20081003858王佳盛石油开发地质学

石油开发地质学课程设计ODPS27油田开发调整方案姓名：班号：学号：指导老师：完成时间：2011年5月7日联系方式：ODPS27油田开发调整方案中国地质大学资源学院，武汉（430074）摘要：ODPS27油田地区位于东营凹陷北部陡坡带的西段, 北靠陈家庄凸起, 西为郑家古潜山, 南邻利津油田, 勘探面积约2.8 km2。

本文介绍了ODPS油田的地质概况，分析了开发特征。

针对目前影响油田的主要因素分析，提出了蒸汽吞吐的调整方案。

关键词：ODPS油田；地质概况；开发方案；蒸汽吞吐1. 地质概况ODPS27油田地区位于东营凹陷北部陡坡带的西段, 北靠陈家庄凸起, 西为郑家古潜山, 南邻利津油田, 勘探面积约2.8 km2（图1）。

ODPS27油田的油气钻探始于20世纪80年代早期, 先后经历了古潜山勘探、沙三段砂砾岩体勘探和综合立体勘探8 个阶段, 相继发现了太古界泰山群、古生界、沙三段、沙一段和馆陶组等多套含油层系, 目前上报的石油地质储量已达到0.75 108t。

1.1 构造特征ODPS27油田地区的构造特征主要受到陈家庄凸起南缘基岩古地貌和陈南断裂活动的控制, 构造简单。

主要包括3个次级构造单元：西部的郑家古潜山、中部的王庄古冲沟和东部的宁海鼻状构造。

陈南断裂存在着北部的陈南断层和南部的郑南断层, 二者在断陷期的活动构成了宽阔的二台阶, 形成了王庄地区的“座墩型”边界类型；在东部的宁海地区, 陈南断裂向南突出, 仅发育一个主断面, 构成了“铲式”边界类型, 不具有二台阶, 基岩形态简单, 地形梯度较大。

陈家庄凸起南部边缘受陈南断裂的切割而呈凸凹状, 这种特点在断陷期长期的剥蚀过程中得到继承和改造。

其凹进部分发育成为水系汇聚的沟谷, 如王庄古冲沟；而突出的部分则演变为地貌高梁。

沟梁相间的基岩地貌特征, 无论对构造格局的形成, 还是后期的沉积都起到了重要的影响作用,尤其是对地层油气藏的形成起到了决定性的作用。

1.2地层特征ODPS27油田构造高部位为砂砾岩沉积, 低部位井为砂岩和灰质砂岩共同发育。

该区有三套含油层系, 分别为馆陶组、沙一段、沙三段。

其中沙一段为主要含油层系, 油藏埋深1200一1260m。

沙一段分三个砂层组,1一3小层局部发育, 砂体连通性差。

其中一砂组储层以层状为主, 以粉细砂岩及砂砾岩沉积为主, 是主要的含油层段, S1段进一步细分为5个含油小层, 其中4、5小层为主力含油小层, 埋深1220一1260m , 储量占沙一段总储量的86.5%。

两个主力层平均10.3m，方案区有效厚度平均11.2m , 全区平均有效厚度8.7m。

1.3储层物性ODPS27油田孔隙度一般20.9-42.9%, 平均34.4%，渗透率一般610-32003⨯ um2,10-平均17803⨯ um2以上,为高孔、中高渗储层。

10-⨯ um2,其中主力小层渗透率均在1600310-主力小层物性明显优于非主力层。

通过对储层渗透率综合分析, 影响本区储层渗透率主要因素为泥质含量、粒度中值和孔喉半径。

渗透率与泥质含量呈反比关系, 与粒度中值、最大孔喉半径呈正比关系, 孔渗具有良好的正相关。

1.4储层非均质性1.4.1 层内非均质沙一段Ⅰ砂组储层为近源的扇三角洲砂砾岩沉积, 储层内物性夹层发育, 储层以油干间互为主, 单油层厚度多小于4m, 物性夹层厚度多在1-2m之间,渗透率级差平均157.62,反映渗透率层内变化较大;突进系数平均3.47, 变异系数平均1.03。

通常变异系数大于0.6,即为强非均质储层, 本区的储层变异系数较高, 反映储层层内存在较强的非均质反映储层非均质性较强。

1.4.2层间非均质ODPS27油田主力小层孔隙度相差不大, 均在33.8-35.5%之间；渗透率Ⅰ5小层最好, 渗透率平均19703⨯ um2，Ⅰ3小层油层段渗透率平均10-⨯ um2，Ⅰ4小层次之为1694310-803⨯ um2，表现为非主力小层物性较差。

10-1.4.3平面非均质平面上渗透率表现为自北向南逐渐增高的趋势, 向北越靠近凸起, 储层渗透率越低。

郑41井区渗透率一般高于10003⨯ um2，郑斜41井区和郑41-2 井区渗透率达到10-30003⨯ um2。

10-1.5储层的敏感性ODPS27油田粘土矿物含量平均11.9%，蒙脱石含量7.3%。

平面上储层水敏感性具有自北向南储层敏感性逐渐减弱的趋势。

沙一段储层具有强水敏、弱酸敏、碱敏, 一定程度的盐敏和速敏。

1.6流体性质ODPS27油田埋深浅, 在1000~1500m 。

受保存条件影响原油较稠, 在平面上和纵向上原油性质变化很大。

同一层段的油性具有高部位稀、低部位稠的特点, 分析可能与底水的氧化作用等因素有关。

1.7油藏类型ODPS27油田地区主要发育原生砂岩体油气藏(岩性上倾尖灭和透镜体)、地层不整合遮挡油气藏、超覆不整合遮挡油气藏和生物礁块油气藏等, 发育层位及典型例子见表1。

2．开发现状2．1开采现状ODPS27油田自2001年自开始新建,2002年5月产能建设完成。

至2011年12月, 王庄油田共投产油井18口, 开井17口。

日油水平53.67742t/d,, 日液水平172.8710t/d, 综合含水52.1%, 动液面905m。

该断块油气藏累计产油208.9645万吨。

2．2产量状况ODPS27油田自2001年投产以来，前期由于开发储层上部稀油油藏，产量一直处于高产期，最高日产油高达4222.742t/d，2003年产量出现大的骤减，日产量一直稳定保持在53.67742t/d，这样的产量是很低的，长期这样下去，经济效应不容客观。

并且随着含水率的稳步上升，产水量增加，在处理污水的问题上又得增加投资，因此，如何抑制含水率的上升，并且在保持产量的基础上提高产量，这样的一个问题亟待解决。

如图2和图3，前期，油产量下降很快，中后期时候产量稳定在一个较低水平。

中期为了抑制含水率，关闭注水井，产水量增加的势头有所抑制，但是后期含水率还是增加迅速，产水依旧十分严重。

图2 ODPS27油田历年开发曲线图3 ODPS27油田日产油产水注水量2．3水淹状况单独考虑油田含水率的变化，如图4，我们发现，油田含水率在前期上升较快，因为前期注水量比较大，油层的非均质性比较严重或者油田的井网部署不合理，或者开发层系划分不合理，导致水窜现象严重，油井过早水淹。

在中期，关闭注水井，含水率的上升收到一定程度的抑制。

在后期，含水率突增，油田开发方案急需调整。

图4 ODPS27油田含水率随时间变化2．4能量保持状况从动液面的变化看，如图5，维持在1000m左右，地层能量较低。

从油田的累计注采比，如图6，注采比长期处于0.3左右。

说明注水量小于采液量，油田处于亏空状态，地层能量保持不足。

因此，要提高油田产量，如何注水补充地层能量也是一个要解决的问题。

图5 ODPS27油田历年动液面变化关系图6 ODPS27油田历年累计注采比变化2.5井网部署和密度ODPS27油田采用边缘注水，先用反九点法面积注水开发，最终转五点法强化注水开发稠油，早期产量较高。

中后期由于地下非均质严重，注水效果不明显。

为了提高水驱效果，井网密度在不断加密，如图8，后期即使井网密度不断加大，注水效果依旧不明显，所以加密井网已经不能提高水驱效果，提高采收率。

图7 ODPS27 油田历年油井数图8 最终采收率与井网密度关系2.6当前开采现状下甲驱曲线预测储量与静态地质储量之间的关系如图9，B 1=0.014,A 1=0.5908,算得该水驱条件下地质储量为471.9543万吨，可采储量为185.0699万吨，采收率为39.21%。

而与该油田的静态预测的地质储量750万吨，可采储量200万吨相比还是有差距。

因而显示，当前开采方式已经不适合该油田的开发。

图9 ODPS27油田甲型水驱曲线3.影响因素分析研究由开发现状的研究，表明该油田的开发需要调整。

那么，需要先研究影响该油田开发效果的因素。

以下从粘度、厚度、非均质性主要影响因素方面进行分析研究。

3.1粘度从原油粘度初期在3000-30000mPa.s(50c 0)之间,分析生产数据完整的13口生产井的数据，5口开发效果好的井平均原油粘度为11716 mPa.s(50c 0)，8口开发效果差的井平均原油粘度为19239mPa.s(50c 0)，热采效果差的井平均原油粘度比热采效果好的井高出7523mPa.s(50c 0)。

从构造分析受重力分异和边底水氧化等作用, 原油具有构造高部位稀、低部位稠的特征, 平面上自北向南原油粘度逐渐增高。

热采效果好的井基本分布于断块北部构造高部位, 粘度相对较低。

而热采效果差的井大部分位于断块南部构造低部位, 粘度偏高。

原油粘度越高, 单井日油和累油就越低, 呈反比趋势。

原油粘度越低, 形成的泄油半径越大, 供油量也越大, 产量高, 粘度越高泄油半径小, 冷油很难流入泄油区, 采出量低。

原油粘度是影响开采的主要因素。

3.2厚度该油藏目前生产层共83层，总厚度373m,有效厚度为90m,平均小层之间的隔层厚度小于10m ，隔层阻隔能力不是很理想，因此细分层系可能效果不明显。

因此，厚度不是影响开发的主要因素。

3.3非均质性13口开采效果好的的油井渗透率为969310-⨯ um 2，5口开采效果差的油井渗透率为1388310-⨯ um 2。

开发效果与渗透率成反比。

可能的因素就是非均质性。

层内、层间、平面的非均质性，引起指进、水窜。

特别在高渗区，指进、水窜速度更加明显。

因此，非均质性是开发的主要因素之一。

3.4结论与认识1．从粘度与产量及各物性参数综合对比来看, 粘度低的井产量高, 粘度高的井产量低。

2．通过以上各参数的分析, 影响效果的主要因素是粘度, 其次非均质性。

3．在决定热采和分层注水以及堵水时，还应考虑厚度的影响。

对于很多隔层薄的小层，细分层系的风险还是很大的。

4.调整方案设计与优选4.1方案设计粘度成了主要制约该油藏开发的主要因素，对于稠油油藏，可以采取注活性水驱油、火烧油层、蒸汽吞吐、注蒸汽驱油。

而由于非均质的影响，注蒸汽驱油，更加容易气窜。

火烧油藏对油藏的破环较大，一旦实施，对油藏的伤害是不可修复的。

因此选择了注活性水和蒸汽吞吐两个方案。

注活性水和蒸汽吞吐，依然无法改变非均质的影响。

因此，对于非均质的影响，可以采取分层注水和堵水调剖的方式改善非均质的影响。

4.2方案优选考虑经济、技术和实施效果等多方面的因素，注活性水，对于活性剂的需求量很大，成本很高。

因此选择蒸汽吞吐技术。

5．结束语本次课程设计，刚开始不会excel画图，油藏工程还没开始上课，对水驱曲线也不懂。

在设计过程中，在谢老师和师哥的精心指导下，并且不断翻阅《油田开发地质学》、《油藏工程》，在图书馆借阅相关书籍和参阅很多相关论文和数据，终于完成了这次课程设计。