畢業(yè)設計（論文）-油藏開發(fā)設計

1、<p><b>　　摘 要</b></p><p>　　油藏開發(fā)設計是油田開發(fā)的總體規(guī)劃和具體實施的全面系統(tǒng)的計劃和部署，是油藏投入開發(fā)的基礎和依據(jù)。海拉爾油藏屬于典型的低滲透古潛山油藏，具有良好的勘探前景，所以設計科學、先進、合理的開發(fā)方案是海拉爾油田始終遵循的一條基本原則，也是油田開發(fā)取得高水平、高效益的首要關鍵。</p><p>　　本文主要闡述了海

2、拉爾油田的概況，油田地質(zhì)特征，油藏工程設計以及方案實施要求等內(nèi)容。本設計首先介紹了海拉爾油田的地貌特征以及生成的油氣藏組合，為以后的設計提供了初步的判斷；然后分析了油藏的構(gòu)造特征與儲集特征，為以后的設計提供依據(jù)；接著根據(jù)實際的情況判斷出該油藏屬于正常壓力與溫度下的油藏系統(tǒng)以及原油的性質(zhì)；然后根據(jù)儲集層的滲流物性特征做出相對滲透率曲線。最后，通過不同的方法確定了該油田的開發(fā)方式，井網(wǎng)與井距以及采收率。</p><p&g

3、t;　　關鍵詞：油田開發(fā)，方案設計，采收率</p><p><b>　　Abstract</b></p><p>　　Reservoir development design is the overall planning of oilfield development and the implementation of the comprehensive syste

4、m plan, deployment, and it is the basis for development of reservoir input. Reservoir of low permeability is typical of the reservoir belongs to the Ancient hide reservoir, and it has good exploration prospects, So desig

5、n science, advanced and reasonable development plan is always a basic principle of Reservoir of Haliar , it is also the primary key to have a high level o</p><p>　　This paper expounds the general situation o

6、f the oil field, oil field geological characteristics, reservoir engineering design and plan implementation requirements, etc. This design first introduced the features of the landscape, oil field features and generated

7、combination of reservoir, design provided the preliminary judgment for the following; Then analyzed the structural characteristics of the reservoir and reservoir characteristics, provides the basis for the following desi

8、gn; Then accordin</p><p>　　Key words: Oil field development, Design, Recovery rat目 錄</p><p><b>　　1 前 言1</b></p><p>　　1.1 目的及意義1</p><p>　　1.2 研究現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢1

9、</p><p><b>　　2 油田概況5</b></p><p>　　2.1 油田的地理位置5</p><p>　　2.2油田的地貌特征5</p><p>　　2.3 現(xiàn)有油井分布6</p><p>　　2.4 油田油氣藏組合7</p><p>　　3 油田地

10、質(zhì)特征9</p><p>　　3.1 油藏的構(gòu)造特征9</p><p>　　3.2 油藏的儲層特征9</p><p>　　3.2.1 巖石類型9</p><p>　　3.2.2 儲集類型9</p><p>　　3.2.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征10</p><p>　　3.2.4 儲層物性特征

11、11</p><p>　　3.3 流體分布及油藏類型12</p><p>　　3.3.1 原油性質(zhì)12</p><p>　　3.3.2 油藏類型12</p><p>　　3.3.3 油藏驅(qū)動類型13</p><p>　　3.4 壓力與溫度系統(tǒng)13</p><p>　　3.4.1 地層

12、壓力13</p><p>　　3.4.2 地層溫度13</p><p>　　4 儲層滲流物性特征14</p><p>　　4.1 儲層巖石的潤濕性14</p><p>　　4.2 儲層巖石的敏感性14</p><p>　　4.3 毛細管力曲線19</p><p>　　4.3.1 J函

13、數(shù)數(shù)學模型19</p><p>　　4.3.2 毛管壓力曲線平均化原理20</p><p>　　4.4 油水相對滲透率曲線20</p><p>　　5 油藏開發(fā)方案設計26</p><p>　　5.1 開發(fā)原則26</p><p>　　5.2 開發(fā)層系26</p><p>　　5.2

14、.1 劃分開發(fā)層系的意義26</p><p>　　5.2.2 劃分開發(fā)層系的原則26</p><p>　　5.2.3 確定開發(fā)層系27</p><p>　　5.3 開發(fā)方式28</p><p>　　5.4 井網(wǎng)井距29</p><p>　　5.4.1 井網(wǎng)形式的分析29</p><p&g

15、t;　　5.4.2 采油速度法29</p><p>　　5.4.3 經(jīng)驗法31</p><p>　　5.4.4 結(jié)果對比32</p><p>　　5.5 采收率的預測33</p><p>　　5.5.1 類比法33</p><p>　　5.5.2 經(jīng)驗公式法34</p><p>　　

16、5.5.3 分流量曲線法36</p><p>　　5.6 采收率的確定36</p><p><b>　　6 結(jié) 論38</b></p><p><b>　　謝 辭39</b></p><p><b>　　參考文獻40</b></p><p>&

17、lt;b>　　1 前 言</b></p><p><b>　　1.1 目的及意義</b></p><p>　　本文主要研究了該油藏的地質(zhì)特征以及測試資料并且在此基礎之上對毛管壓力曲線、相滲曲線進行歸一化、平均化，計算了無因次采液、無因次采油指數(shù)和驅(qū)油效率；對儲層巖石的敏感性進行評價；利用類比法、不同的經(jīng)驗公式法、分流量曲線法等方法詳細論證了該區(qū)塊的

18、采收率；利用采油速度法、經(jīng)驗法對該區(qū)塊的井網(wǎng)井距進行了仔細的計算，給出了適合該區(qū)塊的最佳井距。</p><p>　　通過這些方面的研究進一步認識了低滲透油藏地質(zhì)、滲流機理等特征，對類似的儲層開發(fā)具有一定的指導意義。</p><p>　　1.2 研究現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢</p><p><b>　　（1）研究狀況</b></p><

19、p>　　海拉爾油田屬于低滲透油藏。低滲透油氣藏最早是于1871年在發(fā)現(xiàn)美國勃萊德福油田開始提出的，油井初期日產(chǎn)原油27t。我國最早的低滲透藏是在1959年于黑龍江發(fā)現(xiàn)的。此后，在松遼盆地、北部灣盆地、陜甘寧盆地、準噶爾盆地等都相繼發(fā)現(xiàn)了一些低滲透油田，但都影響不大。直到上世紀70年代中期，在華北盆地冀中鋤陷任丘構(gòu)造的上元古界中發(fā)現(xiàn)了低滲透型高產(chǎn)油氣流。從此低滲透才引起了國內(nèi)外地質(zhì)界的廣泛注意。國內(nèi)有關低滲透的各類文章、期刊等也日趨

20、增多。后來我國又相繼在遼河、大港、勝利等地區(qū)發(fā)現(xiàn)了各種類型的低滲透油藏，從而揭開了大規(guī)模勘探開發(fā)低滲透油田的序幕。在上世紀80年代塔里木盆地雅克拉構(gòu)造上古生代低滲透中獲得工業(yè)性油氣流之后，上世紀90年代初期，塔中寒武紀中產(chǎn)出了高產(chǎn)油氣流。低滲透油氣藏的發(fā)現(xiàn)不僅為我國提供后備油氣儲量提供了堅實的物質(zhì)基礎，有著重要的經(jīng)濟和政治意義，同時也豐富和擴展了石油地質(zhì)理論的內(nèi)涵。經(jīng)過近30多年的勘探實踐和理論探索，在低滲透型油藏的研究方面已經(jīng)取得了豐

21、碩成果。</p><p>　　低滲透油藏開發(fā)難點：</p><p>　　（1）油層孔喉細小、比表面積大、滲透率低</p><p>　　低滲透油層以小—微孔隙和細—微細喉道為主,平均孔隙直徑為26~43μm,喉道半徑中值0.1~2.0μm,比表面積2~20 m2/g。儲層孔喉細小和比表面積大,不僅直接形成了滲透率低的結(jié)果,而且是低滲透油層一系列開采特征的根本原因。&l

22、t;/p><p>　?。?）滲透規(guī)律不遵循達西定律，具有啟動壓力梯度</p><p>　　低滲透儲層由于孔喉細小、比表面積和原油邊界層厚度大、賈敏效應和表面分子力作用強烈,其滲流規(guī)律不遵循達西定律,具有非達西型滲流特征。滲流直線段的延長線不通過坐標原點(達西型滲流通過坐標原點),而與壓力梯度軸相交,其交點即為啟動壓力梯度,滲透率越低,啟動壓力梯度越大。</p><p>

23、　?。?）彈性能量小，利用天然能量方式開采其壓力和產(chǎn)量下降快</p><p>　　低滲透油田由于儲層連通性差、滲流阻力大,一般邊、底水都不活躍,彈性能量很小。</p><p>　?。?）地應力對開發(fā)效果具有重要影響</p><p>　　低滲透油田通常進行壓裂開發(fā),地應力的大小和方向在很大程度上制約著壓裂裂縫的形狀和延伸方向。故開發(fā)方案必須考慮地應力的作用和影響。&l

24、t;/p><p>　?。?）油井見水后產(chǎn)液（油）指數(shù)大幅下降</p><p>　　由于油水粘度比和巖石潤濕性等多種因素的影響,低滲透油井見水后產(chǎn)液(油)指數(shù)大幅度下降。當含水達到50%~60%時,無因次產(chǎn)液指數(shù)最低,只有0.4左右,無因次采油指數(shù)更低,只有0.15左右。對油井見水后的提液和穩(wěn)產(chǎn)造成極大困難。</p><p>　　（6）裂縫性低滲透砂巖油田沿裂縫方向油井水

25、竄、水淹嚴重</p><p>　　我國帶裂縫的砂巖油田其基質(zhì)巖塊絕大多數(shù)都是低滲透油層,構(gòu)成裂縫性低滲透砂巖油田。這類油田注水井吸水能力高,沿裂縫方向的油井水竄、水淹現(xiàn)象十分嚴重。由于低滲透油田的客觀地質(zhì)特點(主要是生產(chǎn)能力低),造成了開發(fā)過程中的諸多突出矛盾。在諸多矛盾中開發(fā)技術(shù)需要和經(jīng)濟效益要求這一對矛盾是主要矛盾,即從開發(fā)好低滲透油田出發(fā),需要較多的技術(shù)和資金投入,如鉆井和注水等,而投入較多,又會降低經(jīng)濟效

26、益,甚至沒有效益。在這一對矛盾中,技術(shù)措施又是矛盾的主要方面。因為技術(shù)措施的恰當、正確與否,直接影響著經(jīng)濟效益的高低與好壞。</p><p>　　我們認為,需要以辯證的思想方法和觀點來分析、認識這種矛盾,以開拓、進取的精神去處理、解決這個矛盾。</p><p>　　投入的技術(shù)、資金太少,不適應低滲透油田的基本需要,就不可能開發(fā)好低滲透油田,也就沒有經(jīng)濟效益可言,這將會使已花費的大量勘探資金

27、長期積壓起來,甚至沉沒。如果投入的技術(shù)、資金適當增加,能夠適應低滲透油田的基本要求,則可以提高油井產(chǎn)量,加快資金回收速度,提高原油最終采收率,增加總的產(chǎn)出值,這樣可以相對地改善低滲透油田開發(fā)的經(jīng)濟效益。</p><p>　　在低滲透油田開發(fā)的具體工作中,一方面對于必要的環(huán)節(jié),采用先進、實用的技術(shù)(如高效注水、總體壓裂等),努力提高油井產(chǎn)量,另一方面又要盡可能地簡化工藝技術(shù)流程,千方百計減少投資,節(jié)省費用,降低成本

28、。只有這樣,才能使更多的低滲透油田“活”起來,使低滲透油田開發(fā)的效果和效益日益改善和提高。當然,最后還是要以經(jīng)濟效益為準則(沒有經(jīng)濟效益不能開發(fā)),進行綜合評價、論證和決策。</p><p><b>　　（2）發(fā)展趨勢</b></p><p>　　雖然貝爾凹陷已經(jīng)具有一定的勘探規(guī)模，但是仍主要集中在南屯組至興安嶺群之間，雖然在海拉爾內(nèi)部同樣發(fā)現(xiàn)了一定的工業(yè)油氣流，但是

29、成功率較小，分布的面積有限；并且對于認知潛山幕的地層狀態(tài)，斷裂發(fā)育，油氣儲集的空間和形式以及油氣的來源等等都存在一定的難度，所以，低滲透的研究已經(jīng)是一個不可回避的問題；</p><p>　　貝爾凹陷布海拉爾油田總體上構(gòu)造比較復雜，油氣藏類型尚不明確。目前所鉆探井大部分集中在蘇德爾特潛山構(gòu)造帶上， 因此應該在全面落實、尋找新的含油氣圈閉并進行綜合評價的同時，開展油藏的解剖工作，分析油氣成藏的主控因素，建立油氣成藏模

30、式；</p><p>　　開展油氣運移通道研究工作，預測油氣運移路徑和運移方向，分析油氣運移通道形成所需地質(zhì)條件，在油氣運移通道匯聚的結(jié)合點尋找新的含油氣圈閉目標。</p><p><b>　?。?）研究思路</b></p><p>　　在充分利用研究區(qū)現(xiàn)有油氣生、儲、蓋各種地質(zhì)、地化和分析測試資料的基礎上，對海拉爾油田的油田概況，地質(zhì)特征進行

31、研究分析對比，從而得到符合油田實際環(huán)境的開發(fā)方案。</p><p><b>　　2 油田概況</b></p><p>　　2.1 油田的地理位置</p><p>　　海拉爾盆地位于內(nèi)蒙古自治區(qū)呼倫貝爾境內(nèi)，是一個中、新生代陸相沉積盆地，面積30102。</p><p>　　圖2.1 貝爾凹陷地理位置</p>

32、<p>　　2.2油田的地貌特征</p><p>　　由圖2.1可以看出，興安嶺群沉積之前，貝爾地區(qū)高低不平，總體趨勢為四周高中部低的沉積盆地，但盆地中部仍存在湖心島或洼中高地，巖溶高地和巖溶斜坡主要分布在蘇乃諾爾構(gòu)造帶、呼和諾仁構(gòu)造帶及貝爾東部和南部地區(qū)。另外，蘇德爾特和霍多莫爾背斜構(gòu)造帶也處于巖溶有利區(qū)。對比興安嶺群沉積之前古地貌和現(xiàn)今基巖頂面（T5）構(gòu)造圖（見圖2.2）可以看出，由于構(gòu)造運動作用

33、使二者存在一定差異，這種差異表現(xiàn)為三種情況[1]：</p><p>　?。?）古低今高區(qū)，如貝30及其以北區(qū)域，在古地貌圖上表現(xiàn)為地勢較低的低凸起，而現(xiàn)今古構(gòu)造圖相對較高；</p><p>　?。?）古高今低區(qū)，如貝25井區(qū)，在古地貌圖上地勢相對較高，但現(xiàn)今構(gòu)造上相對較低；</p><p><b>　　（3）古今均高。</b></p>

34、;<p>　　圖2.2 基巖頂面（T5）構(gòu)造圖</p><p>　　2.3 現(xiàn)有油井分布</p><p>　　在貝爾凹陷海拉爾群已完成鉆井30余口，其中28口井獲工業(yè)油流，2口井獲低產(chǎn)油流，充分展示了潛山巨大的勘探潛力。油氣主要集中在中期潛山帶，且與長期繼承性活動的斷裂有關，其油氣藏類型主要為潛山內(nèi)部裂縫帶油氣藏，見少量的斷裂破碎帶和頂部基巖風化殼油氣藏。在剖面上以距海拉爾群

35、頂界20m線為界，下</p><p>　　為潛山內(nèi)部裂縫帶油氣藏，之上為基巖風化殼油氣藏。</p><p>　　圖2.3 油田現(xiàn)有油井分布圖</p><p>　　2.4 油田油氣藏組合</p><p>　　貝爾凹陷在平面上可以劃分3個生油氣區(qū)：包爾陶勒蓋生油氣區(qū)（西北洼陷）、敖腦海生油氣區(qū)（中部洼陷）和代黑呼都生油氣區(qū)（東南洼陷）。各個生油氣

36、區(qū)的范圍、成熟生油巖的厚度、母質(zhì)類型及有機質(zhì)豐度等方面都有較大的差異。在剖面上，貝爾凹陷各主要沉積地層構(gòu)成了3個良好的生、儲、蓋組合，形成了中部、上部和下部3個成藏系統(tǒng)。中部成藏系統(tǒng)由銅缽廟組、南屯組和大磨拐河組構(gòu)成，各套地層均具有自身的生烴源巖，與其間所夾的粗粒巖性構(gòu)成最佳的生、儲、蓋組合；上部成藏系統(tǒng)包括了伊敏組地層，有利于捕集來自下部的油氣；下部成藏系統(tǒng)包括了海拉爾群和古生界頂部地層，有利于形成潛山風化殼油氣藏。按生油巖與儲集層和

37、蓋層間的空間關系，劃分出自生自儲型成藏組合和它生它儲型成藏組合。</p><p>　?。?）自生自儲型成藏組合：分布于中部成藏系統(tǒng)之中，包括了南屯組、大磨拐河組一段以及可能的銅缽廟組3套自生自儲型油氣成藏組合。其中南屯組湖相三角洲發(fā)育，暗色泥巖與三角洲砂體頻繁互層；大一段湖相暗色泥巖更為發(fā)育，濁積砂巖與暗色泥巖間呈互層。兩者構(gòu)成了本區(qū)條件最好的成藏組合。銅缽廟組以粗粒沉積為主，若其中暗色湖泥發(fā)育，則同樣是有利的自

38、生自儲型成藏組合；</p><p>　　（2）它生它儲型成藏組合：拋開層系界線，貝爾凹陷發(fā)育了多套下生上儲、上生下儲等成藏組合。其中最為常見的是大一段（生油巖）—南屯組（儲集層）—大一段（蓋層）組合、南屯組一段（生油巖）—南屯組二段（儲集層）—大一段（蓋層）以及大一段（生油巖）—大二段（儲集層）—伊敏組（蓋層）等組合。由于貝爾凹陷發(fā)育多套生儲蓋層組合，運移條件較復雜，形成了多樣式的油氣成藏組合。如在貝301區(qū)塊，

39、南屯組一段（K1n1）和二段下部（K1n12）構(gòu)成了烴源巖，南二段上部（K1n22）構(gòu)成了儲集層，而大一段（K1d1）泥巖構(gòu)成了蓋層，從而形成了良好的生儲蓋層配置，有利于油氣的大規(guī)模成藏聚集。拉張斷裂是貝爾凹陷形成的主控因素，差異升降和風化剝蝕為新生古儲型油氣成藏組合奠定了基礎。如果說上述成藏組合均集中在下白堊統(tǒng)內(nèi)部，則侏羅系和古生界（斷陷基底）的參與使該地區(qū)的成藏組合進一步復雜化。白堊系主力生油層（南屯組和大一段）下伏的布達特群（侏羅

40、系）和古生界地層風化殼通常與活動斷裂相鄰，構(gòu)造高部位的殘余斷塊十分有利于潛山基底型油藏的形成。由于上述兩種成藏組合的普遍存在，南屯組和大磨拐河組構(gòu)成了油氣成藏組合的主要層系和勘探的主體</p><p><b>　　3 油田地質(zhì)特征</b></p><p>　　3.1 油藏的構(gòu)造特征</p><p>　　地震剖面顯示，盆地內(nèi)發(fā)育背斜、斷背斜、斷鼻

41、、斷塊和基巖凸起等多種圈閉類型，其分布規(guī)律是：斷鼻構(gòu)造主要分布在邊界斷層或主干斷層附近，斷塊主要發(fā)育在斷階帶、扭動帶、斜坡帶、斷背斜、背斜等分布在張扭斷層上盤或具基底微凸起的部位。但這里值得重視的是：北西向的傳遞帶產(chǎn)生的構(gòu)造型式和圈閉要比斷陷其它部位更集中、規(guī)模更大，并且可以產(chǎn)生異常的構(gòu)造型式，例如小斷層傾斜方向的變化以及斷層方向或強度的變化均可在傳遞帶中發(fā)生。因此，油氣在傳遞帶的集中程度也要比其它地區(qū)要高一些。烏爾遜斷陷中的巴彥塔拉傳

42、遞帶目前已有數(shù)口鉆井獲得油氣流和少量油氣流，展現(xiàn)了良好的勘探前景。</p><p>　　3.2 油藏的儲層特征</p><p>　　3.2.1 巖石類型</p><p>　　海拉爾群巖石類型為四類：碎屑熔巖類，火山碎屑巖類，火山—沉積巖類和陸源碎屑巖類。巖石尚為發(fā)生變質(zhì)，但普遍遭受熱流體的低溫熱液蝕變作用。</p><p>　　3.2.2 儲

43、集類型</p><p>　　海拉爾儲集類型分孔隙型和裂縫型兩大類，詳細劃分孔隙型包括斜長石溶蝕孔隙，填隙物晶間孔隙；裂縫型分為溶解裂縫－孔洞以及未充填裂縫，屬于雙孔隙介質(zhì)儲層。</p><p>　　表3-1 海拉爾孔隙類型劃分及孔隙特征</p><p>　　3.2.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征</p><p>　　表3-2 孔隙類型劃分標準</p&

44、gt;<p>　　依照表中孔隙類型劃分標準[3]，對研究區(qū)各層系的孔隙結(jié)構(gòu)類型分析如下：海拉爾巖石孔隙結(jié)構(gòu)類型為Ⅱ類和Ⅲ類，主要分布在貝12井、貝14井、貝15井和霍1井。</p><p>　　Ⅱ類孔隙結(jié)構(gòu)分布于貝12井1705.20-1709.14m。壓汞曲線的平臺位于中部，平緩段較長，較傾斜，說明喉道半徑一般，喉道的分布集中，分選較好。從喉道大小分布來看，喉道分布呈雙峰型，喉道分布較為集中，峰位

45、分別在0.04和1.0左右，峰值分別為11.5％和17.6％；滲透率貢獻主要峰值分別在1.0左右，貢獻大小分別為51％。</p><p>　?、箢惪紫督Y(jié)構(gòu)分布于貝15井2215.90-2230.15m和霍3井2207.12-2213.20m，從壓汞曲線來看，平臺位于右上部，傾斜大，延長短，表明喉道的分布不集中，分選不好，喉道半徑小。從喉道大小分布來看，喉道分布呈雙峰型，喉道分布較為集中，峰位分別在0.02和0.2

46、5左右，峰位相對偏小，峰值分別為7.08%、8.34％和13.9％、8.94％；滲透率貢獻主要峰值都在0.25左右，貢獻大小分別為82.5％和66.6％。主要巖性為凝灰?guī)r和凝灰質(zhì)泥巖。</p><p>　　3.2.4 儲層物性特征</p><p>　　海拉爾的孔滲資料相對較少，井深跨度較大（1699.7～2369.41m），且主要分布在蘇德爾特地區(qū)，少量分布在霍多莫爾地區(qū)，呼和諾仁地區(qū)。&

47、lt;/p><p>　　從總體上看，海拉爾的孔隙度的最大值為12.5％，最小值0.1％，平均4.4％；滲透率的最大值為13.8×10，最小值0×10，平均0.3×10。再從分區(qū)看，霍多莫爾地區(qū)孔隙度的最大值為6.6％，最小值0.6％，平均3.3％，主要集中在0～5％，約占整體的73.68％；滲透率的最大值為0.26×10，最小值0×10，平均0.07×10，

48、集中在小于1×10范圍內(nèi)。蘇德爾特地區(qū)孔隙度的最大值為12.5％，最小值0.1％，平均4.6％，主要集中在0～5％，約占整體的60.55％；滲透率的最大值為13.8×10，最小值0×10，平均0.34×10，主要集中在小于1×10范圍內(nèi)，約占整體的94.50％。從兩個區(qū)比較來看，海拉爾群蘇德爾特地區(qū)孔隙度明顯比霍多莫爾地區(qū)的孔隙度好，滲透率雖然都集中在小于10×10范圍內(nèi)，但蘇

49、德爾特滲透率在1～10×10約占整體的4.59％，整體上蘇德爾特地區(qū)滲透率也比霍多莫爾地區(qū)滲透率好[4]。</p><p>　　而且孔隙度高的地方，滲透率也相應的高；反之孔隙度低的地方，滲透率也相應的低。再從孔隙度與滲透率關系可知，海拉爾群的孔隙度與滲透率呈正相關關系。但在裂縫的發(fā)育帶，其相關性（即斜率）要比裂縫不發(fā)育帶要大。</p><p>　　3.3 流體分布及油藏類型<

50、;/p><p>　　3.3.1 原油性質(zhì)</p><p>　　（1）油質(zhì)較輕。地面原油密度為0.8322-0.8489；</p><p>　?。?）粘度小。粘度在2.12-3.34；</p><p>　?。?）膠質(zhì)含量高，瀝青質(zhì)含量低。膠質(zhì)含量平均在17.3%，瀝青質(zhì)含均在0.14%；</p><p>　?。?）含蠟量高。

51、含蠟量為15.9%；</p><p>　?。?）凝固點高，為28oC。</p><p>　　3.3.2 油藏類型</p><p>　　按照貝爾凹陷海拉爾群潛山油氣藏在潛山中的分布位置和儲集層類型，可將其劃分為兩類：一類為潛山頂部基巖風化殼油氣藏。這種油氣藏主要分布在潛山頂部，儲集空間以孔洞、裂縫為主，具有統(tǒng)一的油氣水界面，主要受不整合面和斷裂的共同控制，例如貝10井

52、、貝15井、貝16井、貝28井、貝38井、貝42井、貝30井的海拉爾群潛山油氣藏。另一類為潛山內(nèi)部裂縫或破碎帶油氣藏，這種油氣藏主要分布在潛山的內(nèi)部，儲集空間以裂縫為主，裂縫彼此構(gòu)成網(wǎng)絡，不具統(tǒng)一的油氣水界面，主要受斷裂控制。如貝12井、貝14井、貝40井、德1122227井、德1152149井、德1242137井的海拉爾群潛山油氣藏。</p><p>　　3.3.3 油藏驅(qū)動類型</p><

53、p>　　所謂油藏的驅(qū)動方式，就是指油藏在開采過程中主要依靠哪一種能量來驅(qū)出油氣。海拉爾油藏為古潛山油藏，通常采用邊水驅(qū)動方式。原因有三點：</p><p>　?。?）此類油藏一般裂縫比較發(fā)育，主要滲流通道是裂縫；</p><p>　?。?）由于裂縫呈網(wǎng)狀，井間層間溝通比較好；</p><p>　　（3）相對層狀砂巖含油高度或油層厚度都要大得多，重力作用結(jié)果，水

54、先占據(jù)油藏低部位或油層底部。</p><p>　　3.4 壓力與溫度系統(tǒng)</p><p>　　3.4.1 地層壓力</p><p>　　海拉爾低滲透油藏壓力系數(shù)在0.86-1.01之間，平均壓力系數(shù)0.97。為正常壓力油藏。</p><p>　　3.4.2 地層溫度</p><p>　　地層溫度在66.7-77.2℃，

55、地溫梯度在4.0-4.2℃/100m，平均4.09℃/100m，屬正</p><p><b>　　常地溫梯度。</b></p><p>　　4 儲層滲流物性特征</p><p>　　4.1 儲層巖石的潤濕性</p><p>　　表4-1 巖石的潤濕性評價指標</p><p>　　上表為巖石潤濕性評

56、價指標。按照自吸法測量海拉爾油田貝爾凹陷區(qū)域的巖石潤濕性指數(shù)可得：相對潤濕指數(shù)為0.06到0.12，屬于弱親水性。</p><p>　　4.2 儲層巖石的敏感性</p><p>　　速敏、水敏、酸敏、堿敏和鹽敏，通稱“五敏”。研究儲層巖石敏感性的目的在于了解儲層在注水開發(fā)中可能發(fā)生傷害的類型及程度，以防止和減小儲層巖石的敏感性特征對儲層滲流能力的影響。</p><p&g

57、t;　　應用室內(nèi)實驗的方法，對貝12井儲層巖心進行了速敏、酸敏、堿敏、鹽敏及應力敏感的敏感性評價，并在儲層地質(zhì)特征和巖石學特征研究成果的基礎上，對貝12井儲層的潛在損害因素進行了分析。</p><p>　　按照《中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準—儲層敏感性流動實驗評價方法》SY/T5358—2002相關方法進行敏感性實驗評價。儲層巖心平均滲透率0.03～0.42×10，儲層總有效孔隙度平均在3.08～9

58、.27%。孔隙度與滲透率大致成正比例關系。</p><p><b>　　（1）速敏分析</b></p><p>　　速敏性是指儲層的流體在流動時流速沖刷作用引起滲透率下降的現(xiàn)象。速敏性分析的目的是了解儲層在不同的流體流動速度的條件下，滲透率變化的過程，從而找出滲透率明顯下降的臨界流速，用于確定合適的注入速度。</p><p>　　采用模擬地層水

59、進行水流速敏實驗，改變水流速度，測定滲透率變化值，利用公式進行計算，其滲透率損害率公式計算為:</p><p><b>　　（4-1）</b></p><p>　　式中：k1—速敏性引起的滲透率損害率，%；</p><p>　　w1—臨界流速前巖樣滲透率的最小值；</p><p>　　min—臨界流速后巖樣滲透率的值。&

60、lt;/p><p>　　表4-2 速敏損害程度評價指標</p><p>　　速敏損害程度評價指標見上表[5]。巖心進行了速敏性評價，即測定在注入流速不斷增加的條件下，巖心滲透率的變化。按SY/T5358—2002相關方法按如下流量依次測定：0.1、0.25、0.5、0.75、1、1.5、2、3、4、5、6。流體泵最小流量可以精確到0.001ml/min，最高壓力可達30MPa，具有恒壓恒速的功

61、能。</p><p><b>　　（2）水敏分析</b></p><p>　　水敏性是指與地層不配伍的外來流體進入地層后，引起粘土礦物膨脹、分散、運移而導致造成滲透率下降的現(xiàn)象。其目的是了解粘土礦物膨脹、分散、運移的過程及最終使地層滲透率下降的程度。</p><p><b>　　水敏指數(shù)計算式為：</b></p>

62、;<p><b>　?。?-2）</b></p><p>　　式中：w—水敏指數(shù)；</p><p>　　w—用地層水測定的巖樣滲透率；</p><p>　　—用蒸餾水測定的巖樣滲透率。</p><p>　　表4-3 水敏性評價指標</p><p>　　水敏性評價指標見上表[6]。對儲

63、層巖心做水敏性評價實驗，即在實驗條件下，測定巖心在地層水、次地層水、蒸餾水驅(qū)替時的滲透率變化情況。根據(jù)水敏性分析可得：水敏指數(shù)0.89，屬于強水敏。</p><p><b>　?。?）酸敏分析</b></p><p>　　酸敏性是指進入地層與地層中的酸敏性礦物發(fā)生反應產(chǎn)生沉淀或釋放出可運移微粒，使地層滲透率下降的現(xiàn)象。儲層的酸敏性與儲層中所含礦物有關。</p&g

64、t;<p>　　酸敏指數(shù)計算公式為：</p><p><b>　?。?-3）</b></p><p><b>　　式中：—酸敏指數(shù)；</b></p><p>　　—酸處理前用與地層水相同礦化度的KCL鹽水測定的滲透率；</p><p>　　—酸處理后用與地層水相同礦化度的KCL鹽水測定

65、的滲透率。</p><p>　　表4-4 酸敏性評價指標</p><p>　　對巖心進行了酸敏性評價，所用酸液類型為12%的鹽酸，測定在反注酸前后的巖心滲透率變化。根據(jù)巖石酸敏性分析可得：酸敏指數(shù)70.20，極強酸敏。</p><p><b>　　（4）堿敏分析</b></p><p>　　堿敏性是指堿性流體進入儲層，與

66、儲層礦物發(fā)生化學反應，造成反應物沉淀以及膠結(jié)物被溶解產(chǎn)生的碎屑微粒堵塞孔喉，導致儲層滲透能力下降的現(xiàn)象。地層水PH值一般呈中性或弱堿性，而大多數(shù)鉆井液的PH值在8—12之間。當高PH值流體進入油氣層后，將造成油氣層中粘土礦物和硅質(zhì)膠結(jié)的結(jié)構(gòu)破壞，溶解后形成大量微粒，造成孔喉堵塞。此外，大量的氫氧根與某些二價陽離子結(jié)合會生成不溶物，造成油氣層的堵塞傷害。</p><p>　　堿敏指數(shù)計算公式為:</p>

67、<p><b>　?。?-4）</b></p><p><b>　　式中：—堿敏指數(shù)；</b></p><p>　　—初始KCL鹽水測定的滲透率；</p><p>　　—系列堿液測定的滲透率。</p><p>　　表4-5 堿敏評價指標</p><p>　　對巖

68、心進行了堿敏性實驗[7]，先配制與地層水同礦化度的KCL溶液，測定在不斷增加KCL溶液PH值的條件下，巖心的滲透率的變化。實驗時調(diào)整PH值從6—13變化。根據(jù)巖石堿敏性分析可知：臨界PH值：7.2，堿敏指數(shù)：43.9，中等偏強堿敏。</p><p><b>　?。?）鹽敏分析</b></p><p>　　鹽敏性是指地層在濃度遞減的系列鹽溶液中，由于粘土的水化膨脹而導致

69、滲透率下降的現(xiàn)象。目的是為了了解地層巖心在原始地層水或現(xiàn)場用鹽水礦化度不斷下降的條件下，其滲透率變化過程，從而找出滲透率明顯下降的臨界礦化度。</p><p>　　對巖心進行了鹽敏性評價，即在不斷減少地層水礦化度的情況下，巖心滲透率的變化。實驗鹽水的礦化度依次為45663mg/L、36582mg/L、20000mg/L、10000mg/L、5000mg/L、0mg/L（蒸餾水）。滲透率隨著礦化度的增加而減小則說明

70、其存在鹽敏性。</p><p><b>　?。?）應力敏感分析</b></p><p>　　根據(jù)SY/T5358-2002中的方法，對儲層巖心進行了應力敏感性實驗。在整個實驗過程中，首先逐漸增加圍壓至儲層最大上覆壓力測得升壓應力敏感曲線，然后再逐漸降低圍壓至初始值得到降壓應力敏感曲線。</p><p>　　4.3 毛細管力曲線</p>

71、;<p>　　根據(jù)毛管壓力曲線可以直接或間接地確定儲層的滲流參數(shù)，研究巖石孔隙結(jié)構(gòu)、評價巖石物性及儲集性能的優(yōu)劣等。</p><p>　　4.3.1 J函數(shù)數(shù)學模型</p><p>　　油藏開發(fā)中需要毛管壓力曲線來估計油藏中流體初始的垂向飽和度分布。實驗室能夠測定某油氣藏特定巖心的毛管壓力曲線，但是一塊巖心的毛管壓力曲線要受到滲透率、孔隙度等因素影響。具有不同物性特征的巖心，

72、得到毛管壓力曲線是不相同的，它在整個油藏范圍內(nèi)只能代表一點的性質(zhì)。在整個油藏儲層巖石孔隙結(jié)構(gòu)特征研究和油藏數(shù)值模擬中，希望得到的是全油藏范圍內(nèi)不同物性參數(shù)下的毛管壓力。為了消除滲透率和飽和度的影響，可以先對多塊實驗巖心的毛管壓力曲線進行無因次化，然后在此基礎上對無因次結(jié)果進行平均，得出油氣藏的平均J函數(shù)曲線。通過J函數(shù)曲線，就可以根據(jù)油藏實際的物性參數(shù)得到不同的毛管力。</p><p><b>　　J函

73、數(shù)表達式為：</b></p><p><b>　?。?-5）</b></p><p>　　式中：—巖心的標準化飽和度；</p><p><b>　　—油水毛管壓力，；</b></p><p><b>　　—截面張力；</b></p><p>

74、<b>　　—空氣滲透率；</b></p><p><b>　　—孔隙度，小數(shù)；</b></p><p><b>　　—潤濕接觸角。</b></p><p><b>　　其中：</b></p><p>　　式中：為巖心含水飽和度；為巖心的束縛水飽和度。&l

75、t;/p><p>　　4.3.2 毛管壓力曲線平均化原理</p><p>　　毛管力曲線的形態(tài)主要受孔隙喉道的分選性及喉道的大小控制。分選性是指巖石孔隙喉道的幾何尺寸大小的分散（或集中）程度。巖石孔隙喉道的幾何尺寸越集中，則分選性越好，對應的毛管力曲線形態(tài)的中間段平緩段越長；喉道半徑越大，對應的毛管力曲線的中間段平緩段位置越低。由此可評價巖石的儲集性，所以利用最小二乘法進行擬合后進行算術(shù)平均得

76、出平均毛管壓力曲線。</p><p>　　4.4 油水相對滲透率曲線</p><p>　　影響相對滲透率曲線的因素很多，如油氣藏巖樣潤濕性、孔隙結(jié)構(gòu)、孔隙度、溫度、上覆壓力、驅(qū)替速度、相間界面和流體流度比等。</p><p>　?。?）油水相對滲透率曲線特征</p><p>　　實驗用水為模擬地層水，油為模擬地層油，實驗溫度為常溫，在實驗條件

77、下，模擬水的密度為1.105，粘度為1.178，模擬油的密度為0.835，粘度為0.916，實驗方法參考行業(yè)標準SY/T5354-1999中的非穩(wěn)態(tài)法，實驗巖心的基本資料見表4-6[8]。</p><p>　　表4-6 儲層水驅(qū)油實驗巖心基本性質(zhì)</p><p>　　（2）平均相對滲透率曲線</p><p>　　從統(tǒng)計的相對滲透率曲線數(shù)據(jù)中可以看到（表4-6和圖4.

78、1），油水相對滲透率具有以下特點：</p><p>　　①束縛水飽和度高，在39.34-45.79%之間，平均41.65%，說明原始含油飽和度低；殘余油飽和度高，在24.45%-36.7%之間，平均31.1%；</p><p>　?、谟拖酀B透率隨含水飽和度增加而迅速下降，水相滲透率隨含水飽和度增加而緩慢上升，油水兩相滲流范圍窄，為26.9-30.0%，平均28.2%；</p>

79、<p>　?、巯鄬B透率曲線油水兩相等滲點的含水飽和度大于50%，呈現(xiàn)了較強的親水潤濕性；</p><p>　?、軣o水期驅(qū)油效率21.2-39.6%，平均32.8%，含水98%時水驅(qū)油效率34.2-43.4%，平均為40.07%；</p><p>　　⑤注入水突破時驅(qū)替前緣含水飽和度為52.91%，地層平均含水飽和度為60.8%[9]。</p><p>

80、　　圖4.1 平均相對滲透率曲線</p><p>　?。?）無因次采油指數(shù)，采液指數(shù)</p><p>　　無因次采油指數(shù)，采液指數(shù)，含水率計算公式為：</p><p><b>　?。?-6）</b></p><p><b>　?。?-7）</b></p><p><b&

81、gt;　?。?-8）</b></p><p>　　式中：，—不同含水飽和度（或含水）下的油相、水相相對滲透率；</p><p>　　—束縛水條件下的最大油相相對滲透率；</p><p><b>　　，—油水粘度。</b></p><p>　　表4-7 無因次采油、采液指數(shù)數(shù)據(jù)表</p><

82、p>　　圖4.2 無因次采油，無因次采液與含水率關系</p><p>　　由圖4.2和表4-7可以看出，隨著水驅(qū)程度的不斷加深，無因次采油指數(shù)、無因次采液指數(shù)的變化規(guī)律：</p><p>　?、贌o因次采油指數(shù)隨含水率的上升下降較快；</p><p>　?、跓o因次采液指數(shù)在含水率為36%以前，迅速下降；之后下降幅度變緩。含水率達到58%時，達到最低為0.44；進

83、入高含水階段后采液指數(shù)變化不大。含水97%時無因次采液指數(shù)0.43，然后略有上升，幅度不大[10]。</p><p>　?。?）含水率與采出程度關系曲線</p><p><b>　　驅(qū)油效率：</b></p><p><b>　?。?-9）</b></p><p>　　當含水率為98%時，驅(qū)油效率為

84、52%；當含水率為100%時，驅(qū)油效率為65%。</p><p>　　對于五點面積注水系統(tǒng)而言，見水時的面積波及系數(shù)可分別確定為：</p><p><b>　?。?-10）</b></p><p><b>　　其中：</b></p><p>　　厚度波及系數(shù)取0.7；波及體積系數(shù)為0.525；<

85、;/p><p><b>　　采出程度為：</b></p><p><b>　　（4-11）</b></p><p><b>　　采收率：</b></p><p><b>　?。?-12）</b></p><p>　　圖4.3 含水率與采

86、出程度的關系</p><p>　　由圖可知：當含水率為98%時，采出程度為17.67%；當含水率為100%時，采出程度為26.12%。</p><p>　　5 油藏開發(fā)方案設計</p><p><b>　　5.1 開發(fā)原則</b></p><p>　　低滲透油藏的開發(fā)首先要以提高原油滲透率為目的，在少投入以獲得最大的經(jīng)濟

87、效益的基礎上做到快速開采，充分利用天然能量。考慮實際情況應該采用邊水驅(qū)動的方式進行開發(fā)，并且盡量做到保持地層壓力開采。</p><p><b>　　5.2 開發(fā)層系</b></p><p>　　開發(fā)層系是指可用同一井網(wǎng)開發(fā)的、性質(zhì)相同的一組油氣層組合。劃分開發(fā)層系是為了合理開發(fā)油氣田，防止層間干擾，提高采油氣速度和采收率，便于生產(chǎn)管理。</p><

88、p>　　5.2.1 劃分開發(fā)層系的意義</p><p>　?。?）合理劃分開發(fā)層系有利于充分發(fā)揮各類油層的作用；</p><p>　　高低滲透率層在一起開采，高滲透率層含水上升快，形成水竄，造成地層中過早的出現(xiàn)水流的大孔道，降低注水利用率，使開發(fā)效果變差，還能形成層間倒灌，層間矛盾的出現(xiàn)，使各個層系的吸水能力和產(chǎn)液能力等都發(fā)生了變化，劃分開發(fā)層系就是為了將各個層系的能量充分的發(fā)揮，實

89、現(xiàn)均衡開采，減少層間干擾。</p><p>　　（2）采油工藝技術(shù)的發(fā)展水平要求劃分開發(fā)層系；</p><p>　　（3）高速高效開發(fā)油田的要求；</p><p>　?。?）開發(fā)部署和生產(chǎn)規(guī)劃的要求；層系劃分減小了層間矛盾，而井網(wǎng)合理部署可以減少平面矛盾和井網(wǎng)干擾；</p><p>　?。?）提高注水波及范圍，最終達到提高原油采收率的要求[1

90、1]。</p><p>　　5.2.2 劃分開發(fā)層系的原則</p><p>　?。?）把特性相近的油層組合在同一開發(fā)層系內(nèi)，以保證各油層對注水方式和井網(wǎng)有共同的適應性，減小開采過程中的層間矛盾；</p><p>　　（2）一個獨立的開發(fā)層系應具有一定的儲量，以保證油田滿足一定的采油速度，并具有較長的穩(wěn)產(chǎn)期和達到較好的經(jīng)濟指標；</p><p>

91、;　　（3）各開發(fā)層系間必需具有良好的隔層，以便在注水開發(fā)條件下，層系間能嚴格地分開，確定層系間不發(fā)生串通和干擾；</p><p>　　（4）同一開發(fā)層系內(nèi)，油層的構(gòu)造形態(tài)、油水邊界、壓力系統(tǒng)和原油物性應比較接近；</p><p>　?。?）在分層開采工藝所解決的范圍內(nèi)，開發(fā)層系不宜劃分過細，以減小建設工作量，提高效益；</p><p>　?。?）某些多油層油田不適

92、宜進行開發(fā)層系劃分：</p><p>　　a．儲層巖性和特性差別較大，因為滲透率的差異程度是影響多油層油田開發(fā)效果的根本原因；</p><p>　　b．油氣的物理化學性質(zhì)不同，如原油粘度的差別，將造成注水開發(fā)時油水流度比差別大、使得油井過早見水，無水采油期短；</p><p>　　c．油層的壓力系統(tǒng)和驅(qū)動方式不同；</p><p>　　d．油

93、層的層數(shù)太多，含油層段過大[12]。</p><p>　　5.2.3 確定開發(fā)層系</p><p>　　根據(jù)油層縱向非均質(zhì)性的評價決定采用一套開發(fā)層系，確定方法如下：</p><p>　?。?）儲層滲透率突進系數(shù)</p><p><b>　　平均滲透率：</b></p><p><b>

94、　?。?-1）</b></p><p><b>　　非均質(zhì)系數(shù)：</b></p><p><b>　　（5-2）</b></p><p>　　根據(jù)計算可得=14.53mD，=3.86 所以非均質(zhì)性強。</p><p>　?。?）儲層滲透率變異系數(shù)</p><p>

95、<b>　?。?-3）</b></p><p>　　計算可得=0.79所以非均質(zhì)性強。</p><p>　?。?）儲層滲透率極差</p><p><b>　?。?-4）</b></p><p>　　計算可得=986.7極差較大，非均質(zhì)性強。</p><p>　　綜上所述，可以

96、得到該儲層應采用一套開發(fā)層系以減少投資成本。</p><p><b>　　5.3 開發(fā)方式</b></p><p>　　由于油藏的多樣性，決定了油田開發(fā)方式的多樣性。人們通過長期的實踐和科學的探索，目前對油田實行有效開發(fā)的方式、方法是很多的。歸納起來大體有下列四個方面的開發(fā)方式：一是保持和改善油層驅(qū)油條件的開發(fā)方式；二是優(yōu)化井網(wǎng)有效應用采油技術(shù)的開發(fā)方式；三是特殊油藏

97、的特殊開發(fā)方式；四是提高采收率的強化開發(fā)方式。具體又可分為[13]：</p><p>　　（1）利用天然油層能量的開發(fā)方式；</p><p>　?。?）保持和改善油層能量的開發(fā)方式；</p><p>　?。?）自噴井采油開發(fā)方式；</p><p>　　（4）機械采油開發(fā)方式；</p><p>　?。?）熱力采油開發(fā)方式

98、；</p><p>　　（6）強化開發(fā)方式。</p><p>　　油藏自身能量的大小一般用油藏的彈性采收率來衡量：</p><p><b>　　（5-5）</b></p><p>　　根據(jù)試采數(shù)據(jù)可知，彈性采收率大于10%，所以可以采用利用天然油層天然能量的開發(fā)方式。但是實際情況下，隨著開采的進行油藏的天然能量降低，所以

99、后期要采用保持和改善油層能量的開發(fā)方式。</p><p><b>　　5.4 井網(wǎng)井距</b></p><p>　　5.4.1 井網(wǎng)形式的分析</p><p>　　開發(fā)井網(wǎng)的基本形式有三種：排狀井網(wǎng)、環(huán)狀井網(wǎng)、面積井網(wǎng)。</p><p>　　對于N點井網(wǎng)系統(tǒng)，注采井數(shù)比為；對于反N點井網(wǎng)系統(tǒng)，注采井數(shù)比為。采油井井網(wǎng)密度

100、是指油田單位面積上的所布的采油井數(shù)。不同井網(wǎng)形式下與井網(wǎng)密度的關系見表5-1[14]。</p><p>　　表5-1 不同井網(wǎng)形式下的井距與井網(wǎng)密度的關系式</p><p>　　5.4.2 采油速度法</p><p>　?。?）采油速度與井距的關系</p><p><b>　?。?-6）</b></p>&

101、lt;p>　　式中：—井網(wǎng)密度，井/km2；</p><p>　　—平均單井日產(chǎn)油量，m3/d；</p><p><b>　　—采油速度，%；</b></p><p><b>　　—采油時率，小數(shù)；</b></p><p>　　—含油面積，km2；</p><p>　　

102、—地質(zhì)儲量，104m3。</p><p><b>　　計算結(jié)果：</b></p><p>　　①在單井平均產(chǎn)量一定的情況下，油田產(chǎn)能規(guī)模越大，采油速度越高，則開發(fā)井網(wǎng)密度越大，井數(shù)越多，井距越?。?lt;/p><p>　?、趦游镄暂^差，能量不足，按采油速度2%考慮，則應布井數(shù)為3口，合理井距為720m。</p><p>　

103、　表5-2 采油速度法計算出的井網(wǎng)井距</p><p><b>　　5.4.3 經(jīng)驗法</b></p><p>　　從我國許多油田的生產(chǎn)實踐也都說明，井距縮小采收率有明顯提高。</p><p>　　表5-3 中國油田不同流動系數(shù)的井網(wǎng)密度與采收率關系表達式</p><p>　　井段的流度屬于第四類，計算出井網(wǎng)密度為：&l

104、t;/p><p>　　表5-4 經(jīng)驗公式計算結(jié)果</p><p>　　圖5.1 中石油經(jīng)驗采收率與井網(wǎng)密度關系圖</p><p>　　5.4.4 結(jié)果對比</p><p>　　通過兩種不同方法的結(jié)果進行對比可以得到油藏應該采用正方形井網(wǎng)和反九點法的面積注水方式，這種開發(fā)方式在油藏開發(fā)初期比較靈活，比較具有優(yōu)勢。</p><p&

105、gt;　　5.5 采收率的預測</p><p><b>　　5.5.1 類比法</b></p><p>　　在勘探階段資料很少的情況下，根據(jù)油藏的地質(zhì)條件和原油性質(zhì)，以及油藏驅(qū)動類型，根據(jù)己開發(fā)油田的經(jīng)驗值，用類比法初步估計采收率值。</p><p>　　表5-5 不同驅(qū)動類型的采收率</p><p>　　油、氣藏驅(qū)動類

106、型對采收率的影響很大，而同屬一個驅(qū)動類型的油、氣藏，由于各種情況的千差萬別，其采收率也不是固定的，而存在著一個較大的范圍。表5-5給出油藏在一次采油和二次采油時，不同驅(qū)動類型采收率的變化范圍（未包括特低或特高值）。該范圍是由大量已開發(fā)油田所達到最終采收率的實際統(tǒng)計結(jié)果而得出的。油藏三次采油如注聚合物等各種驅(qū)油劑的最終采收率范圍，則是依據(jù)實驗室大量驅(qū)替試驗結(jié)果得出的。</p><p>　　海拉爾油藏屬于低滲透油藏，

107、屬于彈性邊水驅(qū)動。所以前期開采可以依靠天然水驅(qū)法，可以初步判斷該油藏的采收率在25-50%。</p><p>　　5.5.2 經(jīng)驗公式法</p><p><b>　?。?）經(jīng)驗公式一</b></p><p>　　1978年，我國學者童憲章根據(jù)實踐經(jīng)驗和統(tǒng)計理論，推導出有關水驅(qū)曲線的關系式，并將關系式和油藏流體性質(zhì)、油層物性聯(lián)系起來，推導出確定水

108、驅(qū)油藏原油采收率的經(jīng)驗公式[15]:</p><p><b>　　（5-7）</b></p><p>　　式中：—油的相對滲透率，小數(shù)；</p><p>　　—水的相對滲透率，小數(shù)；</p><p><b>　　—地層原油粘度，；</b></p><p><b>　

109、　—地層水粘度，。</b></p><p>　　這個公式的優(yōu)點是簡單，式中只需要知道油水粘度比和油水相滲透率的比值就可以了。</p><p><b>　　（2）經(jīng)驗公式二</b></p><p>　　1995年，我國油、氣專業(yè)儲量委員會辦公室劉雨芬等根據(jù)我國六大油區(qū)水驅(qū)砂巖油田150個開發(fā)單元的油層滲透率、有效孔隙度、地下原油密度、

110、井網(wǎng)密度等參數(shù)，利用多元回歸分析，建立了這些參數(shù)與采收率的相關經(jīng)驗公式：</p><p><b>　?。?-8）</b></p><p>　　式中的相關系數(shù)為0.8694.</p><p>　　式中：—采收率，小數(shù)；</p><p>　　—算術(shù)平均的絕對滲透率，；</p><p><b>

111、;　　—地層原油粘度，；</b></p><p>　　—地層束縛水飽和度，小數(shù)；</p><p>　　—有效孔隙度，小數(shù)；</p><p><b>　　—有效厚度，m。</b></p><p><b>　?。?）經(jīng)驗公式三</b></p><p>　　美國石油學會

112、采收率委員會，統(tǒng)計研究了分布在美國、加拿大和中東的98個溶解氣驅(qū)油田（其中77個是砂巖油田，21個是灰?guī)r油田）的資料，得到了計算采收率的經(jīng)驗公式：</p><p>　　式中：—原油采收率，小數(shù)；</p><p>　　—有效孔隙度，小數(shù)；</p><p>　　—束縛水飽和度，小數(shù)；</p><p><b>　　—空氣滲透率，；<

113、/b></p><p>　　—飽和壓力下的原油體積系數(shù)，小數(shù)；</p><p>　　—飽和壓力下的原油粘度，；</p><p><b>　　—飽和壓力，；</b></p><p>　　—油田開發(fā)結(jié)束時的地層壓力或廢棄油藏壓力，。</p><p><b>　?。?）經(jīng)驗公式四<

114、/b></p><p>　　全蘇石油科學研究院由烏拉爾-伏爾加地區(qū)95個油藏得到相關經(jīng)驗公式如下：</p><p><b>　?。?-10）</b></p><p>　　式中：—原油采收率，小數(shù)；</p><p><b>　　—滲透率，；</b></p><p><

115、;b>　　—地層原油粘度，；</b></p><p><b>　　—有效厚度，m。</b></p><p>　　（5）四種經(jīng)驗公式結(jié)果對比</p><p>　　表5-6 各種經(jīng)驗公式結(jié)果</p><p>　　5.5.3 分流量曲線法</p><p>　　根據(jù)油水相對滲透率曲線，可

116、以利用下面的公式計算采收率：</p><p><b>　　（5-11）</b></p><p>　　式中：—在預定的極限含水率水淹區(qū)的平均含水飽和度，%；</p><p>　　—束縛水飽和度，%；</p><p>　　、—分別為原始壓力和在任意一條件下原油體積系數(shù)，小數(shù)。</p><p>　　計算

117、可得采收率為23.56%。</p><p>　　5.6 采收率的確定</p><p>　　根據(jù)類比法，經(jīng)驗公式法和分流量曲線計算法所得的結(jié)果如下表：</p><p>　　表5-7 計算結(jié)果對比</p><p>　　所以說三種方法所得的結(jié)果求平均值可以得到采收率大概為25.98%。</p><p><b>　　

118、6 結(jié) 論</b></p><p>　?。?）研究了海拉爾油田的油田概況，得到海拉爾油藏屬于低滲透油藏，且油氣資源儲量豐富，具有很好的開采價值。</p><p>　?。?）研究了油藏的構(gòu)造特征，得到油藏的原油性質(zhì)：</p><p>　　①油質(zhì)較輕。地面原油密度為0.8322g/cm3-0.8489g/cm3；</p><p>　　

119、②粘度小。粘度在2.12-3.34；</p><p>　?、勰z質(zhì)含量高，瀝青質(zhì)含量低。膠質(zhì)含量平均在17.3%；</p><p>　?、芎灹扛?，含蠟量為15.9%；</p><p>　?、菽厅c高，為28oC。</p><p>　?。?）驅(qū)動類型為邊水驅(qū)動，屬于正常溫度和壓力的油藏系統(tǒng)。</p><p>　?。?）對