石油工程概论论文

1、潜山油气藏的开发摘要在调研大量文献的基础上,对国内外潜山油气藏的勘探开发历史与现状进行了综述。依据不同的分类标准,总结了潜山的各种分类与特点。阐述了潜山油气藏的形成条件:一是有利的构造发育背景,二是生储运聚各项参数的有机配置。介绍了潜山油气藏的分类和储层特征,并结合实例分析了潜山油气藏的成藏模式,重点探讨了潜山油气藏的开发。最后,对古潜山油气藏开发的典型技术与流程进行归纳,并对目前潜山油气藏勘探应注意的主要问题进行了总结。关键词:潜山油气藏；成藏模式；布井方式；开发方式引言随着国民经济的发展,现有的油气资源早已不能满足日益增长的需求量,油气资源的勘探势必要向新的领域发展,探索深层古老基岩油藏已

2、成为一个重要方向。目前,潜山油气藏的勘探已占有举足轻重的地位,因此,深入研究和总结该类油气藏的形成条件和评价方法,对指导潜山油气藏勘探开发具有重要的理论和实际意义。1.潜山油气藏潜山油气藏是一种特殊的“基岩”油气藏,位于不整合面之下较老地层的突起含油体。其烃源主要来自上覆及侧向较新烃源岩，不整合面或断面是油气运移的通道。潜山油气藏的形成具有侵蚀、相对于四周局部凸起和被新地层覆盖三个基本特点。其中，潜山是指现今被不整合埋藏在较新的沉积层之下,由盆地基底岩层组成的山丘构造，既包括在地质时期曾经暴露地表的基岩山丘后来潜没于水下并被沉积层覆盖的基岩凸起，具有早期古地貌特征的“古潜山”和那些后期又受构造

3、作用影响，具后期生长特点的古潜山；也包括因构造作用而形成的基岩凸起,即在上覆盖层沉积前尚不存在或仅仅只有微弱的地貌显示,主要是在盖层沉积期间或沉积以后,由于发生了新的褶皱、断裂和火山喷发等构造变动而形成的“后成潜山”。所有的潜山至少经历过地壳上升隆起并遭受风化剥蚀和地壳下降接受沉积覆盖2个阶段,由剥蚀面分隔,其下是潜山构造,其上是覆盖层或披覆构造。 1.1 潜山的分类潜山是一种复杂的地质，根据不同分类的方法有不同种类型的潜山。根据潜山的岩性特征分为变质岩储层潜山、火山岩储层潜山、碳酸盐岩储层潜山和碎屑岩储层潜山；根据潜山油气成藏与分布以及潜山的成因、形态和储层结构，可以将潜山分为地貌潜山、断块

4、潜山和不整合潜山三大类，地貌潜山和不整合潜山具有早期成因的特点，而断块潜山一般为后期成因；根据构造的形成与盖层沉积的先后关系，可将潜山分为先成地貌潜山、同生构造潜山后成构造潜山。现在比较公认的一种也是最简单易行的分类方法是：先根据成因分为残丘山和构造山，再根据古潜山的时代分为中生代潜山、古生代潜山和前寒武纪潜山，综合共分为六种类型。分类依据潜山的岩性特征潜山油气成藏与分布以及潜山的成因和储层结构构造的形成与盖层沉积的先后关系潜山类型变质岩储层潜山火山岩储层潜山碳酸盐岩储层潜山碎屑岩储层潜山地貌潜山断块潜山不整合潜山地貌潜山同生构造潜山后成构造潜山表1-1 潜山油气藏的分类1.2 潜山油气藏的成

5、藏模式潜山油气藏的形成，首先要有区域上成油条件的配置，即一个凹陷和含油气系统中要具备潜山成油的基本条件；其次是否具备有潜山成藏的良好配置。一个储量丰富的潜山油气藏具有“早隆、中埋、后沉”配置的特点。最有利于油气的成成藏的最佳配置应该是在古近系沉积前形成古地貌的早隆潜山，这种潜山一般经受了比较强烈的风化淋滤，储集空间比较发育。良好生油层不断向潜山超覆覆盖中期掩埋，形成较好供油条件和潜山盖层的中位潜山。后期生、排烃潜山聚油成藏时期要形成区域性整体稳定沉降才有利于潜山的成藏。非生油岩覆盖的潜山需要供油通道，使潜山能与深部的生油层沟通。这种通道主要为通到下伏生油层的供油断层，使深部生油层的油气通过活动

6、开启的供油断层向上运移进入没有与生油层接触的潜山。油源断层要在下伏生油层油气主要生成、运移期活动开启，以便使深部生成的油气向上运移。另外，古潜山油气藏成藏的一个重要条件是潜山供油的方式，其中以有效烃源岩覆盖并直接与潜山接触的双重多向供油最为有利，其次为潜山与有效烃源岩直接接触的单向不整合面或断面供油，而窗口供油的效率最差。1.3 潜山油气藏的勘探开发概况古潜山油气藏的勘探始于1909年，美国在勘探中、新生界油气资源时，在俄亥俄州中部辛辛那提隆起东买发现了摩罗县古潜山油田；而在我国，任丘潜山油田是我国第一个在中上元古界海相碳酸盐岩古潜山。随着我国一系列古潜山油气藏的发现，古潜山已成为我国重要的油

7、气勘探领域，即使是中小型的、隐蔽的、复杂的中低潜山，同样具有良好油气资源前景。根据国土资源部发布的2012年石油、天然气新增探明地质储量的数据显示，全国石油新增探明地质储量15.2亿吨，天然气勘查新增地质储量9612.2亿立方米。在新增的石油天然气探明地质储量的油气藏类型中，油气储量以岩性油气藏为主，占总储量的56%，潜山油气藏占12%。这说明中国油气的潜力巨大，还有大量的油气资源有待于开发，潜山油气藏就是其中一个重要的领域。2.潜山油气藏的开发潜山油气藏具有成藏模式复杂，储集层时代范围广、岩性多样和烃源岩层系多以及储集空间多为次生，油藏储量丰富，潜力巨大等特点。因此潜山油气藏的需要从不同地质

8、条件和成藏特点，用不同方法划分阶段去进行油田开发。根据油田开发阶段及其特征分析，潜山油气田的开发可分为以下几个阶段：(1)利用天然能量开采阶段(一次采油)，此阶段产量迅速上升至峰值，含水很低，实际为无水采油期，油层压力急剧下降，在顶部形成次生气顶；(2)注水开发阶段(二次采油)，注水开发是这类油田保压、稳产的基本有效的方法。如原苏联的卡拉布拉克一阿恰鲁基油田和伊拉克的Kirkuk油田就是通过注水保压，使油井保持自喷；(3)提高采收率阶段(三次采油)，应用二维和三维油藏数值模拟对三次采油方法，如水气交替注入、注氮气、二氧化碳一水混相驱等。2.1 驱油机理潜山油气藏的驱油机理主要包括水驱、溶解气驱

9、、气顶膨胀驱、重力驱和流体膨胀驱。由于该类油藏储层具有很强的非均质性和双重孔隙介质，因而会产生与驱动机制、基质孔隙度、渗透率、润湿性和强化采油工艺的复杂油藏动态。2.2 潜山油气藏的布井方式潜山油气藏于开发初期在内含油边界以内的纯油区，一般采取均匀布井。在开发过程中，根据动态资料，在注入水或边水波及程度低的地区补打适量调整井。碳酸盐岩油藏通常裂缝较发育，且有多组方向，采用三角形井网交叉布井有利于提高波及程度、取得较好的开发效果。但对于底水块状油藏，其布井方式则较为特殊。块状底水油藏在开发过程中，底水由下往上驱油，油层厚度和剩余厚度越大，油井见水越晚，无水采油量高，稳产期长，经济效果好。要使油井

10、有足够的剩余厚度，必须把油井布置在具有较大含油高度的范围内，并且控制合理的钻开程度。块状底水油藏的潜山形态是顶部油层厚，边部油层薄，因此要想使油井具有较大的油层厚度，就不能采取均匀布井方式而必然采取顶部和腰部密、边部稀的布井方式。潜山油气藏的布井密度也是油气开发过程中需要重视的一个问题。由于潜山油气藏具有裂缝发育、渗透率高、流度高、油井生产能力高和流通较好等特点，其井距一般都比砂岩油藏大，在油藏开发初期，普遍采用稀井高产的方针，井网密度在开发过程中逐步加密。2.3 潜山油气藏的钻井技术2.3.1 水平井技术水平井可以穿过更多的裂缝，不仅明显提高油井产量，同时还可以充分发挥重力的有效驱油作用，是

11、一项比较有效的开发技术。在一些国家和石油公司，已经把水平井技术作为碳酸盐岩油藏的主要开发技术。图2-1 常规水平井示意图2.3.2 丛式井或斜井技术针对不同类型的潜山油气藏需要用不同的钻井技术。对于具有少量裂缝或主要为垂直裂缝的储层，应采用斜井开采，井底应在裂缝发育的地区，井筒在水平方向的投影垂直于裂缝方向，应用在被少量垂直裂缝所分隔的或局部有微裂缝的块状结构地层，实现油田高速有效的开发；对于海上等位置特殊油田，如复杂碳酸盐岩潜山油气藏采用斜井技术，使采收率达到比较高的水平。而对于垂直裂缝为主的火成岩油藏，国外采用丛式井，实现早期的高速开发，取得了较好的效果。2.3.3 充气欠平衡压力钻井技术

12、充气欠平衡压力钻井技术是20世纪90年代在国际上成熟并迅速发展的钻井新技术，目前充气欠平衡钻井技术的充气方式通常有4种：常规钻柱注气法、寄生管注气法、同心管注气法、连续油管注气法。钻杆注气法是目前国内外充气欠平衡钻井常采用的注气方式。图2-2 充气欠平衡压力钻井示意图2.3.4 分支井技术图2-3分支井示意图分支井技术适合开发各类油气藏，是提高单井产量和采收率的重要技术。提高潜山油藏的采收率是提高原油产量、保证油田稳产的重要手段。在辽河油田的潜山油藏进行分支井施工，特别是在深层潜山设计施工分支井取得良好效果。 2.4 潜山油气藏的开发方式2.4.1 天然能量充足的油藏开发方式对于天然能量比较充

13、足的油田，利用天然能量能够以较高的采油速度生产。因此在开发初期无水和低含水阶段应当充分利用天然能量，改善开发效果。 2.4.1.1边底水活跃的油藏开发方式尽管水驱油藏的数量很多，但天然能量充足的(一般是中小潜山油气藏)很少，这类油藏应充分利用天然能量开发，可以提高油田开发的经济效果。对这种类型的潜山油气藏，如能选择与其能量的补充相适应的采油速度，则油藏压力及产油量都可以相对稳定。在开发初期，如果确定的采油速度过大，就会出现能量补充不足而使地层压力下降；而采油速度过低，又会使地层压力回升。当天然能量一直较充足，则可不注水，采用控制含水的方法，完全依靠天然能量开发。 2.4.1.2油气比高、边底水

14、能量充足的油藏开发方式对于的气比高，边底水能量充足，一般采用溶解气和天然水驱。如伊朗南部的HaftKel为裂缝性白云质灰岩油藏，原始地质储量744×108bbl，但边底水充足，采用溶解气和水驱开发方式，保持稳产30年，采收率27。在中后期主要采用限产，使溶解气产生的次生气顶压力升高，恢复地层能量。2.4.2 天然能量不足的油藏开发方式对于天然能量比较弱的油田，在搞清地下情况的基础上，应当在开发初期，进行早期人工能量接替。油田的具体开发方式应根据油藏天然能量、基质储渗特征、润湿性、气源和水源状况来确定。 2.4.2.1早期注水在外弱边底水油藏中，基质渗透率高和有利渗吸特征的水湿油藏，基

15、本采用早期注水开发方式。例如冀中坳陷任丘油田，该油田地质储量3.8×108t，基质孔隙度5，边底水能量弱，为裂缝溶洞性亲水潜山油气藏。选择有利的注水速度，充分发挥基质自吸排油的作用，取得较好的结果，使采收率达332.4.2.2 注气和注水开发对基质渗透率高和有利渗吸特征的弱水驱水湿油藏采用溶解气和天然水驱驱动方式。针对底水能量弱的特点，通过采用注气和注水的开发方式补充能量达到较好的效果。2.4.2.3早期回注天然气回注天然气是一个比较普遍的，注气注气时机太晚效果均不好。相反，美国Lisbon油田效果却较好。该油田原始地质储量091×18bbl，基质孔隙度55，为岩溶（裂缝）

16、性油藏。1960年投入开发，由于油柱高度适当及构造具有一定倾角的油藏，在开发初期，以气顶和重力泄油驱动方式开采。但在开发早期由于地层能量不足，油井产量下降快。1962年开始，通过气顶注气取得了较好的效果；1977年采收率达到55。2.4.2.4 顶部注气底部注水顶部注气底部注水补充能量的难度大，采用该方式的油田不多，但开发效果好。2.4.2.5水气交替方式水气交替方式在二次采油中比较少见，加拿大阿尔伯塔省的南天鹅丘油田油藏是其中的一个特例。该油田岩性为灰岩岩礁，平均油层深度2560m，平均孔隙度82，残余油饱和度35，油藏温度10722，原始地层压力2286MPa，泡点压力1468MPa，原油密度081559/cm3，原油粘度0039mPa·s，平均油层厚度2240m。1973年6月，油田中区开始大规模烃类混相二次采油试验，然后以同样注入比交替注入干气和水，注干气30，最后注水，直到枯竭。总的看来，产油量呈稳定上升趋势。结束语潜山油气藏的潜山构造特征多样，储层发育程度千差万别，成藏条件复杂多样，复杂潜山油藏开发目前被公认为世界性难题，但是只要利用好潜山开发关键技术，抓住正确分析潜山油气藏的模式和精确储层预测两个关键问题进行综合分析，潜山油藏的开发将会步入良性循环。对开发过程中出现的新问题及时进行分析和技术攻关，不断总结完善潜山油藏开发技术，将古潜山下一步勘探开发具有重要