石油工程设计大赛油藏工程设计必备.docx
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石油工程设计大赛油藏工程设计必备
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70m～270m；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，剖面图如图1-2所示。
图2.1A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，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
地面海拔m
补心高m
补心海拔m
完钻深度m
D1
直井
21431188.68
4571957.30
264.5
4.5
269
1440
D2
直井
21431787.42
4571574.73
191.4
4.6
196
1415
D3
直井
21431206.29
4570742.88
78.1
2.7
80.8
1330
表2.2A断块部分测井解释结果
（1）
小层名称
井底横坐标
井底纵坐标
顶面深度m
底面深度m
D1井
P1
21431188.68
4571957.30
1387
1410.5
P2
21431188.68
4571957.30
1413.9
1423.9
D2井
P1-1
21431787.42
4571574.73
1360.6
1371.6
P1-2
21431787.42
4571574.73
1373.8
1384.6
P2
21431787.42
4571574.73
1386.9
1396.9
D3井
P1
21431206.29
4570742.88
1288.8
1308.9
P2
21431206.29
4570742.88
1312.3
1322.4
表2.3A断块部分测井解释结果
（2）
小层名称
有效厚度m
平均孔隙度%
平均渗透率
×10-3μm3
平均含油饱和度%
D1井
P1
21.5
22.7
1570.3
73.2
P2
8.6
21.2
720.2
58.0
D2井
P1-1
9.4
22.4
1340.6
71.5
P1-2
9.7
22.3
1270.8
68.7
P2
8.1
20.8
580.7
58.4
D3井
P1
20.1
21.6
880.9
63.1
P2
4.7
20.1
400.8
53.2
平均
21.6
966.3
63.7
（4）测井系列统计表如下：
表2.4测井系列统计表
岩性测井系列
孔隙度测井系列
电阻率测井系列
CAL
GR
DEN
DT
Rd
Rs
表2.5测井系列解释表
（1）
顶面深度m
底面深度m
有效厚度m
GR
P1
1387
1410.5
21.5
48.23-71.52
P2
1413.9
1423.9
8.6
56.74-86.07
表2.6测井系列解释表
（2）
CAL
DT
DEN
Rs
Rd
9.28-10.82
84.58-110.03
2.42-2.67
6.38-20.23
6.94-24.75
8.96-9.41
95.97-111.15
2.27-2.48
6.72-25.96
8.43-30.68
1.3.3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
岩心常规分析
A断块
D3井
岩性描述
25
孔隙度/%
水平渗透率/10-3μm2
垂直渗透率/10-3μm2
含水饱和度/%
含油饱和度/%
碳酸盐含量/%
岩石密度/g/cm3
储层敏感性分析
A断块
D3井
覆压下岩石孔渗检测
4
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
储层流体分析
A断块
未知
油藏原油及天然气性质分析
未知
地层水分析
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2010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）。
图2.3D1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2.4D2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2.8P1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
总计m
砾岩
1.06
1.11
3.65
4.43
13.29
23.54
砂砾岩
0.5
8.14
9.7
5.84
2.93
7.55
34．66
中砂岩
7.77
18.07
6.24
1.82
5.39
39.29
细砂岩
4.04
0.2
0.15
2.25
5.79
12.43
钙质砂岩
0.66
0.66
泥岩
12.24
12.24
总计m
0.5
21.01
29.08
15.88
12.09
44.26
122.82
表2.9P2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
总计m
砾岩
0.74
5.28
0.65
1.23
1.71
9.61
砂砾岩
1.34
12.74
20.61
7.29
8.17
2.14
52.29
中砂岩
2.76
0.49
1.74
4.99
细砂岩
0.54
4.21
4.34
3.59
6.86
5.73
25.27
钙质砂岩
0.66
0.66
泥岩
11.34
11.34
总计m
1.88
17.69
30.23
14.29
16.75
11.32
104.16
综上所述，含油岩性下限可定为细砂岩。
图2.5P1层砂岩分类图
图2.6P2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
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
层位
粘土矿物含量%
样品个数
伊与蒙混层I/S
伊利石I
高岭石K
绿泥石C
P1
范围
12-65
1-28
8-66
6-47
18
平均值
43.4
7.2
32.7
16.6
P2
范围
21-76
2-27
13-64
5-37
56
平均值
48.2
5.7
31.0
15.2
合计
范围
12-76
1-28
8-66
5-47
74
平均值
47.1
6.0
31.4
15.5
P1层粘土矿物含量分布图
P2层粘土矿物含量分布图
2.3.4储层物性
P1层孔隙度分布直方图
P2层孔隙度分布直方图
P1层渗透率分布直方图
P2层渗透率分布直方图
P1层孔隙度与渗透率散点图
P2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
参数名称
公式
变化范围
地质意义
渗透率级差
（Ｋn）
Ｋn＝Ｋｍａｘ/Ｋｍｉｎ
式中，Ｋｍａｘ：
统计层范围内最大渗透率
Ｋｍｉｎ：
统计层范围内最小渗透率
Ｋn≥１
Ｋn越大，
非均质越严重
渗透率
突进系数
（Tk）
Tk＝Ｋｍａｘ/
式中，Ｋｍａｘ：
统计层范围内的最大渗透率
：
统计层范围内平均渗透率
Tk≥１
Tk越大，
非均质越严重
渗透率
变异系数
（Ｖk）
式中，σk：
随机变量K的标准偏差
n：
样品数
Ｖk＞０
Ｖk越大，
非均质越严重
（1）渗透率级差（Ｋn）研究
Ｋn＝Ｋｍａｘ/Ｋｍｉｎ
（1）
P1层Ｋｍａｘ=1761.8×10-3μm2，Ｋｍｉｎ=273.1×10-3μm2，计算结果得Ｋn=6.45。
表明非均质性一般。
P2层Ｋｍａｘ=1426.5×10-3μm2，Ｋｍｉｎ=148.7×10-3μm2，计算结果得Ｋn=9.59。
表明非均质性较强。
（2）渗透率突进系数（Tk）研究
Tk＝Ｋｍａｘ/
（2）
P1层Ｋｍａｘ=1761.8×10-3μm2，
=1044.862×10-3μm2，计算结果得Tk=1.69。
表明非均质性一般。
P2层Ｋｍａｘ=1426.5×10-3μm2，
=647.8×10-3μm2，计算结果得Tk=4.36。
表明非均质性较强。
（3）渗透率变异系数（Ｖk）研究
（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2.2m~3.4m之间，渗透率2×10-3μm2~43×10-3μm2，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
层
平均厚度/m
有效厚度/m
净厚比
孔隙度/%
平均渗透度/10-3μm3
P1
21.8
21.5
0.928
22.2167
1252.067
P2
10.13
7.133
0.704
20.7
567.233
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P2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。
图2.7地层压力与深度曲线图
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2.10D1井压力测试表
地层压力测试
井深m
压力MPa
饱和压力
井深m
压力MPa
1390
15.1
1390
7.64
1391
15.11
1392
7.65
1392
15.12
1416
7.71
1409
15.26
1419
7.74
1416
15.32
1417
15.33
1419
15.35
表2.11D2井压力测试表
地层压力测试
井深（m）
压力（MPa）
饱和压力
井深（m）
压力（MPa）
1365
15.51
1365
8.049
1366
15.52
1366
8.058
1376
15.61
1376
8.143
1396
15.78
1396
8.165
表2.12D3井地层压力测试表
地层压力测试
井深（m）
压力（MPa）
饱和压力
井深（m）
压力（MPa）
1292
15.87
1292
8.411
1294
15.89
1294
8.428
1316
16.08
1316
8.467
1317
16.09
1317
8.476
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15.1mPa～
16.09MPa，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35℃～49.326℃，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m
温度℃
温度梯度℃/m
0
-3.843
200
14.743
0.0929
400
19.379
0.0232
600
23.657
0.0214
800
28.293
0.0232
1000
34.478
0.0309
1200
41.377
0.0345
1400
49.326
0.0397
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
密度g/cm3
50℃粘度mPa·s
凝固点℃
初镏点℃
P1
0.934
2229.93
5.4
191
P2
0.928
1788.31
3.4
154
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测试资料
饱和压力（泡点压力）
地层温度/℃
饱和压力/MPa
48.9
8.14
ii）热膨胀系数（地层压力15.44MPa下）
30.0℃～48.9℃0.3187×10-31/℃
iii）压缩系数（48.9℃）
8.14MPa至15.44MPa2.0155×10-31/MPa
iv）油藏温度下（48.9℃）的单次脱气数据
地层原油体积系数
1.057
m3/m3
地层原油体积收缩率
5.41
%
气体平均溶解系数
3.19
m3/m3/MPa
单次脱气气油比
25.9
m3/m3
地层原油粘度
155.99
mPa·s
地层原油密度
0.9103
g/cm3
天然气相对密度
0.662
v）油藏温度（48.9℃）下的多次脱气实验结果
压力（MPa）
溶解气油比
m3/m3①
原油体积系数
②
双相体积系数
③
原油密度
g/cm3
液相相对体积
%④
**15.44
20.3
1.055
/
0.9016
99.33
10.00
20.3
1.059
0.8980
99.73
*8.14
20.3
1.062
/
0.8956
100.00
4.00
11.0
1.048
1.292
0.9003
98.69
0.10
0.0
1.023
/
0.9120
96.33
注：
**表示地层压力*表示饱和压力
①20℃下每立方米残余油体积含气体标准立方米数；
②油藏温度、分级压力下油体积与20℃下残余油体积之比；
③油藏温度、分级压力下油气总体积与20℃下残余油体积之比；
④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，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（mol%）
组分
多次脱气分级压力MPa
4.00
0.10
二氧化碳
0.51
0.62
氮气
/
/
甲烷
81.03
58.46
乙烷
14.16
31.12
丙烷
3.04
7.59
异丁烷
0.50
0.84
正丁烷
0.46
0.76
异戊烷
0.16
0.32
正戊烷
0.12
0.27
己烷
0.02
0.02
vii）油藏天然气分析结果数据表
层位
相对密度
甲烷
%
乙烷
%
丙烷
%
异丁烷
%
正丁烷
%
异戊烷
%
正戊烷
%
己烷
%
二氧
化碳
%
氧
%
氮
%
硫化氢
%
P1
0.661
82.68
14.18
1.21
0.36
0.62
0.15
0.14
0
0.69
0
0
0
P2
0.662
80.20
17.95
0.81
0.28
0.17
0.09
0.04
0.01
0.46
0
0
0
图P1层油藏天然气含量分布图
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。
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