特低渗透油藏水平井开发井网优化研究以某油区长45油藏为例

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中文摘要论文题目：专业：硕士生：指导教师：特低渗透油藏水平井开发井网优化研究一以某油区长4+5油藏为例油气田岳艳芳陈明强摘要为了改善低渗一超低渗透油藏开发效果，水平井开发油藏已成为提高储量控制程度和改善油田开发效果提高采收率的重要手段，在国内外许多油田得到普遍应用。研究区位于鄂尔多斯盆地内二级构造单元．伊陕斜坡的西南部位，主力层为长4+5，内部构造简单，仅局部具有一些微型鼻状构造，未见断层及其它类型应力构造。油层主要受岩性控制，主力油层分布集中、大面积连片分布，孔隙度介于4．72％---10．79％，平均孔隙度为8．41％，渗透率介于O．04～21．62x10。1．tm2，平均渗透率为3．17xlO～1．tm2，属于特低孔、特低渗岩性油藏。论文在研究长4+5油藏地质特征的基础上，进行储层综合评价。通过研究特定地质条件下水平井产能的影响因素，找出一般性产能分析规律。采用解析方法和数值模拟方法相结合，通过多方案论证，研究适应油藏地质特征的最优水平井开发井网，并预测水平井开发效果。对提高低渗——超低渗透油田油井产量，经济高效开发低渗油藏具有较好的指导意义，对整个鄂尔多斯盆地低渗透油藏实施水平井井网开发及有利井网形式参数提供参考。关键词：长4+5储层特低渗透油藏水平井井网数值模拟论文类型：应用研究II 英文摘要Subject：WellPatternStudyinDevelopinghorizontalwellofextra—lowPermeabilityResen70ir——takeareservoirofGTregionasanexampleSpeciality：Oil&gasExploName：YueYanfangInstructor：ChenMingqianABSrI’RAC’11Anincreasingnumberofhorizontalwellshavebeenemployedinthedevelopmentofextra-lowpermeabilityreservoirinrecentyears．Inordertoimprovedevelopmenteffectivenessoflowandultra-lowpermeabilityreservoir，horizontalwelldevelopmenthasbeenanimportantmeansofincreasethedegreeofreservescontrolandimprovetheoil．fielddevelopmentefficiency．ithasbeenwidespreadusedathomeandaboard．ResearcharealocatedinsouthwestofyishanslopeofasecondarystructureunitinOrdosBasin，simplebuildingunit，mainlayerisChang4+5，onlylocalhassometinynosingstructure，nottoseefaultageandothertypesofstress．itisthemainreservoirofformationcontrol，majorreservoirconcentratedandlargeareadistribution，porositybetweens4．72％～10．79％，theaverageis8．41％，thepermeabilitybetweens0．04-21．62x10一lxm2．theaverageis3．17×10’’／xm2，itbelongstoextra-lowporosity，lowpermeabilityandlithologicreservoir．Thispaperbasedonthestudyofgeologicalcharacteristicsofchang4+5，dothecomprehensiveevaluationofreservoir．Underthespecificgeologicalcondition，factorswhichinfluencethecapacityofhorizontalwellarestudyed，cometothelawofcapacityanalysis．Byanalyticalmethodandnumericalsimulationmethod，throughmanyplansdemonstration，researchfo．rthebesthorizontalw：ellpaaemadaptstothereserveirgeologicalcharacteristics，andthenforecastdevelopmenteffectiveness．Itisquiteconducivetoincreaseoilproductionandcost-effectivedevelopmentoflowandultra-lowpermeabilityreservoir,andprovidereferencefordevelopinglowpermeabilityreservoirsinOrdosbasisusefracturedhorizontalwellpaRemandparameteroffavorablewellpattern．Keywords：Chan94+5reservoir,extra-lowpermeability,horizontalwellpattern，numericalsimulation．Thesis：ApplicationStudyIII 目录第一章绪论⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯l1．1课题的目的和意义⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．11．2研究课题的国内外现状⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．11．2．1国内研究现状⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯21．2．2国外研究现状⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯31．3主要研究内容⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．31．4技术路线⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．4第二章长4+5特低渗油藏开发地质特征研究⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯52．1研究区基本概况⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．52．2地质基础研究⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．72．2．1地层划分与对比⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯72．2．2构造特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯82．2．3沉积微相与砂体分布研究⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯82．3储层物性特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯122．3．1砂岩厚度及连通性⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．122．3．2储层物性分布⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．122．3．3储层非均质性⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．142．4储层综合评价⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯l82．5油藏特征⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯192．5．1流体性质⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．192．5．2油藏类型⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．192．6GT油区长4+5油藏地质模型建模⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．202．6．1构造模型⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．212．6．2岩相模型⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．222．6．3储层属性模型⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．252．6．4储量计算⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．282．6．5模型粗化输出⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．28第三章低渗透油藏水平井渗流场与产能影响因素研究⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．303．1低渗透油藏开发过程中的特殊渗流规律⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯303．2低渗透油藏水平井渗流场分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯303．3变形介质低渗透油藏单相液体稳定渗流的几种典型解⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯313．4水平井产能计算公式⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯323．5产能影响因素对主力油层水平井产能影响敏感分析⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯33第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．38IV 目录4．1油藏数值模型⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯384．2油藏开发生产历史拟合⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯394．3水平井开发井网优化论证⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯404．3．1不同井网模式优选⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．404．3．2水平井组合井网有利层位优选⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．504．3．3有利井网形式方案参数论证⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．504．3．4有利井网方案开发技术指标预测⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．654．3．5开发技术经济评价与方案优选⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．67第五章认识与结论⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．70致谢⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯．．7l参考文献⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯72攻读硕士学位期间发表的论文⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯⋯74V 第一章绪论1．1课题的目的和意义特低渗透油藏孔喉细小，渗透率低【lX10～tlm2～10×10。lim2】，渗流阻力大，油井自然产能低甚至无自然产能。此类油藏在我国具有巨大的资源潜力，但由于储层物性差，使得直井与油层的接触面积小，在井底附近原油流动阻力大，启动压力梯度高，容易造成油层过早水淹，使原油采收率降低。【3】为了改善低渗——超低渗透油藏开发效果，近年来越来越多的水平井已应用于特低渗透油藏的开发，根据水平井对油藏的适应条件，大庆、辽河、长庆等低渗、特低渗油田将水平井作为提高油井产能和油田产量的主要方式【9】o水平井造价虽然高于垂直井，对非裂缝性油藏其产量大约是直井的3倍，对具有天然裂缝的油藏产量可达到直井的12倍，对含水开采的油田，油气采收率要比垂直井提高很多。为进一步推进复杂结构井开采模式在开发低渗——超低渗透油田开发中的应用规模，最终实现规模化和产业化。为了提高最终采收率，有必要对影响水平井产能的主要参数进行优化论证I引。精细油藏描述技术是油田实现可持续发展的有效手段，综合运用多种技术手段，通过对油田的构造、沉积、储层及流体特征的系统刻画，可以达到充分解剖油藏的目的。油藏数值模拟技术，就是应用油气渗流理论并借助计算机对油藏动态进行模拟(也叫仿真)，其目的是为掌握油藏的动静态特征，寻求优化的油田开发方案，以便能经济有效的开发油藏。本选题以陕北GT油区长4+5油层为对象，在分析研究该区油藏地质特征和建立三维地质模型的基础上，应用数值模拟技术对影响水平井产能的参数及对水平井开发井网优化研究。1．2研究课题的国内外现状鄂尔多斯盆地超低渗储层石油资源潜力非常巨大，但同时开发难度也很大。该类储层具有物性极差、非均质性极强等特点【21。目前低渗——超低渗透油藏开发所面临的主要问题包括：储层孔吼细小、孔隙结构复杂，压汞实验测得的排驱压力较大：油水两相相渗曲线上可动流体饱和度较低；启动压力梯度较大，非达西渗流特征非常明显；储层应力敏感性较强；注水井注入压力高，．而视吸水指数低，地层压力保持水平较低，难以建立有效的驱替压力系统。其生产特征包括：油井产量递减快、压力下降快、稳产难度大，压敏下降导致储层骨架发生塑性变形而造成储层孔隙度减小和渗透率降低严重f1-3】。数值模拟技术是在三维油藏地质模型上，再现油藏及单井的开发历史，通过定量研究剩余油分布规律，为老区二次开发调整及剩余油的挖潜提供依据。利用数值模拟，可以使地下形态通过软件显示出来，模拟出地下流体的流动，从而预测单井原油的产量、 西安石油大学硕士学位论文区域采出程度和油藏最终采收率等，制定产量、含水、油气比、压力等开发技术指标界限，使油田生产部署更加科学【4】o1．2．1国内研究现状我国低渗透油田的天然弹性能量普遍较小，必须采取补充能量的开发方式，才能取得较好的开发效果和较高的采收率，我国低渗透油田基本上都先后采取了注水保持压力的开发方式。而这些低渗透油藏自然产能低，生产压差大，油井见水后采油、液指数下降幅度大，稳产难度大。根据我国低渗透油田的开发经验，由于储层岩性致密、孔喉半径小、渗流阻力大，导致油井自然产能低，生产压差大，依靠天然能量开采，产量递减快，地层压力下降快，一次采油采收率低。近年来随着钻井和完井技术的发展，水平井和分支井已越来越多的应用于低渗——超低渗透油藏的开发，并显示出极大地优越性。根据水平井对油藏的适应条件，大庆、辽河、长庆等低渗特低渗油田将水平井作为提高油井产能和油田产量的主要方式。中国石油水平井技术尝试始于上个世纪60年代，1966年在四川蘑溪地区钻成了磨3井，水平段长160m，最大井斜93。；随后钻成了穿长江的荔3井和巴24井，最大井斜104。。后来由于受技术、认识、装备的限制，在一个时期内水平井技术没有得到大的发展。直到上个世纪80年代末，水平井技术才在几个油田开始应用。经过不断地技术攻关、经验积累和大规模应用。截止2008年，累计完成水平井3010口，水平井技术成为中石油集团公司扭转“多井低产”状况的利器。水平井技术应用规模不断扩大，中石油集团公司经过90年代的技术攻关，水平井技术应用油藏领域不断扩展：1)在砂岩油藏、裂缝性油藏应用效果显著。2)水平井技术整体开发稠油油藏提高了采收率。3)实现了薄层低丰度边际油田的经济有效开发。4)搜索了提高天然气藏开发效益的有效途径。油藏技术是推进水平井工作的关键。通过高精度的三维资料，进行精细油藏描述，通过以钻的老井测井资料、钻井资料等进行对比反演，把油藏真正内幕分析清楚，保证油藏工作者准确提出井位，科学确定水平段长、分支数、完井方式，提高油层钻遇率，方能保证达到好的开发效果。我们在油藏精细三维一体化研究方面已经取得了进展，要继续开展深入研究【j¨。水平井技术应用是一项系统工程，需要油藏工程、完井、采油等一系列环节的有机组合，必须多专业、多部门密切配合才能保证水平井的应用效果。目前在水平井生产动态监测、生产优化、完井方式、压裂改造、举升、找堵水等方面还需要进一步开展攻关研究，需要进一步完善。尤其要加强低渗透油藏的水平井配套技术攻关。占中国石油钻井数最多的长庆、大庆、吉林三个油田水平井占总井数的比例分别为0．8％、1．2％、3．1％，是水平井占总井数最低的三个油田，都是典型低渗油气田，水平井实施效果相对较差，制约了水平井应用规模的进一步扩大。 第一章绪论1．2．2国外研究现状国外低渗透油田数量很大，分布很广。有的地区，低渗透油田连片分布，成为低渗透油区。如美国的中部、西部、北部，俄罗斯的喀尔巴阡山区山前拗陷，乌克兰克拉斯诺达尔边区等，其中许多非均质性程度很高。俄亥俄州东部的堪顿油田面积338平方公里，油层平均渗透率不到O．1毫达西，但蕴藏着数量十分可观的油气资源。国外低渗透油藏开发时间长，从美国1871年发现著名的勃莱德福油田起，已有100多年的历史了。国外认为，低渗透油田尤其是高压低渗透油田初期地层压力较高、天然能量较充足，因此把自然能量开采作为首选，尽量使无水及低含水采油期得到延长，一般都先利用溶解气驱能量和弹性能量进行开采，但由于这些油层产量递减快，一次采收率低，往往只能达到8％-15％之间。进入低产、高含水期时，再把采油井转入注水井开发，通过注水方式保持地层能量后，二次采收率可达到25％--30％。1882年，美国加州在圣巴巴拉一口竖井中侧钻井眼，这是最早分支水平井的雏形。1954年，前苏联打成第一口93的分支水平井。50年代苏联共钻43口水平井进行试验。50年代中期至60年代中期，曾是水平钻井比较流行的时期，特别是分支水平井。60年代后期至70年代中期水平钻井急剧减少，仅在美国和苏联少数油田钻了一些水平井。70年代末期，随着许多地区最好油气藏的枯竭和石油价格上涨，促使对水平钻井方法重新认识。80年代随着大斜度井和水平井钻井、完井工艺不断改进，水平钻井变得比较容易实施，’显示出很大的经济效益。1984年以来，出现了水平钻井以指数级加速增长的趋势。80年代初以来，全世界利用水平井进行开发的油气井已超过1700口，其中1988年和1989年分别钻200口和250口水平井，1990年近1000口。迄今，美国钻水平井最多，目前陆上钻水平井占10％。纵观国外油藏数值模拟技术的研究与发展，经过近50年的发展油藏数值模拟技术日趋成熟，应用范围逐渐扩大。与油藏模拟相关的软件技术发展迅速，功能也不断完善：网络技术由原来的巨型网络发展到角点网格、PEBI网格。随着技术的不断发展，兰德马克公司的Desktop．Vip油藏模拟系统、SSI公司的WorkBench油藏工作平台、斯伦贝谢公司的Eclipse系列、加拿大CMG公司的数值模拟软件平台等商业性的软件广泛应用。1．3主要研究内容针对低渗一超低渗透油藏的基本地质开发特征和国内外的技术研究现状，以及长4+5超低渗致密砂岩油藏的基本特征，本文拟开展以下几方面的研究工作：(1)长4+5储层地质基础研究：沉积相及砂体展布特征；储层特征(岩石学特征；孔隙结构特征；非均质性特征)；储层综合评价；(2)长4+5油藏典型区块数值模拟模型建立：地质模型建立、结合试油动态的数值模型检验；(3)低渗透油藏水平井渗流场与产能影响因素研究； 西安石油大学硕士学位论文(4)长4+5油藏水平井井网优化研究：水平井开发井网形式优化，影响压裂水平井产能参数优化；(5)长4+5特低渗透油藏主要开发技术指标界限确定，推荐最优化的水平井开发方式与井网方案。1．4技术路线在准确认识该区主力油层基本地质特征的基础上，系统全面地利用研究区静态、动态、实验、测试等资料，以现代油田开发理论和油藏工程技术为指导，开展油藏精细地质研究与建模；应用数值模拟技术优化论证水平井开发井网，总结出最优化的水平井开发方式与井网方案。具体路线见图1．1：研究区油藏地质特征研究典型区块地质建模上压裂水平井开发井网优化数值模拟研究上开发技术指标界限确定图1-1论文技术路线框图4 第二章长4+5特低渗油藏开发地质特征研究2．1研究区基本概况鄂尔多斯盆地位于中国东部构造与西部构造的结合部位，呈一南北向延伸的矩形，北起阴山、大青山和狼山，南到秦岭；东自吕梁山、中条山、西抵贺兰山、六盘山。是一个整体升降、坳陷迁移的大型多旋回沉积的克拉通盆地，基底为太古界及下元古界变质岩系，其发展演化经历了中晚元古代坳拉谷、早古生代浅海台地、晚古生代近海平原、中生代内陆湖盆和新生代周边断陷五个阶段。根据地质构造特征，盆地可划分为伊蒙隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、陕北斜坡、天环坳陷和西缘逆冲带等构造单元，其中陕北斜坡是油气富集的主要单元。铁边城北地区位于陕北斜坡中北部。中生界地层包括三叠系、侏罗系和白垩系，从盆地演化角度考虑。受印支运动和燕山运动的影响，某些地区缺失晚三叠世和早侏罗世的部分地层。和中生界油气生成、聚集直接相关的地层仅集中在三叠系上统和侏罗系下统。中生界晚三叠世早期，陕甘宁地区开始下坳，进入了湖盆发育阶段，沉积了一套由湖相一三角洲相一三角洲平原相碎屑岩建造，即上三叠系延长组含油层系。三叠纪末的印支运动使鄂尔多斯盆地抬升，三叠纪的沉积遭受了不同程度的剥蚀及河谷下切作用，同时塑造了高地、低山丘陵、深切河谷及洼地等各种古地貌特征，在此基础上，鄂尔多斯盆地在侏罗纪富县期及延安期的沉积经历了完整的由下切、充填到抬升的演化过程。GT油区位置如图2-1所示，主要针对长4+5油层，先划分为长4+5l、长4+52两个油层，然后进一步将长4+52又细分为三个小层。该区位于陕西省定边县西南角，行政区划隶属定边县张崾岘乡。为一平缓的西倾单斜，倾角不到lo，坡降平均为7～8m／km，内部构造简单，仅局部具有一些微型鼻状构造，未见断层及其它类型应力构造。工区内地表属典型的黄土塬峁地形，地形起伏不平，沟壑纵横，黄土层覆盖厚度大，地面海拔在1600"--1800m之间，相对高差较大。属海陆过渡相组中的三角洲前缘亚相沉积，主要发育水下分流河道微相、河口坝、河道侧翼和分流间湾微相。 西安石油大学硕士学位论文050100km图2-1研究区位置图6 第二章长4+5特低渗油藏开发地质特征研究2．2地质基础研究2．2．1地层划分与对比按照小层划分的原则以及研究区目的层的沉积环境，采取了以下步骤对GT油区长4+5储层进行了划分与对比。依据GT油区的井位分布，选择10条标准剖面(涵盖研究区7913井)作为小层对比的骨架井网，其中图2-2GT油区骨架剖面连线图横剖面Al：40001．5井"-'40001．1井--'40001．2井"-'40003．9井"--'40003．1井"--'40003．3井～注40003．7井"-'40029．2井"--'40029．4井"--40029．1井"--'4092．6井"--'4092．2井"--4092．4井～4093．1井A2：40129．3井"--'40120．5井"-'40121．2井～探40004井"--40030．7井'-'-40030．6井～40029．5井"-'40026．2井"-'40026．4井"-'40026．1井"-'4092．5井"-'4092．1井A3：40002-2井"---40002．5井"-'40002．1井"-'40126井"、'40030．1井"--'40027．3井～4020．6井"-'4029．1井A4：40122．1井"-'4018．3井"-'--40125．3井"-'4019．3井"--4019．4井"--'4020．2井"--'4020．3井纵剖面B1-40028-3井-'-'40028井"--4092．4井～探4092井"-'4092．5井"-'40026．5井"--'4020．1井"--'4020．5井"-'4020．2井B2-40029-8井～定40029．7井"一40029．1井"--'40029井"--'40026．2井"--'40027．4井～40027-1井"--'40027．3井"--'4019．4井"--'4019．6井"--'4019．1井B3：40006—4井"-'40029．2井"-'40029．5井"--'40030．3井"--40030．5井"-'40030．1井～4019．3井"-'4019．7井"-'4019．2井B4"40006-2井"--'40030．6井"---40030．2井"--'40126井"-'40126．2井"--'40126．3井～7 西安石油大学硕士学位论文4018．5井"-'4018．1井B5：40003,8井"一40003．7井～'40119．6井"-'40121．1井"-'40126．4井"4018．3井～4018．7井B6：40003．9井"--40119．3井"--'40120．5井"--40120．2井～探40002井"--40002．5井～40002．6井2．2．2构造特征根据小层划分对比结果，采用了微构造图的作图方法，以距离目的层顶面最近的“对比标志层”为准，采用5米等高线间距作图，利用各井补心海拔深度和层顶井深，个别井还通过动态生产层段高度进行修正，对各小层分别绘制了顶面构造图。GT油区长4+5顶面为东高西低平缓单斜背景上发育的鼻状隆起构造，轴向近东西，构造高点位于4093．2井和40028．2井。各个小层项面构造具有明显的继承性(图2．3)。一藜．IL_霭嚣冬主蘸Ij．，一，一，。：。』凝“。嚣+≯1≯群‘至譬_：≤骥≮磋誓毒菱蠹鬻‘、霄。⋯譬．萝‘、警≮¨”||||t1lI簦j巳挚T。≯T．、毒图2-3GT油区长4+5，、长4+521、长4+522、长4+523层顶面构造图2．2．3沉积微相与砂体分布研究(一)沉积微相纵向分布特征对于GT区长4+5储层，研究区以三角洲前缘亚相沉积为主，主要发育水下分流河道、河口坝、河道侧翼和分流间湾。从相互垂直方向的沉积相剖面可以看出，长4+5的沉积期之间有明显的沉积间歇，形成不连续的两个储集层，长4+522层连续性最好，长4+51次之(图2．4和图2．5)。 第二章长4+5特低渗油藏开发地质特征研究40029—8井～40029—9井～40030_6井：：：竺翌井～4018—9井沉积徽相荆面罔：目旦里!图2-4顺物源方向沉积微相剖面图0095-2井～40119-3井～40119-4井～40030-7井～40帕O_6井～40027“井～4020_6井沉积馓扣刮㈣图2-5垂直物源方向沉积微相剖面图(二)沉积微相平面分布特征GT油区长4+5为三角洲沉积体系，三角洲前缘是主要的沉积亚相，主要的沉积微相是水下分流河道、河道侧翼和分流间湾，三角洲骨架相为三角洲前缘水下分流河道微相，物源来自北和东北方向的伊克昭盟和吕梁古陆。各沉积相带的平面变化基本上呈北东．西南向展布，而砂体的发育情况则完全受控于沉积相的展布特征(图2．6)。长4+523小层长4+523期分流间湾分布范围较大，三支由北北东方向而来的水下分流河道交汇于东南部，而后河道沿北北东．南南西方向延伸，形成多条分支河道，在小部分地区出现河道间水下分流间湾沉积。长4+522小层长4+522砂体河道规模最大，在平面上分布最为广泛，几乎全为水下分流河道砂体，只是在小部分地区出现河道间水下分流间湾沉积。并且由于河道叠加厚度比较大，平面上能识别出来的河口坝砂体较少。河道沿北北东．南南西方向延伸，除边部发育河道侧翼外，其它几乎全为水下分流河道，由于该期河道水动力作用强，形成该区主要的含油层段，该砂体是延长组的主力含油砂体。长4+521小层由于水动力作用变弱，这一时期分流间湾分布范围扩大，水下分流河道发育规模较小，且局部形成歼灭；平面上看，研究区内可识别出两支河道和一个歼灭砂体。由于该 西安石油大学硕士学位论文期砂体发育程度差，区内基本无河口坝发育，除了发育程度较差的水下分流河道外，在砂地比较小的范围内发育小范围的河道侧翼沉积，剩下的是大面积发育的分流间湾微相。长4+5l小层长4+5l期物源来东北方向，多条水下分流河道向西南方向延伸，并且在区域中部交汇，而后形成多条分支河道，河道间形成多个分流涧湾沉积。该期研究区内可识别出北东一南西向条带状分布的四支河道，自北东向南西方向，第一支河道与第二支大致交汇于40001．3、40001．6井附近，第二支与第三支河道交汇于40004、40030．7井附近，第三支与第四支河道交汇于40029．5、40027．4井附近，而后河道又经过分叉成为多支分流河道沿南西向流出研究区。／-；。。w⋯⋯⋯。0⋯⋯⋯⋯．，j’～⋯一爹嘉_≥-爹∥图2-6长4+5：3、长4+522、长4+5z’、长4+5，沉积微相平面图(三)砂体分布特征对于GT区块长4+5储层，以长4+522小层的砂体最为发育，连通性最好，其次为长4+51小层，其余只在极少数井中发育，连通性差。砂体平面分布特征表现如图2-7。长4+51层长4+5l层砂体厚度最小值为2．2m，最大值为33m，平均值为6．7m，最大值出现在40120．2井。从总体上看，本期砂体展布方向与沉积微相平面展布基本一致，方向大致为北北东．南南西方向，砂体总体上呈条带状展布。有效砂体展布方向为北东-西南向，10 第二章长4+5特低渗油藏开发地质特征研究其有效砂体形态为三角洲前缘亚相沉积体，有效砂体在研究区中部较宽。长4+521层从总体上看，长4+521层砂体展布方向为北北东．南南西方向，砂体较薄，最小值为2m，最大值为7．5m，平均值为3．8m，砂体在平面上局部尖灭，导致砂体的不连续。基本无有效砂体，只有6口井有值，表现为有效砂体缺失。长4+522层长4+522层砂体厚度大，分布广，砂体厚度最小值为6．6m，最大值为23．7m，平均值为15．4m，平面上薄厚间互变化，厚度大的地方主要集中在40119．3井、40129．3井、4092．1井、4092．5井和40003．1井附近，砂体沿北北东．南南西方向展布，整体呈条带状分布。从总体上看，长4+522层有效砂体展布方向为北北东．南南西向，为三角洲前缘亚相沉积体系，水域相对广阔、砂体较宽。平面上砂体呈薄厚相问的条带状交织沉积体。长4+523层长4+523层砂体沿北北东．南南西方向展布，砂体分布范围不是很广，主要集中在东部区域，砂体厚度最小值为2m，最大值为14．7m，平均值为6m，在4018．1井、4018．2井、4018．5井、4018．6井、4019．1井和4019．4井附近砂体厚度可达到lOm以上。从总体上看，长4+523层有效砂体展布方向为北东．西南向，有效砂体较薄，集中在4-8m，在4018．1井、4018．2井、4018．5井、4018．6井、4018．7井、4018．8井和4018．9井附近砂体较厚。图2—7长4+523、长4+5,2、长4+5：1、长4+5，砂体厚度分布图 西安石油大学硕士学位论文2．3储层物性特征2．3．1砂岩厚度及连通性从研究区砂厚等值线图可知：由于研究区属于三角洲沉积体系，研究区砂体平面上受沉积环境控制明显，·水下分流河道发育区砂体厚度大，河道侧翼发育区砂体厚度相对较小。侧翼砂在河道两侧发育的沉积特征决定了该区砂岩厚度的渐变分布。长4+51层河道在水下形成多条分支，河道交汇处砂体较厚：长4+521层由于水动力作用变弱，砂体厚度比较薄，砂体在平面上局部尖灭，导致砂体的不连续；长4+522层水动力作用强，砂体厚度大，分布广，在平面上呈条带状分布，连续性好；长4+523层在平面上砂体分布范围不是很广，平面上薄厚间互变化，受沉积相控制明显，其平面上的导流能力一定程度上受到砂体变化的影响。2．3．2储层物性分布平面上砂体内孔隙度、渗透率、饱和度分布(图2．8至图2．10)基本上与砂体的发育程度及其展布相关。在砂体发育的地方沉积时水动力能量强，泥质含量小，储层物性相对好；而在砂体不发育的地方沉积时水动力能量较弱，泥质含量大，储层物性相对要图2-8长4+5／、长4+5,2、长4+5：’、长4+5，孔隙度等值线图12 第二章长4+5特低渗油藏开发地质特征研究一。，；∥芗‘霹：27．’奠／k． 西安石油大学硕士学位论文研究区各小层孔隙度、渗透率、饱和度等值图表明：平面上砂体孔、渗分布基本上与沉积微相的展布和砂体的发育状况密切相关，储层物性好坏与砂岩性质密切相关，在砂体发育的地方沉积时水动力能量强，泥质含量小，储层物性相对要高；反之则水动力能量较弱，·泥质含量大，储层物性相对要低，孔、渗参数较低。2．3．3储层非均质性层内非均质性①渗透率韵律类型及分布特征由于沉积环境不同，颗粒在沉积的过程中显示出了不同的韵律性，而不同的韵律性直接影响着储层物性纵向上的差异。研究区长4+5储层常见正韵律、反韵律和复合韵律，其中正韵律主要出现在分流河道、河道砂坝和河道沉积微相中，反韵律主要出现在分流河道沉积微相中。对研究区40120．5井、40002．5井以及4018．7井进行韵律剖面图的绘制(图2．11)。40120．5井长4+5l段渗透率由三个正韵律组成，每个正韵律由上至下渗透率逐渐变大；40002-5井长4+522段均呈复合韵律，表现为渗透率正反韵律交替出现；4018．7井长4+523段为正反复合韵律，总体表现为渗透率变化规律不明显。40120—5韵律剖面图40002—5韵律剂面图4018—7韵律剖面图“赫≤翟警脚“絮毪竺叫I8“赫≤1：??“鼍。日蛐驯喘“‘o250一“l。自籼5喘“1025图2—11GT油区部分井韵律剖面图②层内非均质评价结合研究区单井的物性资料，计算得出渗透率非均质性特征参数(表2．1)。从统计结果的对比可以直观地看出，在研究区长4+5油层组中，渗透率突进系数最大为长4+523，平均值为3．35，最小为长4+522，平均值为2．61；渗透率极差最大为长4+522，平均值为36．64，最小为长4+523，平均值为25．22；渗透率均质系数值最大为长4+522，平均值为0．41，最小为长4+523，平均值为O．36。整体来看，研究区长4+5油层组非均质特征明显，主力油层长4+522属于中等偏强非均质型。表2-1渗透率非均质性特征参数表_一评价综述井号层位Km。KmiIlKTkJkKp40001．5C4+5123．091．236．053．8118．85O．26强非均质型40001．5C4+5227．010．202．722．5835．950．39中非均质型40001．6C4+5115．450．293．294．6952．550．2l强非均质型 第二章长4+5特低渗油藏开发地质特征研究40001．6C4+5228．9l0．252．014．4335．62O．23强非均质型40001．7C4+5I22．922．9l9．552．407．870．42中非均质型40001．7C4+522lO．42O．134．782．1882．660．46中非均质型40002．5C4+52210．340．423．373．0724．73O．33强非均质型40002．6C4+5227．590．654．151．8311．740．55弱非均质型40002．6C4+5238．201．284．901．676．420．60弱非均质型40003．5C4+5115．5l0．544．653．3328．99O．30强非均质型40003．5C4+52111．8201242．774．2749．87O．23强非均质型40003．5C4+5225．88O．242．592．2724．3l0．44中非均质型40003．6C4+5110．832．725．5l1．973．990．5l弱非均质型40003．6C4+52211．20O．635．002．2417．930．45中非均质型40003．6C4+5236．47O．351．783．6418．520．28强非均质型40003．7C4+5115．44O．134．863．18120．60O．32强非均质型40003．7C4+52210．980．163．153．4968．65O．29强非均质型40003—8C4+516．590．131．404．7052．700．2l强非均质型40003．8C4+52212．660．654．073．1219．600．32强非均质型40003．8C4+52333．74O．504．128．1966．940．12强非均质型40003．9C4+5112．406．338．691．431．96O．70弱非均质型40003．9C4+5229．580．204．941．9447．660．52弱非均质型40006．5C4+5135．585．43lO．243．476．550．29强非均质型40006．5C4+52210．180．304．672．1833．500．46中非均质型40027C4+5110．002．825．631．783．54O．56弱非均质型40027C4+5224．67O．572．551．838．14O．55弱非均质型40027(24+52315．240．192．645．7879．78O．17强非均质型40027．6C4+5118．101．135．763．1416．020．32强非均质型40027．6C4+52221．621．005．234．1421．670．24强非均质型40027．6C4+5233．680．281．682．2013．100．46中非均质型40028C4+5l21．490．894．654．6224．200．22强非均质型40028C4+52211．53O．102．704．27111．960．23强非均质型40028C4+5236．93O．201．903．6435．000．28强非均质型40028．5C4+5223．280．171．3l2．5l19．5l0．40中非均质型40028．5C4+5233．20O．501．342．396．470．42中非均质型40029．6C4+514．430．101．084．0944．34O．24强非均质型40029．6C4+5222．35O．130．783．0l17．51O．33强非均质型40029．6C4+52321．774．759．142．384．580．42中非均质型40029．7C4+5223．550．161．352．6322．640138中非均质型40029．7C4+5237．550．291．236．1326．20O．16强非均质型40029。8C4+5I6．141．542．392．573．990．39中非均质型40029．8C4+5226．130．042．552．40167．380．42中非均质型40029．8C4+5231．750．140．802．1812．150．46中非均质型40029．9C4+5223．98O．112．241．7735．49O．56弱非均质型40029．9C4+5233．74O．361．083．4510．350．29强非均质型40030．6C4+5l11．123．3l4．152．683．360．37中非均质型40030．6C4+5227．430．283．172．3426．360．43中非均质型40030．7C4+5l8．421．983．872．184．250．46中非均质型40030．7C4+5223．84O．161．922．0023．700．50弱非均质型40030．7C4+5236．930．8021243．108．64O．32强非均质型15 西安石油大学硕士学位论文40095．2C4+5229．8l0．123．332．9482．47O-34中非均质型40119．2C4+518．544．266．181．382．0l0．72弱非均质型40119．2C4+52217．420．975．103．4218．05O．29强非均质型40119．3C4+5l8．753．475．431．612．520．62弱非均质型40119．3C4+52210．130．363．412．9728．370．34中非均质型40119．4C4+5l34．482．246．865．0315．400．20强非均质型40119-4C4+5228．93O．9l4．092．189．780．46中非均质型40120．3C4+5228．420．513．292．5616．520．39中非均质型40120-4C4+513．861．332．061．882．90O．53弱非均质型40120-4C4+5226．050．622．702．249．710．45中非均质型40120．5C4+5119．5l0．334．604．2458．590．24强非均质型40120．5C4+5210．84O．200．551．524．19O．66弱非均质型40120．5C4+5225．450．102．781．9654．50O．51弱非均质型40121．2C4+519．840．485．231．8820．550．53弱非均质型40121．2C4+5229．1l0．724．302．1212．7l0．47中非均质型40121．3C4+5112．703．638．101．573．500．64弱非均质型40121．3C4+5229．371．294．292．197．280．46中非均质型40122．1C4+5l20．142．665．183．897．570．26强非均质型40122．1C4+5226．1l0．102．202．7861．14O．36中非均质型40122．1C4+5235．760．272．712．1221．170．47中非均质型40122．2C4+5110．651．002．204．8510．65O．2l强非均质型40122．2C4+5226．580．673．601．839．810．55弱非均质型40122．2C4+52312．150．282．504．8544．0l0．2l强非均质型40125．1C4+5226．89O．102．322．9768．860．34中非均质型40126C4+5126．452．668．093．279．940．3l强非均质型40126C4+5228-39O．993．002．798．46O．36中非均质型40126一lC4+518．861．985．201．704．460．59弱非均质型40126．1C4+5225．370．393．201．6813．760．60弱非均质型40126．1C4+5234．250．401．982．1410．760．47中非均质型40126．2C4+519．5l0．853．632．6211．18O．38中非均质型40126．2C4+5216．870．031．146．04256．23O．17强非均质型40126．2C4+5228．41O．633．162．6613．330．38中非均质型40126．3C4+519．882．245．061．954．420．5l弱非均质型40126．3C4+52212．700．134．972．5699．220．39中非均质型40126．3C4+5236．48O．732．972．188．860．46中非均质型40129．2C4+52210．201．544．272．396．6lO．42中非均质型40129．3C4+5229．10O．102．573．5491．040．28强非均质型4018．7C4+5227．900．282．493．1728．500．32强非均质型4018．7C4+5238．750．222．353．7339．43O．27强非均质型4018．8C4+5169．480．606．1011．39115．040．09强非均质型4018．8C4+5222．240．101．042．1522．390．47中非均质型4018．8C4+5233．71O．101．282．8937．070．35中非均质型4018．9C4+5l9．302．194．681．994．250．50弱非均质型4018．9C4+5215．92O．662．672．228．980．45中非均质型4018．9C4+5227．840．372．952．6621．010．38中非均质型4018．9C4+5234．77O．122．302．0839．73O．48中非均质型4019．7C4+5146．630．977．156．5247．930．15强非均质型16 第二章长4+5特低渗油藏开发地质特征研究4019-7C4+5226．980．102．522．7769．770．36中非均质型4019．8C4+5229．690．593．772．5716．51O．39中非均质型4020．6C4+5112．75O．1l3．483．66121．460．27强非均质型4020．6C4+5223．740．171．852．0222．100．50中非均质型4020．6C4+5231．81．0．120．812．2415-300．45．中非均质型层间非均质性本次研究分别统计了研究区长4+5储层各小层间的分层系数、垂向砂岩密度参数，研究砂层的发育与分布。从表2．2和图2．12可以看出，研究区长4+5储层砂岩密度最大为长4+522小层，平均值为0．75；砂岩密度最小为长4+5l，平均值为0．158。分层系数是反映砂层非均质性的一个非常好的一个指标。从表2．2可以看出，研究区长4+5储层分层系数最大为长4+522小层，平均值为0．089，分层系数最小为长4+51，平均值为0．03。单砂体平均厚度越小，非均质越强，反之，均质程度越好。通过统计，研究区储层中单砂体厚度最大为长4+522，平均值为8．41，单砂体厚度最小为长4+521，平均值为2．7。表2-2研究区储层砂层组统计表砂厚地层厚度单砂体层位厚度砂岩密度井数单砂体数分层系数(m)(小数)(口)(个)(个／米)(m)C4+517．5647．835．190．158331．450．030C4+5212．7016．902．700．160410．059C4+52215．3220．358．4l0．753451．820．089C4+5235．9020．634．2l0．286201．40．068c4+5—1c4+5—2一lc4+5-2-2c4+5-2-3小层号图2—12研究区储层砂层组统计柱状图086420一Ⅲ)趟盂『耸冷斟 西安石油大学硕士学位论文平面非均质性从平面非均质性参数统计表(表2．3)中可以发现，主力油层长4+522小层平面渗透率非均质为中等，其余层位相对较强。·表2-3平面非均质性参数统计表孔隙度(％：I獬(x10。lain2)渗透率非均质性参数层位蛾一①。i。①l(I—KlninKTkJkKoC4+5112．446．699．3869．490．103．183．3225．340．38C4+5219．793．996．9011．820．201．783．5179．820．38C4+52210．794．728．4l21．620．043．172．6l36．640．41C4+52310．465．347．7433．740．102．493．3525．220．362．4储层综合评价对GT油区长4+5储层，其评价思路是在众多地质参数中，筛选出反映储层储集能力的存储系数、反映储层生产能力的地层系数以及表现储层岩石物理特征流动带指数三个地质参数，在对其进行分别分类评价的基础上，对储层进行多因素综合评价，最终将储层分为三类。储层综合分析采用存储系数(砷)、地层系数(Kh)以及流动带指数(FZI)对储层进行了定量评价，但不论那一种方法均是从储层属性的某一个方面进行评价，不能对储层的总体特性给出一个综合评价，为此必须对储层进行综合评价。本次储层综合评价是在存储系数(缈)、地层系数(Kh)以及流动带指数(FZI)评价成果基础上进行的，对各单因素评价成果的各类储层的平面分布规律进行综合研究。一般来讲，好的储层应该是存储能力与渗流能力均好，且非均质性较弱的储层；基于这一认识，我们把本区储层划分为三大类，如图2．13。A类储层：主要指按照前面的单因素评价成果，存储系数、地层系数、流动带指数都属于I类的储层。这类储层不仅孔隙度、渗透率较高，而且砂体厚度大，非均质性弱，是研究区最好的储层。B类储层：主要指存储系数、地层系数、流动带指数三个指标都属于II类或三个指标中有一项或者两项指标属于I类的储层。这类储层相对较好。C类储层：主要指存储系数、地层系数、流动带指数有一个或多个指标属于Ⅲ类的储层。这类储层为差储层。 篁三皇兰竺!塑堡望塑塑墅茎垫璺壁笙塑壅————————●—_——————_————————_—————————————————————●●--_●-_—————_———————————————————一。一图2-13长4+523、长4+52'、长4+5z。、长4+5，储层综合评价图2．5油藏特征2．5．1流体性质根据原油分析资料统计，长4+5油藏地面原油密度0．822-0．8309／cm3，地层原油密度0．8229／cm3；地面原油粘度4．33～5．21mP．s，地层原油粘度3．76-6．51mP·s，体积系数为1．23m3／m3。2．5．2油藏类型油藏类型为岩性控制油藏，主力油层长4+52在研究区内大面积连片分布，储量占研究区储量85％以上。油藏分布主要受呈带状展布的砂体的控制。由于储层物性差，非均质性强，含油性变化也较大，局部相对高孔、高渗带含油性较好。E1¨29R讣～,10029—9井一{l_}O加一^”～1012h"一1{_l】H一9升油罐削tfli目{}j：E：0L‘—{￡-一lj卜f一L——呈一j‘!E—II-一：}—jI．!￡二=f～～：1．i一；{l．1一图2-14顺物源方向油藏剖面图19 图2-15垂直物源方向油藏剖面圈2·6GT油区长4+5油藏地质模型建模成127：翌区黧薹呈篡，．结厶孽油试采黼对该油区建立地质模型。油区内共钻2成12叩井’舯’涵盖探井3口’生产井96口，注水井21苫，磊霜≥拦l篙-一16，)6o‘一”’7、’。‘”。‘J1、儿1～￡刘-I在地层格架模篓圭，苎?冀望竺层划分对比成果，建模时将研究区长4+5油层组分x：4+5d+气油l宦,阱制4。+、5727娶，．竺宝研耋地区的沉积特点和此次课题薪茹磊嘉；，。妄；：；；雯嚣羹箸罂层是掣竺了3。篡夥自上寥下为：脚5：一、脚曩姜么：孬：柔关箍夏长4毽蓝慧I≥盥：。．篓磐四个层作为我们制图和弄赢究磊耋；谥拟窑辫妄黧翟黧警冀望璺且油井大部分都需姜云装若莲券蒌；篇敲研罢恐黧主全孽缝基弯上是沿着最大主应力猫蔷蒹；蠹篡篙黧慧黧黧兰弩70。，因此为了后期数值茹磊。磊磊：嚣了裟缆篓缝啤方自平饼唾直。设计I方'd：l'-'J．：．，、J二T-减1磊盖篇艟觑黻醐加一熄模采肝面10mX10m’纵向上进荔赫j垂吴20 第二章长4+5特低渗油藏开发地质特征研究40个网格：长4+51细分为10个，长4+521细分为10个，长4+522细分为10个，长4+523细分为10个，最后形成504x400x40(809×104)的网格体。采用确定性建模和随机建模相结合，岩相控制，多参数协同建模的思路进行，通过多个实现，优选模型，最终建立精确的构造模型、属性模型(孔隙度模型、渗透率模型)和油水分布模型。具体建模流程如图2-17所示。2．6．1构造模型图2-17GT油区地质建模流程图 西安石油大学硕士学位论文图2—18(IT油区长4+5，、4+52‘、长4+52‘、长4+52。顶面构造如图2．18从海拔高度构造模型上可以看出，油区内各油层组构造形态主要为西倾单斜，与伊陕斜坡基本一致，只是在西倾单斜背景上局部发育有小型低幅度构造起伏，另外这种构造形态自下而上具有很好的继承性。2．6．2岩相模型通过对GT油区沉积相的研究，利用测井解释资料，对该井区岩相分为砂岩和泥岩，其中泥质含量SH>35的划分为泥岩，SH<35为砂岩。以序贯指示模拟算法建立岩相模型。图2．19、2．20分别为各小层岩相平面展布图和栅状图。图2—19GT油区长4+5，、4+5：’、长4+5,2、长4+523岩相平面展布图 第二章长4+5特低渗油藏开发地质特征研究图2—20GT油区长4+5岩相栅状图根据试油资料，对研究区内纵横方向上绘制了10条油藏剖面，包含5条横向过井剖面和5条纵向过井剖面对照试油射孔层段与模型中对应层段每个剖面的岩相表明，各井试油射孔段对应模型中岩相均为砂岩，因此所建模型合理(图2．2l至图2-24)。t_'A7，^F．7●n7，胙●71n7，‘■、7图2—21GT油区横向过井剖面划分■-■■●一陋54o乏J横 西安石油大学硕士学位论文m“^’节～甲一_．_●∞0¨*v●∞射*一●∞，¨^一4114141N■·●们114■#●H*■■纵．1纵．2纵．3纵．4纵．5m中^．}，划^嵋一棚●O¨^～∞’'lqlL2*一●"111,4鼻～41411’1．。#～●∞014#4110001●4，●W魁I,Jn一■●000M■40803-5■●∞O，●#柏t抻·，”柚1H·，^40t冲■^W■H*■■图2-22GT油区岩相过井剖面(横向卜5)图2—23GT油区纵向过井剖面划分24 第二章长4+5特低渗油藏开发地质特征研究图2—24GT油区岩相过井剖面(纵向卜5)2．6．3储层属性模型由于序贯高斯模拟算法稳健，选择相控条件下的序贯高斯指示方法建立长4+5储层属性模型。将相模型作为属性参数建模的输入，以达到相控建模的目的，在条件井的控制下，进行序贯高斯模拟，得到多种实现，根据优选原则进行优选【17珈】。仅仅利用确定性建模很难真实精确地反映地下储层物性参数的分布特征。由于序贯高斯模拟算法稳健，因此，属性建模我们选择相控下的序贯高斯模拟。虽然井中测定的岩石物理参数的分布并不全是高斯分布，但经过正态变换后它们近似高斯分布。本次属性模型的预测应用适用于连续变量模拟的序贯高斯模拟算法，结合GT油区的特点，采用如下建模策略：(1)相控建模和随机建模相结合；(2)两步法建模策略；(3)相控与多参数协同模拟【221。(1)孔隙度模型在孔隙度模型建立的过程中，需要参考前期储层综合特征(物源方向、沉积特征、河道宽度、垂向砂体厚度等)来确定变差函数的分析参数(带宽、搜索半径、步长等)，通过不同的实现来建立长4+5储层孔隙度分布的三维地质模型(图2．25和图2-26)。删舢 西安石油大学硕士学位论文图2-25GT油区孔隙度模型三维显示图图2-26GT油区孔隙度模型栅状图(2)渗透率模型由于渗透率的影响因素较多，非均质性强，而渗透率和孔隙度具有一定的相关性，因此在变差分析的基础上用孔隙度模型作为协调分布参数，对渗透率进行多参数协同建模(图2．27和图2．28)。图2—27GT油区渗透率模型三维显示图图2-28GT油区渗透率模型栅状图(3)油水分布模型根据测井解释的含油饱和度结果来建油水分布模型。总体来说，该油藏主要受低渗透岩性影响，束缚水饱和度偏高，含油饱和度偏低。运用序贯高斯模拟，主要是通过对砂体内部变差函数的确定(图2．29和图2-32)。图2—29GT油区含油饱和度模型三维显示图图2—30GT油区含油饱和度模型橱状圈 第二章长4+5特低渗油藏开发地质特征研究卜。斗l。罄一’l争喧哗震震簟蠢畸图2-31GT油区含油饱和度过井剖面(卜5横向)塞兽肆p簟哮～I一——127 西安石油大学硕士学位论文图2-32GT油区含油饱和度过井剖面(1-5纵向)2．6．4储量计算通过上述建模过程获得GT油区各种实现的属性参数模型。取原油密度为0．84t／m3，原油体积系数为1．23m3／m3计算，渗透率大于0．2x10。3um2，孔隙度大于7％的有效储层筛选，计算出GT油区地质建模多种实现的分层储量。列于表2．4。表2-4fiT油区地质建模储量计算层位实现l实现2实现3实现4实现5平均值长4+51(104t)73．2071．1273．5974．2770．1672．47长4+521(104t15．636．056．067．076．336．23长4+522(104t)719．83667．78715．42730．08699．18706．46长4+523(104t)37．8837．8241．2540．8239．6039．47合{：-1-(104t)836．53782．78836．32852．24815．27824．63储量丰度41．3538．6941．3442．1340．3040．76(104t／Km2)2．6．5模型粗化输出图2-336T油区长4+5油藏数模区块示意图 第二章长4+5特低渗油藏开发地质特征研究地质模型的粗化是把细网格的精细地质模型“转化”为粗网格的数值模拟模型的过程，就是用一系列等效的粗网格去“代替”精细地质模型中的细网格，并使该等效粗化网格模型能够反映原精细地质模型的流动响应和地质特征。因为工作时间、运行设备等因素的限制，输入数值模拟模型的基础数据通常不应超过计算机的运行能力。因此，对地质模型的粗化主要是为了应用于数值模拟模型乜3I。选取与地质储量平均值较为接近的实现5作为最优模型进行粗化输出，根据对长4+5储层的综合评价，沿着网格方向(天然裂缝方向)，将模型取出一个典型区块进行数模研究，如图2-33所示。粗化后平面网格采用20m×20m，纵向上对长4+5l粗化为2个，长4+521粗化为1个，长4+522粗化为3个，长4+523粗化为1个，共计7个，粗化后网格总数为146×121×7=123662个，保证了水平井区的数模效果。该区块涵盖38口采油井和15口注水井，区块面积7．07Km2，粗化后该区块原油储量为381．47×104t，储量丰度为53．96×104t／Km2。29 西安石油大学硕士学位论文第三章低渗透油藏水平井渗流场与产能影响因素研究地质研究表明，GT油区主力油层主要属于低渗透和特低渗透油藏。因此，采用水平井开采必须研究这一特定地质条件下油井产能的影响因素，找出一般性产能分析规律。3．1低渗透油藏开发过程中的特殊渗流规律(1)渗流具有启动压力梯度实验研究成果都得出这样的事实，在低渗透油藏中，原油的基本渗流规律不再严格符合经典的达西定律和相应运动微分方程。其原因主要是，由于渗透率低，介质中孔隙和吼道细小，渗流中固液相互作用明显，导致渗流时只有在外加压力梯度大于启动压力梯度时，流体流动过程才发生。目前，公认的具有启动压力梯度的渗流公式为i0，fVpl≤G．．，。1、V2t---Kvp(1一G枷I)，I叫>G，。j。1’L∥式中，P为压力，G为启动压力梯度，v为渗流速度，K为渗透率，肛为原油粘度。(2)变形介质特征由于低渗透多孔介质的孔喉细小，导致介质的渗流能力具有明显的压力敏感性，即介质的渗透率随压力变化而发生变化，常用的考虑渗透率随压力变化的指数为K=KiP一％‘9‘’’。(3．2)式中，口。为介质变形系数，下标i为油藏的初始状态。3．2低渗透油藏水平井渗流场分析假设一口水平井位于一圆形供给半径为正，油层厚度为h油藏的中心位置，水平井段长度为三，井筒半径为～，且平行油藏项底面位于油层中部，如图3．1(a)所示。那么，地层流体向井流动可分解为远井区域的平面平行流+平面径向流，如图3-l(b)所示；以及近井区域的平面径向流+球面向心流，如图3．1(c)所示。根据多孔介质渗流的连续性，远井区与近井区的接触面上应具有唯一压力和过流量，从而真实水平井底渗流场图可表示为图3．2所示。30 第三章低渗透油藏水平井渗流场与产能影响因素研究詈＼jf扣黟(b)1一(c)图3-I水平井渗流场模型图(a)延水平井方向流场剖面(b)垂直水平井轴流场剖面图3—2水平并连续流场剖面图假设远井区内任意过流断面的流量为Q，+Q2，近井区内任意过流断面的流量为彰s+敛，于是，当给定井底流压时，水平井近井区域与远井区域应处于一个连续流场内，因此有水平井产量：Q^=Q。+Q：=g+Q4o”j。3．3变形介质低渗透油藏单相液体稳定渗流的几种典型解(1)单相液体平面平行稳定渗流公式假设低渗透地层的一端是供给边缘，另一端为排液道，液体从供给边缘单向地流向排液道。地层两端间距为L，宽度为B，厚度为h，，地层流体粘度为¨，初始渗透率为 西安石油大学硕士学位论文Ki，供给边缘上的压力为Pi，排液道处压力为p-．．r，那么考虑变形介质与启动压力梯度的单向流动对应的产量公式为：nC1K，B厅G{exp[一a篁(Pf—P。)卜exp(-aIGt))l，=一。∥exp(一akGL)一1(3．3)其中：C1是单位换算系数，对于常用工程单位制，C1=86．4。(2)单相液体平面径向稳定渗流公式假设一口直井位于一定压供给边界油藏的中心，初始时刻油藏压力为p，，初始渗透率为k，油井以定产量Q生产。根据宋付权等人的研究，考虑变形介质和启动压力梯度的油井产量公式为：nC2Kfh．1一exp{一口I【pf—P。一G(名一～)】)f，=一■一％∥In生～(3．4)其中：C2是单位换算系数，对于常用工程单位制，C2=542．87。(3)单相液体球面向心稳定渗流公式假设厚油层中部有一半径为～的点汇，初始时刻油藏压力为PJ，初始渗透率为Kj，点汇以定产量Q生产。此时点汇周围渗流可看成球面向心流动，设供给半径为^e，那么考虑变形介质和启动压力梯度的球面向心流动的产量公式：，、C3Kfexp[-aK(p，一P，．．)卜1Ya置∥上一上+口。Gln生R。rw“～(3．5)3．4水平井产能计算公式假设远井区内任意过流断面的流量为Ql+Q2，那么根据(3—3)和(3—4)式有：Q1珈型．竺型!!!!=竺业‘1∥exp卜口IG(R。一兰)卜1(3．6)其中：见．供给边界压力，P／．远井区与近井区接触面上压力。假设近井区内任意过流断面的流量为Q3+Q4，根据(3．4)和(3．5)式有：K，(3-8)32 第三章低渗透油藏水平井渗流场与产能影响因素研究(3．9)其中：K州-井底附近径向渗透率，p。-水平井底流压，L-完井的有效水平段长度。于是，当给定井底流压时，水平井近井区域与远井区域应处于一个连续流场内，即存在唯一压力∥，，因此有水平井产量：Q=Q1+Q2=Q3+Q4(3．10)进一步的问题是如何确定办。分别将(3．8)．(3．9)式代入(3．10)式，并令x2P／，则对于一个实例油藏，确定∥，就是求下面方程的实根：／(x)=Ql(x)+幺(x)一Q3(x)一幺(x)=0(3．11)由于八功的形式复杂，需采用近似牛顿迭代法确定。即通过构造如下逐步逼近实根的序列：x肿·2x一一了彳i-；专三舅‰。3．。2，取初值‰2(pe+pw)／2，逐次计算x-，x：，⋯，x。，x州，当k+·一x—I≤s时(其中占为足够小的压力误差值，如0．0001MPa)，x州即为待求值p，。求得远井区与近井区接触面上压力p，后便可利用(3．6)．(3．9)式计算水平井产量[29】。3．5产能影响因素对主力油层水平井产能影响敏感分析GT油区长4+5地层参数如下：K1=3x10_3∥m2；∥=2．5mPa·s；h=16m；疋=480m；三=400m；‰=0．1mKwj=15x10q／lm2；见=17．6MPa；p。，=9．6MPa；G=0．012MPa／m；％=O．02MPa。1(1)启动压力梯度对产能的影响应用上述公式，计算在不同启动压力梯度下水平井的产量变化，同时分别考虑不同水平井段长度，结果如图3．3所示。油井的产量随启动压力梯度的增大呈近似线性下降，且当启动压力梯度进一步增大时，油井产能降为零。同时，水平井段长度明显影响产能值的大小。丢f咭盟地堕』～型巫厅鱼∥gi=去 西安石油大学硕士学位论文GT油区长¨油麓启动压力梯度与水平井产能关系Infln启动JK力梯度G{Mpa／mI图3-3启动压力梯度与水平井产能关系(2)介质变形对产能的影响计算在不同介质变形系数下水平井的产量变化，同时分别考虑不同水平井段长度，结果如图3-4所示。油井的产量随介质变形系数增大呈下降趋势。另外，随着水平井段长度增大，产能增大的同时，介质变形的影响有所增加。·ji．础KI之．．，纳馥介胁’耻彤’j水甲；}产稚的莨糸。J-L，UqUUUUV介硬变形系数akll／Mpal图3-4介质变形与水平井产能关系(3)井底渗透率增大系数对产能的影响计算在不同井底渗透率放大系数下低渗透油藏水平井的产量变化，结果如图3-5所示。显然对于低渗透油藏水平井来讲近井附近渗透率改善对油井的产量影响远不如直井情况，相对于水平井段长度的影响要弱的多。34 第三章低渗透油藏水平井渗流场与产能影响因素研究亏>Ea喇·LGr油毽长。油叠井成潦逮阜糟火糸破上j东甲井产鸵的影响．4●一’井歧渗诱书增人系鼓IIUK。I图3-5井底渗透率增大系数与水平井产能的影响(4)地层渗透率对油井产能的影响根据前面的分析，对于低渗透油藏来讲，启动压力梯度是导致油井产量低或无产能的十分重要因素之一，而且这种影响必然会随着地层渗透率的降低增大。图3-6是水平井段等于400米水平井在不同地层渗透率条件下的产能与启动压力梯度曲线(生产压差为8MPa)。一!油【i}：。羽j蛾淫壤争降低‘J水中Il广限的影响：I一‘戮00_＼》25＼磁1000一k．k．N00800l001200lJ启动压力梯度GIMIⅪ／mI图3-6渗透翠降1氐与水平井产能的影响(5)生产压差对产能的影响计算在不同生产压差下水平井的产量和采油指数变化，结果如图3．7和图3．8所示。油井的产量随生产压差增大而增大，而采油指数则由先增后趋于平缓特征，这不仅反应随生产压差增加能量利用率逐步逼近最高值，同时反应大压差生产时介质变形对产能的影响。 西安石油大学硕士学位论文量?一E：品，k1才油l爱长“；油藏生产压菪与水甲井产能的影响谬生产压菪△I’(Mp^图3-7生产压差与水平井产能的影响州)(长。油藏昝．产J鲞芹1j水平JI_黑油指教的影响lj．．．．．．—．．．．，．—，+．——．．．．．．。。．．．．．。——．．．。．．．一————，o二’lU▲Jj生产压兹AP弛溉)图3-8生产压差与水平井采油指数的影响定平3井产能验证定平3井位于西倾单斜背景上的差异压实成因的鼻隆背斜型圈闭构造(图3．9)，地层倾角0．50左右，水平段所在位置为局部正向构造，构造起伏在2-4m。该区域构造高部位砂体较发育、物性较好。区内长4+522小层油层平均厚度10．1m，该区没有边底水，水平段井眼轨迹位于油层内部中上部物性较好部位。根据开发井网的需要，水平段延伸方向近南北方向，油层顶面高程起伏10．Om，设计水平段长度550m。对应前面产能分析，定平3井产能为15m3／d左右。而实际油井试采(图3-10)稳定产能在14．35m’／d。一十一+一，r^譬蔓／I≮飞)(1<、a董颦餐崇 第三章低渗透油藏水平井渗流场与产能影响因素研究图3-9定平3井位置图图3-10定平3井试采动态曲线37 西安石油大学硕士学位论文第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证油藏数值模拟，就是应用油气渗流理论并借助计算机对油藏动态进行模拟(也叫仿真)，其目的是为掌握油藏的动静态特征，寻求优化的油田开发方案，以便能更加经济有效地开发油藏【31。本次油藏模拟采用的软件为斯伦贝谢公司开发的一套数值模拟软件—Eclipse，模拟选用了三维(油水)两相黑油模型。4．1油藏数值模型以地质建模网格粗化提供的三维地质模型和静态参数场，形成GT油区典型区块三维油藏基础模型。为了反应油藏的动态特征变化，模型的网格系统为：平面上采用20x20米均匀网格系统，纵向上分为7个小层，其中l，2层网格对应C4+5l，第3层网格对应C4+521，第4、5、6层网格对应C4+522，第7层网格对应C4+523，这样形成146x121x7的网格体系，模拟总节点数分别为143472。初始状态模型：通过给定深度对应压力关系和流体性质参数，数值模型采用初始化模块计算初始油藏压力分布场，见图4．1。通过给定油水界面和毛管压力曲线，采用重力分异原理产生原始油藏流体分布模型，见图4．2。动态数据整理截止2011年10月底，长4+5储层数模区块已有生产历史共投入2l口油井，13口水井。首先，对每口生产井的历史事件，如：完井、射孔、井底压力测试等进行整理，形成历史事件文件。其次，整理生产数据库，包括生产日期、生产时间、日产油量、日产水量等生产历史文件。其中，历史数据重点利用累积产油和累积产水数据，以确保整个生产历史过程在不同时问阶段的物质平衡条件成立。油藏储量拟合油藏地质储量的影响因素主要包括：净毛比、孔隙度、毛管压力曲线、油水界面及对应毛管压力(初始含油饱和度分布)等。根据前面地质基础研究，由于非均质性的存在，初始含油饱和度分布具有可调整性，主要通过调整油水界面位置及对应毛管压力值。其次，适度调整模型中的孔隙度，使其平均值与地质分析中孔隙度平均值接近或一致。也可依据有效厚度分布图，适度调整净毛比值来拟合储量。最终储量拟合结果，GT油区长4+5储层原油储量为384．49x104t。原油储量与地质建模结果对比，误差小于5％。 第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证PressurE(a^RS越，■■黑■氍孑焉i寻≠司手写辱i焉=乇i哥；二j53图4—1GT油区长4+5油藏模拟模型初始压力场模型图j霉芝。j一。f0㈣。P■■_f二焉二寻iiF二再=忑_1■i一，图4-2GT油区长4+5油藏模拟模型初始含油饱和度分布模型图4．2油藏开发生产历史拟合为了取得跟油藏实际动态相一致的一组油藏参数，可以把模拟计算的动态跟实际生产动态相比较来进行油藏参数调整，这种方法叫历史拟合。历史拟合过程实际是参数校正的过程，主要拟合内容包括：油藏原油储量、油藏测压历史、平均日产油水量和其累积动态、单井产油产水量、含水率变化等[30,311。图4-3GT油区长4+5油藏模拟全区生产历史拟合图 西安石油大学硕士学位论文图4．3给出经过生产历史拟合获得的累积产液、累积产水、含水率拟合结果。由于单井生产时间短，这里不再详述。下面的井网优化论证也都是在该区块未开发前进行的工作，因此把调参后的模型去掉已有生产历史数据作为井网优化论证的基础模型。4．3水平井开发井网优化论证4．3．1不同井网模式优选水平井井网比直井井网复杂得多，目前有纯水平井井网、直井和水平井组合井网等多种形式。在实际部署井网时应遵循以下原则：①以极大控制地质储量为原则：②水驱方向与主渗方向一致；⑨井网设计符合储层特征，与储层的方向性有机耦合；④整体部署与局部井组区别有机结合，适合不同沉积微相和非均质特征；⑤有利于开发后期水驱方向调整和提高采收率技术实施。在以上原则的基础上，结合储层特点优化井网部署形式，不同储层井网应该有区别133|。对于砂岩储层，由于沉积过程和应力作用使其储层具有明显的方向特征，主要包括：主渗方向(物源方向、河道方向或裂缝方向)；主应力方向；裂缝方向(原生裂缝、压裂裂缝)；砂体延伸方向；断层走向和构造倾角。在水平井网设计时主要考虑：井排方向；水驱方向；水平井延伸方向；裂缝延伸方向。合理的井网部署是将固有的储层方向与人工可控制方向有机耦合。水平井水平延伸方向为井网中主要考虑方向，设计时应遵循以下原则：水平井延伸方向与主渗方向垂直，横切砂体方向；水平井延伸方向与主应力方向和裂缝方向成450；当主渗方向与裂缝方向不一致时，以主渗方向为主；对于压裂投产水平井，水驱方向最好不与裂缝方向一致【2lJ。结合研究区域大小和油层裂缝特征等因素，依据上述水平井井网设计原则以及油藏适应性按一定直井和水平井的注采井数比设计水平井井网。共设计了l0类20种方案，包括直井井网、水平井井网和二者联合井网等类型，通过数值模拟计算开发动态，同时开展经济分析，从中优选合适的开发井网模式。具体设计方案描述见表4-l和表4-2，基础井网对应的井网模式如图4．4所示。 栽培懈龄匿辕g匿，、纛盏婊占枨N11蓍莽．．苌菪昌醐。g匿辕蓿捌{|柏柑寐巅融∞N_求苌软_o。NoIno．n{皿N寸N—、N_软1}∞oo∞oooN籁苌辕囊辙口寸ln删InH_-_Nm寸●n田卜∞小山UoU耋婊蜘盏}张恹晦雅区牧基靛N{懈梧众梧篓求按梏篓隳求操Ⅱl}}葵格骤欺摈求ⅡlH钆驿靶米划Ⅲ}|斗钆●辕采刊趴址{L-'十H’刊州趴蜥^'寸k·叵‰m钕寸神接：R寐k粼·匠·匣懋援嫒援星椒碟{；|<粼球匠裂阽g窖g椒碟Q．匣·叵厦裂“m斗收祆妖碟笈删靶欺裂懋裂价冁l}l}11斗《碟裂碟暹硎}卷枯·叵翅厘心圻椒欺嫩椒^恹厘·匠厘酃恹^裂足裂极钕椒融培敢轶碟段裂盛赵盛苌匿j圃删m裂m1}斗斟_辕V靶秣姗长*鲁兼融H1悯兼软车k*苌露埘霹*斗*-媸厦喇．叵*苌长{k孚划^钕假h^蜘重匠．叵赣{L盎^V连极椒撒刊枨辕欺瑚蜊-●^删佃锄餐芸碟辕椒辕V划谜m1}钟撒轶，釜妊涮长苌长苌^槲*1}}}}采靛索妫蜊娜软§^露霹露，斗^一*稽辕撒椒撒兼撒辙+钟妥苌*斗*撒鼙妥苌趔妫期长苌删匿V，V撒兼辕软{k棘诹{L钆{L钆{L址钆害删州删鼎酬划鼎划撒l斗o∞N—、_籁*献妥^欺。-no∞No寸N∞口钶甘●n寸N寸nV籁鞍求l斗。∞o∞_●nIn∞寸N寸N1'4—’m-n．n籁苌欺曩软。钶一o_N硼}_Nn寸．n喝h∞西祆厶U◇嚣窿辙耋味醐撒{皿盏睁张恹脚箍区橡露蝴一占懈崩秘晕8匿欺坷鞲辎趔赫攥寒越土f春牛*褂臣涨 西安石油大学硕士学位论文P1方案C2方案C4方案C1方案C3方案C5方案 第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证C6方案C8方案C7方案C9方案，水平井：浊井)水平并i水井)直井0油井)直井：水并)压裂裂缝(天然裂缝与人工压裂裂缝方向均为NE70。)图4-4基础井网模式示意图通过分别计算不同设计方案的开发动态，比较开发效果好坏，初步选择出不同类型组合中开发效果较好的井网形式。基础井网优选基础井网各方案是在保持井排距(400m／120m)和注采强度(注入采出总量均为560m3／d)不变的情况下，分别研究各井网累积产油量随时间的变化、综合含水随时间的变化以及含水与采出程度变化关系。图4．5为各井网方案区域布井图及开发15年、20年剩余油分布图。43 西安石油大学硕士学位论文(PI方案区域布井图及开发15年、20年剩余油分布图)(Cl方案区域布井图及开发15年、20年剩余油分布图)(C2方案区域布井图及开发15年、20年剩余油分布图)-◆00|；苇蚍强∥：一∥疑《弘◇◆譬 (C3方案区域布井图及开发15年、20年剩余油分布图)(C4方案区域布井图及开发15年、20年剩余油分布图)j孓j(C5方案区域布井图及开发15年、20年剩余油分布图)45 西安石油大学硕士学位论文(C6方案区域布井图及开发15年、20年剩余油分布图)(C7方案区域布井图及开发15年、20年剩余油分布图)(C8方案区域靠井图及开发15年、20年剩余油分布图)a． 第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证—●■■■E=【二二二二二二工二二二二二二：二二二二二■■■■■E=E==二二二=工二二二__——=二二二：。l‘■{’i‘．‘‘J‘。‘：’1l‘·-。‘：{I-·7’{(69方案区域布井图及开发15年、20年剩余油分布图)图4-5基础井网区域布井及阶段剩余油分布图图416基础井网累积产油随时间变化图4—7基础井网含水率随时间变化47 西安石油大学硕士学位论文图4—8基础井网水驱规律预测曲线图由图4-6～图4-8可以看出，各井网最终采出程度相差5％以内，90％含水时方案C9的采出程度(24．79％)最高，其次为方案C8(24．25％)，方案C7的采出程度(21．53％)和方案C5的采出程度(21．27％)最低。在相同井排距和注采强度的情况下，方案P1、Cl、C3、C8、C9的产油量和采出程度比较高，但水平井(油井)水平段平行于裂缝的方案cl、c3后期含水上升较快，导致最终采出程度不高。因此，单从采出程度来讲，水平井组合方案C8和C9较好。图4—9备并网单并严能比分别作出各井网在开采10年、15年、20年、25年、30年、35年和40年与直井井网的单井产能比(图4．9)，可以看出，C5方案产能比最高，其次为c2、C4和c6。综合考虑采出程度和单井产能比两方面因素，较好的水平井井网方案为C2、C4、C6、C8和C9，需要进一步比较。对比井网优选对比各井网方案采油井井数相同(1口水平井=2El直井)，在保持井排距(400m／120m)和注采强度(注入采出总量均为280m3／d)不变的情况下，分别研究各井网累积产油量随时间的变化、综合含水随时间的变化以及含水与采出程度变化关系，优选方案。48 第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证图4_12对比井网水驱规律预测曲线图由图4．10～图4．12可以看出，在采油井井数相同的情况下，各对比井网方案具有较明显的差别，P1．1和C7．1、C9．1方案早期含水上升快，C1．1和C3．1方案后期含水上升快，导致最终采出程度不高；水平井(油井)水平段垂直于裂缝方向的方案C2．1和C4．1的相同时间的累积产油量和相同含水时的采出程度均高于其他方案，相同时间综合含水均比较低，二者比较接近，但由于C2．1和C4．1在油井数相同的情况下，C4．1水井投入成本明显高于C2．1，所以方案C2．1较好；水平井(油井)水平段与裂缝方向夹角小于450的方案C8．1水驱效率略高于水平井(油井)水平段与裂缝方向夹角等于450的C6．1方案。49 西安石油大学硕士学位论文井网优选综合上述基础井网和对比井网的对比结果，选用水平井(油井)水平段垂直于裂缝方向的C2和水平段与裂缝方向夹角小于450的C8水平井(油井)-t-直井(水井)组合井网方案作为有利井网形式方案进一步综合论证。4．3．2水平井组合并网有利层位优选GT油区长4+5油藏主力油层为长4+522，数值模拟模型里将其细分为4(上部)、5(中部)、6(下部)三个小层，设计水平井水平段进入层位分别为4、5、6，以C2方案水平井组合井网模式为基础，在保持注采平衡情况下进行数值模拟开发技术指标预测。模拟结果见图4．13和图4．14。rwCTdIrneneIonIe§9图4-13累积产油量随含水变化预测曲线图一Fw：’，●FOE“CJ-!o￡∞F1t：r●F：日r：4·‘!￡j：FvVCT，●F。￡“}C4·ME图4_14不同层位水驱规律预测曲线图从模拟预测结果可以看出，不论从相同含水下的累积产油量，还是水驱最终采出程度来讲，第5个小层，即长4+522的中部都要高于上部和下部，因此确定水平段进入的有利层位为长4+522的中部。以下参数敏感性分析也都是在此基础上进行的论证。4．3．3有利井网形式方案参数论证方案C2参数敏感性分析在方案C2组合水平井面积注采井网井位布置(图4．15)的基础上，对其分别进行水平段长度、裂缝数量、合理井排距、合理注采强度敏感性研究。50∞巧∞巧∞，o§卸墨呈々尹[o 第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证图4-15方案C2组合水平井面积注采井网井位布置图①水平段长度敏感性分析一般认为，水平段越长，单井控制面积越大，产量越高。但对某一特定油藏，当水平井水平段长度接近某一个值时，产量不再增加或增加很少。模拟水平段长度分别取160m、240m、320m、400m、480m、560m、640m，利用数值模型对比研究不同水平段长度下水平井丌采效果，模拟结果见图4—16。7∞∞01i一．|§一l图4—16不同水平段长度累积产油随时间变化图4—17不同水平段长度单井15年累积产油和生产压差随时间变化 西安石油大学硕士学位论文在不同水平段长度下，分别作出单井15年累积产油量和生产压差与水平段长度的关系曲线(图4．17)。可以看出，随着长度增加，地层压力损耗增大，产能提高幅度越来越慢；此外长度增加将明显增大钻井费用及钻井风险，所有这些因素决定了水平段长度并不是越长越好，水平井的长度有一个最优值。当水平段长度超过400m后，累积产油量趋于接近，同时在400m处生产压差出现拐点，因此确定较合理水平段长度为400m。②裂缝数量敏感性分析裂缝数量对压裂水平井产能变化起着至关重要的作用，从固定裂缝间距和固定水平段长度两方面进行研究。a、固定裂缝间距压裂水平井裂缝数量分别为1～6条，裂缝间距160m，对应水平段长度依次为Om(压裂直井)、160m、320m、480m、640m、800m。水平段越长，单井控制面积越大，井网密度越小。根据井排距算出不同裂缝数量时压裂水平井与压裂直井的单井控制储量倍数关系分别为：1．0、1．8、2．6、3．4、4．2、5．0。图4-18裂缝数量与累积产油量关系图4．18给出了不同裂缝数量时压裂水平井累积产油量模拟结果，由图可以看出，由于井网密度不同，随着裂缝数量的增加，压裂水平井的累积产油量逐渐减少，采出程度逐渐减小，相同时刻压裂直井的累积产油量最高，6条裂缝压裂水平井的累积产油量最小。表4-3不同裂缝数量的压裂水平井单井阶段相对累积产油量数据对比表水平段裂缝油井10年相对20年相对30年相对90％含水时长度数量井数累积相对累积相对(m)(条)(口)产油量储量Ol701．001．OO1．001602421．381．491．531．731．803203281．501．761．872．312．604804211．682．072．273．013．406405141．712．242．543．524．208006141．752．262．583．735。00 第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证根据模拟结果统计出不同裂缝数量的压裂水平井单井阶段相对累积产油量(表4．3)，作出相对储量、相对累积产油量与裂缝数量的关系(图4．19)，由图可以看出，随着裂缝数量的增加，压裂水平井相对储量呈线性增加，当裂缝数大于4条时，相同时刻的相对累积产油量增加幅度逐渐减缓，因此存在最优裂缝数量。图4-19相对储量、相对累积产油量与裂缝数量的关系b、固定水平段长度固定水平段长度为400m，设计压裂水平井裂缝数量分别为2-6条进行敏感性分析。图4．20为裂缝数量对累积产油量的影响，图4．2l为不同开采阶段裂缝数量对采出程度的影响。由图可以看出，裂缝数量增加的同时累积产油量和采出程度也随之增大，但增大的幅度逐渐减慢，当裂缝数大于4条时，增加裂缝数量对采出程度影响不大。随着裂缝数量的增加，油藏泄油面积逐渐增大，渗流阻力减小，压裂水平井产能逐渐增大，但是增加幅度逐渐减小。当裂缝数较少时，压裂水平井产能增幅较大：裂缝数较多时，缝间干扰导致油井产能增加幅度较小，因此压裂水平井的裂缝数量不易过多【2l】。图4-20累积产油量与裂缝数量的关系 西安石油大学硕士学位论文图4-21不同时刻采出程度与裂缝数量的关系综合考虑上述两方面的研究，确定C2方案400m水平段长度对应的合理裂缝数量为4条，对应的压裂裂缝间距约为140m。c、合理井排距敏感性分析在C2方案400m水平段长度4条裂缝确定的前提下，选用的井距有400m、480m、560m，排距有120m、160m、200m，采用基于正交试验设计的优化方法进行组合，形成9种方案，见表4．4。表4-4正交优化设计方案井距排距油井井数水井井数方案NO．(m)(口)Casel1202132Case24001602l32Case32002132Case41201828Case54801601828Case62001828Case71201524Case85601601524Case92001524 第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证图4-22日产油量随时间变化预测曲线图4．22是在单井产液量相同情况下日产油量与时间的关系图，可以看出，井距相同(油井数相同)时，稳产时间随着排距的增大而增大；排距相同时，稳产时间随着井距的增大而增大。但由于增大井距时油井数改变，因此只能确定选用大排距有利于稳产。图4—23累积产油量随时间变化预测曲线图4-24不同并排距下的水驱规律变化预测曲线图4．23和图4．24表明，在相同综合含水下，Case6(480m／200m)和Case9(560m／200m)水驱采出程度较高，但相同时刻Case6累积产油量高于Case9。综合以上分析，认为Case6(井距480m、排距200m)为最佳井排距组合方案。d、注采强度敏感性分析从合理注水参数的影响因素分析可以看出，注水量的确定存在一对矛盾：从提高单 西安石油大学硕士学位论文井产量和纵向动用程度的角度讲，应提高注水量，但考虑到裂缝的影响，又应适当控制注水。因此合理注水量应该是保证裂缝不开启状态下的注水量。利用上一节优选的最佳井网方案，论证两方面的合理注水强度：(1)在注采平衡的情况下的合理注水强度；(2)定注水强度下的合理注采比。定注采比1：1设计平均单井注水量分别为：5m3／d、lOm3／d、15m3／d、20m3／d、25m3／d、30m3／d，见表4．5。模拟计算条件为注采平衡保持地层压力稳定。结果列于表4-6和图4．25，水驱规律曲线对比见图4．26。表4-5注采强度数据表注采比单井注水量(m3／d)单井采液量(m3／d)57．771015．551523．331：l2031．1l2538．883046．67表4-6不同注水强度条件下数值模拟各阶段采出程度数据对比表平均单井初期稳产lO年20年30年60％含水75％含水80％含水注水量采油速度时间采出程度(m3／d)(％)(月)(％)5O．83728．5l13．4316．7414．8518．9520．70lO1．67361313818．6821．8514．1718．0719．78152．452416．3321．4424．3013．7017．3719．12203．231418．2223．0525．7013．5516．8718．59254．00819．5024．1626．7l13．3916．5818．43304．70320．4825．Ol27．4813．2816．4818．30图4-25不同注水强度条件下数值模拟各阶段采出程度变化趋势图 第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证图4-26不同注水强度条件下水驱规律曲线图结果表明：随注水强度增加，虽然采液能力增强，但综合含水上升速度也同样增加。反应在不同含水阶段的水驱采收率规律上，表现为注水强度越大，相同时刻对应水驱采出程度越大，但相同含水率对应水驱采出程度越小，二者存在一个最优值。综合考虑初期采油速度、稳产时间及阶段水驱采出程度，推荐采用单井注水量为15m3／d。定注水量15m3／d设计注采比分别为：0．95：l、1：1、1．05：l、1．1：l、1．15：1、1．2：1，见表4．7。表4_7设计注采比数据表注采比单井注水量(m3／d)单井采液量(m3／d)0．95：124．561：123．331．05：l22．22151．1：121．211．15：120．291．2：119．45模拟计算不同注采比条件下地层压力随时间变化为图4．27，水驱规律曲线对比见图4．28。图4-27不同注采比条件下地层压力变化图 西安石油大学硕士学位论文图4-28不同注采比条件下水驱规律曲线图模拟结果表明，累积注采比的差异对井组的压力分布起决定性作用，累积注采比越大，相同含水率下的采出程度越低，地层压力保持的水平相对越高。因此，一方面要求相同含水率下的采出程度较高，另一方面要保持地层压力稳定在合理范围之内，综合考虑这两方面，推荐选用注采比为1．05：1的方案，即平均单井注水量为15m3／d，采液量为22．22m3／d。方案C8参数敏感性分析在方案C8组合水平井面积注采井网井位布置(图4．29)的基础上，对其分别进行水平段长度、裂缝数量、合理井排距、合理注采强度敏感性研究。图4-29方案C8组合水平井面积注采井网井位布置图a、水平段长度敏感性分析一般认为，水平段越长，单井控制面积越大，产量越高。但对某一特定油藏，当水平井水平段长度接近某一个值时，产量不再增加或增加很少。模拟水平段长度分别取Om(压裂直井)、240m、320m、400m、480m、560m、640m，利用数值模型对比研究不同水平段长度下水平井开采效果，模拟结果见图4．30和图4．31。 第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证图4-30不同水平段长度下日产油量随时间变化图4-31不同水平段长度下累积产油量随时间变化模拟图中可以看出，随着长度增加，地层压力损耗增大，产能提高幅度越来越慢；此外长度增加将明显增大钻井费用及钻井风险，所有这些因素决定了水平段长度并不是越长越好，水平井的长度有一个最优值。当水平段长度超过480m后，累积产油量趋于接近，较合理水平段长度为400m或480m。为了进一步比较400m和480m水平段长度，将二井网布满整个区块，其中400m水平段长度方案有36口油井(水平井)和25口水井(直井)，480m水平段长度方案有25口油井(水平井)和18口水井(直井)，模拟结果见图4．32和图4．33。图4-32不同水平段长度下累积产油量随时间变化 西安石油大学硕士学位论文图4-33不同水平段长度下水驱规律曲线图模拟图中可以看出，400m和480m水平段长度二者累积产油量和水驱规律曲线并无太大差距，考虑到井数不同造成钻井成本的差异，认为井数较少的480m水平段长度为最优水平段长度。b、裂缝数量敏感性分析裂缝数量对压裂水平井产能变化起着至关重要的作用，下面固定水平段长度为480m，设计水平井压裂裂缝数量分别为2～6条进行敏感性分析研究，模拟结果见图4．34。DA'rE图4—34采出程度与压裂裂缝数量的关系图4-35不同时刻采出程度与压裂裂缝数量的关系 第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证图4．34和图4．35为不同开采阶段裂缝数量对采出程度的影响。由图可以看出，裂缝数量增加的同时累积产油量和采出程度也随之增大，但增大的幅度逐渐减慢，当裂缝数大于4条时，增加裂缝数量对采出程度影响不大，5条裂缝和6条裂缝相同时刻累积的产油量基本重合。随着裂缝数量的增加，油藏泄油面积逐渐增大，渗流阻力减小，压裂水平井产能逐渐增大，但是增加幅度逐渐减小。当裂缝数较少时，压裂水平井产能增幅较大；裂缝数较多时，缝间干扰导致油井产能增加幅度较小，因此压裂水平井的裂缝数量不易过多。因此，推荐C8方案480m水平段长度对应的合理裂缝数量为4条，对应的裂缝间距为160m。c、合理井排距敏感性分析在C8方案480m水平段长度4条裂缝确定的前提下，选用的井距有520m、600m、680m，排距有180m、220m、260m，采用基于正交试验设计的优化方法进行组合，形成9种方案，见表4．8。表4-8正交优化设计方案井距排距油井井数水井井数方案NO．(m)(口)Casel180302lCase25202202518Case32602015Case41802418Case56002202015Case62601613Case71802418Case86802202015Case92601613图4-36日产油量随时间变化预测曲线6l 西安石油大学硕士学位论文图4-37累积产油量随时间变化预测曲线。00乇丽矿——————1鬲F———————、五F—————1FOEWdlrnensionless图4-38不同井排距下的水驱规律变化预测曲线图4．36是在单井产液量相同情况下日产油量与时间的关系图，可以看出，井距相同时，稳产时间随着排距的增大而增大；排距相同时，稳产时间随着井距的增大而增大。Casel方案累积产油量最高，但由于井排距改变时油水井数也随着改变，因此不能确定为最优方案。表4-9不同井排距方案下数值模拟各阶段预测数据对比表单井累积产油量(万方)区块采出程度(％)方案NO．10年20年30年70％含水80％含水90％含水Casel3．124．104．6517．8720．5022．4lCase23．394．625．3217．5720．7622．68Case33．695．176．0517．0020．2322．02Case43．424．625．3416．9319．9322．07Case53．725．236．1217．1620．4622．51Case63．795．656．7816．6819．8621．92Case73．504．785．5117．9620．9622．80Case83．835．446．3518．3221．5823．33Case94．025．927．0617．4520．6722．76 第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证图4．39为不同井排距情况下不同年限单井累积产油量和不同含水下区块累积产油量随时间变化图。从图中可以看出，方案Case8不仅相同时刻的单井累积产油量较高，而且在相同含水情况下区块采出程度最高，因此认为Case8(井距680m、排距220m)为最佳井排距组合方案。图4-39不同井排距方案下数值模拟各阶段预测曲线d、注采强度敏感性分析从合理注水参数的影响因素分析可以看出，注水量的确定存在一对矛盾：从提高单井产量和纵向动用程度的角度讲，应提高注水量，但考虑到裂缝的影响，又应适当控制注水。因此合理注水量应该是保证裂缝不开启状态下的注水量。在上述对C8方案参数敏感性分析(480m水平段长度，4条压裂裂缝，井排距680mx220m，20口水平井油井，15口直井水井)的基础上，通过两个方面论证合理注水强度：(1)在注采平衡的情况下的合理注水强度：(2)定注水强度下的合理注采比。定注采比1：1设计平均单井注水量分别为：lOm3／d、15m3／d、20m3／d、25m3／d、30m3／d，见表4．10。表4-10注采强度数据表注采比单井注水量(m3／d)单井采液量(m3／d)107．51511．25l：l20152518．753022．5 西安石油大学硕士学位论文表4-11不同注水强度条件下数值模拟各阶段采出程度数据对比表平均单井初期稳产lO年20年30年60％含水75％含水80％含水注水量采油速度时间采出程度(m3／d)(％)(月)(％)10O．90809．5115．2318．7016．4220．OO21．7l151．345212．9518．6621．9416．2719．8l21．39201．79361513320．7523．7516．0819．5021．12252．233016．9522．0924．9315．9619．4720．90302．671618．1323．0725．7915．9018．8220．55模拟计算条件为注采平衡保持地层压力稳定。结果见表4．11和图4．40，水驱规律曲线对比见图4．4l。图4-40不同注水强度条件下数值模拟各阶段采出程度变化趋势图．‘j，图4-41不同注水强度条件下水驱规律曲线图结果表明：随注水强度增加，虽然采液能力增强，但综合含水上升速度也同样增加。反应在不同含水阶段的水驱采收率规律上，表现为注水强度越大，相同时刻对应水驱采出程度越大，但相同含水率对应水驱采出程度越小，二者存在一个最优值。综合考虑初期采油速度、稳产时间及阶段水驱采出程度，推荐采用单井注水量为25m3／d。定注水量25m3／d 第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证设计注采比分别为：0．95：1、1：l、1．05：1、1．1：l、1．15：l、1．2：1，见表4．12。表4-12设计注采比数据表注采比单井注水量(m3／d)单井采液量(m3／d)O．95：119．741：l18．751．05：l17．86251．1：117．051．15：116．301．2：l15．63模拟计算不同注采比条件下地层压力随时间变化为图4．42，水驱规律曲线对比见图4．43。o。卜≤姜三三图4-42不同注采比条件下地层压力变化图图4-43不同注采比条件下水驱规律曲线图模拟结果表明，累积注采比的差异对井组的压力分布起决定性作用，累积注采比越大，相同含水率下的采出程度越低，地层压力保持的水平相对越高。因此，一方面要求相同含水率下的采出程度较高，另一方面要保持地层压力稳定在合理范围之内，综合考虑这两方面，推荐选用注采比为1．05：1的方案，即平均单井注水量为25m3／d，采液量为17．86m3／d。4．3．4有利井网方案开发技术指标预测将上述有利井网方案C2和C8的参数敏感性分析结果列于表4．13。开发技术指标65 西安石油大学硕士学位论文预测数据见表4．14～表4．16。区域布井图及开发30年后剩余油分布图见图4-44--图4-47。表4-13有利方案参数对比数据表油井水井水平段裂缝井距排距单井方案水平井直井长度个数注采比注入量采液量(口)(m)(条)(m)(m3／d)C2182840044802001．05：l15．00糕C8201548046802201．05：1璺些17．86表4-14方案c2开发指标模拟预测数据表开发时间产油量累积产油量平均单井产量采出程度综合含水(年)(t／d)(104t)(t／d)(％)1303．0211．1516．832．347．952295．7622．1016．434．649．803259．7631．9614．436．7120．594219．0840．3l12．178．4632．905188．4847．1910．479．9042．206163．7453．199．1011．1649．777143．8058．447．9912．2655．898127．7463．107．1013．2460．849114．7867．296．3814．1264．8410103．9971．095．7814．9268．171563．7788．173．5418．5080．572046．4597．792．5820．5285．903028．46110．701．5823．2391．4l譬。℃譬、tVl。≮≥，8图4—44方案c2区域布井图图4-45方案c2开发30年剩余油分布图表4-15方案C8开发指标模拟预测数据表开发时间产油量(t／d)累积产油量平均单井产量采出程度综合含水(年)(104t)(t／d)(％)1276．9410．1313．852．137．702275．9920．2513．804．258．023271．3730．2113．576．349．564251．3339．6l12．578．3l16．24 第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证5220．8247．6711．0410．0025．976190．5854．659．5311．4735．817164．9460．678．2512．7344．368143．7265．9l7．1913．8351．539126．7270．546．3414．8057．3010113．2274．685．6615．6761．881567．1992．883．3619．4977．472048．62102．962．4321．6183．763029．64116．441．4824．4490．12k守●～，，y，剖弋簟≮二≮。o气≯‰‘p。r◆。，ClEⅢ。：[1754__匿0蛮3Le9三5二二二[=二二丢于二司Ⅲ图4-47方案C8开发30年剩余油分布图表4—16开发技术指标综合对比数据表方案C2C8初期采油速度(％)2．342．13初期年产油量(万吨)11．1510．13稳产年限(年)235年累积产油量(万吨)43．0845．665年采出程度(％)9．049．5810年累积产油量(万吨)74．4778．3510年采出程度(％)15．6316．4420年累积产油量(万吨)97．74102．9220年采出程度(％)20．5l21．6030年累积产油量(万吨)110．66116．4l30年采出程度(％)23．2224．44含水95％时累积产油量(万吨)123．1l131．56含水95％时采出程度(％)25．8427．614．3．5开发技术经济评价与方案优选产出投入比前面仅从开发技术指标的角度进行了讨论，但这些技术指标是否经济有效，还必须增加技术经济评价。常规技术经济评价有两种方法：一种为简单、直接、明了的评价∥了罗o，二Ⅲ年∥o弘磊黼rr；、，二区，尹，．，舻二∞，％r‰。。习浦cI一一■●F●；臣卜Vr黑目p●0■≮翠譬_；㈡、¨∥铲曙一叭 西安石油大学硕士学位论文方法一产出投入比法；另一种为详细、深入、细致的评价方法——增量指标法。这里采用产出投入比法对调整方案进行技术经济评价啼3。产出投入比是累计产出值与总投入费用的比值。即：产出叭匕=黼(4-1)其中：累计产出值=累计产油量×销售油价；总投入费用=钻井和地面基建直接投资+生产过程中发生的附加费用。产出投入比的评价标准见表4．17。表4-17产出投入比的评价标准等级优良由差无效产出投入比>2．52～2．51．5～21～1．5<1C2的产出投入比为17．70；C8的产出投入比为18．53，两个方案的产出投入比都为优。单从技术指标角度来讲，井网密度越大，采出程度越高越好；但井网密度增加必然加大开发投资(如钻井成本)，因此必须进一步从经济的角度来优选井网。这里采用简单财务净现值方法。所谓财务净现值是指项目按行业基准收益率或者设定的折现率(当未制定基准收益率时)将项目计算期内各年的净现金流量折现到建设期初的现值之和。财务净现值是考察项目在计算期内盈利能力的动态评价指标，其表达式为：刚川2暑(“。C叭(1+¨～(4-2)式中：f-．时间，自然年；t一基准收益率或设定的折现率，分数；a～当年现金流入，万元；CO一当年现金流出，万元；”一计算期，年；FNPV一第玎年财务净现值。为了区别钻井数量和生产规模带来的经济差异，评价计算时进行如下简化：现金流入：年采油量×商品率X原油价格现金流出：钻井投资+销售税金+生产成本计算参数：原油价格=4400元／吨，直井钻井成本=120万元／H，400m水平井钻井成本=250万元／121，480m水平井钻井成本=270万元／口，井口装置与井场费用=50万元，采油井压裂措施费lO万元／条裂缝，生产成本=480元／吨，销售税金=0．2幸销售收入，折现率=O．12。投资回收期(Pt)投资回收期是指以项目的净收益抵偿全部投资所需要的时间。用油田生产所得的收益偿还其投资的年限，称为投资回收期(年)。它是考察项目在财务上投资回收能力的 第四章水平井开发油藏数值模拟与井网优化论证主要静态评价指标。投资回收期一般从建设年开始算起，设油田分期投资，第f年投资额为C，，年收益为彳，(指年生产原油收入减去生产操作费和税收的净值)，则：MM+PBP∑Cf(叫蹦M-t)=∑4(F／P，f，f—M)(4—3)t=0t=M+l式中：(州P，f，M—f)一终值因数；(州尸，f，f—M)一现值因数；e—第t年的投资额；M一基准年，即油井开始采油的时间；卜一基准收益率(贴现率)；么。一第f年收益。解方程即可求得朋P。用投资回收期评价投资项目时，需要与根据同类项目的历史数据和投资者意愿确定的基准投资回收期相比较。设基准投资回收期为棚。，判别准则为：若P卯弋啪．，则项目应予以拒绝。表4_18不同井网方案财务净现值与投资回收期计算结果方5年财务净现值lO年财务净现20年财务净现30年财务净现投资回收期案(108元)值(108元)(月)C27．8l10．311．7411．9750C87．83lO．6512．18．12．4346应用上一节井网方案的开发技术预测指标，计算5年、10年、20年、30年财务净现值列于表4．18。评价结果表明，不同生产时间财务净现值C8方案比C2方案高，投资回收期基本都需4年。因此，从经济角度讲，对于GT油区长4+5油藏组合水平井井网方案C8具有优选性。69 西安石油大学硕士学位论文第五章认识与结论通过对GT油区长4+5精细油藏描述和低渗透油藏成功的开发技术理论，我们得到如下认识与结论：1．GT油区长4+5油藏类型为岩性控制油藏，主力油层长4+522在研究区内大面积连片分布，储量占研究区储量85％以上，长4+522储层的非均质性中等偏强。2．通过地质建模，以及数值模拟模型的建立，GT油区面积大约20．23Km2，总地质储量为824．63×104t，粗化面积7．07Km2，粗话后区块原油储量为381．47×104t，储量丰度为53．96×104t／Km2，其中85％的储量分布在长4+522，通过水平井位置优化论证，在长4+522中部布水平井。3．利用水平井渗流理论分析，确定了水平井延伸方向与天然裂缝发育的方向有一定的夹角，通过对比分析和已完钻井的实例分析，确定水平井井底参数调整的基础。4．通过井网形式优化论证，优选出菱形五点井网为最优井网。井位分布以直井点为中心，周边四口水平井与菱形的四边中间段重合，其中菱形的对角线与储层主应力方向平行；其次推荐错排排状井网，直井排注水，水平井排采油，水平井布井方向为垂直地层主应力方向其水平段。5．水平井井网优化论证，不仅要考虑井网形式，还要考虑生产过程中其他参数：包括水平段长度，压裂数量，井排距以及注采强度。70 致谢衷心感谢尊敬的陈明强老师在学术上对我严格要求和精心指导，对我的论文倾注了大量的精力和心血；在生活上予以我无私的关怀和帮助，使我顺利完成论文。更为重要的是陈老师让我明白了许多做人的道理，使我树立了正确的学术观。老师渊博的学识、严谨的治学态度、一丝不苟的工作作风以及乐观积极的人生态度深深地感染了我，使我终生受益，并将激励我在今后的工作生活中乐观向上、积极进取。在此，本人向陈明强导师致以最诚挚的谢意!在论文的研究过程中，还得到了实验室同学的大力协助和支持，保证了论文的及时完成，在此对他们表示深深的谢意!最后还要向论文研究中引用到其学术论著及研究成果的前辈与同行们表示感谢! 西安石油大学硕士学位论文参考文献[1】王道富．鄂尔多斯盆地特低渗透油田开发[M】．石油工业出版社，2007．3．[2]张英芝等．特低渗透油田开发技术研究嗍．北京：石油工业出版社，1997．【3】韩大匡．油藏数值模拟基础[M】．北京：石油工业出版社，1993．[4]刘吉余．油气田开发地质基础【M】．石油工业出版社，2007．【5】长庆油田公司勘探开发研究院：鄂尔多斯盆地油气勘探开发论文集(1990．2000)，北京石油工业出版社，2000．[6】6赵春森，肖丹凤，宋文玲等．水平井与直井交错井网优化方法【J】．石油勘探与开发，2005，32(1)：199．122．【7】刘鹏飞，姜汉桥，蒋珍等．低渗透油藏实施水平井注水开发的适应性研究【J]．特种油气藏，2009，16(3)：7．9．【8】刘德华，刘志森，李菊花．低渗砂岩油藏水平井开发井网模式优选明．石油天然气学报，2009，(06)：136．140．【9】史成恩，万晓龙，赵继勇．鄂尔多斯盆地超低渗透油层开发特征[J】．成都理工大学学报，2007，34(5)：538．542．【lO】李松全，程林松，李秀生，郝斐．特低渗透油藏合理井距确定新方法叨．西南石油大学学报(自然科学版)，2008，30(5)：93．96．[11】冉新权，程启贵，屈雪峰等．特低渗透砂岩油藏水平井井网形式研究[J】．石油学报，2008，29(1)：89．92．【12】Y．Bigno，A．AI-Bahry，D．D．Melanson，S．AI—Hasani，eta1．MultilateralWaterfloodDevelopmentofaLow—PermeabilityCarbonateReservoir[R]．SPE71609．2001：l-8．[13]MiallAD．Thegeologyoffluvialdeposits，sedimentaryfacies，basinanalysis，andpetroleumgeology[M]．Berlin：Springer-Verlag，1996．【14】黄琼．白豹地区长6储层综合评价【D】．西安石油大学硕士学位论文，2008．【15]黄灿，李春兰，黄世军，纪佑军．考虑流固耦合低渗透储层数值模拟研究[J】．内蒙古石油化工．2008，34(13)．【16】陈金荣，谭杰．鄂尔多斯盆地长武区块长7和长8油组储层特征研究【A】．第三届全国沉积学大会论文摘要汇编【C】，2004．【17】张一伟，熊琦华等．地质统计学在油藏描述中的应用【M】．北京：石油大学出版社，1992．[18】贾长贵，温庆志．水平井压裂混合井网的优化设计【J】．油气田地面工程．2012．6．【19】谢桂学，寇永强，黄琼冰．低渗透油田开发中的突出特点、主要矛盾及基本做法忉．低渗透油气田，1997，2(2)：28．32．[20】S．V．Kolbikov，H．F．Vaughn，A．A．Usmanov，eta1．ImproveOilRecoveryBasedOn 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