油藏地质地球化学特征（精选6篇）
油藏地质地球化学特征 篇1
1 油田开发情况和地质特征
某油田地处南部海域, 四周有3处油田, 并且都在陆地上, 该油田的油藏开发工作受到诸多外界因素的阻碍, 比如:有海流、风暴、潮汐等非常恶劣的海域自然环境。油藏的显著特征是具有高饱和、高渗透, 储油层具有良好的物性, 孔隙度之间的平均值达到29.8%。该油田的油藏埋藏位置相对比较浅, 并且压实度不强, 在油田的开发初期阶段很容易产生出砂现象;纵向上的含油量要大很多, 不过对于数量比较多、井段又长, 每层的厚度相对较薄的油层, 其横向上的油藏储层不怎么稳定, 连通性不好, 存在着诸多的变化因素, 地层总体的饱和差较低, 缺少天然能量, 获得的产量让人不满意。
2 有效开发油田的若干种对策
相比较其他油田的开发而言, 该油田的开发划分层系具有一定的基础条件, 由于所在油田的自身特征较为明显, 需要结合开发油田的具体情况, 根据不同的低渗油藏, 启动最小压力梯度, 对该油藏的注水压力进行确定, 在完善注采井网的基础上, 改善渗流的条件, 对水驱动程度进行提高, 在缩小注采井距后, 控制注水强度, 此外需要加强对储层的改造工作, 提高油井的产能, 在满足一定的标准和经济范围内, 制定开发对策, 在对注采井网进行部署时, 一定要做到注水井排方向, 从而避免油井暴性水淹, 从而符合油田的发展要求, 最大限度地提高水驱采收率, 以该油田开发的具体地质条件为前提, 可以选择的开发对策有以下几种。
2.1 最优井网井距的开发对策
该油田在开发过程中, 需要对相关的数据进行模拟计算, 通常可以使用反四点法、五点法和九点法注采井网形式来进行分析。并评估所采集数据的经济指标, 相应的评估结果显示, 频率最高的是采用四点法施行注采井网, 油井的数量也是最多的, 在此情况下, 油藏的开发效率大大的提高, 给企业带来的经济效益也尤为显著。当然, 需要针对该油田的具体情况, 相关的技术人员应该遵循稀井高产的原则对开发井网进行合理部署, 在进行评价的末尾阶段, 井距数值较小可以获得较高的油藏采出量。
2.2 划分层系的开发对策
根据主体区域的油藏储存显示, 油田的储存比陆上要多很多, 不过海上的油田开发需要投入大量的成本, 并且涉及的风险也比较大, 对单井产量的要求上也提出更为严格的要求。因此, 在通常情况下, 不会选择划分层系的开发对策。根据最近几年的油田开发数据分析可以发现, 海上油层的发育比较好, 油藏的储存条件也较为理想, 不过却没有采取相应的开发对策, 为此, 需要结合所在油田的实际情况, 加强企业技术人员的开发和创新力度。
2.3 开发对策和压力维持在水平状态
将该油田组建三维地质模型, 接着按照相关的模型数值进行分析, 三种井距的设计深度在三百至六百之间, 根据黑油模型, 对油田开采中所获得的特征进行评估预测, 结合相关的数据情况, 该油田的底层压力呈不断下降趋势, 在一定时间内没有办法获得满意的净现值, 经济效率不太明显, 与此同时, 对该油田进行注水, 对相关的数据进行计算分析, 从分析结果可以看出, 在注水期间和水平压力条件下, 获得的开发效果较为明显, 具有较高的经济效益。
3 结语
通过以上的研究分析可以看出, 油藏地质特征的了解对油气勘察和开发工作具有重要的指导作用, 本文结合沉积学、构造地质学等相关理论和分析方法, 对油田的油层分布和储层、流体等特征进行分析, 只有使用有效的开发对策才能获得理想的经济效益, 此外, 需要结合油田开发的具体实际情况, 将科研成果转变成为实际应用能力, 采用相关的技术, 对先进的设计形式进行创新使用, 在充分了解油藏地质特征的基础上, 考虑各个方面的因素, 强化横向联合、使油藏得到全面完整的发展, 从而降低投资和管理成本, 油田企业在油藏开采过程中, 应结合油田开发的需求, 研究具体的开发对策, 制定合理有效的开发对策方案, 避免资金的浪费, 企业应该培养一些复合型人才参与到实际的油藏开发中来, 这样才能提高整体的开发速度和效率, 切实提升开发对策的操作性、针对性及可行性, 争取获得能源的高效利用率。
参考文献
[1]夏宏南, 刘小利, 陶谦, 张旭, 彭明旺.油田防砂与采油工艺技术研究[J].特种油气藏.2007 (01) :44-45.
[2]龚良平.埕岛海域自然地质环境对海上构筑物的响应分析研究[D].中国海洋大学.2009 (7) :35-36.
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[4]韩涛, 张倩等.深井采油工艺配套技术研究[J].石油化工应用.2009 (07) :46-47.
油藏地质地球化学特征 篇2
七宝山花岗斑岩的地质地球化学特征
七宝山花岗斑岩岩体产于湖南浏阳境内,出露面积约2 km2,其形态十分复杂,铷、锶、钾、氢同位素年龄为(184～227)×106 a,岩石具斑状结构.其矿物成分主要由石英(约35%)、正长石(约30%)、钾长石(约28%)及黑云母(约7%)组成.化学成分中,SiO2偏低(w(SiO2)=70%),CaO含量极低,富钾贫钠(m(K2O)/m(Na2O)=4.2),铝过饱和(w(Al2O3)=15.83%);岩体分异指数高(DI=80),稀土元素总量偏低,w(REE)=(158.31～176.97)×10-6,轻稀土含量大于重稀土含量,w(LREE)/w(HREE)=16.97～19.02,δEu为0.88～1.02,无异常,与同熔型花岗岩相当,成矿元素Cu平均含量为1*!800 g/t,为世界花岗岩平均含量的90倍,总体富铷贫锶,w(Rb)/w(Sr)=4;岩体Co,Cr,Ni等元素含量高于世界花岗岩中的平均值,岩体属壳幔同熔型成因花岗岩.
作 者：胡祥昭 肖宪国 杨中宝 作者单位：中南大学,地学与环境工程学院,湖南,长沙,410083 刊 名：中南工业大学学报(自然科学版) ISTIC EI PKU英文刊名：JOURNAL OF CENTRAL SOUTH UNIVERSITY OF TECHNOLOGY(NATURAL SCIENCE) 年，卷(期)：2002 33(6) 分类号：P595 关键词：花岗斑岩 岩石学 地球化学 浏阳七宝山油藏地质地球化学特征 篇3
1 地质特征与开发对策
1.1 地质特征
油藏的地质要素包括圈闭、盖层、储集层及充注系统,上述地质要素决定了油藏的地质特征。在评价油藏成藏组合形式时应将圈闭地质要素作为依据,划分圈闭的标准为盆地形成机制,常见的圈闭类型包括水动力型、混合型、地层型及构造型。盖层具有封隔油气的作用,可避免储集层中的油气向上逸散,油藏盖层多为不渗透或渗透性较差的岩石,盖层的分布规律及封隔特点决定了油藏的地质特征。储集层指的是具有流体储集以及渗滤作用的岩层,了解储集层特征有利于分析石油聚集赋存情况。储集层的渗透性特征、孔隙性特征是决定石油储集层储集空间、渗流能力的主要因素。油藏储集层主要为碳酸盐岩层、碎屑岩层,两种岩类中的石油储量占90%以上。除碳酸盐岩储集层与碎屑岩储集层之外,还有少量泥质盐、变质岩、岩浆及火山岩储集层。充注系统是保证源岩、圈闭之间形成正常充注通道及油气运移路径的基础,同时是决定石油聚集特点的主要因素。充注系统的形成过程受到盆地结构、氧化作用、色层效应及差异聚集的影响,因此油藏中可出现多种充注系统。
1.2 开发对策
在开发油藏时,可以运用以下对策。首先,应精细描述油藏地质情况及油藏剩余储量情况,制定针对性的开发对策,以便为钻井工艺选择、钻井生产及油田稳产提供科学的指导。对于断距小、延伸短的低级序油藏断层,在开发时可以应用动静综合识别、三维边缘检测、精细相干、井间地震及三维解释等技术精确描述断层情况,利用描述结果控制水驱开发及保证在高含水期中实现有效挖潜。在描述储层微观、平面、层间及层内的非均质性时,可采用模式拟合技术或层次分析技术解剖储层内部结构,准确识别垂向层序特点、砂体厚度与沉积情况。识别井间夹点时可采用小波分析技术或沃尔什反演法处理测井曲线,预测井间夹层时,可运用叠置对比、相变对比及等厚对比技术。描述油藏中的剩余油情况时,可以从富集规律及控制因素方面入手,采用三维定量分析软件录入储层参数,并在建立地质特征模型的基础上统一分析及计算定量指标,明确剩余油的富集特点,根据富集规律合理调整井网及注采方式。此外,在开发油藏时应注意保护好储层,有效控制油压,避免油压波动过大,处理好油水关系,根据渗透特征与产能大小控制闭井时间,防止地层受到污染。
2 案例分析
某油藏位于断裂带的中段,属于三级构造形态,断裂形态包括同生断裂、弧形断裂及逆掩断裂,断块呈北西走向,断裂原因为压扭剪切。该区块开始沉积的时间为中三叠世,受到燕山运动及印支运动的推动,地层处于局部残存状态,该区块北面的山脉受到风化剥蚀,在山口处形成冲积扇,油藏埋深为1529m~1958m,沉积厚度为12m~154m,主力油层位于砂层下。储层岩性以细砂岩为主,同时含有中粒砂岩及粉砂岩,砂岩的成分包括长石、石英,颗粒接触以点线接触关系为主,填隙物包括泥质、绿泥石,胶结致密,孔隙度为6%~10%,渗透率为0.16×10-3um2~8.79×10-3um2,油藏中分布有大量小孔隙、中孔隙与细喉道,非均质性强。针对该区块的地质特征,在开发时运用了阵列声波、FMI测井及三维地震技术深入研究储层裂缝分布情况与具体方位。在储层压力为4027psi时开始注水,以控制岩石形变及泡点压力,充分利用地层天然能量补充储层能量;同时运用了空气助排技术及氮气助排技术增大油藏压力,以缩短钻井吞吐周期。此外,需要根据地质特征优化组合多个层系进行选注开发,以提高出油量,并注意适时停井大修,在完善开发井网后及时复产。运用上述开发对策后,能够尽快恢复地层能量,稳定开采油藏。
3 结语
综上,在油藏开发持续深入的情况下,精确描述地质特征有助于了解剩余储量情况、明确油藏类型,为进一步开采油藏提供技术支撑。在开发油藏时应综合利用动态地质资料与静态地质资料,把握油藏物性变化特点,准确计算油藏地质储量情况。另一方面,在开发油藏时应根据地质特征运用挖潜措施,减少复杂化油水关系对油田稳产带来的影响,合理控制油藏流体,在必要的情况下可适当改造储层,避免储层遭到破坏,保证合理开发油藏。
参考文献
油藏地质地球化学特征 篇4
店梁位于内蒙古自治区乌拉特前旗小佘太乡境内色尔腾山西段，属中高山区，工区内山势起伏较大，地形切割剧烈，残坡积较为发育。
一、地质概况
区内出露地层主要为下元古界色尔腾山群，为一套中级变质岩系。岩性为带状斜长角闪片岩，中元古界渣尔泰群，岩性为变质石英砂砾岩、变质石英砂岩，第四系冲积、冲洪积砂砾石层等[1]。工作区内岩浆岩发育，主要为早元古界侵入的弱片麻状斜长花岗岩(Pt1γo)，广泛分布于工作区中部地区，侵入下元古界色尔腾山群柳树沟组一岩段(Ar3l1)角闪斜长片岩中，面积约10.5平方公里。岩性为灰白色，半自形粒状结构，块状——弱片麻状构造，主要矿物为斜长石、黑云母、石英和少量角闪石，经区域变质具绿帘石、绿泥石、绢云母化。少量中元古界侵入岩，主要为中细粒变质石英闪长岩(Pt2dηγ)及蚀变花岗斑岩(Pt2Mγπ)。脉岩主要有闪长岩脉、闪长玢岩脉、石英脉。
工作区位于华北地台北缘，内蒙古台隆西段店梁至公益明向背斜构造店梁处，断裂及韧性剪切带十分发育，呈东西向展布，规模不等，除分布有东西向贯穿全工作区的韧性剪切带外，尚有多条东西向、北西向断层分布。剪切带附近混合岩化现象普遍，同时见有不同期次，不同岩性的岩脉充填，以及后期的热液蚀变[2]。
二、地球化学特征
全区共采集了5600件土壤样品，对所采集的样品进行了特征值统计后，发现在剔除异常特征值前后，Au的标准离差及变化系数变化幅度较大;Cu的标准离差变化较大，变化系数变化幅度较小，但剔除高值后变化系数任到0.73，分异性较强。说明Au、Cu这两种元素在局部富集的可能性较大，提供了良好的地球化学条件，是本区的主要成矿元素。
通过对异常的地球化学数据处理，结合工作区地质背景及元素的分布特征。选取2×10-9与40×10-6分别作为元素Au与Cu的异常下限，圈定了单元素异常。该区金三级以上异常、铜二级以上异常均多达15个以上，均分布在晚元古代侵入岩弱片麻状斜长花岗岩(Pt1γo)和中细粒石英闪长岩(Pt2hδo)中，从而为寻找金铜矿床提供了方向。
在圈定的金的四级异常中，发现了多条小金矿体看，均分布在晚元古代侵入岩弱片麻状斜长花岗岩(Pt1γo)和中细粒石英闪长岩(Pt2hδo)中，与近东西向的韧性剪切带方向近一致，说明东西向构造作用是区内金矿化的主要控制因素。发现的铜矿体分布在晚元古代侵入岩弱片麻状斜长花岗岩(Pt1γo)中，方向近南北向，与近东西向的韧性剪切带的次一级构造有关，与铜的二级异常套合较好[3]。
综合工作区地质背景及构造条件，结合元素组合特征及成矿元素共伴生关系，在工作区共圈定了AP1～AP12共十二处化探综合异常(如图1所示)，以Au作为主要元素的异常有AP4、AP8、AP10、AP11;以Cu作为主要元素的.异常有AP2、AP4、AP10、AP11。其中，AP10与AP11主要元素异常强度较大，是工作区的重点异常。之后对AP10及AP11异常查证过程中进行了槽探揭露。
在异常AP10布设的TC24和PM10探槽中，发现了Cu矿体，编号为Ⅶ。TC24中六个刻槽样显示铜矿化体宽5.30米，最高品位0.82%，最低0.10%，平均0.44%。PM10中四个刻槽样分析结果显示，Ⅶ号铜矿化体宽4.10m，最高品位0.38%，最低0.14%，平均0.24%。分析显示，TC24探槽和PM10两工程在一条矿化带中，近南北走向。
在对AP11施工的其中四个探槽发现了Au矿体，均为近东西向分布，分述如下：在TC11-2、TC11-4探槽中，发现了Au矿体两条，编号为Ⅲ、Ⅳ矿体。其中，Ⅲ号矿体由样TC11-2H02、TC11-4H07控制，位于石英脉中，Au矿体宽0.80m～0.30m，平均0.55m，最高品位18.74×10-9，最低0.43×10-9，平均5.27×10-9。样品TC11-4H03为Ⅳ号矿体采集，矿体宽1.00m，品位2.53×10-9，矿体近东西向，矿体长30米以上。Ⅳ号矿体宽1.60米，品位平均5.59×10-9。矿体近东西向，推测矿体长20米以上。在TC11-8探槽中，发现的Au矿体编号为Ⅴ，由TC11-8H02控制，矿体宽1.60米，Au品位平均5.59/10-6。在TC11-10探槽中，发现的Au矿体编号为Ⅵ，由样TC11-10H03控制，矿体宽约0.50米，品位平均1.69×10-9。
三、结论
工作区内剪切带、断裂带十分发育，为金、铜等金属热液成矿提供了良好的成矿空间。工作区岩浆岩较发育，为成矿提供了热动力。
油藏地质地球化学特征 篇5
锦36块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡南端。北为锦45块, 主要目的层为兴隆台和于楼油层, 1986年于楼油层上报含油面积0.5km2, 石油地质储量81×104t, 兴隆台油层上报含油面积0.5km2, 石油地质储量51×104t。
二、地质特征研究
1. 地层及层组划分
(1) 地层
根据钻探及试油试采资料, 本区在中生界油层、杜家台油层、兴隆台油层、于楼油层及马圈子油层均见到较好含油气显示, 其中沙四段的杜家台油层, 沙一二段于楼及兴隆台油层是本区的主力油层;而本次研究主要目的层为于楼及兴隆台油层。
(2) 层组划分
按照标准层控制和沉积旋回逐级划分的原则, 根据岩性组合及电性特征, 将本次研究目的层划分为于楼油层和兴隆台油层, 并将于楼油层进一步划分为于Ⅰ油层组和于Ⅱ油层组, 将兴隆台油层划分为沙一下段兴Ⅰ油层组和沙二段兴Ⅱ油层组。
2. 构造特征
锦36块为一被北部北东东向断层控制下的断块构造, 内部被三条近北东向正断层作用将断块分割为三个次级断块。[1]
3. 沉积相特征
从辽河断陷盆地西部凹陷的整体构造、沉积演化史看, 沙一、二阶段正处于盆地收敛期的扇三角洲发育阶段, 锦36井区沙一、二段为该沉积背景下的一个局部, 通过对其主力含油层沉积微相模式分析, 该区沙一、二段为扇三角洲前缘亚相沉积。
4. 储层特征
(1) 储层岩性特征
上部为一套灰色泥岩、泥质粉砂岩、灰白色砂岩、含砾砂岩, 砂砾岩及两层块状黑灰色玄武岩。中部为一套深灰色泥岩, 灰白色含砾砂岩, 长石砂岩, 及棕褐色油侵粉砂岩。下部为一套灰白色砂砾岩、长石含砾砂岩、夹深灰色泥岩、钙片页岩及浅灰色粉砂岩。
(2) 储层物性特征
储层物性较好, 于楼油层孔隙度28%, 渗透率1.96μm2, 泥质含量8.8%;兴隆台油层孔隙度26%, 渗透率0.56μm2, 泥质含量9.6%。
(3) 储层发育
该区兴隆台油层及于楼油层储层宏观是以薄-中厚层状砂岩及含砾砂岩为主。其砂体发育总体是相对较稳定, 但在一定程度在受到相模式控制, 东西两个砂坝发育区储层厚度相对较大, 并向河道两侧逐渐变薄。
5. 油气水分布及油气层发育
锦36块兴隆台及于楼油层油层发育主要受构造控制, 同时在一定程度上受到岩性影响, 总体上表现为构造高部位油层厚度较大, 并向低部位逐渐变薄, 各次级断块内各砂岩组有自己独立的油气水界面。
三、开发历程及现状
锦36块从1979年对锦36井进行试油获工业油气流, 1982年7月和8月投产了锦36井和锦2-22-16井获高产工业油气流, 1982年至1990年由于不断有新井投产且初期产量均较高, 加之对部分老井实施挖潜措施效果较好, 使断块一直保持较高产能, 断块最高日产油达到136t/d, 采油速度达到5.6%, 采油速度在1%以上共保持了8年。之后由于老井含水迅速上升, 使断块产能下降较快, 1992年后, 断块日产油一般仅在5t/d左右, 采油速度仅为0.2%左右, 处于低速开发阶段。
通过对老井实施试采“水层”、堵水等措施, 特别是近几年在断块进行调整部署使断块产能得到较大的恢复, 采油速度恢复到1%以上。
目前断块总井15口, 开井11口, 日产油25.5t/d, 日产气2.7580×104m3/d, 日产水164m3/d, 综合含水86.5%, 采油速度1.1%, 采气速度17.0%, 累产油19.7093×104t, 累产气1789×104m3, 累产水98.9604×104m3, 石油采出程度19.5%, 天然气采出程度27.95%。
四、开发特点
1. 不同次级断块开发效果不一
2. 锦36块和锦2-22-115块边底水能量充足
锦36次级块和锦2-22-115块边底水水体较大, 地层能量充足, 储层物性相对较好, 使油井生产动态表现为产液量一直保持相对稳定, 起到了很好的水驱效果。
五、潜力分析[2]
1. 转水驱潜力
锦36块的锦2-22-15次级块的油藏实际决定其具有转水驱潜力: (1) 边底水能量不足决定采用天然能量开发效果较差; (2) 储层发育较稳定, 连通性好为转注水开发提供了条件; (3) 转注水开发可以获得较高的开发效果。
2. 井网控制程度较低, 部分井区具有调整部署潜力
3. 低采出程度区域还具有一定潜力
六、项目实施效果
1. 调整部署效果良好
根据断块实际, 共部署调整井5口, 完钻后取得了较好效果, 获得了良好的增油增气效果, 初期日产油54t/d, 日产气3.3476×104m3/d, 综合含水62.2%, 至目前已累增油6887t, 累增气254.8×104m3。
2. 老井措施增油增气效果明显
在利用调整井对断块实施挖潜的同时, 我们也利用综合研究成果对两口高含水老井 (锦2-22-115和锦2-22-116) 实施了挖潜措施, 初期日产油10t/d, 日产气1.4914×104m3/d, 日产水26m3/d, 综合含水72.2%, 至目前已累增油776t, 累增气288.8×104m3。
3. 经济效益显著
该项目已实施措施累增油0.7663×104t, 累增天然气543.6×104m3, 预计可创效1858.3万元。
七、结论及建议
1. 运用多种手段对复杂断块开展综合地质研究, 是提高复杂断块高效挖潜的必要条件。
2. 建议加快锦2-22-15块转水驱工作进度, 尽快实现注水开发, 从而提高其开发效果。
3. 从目前井网看, 锦2-22-115块于楼油层和锦36块兴隆台油层高部位井网控制程度较差, 而该块油气水分布主要受构造控制, 在其未很好控制的高部位应是剩余油富集区, 可以通过侧钻或部署新井挖潜。
摘要：锦36块于1982年投入开发, 1993年断块便进入低速开发阶段, 通过老井堵水、“水层”试采及综合调整等措施, 断块产能得到一定恢复, 说明断块还具有一定挖潜潜力, 项目充分利用VSP测井成果、录测井及生产动态资料进行综合研究, 落实了断块构造模型、沉积相模型、储集层模型及油水分布模型, 落实了油藏地质储量, 并通过开发特征研究弄清了油藏剩余油分布情况, 提出了以重新调整部署、转换开发方式等挖潜方案。
关键词：地质特征,地质储量,挖潜方向
参考文献
[1]朱光明.垂直地震剖面方法.北京:石油工业出版社, 1998.
油藏地质地球化学特征 篇6
X断块构造上处于北大港构造带北翼, 紧邻板桥生油凹陷, 为一受大张坨断层及滨海断层夹持的垒式断裂带。该地区西邻洪湖油田, 东靠滨海油气富集带, 北侧与大张坨断层相隔, 南侧为港中油田, 构造带东西长18km, 南北宽8km, 总面积140km2。本区主要含油目的层为下第三系沙三段, 油藏埋深2900-3900m, 本区为低渗透构造岩性油藏, 整体实施存在较大风险。优选在X断块有利储量区进行注采先导试验部署, 也为该地区低渗油藏的有效开发奠定研究基础。
2 油藏地质特征
2.1 构造特征
X断块为一夹持于大张坨断层和滨海断层之间, 并且被一系列北东向断层切割复杂化的垒式构造。主要发育大张坨断层、G8井断层、滨海断层三条大断层, 地层向北东倾伏加厚, 向西南抬升并上倾减薄, 沙三段部分地层遭受剥蚀。构造研究明确在G35-G50井区存在一个隐伏构造, 它为港西凸起向东北方向的隐没部位, 由于北部大张坨断层与刘岗庄断层的交会, 以及南部港西断层的活动减弱分叉, 断距变小, 从而使该区成为构造转换带, 使两边呈现出不同的构造格局, 从而使该区成为有利油气聚集区。西边港西北坡发育与刘岗庄断层平行的北东向顺向断层, 油气受其影响主要聚集在高部位断块圈闭及垒式构造-岩性圈闭中[1]。
2.2 储层特征
区域地质资料及钻井资料研究表明:歧口凹陷存在北部燕山和西部沧县隆起两大物源体系。受西部沧县隆起物源控制, 该地区古近系沙三段主要发育扇三角洲沉积体系, X断块位于扇三角洲前缘亚相。该亚相储层发育, 物性较好。储层纵向上发育, 横向展布变化较大:受物源、断层、沉积相的控制作用, 砂体紧靠大张坨断层根部发育, 向四周不断减薄。其中, 沙三2油组储层厚度10-50m, 沙三3 油组储层厚度20-80m。据井壁取心孔渗测试资料, 沙三段孔隙度10-15%, 渗透率0.18-13.9×10-3μm2, 属中低孔、低渗储层。
2.3 油藏特征
X断块油藏类型为中深层低渗构造岩性油藏, 油层中深3500m。单井累计油层厚度15.7-53m, 最大单层厚度11.1m, 平均油层厚度20.8m。射孔求产资料表明, 本区地层温度梯度为3.5℃/100m, 属正常温度系统。X断块为正常压力系统, 射孔求产测静压为33.37MPa, 压力系数为0.98。在含油面积内, 利用地震拓频技术, 刻画目标层的展布范围, 并以此作为有利区的面积。利用重新落实的构造及有利区储层分布范围, 结合井的试油及试采资料, 对控制储量区X断块进行了有利区储量的计算。
3 开发技术对策
3.1利用开发动态分析手段明确低渗透油藏生产特征
特征1:初期产量相对较高。
试采的5口井中, 有3口井初期日产油高于15t/d, 初期平均日产油12.4t/d。
特征2:累计试采时间短, 累产油量低。
试采的5 口井中, 除Bin85 井维持低液量生产外, 其余4 口井均为间开井, 平均生产时间在1 年左右, 平均单井累产油2108吨。
特征3:储层自然产能低, 压裂改造有一定效果, 但有效期短, 单井次压裂增油量低。
特征4:油井产量递减快, 天然能量不足。
特征5:油井含水低, 处于中低含水阶段。
3.2 开发方案部署原则
整体部署、分期实施、及时调整、逐步完善;结合油藏特点选择合理开发方式、确定注水时机 (X断块为正常压力系统, 适宜早期注水开发) ;借鉴低孔低渗油藏开发经验, 筛选适合本油藏的合理井网井距;针对油藏物性特点, 应用先进的采油工艺技术, 实现高效开发[2]。
3.3 开发层系划分论证
该区纵向上油层井段长156-460m。但是主力油层2、3小层分布集中, 井段长56—224m, 横向分布稳定, 单井有效厚度22.6-29.2m, 平均25.8m。而其它各小层各井分布不均, 且油层生产能力低, 不具分层开采的条件, 同时各油层的原油性质一致, 并具有同一油层压力系统;另外, X断块储层埋藏较深、物性较差, 试油及投产井产能较低, 单层开采难以达到经济产量, 不适合分层开发, 而且两套目的层的压力系统一致, 因此采用一套层系开发。
3.4 开发方式可行性分析
从老井的生产特征上可以看出, 该断块天然能量不足, 油井产量递减快, 为了保证在一定采油速度下稳产, 应采用注水开发。滨85 断块为正常压力系统, 可早期注水来保持地层能量。
3.5 合理井网井距
该地区地面条件复杂, 不适合分散布置井场, 因此, 利用现有井场, 全部部署直井存在一定的难度, 所以注水开发方式采用以常规井为主, 在油层发育较厚的地方部署大斜度井。
该区井网部署时借鉴国内低渗油藏的开发经验, 结合断块的构造形态、储层物性和储量丰度情况, 最后确定X断块以排状注水井网为基础, 平行主断层方向部署采油井排、注水井排, 其优点:灵活性大、适应性强, 可以在开发实施过程中根据地质情况的变化对井网密度、注水方式进行调整。
依据极限井距、合理井距计算结果, 结合大港油田部分低渗透油藏的井网分析结果, 同时借鉴国内低渗油藏的开发经验, X断块确定以排状注水井网为基础部署, 平行主断层方向部署采油井排、注水井排, 油水井采用200-250 米井距的井网投注。
3.6 单井产量预测
根据米采油指数计算法结合油井试采情况 (初期日产油平均12.8吨/天) , 确定常规井单井初期产量为12吨/天, 大斜度井与常规井产量按1.5 倍计算, 推算大斜度井单井初期产量为18吨/天。
4 结语
4.1 在地质及油藏工程综合研究的基础上, 在X断块储层有利区域部署试验井组, 总井数8口, 油井6口, 水井2口, 建成能力2.4万吨。
4.2 试验井组7口新井均钻遇较厚油层, 单井平均钻遇油层60m, 但由于储层非均质性强, 单井产能差异较大, 构造高部位大斜度井现场实施效果较好, 目前日产油15吨以上。
4.3 建议开展相关的油层保护研究, 摸索钻井、试油和注采过程中如何有效地保护油层, 要求钻井液、注入水均达标, 尽量减少油层污染。
4.4 继续跟踪试验井组生产动态, 加强低渗透油藏精细研究, 为同类油藏的开发提供技术支撑。
摘要：针对X断块井控程度低、储层性质认识不够、对目标区低渗透油藏的开发难度大等问题, 该断块整体实施存在较大风险, 因此需要部署评价井进行砂体边界的探测, 并选取关键区块进行开发试验, 开展精细油藏地质研究, 为注采方案编制提供依据, 从而采用一些开发技术对策确定了合理的开发方案, 加深对X断块低渗油藏的认识。
关键词：低渗透油藏,评价井,开发技术对策,开发方案
参考文献
[1]谢丛姣, 等.石油开发地质学[M].武汉:中国地质大学出版社, 2004.