A-陈371块(油藏)

胜利油田分公司二零零八年三月陈家庄油田陈371西扩馆下段稠油油藏注蒸汽开发 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 陈家庄油田陈371西扩馆下段稠油油藏注蒸汽开发方案概况一、油藏地质研究二、油藏 工程 路基工程安全技术交底工程项目施工成本控制工程量增项单年度零星工程技术标正投影法基本原理 分析三、开发经济技术界限研究四、油藏工程设计概况陈家庄凸起区域构造位置图东营凹陷陈家庄油田一、区域位置陈家庄油田区域构造位置为济阳坳陷陈家庄凸起中部。概况陈家庄油田南区含油层系为上第三系馆下段。截至2005年南区探明含油面积18.9km2，探明石油地质储量2523×104t。陈373块、陈371块区域位置图陈371陈373陈311北区南区陈373块2006年方案区陈371块陈311块一、区域位置58.8576.06153.9202.33Ng下合计15.3881.232.0039.401223.30-1262.70Ng下1陈31-7572.3889.1024.4027.381214.22-1266.8Ng下1陈37860.0042.306.0014.201227.8-1242.0Ng下1陈37659.8583.7018.0021.501245.1-1283.7Ng下1、2、3陈311411.2581.0030.4537.801240.3-1277.9Ng下1、2、30.3547.402.705.701227.7-1233.4Ng下陈372316.7966.1027.5541.701273.0-1314.7Ng下1、2陈13122.8587.4012.8014.651262.35-1277.0Ng下1陈气171油砂长m收获率%心长m取心进尺m取心井段m层位井号序号概况方案区附近取芯井陈372、陈311。陈373块馆下段取心情况统计 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 二、资料情况——取芯651　合计6毛管压力曲线（压汞法）试验125岩石样品扫描电镜分析119油藏岩石润湿性1023粘土矿物X-衍射分析923全岩矿物X-衍射分析821岩石铸体薄片730岩石薄片6117粒度分析537碳酸盐岩4110饱和度3105渗透率2165孔隙度1样品块数分析项目序号概况—取芯资料陈372井、陈311井馆下段分析化验资料统计371西扩陈372陈311概况一、油藏地质研究二、油藏工程分析三、方案设计与优化四、开发方案油藏工程设计陈家庄油田陈371西扩馆下段稠油油藏注蒸汽开发方案（一）地层特征1.目的层位陈家庄油田油气综合柱状图馆陶组陈372井新生界12354上第三系馆下段前第三系泥岩陈37井陈家庄油田馆下段划分为5个砂层组。2.小层对比与划分（一）地层特征陈家庄油田陈373块陈374-陈31井馆下段砂体对比图65m左右I1I2-1I2-2I3-1I3-2I4IV3IV2IV1III1III2II1-1II1-2II1-3II2II3前第三系II2-2I2-2I3-1I3-1I3-2I3-2I4II1-1II1-2II1-3II1-3I3-2II3II2III1III2IV1IV31、2砂层组为主要含油砂层组发育9个含油小层，其中主力含油小层为4个。（二）构造特征1.断裂系统本区馆陶组地层产状受基岩古地形的影响，整体较为平缓。目的层段断层不发育。陈21-35陈371陈372陈375陈376陈21-35—陈376井地震剖面(南北向）剖面位置示意图馆下段陈气17—陈31井地震剖面（东西向）剖面位置示意图上超于潜山南北东西馆下段构造形态总体为由南东向北西倾没的单斜构造，局部有小的沟槽与凸起，总体平缓，地层倾角小于2度。油藏顶面埋深1215～1235m。2.构造形态（二）构造特征陈371陈371潜山潜山陈373块1砂组顶面构造图陈373块2砂组顶面构造图陈371块1砂组顶面构造图陈371块2砂组顶面构造图（三）储层特征1.储层展布——平面形态同一小层发育多条河道，厚度较薄，2-8m。陈371陈371陈家庄油田陈373块Ng下12-1砂体厚度等值图陈家庄油田陈373块Ng下12-2砂体厚度等值图陈家庄油田陈371块Ng下12-1砂体厚度等值图陈家庄油田陈371块Ng下13-2砂体厚度等值图与陈373块主体相比，河道变窄，砂体变薄（三）储层特征2.岩石学特征——岩性A陈3721258.50Ng下21-1含油中砂岩岩性主要为中、细砂岩，其次细砾岩、含砾砂岩。平均粒度中值0.24mm，胶结疏松，分选系数1.6-1.9，平均1.75。B陈3111260.00Ng下21-2含油细砂岩（三）储层特征3.储层物性——岩心分析储层属于高孔、高渗砂岩储层。陈371块馆下段岩心分析储层物性统计（样品数154块，层位：Ng下14、21-1、21-3、22、23。但由于储层岩性疏松，未进行保形取心，分析的储层物性偏大，因此，从中筛选比较可靠的数据进行统计。）Ⅱ砂层组物性最好，其次为I砂层组，Ⅲ、IV砂层组物性相对较差。I砂组2砂组2I砂组IV砂组I砂组2砂组2I砂组IV砂组3.储层物性——非均质性（三）储层特征排驱压力小,各小层排驱压力一般0.0049～0.0326MPa，反映孔隙连通性好。孔喉半径分布范围从0.063μm～100μm，孔喉分布峰位于16～40μm范围，渗透率贡献大的孔喉半径大于6.3μm。4.储层孔隙结构——压汞资料分析（三）储层特征No.19Ng下14No.19Ng下145.粘土矿物特征（三）储层特征伊/蒙混层粘土矿物占8%-15%，平均含量10.6%。非速敏，无临界流速.弱水敏中等偏强酸敏弱盐敏，临界矿化度2335mg/L中等偏弱碱敏6.储层敏感性（三）储层特征（四）流体性质1.原油性质及温压系统变稠陈371陈373块Ng下原油地面粘度等值图陈373块地面原油粘度由北西向南东方向变稠。方案区馆下段原油性质,50℃时地面脱气原油密度1.0011～1.0429g/cm3，地面脱气原油粘度在20000-35000mPa·s，属于特稠油油藏。（四）流体性质1.原油性质及温压系统原始地层压力12.9MPa，压力系数1.0，属于正常压力。油层温度66℃，地温梯度为4.1℃/100m，属于高温异常。2.地层水性质通过对7口井地层水性分析，地层水氯离子含量8013～10257mg/L，总矿化度13254～16700mg/L，水型为CaCl2型。（四）流体性质1.油、水分布--油、水层识别电性标准油层油水同层（五）油水分布及油藏类型（五）油水分布及油藏类型陈家庄油田陈373块Ng下12-1砂体顶面构造图1.油、水分布—含油边界废弃河道同一小层发育多条河道，不同河道含油性有差别。同一河道内油水分布受构造控制，不同河道之间油水分布受岩性控制。陈371块油水界面（五）油水分布及油藏类型1.油、水分布—主力层油层厚度陈371块Ng下14有效厚度等值图陈371块Ng下21-2有效厚度等值图油层厚度较薄，单层厚度一般2-4m。2-4m2-4m（五）油水分布及油藏类型陈371块Ng下21-3有效厚度等值图陈371块Ng下23有效厚度等值图1.油、水分布—主力层油层厚度2-4m2-4m（五）油水分布及油藏类型1.油、水分布—非主力层油层厚度Ng下12-1有效厚度等值图Ng下12-2有效厚度等值图Ng下13-2有效厚度等值图Ng下21-1有效厚度等值图Ng下22有效厚度等值图2.油藏类型（五）油水分布及油藏类型剖面位置示意图油层水层干层I1I2-1II1-2I3-1II1-1II1-2II2-3I4II3I2I2-2II1-2II1-3II1--2II1-2IV3III1III2IV1+2II3IV3III1IV1III1III1III2III2III2IV2IV1II2III2I2-1I4I4陈家庄油田陈16～陈311井Ng下油藏剖面图（东西向）油藏类型为层状构造-岩性稠油油藏。（六）储量计算1.储量计算参数（1）含油面积含油面积：东部以2006年陈373块方案区井排为界，西部以砂体尖灭线为界，圈定叠合含油面积3.2km2。（2）有效厚度依据声波时差曲线、微电极曲线，参考自然电位、感应曲线扣除隔夹层。陈371块馆下段1～2砂组叠合有效厚度等值图平均叠合有效厚度在5m左右平均叠合有效厚度4.7m。（六）储量计算1.储量计算参数（3）孔隙度和含油饱和度选值根据岩心分析和测井解释的储层物性参数，不同小层选值不同：孔隙度：31%～33%；含油饱和度：52%～55%；（4）原油密度：分析26口井原油密度，取平均值1.0204g/cm3。（5）体积系数：取值1.0单储系数：16.4～18.5×104t/km2·m。2.储量计算结果（六）储量计算陈371块含油面积为3.2km2，地质储量255.8×104t。主力小层储量占总储量85％。陈371西扩储量计算表II段255.852.913.477.527.810.760.37.95.3储量104t17.01.020452320.900.92√17.611.020454321.384.21-3218.5　　　　　3.24.7合计　√17.511.020454321.162.63馆下段√18.511.020455330.732.11-217.511.020452330.232.71-1√17.511.020452331.553.9416.411.020452310.261.93-216.411.020452310.221.52-1I小层砂层组主力层位储量104t单储系数104t/km2·m体积系数原油密度g/cm3含油饱和度%孔隙度%实际面积km2有效厚度m层位陈家庄油田陈371西扩馆下段稠油油藏注蒸汽热采方案概况一、油藏地质研究二、油藏工程分析三、开发经济技术界限研究四、油藏工程设计1、常规试油获得工业油流（一）试油试采分析方案区陈373陈气17陈371陈气16陈39方案区及周围试油井5口。1、常规试油获得工业油流陈371西扩方案区试油成果表（一）试油试采分析2、常规试采产能低方案区陈13-49陈气16陈371-5陈9-51陈19-x61陈19-x55陈17-x61陈373-3陈373-x4陈373陈373-x1陈371-*4陈373-x2方案区及周围试采井14口，其中常规井10口，热采井4口。（一）试油试采分析热采井常规试采井常规试采井生产效果统计表2、常规试采产能低（一）试油试采分析3、热采取得较好效果方案区及周围热采井注汽情况统计表（一）试油试采分析方案区及周围热采井生产效果统计表3、热采取得较好效果（一）试油试采分析陈373-3井采油曲线陈373-3周期日油11.1，周期累油11227t。3、热采取得较好效果陈373井采油曲线（一）试油试采分析陈373常规日油能力2.7t/d峰值油量11t/d陈19-x55井采油曲线平均周期日油7.6t/d。（一）试油试采分析陈19-x55峰值油量14t/d陈373-x2井采油曲线平均周期日油5.5t/d，周期平均累油1357t。（一）试油试采分析陈373-x2陈373-x4井采油曲线平均周期日油6.1t/d，周期平均累油1908t。（一）试油试采分析陈373-x4（二）热采可行性评价1、原油粘度对温度敏感性强，适合注蒸汽热采。陈371块陈373井原油粘温曲线温度℃粘度mPa.s（二）热采可行性评价2、符合蒸汽吞吐筛选标准单六东乐安单10Ng金家孤岛参考油田蒸汽吞吐蒸汽吞吐先注水推荐开采方式0.192>0.150>0.150>0.126>0.126>0.160φ•SOb，104t/km2•k0.55>0.50>0.50>0.45>0.45>0.50饱和度，%0.35>0.30>0.30>0.28>0.28>0.32孔隙度，%2500>3000>2000>1000>500>1000渗透率，10-3μm20.6>0.5>0.5>0.4>0.4净总比，m/m5>20>10>5>10>10有效厚度，m1215<1000<1000<1200<1000<1600深度，m1.01>0.98>0.95>0.92>0.92<0.92密度，g/cm3250005-10万<50000<10000<10000<3000粘度，mPa•s高渗特稠油超稠油中高渗特稠油中渗薄层普通稠油中低渗薄普通稠油Ⅰ-1类普通稠油油藏特点甲-4甲-5甲-4甲-3甲-2甲-1亚类陈371甲类（目前吞吐 工艺 钢结构制作工艺流程车尿素生产工艺流程自动玻璃钢生产工艺2工艺纪律检查制度q345焊接工艺规程 ）类别陈371馆下段与胜利油田稠油油藏蒸汽吞吐筛选标准对比表陈373主体方案区陈311方案区3、陈373主体热采取得较好开发效果（二）热采可行性评价陈家庄油田热采井周期产量统计表（三）水平井可行性分析1、水平井热损失小数值模拟计算，水平井在薄层稠油油藏的热损失为50％左右，比直井热损失降低20%～30％，能够较好地保证热采效果。（三）水平井可行性分析2、陈311块已投产的热采水平井取得较好开发效果陈376陈311方案区单2块Ng下12水平井布井图单2块馆下段54-P1井采油曲线井口温度54-P1（三）水平井可行性分析3、薄层稠油油藏水平井较直井具有优势陈家庄油田陈371西扩馆下段稠油油藏注蒸汽热采方案概况一、油藏地质研究二、油藏工程分析三、开发经济技术界限研究四、油藏工程设计三、开发经济技术界限研究方案区与陈311区块比较1、储层物性相近储层均为为高孔、高渗储层（1）平均孔隙度一般31%～34%；（2）平均渗透率一般1500～2100×10-3μm2；陈311陈317西扩三、开发经济技术界限研究陈371陈373块Ng下1～2地面粘度等值图方案区与陈311区块比较2、原油粘度相似方案区主体部位地面脱气原油粘度在20000-35000mPa.s，而陈311块大部分区域的原油粘度在25000-35000，两块原油粘度相似。陈311（一）经济界限1、经济极限累产测算陈311单井经济极限累产～原油价格关系曲线当油价为50美元时，直井吞吐经济极限累产为3555t；水平井吞吐经济极限累产为5809t；吞吐经济极限油气比为0.1。直井：3555t水平井：5809t经济极限累产t油价$/bbl三、开发经济技术界限研究吞吐极限油汽比与原油价格关系曲线油价$/bbl1、模型建立利用CMG软件建立了单井径向地质模型，其中平面上划分10个网格，纵向上划分10个网格，装入3个小层。（二）建立模型（1）单井径向模型（二）建立模型三、开发经济技术界限研究利用CMG软件建立了本块井组模型，X方向划分41个网格，Y方向41个网格，Z方向2个小层。共计3362个节点，网格步长12.2×12.2m。（2）井组模型（3）水平井模型利用CMG软件建立了本块水平井模型，X方向划分40个网格，Y方向20个网格，Z方向2个小层。共计1600个节点，网格步长10×10m。2、历史拟合（二）建立模型陈37-x77井数模拟合情况三、开发经济技术界限研究直井蒸汽吞吐蒸汽驱水平井井距注汽强度布井区厚度井网井距转驱时机采液量汽驱方式生产参数极限厚度（三）技术界限研究技术思路水平井－水平井水平井－直井直井－直井布井方式注汽井长度生产井长度井距井距水平井段长度注汽井井距井距垂向位置1、蒸汽吞吐—直井随着有效厚度增大，单井累采油量增多，要满足单井极限经济累产，150m井距下极限厚度为5.0m。（1）直井极限厚度（三）开发技术界限研究不同粘度下厚度和累油关系曲线3555t5.06.8不同注汽强度吞吐开发指标对比表（2）直井注汽强度注汽强度t/m0.1213.220.867458864061800.2113.020.967345768061600.3412.661.06714267206140　11.511.35649048006100增油增值比采出程度％油汽比累油t注汽量m3周期个注汽强度t/m油汽比采出程度％（三）开发技术界限研究1、蒸汽吞吐—直井单井日油能力t/d实际热采井产能与注汽强度关系注汽强度t/m注汽强度与采出程度、油汽比关系5809t（1）水平井极限厚度有效厚度m累积采油量t（三）开发技术界限研究1、蒸汽吞吐—水平井在水平井井距200m时，随着有效厚度增大，单井累采油量增多，要满足单井极限经济累产5809t，水平井吞吐极限厚度3.2m。3.2不同注汽强度吞吐开发指标对比表（3）水平井注汽强度注汽强度t/m油汽比采出程度%13.4650.0830.489692200002012.8850.1340.629275150001512.4250.1960.7289391250012.512.286　0.7488411200010采出程度％周期个增油增值比油汽比累油t注汽量m3注汽强度m3/m（三）开发技术界限研究1、蒸汽吞吐—水平井注汽强度与采出程度、油汽比关系（三）开发技术界限研究2、蒸汽驱（1）井网井距优化水平井-水平井模型水平井-直井模型直井-直井模型2、蒸汽驱--井网井距水平井－水平井不同井距开发指标对比表1）水平井-水平井①井距净累油104t采出程度％井距m水平井-水平井不同布井方式开发指标对比表1）水平井-水平井②布井方式生产井与注汽井正对生产井与注汽井交错2、蒸汽驱--井网井距生产井不同长度开发指标对比表1）水平井-水平井③生产水平井长度④注汽水平井长度注汽井不同长度开发指标对比表生产井与注汽井正对2、蒸汽驱--井网井距生产井与注汽井正对直井－水平井不同井距开发指标对比表2）水平井-直井水平井-直井①直井－水平井井距直井不同距离开发指标对比表②直井－直井井距2、蒸汽驱--井网井距水平井-直井水平井不同长度开发指标对比表水平井-直井2）水平井-直井2、蒸汽驱--井网井距③水平井段长度直井－直井不同井距开发指标对比表直井-直井3）直井－直井井距不同井网开发指标对比表2、蒸汽驱（1）井网井距优化--结论（三）开发技术界限研究水平井-水平井不同厚度开发指标对比表（三）开发技术界限研究2、蒸汽驱（2）布井区厚度（3）转驱时机优化水平井－水平井不同转驱时机开发指标对比表（4）注汽井垂向位置注汽井不同垂向位置的开发效果表（三）开发技术界限研究2、蒸汽驱（5）生产井垂向位置生产井不同垂向位置的开发效果表（6）汽驱阶段注汽速度水平井－水平井不同注汽速度的开发效果表（三）开发技术界限研究2、蒸汽驱（7）汽驱方式水平井－水平井不同汽驱方式的开发效果表（三）开发技术界限研究优化结论陈家庄油田陈371西扩馆下段稠油油藏注蒸汽热采方案概况一、油藏地质研究二、油藏工程分析三、开发经济技术界限研究四、油藏工程设计1、开发原则：2、开发方式：四、开发方案油藏工程设计前期立足于注蒸汽吞吐开发；在压力降至5MPa后进行转蒸汽驱开发。3、开发层系：分层开采Ng下14、Ng下213。（1）立足分层开发，提高储量动用率；（2）立足水平井开发，实现经济效益最大化；（3）整体部署，分步实施。4、井位部署直井布井原则：四、开发方案油藏工程设计水平井布井原则：（1）考虑转蒸汽驱，与水平井形成一套完整井网；（2）在叠合厚度5m以上布井。(3)发育多套含油层系，并且单层在1-3m部署水平井不利的区域部署直井。（1）在有效厚度3m以上范围内布井，单井控制储量在5×104t以上。（2）水平井平行构造方向；（3）水平井段长度为20-2500m左右；（4）生产井距离注汽井150m左右；（5）水平井距边水200m以上。后期注汽井生产井4、井位部署陈371西扩方案区Ng下14小层地质储量105.7×104t，布水平井6口，直井5口。四、开发方案油藏工程设计陈371块Ng下14小层井位部署图注汽井生产井四、开发方案油藏工程设计4、井位部署四、开发方案油藏工程设计陈371西扩方案区Ng下213小层地质储量77.5×104t，布水平井11口，直井11口。陈371块Ng下213小层井位部署图后期注汽井生产井注汽井生产井动用地质储量247×104t，设计总井数41口，新钻36口，其中水平井17口,直井+定向井19口，利用老井5口。四、开发方案油藏工程设计4、井位部署陈家庄油田陈371西扩井位部署图5、注采参数：（1）注汽参数：水平井周期注汽强度16t/m左右；由于油层厚度较薄，热损失大，直井注汽强度250t/m左右，根据厚度大小可适当调节，井口干度不低于70%，焖井时间3-4天。（2）采液参数：水平井初期配采液量为60t/d，年平均配采液量为30t/d左右；直井初期配采液量为40t/d，年平均配采液量为20t/d左右。四、开发方案油藏工程设计6、开发指标预测1）综合时率根据陈373主体热采井实际生产综合时率为0.67，平均按年生产时间250天考虑，单井一年吞吐1.5个周期。四、开发方案油藏工程设计2）直井日产油能力：①方案区及周围10口常规生产井的平均采油强度为0.97，热采产能是常规产能的1.5-2倍左右，布井区平均有效厚度5m，则单井日产油能力为7.28-9.7t/d。6、开发指标预测四、开发方案油藏工程设计常规投产井采油强度统计表2）直井日产油能力：②根据方案区4口热采井实际热采采油强度1.45t/d.m，布井区平均有效厚度5m，则单井日产油能力为7.25t/d。综合取值7t/d。6、开发指标预测四、开发方案油藏工程设计3）水平井单井日产油能力：①据胜利稠油热采水平井经验，水平井产能一般为条件接近的直井产能的1.5～2倍，折算为10.5t/d～14t/d，平均为12.25t/d；②根据陈373-平1井热采产能情况，预测第一年日油能力为15.7t/d，该井区厚度在6m左右。方案区水平井平均厚度在3-4m左右，则热采产平均为9.15t/d。考虑陈371块平均原油粘度在20000mPa.s，而陈371-平1井原油粘度为30662mPa.s，是陈371块的1.5倍左右，折算产能为14.02t/d。平均产能为13.13t/d，综合考虑水平井产能取值为13t/d。6、开发指标预测四、开发方案油藏工程设计6、开发指标预测统计陈373主体投产时间较长热采井递减情况，月递减为2％，折算年递减率在19.9％左右；数模计算年（周期）递减率在22％左右，若考虑地层能量的补充，该块吞吐年递减率综合取值10～20%。5）年递减率陈373-3月度递减情况四、开发方案油藏工程设计陈371西扩吞吐开发指标预测表方案前三年平均产能为7.92×104t，10年可累计产油51.52×104t，采出程度20.86%。四、开发方案油藏工程设计6、开发指标预测后期注汽井生产井7、蒸汽驱先导试验井组可在吞吐4个周期以后，地层压力降至5MPa后展开试验。动用地质储量43×104t，布水平井6口。四、开发方案油藏工程设计陈371块Ng下14小层井位部署图试验区注汽井生产井7、蒸汽驱先导试验井组-生产参数选择四、开发方案油藏工程设计①注汽参数：水平井注汽速度为6t/m左右；直井注汽速度为4t/m左右，根据厚度大小可适当调节。②采液参数：按照注采比1.2进行采液。③综合时率：年生产300天。④年递减率：根据数模产量及油汽比的变化规律进行预测。试验井组汽驱开发指标预测表吞吐阶段采出程度为15.69％，汽驱阶段采出程度为24.33％，吞吐+汽驱采出程度为40.02％。四、开发方案油藏工程设计7、蒸汽驱先导试验井组-汽驱指标预测陈371西扩汽驱开发指标初步预测表吞吐阶段采出程度为11.77％，汽驱阶段采出程度为28.22％，吞吐+汽驱采出程度为39.99％。四、开发方案油藏工程设计7、蒸汽驱先导试验井组-陈371汽驱指标预测（1）储层风险：本区目的层为河流相沉积，由于河流相砂体平面相变快，边部完钻井少，因此，在现有资料下对储层展布的认识有一定局限性，对储量的认识有一定影响。因此建议本区整体部署，分步实施。（2）产能风险本块存在热采水平井的实际投产效果，所以对热采水平井的产能预测上存在一定风险。建议在储层落实基础上，先打一口水平井，落实热采产能。8、方案风险性分析四、开发方案油藏工程设计1）注汽过程中，测井口温度、干度和压力；选部分井测井底流压、流温；停井、转周时测静压。2）各生产井在注汽前测静压和静温。开井后每月测一次动液面和对应的套压；含水每两天分析一次，每天量油一次；当含水回升后，每井每五天做水性分析。9、监测要求：四、开发方案油藏工程设计10、实施要求1）钻井过程中注意油层保护，防止污染。预应力完井，水泥返至地面。2）要先期防砂。3）吞吐初期可能自喷生产，但要作好下泵生产的各项准备。4）注采参数严格按方案设计要求实施，保证注汽质量。5）取全、取准各项监测资料。四、开发方案油藏工程设计