油田基础地质培训

地质基础培训目录前言喇嘛甸油田构造地质特点油田开发调整历程各开发阶段层系划分和井网部署油田静态工作简介及应用储层精细地质描述简介名词解释前言喇嘛甸油田位于松辽盆地北部的大庆长垣北端，东经124°53′～125°5′，北纬46°40′～46°50′；地势平坦，地面海拔145-152m；是受背斜构造控制的层状砂岩气顶油田，最大含油面积100Km2,石油地质储量8.1472×108t；气顶最大面积32.3Km2,天然气地质储量为99×108m3；1960年喇72井获得工业性油流。73年投入开发，目前经历6个阶段：自喷开采、注采系统调整、层系调整(一次加密)、全面转抽、二次加密、聚合物驱。喇嘛甸油田地理位置喇嘛甸油田喇嘛甸油田是一个两翼不对称的短轴背斜构造；西翼倾角12°～20°，东翼倾角4°～6°，以3°～4°向北倾没，南与萨尔图构造呈鞍状相连。构造长轴11.8Km，短轴2.86Km，长短轴之比4.12，葡一组构造闭和等高线为－875m，闭和高度92m，闭和面积27.1Km2。构造被二组大断层（37号、51号）分割成面积不等的南、中、北三块。一、喇嘛甸油田构造地质特点1、构造特点大庆长垣喇嘛甸油田2、喇嘛甸油田断层特征：1）均为正断层。2）走向相似，方向性强；北西、北北西方向。3）断层倾角差距不大，一般为45°--60°。4）构造西部断层多，东部少；南多北少；分区明显。5）孤浅断点分布集中，北块多，南块少。6）同一条断层的断距，平面上看，中间大，两边小；剖面上看，上部大，下部小。正断层的特点断层面上盘下盘断距井-1井-2井-3力力喇嘛甸油田断层分布图葡一组共发育大小断层69条4.6/SIII1+2-892.84.0/n4下380.9断距断失层位海拔深度断层资料图的数据格式2511.6/SIII3--8-785.811.5/n2上-530.45.5/n2--n1-658.918.5/n3中-475.014.0/n4上-87.55.5/So下-794.824断层编号喇嘛甸油田一般以葡Ⅰ顶面为例进行断层描述喇嘛甸油田储层性质岩石成分：砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩主要矿物：石英、长石、碎屑颗粒胶结物：泥质为主胶结类型：接触式孔隙度：25%-27%束缚水饱和度：23.5%原始含油饱和度：73%-76%喇嘛甸油田流体性质原油类型：石蜡基型；地面原油粘度：21.6mPAs地下原油粘度：21.6mPAs原油相对密度：0.864原油体积系数：1.118压缩系数：8.2×10-4MPA凝固点：26.2°C原始油气比：48.5m3/t含蜡量23%-25%含胶质：14.35原始地层压力：11.27MPA油层饱和压力：10.7MPA气顶气甲烷含量：98.0%溶解气甲烷含量：94.6%氯离子含量：2270mg/L地层水矿化度：7150mg/L油层水类型：重碳酸钠型喇嘛甸油田目前钻遇的地层地层名称代号厚度第四系q50～65m明水组二段m1100～120m明水组一段m230～50m四方台组S100～120m嫩江组四段n4330～360m嫩江组三段n390～110m嫩江组二段n2180～210m嫩江组一段n1110～120m姚家组Y120～140m青山口组qn370～400m储集层主要由细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩构成，在纵向上与泥岩呈层状交互分布。储层岩性砂岩类型为长石砂岩；砂岩胶结物以泥质为主，胶结类型以接触式胶结为主，储层孔隙类型主要为原生粒间孔隙；岩性以细砂为主。高一组高二组高三组姚家组主要油层组嫩江组一段青山口组萨一组萨二组萨三组葡一组葡二组97个小层37个砂岩组油田发育萨尔图、葡萄花和高台子三套含油层系，均为陆相砂泥岩沉积，总厚度达390m。储集层发育特征油田属于河流-三角洲相沉积，砂体分为三种不同类型，层间差异较大。一类油层是大面积稳定分布的高渗透油层即葡Ⅰ1-2砂岩组，平均空渗1.3～1.7μm2，有效渗透率0.4～0.5μm2,孔隙度为26.7%，有效厚度大于2m的钻遇率在90%以上。喇嘛甸油田北西块葡Ⅰ21沉积相带图二类油层是大面积分布的中、低渗透性油层，包括萨Ⅱ1-3、萨Ⅲ1-3、萨Ⅲ4-7砂岩组，其空气渗透率500～900×10-3μm2，有效渗透率200～300×10-3μm2，孔隙度为26.4%，有效厚度大于2m的钻遇率在60%以上。喇嘛甸油田北东块萨Ⅲ4+5沉积相带图三类油层是条带状、透镜状分布的低渗透油层。除了上述四个砂岩组以外的33个砂岩组属于这种类型。空气渗透率一般小于500×10-3μm2，有效渗透率小于200×10-3μm2，孔隙度为25.4%,砂体零散分布。喇嘛甸油田北东块萨Ⅱ9沉积相带图喇嘛甸油田具有统一的水动力系统，油气水纵向分布受重力分异作用制约，具有统一的油气界面和油水界面。油气界面在海拔-770m左右，油水界面在海拔-1050m左右。油气水分布状况含油高度280m气顶高度90m盖层基岩油气藏高度813m920m1208m1190m1100m稠油段油水同层二油田开发调整历程喇嘛甸油田自1973年投入开发以来，不断加深对地下油层的认识，及时准确地掌握油田动态和发展趋向，按照各个阶段的特点和存在问题，适时采取了行之有效的调整方法，使开发效果不断改善,年产1000×104t以上高产稳产14年。油田30年的开发历程，可划分为六个阶段。1.自喷开采阶段（1973年—1980年）开采初期千方百计搞好分层注水，不断恢复油层压力，放大压差生产，同时针对油田厚油层发育，油层多等特点，采取了选择性压裂、油井堵水等工艺措施，充分挖掘主力油层的潜力，使年产油量从1976年起始终保持在1200×104t以上，比原设计年产油800×104t的能力高出50%以上。阶段末累积产油8214.9×104t，采出程度10.08%，油田综合含水60.7%。2.层系调整阶段（1981年—1985年）通过调整，把原两套层系划分为三～五套,五年内共钻层系调整井1237口。调整期间，年产油量一直保持在1140×104t左右，含水上升率下降至2.1%左右。水驱动用储量增加2×108t，可采储量增加近6500×104t。阶段末累积产油13928.6×104t，采出程度17.1%，全油田综合含水为76.8%。3.全面转抽阶段（1986年—1988年）油田自喷井转抽油机井287口，转为电泵井267口，同时加强了葡Ⅰ4及以下差油层油井压裂改造措施工作量，平均每年压裂200口以上。这一阶段平均年产油1065×104t，阶段末油田综合含水已达84.36%,进入高含水后期开采阶段。4.注采系统调整阶段（1989年—1992年）在两个注采系统调整矿场试验和多项数值模拟研究成果指导下，全油田油井转注216口，使油水井数比由调前的3.23降至2.07，注水能力提高40%～50%。同时，开展了“稳油控水”矿场试验,实施了以调整注水、产液、储采比三个结构为主要内容的“稳油控水”系统工程。增加可采储量1600×104t提高采收率2.0个百分点左右油田自然递减率控制在8%～10%含水上升率控制在1.0%左右通过注采系统调整这一阶段平均年产油1065×104t，阶段末油田综合含水已达84.36%，进入高含水后期开采阶段。⒌二次井网加密阶段（1992年—1995年）首先开展了萨葡油层、高台子油层和过渡带三个二次加密调整矿场试验，1991年对全油田2400多口油水井进行了表外厚度划分，在利用大量动静态资料对各类油层动用状况和调整潜力进行深入研究的基础上，编制了二次加密调整方案。喇嘛甸油田可调砂岩厚度分布图葡二组内油水边界线葡一组内油水边界线萨三组内油水边界线萨二组内油水边界线萨二组外油水边界线断层11.5m11.5～23m23～34.5m≥34.5m图例6-3217-287-231拉134根据可调厚度发育情况，将各地区分别划分组合为1～2套层系，采用300m行列布井，与原井网形成150×300m线状注水井网，共设计二次加密井1161口，其中油井673口，注水井488口。二次加密调整效果二次加密井投产初期单井日产油10.5t，初期综合含水41.4%。从分层动用状况看，二次加密井吸水厚度达70%以上，出油厚度接近80%。加密调整后，差油层的动用程度明显得到改善,使油田采收率提高3.2个百分点，对减缓油田产量递减，控制含水上升速度起到了重要作用。为挖掘葡I1-2厚油层剩余油潜力，从1994年在油田南块开展了聚合物驱油矿场试验的基础上，编制了喇嘛甸油田聚驱总体规划，共分为5个区块。其中北东块、南中块东部、北北块和北西块自1996年开始先后投入聚驱开发，面积50.36km2，地质储量9900×104t。聚驱产油占油田总产量的三分之一以上，在油田产量接替中起到了不可取代的重要作用。⒍主力油层聚合物驱开发阶段（1996—）05010002040737781858993972001200510080015000450090000600012000基础井网开发一次加密调整二次加密调整注采系统调整聚合物驱开发年注水（104m3）年产液（104t）年产油（104t）综合含水（%）地质储量采出程度（%）3402558980332263735565405199120660.7010.08112580471879.1287.8690.3318.4924.1929.7035.43025005000908043293.8470161326总井数（口）10614153244224024684喇嘛甸历年综合开采曲线104561256411099132613101263124012061143114111371138115411251070100191985880477177175774273571871168665862257451147510200400600800100012001400197319761979198219851988199119941997200020032006一次加密基础井网二次加密聚合物驱油喇嘛甸油田历年产油量构成曲线年产油(104t)油田从层系划分和井网部署上可相应划分为五个阶段基础井网层系调整注采系统调整二次加密调整葡Ⅰ1-2油层聚驱1981年1989年1997年1994年截止2007年3月，共有各类油、水、气井5378口。（采油井2732口，注入井1952口）三矿四矿二矿一矿基础井网开发层系示意图SⅠSⅡSⅢPⅠ1-2PⅠ4PⅠ5-7PⅡGⅠ1-5GⅠ6-20GⅡ1-18GⅡ19-34GⅢ基础井网一套井油井基础井网二套井×一套井水井二套井81年之前二套井在层系划分上，根据油层性质划分为葡I1-2油层和萨尔图+葡I4及以下油层两套开发层系。一套半井网，分别采用600m和300m井距反九点法面积注水井网。㈠开发初期（基础井网）一套井网为排号后只有两位数二套井网为排号后有三位数，注水井排号后第三位数为2，采油井排号后第三位数分别为1、3或0层系井网开发层系示意图“7”SⅠSⅡSⅢPⅠ1-2PⅠ4PⅠ5-7PⅡGⅠ1-5GⅠ6-20GⅡ1-18GⅡ19-34GⅢ“8”“4”“5”三四层系调整后各套区㈡层系调整阶段“8”“6”“5”五葡Ⅰ1-2油层调整井布在原井网边井和角井的中间。葡Ⅰ4及以下层系划分为1～2套层系，都采用300m井距反九点法面积注水井网。层系调整井合计1237口。北块构造轴部划分为5套层系中块构造轴部划分为4套层系南块纯油区划分为3套层系方案设计共174口井，其中采油井169口，注水井5口。到1982年底全部投产。井号命名：排号后四位数，第四位为5三套区，南块纯油区，北中块靠近过渡带地区82～85年投产了方案设计的415口井，其中采油井311口，注水井104口。井号命名：排号后四位数，第四位为6。四套区，中块构造轴部和北块大部分地区82～85年投产了方案设计的238口井，其中采油井177口，注水井61口。井号命名：排号后四位数，第四位为7四套区或五套区，中块构造轴部和北块大部分地区82～85年投产了方案设计的319口井，其中采油井241口，注水井78口。井号命名：排号后四位数，第