西北大学油气田开发地质进展试题及答案.docx

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西北大学油气田开发地质进展试题及答案

一、目前国内外油田开发中应用的注水方式有哪几种？

其采用不同注水方式的前提条件和优缺点是什么？

注水方式：

就是油水井在油藏中所处的部位和它们之间的排列关系。

目前国内外应用的注水方式或注采系统，主要有边缘注水、切割注水、面积注水和点状注水四种方式。

1、边缘注水

采用边缘注水方式的条件为：

油田面积不大，构造比较完整、油层稳定、边部和内部连通性好，流动系数较高，特别是钻注水井的边缘地区要有较好的吸水能力，能保证压力有效地传播，使油田内部受到良好的注水效果。

边缘注水根据油水过渡带的油层情况分为边外注水（缘外注水）、缘上注水、边内注水三种情况。

（1）边外注水（缘外注水）

注水井按一定方式（一般与等高线平行）分布在外油水边缘处，向边水中注水。

这种注水方式要求含水区内渗透性较好，含水区与含油区之间不存在低渗透带或断层。

（2）缘上注水

由于一些油田在含水外缘以外的地层渗透率显著变差，为了提高注水井的吸水能力和保证注入水的驱油作用，而将注水井布在含油外缘上，或在油藏以内距含油外缘不远的地方。

（3）边内注水

如果地层渗透率在油水过渡带很差，或者过渡带注水根本不适宜，而应将注水井布置在内含油边界以内，以保证油井充分见效和减少注水外逸量。

2、边内切割注水方式适用条件：

油层大面积分布（油层要有一定的延伸长度），注水井排上可以形成比较完整的切割水线；保证一个切割区内布置的生产井和注水井都有较好的连通性；油层具有较高的流动系数，保证在一定的切割区和一定的井排距内，注水效果能较好地传到生产井排，以便确保在开发过程中达到所要求的采油速度。

采用内部切割行列注水的优点：

可以根据油田的地质特征来选择切割井排的最佳方向及切割区的宽度（即切割距）；可以根据开发期间认识到的油田详细地质构造资料，进一步修改所采用的注水方式；用这种切割注水方式可优先开采高产地带，从而使产量很快达到设计水平；在油层渗透率具有方向性的条件下，采用行列井网，由于水驱方向是恒定的，只要弄清油田渗透率变化的主要方向，适当地控制注入水流动方向，就有可能获得较好的开发效果。

采用内部切割行列注水的局限性：

这种注水方式不能很好地适应油层的非均质性；注水井间干扰大，井距小时干扰就更大，吸水能力比面积注水低；注水井成行排列，在注水井排两边的开发区内，压力不需要总是一致，其地质条件也不相同，这样便会出现区间不平衡，内排生产能力不易发挥，而外排生产能力大、见水快。

3、面积注水方式

面积注水方式是将注水井按一定几何形状和一定的密度均匀地布置在整个开发区上，根据采油井和注水井之间的相互位置及构成井网形状的不同，面积注水可分为四点法面积注水、五点法面积注水、七点法面积注水、九点法面积注水，歪七点面积注水和正对式与交错式排状注水。

采用面积注水方式的条件：

1）油层分布不规则，延伸性差，多呈透镜状分布，用切割式注水不能控制多数油层；2）油层的渗透性差，流动系数低；

3）油田面积大，构造不够完整，断层分布复杂；

4）适用于油田后期的强化开采，以提高采收率；

5）要求达到更高的采油速度时。

三、选择注水方式的原则

（1）与油藏的地质特性相适应，能获得较高的水驱控制程度，一般要求达到70%以上；

（2）波及体积大和驱替效果好，不仅连通层数和厚度要大，而且多向连通的井层要多；

（3）满足一定的采油速度要求，在所确定的注水方式下，注水量可以达到注采平衡；

（4）建立合理的压力系统，油层压力要保持在原始压力附近且高于饱和压力；

（5）便于后期调整。

二、论述在砂岩储层油藏注水开发中，油层在纵向和平面上的油水运动动态规律和剩余油分布特点。

答：

1、油层内部纵向上油水分布特点：

在一厚油层内部，纵向上渗透率的分布很复杂，综合油田实践资料，一般可分为正韵律、反韵律和复合韵律三种类型。

正韵律油层为底部水淹型、水淹厚度小正韵律油层特点：

底粗、高渗、顶变细、低渗，在重力和渗透率非均质作用下注入水首先沿底部快速推进，因此底部水洗严重，水淹厚度小。

反韵律油层，水淹厚度大，开采效果好。

与正韵律相反，顶、粗粒高渗、底细粒低渗。

在反韵律油层中，处于下部的低渗透层段，其渗透率与毛管力的共同作用都是阻止水下窜，从而减缓了注入水沿底部推进的趋势，使纵向上水洗均匀，水洗厚度大，在水驱过程中，重力作用有利于使水向下进入低渗段，既有利水洗厚度又扩大了驱油效果。

复合韵律均匀层，水淹厚度大，开发效果比较好，介于正、反韵律油层之间，好于正律油层。

2、油层平面上的油水分布特点：

注入水在油层平面上的波及程度是衡量注水开发效果一个重要指标。

不同类型油层平面上的油水分布特点主要受油层渗透率，砂体分布形态及注采关系等的因素控制，也就是油层平面非均质形态对水驱砂体油田的开采动态和剩余油分布有极大影响。

如：

河道砂为高渗层，总的未被水淹厚度比例只有10%左右，而断续分布的前缘相砂体总的未被水淹厚度比例占30%左右。

3、油层剩余油分布特点：

1.井网控制不到的地区剩余油分布较多；

2.主砂体边部剩余油较多；

3.渗透率级差大的砂体剩余油多

4．大片分布的低渗透区剩余油多

5.微相带不同部位剩余油分布不同

6.注水井间，生产井间水洗程度不同，水洗程度低的，剩余油较多

7.微构造中正向小高点为注水后油气富集区，剩余油较多。

8.复砂体连通情况水洗不均，造成剩余油较多。

3.油田开发阶段储层评价的主要特点和内容是什么？

答：

开发阶段储层评价的主要特点：

1.不同开发阶段的开发任务不同，各阶段的储层评价工作的任务和要求不同，开发储层评价工作具有阶段性。

随着开发进程，储层评价工作从储层宏观特征逐渐深入到小层内部的微观非均质性特征，从定性描述向定量表征和预测发展，不断深化对储层的认识，以满足油气田开发工作步步深入的要求。

2.开发储层评价的目的是为油气田开发方案设计和开发动态分析、调整挖潜提供地质依据的，所以开发储层评价的重点内容是影响开发动态的储层地质特征。

对注水开发而言，储层的评价重点内容是控制和影响注水开发效果（水驱油效率和注入水波及系数的大小）的储层地质特征。

当然不同类型储层的地质特征不同，储层评价工作的侧重点也是不同的。

3.开发储层评价采取的是静态与动态评价相结合的方法，运用多种动态评价技术手段，进一步验证和深化对储层静态特征的研究，并得出对储层开发（主要是注水开发）动态的认识，多技术、多学科综合应用于开发储层评价工作，更好地为油气田开发服务。

开发阶段储层评价的主要内容：

每个开发阶段的资料基础和所要解决的开发任务不同,因而储层评价的内容也各不相同。

1、开发准备阶段

（1）对各含油层系进行地层对比:

对开发目的层系进行油层组划分,做出油层综合柱状图,油层对比剖面图。

（2）描述各油层组岩性特征:

分析统计岩石成分、含量、粒度中值、分选系数、胶结物含量、胶结类型。

（3）分油层组统计有效厚度:

作出含有层系和分油层系的有效厚度等值线图,作出含油面积图,描述砂体的连续性、稳定性、方向性。

（4）沉积xx分析:

分析各亚相带的旋回性、韵律性等,作出相模式图。

（5）开展孔隙结构研究:

确定各套开发目的层系的储集空间类型;分油层组统计孔喉大小、孔喉均值程度、作毛细管压力曲线分析。

（6）物性分析:

统计孔隙度、渗透率及渗透率分布,各油层组或含油层系建的渗透率级差、变异系数,作非均质评价;作出含油饱和统计。

（7）渗流特征分析:

分含油层系、油层组确定润湿性;作出相当渗透率曲线;作出敏感性评价。

（8）隔层研究:

确定隔层标准、统计含油层系、油层组间的隔层厚度,隔层的孔渗性、裂缝特征、钻遇情况,描述隔层的岩性,作出隔层平面等厚图。

（9）在上述研究的基础上初步建立储层的概念模型。

2、开发方案设计与实施阶段

（1）进行油层对比:

将含油层系细分到小层,作出油层综合柱状图,对比剖面图,分区块作出连通图、小层平面图。

（2）开展小层沉积相研究:

将沉积相带划分到微相,研究各微相平面分布与纵向变化,研究各微相带岩石的结构、构造,孔隙度、渗透率的纵横向变化,作出孔渗平面等值图。

（3）孔隙结构研究:

以微相带为单元研究不同岩石的孔隙结构,用毛细管压力曲线作出孔喉体积、渗透率贡献图。

（4）成岩作用研究:

研究成岩作用对孔隙类型和分布的控制。

（5）非均质性研究:

以小层为单元,进行平面、层面、层内非均质性描述,统计变异系数、非均质性系数和级差数据等。

（6）渗流特征分析:

分区块、分油层组统计相对渗透率、水驱油效率分析数据;若开发准备阶段完成不足,继续分析油层润湿性、敏感性。

（7）隔层研究:

对小层、砂层组间隔层制定标准统计其分布,描述其性质。

（8）根据对小层性质的上述研究,以小层为单元,作出评价分析。

（9）进一步完善储层的概念模型,建立储层静态模型。

3、开发方案的调整与完善阶段

油田开发方案全面实施过程中或基本结束后根据开发井生产和油田动态监测资料,结合前段静态资料,对各小层进行再认识,加深对储层特征的认识,掌握油水运动规律,搞清剩余油分布,为油田开发方案的调整与完善提供较精确的储层静态模型并研究和建立更精细的、对井间非控制参数点有预测意义的储层预测模型。

（1）开发方案实施后,对储层各种特征进行全面的系统的再认识,检验沉积微相划分的合理性。

（2）研究开发过程（主要是注水开发过程）中储层物性的变化、流体分布的变化、水淹规律和剩余油的分布规律等。

（3）进一步研究高孔隙带和高渗透带的分布规律,加强对低渗储层特征的研究。

通过以上研究,为油层改造、调层补孔、钻加密井等措施提供地质依据。

（4）为编制三次采油方案而进行的储层评价工作。

如经初步分析,本油田宜采用热力采油技术,则需要进一步评价储层岩石的密度、比热容、导热系数、层内非均质特征,原油的粘度、密度、燃烧特点等。

四、论述何为油层原始压力和目前油层压力，如何依据油层压力监测结果分析地下流体动态？

答：

原始油层压力即油田投入开发前，处于静止状态的地层压力为原始地层压力。

目前油层压力即油田投入开发后，地层压力开始生变化，一般用油井正常生产时泄油范围内（泄油半径）的平均压力代表该井处的地层压力。

依据油层压力监测结果分析地下流体动态：

1.利用天然参量开采时的层压力变化

开发初期，通过油层岩石和液体弹性参量的释放把油驱到井底，随着地下累积采出油量的增加，地下亏穿梭体积的加大，地层压力就逐渐降低，降低的速度与开发速度有关，其压力变化的规律将符合弹性驱动方式下，固定产量时压力变化的方程式。

pi=ah+b

Poi—P饱和—溶解气析出由弹性驱开采进入溶解气开采—取决气量大不—（要求）均匀井网

2.注水保持能量开采时的地层压力变化

一般要求不使油层压力下降到饱和压力以下。

大体可分两种情况：

一是保持地层压力近似为一定值，如把地层压力保持在原始地层压力附近，此时为了维护一定的采油速度，就需要逐步降低井度压力来保持一定的生产压差。

另一种是在开采过程中随油井含水上而使生产压差缩小，必须不断提高地层压力来维持一定采油速度的稳产。

如果保持地层压力不变，油井产量就要下降。

因此，无论是采取何种开采方式，都存在一个合理的地层压力和流动压力的选择问题，也就是必须在水驱开采过程中处理好：

地层压力，饱和压力、流动压力三者的关系，确定出各种压力的合理界限。

一般来说所谓油田或油井的合理压力该是：

第一满足油田和油井一定采油速度的要求，即要达到一定产量，第二是保证有较长的稳定期，第三要不影响油田或油井的开发效果，即达到预期的采收率。

3.地层（孔隙）压力在平面上的分布规律

注水开发油田油层中的流体处于流动状态，流体压力是经常变化的。

注水井正常注水时，油层中任一深度上的压力相当于泵压加上静液柱压力，水注入地层后，压力很快消耗下降。

因此在注水井附近形成一个反向的压降漏斗。

而采油井在正常采油过程中，井底流动压力低于原始地层压力，在采油井周围形成一个正向压降漏斗，从注水井到采油井压力变化是由变逐渐变低，注水井一端压力高，采油井一端压力低，像一个横写的“S”型。

4.地层（孔隙）压力在纵向上的分布规律

由于油层组内单层的厚度、分布范围和渗透率不同，注入水在各油层中的推进速度也不相同，一些注采平衡的层位，孔隙压力接近于原始地层压力，形成常压区；注少采多的油层，孔隙压力低于原始地层压力，形成欠压区，注多采少或只注不采的油层或地层，其孔隙压力高于原始地层压力，形成高压层或憋压层。

从而导致原始状态的油层变成了压力不等的油层，水奄层和油水同层相间并存，在纵向上形成一个憋压层，欠压层，常压层组成的多压力层系剖面。

油田开发后期，当钻调整井时，常发生井漏，井喷等事故，给钻井和固井造成不利影响，因此，要研究相应的符合这种地质要求的井身结构和钻井工艺技术措施。

5.目前用于提高采收率的技术和方法可归纳为哪几类？

试述CO2和微生物驱油提高采收率的基本原理。

答：

1、目前用于提高采收率的技术和方法可归纳为哪几类

化学驱：

（聚合物驱、表面活性剂驱、三元复合驱、碱驱、碱－聚合物复合驱、碱－表面活性剂－聚合物复合驱）；混相驱：

（可用于混相驱油的气体中有烃类气体与非烃类气体，烃类气体有干气、富气和液化石油气（LPG）;非烃类气体有二氧化碳、氮气、烟道气等）；热力驱:

（蒸汽驱、蒸汽吞吐、火烧油层等）；微生物驱油

1、目前用于提高采收率的技术和方法可归纳为：

聚合物驱，复合驱油技术（碱－聚合物复合驱、碱－表面活性剂－聚合物复合驱），注气混合相和非混合相，热采方法（热力采油、蒸汽驱、蒸汽吞吐、火烧油层），化学驱（活性水驱、注稠化水、注入氢氧化钠、注胶束溶液、CO2驱、泡沫驱），微生物采油。

2、CO2和微生物驱油提高采收率的基本原理。

1、CO2驱油提高采收率机理

（1）使原油体积膨胀：

CO2注入油藏后,可在水和原油中溶解,使体积增加。

其结果不但增加地层的弹性能量,还大大减少了原油流动过程中的阻力,从而提高驱油效率。

（2）降低原油黏度

CO2溶于原油后,减少了原油分子间的引力，因而使原油黏度降低。

原油初始黏度越高,黏度降低幅度越大。

黏度降低,有利于原油流动能力,提高产油量。

（3）改善油水流度比

CO2溶于原油和水,原油碳酸化后,其黏度大幅度降低,流度增加。

其综合作用的结果,使油水流度比趋于接近,水驱波及系数与洗油效率都可大大提高。

（4）.降低界面张力（改变油层的润湿性）

CO2极易溶解于原油,其结果大大降低了油水界面张力,有利于原油流动,从而提高了原油采收率。

CO2与原油混相后其界面张力降为0,理论上可使采收率达到100%。

（5）萃取原油中轻烃

CO2注入油藏后,部分CO2未溶解于油水中的CO2能萃取原油中的轻烃,使原油相对密度降低,黏度降低,从而提高原油流动性能,有利于开采。

（6）溶解气驱作用

随着油井生产井附近的地层压力下降,地层原油中溶解的CO2逸出,逸出的CO2气体驱动原油流入井筒,形成内部溶解气驱。

2、微生物驱油提高采收率机理

微生物驱油：

这是一项新方法,是指利用微生物及其代谢产物增加石油产量的一种石油开采技术。

该技术是将经过筛选和评价的微生物与培养基注入地下油层，通过微生物就地繁殖和代谢，产生酸、气体、溶剂、生物表面活性剂和生物聚合物，改变岩石孔道和油藏原油的物理化学性质，提高原油产量和增加油藏原油采收率

微生物强化采油技术（MEOR），其作用机理涉及到复杂的生物，生化、化学和物理过程，对其认识在不断深入，现已形成一些基本看法：

①微生物在地下发酵产生的，生物表面活性剂可降低油水界张力，并乳化原油，改变油层岩石界面的润湿性，从而改变原油的相渗透率。

②微生物在地下的发酵过程中产生的各种气体，如CH

4、CO

2、N

2、H2等能溶于石油，从而降低了原油粘度；有些气体溶于水中，降低了油层的PH值，而酸性的油层水又能溶解储层中CaCO3成分，不能溶于原油和水的气体则能提高油层压力，从而推动流动，提高原油采收率。

③微生物在地下发酸过程中产生有机酸酮类、醇类等机溶剂，可降低表面张力。

微生物在新陈代谢过程中产生的有机酸、无机酸与CaCO3和MgCO3反应而形成了可渗性碳酸盐，由于反应溶解了石灰质岩石，使油层孔隙度变大，从而达到增产的目的。

④微生物在新陈代谢过程中产生的分解酶类能裂解重质烃和石蜡组分，改善原油在地层中的流动性能，减少石蜡在井眼附近的沉积降低地层的流动阻力。

⑤微生物在地下发酵过程中产生的生物聚合物可以调热注水油层的吸水剖面，控制高渗带的流度比，改善地层渗透率。

⑥微生物在有害活性：

A、微生物吃石油，特别是在地面有氧气的水中以及有营养物的油层里，据报导，世界原油储量的10%损失于微生物吃油。

B、细菌堵塞油层，但这种堵塞油层作用反过来可转化为有用的封堵技术。

C、腐蚀问题，人们一方面采取杂菌的方法，另一方面也采取选择菌种，有除方法来解决，并且均收率到了一定的效果。