16第08章：开发中后期油藏描述课件

第8章开发中晚期阶段油藏描述内容〔一〕争论内容及流程〔二〕承受的关键技术〔三〕井间储层表征及相控储层构造分析〔四〕流体流淌单元分析〔五〕基于标准化根底上的多井数字处理及评价〔六〕油藏参数变化规律与变化机理〔七〕储层随机模拟与三维建模〔八〕剩余油分布猜测

开发中后期油藏描述油藏猜测地质模型计算剩余油气储量以动态资料、测井资料为主提高最终采收率陆相油藏由于储层非均质性严峻，导致地下油水运动特殊简洁，剩余油分布状况亦简洁多样，同时，由于储层经过长期水驱冲刷，储层性质及流体性质亦发生了变化，从而加剧了储层非均质程度和流体非均质程度，造成了更为严峻的开发冲突开发中后期油藏特点(一〕争论内容及流程1.1、目的：提高油田最终采收率，对油田进展合理综合治理。1.2、主要任务：便是以剩余油分布争论为核心，充分利用各种静态和动态资料，深入细致地争论油藏范围内井间储层和油藏参数的三维分布以及水驱过程中储层参数和流体性质及其分布的动态变化，建立反映油藏现状的、精细的、定量的猜测地质模型，并通过水驱油规律、剩余油形成机制及其分布规律的深入争论，建立剩余油分布模型，从而为下一步的调整挖潜及三次采油供给准确的地质依据。为最终提高采收率奠定根底。1.3、资料根底(1)岩石学分析:岩石薄片分析(碎屑成分、填隙物成分和含量等)、铸体薄片分析(孔隙类型和大小分布、喉道类型、裂缝特征等)、粒度分析、扫描电镜(矿物类型及含量、喉道特征等)、X衍射分析(粘土矿物分析)要特殊留意分析比较注水前岩心和水驱后岩心的岩石学特征的变化。(2)岩石物理分析:孔隙度、渗透率、含油饱和度、界面张力、润湿性、毛管压力及孔隙构造分析等。要特殊留意比较分析水驱前后岩心的岩石物理学特征的变化。岩心资料(3)储层敏感性试验:储层速敏、水敏、盐敏、酸敏等分析。(4)水驱油试验:相对渗透率及其在水驱油过程中的变化，驱油效率及剩余油饱和度等。(5)微观水驱油模拟试验:模拟实际注水开发条件下，微观规模水驱油的动态过程及剩余油形成机理。(6)岩心长期水驱试验:争论水驱过程中孔隙构造和岩石物性的动态变化。岩心资料水驱开发过程中水淹层测井资料是争论油水运动状况、储量动用状况及剩余油分布状况的重要根底。同时，水淹层测井资料，结合开发井网原始测井资料，是建立精细的储层猜测模型的重要根底。用于水淹层剩余油饱和度测定的测井方法很多，包括C/O测井、中子寿命测井、电磁传播测井、介电常数测井、核磁测井、重力测井等测井资料各种地层测试和试井资料既是取得储层动态信息的主要手段，也是验证和供给储层静态信息的重要手段。就油藏描述争论而言，主要通过测试和试井资料争论储层的井间连通性、宏观参数及裂缝分布、渗流屏障、水淹层等，争论手段主要有多井试井(包括干扰试井和脉冲试井)、示踪剂测试、地层重复测试(RFT)、产吸剖面等地层测试和试井资料多井试井：主要依据不同方向的传导系数、压力响应和产量变化，计算不同方向砂体的连通性及渗透率相对大小。同时，依据计算的渗透率来估算饱和度、依据试井计算得到的综合压缩系数估算饱和度井间示踪剂测试：可进展砂体连通性与流淌屏障的描述、渗透率方向性的评价、裂缝的指示、剩余油饱和度测定地层重复测试：断块确实定、油层连通状况确实定、油气层动用状况确实定、注水水源状况的推断、新的注采关系确实定以及新井射孔层位确实定。产吸剖面：反映平面上和纵向上的油层动用状况，直观地推断产油井的主要水淹层和来水方向地层测试和试井资开发动态资料包括各井不同时期的油、气、水产量、性质以及温度、压力资料等，这是油田开发工作者进展日常油藏开发治理的重要资料。在开发中后期油藏描述中，可以应用这些资料，依据物质平衡法、油藏数值模拟法、水驱特征曲线法及动态资料综合分析等方法争论剩余油分布状况〔1〕井间储层表征及精细储层地质模型：综合全部的静、动态资料，包括开发井网、加密井、检查井、试井、生产测井、测试资料、开发地震，精细地争论井间砂体及参数的三维空间分布，尤其是井间砂体规模、连续性、连通性、各种界面特征及砂体内渗透率非均质分布特征等，建立精细的储层地质模型及流淌单元模型。3、主要描述内容主要描述内容〔2〕开发过程中储层属性参数变化特征通过开发前取心与检查井取心的比照分析以及重复测井及四维地震资料的比照分析，争论储层非均质特征在开发过程中的动态变化、变化机理及其对驱油效率的影响。

主要描述内容〔3〕开发过程中流体属性参数变化特征：通过对开发过程中油藏地球化学争论，分析开发过程中原油及油田水性质的动态变化特征及流体与岩石间的相互作用，并探讨流体及储层性质动态变化对油田水驱油效率及剩余油分布的影响。确定三采注入剂的选择与配伍。主要描述内容〔4〕剩余油分布猜测：在高精度的储层非均质猜测模型、储层—流体性质的动态变化及油井产量的动态分析的根底上，深入争论水驱油规律、剩余油形成机理及剩余油分布规律，并应用多种方法和技术确定剩余油的分布状态，最终建立剩余油的分布模型4、开发中后期阶段争论流程图动态库油藏动态监测开发地震信息库井间储层预测地质信息库测井信息库关键井（对子井）研究测井资料数据标准化关键井（检查井）研究多井数字处理及评价水淹层解释及剩余油预测油藏数值模拟勘探与开发数据库储层结构模型流动单元模型岩石物理相模型储层预测模型储层性质动态变化流体性质动态变化储层厚度三维定量预测模型储层物性三维定量预测模型剩余油分布三维定量预测模型储层流体相互作用机理研究流程图剩余油储量计算制定合理调整方案研究流程图三次采油注入剂选择及配伍(二〕承受的关键技术〔一〕生产测井评价技术〔二〕开发地震评价技术〔三〕井间储层表征及相控储层构造分析技术〔四〕流体流淌单元分析技术〔五〕基于标准化根底上的多井数字处理及评价〔六〕油藏参数变化规律与变化机理分析技术〔七〕储层随机模拟与三维建模技术〔八〕剩余油分布猜测及剩余油饱和度求取技术(三〕井间储层表征及相控储层构造分析技术〔1〕正演井间分形克里格法进展井间储层表征及单元划分〔2〕层拉平克里格法进展井间储层表征及单元划分〔3〕沿层模糊随机模拟法进展井间储层表征及单元划分(4)井间地震进展储层储层表征〔5〕储层构造分析为什么要进展储层表征？〔四〕流体流淌单元分析1。流体流淌单元概念在侧向和垂向上连续的、具有一样的影响流体流淌特征参数的储集岩体。也可以表示为具有相像特征的相组合，认为每一个流淌单元通常代表一个特定的沉积环境和流体流淌特征2.争论方法〔1〕用岩石微观孔隙构造特征来争论〔2〕用沉积学方法来争论〔3〕用各种物性特征综合争论〔4〕通过沉积、成岩、构造作用综合争论—岩石物理相〔l〕取心井段渗流单元划分；l)进展沉积层序的描述和构造分析；2)测取渗流参数(k、φ、Swi、Sor、有效厚度、净总厚度比等)；3)求出各构造要素渗流参数的平均值，用聚类方法确定渗流单元类型，并确定不同渗流单元之间的参数阀值；4)进展渗流单元与构造要素关系分析，确定每种构造要素可能的渗流单元类型。〔2〕对末取心井段进展测井参数解释，确定每一构造要素的渗流单元类型3.争论流程〔3〕争论构造要素不同部位的主要渗流参数的分布特征，在建筑构造猜测模型的根底上钡测井间渗流参数，作出渗流参数模型〔4〕按己定的渗流单元阀值对井问各点进展参数处理，确定渗流单元边界〔5〕在构造要素猜测模型中填入掺流单元类型，便形成渗流单元模型3.争论流程4、工作流程储层流淌单元争论隔夹层分析沉积微相断层封闭性岩石物理相类型及储层质量评价储层参数分析渗流屏障与连通体划分储层质量差异储层结构分析〔五〕基于标准化根底上的多井数字处理及评价技术该技术主要包括：可视化数据治理技术、储层多井自动比照技术、自动测井相分析技术、沿层切片相分析技术、多井自动处理技术、储层参数集总技术、地质统计分析技术。其完成必需是在进展了全油田测井资料数据标准化、关键井争论根底上。工作中，我们在一小时内，可处理测井资料300余口。单井检验，均在精度要求范围之内。〔六〕油藏参数变化规律及变化机理〔1〕储集物性的变化〔2〕孔隙构造的变化〔3〕原油性质的变化〔4〕油田水性质的变化〔5〕油藏能量的变化1.油藏参数变化特征与变化机理主要争论内容2.技术路线与流程3.注水开发前后测井解释模型〔1〕储层四性特征的变化〔2〕注水开发前后储层参数解释模型4.测井资料解释与多井评价5.油藏参数变化规律及应用争论岩心分析与测井评价相结合主要利用神经网络模拟技术进展储层属性参数解释，争论储层参数分布规律、储层非均质性及其与变化特征。技术路线及流程理论争论与应用争论相结合选择重点区块、重点层位开展油藏参数变化规律的应用争论，为猜测剩余油和增产挖潜供给依据。1、相像构造分析承受精细描述方法，对争论区目的层按同一储层岩性进展未〔弱〕水淹层、强水淹层储层构造参数变化统计分析2、对子取心井分析选择距离小、不同开发阶段取心井分析注水开发过程中储层构造参数的变化。3、单井历史分析以时间为挨次，来追索油田注水水开发过程中油藏参数的变化特征，结合开发史来分析油藏参数的变化特征与变化机理。4、油藏动态分析通过测温测压资料、开发生产数据、吸水剖面的动态分析，到达争论储层构造参数变化之目的。5.参数相关分析在缺少对应性强的资料的状况下，通过参数相关性分析来间接地争论油藏参数的变化规律。储层参数分布与变化规律地层水性质分布与变化规律原油性质分布与变化规律油藏能量分布与变化规律剩余油分布猜测测井多井评价物性分析粒度分析压汞分析原油分析薄片分析生产动态测温测压储层构造变化特征与变化机理地层水性质变化特征与变化机理原油性质变化特征与变化机理油层压力变化特征与变化机理储层参数集总测井处理解释不同解释模型数据标准化水分析四性关系变化争论流程图测井资料3.水洗前后储层层间非均质和平面非均质有确定程度的减弱，而层内非均质和孔隙非均质明显增加，层内冲突和孔间冲突进一步加剧，成为影响油田开发效果和剩余油分布的主要把握因素。变化机理分析◎原油中的不同组分具有不同的流淌力气，轻质组分简洁被采出，而较重的胶质、沥青质的含量渐渐上升，致使原油物性变差。◎地层压力下降所引起的原油的脱气也可能造成原油密度和粘度的上升。◎低温注水引起的油层温度变化和原油脱气是本区原油物性变差的重要缘由。◎注入水所携带的溶解氧或者游离氧，也会使原油患病确定程度的氧化，原油性质变坏。原油物性的变化表现出确定的阶段性，即在油井含水20%以前变化幅度较大，在含水在20%到85%之间时变化幅度比较小，而在高含水期原油物性变化速率增加。8.水淹前后，馆陶组比明化镇组原油性质变化幅度更大其缘由在于馆陶组油藏原始地层温度高于明化镇原油，在同样的注水条件下，受降温的影响更大。11、港西开发区无论是明化镇组还是馆陶组，地层水中钙、镁离子含量总体上表现出增加的趋势，是以但是幅度比较小，说明冲刷溶蚀作用为主，一般不会形成储层结垢，但是会导致油井出砂严峻。变化机理：由于长期的注水冲刷，岩石中局部碳酸岩胶结物发生了溶蚀，但由于本区储层中碳酸岩盐胶结物含量比较少，所以增加的幅度不大。据取心井资料分析，馆陶组平均胶结物含量17.0%，其中泥质占51.5%，方解石、白云石、菱铁矿、褐铁矿等占48.5%。明化镇组胶结物含量较高，为23.3%左右，其中泥质胶结物占87%，碳酸岩盐胶结物特殊低。明化镇组水淹前：Φ=1.0014×Φac-0.1141；R=0.92水淹后：Φ=1.5829×Φac-16.71；R=0.804馆陶组：水淹前：Φ=0.8830×Φac+5.7742；R=0.79水淹后：Φ=1.7782×Φac-20.01；R=0.812明化镇组：水淹前：Vsh=11.487exp〔1.1783×ΔGR〕；R2=0.5782水淹后：Vsh=10.595exp〔1.5347×ΔGR〕；R2=0.5483馆陶组：水淹前：Vsh=11.637exp〔1.0685×ΔGR〕；R2=0.6610水淹后：Vsh=1.7766exp〔2.8980×ΔGR〕；R2=0.6455明化镇组：水洗前：lgK=-1.6936+0.1520×Φ-0.0185×Vsh；R=0.9149水洗后：lgK=-1.8778+0.1231×Φ-0.0039×Vsh；R=0.8079馆陶组：水洗前：lgK=-0.6988+0.1241×Φ-0.0234×Vsh；R=0.9320水洗后：lgK=4.6880+0.0169×Φ-0.0870×Vsh；R=0.9241〔1〕水洗前后Rmax的解释模型lgRmax=0.4032+0.0430×Φ-0.0360×Vsh；n=11，R=0.9489lgRmax=-0.0568+0.0369×Φ-0.0090×Vsh；n=8，R=0.8108〔2〕水洗前后Rave的解释模型lgRave=-