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油藏描述的任务

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油藏 描述 描写 任务
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11. 油藏开发阶段的划分方法以及不同阶段油藏描述的重点根据油气田勘探开发历程及特点,可将石油开发分为四个阶段: 阶段划分 评价阶段 开发设计 方案实施 管理调整主要任务预测可采储量估算生产规模开展经济评价提出推荐方案进行先导试验划分开发层系确定开发方式提交开发井位确定采油速度制定射孔原则确定注采井网编制配产方案预测开发动态修正开发指标搞好动态监测掌握动用情况实施增产措施调整注采关系开展三次采油资料基础探井资料地震资料开发试验数据试验井组数据基础井网测井 ) 岩石主要矿物的组成::总体上,石英、长石以亲水为主,方解石以亲油为主。(2)粘土矿物的覆盖:岩石矿物颗粒表面被粘土矿物覆盖时,一般会增加岩石的亲水性,特别是存在蒙脱石类粘土矿物时。(3) 有些粘土矿物含有铁离子,铁具有从原油中吸附表面活性物质的能力,可能造成亲油性增强。) 原油的组成不同,对岩石的润湿性差异很大;(2) 烃类化合物的分子量:具有类似结构的烃类,分子量不同时润湿性也不同。一般随着分子量的增加,亲油性增强;(3)非烃及沥青质含量:非烃与沥青质含量越高,岩石的亲油性越明显。(4)对)渗透率大小:渗透率越高,自吸油量越多; 渗透率越低,自吸水量越少开发中的应用:当岩石亲水时,水为润湿相,随含水饱和度的增加,水除了附着于岩石颗粒的表面和边角形成水膜外,还取渠道驱油,而残余油主要占据死孔隙和细的连通喉道,也有不少油被分隔为独立的油珠被水包围。当岩石亲油时,水为非润湿相,首先取渠道于较大的孔道,继续驱油时才逐渐侵入较小的孔道并连接起来形成水道渠道。残余油除了停留在一些小的孔隙中外,大部分附着在大孔隙的表面形成油膜,水驱油效率很低。1)周期注水:采取注-停-注的周期注水方式-动润湿滞后原理22)换向驱替:变换注采井别,改变液流方向-静润湿滞后原理3)单井吞吐:在同一口井内既注水又采油-计算岩石渗透率:1)岩石绝对渗透率: )区间渗透率贡献: %102211)定性分析孔喉分布特征-曲线形态分析 歪度(孔喉大小分布的偏度):偏粗―粗歪度,偏细―细歪度。歪度愈粗愈好 分选性(孔喉大小分布的均一程度):孔隙大小的分选性愈好,毛管压力曲线上会出现一个相对水平的平台;孔喉分选较差,则毛管压力曲线倾斜。 歪度愈粗、分选愈好,毛管压力曲线愈靠左下方座标,而且曲线凹向右方; 歪度愈细、分选愈差,毛管压力曲线愈向右上方座标偏移,而且曲线凹向左方。(2)定量计算孔喉结构参数-数理统计分析1)表征孔隙大小 最大连通喉道半径( 喉道中值半径( 平均孔喉半径( 孔喉半径均值( 平均流动喉道半径( 难流动喉道半径()表征孔隙分布视孔喉体积比( 孔喉分选系数( 、 相对分选系数( 、 均质系数(α) 、偏态系数(、 峰态系数()表征储层渗流特征排驱压力、 中值压力、 退汞效率(、 孔隙结构系数( φ) 、 结构特征参数(3)隙和喉道分级指标16508435125950 大 小 ( μ m) 喉 道 大 小 (μ m)孔 隙 大 小 级 别 直 径 喉 道 大 小 级 别 主 要 流 动 喉 道 半 径特 粗 喉 > 50大 孔 > 10 粗 喉 20~ 50中 孔 20~ 10 中 喉 10~ 20小 孔 5~ 20 细 喉 10~ 1微 孔 < 5 微 喉 < 1储 集 性 能孔 隙 结 构 参 数 好 中 差低 , < 1高 , 1~ 5α 小 中 大%)  大 中 小小 中 大%) 小 , < 2020~ 5050~ 80 m)大 , > 751~ 75 < 1 , > 501~ 6 < 2 , < 3 偏 , > 1 0 细 偏 , < 1~ )利用压汞方法确定的毛管压力转换为油藏条件下的毛管压力。 ×据毛管压力的定义,确定自由水面以上的油藏高度。H = w - ρ O ) ×g(5)湿性 %) )强水湿 354水湿 000 15 40040 <要是在油藏边部井中使用该方法来确定油水过渡带的厚度。1)含水率计算--分流方程(2)相对渗透率比值与 系: 随含水饱和度的增加,含水率逐渐上升--注水开发的自然规律; 稠油见水后含水率的上升非常迅速--原油性质决定了无水采油期的长短; 在相同的含水饱和度情况下,含水率随水油粘度比的增加而升高--提高注入水的粘度降低原油粘度可以提高采收率。敏、盐敏、速敏、酸敏和碱敏开发过程中储层性质变化包括:• 微观孔隙结构变化• 宏观储集物性的变化• 储层润湿性的变化一、微观孔隙结构的变化储层微观结构的变化是引起储层宏观物性变化的根本原因。由于粘土矿物敏感性,粘土矿物和硅质胶结物的结构发生破坏(解理、微粒释放) 。微观孔隙结构的变化主要表现为:1)胶结物含量的变化:注水前后平均胶结物含量下降 ,2)胶结类型的变化:注水前以孔隙式、接触化为注水后的以接触式、孔隙式为主。3)孔隙类型的变化:①水洗后溶蚀孔隙更发育( 粒间孔隙),面积百分比增大;②管束状喉道明显减少(因为堵塞) (3)出现裂缝性孔隙、出现特大型孔隙储层以粉层物性好的储层,水洗前后储层孔喉半径具有整体增大的特征。对于同一粒度中值而言,注水前后储层孔隙喉道是明显增大了,而平均喉道半径随着岩性的变粗,也具有逐渐增加的趋势。水洗前后,对于同样大小的平均喉道半径,其对应的渗透率值下降了。这说明注水后储层的微观非均质性比注水前进一步增强了,大孔隙变得更大,而小孔隙变得更小。 对于同样的平均喉道半径或饱和度中值半径而言,注水后最15大喉道半径明显增大. 说明储层中在注水过程中,由于微粒的迁移和聚集,使得粗喉变得更粗,细喉道变得更细了,使得孔间矛盾进一步加剧。 二、宏观储集物性的变化1 随注水开发的进行,储层无论是何种岩性,均表现出物性变好的趋势,但是不同层位、不同岩性的储层其变化规律又具有一定的差别,粗岩性储层相对于细岩性储层,其渗透率的增加幅度更大。• 粗岩性储层泥质含量低,颗粒较粗,平均孔喉半径较大,由于注水冲刷,孔道变得更加通畅,容易形成大孔道,使得储层渗透率成倍增加。细岩性储层泥质含量高,由于其喉道较窄,受水洗的影响较小,渗透性的变化远远低于粗岩性储层,高渗层中的低渗透层甚至会造成喉道的堵塞,造成储层物性的下降。 • 中弯度曲流河沉积,泥质含量相对较高;而辨状河沉积,岩性相对偏粗,泥质含量要低。另外埋藏浅,成岩作用更弱,储层更容易受注水冲刷,从而使得储层物性大幅度增加。 三、储层润湿性的变化储层亲水性明显增强,由弱亲水向强亲水变化。动用油层平面(基本)由于存在高渗带,注水后产生高渗带快速推进而绕开低渗区形成剩余油。2) 河道沉积的复合韵律砂体-由多个正韵律组合构成,呈现出分段底部水淹的特点,剩余油纵向分布分散。• 水上河道正韵律砂体-水淹厚度小,一般不到 30%,底部水洗严重,驱油效率高,可达 60上部层段动用差甚至未动用。• 水下河道正韵律砂体-纵向上渗透率极差相对与水上河道砂体要小,水淹厚度要大。底部水淹段驱油效率可达 60%,上部仍是动用差或者未动用。• 水下沉积的反韵律砂体-上部渗透率高,水淹厚度大,一般可达 80%以上,驱油效率也较高,可达 40%以上,剩余油比较少。• 靠近隔层附近砂体的剩余油-由于隔层的存在,形成局部的渗流屏障从剩余油分布模式来看:宏观剩余油富集的主要部位渗透率相对低部位微观剩余油主要分布模式:• 高渗透性储层:• ①大孔道中的油斑• ②与流向垂直孔隙中的原油段塞• ③部分纹层内部的残余油总体上,其驱油效率较高,但剩余油量也较大。6低渗透性储层:①细小孔隙中的原油②局部大孔隙中的油斑和油膜③垂直孔隙中的原油段塞④部分纹层及纹理内的残余油⑤死孔隙中的残余油总体上,其驱油效率较低,剩余油饱和度较高,但剩余油量较小。 射孔)的潜力层中的剩余油二、已动用油层平面(基本)能造成一些在平面上有部分储量控制不住而基本没有动用。特别是对于条带状油层和不规则零星分布的油层。特别是油层在注水井控制区内不发育、注水效果差,而在油井控制区内发育而且面积较大的油层是剩余油储量高而动用程度差的“高品位”剩余油富集区。断层附近的滞流区• 微构造高部位滞流区• 隔夹层附近的滞流区• 行列注采井网中间井排水线会合处的滞流区中间井排存在含水低的滞流区的必要条件是:与两侧的注水井连通性好,而且注水强度基本相当。 由于存在高渗带,注水后产生高渗带快速推进而绕开低渗区形成剩余油。容易引起某一个、两个方向的注水强度大,含水高,那么在其它方向上储量动用差,从而造成平面失调。特别是当出现“水道” 时,会造成油层平面矛盾的加剧,这种情况下开发调整十分困难。三、 河道沉积的复合韵律砂体-由多个正韵律组合构成,呈现出分段底部水淹的特点,剩余油纵向分布分散。• 水上河道正韵律砂体-水淹厚度小,一般不到 30%,底部水洗严重,驱油效率高,可达 60上部层段动用差甚至未动用。• 水下河道正韵律砂体-纵向上渗透率极差相对与水上河道砂体要小,水淹厚度要大。底部水淹段驱油效率可达 60%,上部仍是动用差或者未动用。• 水下沉积的反韵律砂体-上部渗透率高,水淹厚度大,一般可达 80%以上,驱油效率也较高,可达 40%以上,剩余油比较少。• 靠近隔层附近砂体的剩余油-由于隔层的存在,驱过程中由于重力作用在厚油层内形成未水淹段。即使在均质油层中也有明显的表现。采油过程中由于气锥和水锥的存在,使得油层内部有难以采出的剩余油。在采油井内观察不到不出油厚度的存在,但是在离井底一定距离就存在未水淹的层段,因此这种剩余油主要存在于井间。水平井开发油层技术是厚油层开发或者具气顶油层开发的有效手段,是延缓水锥或者气锥形成的有效技术。四、水未驱替或者部分驱替的孔隙中的剩余油水驱效果较好的孔隙类型• 饱含油的亲油大孔隙• 饱含水的亲水小孔隙• 饱含油而亲水的小孔隙水驱效果不好的孔隙类型• 含油而且亲油的小孔隙的剩余油• 由于孔间矛盾形成的孔隙内的剩余油• 由于毛管力影响水驱不到的孔隙中的剩余油五、水驱后孔隙中的残余油水驱后孔隙中的残余油,是二次采油中难以采出的剩余油。它一般有三种赋存状态:• 以薄膜形式被吸附在矿物颗粒表面• 被孔隙表面的粘土矿物吸附• 在孔隙中的一些特殊位置残存 储层物性和剩余油饱和度方面定量进行水淹层解释。 二是轻烃地化分析方法,从轻烃浓度和组成入手判断水淹程度;三是气相色谱分析方法,从色谱指纹图和分析参数定性和定量评价水淹层;到热解各组分含量(包括残余有机碳含量 及热解前后样品的重量(湿重和干重) 。虑到受样品录取方式、放样时间、迟到时间、岩屑破碎程度的影响,需要对得到热解各组分含量进行恢复系数确定。主要方法:经验系数法:主要是根据油层埋深、储层物性、样品含油产状、原油性质等具体特征,通过不同类型样品之间的对比统计,确定经验恢复系数 。相关分析法:是针对某一区块某个特定的含油层系,在原油性质相同,在钻井过程中假定本没有损失的前提下提出的一种热解参数恢复方法 临界点分析法:得了研究区油藏的有关参数:(1)碳酸盐胶结物含量:(2)泥质含量:(3)原油密度:(4)原油体积系数:(5)原始含油饱和度:(6)有效孔隙度与岩石密度的关系:(7)有效孔隙度与总孔隙度的关系:/1....73 3油效率, 10微构造分析奠定基础;有助于开展储层连通性和注采对应关系的分析,为提高注水开发效果,稳定地层压力,为提高油田产能提供依据;有助于深入研究小规模的储层非均质性;助于搞清油藏的储量和剩余油的分布特征,为进一步提高储量动用程度的研究提供依据。对比思路:旋回对比、分级控制、动态验证、构造是指在油气藏构造背景上,由于油层本身的微细起伏变化所显示的局部微小构造。其构造幅度一般小于 10m,向微构造一般是高产井和剩余油富集部位。微构造图的编制主要是利用密井网区测井资料,在小层和油砂体精细对比的基础上,以 1高线成图。岩心分析为基础由点到面到体相背景→相标志(岩石学特征、粒度分析、沉积构造、生物化石、痕迹化石、地球化学特征)单井岩心相分析→测井相分析→剖面相分析→究油层非均质与剩余油分布的关系,确定剩余油富集区域。性方法:首先建立岩石物性参数与沉积微相和岩石相的关系,然后根据不同的沉积微相和岩石相来确定流动单元。定量方法:是对各井进行系统的参数解释,然后应用数理统计方法如聚类分析,因子分析,判别分析进行流动单元的划分。目前,人们采用最多的是定性的方法。 9定性与定量相结合的方法:首先确定流动单元的大的控制边界(渗流屏障分析) ,然后在边界内部根据渗流特征的差别进行细分(渗流差异分析) 。建模→参数建模,运用随机建模技术,建立三维数据体,为下步的数值模拟提供数据体。渗透率变异系数:21k()/=渗透率突进系数: 透率级差:
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