裂缝性砂岩油藏的注水开发动态分析(编辑修改稿)

裂缝性砂岩油藏的注水开发动态分析(编辑修改稿)内容摘要：

含油显示与岩石新鲜断口 上含油显示有助于判断裂缝的开闭性，若含油显示相同，属于闭口裂缝。 如果裂缝面油迹显示明显高于新鲜面，则裂缝在地下就是开口的，属于显裂缝。 观察岩心要注意的问题是机械作用也能改变裂缝，不要以为岩心上所有裂缝都能代表地下状态，要认真鉴别那些是地下存在的天然裂缝。 测井方法识别裂缝 ① .井温测井：井温曲线是用井温仪对井内温度进行测量得到随井深变化的一条曲西安石油大学本科毕业设计（论文） 14 线。 井温曲线是一条自上而下由低到高的倾斜线。 在裂缝带地层处，由 于泥浆或注入水 大量漏裂缝识别测井入地层，在漏失层附近短期内难以恢复其地层温度，因而造成井温下降的异常变化。 ② .裂缝识别测井；裂缝识别测井是用高分辨率地层倾角测井仪测量的 4 条电导率曲线以及两条双井径曲线和 1 号极板相对方位角曲线识别地层裂缝和裂缝方向。 ③ .声波测井：声波测井对于裂缝比较敏感，曲线产生跳跃，可判断裂缝的埋藏深度。 井斜测量法 钻井过程中遇到裂缝容易沿裂缝方向发生井斜 ，通过做井斜图，找出主要的井斜方向，既为裂缝延伸方向。 扶余、乾安等油田作过此项工作，取得一定效果。 此项工作应注意一点，即应把因断层而产生的井斜资料舍去不用。 若地层倾角大时，此方法也应慎用。 岩石剩余磁测量法 对有裂缝的岩心进行剩余磁测量达到定向的目的。 此方法可以确定裂缝的方向。 动态观察 动态观察方法虽然是一种间接的方法，但是它却比其它方法有更重要的意义。 因为它与油田开发关系更密切，可以估量裂缝作用的大小，判断裂缝的延伸方向可靠。 性 低渗透砂岩油藏注水开发动态特征分析 油藏 动态特征分析 的主要内容包括以下几点： 西安石油大学本科毕业设计（论文） 15 分析油藏 开发初期 主要生产层的地质特征（包括油层发育和分布，油、气、水层分布及相互关系，油层孔隙度、渗透率、饱和度的变化及其特点，断层、裂缝的发育程度及油层流体特性等）； 分析油、水井投产和投注后 各项开发指标（综合含水、产油量、采液指数等）的变化，得出油藏注水开发随时间的变化规律； 根据油藏水驱特征及其它计算方法，分析油藏地质储量，确定油藏采收率和可采储量； 根据油藏注水开发简况， 分析油藏 注水方式、 注采压力，提出 最佳注水方式以及合理的压力控制范围； 分析注水开发各阶 段 （低含水期开采阶段、稳产阶段、高含水期开采阶段） 动态参数的主要变化，分析出现的问题，提出 相应 的措施； 主要地质特征 油藏主要储油目的层 — 扶余油层，属于泉头组第四段地层，基本岩石类型是细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、泥岩等，泉头组第四段地层厚度为 60～ 100m,多数井在 70～90 m 之间。 厚度变化的总趋势是东南厚，向西北减薄。 泉四段砂岩厚度一般为 30～50m，平均 38m左右，单井钻遇砂岩层数一般为 10～ 24 层，平均 16 层，单层砂岩厚度一般在 ～ 6m，平均 左右。 扶余油田处于扶余Ⅲ号构造上， 从泉头组顶面（即扶余油层顶面）构造形态看，是一个被断层复杂化了的多高点 穹窿背斜。 油藏为砂岩孔隙储油，孔隙类型主要是粒间孔隙，次要的有长石的溶蚀孔隙，最大孔喉半径的变化范围为 ～ ，有效孔隙度一般为 22%～ 26%，油田东区略高，西区较低， 空气渗透率一般在 100 103～ 500 103181。 m2，平均 180 103181。 m2，油层的原始含油饱和度一般在 70%～ 75%，平均 73%。 储层 裂缝 （ 第二章已叙述，在此不在重复 ） 流体分布 扶余油田油层砂岩发育，无气 顶，油、水分布受构造和岩性控制。 由于储油砂体大面积连片，油层也大面积连片分布，具有以下几个特点： ① .扶余油层在构造范围内广泛含油，含油面积大，约 84 ㎞ 2。 其中第Ⅰ砂岩组含油面积最大，Ⅱ～ Ⅳ组含油边界逐渐向内缩小。 油田西部纯含油区面积大，过度带面积小；而东部则相反，纯含油区面积小，分布在几个局部高点上，而油水过度带面积较大。 ② .油水分布明显受构造控制，含油边界与构造线吻合。 在构造高点部位整个储油目的层含油，油层厚度大，如土城子高点，八家子高点，四家子高点，其泉四段和泉三段顶部的储油层都含油；而处在小向斜部 位或地堑部位的储油层只有部分含油，向下过度为油水同层和水层。 ③ .重力分异作用显著，整个储油层段垂向上油水分布受重力分异作用的控制，由上而下依次为纯含油段、油水同层段、纯水段。 油田中、西区纯油底界均在海拔 320米。 油田的东区变化较大，一般在 245～ 310 米，油气水在纵向上的分布也有反常现象。 从构造发育历史分析，嫩江组沉积后的燕上运动使得扶余构造发生倾侧变位，由原来的西高东低变为东高西低，东区由于断层而抬起，使得油气重新平衡，含油底界抬高，边水内侵 ，造成各砂岩组的油水界线交叉，互切构造线，纵向上出现“顶 水”或“夹层水”的假象。 ④ .油水过度段在纵向上延续较长，据大量岩心的含油产状和试油资料验证，过度西安石油大学本科毕业设计（论文） 16 段一般延续 60～ 80 米，而过度段的中、下部尽管岩心的含油产状较好，但试油多产水，仅出少量油或油花。 流体性质 ① .地面脱气原油性质 密度：一般 ～ ，平均 g/cm3； 粘度：一般 19～ ； 含蜡： 18%～ 23%； 凝固点：一般 17～ 21℃，平均 ℃； 含胶质和沥青质： %。 ② .地层原油性质 粘度： 21～ ； 饱和压力： ； 原始气油比： 15～ 18m3/t； 溶解系数：一般 ～ 5 m3/（ m3. MPa）； 密度： ～ g/cm3； 体积系数： 压缩系数：一般 104～ 104 MPa1； ③ .天然气性质 甲烷含量： %； 乙烷含量： %； 丙烷含量： %； 密度： g/cm3。 ④ .地层水性质 总矿化度：一般 4000～ 6000mg/L； pH： 7； 密度： g/cm3； 原始 油层压力及温度 原始油层压力一般为 4～ MPa，平均约 MPa，压力系数一般为 1～ ，平均为。 油田不同地区的油层压力基本一致，属于正常地层压力。 油层温度为 32～ 35℃。 储量 含油面积 ： 84km2； 有效厚度： ； 有效孔隙度： 25%； 原始含油饱和度： 73%； 原油密度： g/cm3； 体积系数： ； 原油地质储量： 13240 104t； 丰度： 104t. 注水 开发指标 动态分析 综合含水、产油量 ① .综合 含水动态分析 扶余油田经过弹性驱、溶解气驱阶段开采后， 于 1973 年开始全面注水。 到 1996西安石油大学本科毕业设计（论文） 17 年左右已进入高含水期采油阶段， 1995 年末的综合含水为 %，根据油田实际资料统计得到综合含水随时间的变化规律。 综合含水是随着地下水饱和度的增高而上升的。 在理论上，它与油水粘度比和油水两相渗透率比值有关， 对于一个已确定的油层来说，油水粘度比是一个定 值 ，那么含水率的变化主要就取决于两相渗透率比值的变化。 实践表明：任何一个水驱油藏，含水率与采出程度之间存在一定的内在关系。 童宪章导出的水驱曲线关系式如下：  l g 91 w Mwf RRf    上式是描 述含水率与采出程度的基本关系式，是一条大致 S 型曲线，能够适应一般的油藏，既中等原油粘度和渗透率的油藏。 当然在实际生产过程中，含水的变化还要受到油层非均质性、油层性质等因素影响，但主要是反映在含水率与采出程度的关系中，含水率的变化规律是由驱替系列曲线来描述的，不同类型的油藏具有不同的曲线形态， 万吉业把含水与采出程度曲线的形态分成 五种类型， 见图 1，每个类型各对应一个数学表达式，见表 6。 图 1 采出程度与含水率关系曲线类型图 表 6 水驱系列线性方程公式表 采出程度与含水率 关系曲线类型 驱替系列方程线 性公式 应用条件 油水粘度比 渗透率级差 西安石油大学本科毕业设计（论文） 18 Ⅰ 凸型曲线  ln 1 wR A B f   高粘度比 大到较大 Ⅱ 凸型 S形间过渡曲线    ln 1 ln 1 wR A B f    高到中高粘度比 较大 Ⅲ S形曲线 ln 1 wwfR A B f  中高到中粘度比 一般 Ⅳ S形凹型间过渡曲线 lnwR A Bf 中到低粘度比 较小 Ⅴ 凹型曲线 ln lnwR A B f 低粘度比 较小到小 经统计（表 7），扶余油田含水率与采出程度的变化规律符合 S 型曲线（图 2）。 其数学表达式为：  0 . 1 1 1 9 5 0 . 0 3 2 7 8 l n 1w wfR f  相关系数： r= 最终采收率： ERU=% 图 2 扶余油田采出程度与含水率关系曲线 扶余油田采油二厂西十三站综合含水与采出程度的变化规律也呈 S型形态，见图3。 西安石油大学本科毕业设计（论文） 19 图 3 西十三站 fwR 曲线 表 7 扶余油田开发综合数据表 时间 年产油量 104t 综合含水 % 采出程度 % 地层压力 MPa 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 西安石油大学本科毕业设计（论文） 20 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 数值模拟计算的各个不同井网的方案其含水率与采出程度的关系曲线基本都符合 S型曲线，见图 4。 由此得出结论：裂缝 性 低渗透砂岩油 藏的综合含水随时间变化的规律是 S型曲线形态，其数学表达式是： ln 1 w wfR A B f  图 4 数值模拟不同方案 fwR 曲线 ② .产油量动态分析 扶余油田的产量随着不同的开发阶段而变化较大。 开采初期为弹性驱和溶解气驱，产量 由上升到下降，地层压力也急剧下降，由于地下能量的不足和大量释放，势必导致产量的下降。 为保持和恢复油层能量，就必须依靠人工的方法来补充能量。 扶余油层润湿性为亲水型，从 1973 年开始油田全面转为注水开发，地层能量得到补充，产量开始回升。 由于扶余油田的裂缝普遍带 有方向性，受此影响，注水后又出现了新矛盾，水窜、套变严重，再度影响产量。 在治理套变、防止水窜的前提下， 1982 年全面 开展了调整，打了一大批调整井，重新布一套井网，使产量上升，并连续多年保持高产稳定，含水达 80%以后，产量又趋递减。 开采时间较长的中二队产量变化也如西安石油大学本科毕业设计（论文） 21 此，见图 表 7。 扶余油田的产量不稳定是晚期注水所致，如果是早期注水，产量应该如何变化。 统计了与扶余油田属同一类型早期注水的新立油田产油量的变化规律，见图 表 8。 由图可见，新立油田的产量由迅速上升到平稳。 虽然开采时间较短，还反映不出变化规律的全过程，但也基本可以看出产油量变化的趋势。 因此，裂缝 性 低渗透砂岩油藏的产油量的变化规律基本符合上升 —— 平稳 —— 递减的规律。 图 5 扶余油田中二队年产油量与时间关系曲线 表 8 新立油田产油量、综合含水统计表 时间 年产油量 104t 综合含水 % 采出程度 % 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 28 1992 33 1993 34 1994 1995 西安石油大学本科毕业设计（论文） 22 图 6 新立油田年产量 与采出程度关系曲线 采油指数、采液指数 采油 指数、采液指数反映了单位压差下油井日产能力的大小 ，其数学表达式分别为： oORqJ p Pwf  LLR wfqJ pp  JO— 采油指数； JL— 采液指数； qo — 日产油， t； qL— 日产液量； 影响 采油 指数、采液指数的因素很多：原油粘度、油层的水淹程度、油层的脱气情况等，但其变化规律主要还是随着含水饱和度的变化而变。