油藏储层

2024-05-31

油藏储层（精选八篇）

油藏储层篇1

关键词：油藏描述,储集层模型,地质模型

油藏描述技术是近一十年随着计算机技术进步发展起来的一项综合评价汕气藏的技术, 是贯穿油气田勘探开发各个阶段的一项基木工作。一方而, 随着勘探和开发程度的不断提高, 许多易于被发现和认识的大油田己逐渐被发现和开发, 而有待于进一步发现和认识的油田的特征越来越复杂;另一方面, 目前我国乃至世界上的许多大油田都己进入高含水中后期开采阶段, 为了搞清高含水期老油田地下剩余油分布规律, 近一步挖掘己开发的主力油田的潜力, 提高原油采收率。这就要求石油地质工作者尽可能地掌握油藏的各种参数及其分布, 揭露出地下储层的真实特征, 为油气田开发、井网部署和方案调整等一系列问题提供可靠的地质依据, 以提高勘探开发效益。实践证明, 要对油藏认识客观、全面, 最关键、基础的一步就是精细描述油气储层和建立定量储层地质模型, 定量的储层地质模型可以直接为油气田开发、管理、开发方案调整等提供服务。

1 地质模型的概念和分类

油气地质模型研究是上世纪八十年代中后期兴起的一项用于油气描述和油气分布预测的复合学科理论和方法体系。它是集沉积学、储层地质学、构造地质学和石油地质学等地质理论, 数学地质、地质统计学和油层物理学等方法为一体的, 最大限度应用计算机技术进行汕气藏及内部结构精细解剖, 揭示油气分布规律, 建立能描述油气分布状况和流动特征的地质的、岩石物理的、成岩的、构造的、流动的及工程的等汕气参数地质模型。

储层地质模型是油藏描述的核心, 是储层特征及其非均质性在二维空间上变化和分布的表征。不同研究者从不同角度提出了不同类型的地质模型。

(1) 按开发或油藏描述阶段划分的地质模型:裘怿楠 (1992) 根据油田不同开发阶段的任务、资料精度及对地质模型的要求将储层地质模型划分为概念模型、静态模型和预测模型;

(2) 按研究的规模大小和层次性划分的地质模型;

(3) 按储层空间分布的结构特点划分的地质模;

(4) 按建模参数划分的地质模型:分为, 砂体或岩相的骨架模型和渗透率、孔隙度的物性模型。

2 储层地质模型的建模步骤

Damsleth等提出了2步建模步骤:第一步建立相分布模型, 在此基础上, 第二步建立不同相的岩石物性模型。基木思想是同一微相或岩相具有相近的岩石物理性质, 在相同的微相内建立岩石物性分布参数分布模型会较大提高预测精度。文献进一步提出了建立储层随机地质模型的3步建模步骤:建立构造模型、沉积微相模型和岩石物性模型。

3 储层建模方法

建立储层地质模型的关键技术是如何根据已知的控制点数据内插、外推已知点间及以外的储层参数估计值。即需要寻找和选择最能符合储层地质变量实际空间变化规律的数值计算模型, 来实现对储层特性的空间变化的正确定量描述。目前具体的建模方法很多, 大体可分为两大类, 一类为确定性的建模方法, 另一类为随机性的建模方法。

3.1 确定性建模方法

确定性建模方法认为所得出的内插、外推估计值是唯一解, 具有确定性。如传统的加权平均法差分法、样条函数法、趋势法以及目前很流行的克里格法等方法都属于这一类建模方法。目前常用的确定性建模方法主要有以下几种:

3.1.1 地震学方法

储层地震学方法主要是应用地震资料研究储层的几何形态、岩性及参数的分布, 即从己知井点出发, 应用地震横向预测技术进行井间参数预测, 并建立储层的三维地质模型。

3.1.2 储层沉积学方法

储层沉积学方法主要是在高分辨率等时地层对比及沉积模式基础上, 通过井间砂体对比建立储层结构模型。

3.1.3 克里格法

克里格法是以“区域化变量理论”为理论基础, 以变差函数为工具的一种井间插值方法。该方法与传统的其它插值方法相比, 具有以下特点:

(1) 克里格法不仅考虑己知点与待估点的影响, 而且也考虑己知点之间的相互影响, 即强调数据构形的作用。不同位置相互影响大小是用协方差 (或变异函数) 来定量描述的;

(2) 克里格法是严格内插方法; (3) 克里格法是一种无偏 (估计值的均值与观测值的均值相同) 、最优 (估计方差最小) 的估值方法。

3.2 随机模拟方法

随机模拟技术是地质统计学中继克里金估计技术之后, 迅速发展的一个新工具。随机模拟就是以地质统计学为基础, 综合岩心分析、测井解释、地震勘探、生产动态以及露头观察等多种来源的己知数据, 利用地质体某一属性己知的结构统计特征, 通过一些随机算法来模拟未知区这一属性的分布, 使其与己知的统计特征相同, 从而达到模拟储层非均质性, 直到预测井间参数分布的目的。随机模拟方法很多, 主要有布尔模拟方法、序贯高斯模拟、截断高斯模拟、分形模拟、模拟退火、LU分解方法、转向带等方法。表1对目前常见的几种建模方法进行了对比评价, 归纳总结出了各方法的适用条件以及优缺点。

4 结束语

目前, 储层建模技术的发展趋势是由定性向定量发展、确定性建模向随机建模发展、单学科建模研究向多学科综合建模发展、静态资料建模向动静态资料结合建模发展。为了较为准确、客观地建立起符合地下实际地质特征的储层地质模型, 在将来的工作中还需要不断地攻克和完善以下几方而的问题:

(1) 由于各种建模方法在其基木原理、复杂程度和应用条件诸方而均有所不同, 每一种方法都有它的适用条件、优点和缺点, 因此如何针对所描述的地质现象和参数的特点选择合适的建模方法将是建模研究的一大难点和重点;

(2) 建立完善的动、静态。

表1各种随机建模方法的比较。

资料库, 尽量综合应用多种资料, 降低模型的不确定性;

(3) 储层建模的各种方法不可能替代地质工作者的认识和经验, 因此必须加强和深化基础地质工作的研究;

(4) 对一些建模算法进行改进, 使其能综合不同类型的信息。

参考文献

[1]孙龙德.塔里木盆地轮南地区三叠系油气地质模型及油气预测研究博士论文) .2000

油藏储层篇2

模糊综合评判法评价尕斯库勒E31油藏储层

利用模糊综合评判数学模型方法,选取平均砂岩厚度、平均有效厚度、平均渗透率、变异系数、孔隙度、油砂体钻遇率6个评价参数,对尕斯库勒E31油藏储层进行模糊综合评判,将该油藏储层划分为3个大类、9个亚类,尕斯库勒E31油藏储层主要为二类油藏储层.

作者：方世跃王洪辉 FANG Shi-yue WANG Hong-hui 作者单位：成都理工大学能源学院,成都,610059刊名：成都理工大学学报(自然科学版) ISTIC PKU英文刊名：JOURNAL OF CHENGDU UNIVERSITY OF TECHNOLOGY(SCIENCE & TECHNOLOGY EDITION)年，卷(期)：200734(6)分类号：O29 TE122.24关键词：模糊综合评判储层评价尕斯库勒E31油藏

研究低渗透油藏储层改造保护技术篇3

一、储层损害地层相关性分析

1. 敏感矿物

敏感矿物主要是粘土矿物, 据相关资料记载[1], 在低渗储层中包含了高岭石、蒙脱石等矿物组份, 含量都比较高, 而水敏、酸敏等伤害的造成都与这些组成成分有关, 资料中分析其伤害程度普遍在40%左右, 最高的甚至达到90%。

2. 孔隙结构

通常来说, 低渗储层都有孔喉小、渗透度低、结构复杂等特点, 这都会给低渗储层受外来物流损害的机会, 后果不堪设想。而且在勘探的过程中因为上述原因造成水敏的损害率几乎都在80%左右, 这对经济效益的影响是非常大的。

3. 孔隙压力

低渗储层是通过微裂缝进行导流的, 因此它在应力变化中需要闭合。如果渗透对应的孔隙压力比正常的压力梯度要低, 那么低压会对钻井、固井等工作带来困难, 而压差过大的话, 损害程度就难以恢复了。此外, 大多的储层都存在一定的泥页岩层, 这会增加更大的应力。

4. 储层温度

据调查[2], 大多数的低渗透油层都会埋藏在2000m以上的深处, 温度都比较高, 通常会在80℃以上, 最多的可高达150℃, 但目前还没有发现储层的异常地温。

二、储层损害的原因分析

1. 液相侵入造成的损害

由于低渗储层的孔道比较窄, 而毛细管效应很容易使得水锁效应发生, 这样就会很大程度地减少了储层油气通道, 所以在防止水锁造成的损害的措施中要有效控制钻井液滤失量。在当前的形势下, 处理损害的办法是加一些表面的活性剂在工作液当中, 这样可以有效降低油水界面的张力, 将毛细管的阻力减少。此外, 液相侵入后通常会引发很多敏感的损害, 尤其在粘土水化后发生膨胀出现了水敏损害。而在储层中会有很多的粘土矿物, 这些都会使水化膨胀的现象发生, 让颗粒状的粘土被分开运移, 最终导致孔喉的阻塞。如果储层的流体与液相并不能合理搭配, 那么孔喉会因为粘土的水化和膨胀导致其更加缩小, 严重影响了渗透率的下降。可以这么说, 在进行多种作业的工作中低渗油气层产生了液相侵入的情况, 就很有可能导致储层受到了损害。

2. 外来固相堵塞损害

通常来说, 渗透率和孔径的平方要保持正比。而孔隙的体积比1μm小的比例通常在40%~90%之间, 当前所采用的工作液中粒径比2μm小的比例非常小, 因此, 即便正压差很大, 平衡钻井在实施的时候固相颗粒进入储层仍然不会很深, 还会通过射孔被穿透到固相污染地带。所以往往在工作中低渗储层之所以受到损害原因一般不会因为工作液的固相问题。

3. 结垢造成的损害

如果储层的流体和外来的流体发生了不配伍的情况, 那么就会产生沉淀物, 这种沉淀物就是结垢, 通常会在岩石的表面滞留, 对孔道会产生缩小甚至堵塞的影响。结垢沉淀以后可将其分为有机和无机, 常见的无机垢包括硫酸钡、石膏等, 而有机垢则是储层受到堵塞以后在润湿层出现的反转, 使得储层的渗流能力下降。

4. 敏感性损害

由于在低渗储层里会含有一些粘土矿物, 这些敏感性的矿物接触到外来流体以后会发生反应, 这些反应生成会给地层造成损害, 而最主要的损害方式就是水敏损害, 因为在低渗储层中的胶结物孔喉比较小, 含量却很高, 而外来流体无法与低层配伍, 那么就会使孔隙中的粘土分散产生膨胀, 缩小孔喉, 其渗透率就会下降[3]。

三、储层保护技术分析

1. 储层保护技术在钻井工作中的应用

储层保护技术在钻井工作中应用十分广泛, 因为钻井不但可以发现以及生产井的产量, 还会对以后的作业有积极的影响, 这关系着勘探技术的提高以及经济效益的大幅度上涨。因此, 以下针对钻井工作中产生的储层损害分析保护的措施: (1) 达到钻井的相关要求, 充分考虑钻井液在流变性、封堵能力等方面的问题, 使其保持稳定, 还要将液相以及地层的流体适当搭配, 保证对周边环境不会造成污染和损害; (2) 特殊情况下可以采用暂时堵塞的措施, 防止堵塞蔓延; (3) 控制好钻井液的用量和滤失量, 不要让滤液过多地进入到地层, 还要加入适量的粘土膨胀抑制剂以提高矿化度; (4) 将欠平衡的压力值进行科学合理的计算, 要将其控制在3.5MPa之内; (5) 有效将钻井液表面的张力降低, 使润滑性在接近地层附近发生改变, 这样可以增大生产压力。

2. 储层保护技术在固井工作中的应用

固井的工作十分重要, 因此要加强对损害程度的重视。采用屏蔽暂堵的方式进行油气层钻井工作, 也可以采用无渗透钻井液的技术, 总之要形成有效的屏蔽环以及无渗透的保护膜, 防止水泥等颗粒或液体进入到油气层中。再充分考虑储层的特点以及具体的施工情况, 适当地减组、调凝, 观察各项指标的合理性, 使其满足施工要求, 从而提高环空层间封隔的质量。而在施工中必须保证设计精心与组织的严密, 加强严格的质量控制。

3. 油层保护技术在射孔工作中的应用

射孔是为了要在油气层和井底之间形成良好的通道, 减少堵塞的可能性, 这对油井的产能、油流压差都有很大的影响。要在射孔工作中尽量减少油层的损害, 可以通过以下的保护措施进行保护: (1) 将射孔的参数优化; (2) 在聚能射孔弹的选择上尽量选用穿透能力较强的; (3) 优化射孔技术; (4) 选择射孔液必须提高要求, 使其在不配伍的情况下不会损害地层; (5) 减少浸泡短压井液时间; (6) 尽量选择负压射孔技术的应用[4]。

4. 油层保护技术在试油工作中的应用

试油工作在勘探开发中属于比较重要的方法之一, 对油气田开发的效果能够产生重要的影响。因为受到油层地质或是工艺等方面的影响, 低渗透油藏的试油测试需要进行很多的作业或改造, 影响因素越多, 作业的难度就越大, 而且作业次数不断增加除了会导致成本的增加, 还会造成油层的损坏, 影响产能, 如果损坏比较严重, 还会增加解堵的工作。要预防造成的损害, 首先就要通过储层保护技术来优化井液的质量, 减少损害, 其次要根据其特点仔细研究解堵体系, 减少测试所花费的时间, 从而减少浸泡的时间, 这样也能够有效减轻储层损害。

5. 油层保护技术在油层改造中的应用

在改造过程中, 油层会受到酸化等改造工作造成的影响, 而且应力发生变化后, 很多的流体会渗入地层, 造成储层损害很难避免。由于孔喉比较细小, 渗透率不高, 容易造成乳状的矿物发生堵塞, 这时必须加入一些破乳剂才能使乳状液稳定性发生变化, 从而增强堵塞后油层的返排能力。此外, 在油层改造过程中还有可能会导致压裂的情况, 做好预防和保护措施主要包括以下几点: (1) 在选择压裂液的时候保证其低残渣、小滤失量; (2) 加入粘土破胶剂、稳定剂等; (3) 优化施工; (4) 及时返排压裂液。

结束语

综上所述, 储层受到损伤对储量和产能都会造成一定程度上的影响, 因此, 必须合理地制定储层改造和保护的方案, 运用保护技术, 做好低渗储层的保护工作, 使其勘探和开发的效果得到提高, 从而为我国石油发展做出贡献。

摘要：本文对低渗透油层的重要保护功能进行分析, 叙述与之相关的地层特征和油层的潜在隐患, 并在钻井、射孔、作业等多方面分析储层损害的原因, 由此展开对改造保护技术的探讨和研究。

关键词：低渗透油藏,储层改造保护,保护技术

参考文献

[1]张艳辉, 程凤莲.低渗透油藏储层改造技术研究[J].内蒙古石油化工, 2012, 11 (12) :46-48.

[2]张秀灵, 张海青.低渗透油藏储层保护技术研究进展[J].石油化工应用, 2013, 32 (02) :10-13.

[3]杨贤友.低渗特低渗储层的潜在伤害问题及对策[J].石油工业技术监督, 2012, 12 (06) :14-18.

油藏注入水对储层损害的研究篇4

1 某油藏储层特征分析

1.1 孔渗特征分析

通过对某油藏孔渗特性进行分析, 储层孔隙度介于9.3%~23.86%之间, 平均孔隙度为16.69%, 绝大多数样品渗透率在0.53~76.2×10-3μm2之间, 平均渗透率21.69×10-3μm2, 个别样品渗透率在101~300×10-3μm2之间, 属于中孔低渗储层。

1.2 岩石学分析

某油藏储层以极细、细粒长石岩屑砂岩为主, 碎屑物中石英含量27.3%, 钾长石含量17.2%, 斜长石含量7.8%, 岩浆岩为13.9%, 火山碎屑岩31.3%。碎屑颗粒次圆-次棱状, 分选性中-好, 颗粒主要以细砂、粉砂为主, 粒径在0.06~0.25mm之间, 颗粒接触方式为点接触为主, 少许点-线接触, 支撑类型为颗粒支撑, 面孔率平均为5%。

岩石胶结以钙质为主, 孔隙式胶结, 胶结成分中含铁粘土占2.25%, 方解石、硬石膏各占4.3%, 方沸石占1.5%。方解石、方沸石、硬石膏充填孔隙, 含铁粘土呈薄膜状分布, 部分岩样有裂缝, 被硬石膏充填。储层岩石较疏松, 颗粒普遍遭溶蚀, 颗粒轮廓清晰, 粒径细小, 粒径分选好, 磨圆度次棱至次圆。粒间孔发育较好, 孔隙连通性较好, 微孔发育较好, 可见颗粒内溶蚀微孔、碎裂缝。自生粘土矿物可见少量伊蒙混层呈片状或卷曲丝发状, 分布于颗粒表面。

1.3 粘土成分及岩石粒度分析

通过岩样X-衍射分析, 某油藏储层岩石粘土矿物中不含单独的蒙脱石, 粘土矿物以伊/蒙混层为主, 平均占58.08%, 伊/蒙混层中蒙脱石占70%;其次为伊利石, 平均为22.5%, 绿泥石平均为11.6%, 少量高岭石, 平均为7.8%。

总体上从泥质含量及粘土成分数据看, 目的层泥质含量较少, 蒙脱石成分较低, 表明储层水敏性不强, 另外伊利石、高岭石较多, 且孔喉细小, 易发生微粒运移或速敏损害。

某油藏储层主要以粉砂极细砂岩为主, 粘土含量低, 微粒来源多、粒度小, 易产生微粒运移。

2 地层水及注入水水质分析

通过对红南2-45井地层水及注入水水样进行分析表明, 地层水水型为CaCl2, 矿化度为12989mg/L;注入水水型为Na2SO4, 矿化度为7450mg/L, 注入水矿化度低于地层临界矿化度, 且水型不同。

在水质分析的基础上, 将注入水水样与地层水水样用G4砂芯漏斗过滤后, 按不同比例混合, 在60℃条件下反应24小时, 观察其结垢情况。通过观察发现地层水与注入水7:3混合后出现少量微粒垢, 地层水与注入水1:1混合后也出现少量微粒垢, 但数量相对较少, 地层水与注入水3:7混合后无明显微粒垢。表明地层水与注入水部分混合产生轻微结垢。

3 注入水对储层的损害分析

由于注入水与地层水水质按不同比例混合后会产生结垢现象, 进行了两种方式的注入水岩心损害评价实验。一是注入水速敏影响实验, 其评价实验方法是:首先岩心饱和模拟地层水后, 在低于临界流速下进行地层水初始渗透率测定, 然后进行不同流速下 (从0.1mL/min开始) 注入水渗透率测定实验, 观察注入水不同流速下渗透率变化情况;二是进行注入水一定流速下损害实验, 其评价方法按照SY/T5358-2002标准中单项流体评价进行。

3.1 注入水速敏影响实验

选取32#岩心进行不同流速下渗透率变化实验, 实验曲线如图1所示。32#岩心在0.1mL/min初始地层水渗透率为1.56×10-3μm2, 而同样流速下注入水渗透率为1.25×10-3μm2, 渗透率下降19%, 产生少量微粒运移堵塞。随着注入水流速上升, 微粒运移增多, 渗透率一直下降, 在流速1.0mL/min时微粒堵塞冲开, 渗透率逐步上升。当流速为0.25mL/min时, 出现15.5%的渗透率损害, 表明岩心临界流速为0.10mL/min。该岩心注入水速敏实验反映出, 地层微粒运移较为严重, 导致渗透率下降大, 速敏指数为36%, 为中等速敏损害。

综合分析岩样的注入水速敏实验数据, 表明储层岩性非均质, 由于注入水矿化度低于地层水, 微粒运移严重。现场注入水量大小对地层渗透率影响较大, 稳定微粒运移成为注水过程中关键。

3.2 注入水损害评价实验

选取29-2#岩心进行注入水损害评价实验, 实验曲线如图2所示。在驱替流速0.2mL/min的条件下, 地层水渗透率为24.41×10-3μm2, 注入水注入静止24小时后渗透率为18.91×10-3μm2, 渗透率下降22.55%, 造成弱损害。

4 结论

(1) 油藏储层泥质含量较少, 蒙脱石成分较低, 表明储层水敏性不强, 另外伊利石、高岭石较多, 且孔喉细小, 易发生微粒运移或速敏损害。

(2) 地层水水型为Ca Cl2, 矿化度为12989m g/L;注入水水型为N a2S O4, 矿化度为7450mg/L, 注入水矿化度低于地层临界矿化度, 且水型不同, 地层水与注入水部分混合产生轻微结垢。

(3) 注水开发时地层微粒运移严重, 渗透率下降大, 速敏指数为36%, 为中等速敏损害。

(4) 通过注入水损害评价实验, 在驱替流速0.2mL/min的条件下, 地层水渗透率为24.41×10-3μm2, 注入水注入静止24小时后渗透率为18.91×10-3μm2, 渗透率下降22.55%, 造成弱损害。

参考文献

[1]杨建, 康毅力, 吴娟, 等.富含铁致密砂岩储层的酸敏性评价[J].油气地质与采收率, 2006, 13 (6) :70-72[1]杨建, 康毅力, 吴娟, 等.富含铁致密砂岩储层的酸敏性评价[J].油气地质与采收率, 2006, 13 (6) :70-72

油藏开发中精细储层描述方法及应用篇5

近年来, 随着勘探上高精度三维的部署, 开发阶段对于储层预测精度的要求也越来越高。而地震资料无论用于常规的构造解释, 或是用于岩性、物性及含油性的预测, 都具有其本身难以克服的多解性问题。因此如何既能保证预测精度, 又降低多解性就成为储层精细预测的难点。

2 技术方法

一般来说, 开展高精度储层预测的基础是高精度的地震资料, 而实际上现有资料往往达不到这一要求。因此根据实际情况, 一方面要做好地震资料的处理工作, 尽量做到保幅和提高分辨率;另一方面, 针对江苏油田储层薄、横向相变快、连续性差的特征, 要做好测井曲线预处理、岩石物理分析、储层精细描述等工作[2]。

2.1 地震资料分析

在地震资料高分辨率、高保真处理工作过程中, 要求处理人员提供过井点位置的CRP道集资料。在过井点处的地震资料品质分析、层位标定的基础上, 确定部分角道集的划分方案。叠前反演所用的地震资料必须保证近、中、远角道集资料的相位一致性。

2.2 测井曲线分析与处理

在进行测井曲线分析与处理之前, 处理人员必须要建立起测井曲线质量控制的理念, 将曲线分析与处理工作贯穿整个反演预测流程。

在储层预测中, 井曲线是沟通地震与地质之间的的桥梁, 同时也是受人为影响最重的因素之一。井曲线存在的问题不仅多, 且具有很大的多解性, 因此对测井曲线的处理工作是保证储层预测精度的基础。一般所利用的测井资料主要来自目的区块以及其附近或者沉积条件相似的区块内。

井曲线一般存在以下及方面的问题:

(1) 各井之间曲线不一致;

(2) 井眼垮塌造成的泥岩段测井曲线严重失真或曲线局部异常;

(3) 井曲线缺失。根据近年来的工作, 总结出了一套测井曲线处理流程:

2.3 岩石物理建模与分析

2.3.1 岩石物理建模

岩石物理建模主要解决两方面的问题:

(1) 模拟各种岩石弹性参数和储集层参数之间的联系;

(2) 通过岩石物理模型不仅可以预测横波时差曲线, 且正演出的弹性曲线更接近原状地层的岩石物理特征。同时岩石物理正演出的曲线及各种弹性参数直接控制着反演结果的精度及可靠性, 而其基础是地质、钻井、测录井、试油、试采等资料。

因此为了得到准确的正演结果, 应做好以下几个方面的工作:

(1) 确定岩石骨架参数。砂岩骨架的纵波速度与密度一般根据多口井取芯的岩芯孔隙度与纵波时差交会图来确定, 也可根据中子-密度交会来确定。通过中子-密度交会、结合实测资料, 可以确定泥质骨架纵波速度及密度;

(2) 建立流体及颗粒的模型。

(1) 确定混合流体中油、气、水各自的体积成分含量及各自所占的权重;

(2) 骨架颗粒的长宽比, 它确定着骨架与胶结物之间的接触关系。这些参数起到连接骨架模型与流体模型的作用, 在确定这些参数时需要时刻关注正演曲线的泥岩段与含流体段是否符合实际岩石物理特征;

(3) 正演曲线的交会分析, 交会分析是对正演出的各种弹性参数及曲线进行质量控制的一种手段。通过岩石物理建模, 可以预测出纵波阻抗P-imp、横波阻抗S-imp、纵横波速度比Vp/Vs、泊松比σ、拉梅常数λ、切变模量μ、体积模量K、同时还可以衍生出杨氏模量E、λρ及μρ, 进行交会分析必须使这10种参数之间的关系符合地层的岩石物理特征。

2.3.2 岩石物理分析

储层物性和流体性质敏感性分析是进行叠前反演的前提和基础, 通过岩石物理建模, 岩石弹性参数和储集层参数之间的关系更加明确, 在此基础上进行弹性参数交会分析, 可以明确对岩性、物性、流体性质敏感的弹性参数组合, 从而建立精细、可信的岩石物理解释量版, 为叠前反演提供岩石物理基础资料。高集地区阜二段储层为砂岩与泥灰岩, 因此两者的岩性、物性的敏感性参数也不一致, 因此必须找到即能将两者区分开又能对其开展储层描述的弹性参数。

3 应用效果

通过钻井统计分析, 发现本区砂岩百分含量>45时发育残留水下分流河道, 砂岩百分含量在30~45之间时发育浅湖沙滩, 砂岩百分含量<20时主要发育浅湖泥湾。

本区E1f23以滨—浅湖亚相沉积为主, 物源主要来自西南部。在工区内发育多支水下分流河道, 一支是由西南至G6块向东推进、一支是由西南至G6、G7块之间向东推进, 同时还发育一支向G4井方向的分支、一支由西南至G7块向东北方向推进并发育多条分支、一支由西南至G2井向东北方向推进至G5井以北。同时在工区的西北部发现由北向南的水下分流河道、在工区东南部发现由西南向东北推进的一个小的水下分流河道。浅湖沙滩主要发育在残留水下分流河道的两翼, 而浅湖泥湾主要发育在河道间、工区西部及东北部水体较深的部位。E1f23的1~4砂组相对于E1f23的5~7砂组沉积时期物源方向不变, 但水体变深、残留水下分流河道变窄、浅湖泥湾发育。

本区E1f22沉积时期水体较深, 物源主要来自西南部。以滨湖亚相沉积为主, 本区主要发育碳酸盐岩席。主要分布于高集-崔庄等水体较深区域, 以生物灰岩为主, 生物介壳保存完好, 成层分布, 一般与灰黑色泥岩或页岩伴生。

综合分析, E1f22-2灰岩沉积微相为生物碎屑灰岩沉积, 储层厚度分布相对均匀, 局部出现尖灭区, 主要分布在G6块东北部及南部地区, G1井附近出现小范围的尖灭区。整体厚度较大的区域为G7井至G14-8的井东西向范围, 厚度4~6m, G6块南部、中西部、G7-17、G11-2、G7-19、G7-24、G1侧等井附近厚度较薄, 厚度<2m。

摘要：在油田开发阶段的中、后期, 含油单砂体平面分布特征是精细油藏描述的主要内容。本次研究针对高集地区的开发需求, 从地震、钻井、测录井资料分析入手, 在测井响应、岩石物理及井震关系研究基础上, 通过精细的构造解释与储层预测, 对储层厚度、物性变化特征进行综合分析与评价, 为开发井网的科学部署、注采配套措施的完善、水平井的高效实施提供了决策依据。

关键词：油藏开发,构造解释,岩石物理,储层预测

参考文献

[1]沈财余, 江洁, 赵华.测井约束地震反演解决地质问题能力的探讨[J].石油地球物理勘探, 2002, (04) :1

油藏储层篇6

中国潜山油气藏勘探历经40余年, 在渤海湾、准噶尔等盆地发现了数十个潜山油气藏, 潜山勘探取得了辉煌成绩, 潜山研究也取得了很多重要认识[1]。但勘探发现主要集中于易于识别的潜山, 而且油气成藏条件较优越。“十五”以来, 通过加强基底结构、潜山内幕及潜山顶部不整合面等方面的研究与勘探实践, 认识到内幕型潜山的成藏条件仍然较好, 实现了潜山勘探由山头到内幕型的转变, 本文旨在总结胜西低潜山油藏储层特征及成藏模式, 为潜山内幕勘探提供指导和依据。

1 区域概况

大民屯凹陷为辽河坳陷北端的一个次一级构造单元, 向北与沈北凹陷相连, 面积约800km2。区内由下至上发育太古界、中上元古界、古生界、中生界、古近系、新近系和第四系。胜西低潜山构造上处于大民屯凹陷东胜堡潜山西侧, 南部紧邻荣胜堡洼陷, 面积近200平方公里。自2000年开始, 大民屯凹陷进入精细勘探阶段[2,3], 但由于该区基底埋深大, 断裂复杂, 岩性多样, 储层非均质性强等特点, 缺乏对该区储层及油藏的系统性研究和认识。

2 构造特征

2.1 断裂特征

胜西低潜山位于大民屯凹陷西部地区中段, 根据断层面的产状与地层产状的相对关系, 该区断裂可分为三种组合形式:即反向正断层、同向正断层和逆冲 (掩) 断层。由于断层的互相交错、切割, 在破碎地层的同时, 对油层分布有一定的控制作用, 根据断层走向, 该区断层大体上可分为北东至北东东、北西、近东西向三组, 以北东至北东东向断层为主。

2.2 构造格局

胜西低潜山为东胜堡~静安堡二级构造带西侧的低潜山, 东侧为东胜堡断层, 西侧为前进断层, 北部与静安堡潜山相接, 南部延伸至荣胜堡洼陷。该低潜山主要为受北东向西掉断层控制下的翘倾断块潜山带, 总体上为一个东倾的单斜形态, 被多条次级断层分割成若干断块。

3 储层特征

3.1 储层岩石类型

据该区岩心及录井薄片资料分析, 太古界潜山岩性主要为长英质黑云斜长变粒岩、浅粒质混合岩、碎裂混合花岗岩以及角闪质混合花岗岩, 部分井段见燕山运动晚期侵入的基性岩脉, 岩石主要成份以长石为主, 其次为暗色矿物, 少量石英, 花岗变晶结构, 块状构造。由本类岩石类型构成的潜山, 由于暗色矿物含量较低, 岩石脆性较强, 在构造活动过程中, 易产生构造裂缝, 形成好的储层。

3.2 储集空间

3.2.1 储集空间类型

根据岩心观察、岩心化验分析、常规测井及成像资料处理解释, 表明太古界储集空间具有双重介质的特点, 储集空间为具双重孔隙结构的孔隙-裂缝性储层, 孔隙类型主要有次生溶蚀孔隙、次生交代孔隙及晶间孔隙, 裂缝主要有构造缝、溶蚀缝、解理缝 (表1) 。

3.2.2 孔隙结构特征

从孔隙结构微观特征看, 根据岩心压汞曲线形态分析, 实测毛细管压力曲线先高起随后倾斜再高起, 孔喉半径0.0927μm~12.867μm之间。排驱压力0.10367Mpa, 最大压力下汞饱和度56.4%, 最大孔喉半径12.867μm, 孔喉半径平均值0.1348μm, 退汞效率31.85%。铸体薄片镜下观察微裂缝、溶孔和微孔同时存在 (图1) 。

3.3 物性特征

大民屯凹陷基岩潜山储层具有双重孔隙介质的特点, 即裂缝系统和基质岩块系统。常规薄片和铸体薄片观察主要的储集空间为裂缝, 次为破碎粒间孔和溶孔, 统计显示观测裂缝宽度0.005mm~10.20mm (宏观缝) 、面孔率0.88%~7.0%。铸体薄片图像分析测得本区变质岩裂缝平均宽度5.2μm~69.32μm, 裂隙率0.36%~2.86%, 平均孔隙半径12.14μm~56.62μm, 平均喉道宽度5.91μm~65.0μm。常规薄片和铸体薄片所分析的数据相差不大, 储集空间以裂缝为主, 不同岩性裂缝发育程度不同。

在太古界岩心物性统计结果表明, 本区岩心孔隙度最大值为8.2%, 最小值为1.7%, 平均值为4.2%。其中2%以下占7%, 2%~10%占93%。渗透率最大值为7.5m D, 最小值为<1m D。其中, 1m D~7.5m D, 占55.6%, <1m D, 占44.4%。为低孔低渗储层。在前述中已谈到基岩裂缝取样的特殊性, 这些数据仅代表是基岩较致密部分的储层特征, 可反映基岩储层部分储集性能, 如果以此来全面评价储层将是不准确的, 其评价方法有待进一步研究。

4结论

(1) 研究区构造十分复杂, 发育断裂10余条, 其中东胜堡断层 (反向正断层) 、静西断层 (顺向断层) 、荣胜堡断层既是影响该区构造格局的主干断裂, 又是油气运移的重要通道。 (2) 胜西低潜山发育多种岩石类型, 其中长英质黑云斜长变粒岩、浅粒质混合岩、碎裂混合花岗岩以及角闪质混合花岗岩等岩性暗色矿物含量较低, 脆性较强, 易产生构造裂缝, 是本区潜山油藏最有利储集岩。 (3) 胜西低潜山油藏储层以裂缝型储层为主, 其中裂缝+孔洞型储层最有利于潜山油气成藏。

参考文献

[1]李德生.倾斜断块—潜山油气藏——拉张型断陷盆地内新的油气圈闭类型[J].石油与天然气地质, 1985, 6 (4) :386-393.

[2]李晓光, 陈振岩, 单俊峰等.辽河油田勘探40年[M].北京:石油工业出版社, 2007.

[3]陈振岩, 陈永成, 郭彦民等.大民屯凹陷精细勘探实践与认识[M].北京:石油工业出版社, 2007.

油藏储层篇7

关键词：油藏工程,经济极限产能,主控因素,储层分布

勘探或者油藏评价阶段, 实现储层分布的定性或半定量化描述, 找出油藏有利区域, 上钻新井能见到工业油流, 即储层分布的定性或半定量化描述已经能满足科研的需要。当区块进入大规模产能建设或后期开发调整阶段, 定性或半定量化的储层分布描述结果已经不能满足油田开发的需要, 因为大规模产能建设井或后期开发调整井需要考虑区块经济效益, 为了满足新钻井全部达到经济极限产能, 必须实现储层分布的定量描述, 确定产建或调整区的储层参数界限, 圈定单井经济极限区域, 即区块优质储层分布区域。

本次优质储层分布研究思路是:以工程技术经济学为指导, 运用单井钻井投资、生产操作成本等经济参数, 应用经济评价现金流法, 测算工区单井经济极限产能;开展单井产能与储层参数相关性分析, 找出单井产能主控因素;建立工区单井经济极限产能与储层参数的关系, 确定工区经济极限储层参数界限, 圈定区块新钻井的经济极限区域。

1 单井经济极限产能测算

WD地区延长组下组合油藏单井设计深度2500米, 地区井型基本为定向井和直井, 并且主要以定向井为主, 定向井占总井数比例达到80%。新钻井米进尺投资350元/米, 单井平均钻井投资87.5×104元/口, 地面建设投资74×104元/口, 单井总投资为160.8×104元。

按照延长油田经济评价参数油价3300元/吨, 区域生产综合成本为825元/吨。应用现金流法, W区D地块区长单10井油藏经月济产液极量限与供累液积厚度产关油系量为0.13×104160吨 (区块采用注水开发, 注水井单井总投资140需要根据注采井网形式折算到井组内其他) 120y, =3.评634价7x-期1. (48169d/采油井) 年) 内平均日tR2100=0.634产量为 (量08.702吨/天。

根液据60产区块递减规律分析结果, 区块新钻月40井递减初20始年递减率为15%, 第二年年递减率为12%0, 区块新钻油井极限产能为0.98吨/0 10 20 30 40天。供液厚度 (m)

2 单井产能主控因素分析

应用因素分解法, 对产油能力影响因素分解, 产油能力控制因素主要包括产液能力和含水率, 而产液能力的控制因素主要为投产剖面层位, 含水率的控制因素主要为投产平面部位含油性。延长组下组合油藏属于岩性油藏, 投产层含水率的高低受投产部位含油性影响;根据达西定律, 产液能力控制因素主要包括投产剖面层位的流体性质、供液厚度、渗透率及地层压力。区块投产层位原始状态下基本属于同一压力、温度、油水系统, 流体性质基本一致, 影响单井产能的主要因素可以简化为供液厚度、渗透率及地层压力。

通过统计区块所有不稳定试井资料, 得出各采油井的地层系数 (K*H) 和储层厚度对应产液量的散点值, 通过推导产液量与地层系数、储层厚度都应该满足线性关系, 利用散点值线性拟合产液量与地层系数、储层厚度关系曲线发现, 产液量与地层系数相关系数为0.7742, 相关性较好, 因此地层系数是区块单井产液能力主要控制因素 (图1) 。单井产液受储层厚度与渗透率影响因素双重控制。

由于区块采用注水开发, 地层压力受区块配产配注量的大小影响呈动态变化。虽然地层压力也属于单井产液能力的主要控制因素, 但由于其属于动态变化参数, 其保持水平可以根据区块生产制度需要进行调整, 达到区块开发的要求。因此, 地层压力对单井产能的影响相对弱化。

通过以上分析发现, 单井产能 (静态) 主控因素为地层系数和投产部位含油性。

3 优质储层分布结果

运用经济评价现金流法测算, WD地区延长组下组合油藏单井经济极限产能为0.98吨/天;结合各油组目前新投井含水率及区块剩余油分布状况, 确定下步产建井或调整井的初期含水率, 从而最终确定各油组的初期产液量。其中长7、长9油组由于储层物性和含油性影响, 油组单井产能无法达到单井经济极限, 在目前技术及经济条件下该油组储量属于难动用储量;长8油组初期含水率20%, 对应单井经济极限产液量1.23吨/天;长10油组初期含水率35%, 单井经济极限产液量1.51吨/天。

根WD地据区单长1井0油产藏月能产液主量控与地因层素系数相关系关性分析结果, 建立各油组的产液量与地层系数相关式14160, 0最终求出油组单井经济极限产液量对应/的) 12dt100地0层系数, y即=优R2.20质=2520.储77x+4层23.3参708数下限。其中长8 (油组的优质储层参数下限为5.34md*m, 长1产量液08600油组为20.7md*m。

月40WD地区延长组下组合油藏单井产液能力20主0控因素为地层系数, 即受渗透率和储层厚度0双重1因0素控20制。30储层4特0征研50究结60果表明, 地区储层平地面层非系数均 (K*质H) 性不突出;月产液与储层厚度的相关系数略低于月产液与地层系数的相关系数, 但相关性也较好。因此, 在渗透率和储层厚度双重影响因素中, 储层厚度占主导地位。通过取各油组的平均渗透率计算出优质储层参数下限对应供液厚度, 其中长8油组供液厚度为13.76米, 长10油组为12.86米。为了方便储层厚度等值图绘制及降低新钻井实施风险, 综合确定长8油组优质储层参数下限为储层有效厚度14米, 长10油组为13米, 二者叠合为14米。

油藏储层篇8

关键词：溶洞,碳酸盐岩,试井,储层评价,地震,测井

溶洞是碳酸盐岩油藏的主要储集空间。当储层为溶洞储集类型时, 静态资料 ( 地震、测井) 和动态资料均有相应的反应特征, 同样在试井曲线上也会表现出明显的特征。张永升等［1］, 提出了将地震资料、测井资料的优点结合来预测洞穴储层的方法;王光付［2］、闫相宾等［3］提出了根据地震响应特征和测井响应特征识别洞穴的方法; 刘洪等［4］研究了油井钻遇洞穴时的压力响应特征。在前人研究成果的基础上, 通过对塔北地区大量钻遇洞穴油井试井曲线的研究, 结合地震、测井及生产动态资料, 将溶洞型碳酸盐岩油藏分为大溶洞拟均质油藏和溶洞复合油藏两大类, 总结出了各类的试井压力响应曲线特征, 对利用试井曲线判断储层类型及类似油藏开发具有指导意义。

1 溶洞发育型储层静态资料特征

溶洞发育型储层在钻进过程中多发生严重放空、大量漏失、钻时剧降等现象; 测井曲线上井径曲线有明显的扩径现象, 电阻率呈现“U”型; 地震剖面图上呈整体 ( 3 ~ 4 个相位) 强“串珠”反射; 钻遇该类储层的油井往往由于漏失或是放空严重, 而提前完井, 缺失测井资料。以XX1 井为典型代表井:XX1 井钻进过程中累计放空厚度14. 68 m, 累计漏失钻井液476. 2 m3, 录井中严重放空和漏失是钻遇溶洞的重要特征之一; 图1 ( a) 为XX1 井的测井及随钻曲线, 在5 240 m以下井径曲线突然放大, 深浅双侧向电阻率快速降低且曲线出现大的正差异, 中子和声波值明显增大, 密度值明显减小, 这些特征明显表明储层为大型洞穴储层; 图1 ( b) 为XX1 井的地震剖面图, 可以看出该井以整体串珠状反射为特点, 上部为弱反射, 表明钻遇储层为溶洞发育的储层。

2 溶洞发育型储层生产动态特征

油井钻遇溶洞型储集体初期会获得很高的产能, 之后产量随压力缓慢下降, 产量相对稳定, 钻遇大型的溶洞时一般无水采油期长, 含水上升比较缓慢, 如XX2 井 ( 图2) ; 当钻遇小型溶洞体无水采油期较短, 含水上升比较快, 容易快速水淹且压锥效果不好, 如XX3 井 ( 图3) 。

3 溶洞发育型储层试井压力响应特征及分类

碳酸盐岩岩石主要是灰岩和白云岩, 经过岩心分析发现, 其具有清晰可见的裂缝和孔洞, 且部分碳酸盐岩含有密集的树枝状构造的粗裂缝连接着孔洞和孔隙。所以碳酸盐岩油藏试井较砂岩油藏复杂, 试井模型更为复杂, 主要是双重介质试井模型和三重介质试井模型两种［5—9］。但在实际的试井解释中, 由于测试时间的限制及同一储渗单元在不同时期的渗流介质会发生变化等原因, 导致试井曲线未能表现出三重介质模型或双重介质模型的性质, 溶洞型碳酸盐岩油藏尤其如此, 这往往回增加试井解释的多解性。通过对塔北地区的测试井动静态资料和试井曲线分析, 得出该区溶洞发育型储集体的试井模型可以分为两大类: Ⅰ类为自身供液充足的大溶洞型拟均质油藏模型; Ⅱ类为溶洞型复合油藏模型。

3. 1 大溶洞型拟均质油藏模型

该类储层溶洞发育占绝对优势且规模大, 自身供液充足, 裸眼完井后相当于增加了井筒的容积, 早期续流段特别长。这里根据钻遇大溶洞的量级及试井压力双对数曲线的特征细分为两类: 第1 类为钻遇大规模连通溶洞, 试井测试压力曲线未出现径向流段; 第2 类为钻遇大溶洞, 试井曲线上可以看出明显的径向流段, 晚期由于断层等边界条件的影响而呈现出不同的形态。

3. 1. 1 油井钻遇大规模连通溶洞

在塔北地区测试井中有多口井由于测试时间的限制, 试井曲线往往未出现径向流段, 停留在早期续流段, 常常认为由于试井数据不足而无法进行解释。通过对该区油井的研究, 发现有些井的多次试井测试时间足够长, 试井曲线仍只出现了早期段甚至没有结束, 结合这些井的地质条件和生产动态, 认为油井钻遇了大型的洞穴型储层, 规模大, 填充程度低, 属于高产井。试井曲线拟合选取拟均质油藏模型, 可以得到一个最小的井筒储存系数, 其他解释结果不可靠。

XX4 井分别于2010 年6 月16 日和2011 年7月2 日进行了两次压力恢复试井测试, 得到的试井曲线如图4 所示, 试井曲线显示早期续流段持续到100 h, 测试时间内未出现径向流段, 在测试操作正常时, 两次测试均出现了同种情况, 因此可以判断井储系数大, 该井钻遇大溶洞, 且储量较大。

XX4 井生产动态曲线如图5 所示, 油压缓慢降低, 产量较稳定, 截止目前已自喷生产27 个月, 产量在50 t/d左右; 图6 为XX4 的立体地震雕刻体, 得出钻遇溶洞的体积约为640 ×104m3, 溶洞规模大, 与试井曲线相符。一般遇到该类曲线由于只存在早期续流段, 并且续流段仍未结束, 无法进行解释, 用拟均质油藏试井模型解释得到的仍是最小井储, 虽意义不大, 但足以说明钻遇溶洞规模之大。

3. 1. 2 油井钻遇大溶洞

该类试井曲线早期续流段较长, 解释出的井筒储存系数较大, 有较为明显的径向流阶段, 未体现出双重介质渗流特征, 曲线晚期受边界影响呈现不同的形状, 采用拟均质试井模型来解释, 塔北地区代表井有XX5、XX2 等。

XX5 井生产动态曲线如图7 所示, 4 mm油嘴自喷投产, 油压40. 7 MPa, 地层能量足, 日产油40. 86 t, 日产气23 863 m3, 不生产水, 气油比高, 生产较稳定, 油压不断下降; 通过两次增大油嘴生产, 产量均大幅上升25 t左右, 截止目前5 mm油嘴生产, 共生产207 d, 气油比呈上升趋势, 气油比达486 m3/ t, 处于无水产油期, 可知该井自身能量较为充足。由地震雕刻图可知该井钻遇一洞穴, 洞穴体积184 ×104 m3。

XX5 试井曲线如图8 所示, 第1 阶段为井筒续流段, 持续时间较长, 与该井钻遇溶洞有关; 第2 阶段, 导数曲线表现为水平直线特征, 为径向流反映段; 第3 阶段, 导数曲线上翘, 结合其顶面构造图可知是平行断层的影响。通过拟合解释得到: 井筒储存系数为44. 3 m3/ MPa, Ci/ Cf= 2. 08, 井筒储存系数大且变化小; 有效渗透率为1 080 × 10－ 3μm2, 地层系数为8 320 md·m, 说明储层供液能力强, 具有较强的生产能力, 与生产动态相对应; 平行断层距离为L1= 227. 9 m、L2= 232. 3 m, 与构造图相符合。

综上两小节所述, 钻遇大溶洞型储集体的油井如XX4、XX5 等, 试井曲线均具有较长的井筒续流段, 未体现出双重介质的渗流特征, 采用拟均质类模型进行拟合解释, 解释出的渗透率值范围较大, 与溶洞的填充程度有关, 整体储层渗透性较好, 均能获得中产及高产油气流。

3. 2 溶洞型复合油藏模型

压力波传播到溶洞边界以后往往由于渗透性降低, 压力导数曲线上翘, 表现出内好外差的复合油藏渗流特征, 内好外差由流度比表征。这里根据井筒储存系数的大小及双对数压力曲线的形状又分为两类:

( 1) 续流段长+ 压力与压力导数呈扁“三角形”。该类试井曲线早期续流段长, 井筒储存系数大, 试井曲线晚期压力导数持续上翘, 与压力曲线呈“三角形”, 位置高, 表现为远井区地层物性变差, 内外渗透性差异极大; 该类油井钻遇溶洞发育型储层, 本身溶洞能量较为充足, 自喷投产初期产量高, 压力、产量下降快, 后期供液不足; 生产间歇, 自喷期出现间歇不出液, 关井压力恢复后, 产量会有小幅上升, 但很快下降, 往往要进行注水替油才能保持能量。

以XX6 井为例, 生产动态曲线如图9 所示, XX6 井于2009 年9 月17 号自喷投产, 初始地层能量充足, 日产油量较高 ( 100 t/d左右) , 稳产8 个月左右, 但随压力较快下降, 含水快速上升, 属于快速水淹型, 但产液量下降, 初始关井有效, 油水界面低;后期关井效果不明显, 油压降低快, 地层能量不足。2010 年7 月12 日开始第一轮注水, 开井含水>80% , 截止5 月共3 轮次, 停喷间开, 目前不出液关井。

由XX6 试井曲线如图10 所示, 采用常井储系数+ 复合油藏模型进行拟合, 解释结果, 该井筒储存系数C =28. 8 m3/ MPa, 近井区有效渗透率为624 ×10－ 3μm2, 流度比M = 24. 9, 远井区物性变差, 后期低渗储层供液不足;

( 2) 续流段较长, 压力与压力导数呈宽“三角形”, 如图11 所示, 该类试井压力曲线下凹, 下凹前后压力曲线斜率变化不同: 下凹段前压力曲线斜率变化大, 先下降后上升, 出现一“凸峰”在压力曲线下凹段, 斜率下降后平稳上升, 该类多为洞穴型储层类型, 相邻低渗储层供给较为充足, 试井曲线上有一定的续流段, 具有较大的井筒储存系数; 晚期段试井压力导数曲线上翘, 远井区物性变差。因此该类油井开发初期由洞穴本身供液, 产量较高, 开发中后期主要依靠相邻低渗透地层供液, 供液较为充足持续, 总体上油井生产较为稳定, 自喷期长。

以XX1 井为例, 该井未经任何措施, 自喷生产, 生产动态曲线如图12 所示, 初期8 mm油嘴自喷日产油357. 36 t, 不产水, 足以说明该井为一溶洞; 连续放大油嘴生产, 最高日产量达到520 t, 无水采油93 天后含水突然上升到30% , 含水由见水到70%仅26 天, 目前进入高含水期, 日产液量仍达200 t, 说明虽进入高含水期, 但储层供液能力仍然很强。总体看来, 该井初期高产, 但明显由于生产压差过大, 产量过高造成底水锥进, 认为油水洞之间可能存在有致密层隔板, 压力下降致使含水洞的水快速推进, 与试井解释远井区物性变差相符, 后期压力下降, 低渗储层开始供液, 且供液充足。

由该井试井曲线 ( 图13) 得出的解释结果: 近井区有效渗透率302 × 10－ 3μm2, 流度比为M =11. 6, 远井区储层渗透率变差, 近井区半径R = 197 m;变井筒储存系数较大, 初始为C = 9. 31 m3/ MPa, Ci/ Cf= 88. 49, 可以认为该井钻遇较大型溶洞, 溶洞周围渗透性变差, 初始主要由溶洞供液, 产量高而后随压力下降, 低渗储层开始供液, 且供液充足。

综上所述, 油井钻遇纯溶洞型储集体, 试井曲线上有明显长井筒续流段, 多表现为溶洞径向复合油藏, 试井解释出的储层储渗性能极好; 油井生产能力与溶洞规模有关, 当溶洞储集规模较小时, 油井的稳产时间较短, 整体产量较低; 如果有底水沟通, 油井见水后含水较快上升; 而当油井所处的溶洞体规模较大, 油井产量高且稳产时间长, 见水后常呈缓慢上升趋势。

4 储层评价

通过对塔北地区油井的动静态资料综合分析, 得到塔北地区溶洞型碳酸盐岩油藏储层特征-生产动态特征-试井压力响应特征对应关系, 如表1所示。

5 结论

( 1) 钻遇大型溶洞的油井初期会获得很高的产能, 一般无水采油期长, 含水上升比较缓慢; 试井曲线表现出均质油藏的性质, 井储系数非常大, 可能不会出现径向流段。

( 2) 钻遇溶洞型复合油藏的油井初期产量高, 中后期主要依靠相邻低渗透地层供液, 供液能力与远井区地层物性有关; 试井曲线早期续流段长, 晚期压力导数上翘, 压力与压力导数呈“三角形”。

( 3) 可根据储层特征-生产动态特征-试井曲线特征对应关系来识别储层类型, 进而指导生产。

参考文献

[1] 张永升, 李家蓉, 潘新志.地震和测井联合反演技术在塔河油田碳酸盐岩储层预测中的应用.勘探地球物理进展, 2002;25 (4) :46 —48

[2] 王光付.碳酸盐岩溶洞型储层综合识别及预测方法.石油学报, 2008;29 (1) :47—51

[3] 闫相宾, 管路平, 王世星.塔里木盆地碳酸盐岩缝洞系统的地震响应特征及预测.石油与天然气地质, 2007;28 (6) , 828—834

[4] 刘洪, 任路, 胡治华.缝洞型油藏钻遇溶洞油井的压力曲线特征.岩性油气藏, 2012;24 (2) :125—128

[5] 杨坚, 姚军, 王子胜.三重介质复合油藏压力动态特征研究.水动力学研究与进展, 2005;20 (4) :418—425