巴音都兰宝力格油田产能建设资源接替研究.docx
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巴音都兰宝力格油田产能建设资源接替研究
巴音都兰宝力格油田
产能建设资源接替研究
二连公司地质研究所
二○○三年十二月
目录
前言1
第一章巴音都兰凹陷勘探开发现状2
第二章巴19断块开发效果分析5
第一节19断块地质特征简述5
第二节巴19断块开发现状11
第三节巴19断块接替资源评价14
第三章巴38断块方案部署17
第一节地质特征17
第二节巴38断块方案部署20
第三节巴38断块接替资源评价31
第四章巴48断块初步开发方案34
第五章巴10断块初步开发方案41
第六章后备区块评价及部署45
第七章2004年产能建设部署及实施建议52
结论与认识54
前言
2001年随着巴19断块的发现,对宝力格油田的产能建设也相继拉开序幕,经过三年的产能建设实施,目前宝力格油田已经完成17×104t的生产能力,根据宝力格油田建成年产油能力25×104t的开发规划,2004年将全面完成设计指标。
为此,二连公司设立了此项专题研究,,旨在通过本课题的开展,摸清宝力格油田资源规模和油田稳产基础,以确保25×104t产能总体目标的实现以及产量的相对稳定。
课题研究内容:
1)紧跟勘探,对近两年巴音都兰凹陷勘探形势较好的井区,进行初步评价;
2)完成巴48、巴10断块开发可行性研究;
3)结合新钻井、试油、试采等资料对产能建设区块和形势较好区块进行跟踪评价和构造储层以及油藏工程的分析研究,及时提出新的地质认识、开发实施及部署意见;
4)在上述工作研究的基础上,对巴音都兰油田整体产能建设方案进行资源接替研究和优化调整部署。
根据合同要求,我们开展了巴19断块开发效果评价研究,计算了1~4#小层的未动用储量,指明了断块稳产和资源接替方向;通过巴38断块产能建设实施综合评价,和方案部署研究,开展了未动用字眼评价工作。
此外,本课题还完成了巴48、巴10断块开发可行性论证,以及巴36、巴51断块的初步评价,完成了合同要求的全部内容,为2004年二连新区产能建设的顺利完成奠定了基础。
第一章巴音都兰凹陷勘探开发现状
一、巴音都兰凹陷勘探开发历程
2001年4月20日开钻的巴19井,在阿尔善组见良好油气显示,阿尔善组两层试油分获日产29.2t和21.7t高产油流,之后钻探的巴21、巴18井又分别获得日产20.6t和50.8t高产油流,从而整体探明巴19区块千万吨级油藏,当年上报探明含油面积8.3km2,石油地质储量1241×104t。
巴Ⅱ号岩性油藏的突破,指导了对巴Ⅰ号构造带的认识,通过对巴10井复查以及沉积相、地震相等综合研究,提出并钻探巴24井,在阿尔善组见到良好油气显示,阿尔善组试油压裂后获日产25.9t高产油流,低部位钻探的巴28井也见良好油气显示,电测解释有油层,从而控制巴10区块油藏,2001年上交控制储量1021×104t。
2002--2003年:
扩大勘探取得新进展,探明巴10区块油藏,滚动评价探明巴38断块油藏,控制巴36、48、51等区块油藏
2002年,通过老井复查,对巴10井进行试油,压裂后获日产26.4t高产油流,巴28井试油,压裂后亦获工业油流。
对巴10、24井进行试采,效果较好。
在此基础上,勘探开发相结合,钻探了巴10-1、10-2两口开发评价井,均钻遇油层且试油获工业油流,探明巴10区块油藏,当年上报探明石油地质储量568×104t。
对巴Ⅱ号构造周边评价勘探,钻探巴38、42井,分别获日产19.2t和46.3t高产油流,尔后钻探的巴38-1、-2、-3三口开发井又分别获得日产21.2t、13.6t、16.7t工业油流,控制了巴38断块油藏(2002年上报控制储量1039×104t,含油面积6.7km2),2003年滚动评价与开发建产能相结合,在巴38断块又钻各类开发井26口,探明了巴38断块油藏,上报探明石油地质储量443×104t。
同时,在巴Ⅰ号构造周边不断探索,钻探巴36、48、51井均获得成功,并对巴48、51、48-1井进行了试采,试采效果较好,控制了巴36、48、51油藏。
2003年当年上报控制石油地质储量1785×104t
2001年~2003年开发在巴19断块三年累计建成产能15.21×104t。
在巴38断块共计钻探各类井33口,其中2003年钻探产能建设井9口,建成生产能力2.1×104t,提前钻探开发井14口,油藏评价井4口。
深入巴48断块油藏评价工作,钻探开发评价井3口。
二、储量资源评估
巴音都兰凹陷未动用石油储量汇总表表1
区块
层位
储量级别类别
含油面积km2
有效厚度
孔隙度
含油
地面原
体积
地质
饱和度
油密度
系数
储量
(m)
%
%
g/cm3
104t
巴19
k1ba4Ⅱ
探明
8.2
16.3
18
60
0.883
1.079
1181
k1ba4Ⅲ
0.9
7.4
18
60
0.883
1.056
60
小计
8.3
16.9
18
60
0.883
1.078
1241
巴38
k1ba4Ⅱ1
勘探上报探明
2.1
5.7
19
62
0.887
1.049
119
k1ba4Ⅱ
2.4
8.1
16
60
0.882
1.049
157
k1ba4Ⅲ
1.8
9.3
18
65
0.886
1.04
167
小计
3.6
13.4
18
62
0.886
1.042
443
巴10
K1ba4Ⅱ
探明
5.4
12.5
18
55
0.888
1.045
568
探明合计
2252
巴36
K1ba4Ⅱ
控制
2.7
6
15
56
0.892
1.045
116
巴48
K1ba4Ⅲ1
控制
4.9
8.6
19
62
0.887
1.045
421
K1ba4Ⅲ2
控制
5.3
13.1
13
57
0.888
1.038
440
小计
5.6
861
巴51
K1ba4Ⅱ
控制
11
7.2
21
55
0.907
1.045
808
控制合计
1785
巴52
K1ba4Ⅱ
预测
1.4
5.2
17
56
0.892
1.035
60
合计
4097
宝力格油田通过三年来的滚动勘探开发综合研究,初步落实各类储量资源4097万吨(见表1),探明储量2252×104t,其中巴19断块勘探上报探明含油面积8.3km2,有效厚度面积权衡为16.9m,单储系数8.85,石油地质储量1241×104t,开发落实储量955×104t;巴38断块开发上报探明含油面积6.7km2,有效厚度面积权衡为18.6m,单储系数8.34,石油地质储量443×104t;巴10断块勘探上报探明含油面积5.4km2,有效厚度面积权衡为12.5m,单储系数8.41,石油地质储量568×104t,合计上报探明储量2252×104t。
上报控制储量1785×104t。
其中巴36断块勘探上报控制含油面积2.7km2,有效厚度面积权衡为6.0m,石油地质储量116×104t;巴48断块勘探上报控制含油面积5.6km2,有效厚度面积权衡为19.9m,石油地质储量861×104t;巴51断块勘探上报控制含油面积11.0km2,有效厚度面积权衡为7.2m,石油地质储量808×104t。
巴52断块勘探上报含油面积1.4km2,有效厚度面积权衡为5.2m,预测石油地质储量60×104t。
第二章巴19断块开发效果分析
第一节19断块地质特征简述
一、构造特征
巴19断块的主要含油层段为阿尔善组阿四段,完钻井共钻遇三套油层,相应划分为三个油组。
其中在K1bt1底部有巴19-28井等个别井钻遇到Ⅰ油组油层,油层在断块内零星分布。
在K1ba4地层中发育Ⅱ、Ⅲ油组油层,巴19断块目前已完钻井均钻遇了Ⅱ油组油层,巴21、巴19-30等井钻遇了Ⅲ油组油层,Ⅱ油组在圈闭范围内分布较为稳定,是本油藏的主力油层。
巴19断块整体上是一个断背斜形态,在巴19井区东部发育一条北东向的大断层,断距80~140m,在巴19断块的中部发育两条掉向相反的近于平行的北东向断层,断距在20~60m之间,形成长条形的地堑,将巴19井区与巴18井区分割开来,在巴18井区的西侧发育一条延伸较长的北东走向断层,其断距在50~120m(见附图2-1、2-2)。
将巴18井区与该断层西侧的巴18-32井分隔开。
巴19井区东部边界断层的下降盘为巴20井区,在巴20井区的东部发育一条断层,在巴20井区内部的巴20-3与巴20井之间发育一条断距不到20m的小断层;在巴19、巴20井区的南部(巴6、巴13井附近)发育一条较大的边界断层。
在巴18井区巴18-5井附近发育有一条小断层,其延伸长度只有300m左右,而且断距很小。
在巴18井区的北部发育一条北东向的断层,断距在20m左右,该断层在巴18-62井附近开始分叉,到巴18-54井结束;在巴18井区的西侧发育一条延伸较长的北东走向的断层,其断距在30~50m。
从巴19断块Ⅱ油组3号小层顶面构造图(附图2-1)来看,巴19断块油层顶面构造为被断层复杂化的完整的长轴背斜,背斜轴部位于巴18-32井—巴18-38井—19-29井—巴20-10井一线,构造长宽比为2。
由于断层的切割,油藏主体部分可进一步划分为巴18、巴18-2、巴19和巴20四个井区。
巴18井区在中间核心部位构造很平坦,基本上是一个平台,在南、北两翼地层变陡(但比巴19井区要平缓一些),地层分别向西南、北东向倾没,南北两侧构造地层倾角约8°;巴19井区构造高点在巴19-33井西南方向约200m,高点埋深海拔-470m左右,在构造高部位的北、南两侧地层分别向北西、南东方向倾没,地层倾角为5~8度;巴20井区构造高点在巴20-2井附近,高点埋深海拔-610m左右,在高点的南、北两侧地层的倾向分别近于正南、正北,地层倾角在5度左右;巴19井东断层发育一条分岔断层,形成了巴19-15井狭小断阶;巴18—2井区两条相向断层形成狭窄的胡同,向北逐渐散开,目前只有巴18-2、-75、-85三口井主力油层分布在该“夹缝”中,形成一注两采的开发井网。
二、储层特征
1、沉积特征
从II油组砂地比等值线图和IIl、II2砂组砂岩等厚图分析(附图2-3、2-4),研究区储层砂体主物源水运大致可分为三支,巴19、巴20井区主要受东部两物源水道供给,砂岩厚度向巴19井区南部迅速减小,巴20井区储层砂体多属两主水道间沉积,因此II油组储层较巴18、巴19井区不发育。
巴18井区储层砂体属北部水道供给,砂层厚度平面分布稳定,向南减薄,在巴l8-10—巴22井区发育远砂坝沉积。
巴18-2井区属三支水道交汇处,储层厚度相对稳定。
2、岩石学特征
据巴9、巴19、巴21、巴18等井薄片资料分析,巴19井区阿四段Ⅱ、Ⅲ油组储集层岩性为岩屑长石细砂岩、粉砂岩、含砾砂岩、砂砾岩,陆源碎屑中,石英含量25~50%,平均38%,长石含量26~40%,平均28%,岩屑含量25~56%,平均36%;岩屑中以凝灰岩为主,其次为沉积岩和变质岩。
胶结物含量6~13%,平均9%,以白云石及粘土杂基为主。
颗粒风化度中,分选中~好,磨圆度次圆~次棱。
胶结类型以孔隙式为主,部分为接触式(见附表2-1)。
3、微观孔隙结构
根据四口井33块样品压汞资料分析,Ⅰ油组储层岩性较细,以泥质粉砂岩为主,渗透率小于10×10-3μm2,排驱压力大0.24~0.57MPa,平均0.50MPa;喉道分选系数低1.06~1.40,平均1.30;平均喉道半径小0.47~4.88,平均3.2。
Ⅱ油组储层岩性较粗,以细砂岩和含砾砂岩为主,渗透率多大于50×10-3μm2,排驱压力较小0.05~0.27MPa,平均0.13MPa;喉道分选系数较高1.99~2.88,平均2.39;平均喉道半径较大1.49~10.61,平均5.02。
Ⅲ油组储层岩性粗,以砂砾岩为主,渗透率10~237×10-3μm2不等,排驱压力小0.04~0.13MPa,平均0.08MPa;喉道分选系数高2.22~2.71,平均2.44;平均喉道半径大2.37~7.95,平均5.28(见附表2-2)。
4、储层物性
巴19断块阿四段Ⅱ、Ⅲ油组的岩石物性基本相似,以下分述之。
(见附表2-3)。
(1)、Ⅱ油组
据巴9、19、21、18等井岩石物性资料分析,孔隙度12.2~22.4%,平均18.5%,渗透率3.16~1301×10-3μm2,平均145.2×10-3μm2,属中孔中渗透储层。
(2)、Ⅲ油组
据巴21井岩石物性资料分析,孔隙度14.4~23.4%,平均17.3%,渗透率3.22~507×10-3μm2,平均123.4×10-3μm2,属中孔中渗透储层。
储层物性与碎屑物粒级呈正相关,粒级越高,物性越好;总体特征是:
砂砾岩、细砂岩储层一般为中孔~中渗型储层,粉砂级别储层一般为中、低孔~低、微渗型储层。
储集物性也受胶结物含量的影响。
由于本区胶结物中主要以白云质为主,其含量越多储集物性越差(见附表2-3)。
5、储层非均质性
1)层内非均质性较强
由于季节性洪水冲击的影响,储层在沉积过程中水体波动频繁,导致沉积物粒度韵律明显,砂、泥及粉砂质泥岩交互沉积叠置,据岩心样品分析结果:
砂砾岩平均喉道半径为5.89μm,平均渗透率173.8×10-3μm2,细砂岩平均喉道半径为3.48μm,平均渗透率66.6×10-3μm2,泥质或灰质粉砂岩平均喉道半径为2.64μm,平均渗透率15.4×10-3μm2,可见各类岩性的渗透率值差别较大,使储层内部纵向上具有较强的非均质性。
宏观上各类泥质夹层在储层中的分布密度一般可达几~几十层,单韵律层厚度变化较大,从几十毫米~几十厘米均有分布,大多数分布厚度在几厘米~十几厘米范围内。
2)与层内相比,层间非均质性更强
计算了该断块内28口井的变异系数,其最大值为1.94,其最小值为0.61,平均值为1.38(见附表2-4)。
据岩心资料统计层间渗透率变异系数平均为1.35(见附表2-5,按照一般砂岩油田的划分标准,变异系数大于0.7的为严重非均质,可见该块的层间非均质性是很严重的。
例如Ⅱ油组33号小层平均渗透率8.3×10-3μm2,53号小层平均渗透率264.8×10-3μm2,而73号小层平均渗透率达到1841.1×10-3μm2。
最大渗透率极差达到了1495.4。
同样,Ⅱ油组平均渗透率为467.1×10-3μm2,而Ⅲ油组平均渗透率为83.6×10-3μm2。
3)平面非均质性变化较大
由于分支水道的摆动迁移及平面相带的变化,同一小层内不同井区,储层物性也有较大差别,计算了21个小层的平面变异系数,其最大值为3.3,最小值为0.44,平均值为1.19,有16个小层大于0.7(见附表2-6),可见其平面非均质性是比较大的,如3号小层在巴20井区平均渗透率为13×10-3μm2,在巴18-21井区为28.2×10-3μm2,在巴21井区只有2.4×10-3μm2,5号小层在巴18-21井区平均渗透率为130×10-3μm2,在巴19井区则为293×10-3μm2。
三、油层分布及评价
1、纵向油层分布
巴19断块含油面积内目前已完钻井均钻遇了Ⅱ油组油层,巴21、巴19-26、巴19-30、巴18-56井还钻遇了Ⅲ油组油层。
Ⅱ油组在圈闭范围内分布较为稳定,是本油藏的主力油层。
根据已完钻井油层厚度统计,II油组平均单井油层厚度13.9m/6.3层,Ⅲ油组平均单井油层厚度11.9m/2.25层(见附表7)。
巴19断块Ⅱ油组油层顶面埋深约1380m,纵向上分布在120m的井段内,Ⅱ油组上部(1~3号小层)的油层岩性为灰质粉砂及细砂岩,物性相对较差,油层单层厚度较薄,一般小于3m,Ⅱ油组下部(4~9号小层)油层岩性为细砂岩及砂砾岩,物性相对较好,油层单层厚度一般大于2m。
2、平面油层分布
根据钻井试油、试采和油水层情况分析,从各油组油层等厚图看(附图2-5~-7),油层分布受构造和岩性因素的双重控制,在构造高部位油层普遍较发育;但相同构造位置上,储层岩相的变化造成油层厚度的急剧变化,形成了较多的高值与突变点。
平面上Ⅰ砂组油层分布受沉积岩相影响明显(见附图2-5),油层厚度普遍较薄,其中巴18井区西部油层相对较发育,厚度大于8m井区有两个,分布于巴18-33、-34和巴19-28井区。
Ⅱ砂组油层厚度大于20m的有三个区域:
巴19井区的巴19、-9井一带,巴19-23、-21、巴21井一带;以及巴18井区的巴18、-1、-3井一带,向构造低部位油层厚度逐渐变薄(见附图2-6)。
巴19断块的油层解释情况(见附表2-7)。
在巴19井区Ⅱ油组共解释Ⅰ类油层461.6m/195层,平均单井Ⅰ类油层厚度为19.2m/8.1层,油层单层厚度0.6~9.0m,Ⅱ油组Ⅰ类油层厚度最大的是巴19井,Ⅰ类油层厚度26.8m/13层;Ⅱ油组Ⅰ类油层厚度最小的是巴19-19井,Ⅰ类油层厚度只有5.4m/3层。
巴18井区Ⅱ油组共解释Ⅰ类油层528.6m/229层,平均单井Ⅰ类油层厚度为13.9m/6.0层,油层单层厚度0.6~7.0m,Ⅰ类油层厚度最大的是巴18井,Ⅰ类油层厚度29.8m/15层;Ⅰ类油层厚度最小的是巴22井,该井由于位于砂体边缘,储层变差,只解释Ⅰ类油层1.4m/1层。
从巴18井向巴18-21、巴22井方向上储层变差的趋势较为明显。
巴18井区与巴19井区Ⅱ油组油层具有相似的特征。
从完钻井的油层分布特征分析,Ⅱ油组具有如下特点:
①、优质油层均位于油组中部(4~6号小层),具有岩性粗、物性好、单层厚、产能高、油层横向可比性强、平面分布较为稳定的特点。
②、油层厚度受扇三角洲前缘砂体沉积厚度和构造的双重控制,油层单层厚度受所处沉积微相控制,前缘分支水道处油层单层厚度大,储集物性好。
巴21、巴19-26、-29、-30、巴18-56五口井还钻遇了Ⅲ油组油层,平均钻遇Ⅰ类油层厚度为12.0m。
巴19-21、-22、-23、-24、-28井也钻遇到了Ⅲ油组储层,但由于构造位置低,只解释为油水同层或水层;巴19-33井该套储层由于岩相变化全部解释为致密层。
Ⅲ油组储层其岩性为砂砾岩,油层单层厚度大,但平面分布范围小。
四、油藏特征
1、地层原油性质
该断块目前有5口井(巴19、19-1、-21、巴21、巴18)取油样做了高压物性试验分析(见附表2-8)。
根据统计结果其地层原油性质如下:
Ⅱ油组:
原始油藏压力12.94~14.59MPa,原始地层温度55~60℃,体积系数1.0663~1.0952,气油比18~30m3/t,气体平均溶解系数4.1026~4.7222m3/m3/MPa,收缩系数0.0659~0.0869,地层原油密度0.8185~0.8438g/cm3,地层原油粘度8.48~18.7mPa·s,压缩系数5.99~8.87×10-41/MPa,原始饱和压力3.6~7.49MPa。
属于未饱和油藏。
Ⅲ油组:
据巴21井资料,原始油藏压力14.18MPa,原始地层温度57℃,体积系数1.056,气油比14m3/t,气体平均溶解系数4.3333m3/m3/MPa,收缩系数0.053,地层原油密度0.8445g/cm3,地层原油粘度23.36mPa·s,压缩系数5.50×10-41/MPa,原始饱和压力3.0MPa。
属于未饱和油藏。
2、地面原油性质(见附表2-9)
Ⅱ油组:
地面原油相对密度0.8760~0.8978,粘度28.89~96.85mPa·s,凝固点28~33℃,含硫量0.21~0.42%,含蜡量12.10~19.36%,胶质沥青质13.26~27.6%,原油性质中等。
Ⅲ油组:
地面原油相对密度0.8829~0.8836,粘度82.72~86.73mPa·s,凝固点34℃,含硫量0.23~0.28%,含蜡量15.60~15.85%。
3、地层水性质(见附表2-10)
地层水总矿化度6025.8~7648.1mg/l,其氯根含量为109.9~519.3mg/l,水型为NaHCO3,说明油藏封闭性较好。
巴19断块的油层温度梯度为3.997℃/100m,属正常温度系统。
该断块油层中深取1480m,地层压力13.83MPa,压力系数0.94,属正常压力系统。
五、油藏类型及油水界面
分析巴19断块各井区油气水关系(附图2-8、2-9),巴19井区南部受岩性控制,北部油水界面为海拔—610m,巴20井区南部为油干界面,北部根据巴20-3、20-4、20-2井试油情况分析油水界面为海拔—690m(附图2-8);巴18井区北部油水界面在海拔—610m,南部巴22井和巴18、11井试油出水,两口井出水层段分别为海拔-607.3—-610.5m和-594.5—-594.5m,目前井区油层解释最低底界为-595.7m,出纯油最低底界巴18-15井-564.3—-568.0m井段,试采初期日产油9.5t,综合判定巴18井区南部油层主要受岩性控制,但存在一定的水体,油水界面海拔为-590m(附图2-9)。
第二节巴19断块开发现状
一、开发简况
截止10月底,巴19断块已投产油井58口(抽油机井34口,螺杆泵24口),投注水井22口。
断块日产水平338t/d,累积产油18.5596×104t,累积产水3847m3;断块日注水平307m3/d,累积注水12.8899×104m3。
见附图2-10,附表2-11。
二、油藏开发早期主要特点
通过对巴19断块(划分为巴19井区、巴18井区和巴20三个井区)开发初期生产状况的综合分析,认为主要有以下四个特点:
1、早期投产、投注的注采井组全部见到注水效果,动液面均有所回升
巴19井区典型的如巴19井组:
巴19井于2001年11月4日投注,在该井附近的巴19-1、19-9、19-13、19-14井陆续有见效反应,其中,巴19-1井见效明显。
在巴19井转注后,巴19-1井有见效反应,动液面由378m(2001年11月)上升到153m(2002年1月)(附图2-11),日产油量略有上升;2002年12月后,控制了巴19井日注水量,由40m3/d降至30m3/d,到2002年3月又降至15m3/d,与其相对应,巴19-1井的动液面也有所下降;2002年5月,巴19井日注水量上升至30m3/d,巴19-1井动液面又开始上升,由367m(2002年5月)升至131m(2002年9月);2003年6月,巴19井日注水量降至20m3/d,动液面有一定程度的下降,维持在400m左右。
在相同工作制度下,注水见效后日产油由4.5t/d升至9.5t/d。
再比如巴19-9井,其动液面变化规律与巴19-1井基本一致,与巴19井的注采反映动态明显(附图2-12)。
巴18井区典型的如巴18-44井组:
2002年6月后,巴18井区随着投产井数的增多,巴18、18-1、18-3、18-44等投产较早的井在产量保持稳定的情况下,动液面均有不同程度的下降,反映出油藏天然能量不充足的特点。
根据方案部署巴18-1井于2002年9月2日转注,对应采油井陆续出现注水见效现象,动液面有所回升。
典型的如巴18-44井,由于处于双向受效位置,从2002年12月至今,动液面一直保持在井口(附图2-13);又如巴18-3井在工作制度保持不
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