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致密砂油藏水平井分段压裂开发技术交流课件.ppt

上传人:微传9988 文档编号:2193772 上传时间:2018-09-04 格式:PPT 页数:23 大小:11.56MB
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资源描述

1、致密油藏储层评价和水平井分段压裂油藏工程优化设计研究,江汉油田分公司 二一二年六月,汇报提纲, 致密砂岩油藏概况 工作进展及认识 下步工作安排,致密砂岩油藏主要指在现有常规工艺技术条件下开发难动用的油藏,包括圈闭聚集型致密砂岩油藏和连续型致密砂岩油藏。,非标准层,有油气显示未达到工业油流标准,已探明难动用低、特低渗透油藏,渗透率5-30md常规开发难动用区块,致密砂岩油藏,渗透率小于5md,孔隙度一般6-12%,(一)致密砂岩油藏的分类,连续型致密砂岩油藏,圈闭聚集型致密砂岩油藏,源储共生,连续型分布,大面积含油气,(二)致密砂岩油藏的特征,(源自中国石油勘探开发研究院邹才能院长资料),连续性

2、砂岩油藏,圈闭型砂岩油藏,圈闭型砂岩油藏,1、油气以二次运移为主,重力分异和浮力聚集; 2、油藏类型主要是构造、构造+岩性、岩性油藏; 3、与水层关系密切,往往表现为构造低部位发育水层、构造高部位为油层、油层前方发育为干层的特征; 4、油藏往往单个规模不大; 5、在三角洲前缘末端席状砂、滨浅湖滩砂等相带发育。,圈闭聚集型致密砂岩油藏的特点,连续型致密砂岩油藏 的特点,1.源内或近源为主,盆地中心及斜坡大面积“连续”分布; 2.低孔渗、特低孔渗非常规储层; 3.无明显界限的非常规圈闭,油、气、水、干层共存,无明显油气水界限; 4.浮力不起主要作用,多为一次运移,油气聚集不依赖于水柱压力; 5.非

3、达西渗流为主; 6. 流体饱和度不均一,局部富集。,(参考中国石油勘探开发研究院邹才能院长资料),汇报提纲, 致密砂岩油藏概况 工作进展及认识 下步工作安排,(1)对21口井部分数据进行了归一化,统计90口井1500多层砂层的测井参数 (2)建立了12个流体识别图版和12个油气显示级别图版,1个声波-孔隙度、1个孔隙度-渗透率关系图版 (3)利用拖市地区压汞资料,运用最小孔喉半径法确定物性下限 (4)分析老新-拖市地区的取心井的60多口井岩心柱状图,按照微相、显示、砂体的薄厚、砂层的埋深等不同进行岩心观察及岩心取样设计,对13口井进行25个部位40块样品取样,正进行启动压力、压汞、岩电关系实验

4、;为油层下限解释图版和含油饱和度图版提供参数,1、初步建立拖市地区致密砂岩有效厚度物性下限划分标准、声波-孔隙度、孔隙度-渗透率关系图版,=-21.927+0.148509*ac R=0.926,孔隙度、渗透率解释模型(拖市),在岩心归位基础上,建立拖市岩心孔隙度与声波时差、孔隙度与渗透率测井解释模型,拖市孔隙度-渗透率关系图板,拖市孔隙度-声波时差关系图板,岩心资料,不同含油产状孔隙度累积频率分布图,不同含油产状渗透率累积频率分布图,有效厚度划分标准物性下限,岩心测试资料,含油产状法,含油产状法确定拖市致密砂岩储层物性下限孔隙度7.2%,渗透率1.2md。,对渗透率有贡献的最小孔喉半径为0.

5、04m。,最小孔喉半径法确定拖市致密砂岩储层物性下限孔隙度6.6%,渗透率0.32md。,孔喉半径-渗透率累积贡献值图,平均孔喉半径-渗透率关系图,0.04m孔喉半径对应的渗透率值为0.32md,最小孔喉半径法,试油试采法确定拖市地区致密砂岩有效厚度物性下限标准:-油组换算的孔隙度下限为:7.3%,试油试采法,(1)建立老新-拖市地区71口井的取心明细数据表 ,并编制取心井平面分布图6张 (2)利用petrel建立了老新拖市新沟油田的400余口井的柱状图,完善小层地层对比;建立400多口井(其中拖市地区90口井)的分层数据、小层地层厚度表 (3)观察20多口500多米的岩心,确定其沉积环境和沉

6、积相类型 (4)结合构造演化、地层倾角校正,进行古地形的研究 (5)开展储层预测,为沉积相的平面展布提供依据 (6)完成拖市地区各小层沉积微相平面图15张,2、老新-拖市地区属于浅水沉积环境(创新成果认识),老新、拖市地区新沟咀组发育三角洲前缘河道、河口坝、远砂坝微相、滨浅湖等滩坝,为三角洲末端砂体;水下分流河道较为发育,下13、14、下31、下32三角洲规模最大。纵向上拖市地区发育两个旋回。(岩心+古构造+古地形+储层预测),(1)建立400多口井(其中拖市地区90口井)的砂层数据表、渗砂数据表、砂岩及渗砂厚度简表 (2)建立71口井2546个样品的取心物性分析数据表;其中拖市地区30口井1

7、277个样品 (3)建立录井油气显示420口井6047层(其中拖市地区86口井503层)的小层及油组油气显示厚度表 油气显示以油迹为主,其次为油斑; 3油组显示最为丰富,1、2油组大致相同;平面上总3井区、拖2断鼻南显示最丰富 (4)建立常规岩石薄片表(25口井679块样品)、铸体薄片数据表及照片(38口井648块样品)、29口井2200多个样品的粒度分析(其中拖市地区25口井679口个样品的岩石薄片、22口井494个样品的铸体薄片) 以长石粉砂岩为主,石英平均含量为56.5%,长石为34.6%;次园-次棱为主,分选中-好,孔隙胶结为主以粒间溶孔为主,为7.88%左右;填隙物以硬石膏、方解石、

8、白云石为主,其中硬石膏含量最高,平均为10%;平均配位数位0.74,连通系数0.52;孔径平均值为0.65m,喉道平均长度为0.04mm,平均宽度为8.15m (5)结合储层预测,完成拖市地区各小层相控砂体展布图15张,3、老新-拖市地区为三角洲末端砂体;砂体较薄,层数多,同时由于埋藏深度大,物性较差;受沉积微相的控制,下13、14、下31、下32砂体最为发育;31、32油层最为发育。,1油组,2油组,3油组,下11小层,下12小层,下13小层,下14小层,下21小层,下22小层,下23小层,下24小层,下25小层,下31小层,下32小层,下33小层,下34小层,下35小层,下36小层,(1)

9、根据实钻情况、试油情况,完成拖市地区各小层的含油面积图、圈闭图15张 (2)根据实钻情况及地质新认识,结合构造及油藏规律,确定各小层致密砂岩油藏发育区域、水层发育区域,完成平面图件15张,对比图30余张 (3)在此基础上,按照纵向上上下各50m不能发育水层的原则,确定致密砂岩油藏可实施水平井的区域,编制图件18张 (4)初步计算拖市地区的致密砂岩油藏的潜力,4、 拖市地区致密砂岩主要分布在新下1油组和3油组,初步计算致密砂岩地质储量为4446万吨(已探明832万吨,已动用499.7万吨 4446-500=3946万吨),其中适合水平井开发的共有3020万吨(3020-500=2520万吨),(

10、1)根据实钻情况,结合构造及地质、油藏规律的认识,确定致密砂岩油藏发育区域,致密砂岩发育区(已动用储量),致密砂岩发育区(未动用储量),致密砂岩发育区(新增),拖市地区致密砂岩主要分布在新下1油组和3油组,初步计算致密砂岩地质储量为4446万吨(已探明832万吨,已动用499.7万吨 4446-500=3946万吨),其中适合水平井开发的共有3020万吨(3020-500=2520万吨),部署思路:利用长水平段增加泄油面积,采用分段压裂工艺增加渗流通道,提高渗流能力,提高单井产能。,最大水平主应力方向为NE60-SW240,部署原则(6口水平井): 1、方向优化 根据最大主应力方向,结合断层发

11、育情况,考虑长度优化等问题,确定该井水平段方向与最大水平主应方向夹角为63 2、长度优化 根据断层发育情况及渗砂厚度预测,考虑使产量最大化,确定水平段长度为740 m 3、排距优化 338- 398m 泄油半径+压裂缝长度(泄油半径:拖市地区 49m ;压裂缝长 120-150m) 4、 2012年在油层厚度大于6米的区域优先实施1口井 ,评价水平井产能。,取拖市平均生产压差P=8.0MPa,k=4.1md,=1.4mPas,计算得到r极限=49m;P=目前地层压力-井底流压,5、利用TNavigator模软件优化水平井长度、段数、缝长及缝间距。,三种技术系列: (1)储层展布技术(古地形+相

12、控砂体+储层预测+油气显示) (2)储层物性及含油性评价(油气显示级别、试油、压汞、启动压力相结合) (3)水平井有利区带的评价(砂岩展布+水区分布)致密砂岩油藏研究模式在建立完备的基础数据库基础上,结合古地形、储层预测、岩心观察,进行沉积微相研究;在此基础上,进行相控砂体展布研究,根据物性情况,确定致密砂岩发育区域;在此基础上,结合油层分布情况、显示情况,初步确定致密油藏发育的区域;结合纵向上上下各50m的水层平面分布情况,指出可实施水平井分段压裂的区域,并进行储量计算,确定可实施水平井分段压裂的致密砂岩油藏的规模,并进行分级评价,选出最有利的区块,结合水平井的渗流特征的研究,进行水平井优化

13、设计,进行井位部署,形成三种致密砂岩研究技术系列,建立致密砂岩油藏研究模式,汇报提纲, 致密砂岩油藏概况 工作进展及认识 下步工作安排,6月: 1、完善拖市测井解释图版和油层解释。 2、进行老新地区沉积微相研究。 3、周矶-黄场地区、张港-黄场地区油组、砂组(小层)的砂岩图 4、结合致密砂岩的电性特征、录井、试油资料,初步制定老新地区、洪湖油田、江陵凹陷新沟咀组致密砂岩油层有效厚度解释标准。 7月: 1、初步制定黄场张港、周矶洪地区潜江组致密砂岩油层有效厚度解释标准。 2、沔阳凹陷致密砂岩发育情况研究 3、确立各地区致密砂岩测井解释图版 4、研究油层分布情况 8月: 1 、致密砂岩储量计算 2、指出致密油藏发育的有利区带、部位 3、储量分级评价,下步安排,谢 谢! 敬请各位专家领导批评指导!,

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