油藏分析

油藏分析（精选十篇）

油藏分析 篇1

1 以“MPa/100m”为单位的压力梯度约等于油气井内的流体密度 (g/cm3) , 从而根据压力梯度可以大致判断井筒内流体的相态

为了证明压力梯度与流体密度单位之间的关系, 我们先来回忆一下物理学中几个有关物理量的定义及其单位之间的换算关系。

帕斯卡 (Pa) :物体单位面积上所受液体或气体的压力叫做压强。在国际单位制中, 压强的单位是帕斯卡, 符号为Pa。根据这个定义, 我们知道1Pa=1N/m2。通常, 石油工程中将油气井中流体的压强称作压力, 单位用兆帕 (MPa) , 1MPa=106Pa。千克 (kg) :物体质量的单位。千克力 (kgf) 通常也称作千克 (kg) , 是力的单位。牛顿 (N) :在国际单位制中, 力的单位是牛顿, 符号为N。1N的力的定义是:作用在1kg物体上的力能产生1m/s2大小的加速度, 那么这个力的大小就是1N。重力 (G) :重力等于物体的质量 (m) 和重力加速度 (g) 的乘积, 即G=mg。其中, g≈9.8m/s2。在压强公式中, 液体的压力就是液柱的重力。有了这个标准以后, 我们再去考察1kg物体所受到的重力, 和这个标准比较, 就能发现1kg物体所受到的重力大约是其9.8倍, 故一般认为1kg物体所受到的重力是9.8N。即

1 kg=9.8N。此外还有:1 kg=103g, 1m 3=106cm 3。

上面所用的符号都是国际单位制符号, 其中用做质量单位的g是克, 用作长度单位的m是米, cm是厘米。有了这些知识做铺垫, 我们就可以将压力梯度的单位转化为流体密度的单位, 过程如下:

而g/cm3正是物质密度的单位。虽然井筒内的油、气、水的分布状态是复杂的, 但是, 根据压力梯度的数值, 在没有取样、没有做化验分析的情况下, 我们可以根据压力梯度与流体密度在数值上大致相等的数量关系, 粗略判断电子压力计所测深度的流体的相态, 如压力梯度接近0的为气相, 0.1～0.4的为油气混合相, 0.4～0.6的为轻质油, 0.6～0.9的为普通原油, 接近1的为水, 大于1的为盐水、泥浆等等。当然, 上述的数字范围不能当做教条来生搬硬套, 我只是想借用这些数字来说明问题而已。要彻底弄清油气相态和性质, 需要进行高压物性取样, 并对流体进行化验分析才能实现。

2 凝析气藏的压力梯度一般说来井底的最大, 井口的次之, 中间的最小

在凝析气藏的井筒中, 气体轻而处在井口, 液体重而留在井底, 这样说来, 井筒中的压力梯度从深到浅应该是逐渐减小的。我认为, 这是因为井筒附近温度较低, 导致凝析油以细小油滴的方式从凝析气中分离出来, 像浓雾一样聚集在井口附近, 从而引起了压力梯度的上升。凝析气藏的特点是温度越高流体越容易气化, 温度越低流体越容易凝结。井口附近的井壁温度较低, 凝析油会沿井壁向下流, 使井底的凝析油增多, 导致井底附近的压力梯度最高。

3 根据只有深度和井斜度的测斜数据表, 斜井的垂直深度应从深到浅逐段累加 (减) 计算

对于斜井来说, 压力梯度和温度梯度的计算需要测点的垂直深度。大多数的测斜数据表是斜深和垂深对应的, 在这种情况下, 我们可以根据测斜数据, 用求比例的方法 (内插法) 计算出测点的垂直井深;但是, 在某些油气田, 测斜数据表除了给出井底的垂直深度之外, 每个测点的深度却没有对应的垂深数据, 而只有对应的井斜角数据。由于斜井不同井段的井斜角各不相同, 我们就不能只根据测点附近的井斜角和对应的斜深笼统地进行斜深乘以井斜角余弦值的简单计算, 准确的方法是从井底已知的垂直深度, 根据井斜数据表向上一段一段地计算, 并将每一段的垂直长度累减到电子压力计的测点位置。这样的计算要用手工显然很麻烦, 因为测斜数据表的点距一般是25米, 如果电子压力计的测点位置离井底很远, 就需要做多次这样的运算, 既容易使人疲劳, 也容易出现差错。最好的办法是编一个简单的计算机软件, 帮助人们处理这个问题。

4 气——油界面或油——水界面的求法

在关井一段时间之后, 根据由重到轻的顺序, 从井底到井口, 流体的分布一般是泥浆、水、原油和天然气。关井时间越长, 这种分布越明显。于是, 就会出现气——油界面、油——水界面、水——泥浆界面等等。用电子压力计探测这些界面, 有的油田粗略地采取两点法计算, 即根据两个测点的深度和压力计算出井底附近的压力梯度, 再把最深处那一测点的压力当成水柱压力折算出水柱高度, 然后又用这个水柱高度除以刚才计算出来的压力梯度, 得到实际液柱的高度, 从而计算出液面在井筒中的位置。这个方法对于非自喷井液体密度比较均匀的液面的计算还是可行的, 但是, 若油井中含水, 则这个方法就欠妥当了。最起码油-水界面算不出来, 而且把油和水当成一种流体进行计算, 本身就是不准确的。对于有多相流体的油气井来说, 在关井较长一段时间以后, 各种界面的探测应该用高精度电子压力计加密测量, 才能做到准确无误。求取界面是用作图法和计算法配合进行。首先将测点的垂深作为横坐标, 将测点的压力作为纵坐标, 在平面直角坐标系中绘制垂深-压力关系图。对于均匀流体来说, 压力梯度是呈线性关系变化的, 同一种流体的数据点能够连成一条直线。相邻直线的交点在横轴上的投影就是相邻流体的交界面位置。用这样的方法可以求取气-油界面、油-水界面等等。当然, 井筒中油、气、水的分布并不是非常均匀的, 因此, 在将成串的数据点连接成一条直线的时候, 要尽量选择两头的数据点为端点来连接, 而且要使大多数点落在这条直线上, 这样才能求得比较准确的界面位置。

含气井开井不可求界面。因为这时气、液都在流动中, 液中含气、气中含液, 界面附近呈长段混合状态, 没有明显的交界面。

5 井口油压、套压不相等的原因

油藏工程复习总结 篇2

油藏的度量参数：油水界面、油柱高度、含油面积。

油气藏的力学条件之一：同一个油藏应该有统一的油水界面，不同的油藏应具有不同的油水界面。力学条件之二：同一个油藏任意一点的折算压力都相等。

油藏所在储集层中，位于含油边界之外的地层水称为边水，位于含油边界之内的地层水称为称为底水。

天然气的相对密度：地面标准条件下，天然气的密度与空气密度的比值。

天然气的体积系数：地层条件下的气体体积与等质量气体在地面标准条件下的体积的比值。天然气的压缩系数：恒温条件下单位压力的体积变化率。

原油的相对密度：地面标准条件下，脱气原油的密度与水的密度的比值。

原油的体积系数：某个地层压力下的原油体积与地面脱气原油体积的比值。

溶解汽油比：某个地层压力下原油溶解的气体体积（地面条件）与地面脱气原油体积的比值。绝对孔隙度：岩石的所有孔隙体积（连通孔隙与不连通孔隙）与岩石外观体积的比值。有效孔隙度：岩石的有效孔隙体积与岩石外观体积的比值。

表压：压力仪表直接测量到的压力数值Pgau。

绝对压力：流体本身具有的实际压力Pabs。

在同一地层深度处存在三个压力：流体压力Pw，数值最小；骨架应力Ps，数值最大；上覆压力Pob，数值居中。

压力系数：实测地层压力与相同深度处静水压力的比值。

余压：地层流体流到地面时的剩余压力，余压越大，表明地层流体自喷能力越强。地层压力降到饱和压力时的油藏采出程度定义为油藏的弹性采收率。

油井的表皮因子大小反应油井的完善程度或地层的伤害程度。

单位生产压差下的油井产量为油井的产能指数。

气井的产能：在特定的压力条件下气井的日产气量。

油藏地质特征及剩余油存量分析 篇3

关键词：油藏;地质特征;剩余油存量;分析

0 引言

众所周知，油类资源对我国的发展是至关重要的，因而油类资源的发展长期以来均是我国社会诸多方面相当关注的问题。鉴于油类资源在社会生活、经济发展等方面的重要影响，这便使得油类资源的供应成为了当前有关部门急需解决的问题，并且提高油藏的利用率也成为了解决该问题的有效手段。油藏中含有丰富的油类资源，在石油开采中因受自然环境及开采技术等因素的限制，油藏中或多或少的都存在着一定的剩余油，这些剩余的油类资源对缓解我国油类资源紧缺的状况有着重要的意义，所以，石油工作者应积极的对油藏地质特征进行研究，探寻出一条提高油藏利用率的方法，对油藏中的剩余油进行开发，以满足我国对油类资源的迫切需求。

1 油藏地质特征

油藏是油田的有机组成部分，可谓是石油开采的最终目的。正是因为新疆克拉玛依油田拥有着十分丰富的油藏，由此便成为了我国西部最大的石油生产基地，是我国油类资源的主要来源地之一。

油藏，简单的来说就是油类储存的单位，其中蕴含着丰富的油类资源。具体来说，主要涉及以下几方面的内容：①油层。所谓的油层就是用于蕴含石油资源具有孔隙的地层，虽然油层内含有石油但并不表示油层的每一部门都一定要藏有油类资源。而油藏是油层中的重要组成部分，其蕴含于油层之中，蕴含了丰富的石油资源，是石油开采的重点。②油藏的形成。油类资源通常会在地下有一个运移的过程，这种运移是自然界的自然规律，人类无法对其进行干扰。在油类资源不断运移的过程中有时会因为一些外力因素导致其进入一定的密封空间内，形成一个封闭圈闭的油类储藏空间，此类空间就是油藏。

油藏描述是针对油藏进行的一项综合性研究，其针对油藏的自然属性，开采潜力，利用价值进行全方位的研究，通过先进的技术手段对油藏进行三维立体描述。油藏描述主要包括以下几个方面：①油藏描述的理论依据。油藏描述是一项专业性很强的工作，因此在油藏描述过程中需要大量的理论依据作为依托，对油藏描述进行正确的指导。具体来说，油藏描述的理论依据包括沉积学、地质学等多方面的专业理论知识。②油藏描述手段。随着科技的不断进步，油藏描述手段也在不断的完善与创新，目前我国的油藏描述手段主要以电子技术为主，借助电脑等先进的电子设备对油藏进行综合的研究，确定油藏的地质地貌为油藏的开采提供有力的依据，保证油藏的顺利开采。

2 油藏剩余油分布

从油田开发的角度看，随着油田开發进入高成熟期，地下油水分布发生了巨大的变化，开采挖潜的主要对象转向高度分散而又局部相对富集的、不再大片连续的剩余油，甚至转向提高微观的驱油效率来。油藏精细描述旨在更精细、准确、定量的划分和预测出各级分隔体、隔夹层和岩石物性非均质性的三维空间分布规律，刻画出微小断层、微构造的分布面貌，建立精细的三维预测模型，进而揭示剩余油的空间分布规律。

2.1 油藏剩余油的含义

剩余油是目前石油开采过程中比较关心的问题，如何有效地对油藏剩余油进行开采是广大石油工作者急需攻克的难题。油藏的剩余油简单地说就是油藏在开采过程中剩余下来的油类资源。造成这种现象通常有两方面的原因，一方面是受到石油开采技术条件的限制。我国石油开采技术虽然一直在进步发展，但是石油开采技术仍存在一定的弊端与缺陷，在油藏开采的过程中造成油藏开采不净，出现剩余油的现象。另一方面则是因为油藏自然环境的限制。油藏位于地下，其地质结构具有多样化的特点，虽然现在科技手段可以对油藏的地质情况进行探测，但是在实际的工作中仍会受到油藏地质情况的限制，影响油藏的利用率。

2.2 剩余油的分布规律

剩余油的开采与利用可以有效的缓解我国油类资源紧张的问题，促进我国经济的发展。而对剩余油的分布规律进行研究可以有效的把握我国剩余油的分布情况，为剩余油的开采提供依据，推进我国剩余油开采的进行。具体来说剩余油的分布规律有两方面：从宏观的角度把握剩余油的规律。从整体上来看剩余油一般会存在于油藏开采过程中通过注水的手段未能开采到的地方或是开采不够彻底的地方。从微观的角度看剩余油的分布规律，相较于宏观的角度微观的角度更加的具体细致，因此从微观上说剩余油主要分布在一些驱油效率低的地方。

2.3 剩余油综合描述技术

除了上述我们所介绍的三种先进技术手段被运用到油藏工程的研究过程当中，剩余油综合描述技术也是油藏工程研究所采用的另外一项非常关键的技术手段。剩余油综合描述技术所包含的主要内容有：多层次模糊综合评判、密闭取心检查井、大型油藏数值模拟以及神经网络等。上述剩余油综合描述技术所包含内容的实现主要是通过自主研发的软件模块来实现的。这种软件可以对剩余油的描述精确程度达到百分之八十以上。因此，要想使得油藏工程的研究工作取得更大的成就以及得到更大的突破，我们必须做好剩余油综合描述技术在油藏工程研究当中的运用。

3 结语

总之，目前我国有些地区油类资源逐渐枯竭，剩余油开采的重要性随之越来越凸显。因此，在今后的工作中，石油工作者应进一步加大对剩余油开采技术的研究，提高油藏的利用率，从而最大限度的满足我国各个行业对油类资源的需求。

参考文献：

[1]黄应华.油藏地质特征及剩余油分析[J].中国化工贸易，2014（1）：250-250.

[2]王雪霏.关于油藏地质特征及开发对策研究[J].化工管理，2015（9）：155-155.

[3]李葛.数值模拟技术在剩余油分析中的应用[J].内蒙古石油化工，2014（4）：100-101.

油藏地质研究现状分析 篇4

油气藏是石油勘探、开发和储量计算的最基本单元, 也是油气聚集的最小单元。其基本要素主要包括:盖层、圈闭、储集层和充注系统。

1.1 盖层

盖层位于储集层的上面, 主要起到封隔储集层的效果, 在油层开发中起到保护层的作用, 可以很好的避免油气的向上逸散, 盖层的好坏对油气的聚集和保存有着直接的影响。通常可以将其分为膏盐类盖层、碳酸盐岩类盖层和泥质岩类盖层。其中, 泥质岩类盖层较为常见, 几乎产于各种沉积环境。

1.2 圈闭

圈闭是成藏组合评价的基本单元, 也是油气钻探和勘探的主要目标, 其可以对油气的运移进行有效的阻止, 适合于油气聚集、形成油气藏的场所。圈闭可以分为很多种类, 其在不同的时期, 受到勘探技术的进步, 对油藏的特征也有了更深入的认识。圈闭按照成因划分可以分为构造圈闭、水动力圈闭、地层圈闭和复合圈闭。由于圈闭类型是划分油气藏类型的主要依据, 因此, 相关人员对圈闭的研究对勘探具有重要的作用。

1.3 储集层

具有连通孔隙, 储集和渗滤流体的岩层都可以叫做储集层, 孔隙性和渗透性是其基本特征, 可以对油气的运移进行阻止, 并且将其聚集储藏, 储集层按照岩石类型来划分可以分为碳酸盐岩储集层、碎屑岩储集层和其他岩类储集层。

1.4 充注系统

对于一个圈闭来说, 可以通过不同路径来形成自己的油气藏, 它的烃源也可以来自生油岩。所以一定要通过合适的烃源和路径才能确保圈闭形成油气藏。致使油气生成的基本要素包括有机质丰度、成熟度和生油岩的类型, 这些要素也是组成油气藏内烃类和相态的重要参数。

2 油藏地质研究方法现状

2.1 构造特征

我国的大型油气田大多分布在深坳陷和边缘地区, 这里分布着较多的油气, 主要是因为沉降坳陷与沉积坳陷的重合发育是油气藏形成与富集的基础。

2.2 沉积体系和沉积相的研究

沉积相是研究油气储层的基础, 而沉积相研究的理论基础是沉积产物和沉积环境间对应的关系, 还原过去的古地理环境, 传统的沉积相研究方法主要是以地震资料和地表露头等资料为基础, 从层面构造等方面进行沉积相的分析。而目前我国沉积相分析研究是在岩心露头资料的基础上, 以沉积体系和沉积相的研究为前提, 结合所需要的沉积微相平面图和沉积相等资料, 建立沉积相模式。

2.3 储层基础地质特征研究

近年来, 我国油田开发工作不断扩大, 企业为了保障开发工作的顺利进行, 提高开发效率, 需要加强对储层基础地址特征进行研究, 为此, 对相关的储层资料要求也比较高, 关于储层基础地质特征的研究内容主要包括各种类别储层的岩性、物性、油藏的形成、几何形态和开采产生的影响力等方面, 其核心内容是对油藏地质的基础特征研究。

在以前的油气田开发过程中, 已经对油藏地质的储层进行了深入的研究, 随着生产和开发力度的进一步扩大, 我国已经基本形成了具有我国鲜明特色的储层研究方法, 主要包括在储层的物性、岩性、几何形体和含油性等方面的研究, 这是我国近年来储层基础地质特征研究的重大突破, 为我国现有油田的开发工作打下了坚实的基础。

2.4 油藏特征研究

油藏特征研究主要是对油藏地质的流体和压力进行分析, 从而为石油勘探和开发提供准确的方案, 油藏描述对数据的要求比较严格, 不仅需要详细的矿物学数据, 还需要量化沉积学和岩石物理等综合性的数据, 这些数据涉及了渗透率、饱和度和孔隙率等, 对油气的生产和开发工作具有重要的影响。

科学技术的日益进步加快了油藏描述技术的改进和升级, 在油藏描述的精度上也有了大大的提高, 主要表现在以下两个方面:一、通过先进的设备和技术进行油藏信息数据的采集, 提高了测试数据的可靠性, 可以对数据进行动态性的分析、处理和检测。另一方面, 信息技术的发展实现了油藏描述的“全面集成”, 将地下储层模型和测井集中在一个平台。

3 结语

综上所述, 盖层、圈闭、储层和充注系统作为油藏地质的基本要素, 通过地质建模和分析可以有效的对油藏地质情况进行有效的深入分析, 对砂泥组合中的储层物性和岩性等进行对比研究, 不仅明确了盖层和储层之间的关系, 而且明确了该砂泥岩组合中存在的油藏类型和油藏分布范围, 为油藏的开发工作提供真实、精细、可靠的基础地质信息。而基于我国现有油田开发现状, 在进行一些比较成熟的区域进行勘探和研究时, 需要进一步的开辟出精细并且根据油藏地质特征的研究新思路。

参考文献

[1]娄人娜.井一震一演联合地层对比技术在薄层复杂碎屑岩油藏描述中的应用.内蒙古石油化工, 2010 (2) :56-57.

[2]张文会.对锦611块油藏的地质情况的分析与研究[J].环球市场信息导报, 2012 (43) :43-44.

[3]李振华.复杂断块油藏储层地质建模研究[J].中国石油大学, 2010 (7) :75-76.

小营油田沙二段岩性油藏滚动做法 篇5

小营油田沙二段岩性油藏滚动做法

沙二段是小营油田一个重要的`勘探开发层系,沙二段油藏具有储层薄,埋深浅,储层物性条件好,油井产量高,不需要压裂改造即能生产的特点,是比较优质的储量.在梁203-10块的岩性油藏滚动勘探中,本文采用以区域油藏评价、精细储层描述技术和水平井滚动开发为步骤的滚动勘探序列,取得了较好效果.

作 者：李桂芬  作者单位：山东博兴县纯梁采油厂地质所 刊 名：内江科技 英文刊名：NEIJIANG KEJI 年，卷(期)：2009 30(3) 分类号：P61 关键词：小营油田   沙二段   岩性油藏   油藏   储层描述   水平井   滚动开发  

油藏分析 篇6

【关键词】古潜山油藏；开发技术；开采方式；优化设计

一、区域油藏特征

（一）构造特征

1、构造复杂：该区处于埕北、沙南、渤中、桩东、孤北等多个生油洼陷之间，呈众洼环山之格局，成藏非常有利。构造挤压、剪切、拉张等多期构造转换作用，造成潜山断裂裂缝发育，利于油气输导成藏。

2、地层剥蚀严重、地层断缺多：由于构造运动的差异升降，造成古潜山顶面差异剥蚀严重，地层保留状况不一，给研究古潜山储层发育状况带来较大困难。断层也是导致各断块地层差别较大的另一个重要原因，特别是潜山内幕断层发育，给地层对比带来了很大的挑战。

（二）储层特征：埕岛油田古潜山埕北地区发育巨厚的区域变质岩，其中以碎裂状混合岩化黑云母二长片麻岩裂缝最为发育，物性最好，产能最高，在Pt-Art不整面以下约250m范围内一般均为有效储层，储层厚度在100～150m之间。储集空间类型多，绝大部分为次生储集空间，按形态可分为孔、洞和裂缝3类。3类储集空间，大小悬殊，分布不均，其中以角砾间（溶）孔洞、晶间（溶）孔洞、构造缝（含溶蚀缝）为主，既可以单独储集油气，也可以两种或三种类型组合在一起，形成相互交错、相连的网络状的复合储集空间。

二、区块的开发特征

（一）区块间油藏天然能量及开发效果差异性较大：CB30潜山并不是一个具有统一油水界面的简单块状油藏，而是一个纵向上非均质极强、平面上因地层层位差异及断层阻隔互不连通的极其复杂的潜山油藏，各井区构造单元相对独立，天然能量差异较大。CB302井区弹性产率2.72-5.3×104 t /MPa，弹性产率较大，天然能量较充足。投产初期每采出1%地质储量压降0.6-1.8MPa。2004年3月CB30潜山整体投产，油井数增加，采油速度由0.25%增大到2.6%，地层压降速度增大，每采出1%地质储量压降3.8MPa，当压降扩大到一定范围后，发生边底水入侵补充能量而使压降速度有所减缓，每采出1%地质储量压降减小到0.5-0.7MPa。

（二）初期产量高，递减速度快，稳产难度：CB302井区天然能量充足，油井产量变化受含水影响较大。油井见水前同一油嘴条件下产量基本保持稳定或递减较慢，平均递减率16%。油井一旦见水，随着含水上升，油井产量迅速递减。低含水期（0-20%）含水每上升1%，产量下降1.4%，中含水期（20-70%）含水每上升1%，产量下降4.12%，高含水期（70-90%）含水上升1%，产量下降4.0%，说明油井在低含水阶段产量递减慢，中高含水阶段产量递减快，到高含水后期（>90%），含水上升和产量下降速度都明显减缓。

（三）油水界面变化形态复杂，油井见水时间及含水上升规律不同：CB30A-1、-5井投产即见水且含水上升较快，累积产油仅4.1×104t、0.13×104t时，油井因高含水停喷关井，而CB30A-C3井在累积产油7.33×104t时见水、CB30A-2井目前累积产油已达31.8×104t，含水60.4%。通过相关数据，分析认为潜山油井主要产层为一类储层，二、三类储层基本不出液，底水锥进或油水界面推进至一类储层底界时油井即见水，一类层底界越低，油井见水越快。

三、古潜山油藏开发技术应用及分析

（一）储层描述技术：利用FMI、CMR测井技术定量描述储层。成像测井（FMI）资料在进行地质构造分析，确定裂缝类型，定量计算裂缝孔隙度、裂缝宽度和裂缝的发育方向及分布规律、确定井旁的地质构造特征、裂缝的有效性和延伸情况以致确定地应力方向和井眼稳定性评价方面发挥了重要作用。

（二）油层保护技术

1、近平衡或欠平衡钻井技术：由于储层裂缝发育，钻井过程中，当钻井液的循环压力大于地层压力时，在正压差的作用下会造成大量工作液漏失，伤害储层，同时，正应力作用还会对储层造成应力敏感损害。

2、完井技术：对裂缝型油藏，完井方式不当往往会造成严重的储层伤害，为了保护油层，依据钻井过程中的油气显示及地层岩性特征，埕岛古潜山油井选择了两种完井方式。一种是裸眼完井工艺.主要优点是工艺简单、建井周期短、成本低、可以降低完井过程的油层污染程度，油井完善程度高，油层完全裸露，渗油面积大，产能较高。裸眼完井工艺的缺点是不利于油层改造、分层测试和注水且裸眼段中的地层容易坍塌。

（三）储层改造技术：部分井在钻井、作业过程中造成的污染或由于储层相对较差而产能低，达不到经济技术指标，针对油层深、井段长、地层温度高等困难，通过优化酸液配方，优化施工参数，实施酸压、酸化改造，提高单井产能。

（四）动态监测技术：引进毛细钢管测压系统，取得了准确的压力资料，有利于及时掌握地下动态，合理开发油藏。压力恢复、干扰试井资料与生产动态资料相结合，判断地层能量状况及井间、块间、层间连通状况。

（五）合理的开发方式及管理方法

1、开发初期，以油井工作制度的合理化为主，优化生产参数，延长油井无水采油期：对于有底水裂缝性潜山油藏，由于储层纵向和平面上的非均质性较强，绝大部分产量是在无水采油期和中低含水期采出的，因而如何有效控制水锥上升速度，延长油井无水采油期和中低含水期十分重要。因此油井投产初期，油井应控制在极限产量以下生产，延长油井无水采油期，油井一旦见水，采取压锥措施控制水锥进一步上升。

2、油井高含水阶段，对高含水井实施卡封堵水措施：对于裂缝比较发育的潜山油藏，随着油井生产时间的增长，油水界面不断上升。当底水锥井到井底时，油井即见水。随着含水上升，出水的大裂缝干扰上部出油层，油井产量不断下降。卡封底部出水层段，能排除下部出水裂缝对上部纯油带出油裂缝的干扰，发挥上部纯油层潜力。

四、认识及建议

（一）对于底水裂缝性潜山油藏，储层改造、控水堵水是保障油井稳产的重要手段。

（二）复杂古潜山油藏油井深度大，裸眼井段长，油层温度高，难以有选择性地针对目的层段进行改造，笼统酸压效果往往受到很大影响。建议在裂缝较发育的储层采取筛管完井，避免储层改造过程中造成井壁坍塌砂埋等问题，利于后期开发调整。

（三）油井开发初期产量尽量控制在极限产量以下，制定油井合理的工作制度，保持合理的压差开采，优化生产参数，减缓底水锥进速度，一旦出现底水上升甚至水淹时，建议采取间开的生产制度。

【参考文献】

[1]孔凡仙，林会喜.埕岛油田潜山油气藏特征.成都理工学院学报，2000

[2]袁静等.埕北30潜山带太古界储层特征及其影响因素.中国石油大学，2004

油藏动态分析管理平台建设探讨 篇7

随着各种油藏动态分析方法 (包括经验统计法、渗流力学方法, 数值模拟方法、物质平衡法等[2]) 的日趋成熟, 油藏动态分析逐步发展为油田开发的核心工作且贯穿于油田开发始终, 产生了很多的油藏动态分析软件。这些软件分析重点不同, 在各石油企业里得到了不同程度的应用。但因各类分析软件标准不统一, 缺乏对各阶段油藏动态分析工作内容和分析成果的统一管理, 使得油藏动态分析工作缺乏连续性, 满足不了油藏精细化管理的要求。本文以中海油实际需求为背景, 探讨如何构筑基于网络的油藏动态分析工作平台。

1 概述

经过多年的建设和优化, 中海油开发生产数据库各种数据已趋完善, 各种生产数据得到了及时的采集入库, 为各种分析工作准备了完善的基础数据。国内外主要的分析油藏动态分析软件 (例如:PEOffice、OFM、Eclipse) 为不同分析目的得到了不同程度的应用。

这些软件的成果标准和数据格式差别较大且相互独立, 为油藏动态分析工作带来了不便, 急需一个基于网络的信息平台来整合和规范这些软件的使用, 建立与开发生产数据库间数据通道, 提高油藏动态分析工作效率, 统一标准、实现协作与成果共享。

2 总体目标

以中海油现有开发生产信息系统为基础, 结合现有油藏动态分析软件, 建立一个基于网络的油藏动态分析管理平台, 搭建开发生产数据库与各分析软件的数据桥梁, 建立和完善基于网络的油藏动态分析规程, 实现油藏动态分析的规范化、标准化管理, 从而提高工作效率, 加强动态分析成果的管理和共享, 从而达到提高产量和最终采收率, 并提高经济效益的目的。

3 系统设计

3.1 总体架构

根据油藏动态分析管理平台的目标和设计思想, 本平台的主要任务是梳理岗位职责、完善制度、补充内容、统一动态分析规程。以现有的开发生产数据库为基础, 为分析应用软件提供数据输出接口、成果集成接口, 为油藏管理领导提供全面的决策数据, 及时的保存动态分析成果, 记录开发历程, 分享专家经验, 平台总台架构如图1所示。以开发生产数据库为基础, 引入非结构化存储保存各种地质图件、图片等分析成果, 实现分析规程 (C/S) 、专家支持 (C/S) 、成果订阅与发布 (B/S) 、协同工作环境 (Web Service) 等功能。

3.2 数据访问层

数据访问层使用Apache开源项目中的IBatis.Net作为数据访问基础 (如图2所示) 。IBatis.Net使用XML配置文件保存SQL语句, 作为实体和数据表之间的映射配置。不同的数据库之间SQL存在差异, 在编写时尽可能的使用标准SQL, 对于差异比较大的SQL语句可以提供多个映射文件来解决。在数据库格式变动时使用视图屏蔽这种差异化。

3.3 应用服务层

服务层承载着访问数据库、非结构化存储的服务, 为应用层提供数据服务。服务层的实现采用微软的WCF技术[3], 通信协议使用TCP, 在对数据量比较大的部分将采用压缩机制或自定义系列化的方式, 确保下载的数据量更小, 下载的更快。服务层将以Windows Service的形式存在, 在数据访问和应用之间添加了数据访问接口, 通过保证接口的稳定性以减少开发生产数据库的变动对平台应用的影响。

3.4 应用层

3.4.1 分析规程

油藏动态分析平台建设主要目的之一是使油藏动态分析工作标准化、规范化, 建立油藏动态分析规程是实现这一目的的主要手段。油藏动态分析规程就是要通过平台规范每个阶段的油藏动态分析工作的分析内容, 指定各项分析工作采用的基础数据、分析工具, 统一分析成果的质量要求和存储格式, 保证不同人员, 不同阶段的分析成果能够相互参考和对比。海上油气田油藏动态分析主要分为日常、月度、年度、阶段动态分析。

不同阶段及不同油气藏特征的动态分析内容和侧重点各不相同, 且随着油藏分析技术的发展, 各阶段油藏分析工作内容及要求也将随之改变。因此, 在平台设计中应充分考虑规程的可配置性和可扩展性。该平台采用插件式业务规程设计, 油藏动态分析模块的以微软的Smart Client Software Factory (简称SCSF) 为基础, SCSF提供独立插件和界面, 并实现各独立模块之间的通信, 这些插件被流程串在一起实现各种各样动态分析流程。

3.4.2 协同分析环境

协同分析环境是要将各种油藏动态分析软件集成到油藏动态分析管理平台中, 实现不同阶段分析分析工作能够在同一的平台上进行协作。由于不同的分析软件采用了不同的实现技术和体系结构, 要向异构系统提供数据, 集成各软件的成果就必须采用标准化的接口。

为了避免在分析应用软件发生变化时对整个平台造成不利影响, 使用配置文件配置各软件所需的数据格式, 并且制定数据提供的标准格式 (如图3) 。第三方软件直接向集成管理平台提供的接口发送数据请求, 集成管理平台通过查询引擎从开发生产数据库获取数据, 将数据压缩后通过标准的Web Service接口发送给第三方软件。

3.4.3 成果订阅与发布

油气田管理者通常只关注相关的油藏分析成果、指标等管理信息, 且不同的管理者关注的信息不尽相同。因此平台提供成果订阅和发布门户, 管理者可以根据需要进行成果订阅, 平台自动发布相应的分析成果、指标并推送到相关管理人员桌面。

3.4.4 专家支持

本平台的一大特点是分析流程的可配置性, 首先系统中可以根据一些专家的经验总结出一些流程包, 提供给用户使用, 但是实际的分析情况多种多样, 预设的分析流程包可能不适合用户的实际情况, 用户可以自行调整流程, 未来可以对用户自行调整流程的动作进行日志记录, 定期对日志进行数据的挖掘, 提炼出更好、更优的流程, 然后集成到系统中, 为新员工提供专家支持, 提高年轻的工程师分析问题的能力。

4 前景与展望

随着平台不断的维护和完善, 系统的流程化分析会越来越成熟, 系统中积累的专家经验也更丰富, 将一些易于量化的流程完全交给计算机来处理, 做到智能化分析, 逐步发展成为一个动态分析的专家系统。

摘要：各油田在生产油田数量规模剧增, 油气开采难度不断加大, 对油藏动态分析工作的质量和效率提出了更高的要求。目前, 各油田油藏动态分析人员使用的方法、软件和标准不统一, 成果数据不能充分共享, 给油田管理工作带来了一定的难度。本文介绍了基于网络的油藏动态分析管理平台建设方案, 通过信息化手段, 实现油藏动态分析工作规范化、标准化。

关键词：油藏,动态分析,管理平台,集成

参考文献

[1]丁长明, 丁长辉.油藏工程学的发展现状及认识[J].海洋石油, 2000 (3) :43-44.

[2]张校暔, 张云龙.油藏动态分析问题探讨[J].科技风, 2009 (23) :220-221.

[3]王慧斌, 王建颖.信息系统集成与融合技术及其应用[M].北京:国防工业出版社, 2006:15-27.

低渗透油藏产能递减影响因素分析 篇8

上产、稳产和递减阶段是油田生产的一般过程, 而对于低渗透油田来说递减阶段占有最主要的地位。因此进行递减规律和影响因素分析非常重要。然后, 影响产能递减的因素非常多, 包括油藏本身的静态参数以及实际生产时的动态参数。主要包括启动压力梯度、开发方式、孔隙度、渗透率、井网密度、地层压力以及初始含水饱和度等。本文通过对各因素进行统计分析, 并逐一进行分析, 确定影响研究区产能递减规律的主要因素, 为延缓产量递减措施的制定提供重要依据。

2 产量递减率影响因素统计分析

青海某油田沉积相为三角洲沉积, 储集层为三角洲平原相、前缘相的分流河道、砂坝、席状砂。储层物性以特低孔、特低渗透为主, 储集层平均孔隙度介于8%~15%, 渗透率波动较大, 平均在0.6~15×10-3μm2之间。

对该区油井产量递减规律与影响因素进行统计分析, 主要采取以下思路:结合各井区生产动态数据, 统计分析计算出年自然递减率;然后对单独区块进行单独统计动静态资料, 确定各区块不同的控制因素以及各影响因素的大小, 如孔隙度、渗透率、启动压力梯度等。以下具体分析各个影响因素对青海某油田油井产量、区块产量、油田产量的具体影响。

2.1 启动压力梯度

常规油藏流体不需要启动压力 (克服吸附层的阻力) 就可以进行流动, 而低渗透油田不同, 他必须有启动压力用以克服吸附层阻力流体才能流动。因此, 笔者选取该工区低渗透储层的启动压力梯度与油田相应的年自然产量初始递减率进行统计分析, 并绘制相应曲线可知:该油田年自然递减率值、启动压力梯度具有负相关关系, 也就是说启动压力梯度越大, 对应的初期产量越小, 年递减率也较小。统计结果还表明, 其产能递减规律符合理论推导公式:q0=EAe-DEt。因此表明启动压力梯度对低渗透油藏产能递减有重要的影响, 在实际应用中应当充分考虑。

2.2 开发方式

无论低渗透油藏还是常规油藏, 开发方式对单井产量递减都有重要的影响, 合理的布置开发方式将有利于提高采收率。本文以该油田中的X区块为例进行说明开发方式是否对递减率、递减规律有影响, X区块前期在进行大规模投产以后, 中后期并没有进行相应的井网调整, 因此可以探讨开发方式对产能递减规律的影响, X区块主要为注水开采前后期的影响。通过对X区块单井动态数据分析, 建立月产油和时间的对应关系, 从而计算出注水前后递减率值。

经过统计, 笔者认为注水前后月产油递减规律都符合指数递减, 注水前递减规律符合Q=45352.e-.00717t, 计算出递减率为7.1 7%, 注水后递减规律符合公式Q=27701.e-.00275t, 计算出递减率为2.75%, 分析可知注水对产能递减类型的影响不到, 只是注水后年递减率放缓, 整体来说开发方式影响相对较小, 在实际生产过程中, 对油藏进行注水开发主要是放缓递减率。

2.3 物性参数 (孔隙度和渗透率)

每个油藏都有自身独特的地质特征, 其中物性参数 (孔隙度和渗透率) 对产能递减影响较大, 通过分析统计储层物性参数 (孔隙度和渗透率) 与具体区块产能递减率的影响, 认为物性参数与年递减率成负相关关系, 也就是说孔隙度和渗透率的增大, 递减率减小。相应的, 递减规律也符合这个趋势。

2.4 井网密度

低渗透油藏的开发效果和与井网密度息息相关, 一般来说井网密度越大, 开发效果越好, 但钻井成本较大, 不可能肆意的扩大井网密度, 因此, 合理的布局井网密度对油田经济效益意义重大。

为了更好的说明该区井网密度和对应的年自然产量初始递减率的关系, 笔者选取不同开发方式 (注水开发、未注水开发) 进行分别统计。分析结果可知, 井网密度与年自然递减率成正相关关系, 井网密度越大, 采油速度增加, 能更好的控制油藏。但如果肆意的增加井网密度, 井网对油藏的控制并不会继续增加, 反而增加了井间干扰现象, 导致年递减率增加, 反而不利于油田经济效益的增加。也就是说只有合理的设计井网密度, 才会对油田开发产生积极影响。

2.5 地层压力

地层压力对油藏开发至关重要, 他是油气井开采的动力, 地层压力越高, 往往开发效果越好。不同区块、不同产层、不同深度的地层压力梯度不同, 对产能递减率以及递减规律的影响都不同, 因此, 选取不同区块的地层压力梯度与递减率作散点图 (图1) , 分析可知:压力系数与年递减率成正相关关系, 压力系数越大, 油井单井产量越高, 但后期地层压力降低, 产量也急剧下降。

2.6 初始含水饱和度

初始含水饱和度与储层的丰度关系密切, 选取研究区初始含水饱和度参数和相应年自然产量初始递减率进行统计分析 (图2) 可知, 区块年自然递减率与储层初始含水饱和度关系明显, 初始含水饱和度增加, 年自然递减率增大。

3结论

笔者还对其他静态参数和动态参数进行了统计分析, 这些因素对递减率的影响较小。因此启动压力梯度、井网密度、开发方式、储层物性、初始含水饱和度、地层压力是主要的影响因素。而其中井网密度、含油饱和度影响最大, 渗透率影响最小。在低渗透油藏开发中要充分注意以上6各参数的影响, 建立合理的模型制定合理的开发方案, 会更好的管理油藏。

参考文献

[1]孙玉凯.常用油藏工程方法改进与应用[M].石油工业出版社, 2007:20-36

华152区油藏动态分析评价研究 篇9

经过对国内5个油田设计和实际达到的采油速度资料统计结果表明, 采油速度和流动系数和井网密度之间之间存在着一定的关系[1], 如下:

式中:V0—采油速度, %;K—渗透率, m D;h—有效厚度, m;µ—原油粘度, m Pa.s;η—井网密度, well/km2。

计算得华152区长3油藏的合理采油速度0.66%。目前全区的采油速度为0.37%左右, 采油速度比合理值低。

2 井网系统设计

2.1 井网密度

据前苏联学者谢尔卡乔夫研究, 最终采收率与井网密度具有如下关系:

油田开发期限内原油销售收入的将来值V1为:

开发投资将来值2V为:

开发期限内维修及管理费用的将来值3V为:

式中:a—井网密度常数, 口/km2;ED—水驱油效率, %;ER—最终采收率, %;S—井网密度, 口/km2;G—原油价格, 元/t;i—贴现率;N—原油地质储量, 104 t;t—开发期限, 年;A—含油面积, km2;M—单井总投资, 元。P—单井年维修及管理费用, 元。

则净收入V为:

令V=0时, S即为极限井网密度Slim。

令

用交会法时, 当y1=y2时可求出极限井网密度。

当d V/d S=0时, S即为合理井网密度,

令

当y3=y4时可求出最佳井网密度。

计算得合理井网密度为12.1口/km2, 极限井网密度为85口/km2。

2.2 井距、排距的确定及优化

20世纪90年度末期就形成了我国裂缝性低渗透砂岩油藏的开发井网部署意见[2], 根据室内研究评价结果, 临界压力梯度与渗透率和粘度存在如下关系:

将其转化为技术极限半径Dlim与渗透率和粘度的关系式为:

另外根据前面计算的合理井网密度, 将井网密度计算结果折算成井距。井距公式的推导, 按不规则三角形井网考虑。公式如下:

综合来看, 对于华152长3油藏, 由于其属于低渗透油藏, 为了注水建立有效驱替, 提高开发效果, 考虑压裂增产措施, 该油藏可采取排距120-150m, 井距为480-500m的菱形反九点井网布井, 建议井距500m, 排距125m。

3 压力系统设计

3.1 采油井合理井底流压

3.1.1 由饱和压力确定采油井的合理井底流压

根据同类油藏开发经验, 当流动压力为原始饱和压力的60%~70%时, 采油指数最高, 华152长3油藏的饱和压力为8.91MPa, 由此可计算本区长3油藏采油井合理井底流压在5.3MPa~6.2MPa之间。

3.1.2 由泵效确定采油井的合理井底流压

合理泵效与泵口压力的关系如下[3]:

式中:N—泵效;P p—泵口压力, M P a;F g o—气油比, m3/t;a—天然气溶解系数, m3/m3/M P a;f w—综合含水, 小数;Bt—泵口压力下的原油体积系数。

计算得华152长3油藏采油井的合理井底流压在5.7~6.4MPa。经统计, 华152长3油藏油井目前的流压在6~7MPa, 平均流压6.5MPa, 高于合理流压范围, 应适当降低井底流压, 增加生产压差。

3.2 合理生产压差

3.2.1 根据最小可流动喉道半径计算生产压差

根据长庆油田的经验公式, 用最小可流动喉道半径法确定最大合理生产压差, 其公式为[4]:

式中:∆P—最大生产压差, M P a;0.077—实验室毛管压力与油层条件下毛管压力换算系数;cP—最小可流动喉道对应的毛管压力, MPa;Re—供液半径, m;cr—油井折算半径, m。

计算得华152长3油藏合理生产压差为7.6MPa

3.2.2 根据最地层压力和井底流压确定生产压差

华152原始地层压力为13.48MPa, 合理井底流压为5.7~6.4MPa, 应用公式可确定生产压差为7.08~7.78MPa。

综上所述, 通过上面两种方法计算得出华152长3油藏合理生产压差为7.08~7.78MPa。经统计, 华152长3油藏油井目前平均生产压差6.5MPa, 与合理压差相比偏低, 鉴于目前地层压力保持水平较低, 应调控注采比, 完善注采井网, 提高地层压力。

4 结论及建议

(1) 华152区长3油藏的合理采油速度0.66%。目前全区的采油速度为0.37%左右, 采油速度比合理值低, 应该适当提高采油速度。

(2) 合理井网密度为12.1口/km2, 极限井网密度为85口/km2。建议井距500m, 排距125m。

(3) 适当降低井底流压, 增加生产压差。完善注采井网, 提高地层压力。

参考文献

[1]李道品等.低渗透油田的概念及其在我国的分布低渗透油气田研究与实践[M].北京:石油工业出版社, 1998年6月:7

[2]李道品, 低渗透油田高效开发决策论.北京:石油工业出版社, 2003, 6

[3]钟显彪.对低渗透油藏提高单井产能与渗透率表征等技术的新思维[J].大庆石油地质与开发, 2004, 23 (6) :86286

低渗透油藏注水开发实践及效果分析 篇10

锦150断块位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡南段, 总体构造形态为向东南、西南倾没的断鼻构造, 开发目的层为中生界油层, 其埋深1693~1795m。含油面积1.2km2, 地质储量209×104t, 油层平均孔隙度为14.2%, 平均渗透率为38.5×10-3μm2。

断块2002年初全面投入开发, 由于储层物性较差, 油层渗滤阻力大, 天然能量低, 采油 (吸水) 指数低, 地层压力下降较快, 油井投产初期即表现为供液不足。地层压力由16.8MPa下降到2003年底的10.5 MPa, 若不转换开发方式, 到2009年全块将停产, 一次采收率仅6.74%。实施以注水开发, 进行二次采油的可行性研究, 已成为断块提高开发水平的关键环节。

2 断块精细注水技术研究及实施效果

2.1 室内物模研究为断块注水提供了科学依据

根据锦150块所作的油水相对渗透率曲线分析, 束缚水饱和度为39.9%, 残余油饱和度为34.15%, 油水两相区较窄, 为25.95%, 油水两相交点含水饱和度平均为54.5%。

岩心水驱油效率试验表明断块平均驱油效率达到40.23%。可增加可采储量49×104t。对锦150块中生界储层采用室内浸泡染色法进行了5块样品的润湿性测定, 油层强亲水。该块储层岩石为强水敏, 弱速敏。欢西油田注入水均为油田采出水经初步处理后的污水, 机杂、含油均较高, 其它区块注水开发结果表明油层的堵塞现象明显, 用净污水对岩心渗透率损害进行实验, 平均渗透率损害率下降至11.25~13.16%, 损害率下降1.2倍。

2.2 井网井距及开发方式

根据断块储量丰度、射孔厚度与经济产量的关系、油层内各砂岩组渗透率级差及原油物性差异, 压力温度系统, 国内外低孔低渗油藏的开发经验, 井网密度与采收率、经济极限井网密度方法等, 确定锦150块中生界采用一套层系、141m井距、面积注水的注水方式开发。

2.3 前期现场先导注水试验完善断块注水方案设计的科学性

由室内储层敏感性实验表明, 锦150块中生界油层泥质含量较高, 为典型的“弱速敏, 中等酸敏, 中等碱敏, 强水敏”低孔低渗油层, 断块实施注水开发必须解决低孔低渗油藏流体配伍性及油层注入能力的问题, 科学合理设计注水相关参数, 必须进行试注试验。

根据上述试验及研究结果, 结合油藏特点, 确定了锦150块中生界的试注方案, 选择区块南部的锦150-18-106井为试注井, 转注后, 井区生产形势得到明显改观, 日产液由36t上升到60t, 日产油由36t上升到58t, 井区压力上升到15.68MPa, 已接近于断块原始地层压力16.88MPa, 井区已年累增油达5250t。断块水驱见效快;层间动用较为均匀;增油幅度大。

试注结果表明, 断块适于注水开发, 注水开发方案是科学合理可行的。

2.4 断块精细注水效果评价

在该块运用配套注水工艺技术, 优化设计注水参数, 加大动态监测力度, 及时实施分注, 加强注采对应关系研究;完善注采对应关系;提高水驱波及体积及注水利用率, 减缓了断块平面矛盾。

通过全面转注及相应配套技术实施, 断块开发效果得到明显改善, 表现在:采油速度得到提高, 由1.4%上升到目前的2.66%。即日产液、日产油上升、含水下降, 日产液t上升了85t, 日产油由上升了68t, 断块注采井网趋于完善;地层压力得到恢复;通过断块转入注水开发, 油层压力得到一定的恢复, 油层动用较为均匀。

2.5 经济效益显著

截止到目前, 断块增油达到45722t, 按目前油价1200元/t计算, 创产值5486×104元;

计入前期投入及稀油操作成本:前期分层防膨费用为96×104元, 软化水费用为8元/t, 稀油吨油成本为282元/t, 到2008年5月底, 已注入水220324t, 总投入为847.37×104元, 创效达到1599.91×104元, 取得的经济效益是相当可观的。

3 结论及建议

1) 加强精细地质研究, 是实现断块高效注水开发的前提。

2) 注入水与储层配伍性研究, 提高注入水水质是实现断块高效注水开发的保证。

3) 试注过程得出的经验及优化的注水参数对于全块注水开发方案的设计具有较高的利用价值。

4) 断块采用小井网井距实施注水开发可为相似低渗油藏注水开发提供参考。

参考文献