断块油田

断块油田（精选7篇）

断块油田 篇1

随着勘探技术和开发技术的不断提升, 人们发现的复杂断块油田数量也明显增多, 但是复杂断块油田的开发工作也变得越来越复杂, 亟待提高对地震信息、钻井等各种资料的综合研究, 加强对地质技术精细设计和处理运用。

一、复杂断块油田主要地质特征分析

在对复杂断块油田的分析后可以发现, 它的复杂性主要在于, 断层多且密集, 且具有较强的隐蔽性, 因此不容易识别。例如我国渤海西部油田群, 其生产层多在2800-3400米, 且埋藏很深, 我们对地震资料的了解都比较陈旧, 分辨率大大降低, 所以认识具有反复性特征。通过对东辛复杂断块油田和富林油田等综合分析可知, 复杂断块油田主要地质特征有以下四点:第一, 不同级别的断层构成了复杂的系统, 多种复杂断裂系统产生较多各自独立的断块油藏, 每一个独立的断块油藏都可以成为单独的开发单元;第二, 从平面来讲, 由于断层的切割, 使不同的断块具有不同的油层物质, 原油的性质和各个油层的产能也相差较大;第三, 即使在同一块断层, 其纵向上含油井段长, 储存量的分布也区别较大;第四, 复杂的断层结构使得油藏类型各种各样, 例如图 (1) 中渤海湾任丘油田就是由断层油藏和岩性油藏等多种油气藏所组成的。而图 (2) 中富林油田表现出断块的支离破碎, 数量较多, 断距较小, 就是典型的复杂断块油田。

二、复杂断块油田精细油藏描述内容

复杂断块油田精细油藏描述内容有:储层对比、自然断块的划分、微型构造等内容, 精细油藏描述运用的技术手段以计算机技术为基础, 划分类型不同的精细油藏, 建立三维模型。本文以储层对比、自然断块的划分两项稍加浅析。储层对比, 是精细油藏描述的基础。目前, 普遍存在以下4种常用对比方法:一是根据小层、小小层划分;二是以沉积的时间来划分;三是单砂体划分;四是储层层序划分。在生产实际中, 这四种方法都被广泛运用, 但是无论运用哪种方法, 都要体现“精细”。

而在自然断块的划分中, 要充分考虑断层的分级。正常情况下, 一级断层掌握一片断块油田, 二级断层掌握一个断块区, 三级断层掌握一个断块组, 四级断层掌握了整个自然断块的划分。在精细油藏描述中, 对断层尤其是三、四两级断层的解释, 要完全利用地震资料、钻井资料、相应数据库。在实践中, 精细油藏描述对不同层级的断层, 描述重点也各有千秋。

三、复杂断块油田精细油藏描述方法

复杂断块油田因具有构造、储层等因素的特殊性, 所以, 对复杂断块油田精细油藏描述时, 应从构造、油藏等几个方面入手。

构造描述, 即以地震地质详细资料为基础, 运用物探技术, 对复杂断块的分布等情况进行重新核实。主要工作内容包括:一是分析断层曾因, 研究断块的受力状况, 测绘断层分布, 确定断块整体形态;二是落实断块构造。积极利用地震资料、钻井资料、动态资料等, 来标定层次, 解释成图。三是校正误差。在初步测绘出断块成图, 利用人机联作解释系统, 进行断块内部校正。

油藏描述, 主要工作内容有:一是确定该断块的油藏类型及油水分布情况;二是利用钻井资料, 结合地震资料, 测绘出油砂体构造图。

结论

对于复杂断块精细油藏描述的首先要对地质特征进行分析, 进行自然断块划分, 这决定着复杂断块精细油藏描述内容的开展, 油藏描述的最终研究对象是储层空间封闭单元, 同时成为地质模型的基本单元。在对复杂断块油田精细油藏描述方法进行介绍时, 从构造、储层、油藏三方面进行分析, 对于油田滚动开发和挖潜、提高采收率都是极具指导意义和实际利用价值的。

摘要：在对油田的开采过程中, 复杂断块油藏因地质情况特殊, 开发效果不甚理想。在对我国各个地区的油田群进行分析后发现, 内部断层发育, 含油层系较多, 隐蔽性较强, 故而需要一套与之相适应的精细油藏描述的方法。

关键词：复杂断块,构造,精细油藏描述

参考文献

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鄚州油田鄚32断块地质建模研究 篇2

1 工区概况

鄚32断块地处河北省任丘市鄚州镇七间房乡西大坞村一带, 构造上属于霸县凹陷鄚州构造带。区内主要发育4条北东向断层, 形成西部断槽、中部断垒、东部断阶三部分。其主要产油层位为沙一段及沙三段, 沙二段有零星油层, 圈闭面积2.6km2, 含油面积2.4km2。鄚32断块砂岩厚度与地层厚度比值为36%, 目的层砂岩不很发育, 平面上油层变化较大, 各个油层组的厚度在不同部位差异大。油藏岩性结构以岩屑长石细砂岩、长石细砂岩和长石粗粉砂质细砂岩为主。颗粒分选中等, 磨圆度以次圆状为主, 风化程度中—深, 胶结类型主要为孔隙式。

2 储层建模

2.1 构造模型

构造模型反映储层的空间格架。因此, 在建立储层属性的空间分布之前, 应进行构造建模[1]。它包括建立断层模型 (Fault Modeling) 、三维网格化 (Pillar G r i d d i n g) 、地质层格架建模 (m a k e horizon) 、地层结构建模 (Make Zone) 、层细剖分模型 (layering) 五个部分。其重点和难点在于, 建立断层模型时, 如何正确落实断块中的断点, 使其符合已有的构造认识, 并且在正确落实断点的基础上建立三维空间断层模型, 进而建立层面模型。

鄚32断块储层体精细构造模型如图1。区内主要发育4条走向北北东, 倾向东的反向正断层, 断距10-100m左右, 其中东部两条断层控制作用相对较强, 形成一断层夹持的断鼻构造, 整体构造形态为中间高, 向南北方向深度逐渐增加。

2.2 岩相模型

基于对油藏开发生产的实用性和可操作性, 本次建模用岩相模型来替代沉积微相模型, 作为下一步属性建模的约束条件。岩相模型是一种离散数据模型。一般选用随机建模方法中贯序指示算法。计算模型时, 涉及到的参数主要为变差函数, 即区域化变量增量方差的一半, 用公式表示为

它反映了区域化变量在某个方向上某一距离范围内的变化程度。主要参数是变程、基台值和块金。根据经验, 实际计算时按照块金值为0, 变程值取平均井距的3-4倍, 可以获得满意的计算效果。通过计算得出的砂体整体分布较连续, 与地质认识较吻合[2]。

在岩相模型的建模过程中, 首先选用序贯高斯算法建立泥质含量的三维随机模型, 然后根据泥质含量和岩相之间的对应关系, 砂岩sh<37.5%, 泥岩sh>37.5%, 转换泥质含量模型。最终得到的岩相模型如图2所示。而后进行相控模拟, 用来计算空隙度、渗透率和含油饱和度的三维随机模型。

2.3 属性模型

储层属性建模是地质建模的主要目的。它是在所建立的构造模型的基础上, 建立储层属性的三维分布模型。其最终目的是建立能够反映地下储层物性空间分布的参数模型[3]。由于地下储层物性分布的非均质性与各向异性, 用常规的由少数观测点进行插值的确定性建模, 不能够反映物性的空间变化, 应用地质统计学和随机过程的随机模拟方法, 是定量描述储层岩石物性空间分布的最佳选择。此外, 在建模过程中, 还需要把握两点: (1) 应该根据研究区的地质特征 (地质概念模式) 对随机模拟方法进行优选; (2) 通过对原型模型的解剖, 把握模拟目标区储集层参数的地质统计特征[4]。

属性建模首先以岩相模型作为相控建立孔隙度模型, 再以孔隙度模型作为约束条件建立渗透率模型。由此可看出, 属性建模的关键在于建立岩相模型和孔隙度模型。孔隙度模型的计算主要采用了序贯高斯随机模拟算法。序贯高斯模拟适用于一些取值稳定性均一, 分布区域较窄, 少有奇异值出现的近似服从高斯分布的变量。本次属性建模完成了孔隙度、渗透率和含油饱和度模型, 如图3—图5所示。

3 结论与认识

(1) Petrel软件具备强大的三维可视化功能, 各种油藏构造及参数模型都能以三维可视化形式显示, 可以形象, 直观, 快速的分析出油藏地质特征, 剩余油富集区, 注水及油藏底水的分布情况, 为下一步储量挖潜, 调整开发方案提供依据。

(2) 本次地质建模所完成的构造建模, 岩相建模及其控制下的储集层属性建模, 确保了所建储集层三维定量模型的合理性, 较好地解决了沉积微相变化快, 非均质性严重的储集层物性参数的模拟, 为后续的油藏数值模拟奠定了基础。

(3) 本次建模的模型均忠实于原始基础数据, 但由于资料不完善, 鄚32断块储层结构复杂, 内部断层的复杂交接关系还有待进一步完善。

参考文献

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[2]罗玉, 翟中霞.利用PETREL软件进行精细地质建模研究[J].太原科技, 2008, 10:60-63.

[3]黄友华, 许晓宏, 王腊梅.高二区莲花油层储层建模研究[J].内蒙古石油化工, 2008, 19:90-92.

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[5]吴胜和.储层建模[M].北京:石油工业出版社, 1999.

断块油田 篇3

桩西油田桩148块地处济阳坳陷沾化凹陷, 五号桩断层北端下降盘与埕岛潜山披覆带结合部, 由于该区油井同处一个断裂带形成油藏, 划分为同一个断块。该块油井自2007年正式投入开发, 建成原油生产能力3.6×104t, 2009年6月开始投入注水开发。该148块油藏含有面积0.8k m2, 是典型的断块油藏, 该开发设计井距300米, 采用反五点井网生产。到目前为止先后经历了天然能量开采 (2007.02—2009.05) 、注水开发 (2009.06—至今) 阶段。

桩148块作为桩西油田典型的断块油藏, 随着不断的勘探、滚动开发, 积累了一些较好的经验, 然而, 开发的不断深入, 逐渐暴露出新问题, 同时也进一步促进了断块油藏开发的技术进步。目前该块共有油井9口, 开井8口, 日产液水平83.2t, 日产油水平54.4t, 综合含水34.6%, 采油速度2.32%, 累产油9.96×104t, 累计产水2.14×104m3, 采出程度7.07%, 平均动液面2255m;水井5口, 开井5口, 日注水平188m3, 月注采比1.92, 累注水7.06×104m3, 累注采比0.58。

2 开发中存在的问题

从开发形势来看, 注水开发效果变差。呈现“2升1稳4降”, 1升为含水、日注上升, 1稳为水井开井数稳, 4降即日液、日油、平均动液面、油井开井数下降, 主要存在以下问题:

2.1 含油层系多, 断块之间储量富集程度差异大, 油水关系复杂

由于地质作用的影响, 形成了断块间含油层位不一致、含油贫富差异大, 每个断块有独立的油水系统, 油水关系复杂, 同一断块各含油砂层组无统一的油水界面, 甚至一个油砂体就有一个油水界面, 给油藏开发带来很大的困难。

2.2 油井初期产能高, 但递减过快, 开发后期递减变慢。

桩148块试采初期平均单井产量20.1t, 同属中高等产能, 随着油井的开发, 地层能量不断下降, 该类断块油藏能量释放较快, 高产油期难以维持。

2.3 储层非均质性强, 井间差异大。

通过井间对比可看出, 生产能力最高的桩斜148井和生产能力最低的桩148-斜4井相差56倍, 井间的产油能力变化较大, 反映储层在平面上具有很强的非均质性。

2.4 压裂效果显著, 酸化效果差。

低渗透砂岩油藏进行压裂生产, 可以改善井底附近的液体流动状态, 扩大油井有效供给半径, 使单井产能大大提高, 取得较好的生产效果。该地区油层岩石致密, 渗透性差, 油水井压裂后效果显著, 但是压裂一次性投入成本太高, 随着开采。

2.5 断块间能量差异较大。

同处断块油藏的148井区油井, 如148-x1井初期具有自喷能力, 累计自喷生产4个月, 自2007年6月转抽后, 尽管动液面有所下降, 但目前仍然较高, 148-x3等油井供液能力教差, 给断块开发带来了一定技术难题。

3 配套治理技术

3.1 合理设计压裂时机和规模, 有效提高油井产能。

断块油藏由于受断块地层断裂面和断裂方向影响, 严重制约着油流的走向, 因此, 压裂是对该油层改造的最有效的技术手段, 然而, 压裂的成本和压裂的效果直接关系到油田的开发和经济效益。在开发过程中, 我们跟踪油井产量的变化情况, 油井井距300m, 在产量降低至经济极限值时, 一般都是2年左右, 及时调整设计压裂规模, 结合该地层裂缝走向, 设计压裂排量4.5m3/min, 砂量90m3, 地层破裂压力65MPa, 达到比较理想的效果。

3.2 对注水井进行调整, 补充地层能量的潜力

断块油藏由于断块多、断块小、注采井网完善程度差, 油井多为单向受效, 见水规律复杂, 积极研究和发展堵水调剖工艺技术是断块油田调整的一项重要措施, 现根据桩148块的现场情况采取以下技术配套:

(1) 对低部位水井进行增注, 加强对地层能量的补充, 对高部位的水井合理配注, 防止水淹严重。

(2) 对148三期单体泵进口增加缓冲罐, 可以有效缓冲因来水情况不稳定, 从而影响注水井达不到配注的情况

(3) 因注入水与地层水不配伍, 在来水到达水井之前, 经软化处理之后再注入地层, 可以有效抑制地层结垢, 孔隙度减小从而使油压上升。

3.3 径向射孔技术

对于布井在断块断裂面附近的油井, 采用常规的压裂技术在压裂油层岩石裂缝走向的时候, 也无法避免地会有微小裂缝向岩层断裂面延伸, 这样会造成油藏的外泄和不能有效沟通油井与油藏的联通, 因此, 应用径向射孔技术可以有效控制和沟通油井与油藏的联通方向, 进一步缩短了油藏与井口的距离。

该技术主要是先把作业管柱工具串下入井内, 定好方位和深度之后, 在管柱内下入开窗工具串, 通过液压驱动井下马达, 使开窗小钻头钻开套管, 起出开窗工具串, 下入喷射工具串, 水力通过连续油管进入高压软管, 驱动喷射头, 达到地层中钻孔的目的。该技术在148块5口井上应用, 取得了较好的增油效果。

3.4 自洗井清蜡技术

该148断块油藏油井结蜡现象明显, 严重制约油井的正常生产, 然而油井高产无法通过停井等手段来进行清蜡, 因此, 研究了自洗井清蜡技术, 并在油井上应用。

该技术主要是利用现场条件采用污水自行加热对油井进行清防蜡, 即固定管线装置, 将高效加热炉、固定洗井管线、清防蜡剂加入装置等部分, 安装时将配水间空头与高效加热炉进口相接, 高效炉出口与固定洗井管线相连直至井组之间, 固定管线上安装一个利用射流原理进行清防蜡剂加入的加入装置。洗井时将高压软管与被洗油井相接。洗某一口井时, 用高压软管与被洗井连接, 经过高效炉加热的污水既可对井组油井进行洗井, 洗井时将加药专用工具与管线相连利用射流原理将清蜡剂带入井内。

4 结论及建议

(1) 针对像桩148块小断块的油藏, 应采取注水补充地层能量, 以提高地层能量为基础, 增大油层驱替效果, 提高油藏的采收率。

(2) 对桩148块低渗但差异大的特点, 我们可以采取高注低采的方式开发。

(3) 对部分液量低、间出严重的油井可以进行调参, 优化开发方式。

(4) 清蜡洗井的方式还需继续优化, 以致达到最佳清蜡效果。

(5) 桩148块具有进一步提高采收率的潜力, 建议酸化管柱、地层等有效措施提高采收率。

(6) 无论是油井还是水井, 与地层水不配伍的现象在148区块比较突出, 给区块开发带来了较大的阻碍。

摘要：针对桩西油田148块断块油藏复杂断块油藏开发过程中存在油井能量下降, 结蜡, 油井压力下降快、单一的压裂无法有效解决油层改造的问题等, 积极开展相关技术研究和试验, 进一步配套了压裂改造油层、径向射孔技术、调整注水技术、自洗井清防蜡技术等技术手段, 大大提高了该断块的开发效果, 改善了油层的渗流能力、补充了地层的能量、提高了油藏的驱替效率, 具有较好的借鉴意义。

关键词：桩西,断块油藏,能量递减

参考文献

[1]韩大匡, 贾文瑞.中国油气田开发特征与技术发展[J].断块油气田, 1996, 3 (3) :1-7

[2]于守德.复杂断块砂岩油藏开发模式[M], 北京:石油工业出版社, 1998

断块油田 篇4

1 研究区概况

王家岗油田王43断块区位于东营凹陷南斜坡通王断阶构造带的东北部, 是典型的复杂断块油藏。研究区第三系地层发育完整, 主要含油层系为沙二段, 北部的王43断块2010年采出程度77.5%, 预测最终采收率89%, 逐渐暴露出综合含水高、层间和平面动用不均衡、停产报废井较多, 储量失控严重等问题。

2 复杂断块油藏三维地质建模技术应用

2.1 网格合理划分技术

网格是三维地质模型最基本的赋值单元, 一个油藏模型中网格的多少反映了模型的精度。网格的方向影响了模拟运算流体的流动, 合理的网格设计是建立复杂断块油藏三维精细地质模型的保障。

2.1.1 网格的方向

网格方向应考虑物源方向、主渗透率方向, 尽量与其保持一致。网格之间尽量保持正交;

2.1.2 平面网格的划分

一般以断层或者尖灭线为边界;平面上井比较密的区域和低序级断层集中发育的区域需要进行网格加密;另外需要充分考虑井网井距的大小, 尽量保证在两口生产井之间至少有3个以上网格的距离, 注水井和生产井之间有6个网格以上的距离。

2.1.3 纵向网格的划分

给每个隔层赋予单独的网格系统, 避免粗化过程中损失隔层小的网格规模 (平面25*25米, 纵向0.5-1m) ;

王4 3断块区平面网格步长为2 5 m, 纵向模拟层数为8 6, 总网格数为171×129×86=1897074。

2.2 精细构造建模技术

勘探实践证实, 复杂断块油藏每平方千米面积上, 断层长度在15 km以上[1]。因此, 对于复杂断块区, 断层模型是复杂断块油藏构造模型的骨架, 断层在储集层中的空间定位以及断层产状的准确描述直接决定构造模型的骨架是否能够精确搭建[2]。构造描述的关键是如何提高断层解释精度、摸清断裂组合规律、识别断块地层产状。然后利用单井资料和地震解释数据相结合, 确定断层的断面及倾向, 将地层对比得到的断点和断面匹配后锁定, 进一步确定不同断层的搭接关系, 建立符合地震和地质认识的断层控制线, 从而建立合理精确的断层模型。

2.2.1 低序级断层识别和描述

(1) 井斜数据甄别及校正

井斜数据是影响构造解释精度的重要因素, 某些井斜较大的直井, 地面井位与地下井位相差很远, 目的层深度也有变化[3]。精细构造解释需要对井斜数据进行校正。如王14-42井:首次采用的井斜数据加载到剖面上, 造成地质分层和地震出现较大矛盾, 因此进一步查找该井的井斜数据, 录入钻井井斜数据, 该数据井震符合较好。此外, 断层平面构造线形态突变, 多为直井井斜问题。对这些基础资料进行反复核实和使用, 保障后期研究工作的准确性。

(2) 合成地质记录

层位标定是三维地质资料解释的关键技术, 目前层位标定的方法技术有:合成地震记录法、VSP标定法、平均速度标定法、正演模拟技术标定法、三维空间储层精细标定法等[4]。王43断块选取整个工区内均匀分布的30余口井制作了合成地震记录, 标定出了T2标志层以及沙一段S11、沙二段S23、S25、S26、S28以及沙三下共7个层位。

(3) 低序级断层识别及组合

低序级断层依据波形的扭曲变形、反射波同相轴微错、反射波同相轴分叉-合并等反射特征进行解释。结合水平切片、相干分析、沿层相干切片辅助断层平面组合。重视“地震地质相互结合、相互校验”, 这是一个反复认识、不断修正的过程, 它集中体现在地层对比和地震精细构造解释的工作过程中, 也体现出地层对比、构造解释以及地震地质统一认识的水平。这是一个发现问题, 解决问题的过程, 也是准确描述复杂断低序级断层必不可少的环节。

2.2.2 复杂断裂系统的模型实现

复杂断块的断层搭接关系, 是断块油藏建模的难点中的难点, 王43断块区共总结了5种类型的断层关系处理方法, 包括交叉型断层、悬挂型断层、削截断层。

(1) 交叉断层:将其中的一条次级断层劈分处理, 形成两个Y型断层, 分别与主断层建立连接。

(2) 悬挂型断层:指只在部分层位发育的断层, 将该类断层在纵向上延伸, 在层面模型建立时选着是否激活的方法处理。

(3) 削截断层[5,6]:关键在于找准削截与被削截的关系。简单情况:一条断层削截主断层时, 定义主断层, 也就是削截别的断层的较大断层, 之后调整两条断层的key pillar的角度、距离, 使两条断层key pillar对应匹配, 至少2对, 最后定义削截关系;复杂情况:多条断层削截一条主断层。处理方法:先在三维空间对每一条断层单独处理, 然后在二维窗口内使同一方向的两条断层削截关系线完全重合。

2.3 沉积微相建模技术

我国陆相碎屑岩油藏储层的非均质性非常严重, 储层的沉积微相不仅控制了储层的非均质性, 同时也控制着地下油水的运动规律[7]。如河流沉积的储层中, 注入水总是沿正韵律河道底部高渗透方向快速突进。沉积微相研究的工作方法有单井相、测井相、岩石相、平面相等方法。本文研究重点主要是应用测井资料的单井相分析结果进行微相划分。

2.4 多个主变程方向下的变差函数分析技术

变差函数是物性参数空间变异性的一种度量, 反映了空间变异程度随距离而变化的特征。变差函数强调三维空间上的数据构型[8], 可以定量的描述区域化变量的空间相关性, 即地质规律所造成的储层参数在空间上的相关性。怎样根据已经得到的井点的物性数据 (包括孔隙度、渗透率。含油饱和度) 求得可靠的变差函数, 并将其应用到储层属性参数的建模中, 是砂岩油藏相控随机建模的关键。

变差函数图中有三个主要特征值, 即基台值、变程和块金常数, 这三个特征值可以由实验变差函数通过理论模型拟合得到。其中最重要的参数为变程, 变程的大小不仅能反映某区域变量在某一方向上变化的大小, 而且还能从总体上反映出砂体在某个方向的延伸尺度, 达到预测砂体规模的目的。目前的地质建模软件中一般在一个模拟层中只运用一个变差函数。而对于砂体展布方向变化不一的层 (如曲流河道、多期叠置河道) , 只用一个固定变程的变差函数来模拟显然不够精细。

王43断块属性模拟中采用了以下做法:首先将数据处理异常值剔除, 测井曲线离散化, 然后根据对砂体展布方向多变的层进行合理分区, 同一展布方向作为一个分区, 针对每个分区分别进行变差函数分析, 用于本分区的属性模拟, 这种方法建立起来的王43断块孔隙度和渗透率等属性模型更加精细, 更趋于合理。

3 结束语

复杂断块油藏地质建模要把握好关键环节, 优选合理的网格设计既可以保障建模的质量, 又可以极大的提高建模效率;低序级断层的识别和描述是精确认识复杂断块油藏的关键, 不同断层搭接关系的处理是复杂地质体在模型中准确实现的保障;应用随机模拟方法不仅能够预测相分布特征, 还能体现局部的变化, 优于传统插值的方法;多个主变程方向下的变差函数分析可以分区模拟储层展布多变的地质体属性, 建立更为精确的孔渗模型。

参考文献

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[6]孙晓霞.复杂断块断棱刻画技术研究[J].断块油气田, 2013, 20 (1) :59-62

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断块油田 篇5

营13断块区位于东辛油田西部, 营8大断层及营1断层末端, 是被两条三级断层夹持的地堑构造。构造面积整体呈现收缩态势。油藏埋深2122-2589米, 含油层位沙二段, 复算探明含油面积2.96km2,

储量512×104t。工区被多个断块包围, 有北部营17断块, 东部的营47、营26、营72断块, 南部的营14断块。

二、区域沉积特征

东辛油田全区经历了三角洲-河流相的演化过程, 沙二期沉积是东营三角洲在水退的区域背景下以河流作用为主导因素而形成的, 并且自下而上, 河流作用不断增强, 显示出了建设性三角洲的沉积特点。东营凹陷东部沙三-沙二期沉积从湖泊开始, 经过完好三角洲相与典型的河流相, 最后演化成沙一期湖泊沉积, 形成一个完整旋回。

三、地层对比方法及步骤

营13断块区位于西部穹窿构造上, 其地层发育特点为砂体发育程度差异较大, 砂层组厚度变化也较大, 受多期断裂作用影响不同断块间的地层差异较大。因此在开展地质研究之间, 我们对工区内所有完钻井的坐标、井斜、补心高等基础参数进行复查, 并对直井和斜井进行校正, 确定其井深轨迹及深度差, 从而达到对比之前有可靠的地面地下位置, 为下步开展断层组合、储层分布及构造解释打下基础。

营13沙二段地层对比的难点表现在:

1. 沙二段储层发育, 上段以三角洲平原相为主, 下段以三角洲前缘相为主。

2. 研究区内低级序断层发育多, 不易识别。构造解释时井震结合上有一定的难度。

3. 地层水矿化度较高, 泥岩电阻高于水层电阻;油水层电性差异大, 对比标志不明显。

4.含油井段长470米, 区块内斜井占据了70&:及含油砂体多, 达450多个, 油水水关系复杂。

对比方法

用层序地层学、沉积学、石油地质学等理论为指导, 以地震、测井、钻井录井为手段, 利用测井电性特征, 结合录井资料, 综合考虑构造、沉积旋回、油水关系、沉积微相等多种因素进行精细对比、全面分析。

(1) 根据营13沙二段的区域地质背景及沉积韵律控制的特点。结合录井、取心、测井、构造, 建立本区的沉积模型, 实现大层对比统一。

(2) 根据油区钻井分布, 建立了“井”字型对比骨架剖面, 选择了32口井作为标准井, 最终剖面井闭合验证。

(3) 将所有的标准井分类汇总, 最终确定对比的标准层和对比标志。

(4) 收集构造和开发的资料对标志层的合理性进行验证。

砂层组及小层划分

为进一步搞清储层的空间变化规律, 建立正确的等时对比方式, 统一油水界限就需要对营13沙二段的砂层组及小层进行划分。

(1) 细分原则

地层划分的基本原则是把旋回性、沉积层序与储层的非均质性相结合。即从沉积的成因出发, 落脚于储层的开发地质特征。主要为以下三步:分析取心井的各个旋回和层组的初步划分成果;根据储层及油藏开发地质特征进行调整, 完成营13断块沙二段开发层组的统一划分。按照这三步, 对该地区的砂层组及小层进行划分。

(2) 确定标志层

标志层是指岩性厚度变化小、分布范围广、沉积稳定、电测曲线形态明显、易于将上下岩层区分开来的单层或岩性组合特征明显的层段。

根据提供的砂组分层数据综合分析, 对局部进行了调整和修改, 沙二段共划分了14个砂层组, 标志层特点如下表 (表2-1) 。

四、对比划分结果

在全区统层的基础上, 运用上述方法对钻遇营13断块沙二段的303口井开展了砂层组、小层划分及韵律细分的工作, 将沙二段划分了14个砂层组84个小层。

五、总结

根据具体的对比结果总结出营13断块沙二段有以下几个特征:

1. 逢油必断占大部分。

2. 三角洲前缘砂体分布稳定, 易于对比

3. 沉积上三角洲平原河流相下切不明显。

4. 各小层之间的泥岩隔层发育稳定。

5. 低级序断层多发育在沙二段上部和沙二段下部。

地层模型是地质研究工作的基础。通过建立地层模型可以了解地层的层序、岩相、及层厚度变化;弄清断层与不整合接触关系;研究储集层在整个油田上的纵向、横向变化规律, 查明油层的分布及其连通情况, 为寻找有利的含油气区块与合理开发油气田提供依据。

参考文献

[1]刘振等.东辛油田基本地质特征.胜利石油管理局东辛采油厂.1994:11-13.

[2]陈荣书.石油与天然气地质学.中国地质大学出版社.1994年10月.

[3]刘振、蒋有录.东辛油田油藏地质研究.胜利石油管理局东辛采油厂.1996:28-84.

断块油田 篇6

盘2-33单元是一个南掉断层与东北倾地层形成的反向屋脊式断块。地面原油密度构造高部位0.9404g/cm3, 构造低部位0.9650g/cm3。地面原油粘度则分别为260、1212m Pa.S。储层物性较好, 平均孔隙度31.2%, 平均渗透率705×10-3mm2。

盘2-33沙三下属于常温常压常规稠油多油水系统的层状断块油藏, 共划分为4个砂层组, 含油砂组1~3砂层组, 含油小层27个。

二、开发历程研究

该断块自1976年5月投入开发, 1977年1月注水, 依含水变化情况可大致划为以下5个阶段:

1.低含水阶段 (1976.5~1979.9)

油井投产初期普遍高产, 但含水上升快, 低含水采油期短, 阶段采出程度低。阶段末, 有油井9口, 开8口, 日油能力103.8t/d, 综合含水37.5%, 采出程度3.8%, 采油速度1.02%, 阶段含水上升率9.87%。

2.中、低含水阶段 (1979.10~1984.9)

该阶段采取的主要开发技术为层间接替。阶段末, 有油井8口, 开7口, 日油能力116.4t/d, 综合含水59.7%, 采出程度4.14%, 采油速度1.06%, 阶段含水上升率5.36%。有注水井4口, 日注279m3/d, 月注采比0.92, 累积注采比1.03。

3.中、高含水阶段 (1984.10~1994.1)

该阶段以提液强采及细分开发两大开发技术使单元高产、稳产了近10年, 其主要特征是阶段采出程度高, 采油速度高, 含水平稳上升。至阶段末, 有油井15口, 开15口, 日油能力140.9t/d, 综合含水77.7%, 采出程度10.3%, 采油速度1.29%, 阶段含水上升率1.75%。有注水井9口, 开6口, 日注544m3/d, 月注采比0.81, 累积注采比1.0。

4.高含水阶段 (1994.2~2004.8)

该阶段由于注水井套损严重, 注采井网遭到严重破坏, 地层能量下降, 产量大幅下降, 至2001.8月, 产量落入了低谷, 日油能力仅有32.7t/d。针对这种情况, 实施了以水井更新、转注为主的综合治理, 转注3口井, 投注3口井, 地层能量稳步恢复, 产量稳中有升, 2003年~2004年实现了产量不递减。

5.特高含水阶段 (2004.9~目前)

随着注采井网的二次完善, 油井相继见效, 液量、含水再次上升, 单元进入了特高含水低速稳产阶段。阶段末, 有油井14口, 日油能力33.8t/d, 综合含水92.7%, 水井16口, 日注470m3/d, 月注采比0.99, 累积注采比1.03。

三、开采特征

1.油藏埋藏较浅, 胶结疏松、出砂严重, 需先期防砂生产。

2.油层物性较好, 产能高, 但油较稠, 无自喷能力。

3.中低含水期含水上升快, 至高含水期含水上升减缓, 70%以上的可采储量在中高含水期采出。

四、开发状况分析

该单元自实施注水开发以来, 随着采出程度的增加, 含水的上升, 存水率却逐步下降, 由0.91下降至目前的0.26。耗水量却由1985年采出程度10.4%时的2m3/t上升到目前采出程度25%时的11.2m3/t。

应用相渗流管法计算单元采收率可达37.2%, 而该块目前井网下由水驱曲线法标定采收率只有29.7%。主要原因是层间和平面水驱动用不均衡, 其次是因为注入倍数低, 驱油效果差。第三是随着含水的增加, 地面原油粘度不断增加, 降低了油藏驱油效率, 影响了水驱波及效果。因此, 通过完善非主力小层的注采井网, 加强注水, 提高水驱动用程度, 提高油藏采收率还大有潜力。

五、开发中存在的主要矛盾

该块目前存在着以下问题, 制约着开发效果的进一步提高。

1.层间矛盾突出, 各小层储量动用不均。吸水剖面、产液剖面及饱和度测井资料都证明了其层间矛盾突出, 层间动用差异较大。

2.主力小层局部注采井网不完善, 储量控制程度低。

3.非主力小层地层能量保持水平低, 油井普遍供液不足、液量低、产量低, 开发效果差。

4.油水井套坏严重。由于盘2-33沙三下油藏埋藏浅, 地层胶结疏松, 易出砂。随着油田长期注水开发, 频繁的井下作业施工以及套管材质与腐蚀等诸多原因影响, 套管弯曲变形、破裂、错断等套管损坏现象日益严重。

六、开发调整方案设计

通过对盘2-33沙三下开发状况分析、开发效果评价及剩余油研究可以看出, 目前该块划分为两套层系, 井网对储量的控制较高, 井网加密的余地较小。为充分挖掘油藏的剩余潜力, 有必要打破原有的井网界限, 根据层间开采特征进行注采井网的重新匹配, 并对不同的层位采用不同的开发措施。

1.对非主力小层优化重组, 建立独立井网。

2.主力油层以完善平面潜力井区, 挖掘平面及层内潜力为主要调整目的;非主力油层以完善I类潜力小层井网、提高储量动用程度为主要目的, 同时要兼顾II类小层的挖潜。

3.非主力油层主要通过钻新井和利用上返老井进行完善, 提高储量动用程度, 挖掘剩余油潜力;主力油层主要以利用老井为主, 钻少量新井, 在提高注采对应率的基础上实施大井距强注强采, 老井工作量要围绕减少层间干扰尽量简化管柱。

调整后, 立求形成三套较完善的注采井网, 即主力小层1~2砂组一套、3砂组一套, 非主力小层单独一套。

方案设计总井数30口。其中油井17口, 新钻3口, 水转油1口, 利用老井13口;注水井13口, 新钻2口, 转注1口, 利用老井10口。平均单井控制地质储量21.2×104t, 断块区水油井数比1:1.23。

参考文献

[1]秦政.石油地球物理勘探.北京:石油工业出版社, 1985.

断块油田 篇7

Ⅵ断块1998年投产就进入含水快速上升阶段, 含水年均上升6.571%, 其主要原因是Ⅵ断块油层少, 供液能力差, 又主要依靠天然能量开采, 从而造成油井生产状况差。由04的69.1%上升到05年的70.89%, 2008年底为73.4%, 2009年后含水逐渐下降, 2009年底66.27%, 2010年底为38.36%;目前49.06%, Ⅴ、Ⅵ断块含水变化得到控制, 两个断块特高含水井 (≥90%) 1口:中154井, 2010年对Ⅵ断块加强了水井分注工作, 对纵向上吸水不均衡的中257井、中610井、中611井展开了分注作业, 2011年转注中628和中623, 提高了注水利用率, 防止了因为纵向单层突进而造成油井的水淹, 控制了注入水影响的含水上升速度。

2 中215井组生产概况

中215井2008年8月转注, 2009年7月分注, 截至到2011年4月累积1.4791万方, 目前日注28方, 该井注水泵压5.0MP, 油压3.0MP, 套压3.0 MP。该井目前井况较好, 固井质量合格。该井一线油井6口 (中39井捞液生产) , 先期注水前一线油井平均单井产油0.4吨左右, 井组含水40%左右 (图1) 。

3 井组先期注水效果

中215井于1999年6月投产, 初期日产油1.2吨, 含水6%, 2008年8月进行补孔、转注 (混注) , 2011年4月井组先期注水, 一线油井关井。井组先期注水前平均日产油1.22吨, 先期注水后井组平均产量2吨左右。2 0 1 2年8月份由于单层突进, 供液能力变差, 产液量、产油量都呈现下降。后对该井配注量进行调整目前井组日产液9.17吨, 日产油2.54吨, 综合含水73%。较先期注水前效果明显。

4 井组先期注水效果

中625井与中215井目前连通率100%, 且连通层Ⅷ-4、Ⅷ-7+8、Ⅷ-10、Ⅷ-11、Ⅷ-14均为水井吸水层。从中625井动液面变化情况看, 该井10月份后动液面整体呈上升趋势, 说明精细注水后, 该井目前注水受效, 供液能力增强, 动液面恢复。正常配注后该井目前日产液1.36吨, 日产油0.23吨, 综合含水83.33%。

4.1 中624井

中624井因水井先期注水均匀, 3.17开井后产量较好, 日产油由先期注水前0.4吨上升至2.0吨左右, 后因单层突进该井产量下降。4.23投捞调配后, 产量上升。但因小层注水强度大造成该井含水上升速度快, 产量下降。下调配注后产量上升至0.7吨左右。目前该井日产液1.86吨, 日产油0.78吨, 综合含水57.92%。

4.2 中618井

中618井3.17开井后前期产量较好, 后因该井与中215井吸水层Ⅷ-14、Ⅷ-15+16+17不连通, 导致产量下降快, 调配后水井Ⅷ-21小层突进, 注水优先驱向该井, 因中618井Ⅷ-21性质为含油水层, 该井短暂见油后, 迅速水淹。下调配注后, 目前日产液0.53吨左右, 日产油0.17吨, 含水67.58%。

4.3 中609井

中609井因前期水井注水均匀3月开井初期产量较高日产油3吨, (先期注水前日产油0.03吨) , 后因该井与中215井吸水层Ⅷ-4、Ⅷ-15+16+17未连通, 产量下降, 4.23调配后该井与中215井注水受效, 液量及产量呈上升趋势。后因小层注水强度大导致含水上升、产量下降。目前该井因供液不足, 日产液仅0.1吨。

4.4 中166井

中166井3.17开井后一直高含水, 4月23号中215井投捞调配后, 该井与中215井Ⅷ-21小层连通, 6月初产量有所上升, 后因含水上升产量下降, 下调配注后, 该井含水下降, 产量上升。目前该井日产液6.93吨, 日产油1.4吨, 综合含水70%。

5 小结及建议

油砂山油田Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ断块中215井先期注水过程中随大排量注水, 吸水剖面因小层压力变化及封隔器密封情况等原因变化较大, 吸水监测密度不够。单层注水量控制不到位, 小层注水速度存在问题。如Ⅷ-14、Ⅷ-21小层超注。但该井先期注水后井组产量较之前有所上升, 根据最新示踪剂资料显示该井一线油井均见剂, 证明油砂山油田在先期注水过程中, 在控制好小层吸水量及水驱速度情况下, 一线油井可取的预计效果。下步可在油田Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ断块如中612井组、中406井组及主力区块新中89-3井组开展先期注水工作。

摘要：油砂山油田Ⅵ断块以前主要靠天然能量开采, 驱动能量主要为弹性驱和少量的溶解气驱, Ⅳ断块在2000年投入注水开发, Ⅵ断块2008年正式投入注水开发。油田Ⅵ断块因油砂体展布性差, 砂体“薄、多、散”特征明显。导致常规注水开发效果较差。水井一线油井见效时间慢、受效井多为单向受效。因此油田开展先期注水试验摸索大排量注水下油井见效时间、井组生产规律等资料为油田Ⅵ断块后期开发积累经验。