1 井P2D2 井P1-2P2D3 井P1P2表 2.3 A断块部分测井解释结果（2）小层名称有效厚度 m10-3m3平均含油饱和度%平均孔隙度%平均渗透率小层名称井底横坐标.68井底纵坐标顶面深度 m底面深度 m4.62.719680.814151330直井.29.8878.1P1.3013

4、871410.5.68.301413.91423.9P1-1.42.731360.61371.6.42.731373.81384.6.42.731386.91396.9.29.881288.81308.9.29.881312.31322.4D1 井P1P2D2 井P1-1P1-2P2D3 井P1P2平均21.58.69.49.78.120.14.722.721.222.422.320.821.620.121.61570.3720.21340.61270.8580.7880.9400.8966.373.258.071.568.758.463.153.263.73（4）测井系列统计表如下：表 2.

5、4 测井系列统计表岩性测井系列CAL表 2.5 测井系列解释表（1）GR孔隙度测井系列DENDT电阻率测井系列RdRs顶面深度m底面深度m有效厚度mGR48.23-71.52P113871410.521.556.74-86.07P21413.91423.98.6表 2.6 测井系列解释表（2）CAL9.28-10.828.96-9.4184.58-110.0395.97-111.152.42-2.672.27-2.486.38-20.236.72-25.966.94-24.758.43-30.68DTDENRsRd1.3.3 分析化验资料本次分析取样共进行了岩心常规分析，储层敏感性分析，储层流

6、体分析三个大项，分析项目表如下：表 2.7分析及取样项目表分析项目地区井号检测项目送检数目岩性描述孔隙度/%水平渗透率/10 m垂直渗透率/10 m-32-32岩心常规分析A 断块D3 井含水饱和度/%含油饱和度/%碳酸盐含量/%岩石密度/g/cm325储层敏感性分析A 断块D3 井覆压下岩石孔渗检测储层盐敏性评价储层水速敏评价水敏感性评价酸、碱敏感性评价4A 断块未知油藏原油及天然气性质分析地层水分析未知储层流体分析1.3.4 测试、试采与先导试验材料该区块尚未正式投入开发，仅对 D1 井 P1 层以及 D2 井 P2 层进行了试油，试油期间通过自喷及直接泵抽采油。D1 井 P1 层在 20

7、10 年 8 月 12 日进行射孔，8 月 14 日开始采油，自喷采油进行了 5 天后停止。2010 年 8 月 22 日开始进行机抽采油，试采进行了 19 天后停止，累计采油 300t（图 2.3）。5图 2.3 D1 井 P1 层试油曲线D2 井 P2 层在 2010 年 6 月 14 日进行射孔，6 月 18 日开始采油，自喷采油进行了 9 天后停止。2010 年 7 月 2 日开始进行螺杆泵采油，试采进行了12 天后停止，累计采油 32t（图 2.4）。图 2.4 D2 井 P2 层试油曲线2 油藏地质特征2.1 构造特征由 A 断块油藏顶面构造图 1.1 和油藏剖面图 1.2 可以看

8、出：该油藏受到沿北东-南西走向和北西-南东走向正断层的控制。目的储层位于断层下盘，向东南方向下倾，倾角5.8，北东-南西走向的断层发育较晚，北西-南东走向的断层被其切割，而在该区域上形成了被两个断层切割的单斜构造，这两个断层作为良好的遮挡物，为油气聚集成藏提供了良好的圈闭条件。2.2 储层特征2.2.1 储层岩性-含油性根据取心井不同岩性的含油特征统计结果，P1 层含油岩性为砾岩、砂砾岩、中砂岩、细砂岩，最好的是砂砾岩和中砂岩，其次是砾岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层。P2 层含油岩性为砾岩、砂砾岩、中砂岩和细砂岩，最好的是砾砂岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层。见表。表 2.8 P1

9、层油藏岩性与含油性关系统计表岩石名称富含油油浸油斑油迹荧光不含油砾岩砂砾岩中砂岩细砂岩钙质砂岩泥岩总计 m总计 m0.50.51.068.147.774.0421.011.119.718.070.229.083.655.846.240.1515.884.432.931.822.250.6612.0913.297.555.395.7912.2444.2623.54346639.2912.430.6612.24122.82表 2.9 P2 层油藏岩性和含油性关系统计表岩石名称富含油油浸油斑油迹荧光不含油砾岩砂砾岩中砂岩细砂岩钙质砂岩泥岩总计 m总计 m1.340.541.880.7412.744.

10、2117.695.2820.614.3430.230.657.292.763.5914.291.238.170.496.860.6616.751.712.141.745.7311.3411.329.6152.294.9925.270.6611.34104.16综上所述，含油岩性下限可定为细砂岩。7图 2.5 P1 层砂岩分类图图 2.6 P2 层砂岩分类图由 D3 井 X-衍射全岩定量分析可知储层岩石成分主要为石英、斜长石、钾长石和粘土矿物。其中粘土含量平均约为 9.348%，石英平均含量约 58.484%，钾长石平均含量约 11.472%，斜长石平均含量约 20.696%。2.3.2 沉积相

11、由于该区储层以岩屑、长石质岩屑砂岩为主，更具有砾岩、中砂岩、粉砂岩、泥岩等，成分成熟度和结构成熟度均较低，砂岩储层中具有渗透率低的粉砂岩或泥岩，底部为棕褐色砂砾岩，含砂砾岩，具有碎屑岩支撑砂砾岩相，可以推断为陆相冲积扇扇中亚相的河道和漫流沉积。扇中构成了冲积扇的格架，扇中亚相具有坡度较小，辫状宽浅水道发育的特征，以辫状分支河道和片流沉积为主，垂向层序有四种类型，即正韵律型、反韵律型、完整韵律型及块状序列，以正韵律型为主，岩性序列交替频繁。由 D3 井常规物性分析可以看出 P1 层与 P1 层内均存在正沉积韵律特征。2.3.3 储层空间类型及组合特征a)储层空间类型以粒间空隙为主，储层为细粒及中

12、粒砂岩为主，岩石颗粒过大或过小均不利于油气储存。b)粘土成分、含量及产状通过对 A 断块储层各小层样品分析，得出各层粘土矿物含量如下表：表 3-1粘土矿物含量统计表粘土矿物含量%层位范围P1平均值范围P2平均值范围合计平均值伊与蒙混层 I/S伊利石I高岭石K12-651-288-6643.421-7648.212-7647.17.22-275.71-286.032.713-6431.08-6631.4绿泥石C6-4716.65-3715.25-4715.5样品个数18567433%7%917%43%伊与蒙混层 I/S伊利石 I高岭石 K绿泥石 CP1层粘土矿物含量分布图P2层粘土矿物含量分布图

13、2.3.4 储层物性6%31%48%伊与蒙混层 I/S伊利石 I高岭石 K绿泥石 C15%35302520151050渗透率/%渗透率1291.129692.125893.122694.122895.124696.123597.125199.132802.134403.135404.136305.133106.74深度/mP1 层孔隙度分布直方图292827孔隙度/%26252423221314.6 1314.9 1315.6 1316.6 1318.713191322.3 1314.6深度/m渗透率/%P2 层孔隙度分布直方图200018001600140012001000800600400

14、20001292 1293 1293 1294 1295 1296 1298 1299 1302 1304 1305 1305 1307深度/mP1 层渗透率分布直方图渗透率/10-3m2渗透率/10-3m2160014001200100080060040020001314.55 1314.88 1315.63 1316.55 1318.66深度/mP2 层渗透率分布直方图13191322.27 1314.5511200018001600140012001000800600400200020222426孔隙度/%283032P1 层孔隙度与渗透率散点图渗透率/10-3m2渗透率/10-3m21

15、6001400120010008006004002000202122232425孔隙度/%26272829P2 层孔隙度与渗透率散点图2.3.5 储层空间展布及非均质性储层向东南方向下倾，倾角 5.8，平面上呈三角形，以细砂岩为主，砂体侧向连续性好（砂体延伸1200m）。储层的非均质性包括层间非均质、平面非均质性和层内非均质性。（1）层间非均质性一方面是指各油层组之间、沙层之间泥岩隔层的分布变化，另一方面是指砂体在剖面上交互出现的规律性和隔层段之间物性的垂向差异性。由D3 井物性检测及其他部分测井解释可以看出，隔层泥质含量较高，密封程度较好。根据 D3井的岩心常规分析显示 P1 层与 P2 层

16、之间的隔层平均孔隙度为 13.5%，P1 层与P2 层孔隙度为 22.3%30.8%，而且隔层的垂向渗透率也明显低于 P1 与 P2 层，上下层之间孔隙度和渗透率差异性较大，砂层之间的非均质性的规模较大。（2）平面非均质性平面非均质性是指一个储层砂体的集合形状、规模、连续性以及储层内各项储集参数的平面变化所引起的非均质性，它直接关系到注入剂的波及效率。根据D1 井、D2 井和 D3 井的部分测井解释可以看出，P1 层与 P2 层平面上厚度变化不大，孔渗性均较好，均质性较好。（3）层内非均质性层内非均质性是指单一油层内部的差异性，侧重于单砂体（主要是厚砂体）内部的差异。注入剂的波及体积不仅受控于

17、曾见和平面非均质性，而且受控于油层内部的垂向差异性。根据地层剖面图及各井的综合资料，由图可以看出，P1 层构成一个复合旋律，由三个正向旋律构成。P2 层大体是一个正旋律，储层的韵律性对于蒸汽驱的蒸汽运移速度、方向均有较大影响，所以在注蒸汽吞吐及蒸汽驱过程中，储层的韵律性是一个很重要的研究问题。储层非均质性特征研究是开发地质研究的核心内容之一，包括从微观到宏观不同级次的非均质特征研究，是开发早期进行储层评价、开发层系划分、开发效果和动态预测的基础。储层非均质程度一般用渗透率的非均质参数，即渗透率级差（Kn）、渗透率突进系数（Tk）、渗透率变异系数（Vk）等系数来衡量。如表 2.3表 2.3参数名

18、称渗透率级差（n）渗透率突进系数（Tk）渗透率变异系数（k）率：统计层范围内最小渗透率Tk/K式中，：统计层范围内的最大渗透率Tk公式n/式中，：统计层范围内最大渗透n变 化范围地质意义 n越大，非均质越严重Tk 越大，非均质越严重K：统计层范围内平均渗透率VkkK(Ki K)i 1n2/(n 1)k越k大，非均质越严重Kn 1ni/n式中，k：随机变量 K 的标准偏差n：样品数（1）渗透率级差（n）研究n/（1）13P1 层=1761.810-3 m2，=273.110-3 m2，计算结果得n=6.45。表明非均质性一般。P2 层=1426.510-3 m2，=148.710-3 m2，计算

19、结果得n=9.59。表明非均质性较强。（2）渗透率突进系数（Tk）研究Tk/K（2）P1 层=1761.810-3 m2，K=1044.86210-3 m2，计算结果得 Tk=1.69。表明非均质性一般。P2 层=1426.510-3 m2，K=647.810-3 m2，计算结果得Tk=4.36。表明非均质性较强。（3）渗透率变异系数（k）研究Vkn2kK(Ki K)i 1/(n 1)Kn 1ni/n（3）带入算式中，可以求得 P1 层 Vk=0.44,P2 层 Vk=0.63，P1 层非均质性较弱，P2 层非均质性较强。由以上三个系数均可以看出，P1 层的物性好于 P2 层。P1 应该是该油

20、藏的主要油层。2.3.6 隔夹层特征在 P1 和 P2 之间有一连续的隔层，将 P1 和 P2 分隔开来，隔层岩性为褐灰色油斑泥质粉砂岩，厚度介于 2.2m3.4m 之间，渗透率 210-3m24310-3m2，孔隙度介于 12.9%13.7%，相比于上下储层物性较差，含油不作考虑。在 P1 层 D2 井附近有一物性较差隔层，在剖面上呈透镜状，延伸长度大约为 1.8km，由于其物性较差，严重影响原油开采，在原油开采和驱动过程中应特别注意夹层对油藏整体性质的影响。2.3.7 储层综合评价平均厚度/m有效厚度/m21.821.5净厚比平均渗透孔隙度/%度/10-3m3层P1P210.137.133

21、0.92822.21671252.0670.70420.7567.233由以上表格可以看出，P1 层的各项指标均优于P2，P1 层物性较好，应作为开采的主要油层，P2 层相对物性较差，但是P1 层中有一夹层，在表中未能反映，P2 层构成一个正韵律，不利于注水或者注蒸汽开采，在设计方案是应该考虑其旋回性。2.4 油气藏类型2.4.1 油气水类型此处贴测井图2.4.2 温度及压力系统2.4.2.1 压力系统根据井史卡地层压力分析结果，将不同井的地层压力在同一个深度-压力曲线上表示（图），可以明显发现无论哪个井的压力曲线均表现出和深度的良好线性关系，与其所处层位并无明显关系，表明储层的 P1 和 P

22、2 处在同一个压力系统，就地层压力而言，划分开发层系时应将 P1 和 P2 划分为同一个层系。16.216D1井压力曲线D2井压力曲线压力/MPa15.815.615.415.21512801300132013401360深度/m1380140014201440图 2.7地层压力与深度曲线图D3井压力曲线对三口探井 P1、P2 和 P3 进行了地层压力测试和饱和压力测试，三口探井地层压力测试结果如下表所示。表 2.10 D1 井压力测试表地地层层试试 压压力力测测井深 m13901391压力 MPa15.115.1115饱饱和和压压力力井深 m13901392压力 MPa7.647.65139

23、2140914161417141915.1215.2615.3215.3315.35141614197.717.74表 2.11 D2 井压力测试表井深(m)压力(MPa)15.5115.5215.6115.78井深(m)压力(MPa)8.0498.0588.1438.165地地层层压压力力测测试试1365136613761396饱饱和和压压力力136513661376139616.09MPa，地层压力明显大于饱和压力，压力梯度为 1.00MPa/100m；地层温度一般为 3549.326，地温梯度随深度增加而增加。油层属正常温度、压力系统油藏，油藏驱动类型为弹性驱和水驱。2.4.2.2 温度

24、系统根据温度梯度资料，温度梯度变化大致分为两段，从井口到200m，主要受地表温度的影响；从200m 到 1400m，温度梯度在0.0214-0.0397/m，温度梯度随深度增加而增加，主要受地温梯度影响，温度逐渐升高，如下表所示表 2.13温度随深度变化表深度m0200400600温度-3.84314.74319.37923.657温度梯度/m0.09290.02320.0214表 2.12 D3 井地层压力测试表地地层层压压力力测测试试井深(m)1292129413161317压力(MPa)15.8715.8916.0816.09井深(m)压力(MPa)8.4118.4288.4678.47

25、6饱饱和和压压力力1292129413161317据该油藏三口探井实测压力、温度资料分析，储层压力一般为 15.1mPa80010001200140028.29334.47841.37749.3260.02320.03090.03450.0397图 2.7 温度-深度关系曲线2.4.3储层流体分析结果2.4.3.1油藏原油及天然气性质（1）脱气原油特性表 2.14 地面脱气原油性质层位P1密度g/cm30.93450粘度mPas凝固点2229.935.4初镏点19117P20.9281788.313.4154图 2.8P1 层地面脱气原油粘度测定结果（2）地层原油（P1 层）样品 PVT 测试

26、资料饱和压力(泡点压力)地层温度/48.9饱和压力/MPa8.14ii）热膨胀系数（地层压力 15.44 MPa 下）30.048.90.3187 10-31/iii）压缩系数（48.9）8.14MPa 至 15.44MPa2.0155 10-31/MPaiv）油藏温度下（48.9）的单次脱气数据地层原油体积系数地层原油体积收缩率气体平均溶解系数单次脱气气油比地层原油粘度地层原油密度天然气相对密度1.0575.413.1925.9155.990.91030.662m3/m3%m3/m3/MPam3/m3mPasg/cm3v）油藏温度（48.9）下的多次脱气实验结果压力（MPa）*15.4410

27、.00*8.144.000.10注：*溶解气油比原油体积系数双相体积系数20.320.320.311.00.01.0551.0591.0621.0481.023表示饱和压力/原油密度0.90160.89800.89560.90030.9120液相相对体积99.3399.73100.0098.6996.33/1.292/表示地层压力*20下每立方米残余油体积含气体标准立方米数；油藏温度、分级压力下油体积与 20下残余油体积之比；油藏温度、分级压力下油气总体积与 20下残余油体积之比；油藏温度、分级压力下液体体积与饱和压力下液体体积之比。可以看出，当压力大于油藏饱和压力时，原油的溶解气油比不会降低

28、，油藏以流体形式存在，当压力低于油藏饱和压力时，溶解气油比开始降低，气体不断从原油中析出，由于气体的析出，造成原油密度上升，原油体积系数减小。vi）多次脱气脱出气体组成19(mol%)组分二氧化碳氮气甲乙丙烷烷烷多次脱气分级压力MPa4.000.100.510.62/81.0314.163.040.500.460.160.120.02/58.4631.127.590.840.760.320.270.02异丁正丁异戊正戊己烷vii）油藏天然气分析结果数据表层位相 对 甲烷乙烷 丙烷%密度P10.661 82.68 14.18 1.21P20.662 80.20 17.95 0.81异丁烷%0.3

29、60.28正丁烷%0.620.17异戊烷%0.150.09正戊烷 己烷 二氧%0.140.04%0氧 氮%硫化氢%00化碳0.69000.010.4600甲烷乙烷丙烷异丁烷正丁烷异戊烷正戊烷己烷二氧氧氮硫化氢图 P1 层油藏天然气含量分布图甲烷乙烷丙烷异丁烷正丁烷异戊烷正戊烷己烷二氧氧氮硫化氢图 P2 层油藏天然气含量分布图2.4.3.3 地层水A 区块油藏地层水主要以束缚水形式存在，自由水存在于断块底部的边水，矿化度较高，水型主要是碳酸氢钠型，这类水存在范围很广，它的出现，可以作为含油性良好的标志。本区地层水具有较高矿化度、水型简单的特点。P1 层矿化度平均为 17640mg/l，氯离子含量

30、 10045.29mg/l，PH 值为 7.80:；P2 层平均矿化度平均为8664.59mg/l，氯离子含量 5114.28mg/l，PH 值一为 6.50，水型为NaHCO3 型（表），指示了陆相沉积环境。地层水分析结果，如表 所示储层地层水分析结果表平均矿化度（mg/l）水样类型pH样品描述2.4.6 油气藏类型本油藏位于正断层下盘，由两个相交的正断层对油藏的运移起到了限制作用，整个油藏两边为断层边界，一边存在边水，储层向东南方向下倾，倾角5.8，所以本油藏的圈闭类型是断层-岩性圈闭。P117640碳酸氢钠7.80无色 油味 透明 少量絮状物沉淀P28664.59碳酸氢钠6.50无色 油

31、味 透明 少量絮状物沉淀根据取心井不同岩性的含油特征统计结果，P1 层含油岩性为砾岩、砂砾岩、21中砂岩、细砂岩，最好的是砂砾岩和中砂岩，其次是砾岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层。P2 层含油岩性为砾岩、砂砾岩、中砂岩和细砂岩，最好的是砾砂岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层。流体性质：2.5 地质储量a)储量计算单元的划分本油藏由两个油层组P1 和 P2 组成，P1 和 P2 在孔隙度、渗透率、含油饱和度，原油的密度、气油比等均有差异，并且 P1 和 P2 之间有一个良好的隔层将两个油层组分开，所以在计算储量时，有必要将P1 和 P2 油层组分开计算，提高储量计算的准确性和可靠性。b)含

32、油面积参数：因为边水范围不大，因此含油面积均当做 2.8km2，A 区块为断层-岩性油气藏，岩层厚度变化不大。净毛比一般取有效厚度与岩层厚度的比值。A 区块净毛比统计表井D1D2D3平均P1 层净P2 层净度/m效厚度/mm效厚度/m毛比毛比21.58.623.50.9145100.86248.119.10.79585100.8120.14.720.1110.10.465322.533320.23330.897910.13337.1330.7039P1 层厚P1 层有P2 厚度P2 层有以油藏为单元，根据采用容积法计算储量，计算公式为：N=100AohSoi/Boi（1）Nz=No（2）式中：

33、N原油地质储量（体积单位），104m3；Nz原油地质储量（质量单位），104t；Ao含油面积，km2；h平均油层有效厚度，m；平均油层有效孔隙度，小数；Soi平均油层原始含油饱和度，小数；o平均地面脱气原油密度，t/m3；Boi平均地层原油体积系数；Rsi原始溶解气油比，m3/t。表储层参数及结果Ao2.82.8由上可以得出地质储量 P1 层约为 777.34104t，P2 层地质储量约为 212.02104t，总的地质储量约为 990104t。h119.87.130.207Soi0.5653BoiN1.023832.26511.023228.4674 oNz0.2220.691250.934

34、777.33560.928212.0178油藏工程设计油藏工程设计1 1 开发原则开发原则根据有关开发方针、政策，综合考虑以下因素，提出油田开发原则a)充分考虑油田的地质特点。b)充分利用油气资源，保证油田有较高的经济采收率。c)采用合理的采油速度。d)充分利用油田的天然能量。e)充分吸收类似油田的开发经验f)确保油田开发有较好的经济效益。2 2 开采方式开采方式2.1开发方式论证2.1.1自然能量分析（1）弹性能量弹性开采计算采收率一般用如下公式：R=C（Pi-Pb）C CSWCWCPSOSO式中：Pi，Pb分别为原始地层压力和饱和压力，MPa；So，Sw分别为含油饱和度、含水饱和度，f；C

35、，Co，Cw，Cp分别为综合弹性压缩系数，油，水和岩石压缩系数，10-4MPa-1。岩石孔隙压缩系数已知为2.0155 10-31/MPa，计算得出弹性开采计算采收率是5.5%。（2）溶解气能量油田可采储量标定方法(Sy5367-89)经验公式：1 SwiEr 0.2126Bob0.16110.09790.1741 KobSwi0.3722 Pb Pa式中：K渗透率（10-3m2）；孔隙度，f；Swi原始含水饱和度，f；ob饱和压力下的地层原油粘度，mPas；Bob饱和压力下的原油体积系数，无因次；23Pb饱和压力，MPa；Pa油藏废弃压力，MPa。由上式算出溶解气采收率为 3.2%。（3）边

36、底水能量P1 层不存在边底水，P2 层存在边水，但是本区块属于岩性油藏，边水能量有限。因此，P3wt1 层边底水能量有限，可以忽略不计。（4）自然能量开采特征由此可见，尽管该区 P3wt1 层油藏有一定自然能量，但依靠自然能量开发，地层能量明显不足，因此，要提高该区油藏采收率，必须补充能量开发。（5）自然能量综合评价自然能量采收率为弹性采收率和溶解气驱采收率之和，该油藏的自然能量采收率为 8.7%。同时参考储量计算中的采收率，确定自然能量开采技术采收率综合取值为 7%。2.1.2 开发方式论证通过以上自然能量开采特征和采收率预测结果可以看出，仅靠自然能量开采，产量递减快，而且采收率是相当低的，

37、因此，需要补充能量开发，根据盆地内油藏开发经验，采用注蒸汽补充能量的开发方式。目前蒸汽吞吐技术的应用已取得了成功并成为我国稠油开发的重要手段。但由于燕汽吞吐只是注蒸汽开采的第一阶段,它仍然靠天然能量采油,只是在井底小范围内加热使原油降枯,提高其流动能力,故不可能使采收率有较大提高。为使稠油油藏获得较高的采收率,一般都应在蒸汽吞吐到一定周期后及时转入蒸汽驱开采。目前蒸汽吞吐比较早的稠油油藏,大多已面临着转蒸汽驱开采的形势。但因蒸汽驱开采受很多因素制约,如油汽比大小、经济效益、油藏地质条件、原油粘度、蒸汽吞吐过程、转入汽驱的时机、井网形式、注汽参数以及注采系统等,所以,选择合适的时机进行从蒸汽吞吐

38、到蒸汽驱开采方式转换，显得尤为重要。从国内 10 个类似稠油油田的开发方式看，这类油田通常埋藏在 1000m 左右,层数多,有效厚度从几米到二十几米不等 有的具有边底水,油田孔隙度和渗透率高,黏度数百至数千毫帕秒此类油田与本油田具有类似的地质特征，这些油田大多分布在我国辽河、胜利、新疆，油区为内陆油田采用的方式均为热力采油蒸汽驱或蒸汽吞吐，从开发效果看，热力采油的效果较好，平均采收率达 33%。2.2 注入方式和时机选择2.2.1 注入方式表 1-1准噶尔盆地西北缘蒸汽吞吐筛选标准（据常毓文等，1990 年）粘度（地层温度下）/mPa s密度g/cm3有效厚度/m油层系数含油饱和度/%有效孔隙

39、度/%单位体积含油量现行技术技术改进技术发展中价油高价油中价油高价油中价油高价油表 1-1 蒸汽驱筛选标准及稠油储量分类标准（据韩显卿，1993）参数组一等靠现有技术1.原油密度（地层条件），mPa s5010 000相对密度2.油层深度，m3.油层纯厚度，m纯厚度/总厚度4.孔隙度，原始含油饱和度，原始体积含油量储层系数，104t/(km2.m)5.渗透率，10-3m2本次设计的各个参数如下：250.92501400100.700.200.500.1010.0250二等近期技术改进0.951501600100.500.200.500.107.0250三等待技术改进50 0000.981800

40、50.500.200.400.087.02005.00.50.200.400.087.0500000.40.40.20.13160020000500000.40.450.20.13160010000200005.00.50.450.230.1360010000200005.00.50.550.250.15600100200005.00.50.50.250.15600100100005.00.50.60.280.180.92 g/cm3 且0.95 g/cm3；（2）油层深度参数，P1 组深度在 1288.8 1410.5 m，P2 组油层深度在 1312.31423.9 m，（3）油层纯厚度及

41、纯厚度/总厚度参数，P1 层最大厚度 21.5m，最小厚度为 19.1m，平均厚度 19.8m，P2 层最小厚度 4.7m，最大厚度 8.6m，平均厚度为 7.13m；P1 的有效厚度/纯厚度最大值为 1，最小值为0.95，P2 有效厚度/纯厚度的值是。（4）孔隙度、原始含油饱和度、原始体积含油量和储层系数参数，分述如下：P1 层最大孔隙度 22.7，最小孔隙度 21.6，平均孔隙度为 22.22；P2 层最大孔隙度 21.2，最小孔隙度 20.1，平均孔隙度 20.7。P1 层最大原始含油饱和度为 73.2，最小原始含油饱和度为63.1，平均原始含油饱和度为 69.125；P2 层最大原始含

42、油饱和度为 58.4，最小原始含油饱和度为 53.2，平均原始含油饱和度为 56.53。P1 层原始体积含油量平均值是 0.13191；P2 层原始体积含油量平均值是 0.。P1 层平均储层系数 14.02121104t/(km2.m；P2 层平均储层系数 10.61504104t/(km2.m)。综上所述，P1 层基本达到了一级开采标准，P2 层基本达到了二级开采标准。由上述对比分析认为 本稠油油田开发应立足热采即蒸汽吞吐或蒸汽驱从注蒸汽油藏的筛选标准来看本油藏地层压力较高，自身有一定的边水能量早期不适合蒸汽驱，但是基本符合蒸汽吞吐的条件，可在早期实行蒸汽吞吐，后期转为蒸汽驱这样还可以节约注

43、蒸汽的成本。2.2.22.2.2 蒸汽吞吐转蒸汽驱的时机选择蒸汽吞吐转蒸汽驱的时机选择根据国内类似油田的开发经验，蒸汽吞吐的周期不宜过短也不宜过长，过短油井不能充分加热，蒸汽驱的能量很大一部分会作为热效应散失，过长或者吞吐次数过多，则地层能量消耗过多，甚至降低到饱和蒸汽压之下，显然不利于油层开采，会降低原油采收率，从而降低经济效益。因此合理的吞吐次数和地层参数的选择尤为重要。通过对本区相似油藏蒸汽驱的有关研究，影响蒸汽吞吐转换为蒸汽驱的因素一般包括以下几个方面：（1）起始含油饱和度为充分发挥蒸汽驱具有较高驱油效率的优势，燕汽吞吐周期不宜过多，否则会影响注蒸汽开采的总体效果。数值模拟结果(图 9

44、)表明，对于孔隙度为 30%的稠油油藏，要达到大于 0.15 油汽比的要求，可动油饱和度应大于 27。对克拉玛依六、九区原油进行的室内燕汽驱温度为200的条件下，剩余油饱和度约为22%，据此推算，蒸汽驱起始含油饱和度最低界线应为 49%.（2）蒸汽吞吐的合理界限由于蒸汽吞吐阶段主要是依靠弹性能量采油，因此，当压力降低到一定程度后，产液量递减，地下存水量增大。此时如不及时转入蒸汽驱生产，则必然使热损失增大，而降低热效应，其次由于采油井井底积存大量水，导致油相渗透率的降低，使含水率增高，从而导致蒸汽驱的失败。据克拉玛依油田九 ii 区齐古组燕汽吞吐 7 个周期的开采特征曲线表明，转汽驱的最佳时机应

45、选择在 1000-1300 天左右(4 个周期)。另据 100 X140m 反九点井网，不同蒸汽吞吐周期转蒸汽驱模拟对比结果看，蒸汽吞吐 4 个周期转蒸汽驱比 7 个周期再转，最终采收率可提高 5%-8%，油汽比可提高 0.05 左右。（3）吞吐井间热连通由于燕汽驱阶段注入速度受注入压力的限制且热损失较吞吐阶段大.因此，要使蒸汽驱取得良好效果，一般需通过蒸汽吞吐预热油层，建立井间热连通。尤其是对原油粘度较高的稠油油藏更是如此.吞吐阶段是否已形成热连通，也应作为转蒸汽驱时机主要依据之一。至于如何判断是否已形成热连通，则要靠数值模拟或对实际井温度的观察来解决。3 开发层系和井网井距3.1 开发层系

46、划分合理地划分开发层系，减缓了油层间的矛盾，有利于充分发挥各类油层的作用。划分开发层系为部署井网和规划生产设施等提供基础依据，同时也是生产工艺和高速开发的需要。开发层系的划分主要考虑各层系的储量基础、沉积背景及储层物性之间的差异、油层间的跨度和流体的配伍性。开发层系根据国内外油田开发实践经验和研究分析，开发层系的划分与组合应遵循以下基本原则：（1）一个独立的开发层系必须具备一定的储量，保证油井能达到一定的生产能力。油层数少，厚度小，产能会低些，但层数多，厚度大，层间矛盾也会大。根据外油田经验，在一套开发层系内主力油层不宜超过 34 层，小层数不宜超过 10 层，有效厚度不宜大于 15m。（2）

47、同一开发层系内的油层性质应相近，主要要求油层的渗透率相近，原油粘度相近，油层的压力和分布状况不能相差过大。根据外油田的实际经验和分析，同一开发层系中层间渗透率级差（最高渗透率与最低渗透率比值）不宜超过510 倍。为了保证各层大致相同的生产压差，减缓层间干扰和防止流体倒灌现象，各层压力不能相差过大。（3）开发层系之间应具有良好的隔层，保证注水开发条件下，各层系间严格地分开，防止不同层系之间发生水窜，一个开发层系应是一个水动力系统。关于隔层的界限，应以保证不水窜为原则，一般对隔层厚度限定为 23m。27（4）同一开发层系内单油层应相对集中，开采层段不宜过长和分散，以利于井下工艺措施的顺利进行。3.

48、1.23.1.2D3D3 井全岩定量分析（见附件四）706050403020100粘土含量/%石英含量/%钾长石/%斜长石/%含量/%1291.129693.122695.124697.135102.134404.136306.137410.136811.133214.135515.136318.136622.27深度/mD3D3井物性检测结果图可以看出，胶结物以石英为主，胶结类型为硅质胶结，其中含有一定量的粘土矿物，钾长石，斜长石等，3.1.43.1.4储层岩石矿物组成储层以岩屑、长石质岩屑砂岩为主，成分成熟度和结构成熟度均较低。储集 空间类型以剩余粒间孔为主（39.8%），其次粒内溶孔（1

49、8.1），粒间溶孔（12.8%），含少量高岭石晶间溶孔、方解石晶间溶孔等。图 3-1 P1 层砂岩分类图29图 3-2 P2 层砂岩分类图1、油层压力系统储层规模和隔层特点储层规模和隔层特点储层向东南方向下倾，倾角 5.8，平面上呈三角形，以细砂岩为主，砂体侧向连续性好（砂体延伸1200m）。在储层P1和P2之间，存在一个连续的隔层，岩性为泥质粉砂岩，厚度在2-3m，与上下岩层相比，孔隙度、渗透率均明显较小，物性较差，但是可以作为良好的分隔层，将 P1 和 P2 岩层分开，并且由于其厚度较大（厚度在 23m 之间），在分层开采中，可以充分利用隔层这一特点，提高采收率。根据压力测试结果、储层各层

50、及隔层特点和 P1、P2 分层试油结果，将 P1 和P2 层划分为一个开发层系，一套井网开发。1.3.21.3.2 井型、井网与井距井型、井网与井距储层空间展布及非均质性蒸汽驱开采是将蒸汽连续地注入注入井，驱替油藏流体流向生产井，并在这一过程中将油层加热，降低原油粘度，并从生产井产出。当注入的蒸汽从注入井向生产井运动时，形成儿个不同温度和不同流体饱和度的区带(见图 1)蒸汽带(A)、热凝析液带(B,C)、冷凝析液带(D)和油藏流体带(E)。虽然这些区带的界线并不十分明确，但这一划分却有效地描述了蒸汽驱中所出现的各个过程。因此，在建立蒸汽驱解析模型时，这些区带应兼顾考虑蒸汽驱中典型的温度饱和度剖