Kav通过延伸井测试评价储层

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1、，甲井I代·旁刊2OOO年10月国外测井技术Oct．2000FOREIGNWELLD3C．GING'I'FZH~OLOG~Ⅵ．15．5第l5卷第5期通过延伸井测试评价储层K．F．wlILF『)ff7胡中桂译O．S．Karaman等郑伟校前言原油传输管线和在Papua海湾出口终端。所有这些设施因90年代中期Kutubu油田产能的下降而具有位于新几内亚南部高地地区的Moran油田，发过剩的生产能力。现于1996年9月。在Toro和Digimu砂层中发现有油，在Kutubu油田也有产出。初期试油产能高于来开发的难度自每一层段80O0桶／日的高重力无硫油。在两个主要断块上，探边井发

2、现替补油藏，使油柱高度延伸至为了克服开发中的困难，在Moran用延伸测试40O0多英尺。(rwr)来发现第一口探边井。如图1所示，这些井另外钻了四口探边井。Moran4井使油藏延伸在两个主要断块上的Ymo和I)igimu砂岩的主区进至西北大约2英里，Moran5井侧线使油藏延伸至东行完井。运用井下封隔器和滑动套筒，井眼完井设南O．9英里。Moran3和Moran5井都遇到了水，这备用来分隔储集层段。安装永久井眼压力计以提供限定油藏的范围离东南1．2英里。压力数据表明这实时地面读值。完井用于分隔在DIml层段内的些井钻遇非连续压力层段。这些构造间隔能提供周两个砂体，以来评价在

3、层段内页岩夹层对连通的影围租地上的额外储量。石油储量估计在50至1(30响。百万桶之问。在独立的油藏单元内，通过运用物质平衡估计Moran油田发现的战略方面，是它接近西南大的产出油的俸积和油藏压力，用延伸测试(EWT)来约9英里的Kutubu地区基本设施，包括处理设施、计算原始石油地质储量(00)。这些计算结果被统方法的优势。从我们的理论和数字研究中，我们这种方法的新算法易于完成，也能用硬件来实明确提出如下结论：现，直接进行准确的地层电导率测井。这种新方法由于更加明确而又夸人信服地洞悉了物理机制，所以能够大副提高数据处理精度，消除致谢趋肤效应：这种方法排除了感应测井一<

4、的传统限作者感谢中国科学基金会地球科学部按合同制，因而使感应测井的测量精度不再依赖于地层真49804003提供的帮助，以及中国石油天然气总公司电导率；给本文的研究提供的帮助。这种方法能够获得感应测井全频带的准确的地同时也感谢BakerAtlas公司的肖家琪(音译)博层电导率：士提供的俄克拉荷马模型。在∞((￡的条件下，该方法能够确定准确的地层电导率；在∞))￡的条件下，能够同时确定准参考文献(蓐)确的地层电导率和介电常数；译自SPVc'I．A41‘Annuall0IIg$ympo~tml，JmB4—7，20OO国外测井技术2OO0妊综合在构造和储量图中，以及断层之间和Dig

5、imu层在选择最佳拟合模型的基础上，在射孔段的中点，确段砂体间的连通信息里。定最初的油藏压力为6，(]04psia。地层渗透率为1，012rod，表皮损害估计为+9．3。圉2双元间隔模型EWT延伸测试借助于新几内亚石油和能源部的支持和政策，用于处理和传输MoranEWT产油的原有生产设施得到改善并在此基础上批准了EWT此项目包括油处理设施，此设施标高在Moran井以下约2，300英尺，离Moran油田原有的Agogo处理设施9英里。建造一条8英寸的管线，以此连接井与处理设施。该圈3压力动态分析管线在1998年1月完工。另一口完井也在Diglr~，但在较高的砂岩凸起多数延伸测

6、试操作是以燃烧油气来处理产液，部位，即DigimuA。来自第二个EWT层段的结果表与此不同的是，MoranEWT产油位于I6utubu生产设明这块砂体和DigimuB和c砂体是连通的。施附近，有过剩的生产设施进行输出。Moran大多用物质平衡法来估计Diglm．B区块中的原始地数气通过压缩和注入Agogo已衰竭油藏来处理，储质储量(OOIP)，由于Moran油藏流体较高的欠饱和气能力达300亿立方英尺。当气压缩开始时，Moran特点，计算结果对油藏流体特性非常敏感。在气注入AgogoTom油藏是7月进行的。DigimuB区块，最初油藏压力为6，004psia，饱和压力为3，

7、520psia。因此在确定原始储量(00口)时，油的最初结果压缩特性和地层体积系数起主要作用。B区块。该区块是在Moran9井A区块Digimu当DigimuB区块生产775，Of)桶油时，油藏压砂层下倾侧钻找水时发现的。此井穿过一倒冲断层降超过1，200psia。在此压力范围之内的油的压缩钻到重复部位(断层下盘)遇到了含油的TomC和系数估计为16．1×10psi～岩芯分析得来的岩I)igimu砂岩。EWT最初产油是1998年7月27日。石压缩系数大约为2．1x10psi～。假定水的饱和为发现该区块后l6个月。B