乔家岔油区长6油层.doc

《乔家岔油区长6油层.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《乔家岔油区长6油层.doc（12页珍藏版）》请在三一文库上搜索。

1、（二）乔家岔油区长 6 油层1、油藏的地质特征（1）构造特征及油藏类型 在燕山期构造运动的作用下，形成了包括本油区在内的西倾大 平斜，并且在后期的构造运动中，使盆地东部进一步抬升扩大，形 成于目前的构造格局，由于盆地内受构造运动影响的微弱，因此， 比较平缓，倾角一般不足 1 度。区域的构造背景和沉积相的共同作用，决定了盆地内部三叠系 油藏主要以岩性油藏为主，边、底水能量不足，原始驱动类型以弹 性驱动为主，溶解气驱动为辅。（ 2）储层特征a. 本油区长6油层的沉积相为三角洲前缘亚相沉积，灰绿色粉细 砂岩、细砂岩。长 6期反映湖退阶段湖盆收缩期的沉积特征，所以， 属三角洲前缘席状砂微相环境。b.

2、储层结构的宏观特征在平面上，厚度与物性受砂体沉积方向的控制，认为该区处于 长 6 期古湖岸线附近，为网状河发育区，由于砂体的变化，储层的 非均质性，以及垂直砂体主体带的成岩致密带存在，使长4+5、长 6油层含油富集区形成东西向条块状分布，如长 6 油层，有两个东西 向展布的条块：2347井到 2334井到 2-42井富集条块， 2331井到 2-22 井到 2-42 井富集条块。 其间的 2335井到 2-21 井到 2-39 井， 2-34井 到 2-35 井为成岩致密带分布区。又如长 4+5 油层，有三个东西向展 布的条块； 2-41井到 2-38井富集区， 2340井到 2-42井到 2

3、-37 井富 集区， 2339井到 2-22井到 2-35 井富集区。其间的三条断续状致密条带为： 2334井到 2-39 井， 2331-1井到2-34-4 井， 2319井到 2404井以上两套油层，形成复合分布的特点，长 4+5 油层好的井区， 长 6 油层就差，反之则反。这是长 4+5 、长 6 期砂体展布，油气运 移，油源不足等因素所致。 只有在天寺界、 白草台一带的油井 （ 2-42 井、 2807井、 2812井、 2813井）长 4+5、长 6两套油层同时发育。C、储层结构的微观特征据乔家岔油区 2-41井长 6油层，2-42井长 4+5，长 6油层薄片 鉴 定，储层岩性主要为

4、中砂质细砂岩（长4+5、长 6）骨架颗粒细，粒度 0.16-0.35mm ，粒级细粒，分布较均匀，分选程度好，分选系数 1.7-1.92 mK园度：次棱，陆源的主要成份以长石（占 57-66%）,石 英（占 20-22%）为主，其他还有少量的隐晶岩（占1%），片岩（占1-2%），千枚岩（占 1%）；云母（占 1-3%），定向分布；填隙物主要 有：缘泥石（占 2-4%），伊利石（占 1%），泥铁石（占 1%）；胶结 物有：方解石（占 1%），石英质（占 1-3%），沥青质（占 2-3%）。 压嵌作用明显，岩性致密性强。胶结类型；薄膜，薄孔、孔隙、方 解石斑状胶结；接触关系：线状；孔隙类型：以粒间

5、孔为主，还有 粒内孔，铸模孔，面孔 5-12%；砂岩泥杂充填，以薄膜状绿泥石呈 衬垫式分布，孔隙细小，在 20-30 um 之间，连通性差，不连片，零 散分布，有三角状，长扁状，拉长状等形状。在 2-41 井孔隙中见到絮状蒙托石，对注水的影响较大。油层物性差，孔隙度：长 4+5 9.9-11.2%,长 6 7.4%，空气渗透 率：长 4+5 0.076-0.26 毫平方微米，长 6 0.147 毫平方微米，含油 饱和度 43%（借史家畔长 6 油层）属低孔，特低渗、低饱岩性油藏。（ 3）流体性质a 原油性质：地面原油密度 0.86（ 借），地层原油密度 0.83，地层原油粘度 2.68 毫帕秒

6、（借），地面原油粘度 8 毫帕秒（借），原油含蜡 8%，含胶质 和沥青质 6.5%（借）。b.地层水性质总矿 38410毫克/升，氯离子 23736毫克/升， PH 值 5.5，水型： 氯化钙。（4）储层岩石润湿性特征借新庄油区 5152井长 2 油层数据，储层岩石润湿性为亲水的。另外， 2-42 井长 4+5 油层相渗曲线数据，油水共渗点为 41.9%， 属于中性。（ 5）油水两相渗流特征据 2-42 井长 4+5 油层水驱相渗曲线可知： 五个特征点是：束缚水饱和度 28.4%，残余油饱和度 70.8%； 油水相共渗点是 41.9%，束缚水条件下油相渗透率 0.087 毫平方 微米，残余油饱

7、和度条件下水相渗透率 0.88 毫平方微米；2-42 井长 4+5 层水驱油效率是：无水期驱油效率 25.7%，含水 95%时驱油效率 40%，含水 98%时驱油效率 46%，最大驱油效率 59.2%，2-40 井长 4+5 层水驱油效率是：无水期驱油效率 29.7%，含水 95%时驱油效率 42%，含水 98%时驱油效率 44.2%，最大驱油效率 48.7%，从 2-42 井长 4+5 层相渗曲线可知，油相渗透率下降块，至低水 平后降幅趋缓，水相渗透率低且慢升；驱油效率低， 油水两相共渗区 （可动油饱和度） 窄，只有 42.4%， 计算最大驱油效率只有 59.2%；（6）储层的敏感性特征据乔

8、家岔油区 2-40 井、 2-42井、长 4+5 油层敏感性试验表明：速敏 2-40井为中等， 2-42井为弱；水敏 2-40井为中偏强， 2-42 井为弱；酸敏 2-40 井为无， 2-42 井为中等偏弱；碱敏 2-40 井为强； 2-42 井为中等偏弱；盐敏未作； 2 口井的结果，有些不吻合。说明：除酸敏无及中等偏弱外，其他敏感性还是较强的。( 7)储量评价含油面积9.4km2,地质储量384.4万吨，储量丰度41万吨/平方 千米，油藏埋深1025m,孔隙度长4+5层10.5%,长6层7.4%，渗 透率长 4+5 层 0.168毫平方微米，长 6层 0.147毫平方微米，每千米 深日产 1

9、 吨,综合评价为低孔、特低渗、低丰度、埋藏浅油藏。2、注水开发可行性分析( 1 )我们统计了乔家岔油区长4+5,长 6 油层已投产的 26 口井，其中2003年10-11月投产的2 口，目前日产液2.3t，日产油0.5t， 含水 78%；2005 年 11 月投产的 5 口,以上 7 口目前均已高含水, 含水达90%-95%，日产液6t,日产油0.53t，平均单井日产液1.2t，平 均单井日产油0.1t，综合含水92% ； 2008年3-4月新投的18 口，日 产液134t，日产油25.8t，日产水108.2m3,含水80.7%。还有1 口井 (2-35 井)生产长 6, 2007年 4 月投

10、产到 2008年 4月正好一年,日 产液12.16下降到3.28下降到1.58m3,日产油从3t下降到1.57下降 到0.6t，综合含水从75%下降到55%又上升到62%，这口井有代表 性，我们将初产时的日液12.16m3和日油3t,不计算在递减率内，将 他去掉，所以说，日液从 3.28下降到1.58m3,日油从1.57下降到 0.6t，年递减率为61.8%，这就是说，初产这么高的井，年递减率还 这样大。其最终采收率将会较低的。计算采收率的经验公式是：Rm=0.2126O (1-Swi)/bo0.1611(K/ao)0.0979(Swi)0.3722(Phac/Pa)0.1741式中：Rm:采

11、收率（小数）：油层孔隙度（小数）设 0.1Swi :束缚水饱和度（小数）设 0.284bo:原油体积系数：设1.023K :油层平均渗透率（毫平方微米）设 0.1472：地层原油粘度（Mpa.s）设2.68 （借）PHac:饱和压力（Mpa）设1.58 （借）Pa：地层废弃压力（兆帕） 设0.5代入公式后Rm=0.0797 8.08 8%对乔家岔油区长 4+5、长 6 油层进行了计算，自然能量开发采 收率仅 8%，这就需要通过注水补充能量，减缓产量递减，提高最终 采收率。（ 2）乔家岔油区长 4+5、长 6 油层构造平缓，岩性致密，渗透 率低， 2-40 井、2-42 井长 4+5 层、 2-

12、40 井长 6 层。压汞毛管压力 曲线数据表明：孔喉直径0.08-1.93um,平均0.63um ;均质系数0.28-0.92，平均0.53，分选系数0.18-1.33um，平均1um，退出效率： 17.06-46.92%，平均 26.86%，域压 0.28-1.07 兆帕，平均 0.7 兆帕， 利于注水开发。（ 3）油层岩石的润湿性，虽然没有作试验，但2-42 井长 4+5层相渗曲线的结果表明，油水相共渗点为 41.9%，说明岩石的亲和 度是属于中性到亲水的，有利于注水驱油。（ 4）早期同步注水开发效果比晚期注水开发要好 通过 2-42 井长 4+5 层应力感应试验，围岩压力提高使岩石渗透率

13、降低， 2-42 井渗透率 1.306 毫平方微米，初始值 1.1215 毫平方微 米，最小值 0.4858 毫平方微米，渗透率伤害率 56.7%，最高岩样围 压18.5兆帕，损害程度中等，说明早期注水的必要性。（5）人工注水采收率评价a. 水驱油效率法，根据国内4个低渗油田几十条油水相渗曲线测 试数据获得的多元方程为：Rm=0.2577+0.00125K-0.071 -0.0049。式中：Rm：水驱最终采收率（小数）K:油藏平均空气渗透率（毫平方微米）设 0.147：油藏平均孔隙度（小数）设 0.12：地层原油粘度（毫帕秒）设 2.68 （借水晶沟长6油层） 代入公式后Rm=0.2577+0

14、.00125X 0.147-0.071 X 0.1-0.0049X 2.68 =0.2377=23.77%b. 国家储委办计算采收率经验公式（陈元千公式）Rm=0.214289 （韦 0.1316=0.214289 豐7） 0.1316$0 2.68=0.214289X 0.6825=0.1463=14.63%以上两个公式计算取其平均值：0.23770.1463Rm= （2） =0.192=19.2%注水开发最终和收率为19%，比依靠天然能量开采，可以提高采收率11%。3、开发规划方案（1）方针、原则、技术政策a. 方针：以经济效益为中心，以提高最终采收率为目标，坚持少投入、多产出，实现早期注

15、水，形成 4万吨的年产能规模，在提高 米收率的同时，获得较高的经济效益。b. 原则、政策第一，井距250m，反九点法，井网密度合理，以达到较高的水驱控制储量，实现合理的采油速度第二，采用以注水井为直井，采油井为斜井的丛式井组为主的 地下井网系统。第三，搞好油层保护，必须采用优质完井液和低失水泥浆固井 液。第四，坚定不移地实施低注水强度的温和注水方针，在井组累 积注采比达到 0.3 以前，注采比 1.3，累积注采比 0.3 以后，注采比 1-1.2，不断地扩大注水波及系数，确保注水效果的长期化。第五，确保注水水质的真正合格，反对“凑合” 、“马虎”。第六，确保取全取准注水开发的油水井第一性资料，

16、严惩不负 责任的造假现象，为扩大注水开发效果提供可靠的依据。（2）方案部署及指挥预测a. 方案部署根据地质研究成果，在 9.4 平方千米的含油面积上， 384.4万吨 地质储量， 73 万吨可采储量范围内， 共部署 262口井，其中油井 219 口，注水井43 口，注采井数比1:5.1，油井井网密度 23.3 口/km，单 井控制地质储量 1.76万吨，单井控制可采储量 0.33万吨。目前有生产井 26口，再打新井 236口（新油井 193口，新水井 43 口）。（详见图 10）b. 指标预测第一，2008年底，老井26 口，日产液100m3,日产油20t，日 产水80m3,综合含水80%，预

17、计累油5000吨，累水20000m3； 2008 年新井193 口，日产液420m3，日油105t，日水315m3，含水75%， 预计产油16000t，累水31000m3。2008年底新老井合计 219 口，日 产液520m3，日产油125t，日产水365m3，含水70%，累油25000t， 累水 66670m3。第二，2009年开始，自然递减率8%,年含水上升速度2%，方 案规划结果，五年产油178850t，产水566480m3，阶段采出程度4.65%，累积采出程度达 5.3%，五年含水上升10%，阶段含水上升 率为1.89%，五年注水888840m3,平均年注采比1.14 (详见表4-2)

18、。C.米油速度指标评价影响产能的因素很多，对低渗油藏来讲，更没有共同的设计标 准，根据国内部分低渗透油藏的开发资料，经分析得到低渗油藏开 发前三年采油速度的评价公式。由 V。=(2.2755-1.476 X 0.01N-9.497 X 0.01 X 丄-4 73 X 10-7 X S)MP式中：V。：开发前三年采油速度(%)N :单控储量(万吨/井)设：1.76M :注采井数比 设：5.1S:油井井网密度(平方米/井)设42922平方米/井P:校正系数设0.5代入公式后1V。= ( 2.2755-1.476 X 0.01 X 1.76-9.497 X 0.01 X -4.73 X5.10.00

19、00001 X 42922)X 0.5=(2.2755-0.02598-0.0186-0.0203)X 0.5=1.1%通过公式计算，采油速度与预测基本一致。4、经济评价(1) 总收入5年产油17.885万吨，比不注水依靠自然能量产油 (5万吨)多 产12.885万吨，原油商品率0.98,单价3000元/吨，累积增加销售 收入3.7882亿元。(2) 总投资估算a. 打新井236 口，每口井费用85万元，累计2.006万元。b. 注水地面工程0.2亿元。（1个注水站，18个配水间，管线70km） （详见表 4-3）c. 化验设备购置费50万元。d. 注水费：每吨水 5元，5年累注水888840

20、m3，费用444万元。e. 水质处理费每吨5元，5年累注水888840m3，费用444万元。以上合计总投资 2.006 亿元+0.2 亿元+0.005 亿元+0.0888 亿元 =2.2998亿元2.3亿元（ 3）税费a. 原油销售收入综合税金（包括两项基金）按30%收取，五年多 产商品油12.6273万吨，增加综合税金1.14亿元（3.7882亿元X 0.3）。b. 税后上交利润0.66亿元（税后收益3.7882亿元-1.14亿元）X0.25=0.66 亿元c. 5 年后利润总额：3.7882 亿元-2.3 亿元 -1.14 亿元-0.66 亿元 =-0.3117 亿元（ 4）财务评价总支出

21、 4 亿元（2.3 亿元+1.8 亿元），以每吨原油销售价 3000 元 计算，只要 3 年 7 个月生产原油 13.6667 万吨，即可收回全部费用， 即投资回收期不到四年，比标准回收期提前了二年；第五年开始盈 利，说明本方案具有较好的经济效益。乔家岔油区长4+5、长6油层注水开发规划预测表表4-2年油 井(口)平均 单井 日油日产液日 产 油(t)日产 水(m3)含水(%)年 产油年 产 水(m3)累 产 油(t)累 产 水(m3)注水 井(口)平均 单井 日油(m3)日注(m3)年 注(m3)累 注(m3)年注采比累计 注采比采油 速度(%)采出 程度(%)2008年底2190. 974

22、90125365702500066670430 . 6520092190. 9241111529672419751080406697517471043134332053872053871 .30 . 81.11 . 7420102190. 88408106302743869011023010566528494043114711718953772851 .10 . 921 . 02 . 7520112190. 8440497307763540511205514107039699543116451696065468911 .10 . 970 . 923 . 6720122190. 7940990319783285011643517392051343043114691710797179701 .11 . 00 . 854 . 5220132190. 7441082328802993011972020385063315043114681708708888401 .11 . 010 . 785 . 3