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油气田地下地质学题库20151202_图文

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地质 储层 沉积 地化 层序地层
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0 绪论1、油气田地下地质学(与石油地质的区别):属于石油地质学的范畴。是油气田勘探和开发的方法论。主要内容包括了油气田地下勘探地质、油矿地质和开发地质三个方面的内容,主要讨论寻找油气藏和评价、开发油气藏的设计方法和技术。与石油地质学的根本区别在于,前者是理论基础,后者是方法论。石油地质研究内容(理论问题):油气成因问题、油气成藏问题、油气分布规律问题。油气田地下地质学(方法论):勘探手段、开发地质、开采工艺。1 第一章1、井的类别:探井(发现油气)和开发井(计算储量;提高产量)2、 探井的分类:① 地质井:盆地普查阶段,为取得构造、地层等资料而钻的井。以一级构造单元+“D”命名。② 参数井:盆地区域勘探阶段,为了解一级构造单元地质情况而钻的井。井名带“参”字。③ 预探井:圈闭预探阶段,以发现油气为目的而钻的井。以二级构造带单元名称加1数字命名。④ 评价井:在已获得工业油流的圈闭上,为查明含油气规模而钻的井。取油气田名称为名,3 位数编号。⑤ 水文井:为了解水文地质问题或寻找水源而钻的井。以一级构造单元+“S”命名。⑥ 定向井:为特殊的地质或工程需要而钻的规定了井眼轨迹的井。以井号+“X”+编号命名。3、开发井的分类:① 开发井:分为采油井和注水井。评价井钻探后根据开发方案,按照一定的井网方式和井网密度而钻的井,以高效果科学地采出地下石油为目的。② 调整井:油气田开采一段时间后,根据开发动态和数值模拟资料,以提高储量动用程度和采收率为目的而钻的井。③ 观察井:为监测油、气藏开采动态而钻的井。4、井深结构示意 图5、定向斜井的应用示意图 平 台 丛 式 井 ; 钻 井 ( 为 了 开 采 延 伸 到 潮 间 带 和 浅 海 区 的 油 气 ); 控 制 ( 为 了在 复 杂 断 块 油 气 田 钻 探 油 气 富 集 的 部 位 ); 能 进 入 地 点 ( 为 了 避 开 山 岭 、 稻 田 、 盐 地 ,将 井 场 选 在 油 气 藏 的 边 部 ); 油 气 藏 ( 在 带 气 顶 的 油 藏 内 , 在 钻 到 气 顶 的 探 井 或 开 发 井内 注 水 泥 回 堵 , 再 从 中 部 定 向 倾 斜 至 含 油 部 位 ); 的 救 灾 井 ( 压 井 和 控 制 井 喷 事 故 ); 和 侧 钻 ( 用 来 解 除 井 下 事 故 , 在 事 故 井 中 用 水 泥 封 堵 , 造 斜 井 以 达 到 原 钻 井 目 的 );H、 I、 钻 井 。6、定向钻井的应用▲纠斜之成为一个垂直井身 ▲侧钻具折断后留在井下的部分)等井下障碍物进行侧钻▲ 在不可能或不适宜安装钻机的地面位置的下边钻油井;▲ 为扑灭大火、压住井喷等而设计的井险井或救险井▲ 在一个井场、钻井平台或人工岛上,钻几口、几十口井 丛式井—海上油田、地面受限制的沙漠、沼泽等地;▲ 最大井斜角接近或达到 90°且有水平延伸的井向井、丛式井的优点① 对断块油田、裂缝性灰岩油藏,打一口定向井可穿越多个储集层、几个裂缝发育带,有利于发现油气田,增加储量、产量。② 对地面条件恶劣,或有工业、民用建筑密布,但是地下有油气藏的地区,采用定向井技术,可以满足勘探开发对地下井位要求。 ③ 打丛式井少钻机搬家、缩短安装时间、降低钻前工程费用;减少地面集输计量站管线和油建工作量,同时,减少油井管理人员,便于采油实行自动化;尤其是海上钻探事业,丛式井技术应用更为广泛。后勤供应方便,等等。8、基本的井身剖面类型3 个 图 分 别 为 I 型 、 Ⅱ 型 、 Ⅲ 型 井 身 剖 面 。 其 中 : 1 鞋 ; 4、 8 套 管 ; 5 ( 中 间 )套 管 ; 2、 6、 9 位 移 ; 3、 7、 10 靶 位 深 度 。9、定向井的设计原则:应能实现钻定向井的目的;应尽可能的利用地层的造斜规律;应有利于采油工艺的要求;应有利于安全、优质、快速钻井。10、地质录井项目有哪些:钻时录井、岩心录井、岩屑录井、泥浆性能测量、地化录井、气测录井。11、钻时曲线的应用:应用钻时曲线可定性判断岩性,解释地层剖面;在无电测资料或尚未电测的井段,根据钻时曲线,结合录井剖面,可以进行地层划分和对比。其中钻时曲线的变化可以反映岩性的差别:疏松含油砂岩钻时最快;普通砂岩较快 ;泥岩、灰岩较慢 ;玄武岩、花岗岩最慢对于碳酸盐地层,利用钻时曲线可以判断缝洞发育井段具放空等。应该注意的是,同一种岩性,随着埋深和胶结程度的不用,反映在钻时曲线上也各不相同。12、取芯:用取心工具将岩石从井底取起来,这个过程叫取芯。井壁取心:用井壁取心器按指定的位置在井壁上取出地层岩心的方法叫井壁取心。13、综合录井技术:是一项随钻石油勘探技术,在钻井过程中应用电子技术、计算机技术和仪器分析技术,对石油地质、钻井工程及其它随钻信息进行采集、分析、处理,目的是发现油气层、评价油气层和实时监控钻井施工过程。14、岩屑:地下的岩石被钻头钻碎后,随泥浆被带到地面上,这些岩石碎块就叫岩屑。15、岩屑录井:在井不断加深的过程中,地质人员按照一定的取样间距和迟到时间,将岩屑连续收集起来,进行观察、分析,并综合运用各种录井资料进行岩屑归位,以恢复地下原始地层剖面的过程。16、地化录井:又称之为热解色谱录井,是将室内岩石热解色谱分析方法,应用于钻井现场,根据岩心、岩屑样品分析结果,对生、储油岩层进行快速、定量的评价。17、岩心分析可以获得的资料或信息:古生物特征;确定地层时代;进行地层对比;研究储层岩性、物性、电性、含油气性(四性关系) ;掌握生油层特征及其他地化指标;观察岩心的岩性、沉积构造、恢复沉积环境;了解构造和断裂情况(地层倾角、地层接触关系、断层位置) ;检查开发效果,了解开发过程中必须的资料数据。18、岩心描述内容和岩心归位的方法与步骤。答 : 1、 岩 心 描 述 与 一 般 野 外 岩 石 描 述 方 法 和 内 容 大 致 相 同 , 主 要 包 括 以 下 内 容 :( 1) 岩 性 :颜 色 、 岩 石 名 称 、 矿 物 成 分 、 胶 结 物 及 胶 结 程 度 、 特 殊 矿 物 及 其 他 含 有 物;( 2) 相 标 志 : 沉 积结 构 、 沉 积 构 造 、 生 物 特 征 等 ;( 3) 储 油 物 性 : 如 孔 隙 度 、 渗 透 率 、 孔 洞 缝 发 育 情 况 与 分 布 。在 裂 缝 性 油 气 田 探 区 , 油 气 分 布 受 缝 洞 控 制 , 因 此 通 过 岩 心 寻 找 缝 洞 分 布 规 律 , 对 其 产 状 、密 度 、 连 通 性 及 油 气 情 况 进 行 详 细 研 究 。 进 行 裂 缝 统 计 、 裂 缝 发 育 程 度 研 究 、 孔 洞 描 述 统 计 、缝 洞 组 合 研 究 。 其 中 裂 缝 统 计 : 按 小 层 统 计 , 只 统 计 张 开 缝 和 方 解 石 充 填 缝 。 孔 洞 统 计 : 孔洞 个 数 、 连 通 性 等 。 ( 4) 含 油 气 性 : 结 合 岩 心 油 气 水 观 察 、 确 定 含 油 情 况 。( 5) 岩 心 倾 角 测 定 、断 层 观 察 、 接 触 关 系 判 断 。 2、 岩 心 归 位 的 方 法 与 步 骤 : 由 于 地 质 上 、 钻 井 技 术 及 工 艺 方 面 种 种 原 因 , 取 心 收 获 率 并 非都 是 100%; 且 经 常 不 连 续 (间 断 ), 因 此 , 需 要 恢 复 岩 心 的 原 来 位 置 , 这 就 叫 岩 心 归 位 。 ( 1) 校正 井 深 。 首 先 要 找 出 钻 具 井 深 和 电 测 井 深 之 间 的 深 度 差 值 , 并 在 装 图 时 加 以 校 正 。校 正 方 法 :将 电 测 图 和 岩 心 录 井 草 图 比 较 , 选 用 数 筒 连 根 割 心 、 收 获 率 高 的 筒 次 中 的 标 志 层 , 算 出 标 志层 深 度 差 值 (岩 电 差 )。 以 电 测 深 度 为 准 , 确 定 剖 面 上 提 或 下 放 数 值 。( 2) 岩 心 归 位 。 1) 归 位 原则 : 以 筒 为 基 础 , 用 标 志 层 控 制 ; 磨 损 面 或 筒 界 面 适 当 拉 开 ; 泥 岩 或 破 碎 处 合 理 压 缩 ; 整 个剖 面 岩 性 、 电 性 符 合 , 解 释 合 理 ; 保 证 岩 心 进 尺 、 心 长 、 收 获 率 不 变 。2) 具 体 操 作 ( 4 个 环 节 ): ① 先 装 收 获 率 高 的 筒 次 : 从 最 上 一 个 标 志 层 开 始 , 上 推 归 位 至 取 心 段 顶 , 再 依 次 向 下 推 ;②后 装 收 获 率 低 的 筒 次 : 在 本 筒 顶 底 界 内 , 根 据 标 志 层 、 岩 性 组 合 分 段 控 制 归 位 。 ③ 破 碎 岩 心 归位 、 磨 损 面 、 乱 心 处 理 : 对 破 碎 岩 心 的 厚 度 丈 量 误 差 , 可 分 析 破 碎 程 度 及 破 碎 状 况 , 按 电 测 解释 厚 度 消 除 误 差 装 图 。 ④ 实 取 岩 心 长 度 大 于 电 测 解 释 厚 度 , 且 岩 心 完 整 : 按 比 例 压 缩 归 位 。( 3) 岩 心 位 置 的 绘 制 。 以 每 筒 岩 心 的 实 际 长 度 绘 制 : ① 岩 心 收 获 率 = 100%时 , 与 取 心 井 段 一 致 ;② 岩 心 收 获 率 < 100%或 > 100%时 , 与 取 心 井 段 不 一 致 。 各 筒 岩 心 位 置 用 不 同 符 号 表 示 (空 白 、斜 线 等 )。 ( 4) 样 品 位 置 标 注 。 样 品 位 置 : 指 在 岩 心 某 一 段 上 取 分 析 化 验 用 的 样 品 的 具 体 位 置 。用 符 号 标 在 距 本 筒 顶 的 相 应 位 置 上 。 样 品 位 置 随 岩 心 拉 、 压 而 移 动 , 样 品 位 置 的 标 注 必 须 注意 综 合 解 释 时 岩 心 的 拉 开 和 压 缩 。19、滴水试验其 中 渗 : 滴 水 立 即 渗 入 → 含 油 水 层 ; 缓 渗 : 水 滴 呈 凸 镜 状 , 浸 润 角 < 60°, 扩 散 渗 入 慢 → 油 水层 ; 半 球 状 : 水 滴 呈 半 球 状 , 浸 润 角 60~ 90°之 间 , 微 渗 → 含 水 油 层 ; 珠 状 : 水 滴 不 渗 , 呈 圆珠 状 , 浸 润 角 > 90°→ 油 层20、裂 缝 类 型 。( 1) 产 状 分 类 , 按 裂 缝 与 岩 心 横 截 面 的 夹 角 分 : ① 立 缝 : α >75°; ② 斜 缝 : α 15°~ 75°;③ 平 缝 : α 90%。2、影响注水油田开发效果的地质因素:(1)油层埋藏深度和构造形态:油层太浅,难以承受很高的注水压力,注水压力可能压破地层或压开延伸到地面的裂缝面;油层太深,注水压力太大,注水成本太高。(2)岩性和物性:砂岩油层:主要考虑孔隙度、渗透率、连续性和矿物成分。石灰岩:主要因素是裂缝(包括溶洞) 。透率变化的范围小,则注水效果好。(3)储层非均质性:层间注采差异:多层合注时渗透率高的层吸水能力强,启动压力低。平面上的注采差异:井间干扰—压力干扰;油井产量呈带状分布;注入水的突进方向不同,水淹程度不同。(4)断层和裂缝:若断层是封闭的或放射状的,则适合注水和控制,可按断块进行注采、设计。若断层是敞开的,这种断层会破坏注水效果,特别是出现连续敞开雁列式断层对注水效果的影响更为严重,甚至完全破坏注水效果。(5)敏感性:粘土遇到淡水通常会膨胀;设备腐蚀;油层堵塞。(6)原油粘度及油水粘度比:油水粘度比越大,水驱厚度系数越小,无水采收率越低。原油粘度越大,含水上升越快。当油水粘度比太大时,开发效果不好。3、注水开发的地质布井法:(1)注水井应尽量布在油层多而又连通性好的地方,同时要尽量使注水井影响的生产井数最多。当油田的中、高渗透率层吸水量较高时,将注水井选在层间渗透率比较均匀和中、低渗透油层上,有利于水线均匀推进。(2)要注意相带分布,因河流相沉积的油层总是首先沿河道中心推进。 4、布井法步骤:第一步,把油砂体作为布井的独立单位,分别进行布井;第二步,把单油层的布井图叠合起来,得出最大限度的理想布井图 ;第三步,进行综合调整,找出适合于大多数油砂体的一个或几个井网方案图;第四步,比较可能的见效井层和开发效果 。5、水洗岩芯的特征水洗岩心的观察,重点是研究岩心的水洗特征。一般来说,岩心水洗后含油程度降低,颜色明显变浅,含油不饱和,具水湿感。镜下观察岩石颗粒表面干净,呈玻璃光泽,滴水试验水珠很快渗入岩心,沉降试验颗粒呈团块状下沉等。 6、油层非均质性:0)同一相带中沉积的油层,一般油层厚度和渗透率比较接近,在相同的压差下,各井的产量大致相近。特别在投产初期,往往油井产量呈带状分而,显示出油层平面上的差异。1)油层渗透率和产能系数渗透率的平面变化影响注水的平面波及系数,渗透率高的区域,首先见到注水效果;渗透率低的区域,注水根本波及不到。渗透率的纵向变化影响到层间矛盾和各小层的产量或注水量。2)储集层裂缝储集层裂缝是影响油田开发效果的重要地质因素,因为裂缝型储层的驱油机理、布井方法、注采系统、油水运动规律和油层动态特征与单孔隙型储层完全不同;开发指标也有明显差异,如有的注水开发的裂缝型储集层(或油藏),其无水期采收率可能为零。3)油层矿物成分矿物成分包括碎屑和胶结物成分,但影响开发效果最重要的因素是胶结物含量和成分。胶结物含量多少,直接影响到油层渗透率的高低和油砂体尖灭的位置。4)岩石表面润湿性油层表面润湿性在很大程度上控制了油水微观分布,根据实验室分析,油层岩石表面润湿性是非均匀的5)地下原油粘度和油水比油水粘度比越大,水驱厚度系数越小,无水采收率越低。 原油粘度越大,含水上升越快。7、剩余油的微观产状1)滞流带中的剩余油(压力梯度小,油不流动)。2)毛细管压力束缚的剩余油。3)以薄膜状存在于岩石表面上的剩余油(薄膜油)。 油在孔隙内是不连续的,多呈孤立的膜状、滴状和悬环状等。不管哪种分布形式,都与孔隙结构、毛细管压力、粘性指状和驱油机理有关。油、水在孔隙中的微观分布,主要受岩石润湿性的影响和制约。9 气田开发地质1、油藏与气藏的差异:天然气的分子直径比石油的小几倍到几十倍,气的密度和粘度比油的低几百倍到几千倍;气的压缩性强,膨胀系数大,比油的高几百倍;气在多空隙介质中的渗流能力远远高于石油的渗流能力;此外,天然气与水的亲合力小,气层都是天然亲水层;由于天然气的分子小、粘度低及渗流能力强,气层要求的储层物性下限比油层要求的低,有些不能产油的岩层可以成为产气层;天然气的扩散能力强,气藏要求的保存条件比油藏的高。因此,对气藏圈闭的完整性、直接盖层分布的稳定性和封闭性能、间接盖层匹配和分布等,都应研究;气田井网比油田井网稀,可采用稀井广探和少井高产的原则布井;许多气田的开发不采用均匀井网,而是根据气藏特点,避开含水区带和低渗透区布井,通过高、中渗透区带的气井来采低渗透区的气,以达到提高采收率和增加经济效益的目的。2、气藏类型:按气藏圈闭因素可分为:构造气藏(背斜气藏、断块气藏) ;岩性气藏(透镜体气藏、岩性圈闭气藏、生物礁气藏) ;地层气藏(不整合气藏、古潜山气藏、古岩溶气藏) ;裂缝性气藏(多裂缝系统气藏、单裂缝系统气藏) 。3、按相态因素分类:(1)干气藏:储层气组成中不含常温常压条件下液态烃(上)组分,开采过程中储层内和地面分离器中均无凝析油产出。天然气中甲烷含量大于 95%,气体相对密度小于 2)湿气藏:在气藏衰竭式开采时,储层中不存在反凝析现象,其流体在地下始终为气态,而地面分离器内可有凝析油析出,但含量较低,一般小于 50g/3)凝析气藏:在初始储层条件下流体呈气态,储层温度处于压力衰竭式开采时,储层中存在反凝析现象,地面有凝析油产出。(4)水溶性气藏:烃类气体在地层条件下溶解于地层水中,形成具有工业开采价值的气藏。(5)水化物气藏:烃类气体与水在储层条件下呈固态存在,并具有工业开采价值的气藏。4、气压驱动:气压驱动是依靠压力下降期间压缩气体的弹性释放而将气体驱向井底。气驱的特点是在开发过程中,气藏的含气孔隙体积维持不变,但在某些碳酸盐岩裂缝性变形储层中,有时也出现气藏孔隙体积和含气体积减小的现象。5、水压驱动:是指外部边水和底水(或人工注水)侵入气藏促使气体流向井底。随着开发时间的推移,水侵将使气藏含气孔隙体积减少,同时地层压力下降速度逐渐减慢。地层压力下降速度取决于边水和底水的推进速度,直接关系到气井产量的变化。6、开发层系划分的原则:(1)把特性接近的层系组合在一起,以保证对井网、布井方式、开发方式具有共同的适应性,减少层间矛盾。特性接近主要指沉积条件、渗透率、分布面积、非均质程度、构造形态、气水界面、压力系统、流体性质等接近。如果各产层性质差异大,而又具有足够的能量,可划分为两个以上的层系进行开采。另外,可根据岩石致密程度采用不同的工艺制度生产,例如,可将岩性致密层和岩性疏松层严格划分开来,采用不同工艺制度生产。(2)具有一定的能量,能保证一定的采气速度和稳定时间,达到较好的经济指标。(3)各层之间应有稳定的隔层,保证层间不窜通。(4)不宜划分过细,以减少建设工作量,提高经济效益。7、气田开发程序:先上后下:主要适用下列情况:(1)上层的储量和压力能保证用气的需要;(2)钻开下层技术上暂时困难,投资大;(3)下层的气量不大。(4)上层压力异常高,下层压力又接近静水压力,这样会给钻开下层带来困难。 先下后上:主要适用下列情况:(1)下层储量大大超过上层。(2)上、下层压力不同,下层压力比上层压力大,先开采下层,当下层压力降到与上层压力接近时,可以射开上层进行合采。同时开采:主要适用下列情况:(1)气田上、下层原始地层压力仅相差一个由于埋藏深度不同的静气柱压力,层间是连通的,可进行合采;(2)上、下层的气体组分相差不大;(3)上、下层性质接近。 10 提高采收率的方法1、一次采油:是依靠油藏的能量驱动采油(能量衰竭法) ,当能量衰竭后,绝大部份原油仍残留在油层中,这时如果运用注水或注气补充能量,可以大幅度提高开发效果。注水或注气采油称为二次采油法。三次采油是指向油层注入化学或气体溶剂,对油田进行第三次开采。提高采收率方法泛指注水开发以外的方法(不含一次采油) ,如热力采油、聚合物采油等。2、提高采收率的方法:化学驱: 以聚合物驱和微乳液低界面张力驱为代表。气体溶剂驱:以二氧化碳多级接触混相驱为代表。热力驱:包括热蒸汽、蒸汽呑吐和火烧油层等技术、水平井技术:3、稠油油藏:稠油油藏具有埋藏浅、粘度大、胶结疏松、样品易散等特点。4、热力采油法:是指利用热能促使油层温度升高,降低原油粘度,从而达到提高采收率的目的。其机理包括加热使原油粘度降低,改善驱油效率,同时促进原油膨胀,此外通过蒸汽的蒸馏和溶剂的抽提作用,均可改善排驱效率。5、蒸汽呑吐:又称循环注蒸汽或蒸汽浸泡,是向油层注几周的蒸汽(2—6 周) ,在注蒸汽期间保持高的注入速度,然后关井几天,进行所谓的焖井,最后开井生产。这些井一般以较高的产量生产几个月或一年,这个过程构成一个循环。6、蒸汽驱油:是一种驱替式采油方法。以井组为基础,向注入井连续地注入蒸汽,蒸汽将油推向井底。注入油层的蒸汽在油层内扩散曼延,将岩石及所含流体加热到蒸汽温度。原油的粘度可以降低到原来的千分之一,驱替效率相当好。一方水可以产生 100 方蒸汽(压力 1,4。7、蒸汽呑吐适应的油藏:蒸汽吞吐一般应考虑油藏下列参数:原油粘度、油层效厚度、油层系数(油层有效厚度与总厚度之比)、孔隙度、含油饱和度、单位体积含油量(孔隙度与含油饱和度的乘积)。新疆石油管理局勘探开发研究院根据近千口井的蒸汽吞吐实际生产资料、提出了筛选蒸汽吞吐油藏的标准。8、稠油油藏用蒸汽驱的特征参数:包括油藏深度、厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度、原油粘度、相对密度等;根据这些参数的取值范围,可以分析蒸汽驱适用的油藏条件。我国既考虑油藏特征又考虑开采技术可行性。9、影响蒸汽驱效果的参数:岩性:最适合蒸汽驱开采的油藏是砂岩油藏,而灰岩油藏因加热效率低不适合蒸汽驱。 油层压力:油层压力过高,会导致蒸汽带的体积较小,不能充分发挥蒸汽相的驱油作用。所以埋藏深的油藏一般先蒸汽呑吐以降低油层压力,然后再转蒸汽驱。地层倾角:地层倾角过大,蒸汽波及范围小。注水间的连通性:正韵律油藏更适合蒸汽驱(超覆现象) ;底水和气顶:降低开采效果10、稠油开发地质研究的内容:(1)构造:主要研究构造形态及断裂性质分布,对油气水分布的影响等。(2)储层:主要研究储层含油性、胶结物含量及成分、胶结程度、油层厚度、物性及含油性在平面上和纵向上的分布、隔层厚度与分布、粘土矿物成分及水敏性等 (3)流体:研究油气水分布、性质,特别是原油粘度随温度、压力的变化关系和在 蒸汽开发过程中可能发生的各种变化。(4)渗流特性:储层的水敏性、液体的相对渗透率、 汽驱油效率等。 (5)压力和温度系统:地层压力分布及大小、地层破裂压力、地层温度等。11、适用于水平井开采的油藏类型:(1)底水油藏。水平井可控制水锥,与直井相比有较高的临界产量和采收率。(2)气顶油藏。水平井可控制气锥,与直井相比有较高的产量和采收率。(3)底水气顶油藏。水平井开采兼具上述优点。(4)断层遮挡油藏。被断层切割的高角度多层油藏,可利用水平井横穿多个油层。(5)地层遮挡油藏。不整合面遮挡的直交多层油藏,可利用水平井横穿多个油层。(7)夹层裂缝油藏。砂岩油藏中的泥岩夹层若有裂缝可形成夹层裂缝油藏,利用水平井可横穿这些裂缝,提高产量和采收率。(8)不连续不规则岩性油藏。利用水平井有利于搜索这些油藏,或横穿多个含油单元, 提高储量动用程度。(9)地台型油田油水过渡带。相当于水平井开发底水油藏的作用。(10)注水油藏未波及区。对于蕾含油的注水未波及区,采用水平井开发可扩大波及系 数。(11)需要提高采收率的油藏。采用点状垂直井与水平井相结合的方法,可提高注化学 剂等的波及程度。(12)水下或城市无法接近的油藏及因地面条件无法接近的油藏。可用水平井开采。12、适宜水平井采油的油藏特征参数(1)油藏深度 500—5000m。国外一般认为浅油层(深度小于 1000m)打水平井不合算。因为对这类油层采用浅垂直井花费很低。根据我国实际情况,深度下限定义为 500m。 井深上限主要受钻机能力限制,美国最深的水平井垂深为 4553m,一般小于 4200m。(2)油层厚度大于 3m。根据国外的经验,油层厚度小于 3m,不宜钻水平井,原因是钻水平井准确定向困难和花费太大。特别是存在底水和气顶的薄油层情况。(3)水平渗透率与垂直渗透率比值 kh/)地层系数 于 20 X 10密厚层砂岩油藏不是水平井理想的对象.(5) 地下原油粘度大于 50s 的油藏,列入需热采的稠油油藏。11 补充1、吸水剖面:吸水剖面反映油层在注水时的吸水量。吸水剖面分析:(1)了解油层吸水情况,分析层间差异,提出改善措施。吸水剖面资料明确指出了注水井中的吸水层位、各层的吸水能力以及油层的吸水程度。各油层的相对或绝对吸水量的大小直接指示出了高吸水、不吸水层位各层的吸水能力大小及其差异程度。吸水差异越大、吸水剖面越不均匀,越易引起层间干扰,并影响油井中各分层储量的动用情况。通过具体统计吸水层数占注水射开层数百分数和吸水厚度百分数,可以直接反应油层的吸水程度和注水效果。显然,吸水层数百分数和吸水厚度百分数越到,注水效果越好。吸水厚度百分数=吸水厚度/射开层总厚度 水层百分数=吸水层数/射开层综述 2)利用吸水剖面推测产出剖面:注水效果反映在油井上,当油层连通性好,注采井间油层对比关系清楚,注采层位对应明确时,一般表现为主吸水层也为主产液层,不吸水层厚度对应不出油层厚度,即吸水与产出剖面有大体一致的对应关系。所以,改善注水井吸水剖面可以达到改善油井产出剖面的目的。(3)吸水能力的影响因素:油层渗透率、射孔完善程度、油层连通性、注水压力和注采井距、注水时间和油层含水饱和度对吸水的影响、水质油层渗透率。油层渗透率是影响油层吸水能力的基本因素。油层吸水时存在一个最低渗透率限值,超过这个下限值油层才能吸水。注水压力和注采井距对吸水能力的影响:①生产井出油靠生产压差,注水井吸水靠注水压差。提高注水压力,郑大注水压差,可以有效地增加吸水层数和吸水量,调高水驱储量动用程度,②注水压力也应有上限值,不能高于油层破裂压力太多。否则会引起注入水层间、井间窜流,单层注入水突进,油井过早暴性水淹,套管破损等一系列问题。③注采井距越小,油水井之间连通程度越高,油层吸水程度越高。2、注水时间和油层含水饱和度对吸水的影响:由多个吸水层组成的注水层段内,随着注水时间的增长,主要吸水层的吸水能力越来越高,而吸水差的层吸水性能越来越差,造成吸水剖面愈来愈不均匀。原因:1)高吸水层随着注水时间的增长,含水饱和度越来越大,水相渗透率也愈来愈大,吸水能力不断增强;2)低吸水层,多为低渗层,孔道半径小,易造成注入水固相颗粒的堵塞和高含量粘土矿物遇水膨胀的堵塞,吸水能力就会越来越小了。水质对吸水程度的影响:注入水的水质对油层吸水能力也有很大影响,必要时应进行注入水预处理,以防注入水中的杂质、微生物细菌类化学物质污染油层,造成油层吸水能力下降,甚至损害油层产能。3、产出剖面:是指在生产井正常生产条件下,测量各生产层或层段的产出情况,其结果一般用各层或层段的相对产液量或绝对产液量来表示。4、分析各层产液、产油、含水状况,了解油层动用差别,提出调整挖潜的对象和措施5、井位部署:根据地质任务和资料要求的不同而确定各种钻井井位。 6、地化录井:又称之为热解色谱录井,是将室内岩石热解色谱分析方法,应用于钻井现场,根据岩心、岩屑样品分析结果,对生、储油岩层进行快速、定量的评价。7、破碎岩石气:在钻进过程中,钻头机械地破碎岩石而释放到泥浆中的气体。8、稳定试井:每次改变油井工作制度之后,都必须保持产量稳定,并且要等井底流动压力达到稳定之后才能测量各项数据,叫做稳定试井。9、不稳定试井:改变油、气、水井的工作制度,以引起地层中压力的重新分布,测量井底压力在改变油嘴时随时间的变化,是地层特性和流体性质的函数,叫做不稳定试井。10、真假岩屑的判别:在钻进中,由于钻井液性能的变化、井壁坍塌、排量的突然变化等原因,常常使岩屑不能及时返出井口,而停留在井筒中,与井底新钻碎的岩屑混杂在一起。所以返出井口的岩屑即有老岩屑,又有新岩屑。在录井现场,习惯于把老岩屑称作假岩屑,把新岩屑称作真岩屑。根据它们各自不同的特征,加以区分真、假岩屑。 假岩屑具有下列特征:①色调模糊,形态大而圆,局部有微曲面。这是上部个体较大,未及时返出地面的岩屑,在井内经过冲刷和磨损的结果;②棱角明显,但个体较大的岩屑往往是假岩屑。这是上部井壁垮塌的碎块,在井内时间不长,还来不及圆化,就被泥浆带出地面;③在熟悉区域地层特征的基础上,根据岩屑百分比的变化、钻时、岩性组合关系等,可以判断假岩屑。一般情况下,上部地层掉块延续井段长,占岩屑的百分比低,岩性也往往与钻时不相吻合。真岩屑具有下列特征:①一般色调新鲜、个体小、具棱角,若为厚层则百分比将不断增加;②若钻井液切力高时,较大的、带棱角的、色调新鲜的岩屑,是真实的有代表性的岩屑;③高钻时的真岩屑,往往是碎小,棱角特别明显的岩屑,如灰岩、白云岩的岩屑;④泥质岩多呈扁平状,页岩呈薄片状。疏松砂岩较圆而不具棱角或棱角不明显,致密砂岩呈块状。11、 迟到时间的计算又称岩屑滞后时间。钻井中,钻到某一深度时所破碎的岩屑,由洗井液带到地面的时间,已不是钻头钻达这一深度的时间,而有一段滞后。井钻得越深,滞后时间越长。岩屑迟到时间受井深、洗井液密度与黏度、岩屑的密度与大小、泥浆泵的压力与排量等许多因素影响。在井场一般用与岩石密度相近的特别物质(彩色玻璃、砖头等)泵入井底,记录这些物质的返出时间,作为这一深度的岩屑迟到时间。13、 “岩性相似,厚度比例大致相等”的含义及在油层对比中的作用?“旋回对比,分级控制”的对比方法是多种对比方法的综合运用。由于沉积层普遍存在着多级组合的旋回性, “旋回对比”在地层、油层对比中具有普遍意义。在对比中切实掌握和运用旋回规律,尤其是掌握小旋回及其内部韵律组成特征,就能从深度和广度上扩大对范围。对比单元可以细到单层.刑标准层少的沉积岩系采用逐级控制的方法,也能做到分单层对比。在油层沉积相对稳定,岩性组合的规律相同,各级沉积旋回与沉积韵律的厚度在平面上沿一定方向按比例地均匀变化时,具有这种变化特征的旋回和韵律反映在测井曲线上必然也有相似的组合形态。在这种前提下, “岩性相似.厚度比例大致相等”的原则就成为掌握这套“旋回对比”方法、进行单层对比的一条重要原则。这条原则适用于在相对稳定的浅水和半深水相的碎屑沉积中进行油层对比。对这种特定条件而言,在运用时有一定的局限性。所以,在单层对比时, “旋回对比”方法视油层沉积特征而有不同的具体运用方法,必须从实际出发。所谓“稳定沉积” 、 “不稳定沉积”之说,是由不同类型沉积物相对比较的结果。对一切沉积物来说,都要受多种外营力与内营力的同时相互作用,控制了沉积物在时间和空间上的分布,使其岩性、厚度有着不同程度的变化,因而“不稳定性”是一种普遍现象。但是另一方面,对于每一沉积物来说,都有相对的稳定性.只是稳定程度和相对稳定分布范围大小有所不同而己。考虑到这种客观现象,注意把“岩性相似,厚度比例大致相等”的运用范围置于沉积物相对稳定的界线之内,那么这种对比方法,也就有一定的普遍性了。14、简述地震相类型? 前积相、丘状地震相、透镜状地震相、充填地震相、杂乱—空白地震相15、热解参数意义及计算、热解参数的影响因素(1)烃源岩热解参数意义及计算。样品进人到热解炉之前,在 90℃下将样品加热 2获得的气态烃含量。品进入热解炉后,在 300℃恒温 3件下,烃源岩中有机质蒸发出的液态烃含量。品进入热解炉后,自 300Y 程序升温至枷 Y 的温度范围内,干酪根热裂解作用形成的烃类含量和少量与重质组分(胶质、沥青质) 有关的烃类物质的含量。热解分析仪 I、仪器的热解参数中存在 ,检测器在热解炉 400℃以前检测样品中二氧化碳含量。余有机二氧化碳含量,即热解后的残余有机碳在氧化炉中 600℃恒温燃烧 5热导检测器检测。00—600℃的程序升温过程中,烃源岩产生热解烃 峰顶最高裂解峰温( 严格地讲,是 顶两侧测量 20 次温度的平均值。利用烃源岩实测数据(2、计算下列参数。总有机碳:)=[1+10式中,碳氢化合物的含碳百分比;10 为计算有机碳的系数氢指数:I H(mg/g)=(100烃指数:I HC(mg/g)=(1)*100/ O(mg/g)=(00) / T= P(%)=(2+(% )= (C P/100产率指数:I P(%)=2)生烃潜量:mg/g)=1+指具有生烃活性的有效碳和不具生烃活性的残余有机碳的和;I p 表示烃源岩中具有生烃活性的有机碳的含量;D 值表示有效碳占总有机碳的百分数。应用以上参数可以判断烃源岩有机质丰度、有机质类型和有机质成熟度等。(2)储集岩热解参数意义及计算。尽管用以描述烃源岩和储集岩的热解参数相同.但其所表征的地球化学意义有较大差别:前者表征烃源岩的有机质的生烃属性,后者反映产层所含油气的数量和质量。①储集岩热解参数意义。储集岩的热解参数(1、4)与储集岩台油性质及其主要组分之间存在对应关系(如图 1—24 所示),储集岩的热解参数可以反映储集岩含油气丰度和含泊气性质。热 90℃氦气吹脱 2获得的储集岩中 c1—态烃量。品进入热解炉后,在 300℃恒温 3蒸发出的储集岩中 态烃量。 300 Y 程序升温阶段,储集岩中的重烃、胶质、沥青在热蒸发和热裂解作用下产生的烃类物质的含量,表征储集岩中的重质组分。 作为识别油气层和原油性质的指标。度低于 600℃样品中不能裂解的有机质和裂解后的残余有机质,在氧化炉中600℃通空气氧化后,由热导检测到的有机二氧化碳的量(mg/g),主要表征沥青质、非烃和储集岩中微量干酪根的贡献。②储集岩热解参数的计算。利用储集岩热解参数(1、4)值可计算如下用以描述储层含油气件和原油性质的有关参数。残余油含量: Pc(mg/g)= g/g)=1+产率指数: 0/ 1/ 未给定 ,过下式进行计算:0.83(1+述参数中,示储集岩中的含油气丰度,即视含油饱和度;示储集岩的含气特征,通常情况下因气态烃类的挥发作用而 低,对储层原油评价的意义不大;称油质系数,高,原油中的轻组分含量越高,因而可用以判断原油性质。大多数情况下常因 低而等同 集岩 地球化学意义是值得注意的。一般而言,要与储集岩中原油的沥青质、非烃含量有关。在 气评价工作站中,定义为“残余油”的 ,即 余油的贡献” 。而在有关文献和研究报告中,有关储层计算并末充分考虑储层原油 实际地球化学意义。事实上,储集岩的 身表征储层原油重质部分的贡献。在储集岩(尤其中砂岩储集岩 )热解参数中.当油层原油为中质油一重质油时,储层评价的影响十分明显。3)热解参数的影响因素一般而言,热解参数主要受样品性质和外来因素的双重影响。样品原始属性的影响表现为热解参数的地球化学规律,而外来因素的干扰则掩饰了地质样品的本来面貌。这些外来影响因素主要包括:(1)钻井液对热解参数的影响。从井下取得的岩石样品(烃源岩或储集岩 )受到泥浆长时间的浸泡和冲刷。泥浆侵入到岩石中的程度,与岩石物性、浸泡时间和泥浆的性能等因素有关。对储集岩而言,其影响程度相对较大。实验分析结果表明:泥浆侵入砂岩后造成的污染可分为下述 3 种情况:其一,当砂岩含油级别分别为饱含油、含油、泊浸级时,泥浆冲刷和浸泡储层的结果主要是起损失作用,使 1、降低;第二种情况是,当储层为干( 水)层时,岩石孔隙和颗粒表面没
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