【文章內容簡介】 含油顯示與巖石新鮮斷口 上含油顯示有助于判斷裂縫的開閉性，若含油顯示相同，屬于閉口裂縫。如果裂縫面油跡顯示明顯高于新鮮面，則裂縫在地下就是開口的，屬于顯裂縫。觀察巖心要注意的問題是機械作用也能改變裂縫，不要以為巖心上所有裂縫都能代表地下狀態(tài)，要認真鑒別那些是地下存在的天然裂縫。 測井方法識別裂縫 ① .井溫測井：井溫曲線是用井溫儀對井內溫度進行測量得到隨井深變化的一條曲西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 14 線。井溫曲線是一條自上而下由低到高的傾斜線。在裂縫帶地層處，由 于泥漿或注入水 大量漏裂縫識別測井入地層，在漏失層附近短期內難以恢復其地層溫度，因而造成井溫下降的異常變化。 ② .裂縫識別測井；裂縫識別測井是用高分辨率地層傾角測井儀測量的 4 條電導率曲線以及兩條雙井徑曲線和 1 號極板相對方位角曲線識別地層裂縫和裂縫方向。 ③ .聲波測井：聲波測井對于裂縫比較敏感，曲線產生跳躍，可判斷裂縫的埋藏深度。 井斜測量法 鉆井過程中遇到裂縫容易沿裂縫方向發(fā)生井斜 ，通過做井斜圖，找出主要的井斜方向，既為裂縫延伸方向。扶余、乾安等油田作過此項工作，取得一定效果。 此項工作應注意一點，即應把因斷層而產生的井斜資料舍去不用。若地層傾角大時，此方法也應慎用。 巖石剩余磁測量法 對有裂縫的巖心進行剩余磁測量達到定向的目的。此方法可以確定裂縫的方向。 動態(tài)觀察 動態(tài)觀察方法雖然是一種間接的方法，但是它卻比其它方法有更重要的意義。因為它與油田開發(fā)關系更密切，可以估量裂縫作用的大小，判斷裂縫的延伸方向可靠。 性 低滲透砂巖油藏注水開發(fā)動態(tài)特征分析 油藏 動態(tài)特征分析 的主要內容包括以下幾點： 西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 15 分析油藏 開發(fā)初期 主要生產層的地質特征（包括油層發(fā)育和分布，油、氣、水層分布及相互關系，油層孔隙度、滲透率、飽和度的變化及其特點，斷層、裂縫的發(fā)育程度及油層流體特性等）； 分析油、水井投產和投注后 各項開發(fā)指標（綜合含水、產油量、采液指數等）的變化，得出油藏注水開發(fā)隨時間的變化規(guī)律； 根據油藏水驅特征及其它計算方法，分析油藏地質儲量，確定油藏采收率和可采儲量； 根據油藏注水開發(fā)簡況， 分析油藏 注水方式、 注采壓力，提出 最佳注水方式以及合理的壓力控制范圍； 分析注水開發(fā)各階 段 （低含水期開采階段、穩(wěn)產階段、高含水期開采階段） 動態(tài)參數的主要變化，分析出現的問題，提出 相應 的措施； 主要地質特征 油藏主要儲油目的層 — 扶余油層，屬于泉頭組第四段地層，基本巖石類型是細砂巖、粉砂巖、泥質粉砂巖、泥巖等，泉頭組第四段地層厚度為 60～ 100m,多數井在 70～90 m 之間。厚度變化的總趨勢是東南厚，向西北減薄。 泉四段砂巖厚度一般為 30～50m，平均 38m左右，單井鉆遇砂巖層數一般為 10～ 24 層，平均 16 層，單層砂巖厚度一般在 ～ 6m，平均 左右。扶余油田處于扶余Ⅲ號構造上， 從泉頭組頂面（即扶余油層頂面）構造形態(tài)看，是一個被斷層復雜化了的多高點 穹窿背斜。 油藏為砂巖孔隙儲油，孔隙類型主要是粒間孔隙，次要的有長石的溶蝕孔隙，最大孔喉半徑的變化范圍為 ～ ，有效孔隙度一般為 22%～ 26%，油田東區(qū)略高，西區(qū)較低， 空氣滲透率一般在 100 103～ 500 103181。m2，平均 180 103181。m2，油層的原始含油飽和度一般在 70%～ 75%，平均 73%。 儲層 裂縫 （ 第二章已敘述，在此不在重復 ） 流體分布 扶余油田油層砂巖發(fā)育，無氣 頂，油、水分布受構造和巖性控制。由于儲油砂體大面積連片，油層也大面積連片分布，具有以下幾個特點： ① .扶余油層在構造范圍內廣泛含油，含油面積大，約 84 ㎞ 2。其中第Ⅰ砂巖組含油面積最大，Ⅱ～ Ⅳ組含油邊界逐漸向內縮小。油田西部純含油區(qū)面積大，過度帶面積?。欢鴸|部則相反，純含油區(qū)面積小，分布在幾個局部高點上，而油水過度帶面積較大。 ② .油水分布明顯受構造控制，含油邊界與構造線吻合。在構造高點部位整個儲油目的層含油，油層厚度大，如土城子高點，八家子高點，四家子高點，其泉四段和泉三段頂部的儲油層都含油；而處在小向斜部 位或地塹部位的儲油層只有部分含油，向下過度為油水同層和水層。 ③ .重力分異作用顯著，整個儲油層段垂向上油水分布受重力分異作用的控制，由上而下依次為純含油段、油水同層段、純水段。油田中、西區(qū)純油底界均在海拔 320米。油田的東區(qū)變化較大，一般在 245～ 310 米，油氣水在縱向上的分布也有反?，F象。從構造發(fā)育歷史分析，嫩江組沉積后的燕上運動使得扶余構造發(fā)生傾側變位，由原來的西高東低變?yōu)闁|高西低，東區(qū)由于斷層而抬起，使得油氣重新平衡，含油底界抬高，邊水內侵 ，造成各砂巖組的油水界線交叉，互切構造線，縱向上出現“頂 水”或“夾層水”的假象。 ④ .油水過度段在縱向上延續(xù)較長，據大量巖心的含油產狀和試油資料驗證，過度西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 16 段一般延續(xù) 60～ 80 米，而過度段的中、下部盡管巖心的含油產狀較好，但試油多產水，僅出少量油或油花。 流體性質 ① .地面脫氣原油性質 密度：一般 ～ ，平均 g/cm3； 粘度：一般 19～ ； 含蠟： 18%～ 23%； 凝固點：一般 17～ 21℃，平均 ℃； 含膠質和瀝青質： %。 ② .地層原油性質 粘度： 21～ ； 飽和壓力： ； 原始氣油比： 15～ 18m3/t； 溶解系數：一般 ～ 5 m3/（ m3. MPa）； 密度： ～ g/cm3； 體積系數： 壓縮系數：一般 104～ 104 MPa1； ③ .天然氣性質 甲烷含量： %； 乙烷含量： %； 丙烷含量： %； 密度： g/cm3。 ④ .地層水性質 總礦化度：一般 4000～ 6000mg/L； pH： 7； 密度： g/cm3； 原始 油層壓力及溫度 原始油層壓力一般為 4～ MPa，平均約 MPa，壓力系數一般為 1～ ，平均為 。油田不同地區(qū)的油層壓力基本一致，屬于正常地層壓力。 油層溫度為 32～ 35℃。 儲量 含油面積 ： 84km2； 有效厚度： ； 有效孔隙度： 25%； 原始含油飽和度： 73%； 原油密度： g/cm3； 體積系數： ； 原油地質儲量： 13240 104t； 豐度： 104t. 注水 開發(fā)指標 動態(tài)分析 綜合含水、產油量 ① .綜合 含水動態(tài)分析 扶余油田經過彈性驅、溶解氣驅階段開采后， 于 1973 年開始全面注水。到 1996西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 17 年左右已進入高含水期采油階段， 1995 年末的綜合含水為 %，根據油田實際資料統(tǒng)計得到綜合含水隨時間的變化規(guī)律。 綜合含水是隨著地下水飽和度的增高而上升的。在理論上，它與油水粘度比和油水兩相滲透率比值有關， 對于一個已確定的油層來說，油水粘度比是一個定 值 ，那么含水率的變化主要就取決于兩相滲透率比值的變化。 實踐表明：任何一個水驅油藏，含水率與采出程度之間存在一定的內在關系。童憲章導出的水驅曲線關系式如下： ? ?l g 91 w Mwf RRf ? ? ?? 上式是描 述含水率與采出程度的基本關系式，是一條大致 S 型曲線，能夠適應一般的油藏，既中等原油粘度和滲透率的油藏。 當然在實際生產過程中，含水的變化還要受到油層非均質性、油層性質等因素影響，但主要是反映在含水率與采出程度的關系中，含水率的變化規(guī)律是由驅替系列曲線來描述的，不同類型的油藏具有不同的曲線形態(tài)， 萬吉業(yè)把含水與采出程度曲線的形態(tài)分成 五種類型， 見圖 1，每個類型各對應一個數學表達式，見表 6。 圖 1 采出程度與含水率關系曲線類型圖 表 6 水驅系列線性方程公式表 采出程度與含水率 關系曲線類型 驅替系列方程線 性公式 應用條件 油水粘度比 滲透率級差 西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 18 Ⅰ 凸型曲線 ? ?ln 1 wR A B f? ? ? 高粘度比 大到較大 Ⅱ 凸型 S形間過渡曲線 ? ? ? ?ln 1 ln 1 wR A B f? ? ? ? 高到中高粘度比 較大 Ⅲ S形曲線 ln 1 wwfR A B f?? ? 中高到中粘度比 一般 Ⅳ S形凹型間過渡曲線 lnwR A Bf?? 中到低粘度比 較小 Ⅴ 凹型曲線 ln lnwR A B f?? 低粘度比 較小到小 經統(tǒng)計（表 7），扶余油田含水率與采出程度的變化規(guī)律符合 S 型曲線（圖 2）。其數學表達式為： ? ?0 . 1 1 1 9 5 0 . 0 3 2 7 8 l n 1w wfR f???? ????? 相關系數： r= 最終采收率： ERU=% 圖 2 扶余油田采出程度與含水率關系曲線 扶余油田采油二廠西十三站綜合含水與采出程度的變化規(guī)律也呈 S型形態(tài)，見圖3。 西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 19 圖 3 西十三站 fwR 曲線 表 7 扶余油田開發(fā)綜合數據表 時間 年產油量 104t 綜合含水 % 采出程度 % 地層壓力 MPa 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 20 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 數值模擬計算的各個不同井網的方案其含水率與采出程度的關系曲線基本都符合 S型曲線，見圖 4。 由此得出結論：裂縫 性 低滲透砂巖油 藏的綜合含水隨時間變化的規(guī)律是 S型曲線形態(tài)，其數學表達式是： ln 1 w wfR A B f?? ? 圖 4 數值模擬不同方案 fwR 曲線 ② .產油量動態(tài)分析 扶余油田的產量隨著不同的開發(fā)階段而變化較大。開采初期為彈性驅和溶解氣驅，產量 由上升到下降，地層壓力也急劇下降，由于地下能量的不足和大量釋放，勢必導致產量的下降。為保持和恢復油層能量，就必須依靠人工的方法來補充能量。扶余油層潤濕性為親水型，從 1973 年開始油田全面轉為注水開發(fā)，地層能量得到補充，產量開始回升。由于扶余油田的裂縫普遍帶 有方向性，受此影響，注水后又出現了新矛盾，水竄、套變嚴重，再度影響產量。在治理套變、防止水竄的前提下， 1982 年全面 開展了調整，打了一大批調整井，重新布一套井網，使產量上升，并連續(xù)多年保持高產穩(wěn)定，含水達 80%以后，產量又趨遞減。開采時間較長的中二隊產量變化也如西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 21 此，見圖 表 7。 扶余油田的產量不穩(wěn)定是晚期注水所致，如果是早期注水，產量應該如何變化？統(tǒng)計了與扶余油田屬同一類型早期注水的新立油田產油量的變化規(guī)律，見圖 表 8。由圖可見，新立油田的產量由迅速上升到平穩(wěn)。雖然開采時間較短，還反映不出變化規(guī)律的全過程，但也基本可以看出產油量變化的趨勢。 因此，裂縫 性 低滲透砂巖油藏的產油量的變化規(guī)律基本符合上升 —— 平穩(wěn) —— 遞減的規(guī)律。 圖 5 扶余油田中二隊年產油量與時間關系曲線 表 8 新立油田產油量、綜合含水統(tǒng)計表 時間 年產油量 104t 綜合含水 % 采出程度 % 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 28 1992 33 1993 34 1994 1995 西安石油大學本科畢業(yè)設計（論文） 22 圖 6 新立油田年產量 與采出程度關系曲線 采油指數、采液指數 采油 指數、采液指數反映了單位壓差下油井日產能力的大小 ，其數學表達式分別為： oORqJ p Pwf? ? LLR wfqJ pp? ? JO— 采油指數； JL— 采液指數； qo — 日產油， t； qL— 日產液量； 影響 采油 指數、采液指數的因素很多：原油粘度、油層的水淹程度、油層的脫氣情況等，但其變化規(guī)律主要還是隨著含水飽和度的變化而變