作者：刘慧卿
出版社：石油工业出版社
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高等油藏工程试读：
前言
高等油藏工程是指针对各种类型的复杂油气藏，为建立或完善高效开发系统，结合适宜和先进的开发井型而进行的油藏工程设计理论和方法研究，并提供油藏开发设计方案和调整方案的总称。高等油藏工程是油藏工程基础的具体应用，高等油藏工程的主线依然是建立最优化开发(注采)系统，但是目标油藏更具复杂性、特殊性和个性化特征，其油藏动态分析除动态监测资料解释、物质平衡方程和经验方法外，油藏数值模拟和物理模拟也成为高等油藏工程动态分析和效果预测的重要方法。“高等油藏工程”是中国石油大学(北京)为油气田开发工程专业的硕士研究生设置的专业的必修课程，多年来并没有统一的教材。笔者作为主讲教师除校内授课任务外也曾经组织并亲自参加油田工程硕士研究生班的“高等油藏工程”现场教学工作，多次开展相关内容的技术讲座。根据以往的教学内容和科研经历，将“高等油藏工程”课程的内容体系进行系统整理，并逐渐固化为三个方面:
第一，开发过程中油气藏动态的时变特征。主要开发特征表现为油层压力较高，油井总体高含水或特高含水，剩余油高度分散，但同时对油藏的认识程度也相对较高，其高效开发设计的特点是精细调整和实施提高采收率技术。
第二，世界范围内还存在众多类型的油藏，除常规油藏外，还有断块油藏、裂缝(洞)型油藏、低渗透油藏、稠油油藏、凝析油气藏等，这些油气藏具有某种特殊性，包括多重油藏水动力系统、复杂多孔介质、复杂油藏流体等，其高效开发设计的特点是针对这些复杂特征发展和完善针对不同类型油藏的开发设计理论。
第三，现代科学技术的进步使各种水平井或复杂结构井技术在石油开采中得到广泛应用，复杂油气井型使得储层中油气渗流的方式发生变化，因此水平井技术也成为高等油藏工程理论研究和应用的重要内容。
为保证教材内容的系统性和完整性，地质基础部分增加了油藏开发地质特征和剩余油分布特征，设计和应用部分增加了典型复杂油藏开发与调整设计实例。
本教材由刘慧卿编写，在编写过程中，参考了众多相关内容的教材和专著。中国石油大学(北京)石油工程学院姜汉桥教授、宁正福教授提出了许多宝贵意见。油藏工程教学团队顾岱鸿、庞占喜、田冷、王敬、李俊健等老师给予了热情帮助，在此一并表示感谢。特别需要指出的是，本书第六章“油藏经营管理”主要参考陈月明教授编著的《油藏经营管理》，在此表示衷心感谢。
由于笔者水平有限，书中如有错误和不当之处，敬请读者批评指正。
笔者
2016年1月
第一章 油田开发地质基础与开发特征
第一节 油气藏地质特征与开发分类
一、油气藏与圈闭类型
1.基本概念
1)油气藏
在单一圈闭中具有同一压力系统的油气聚集,如果在一个圈闭中只有石油聚集称为油藏；只聚集了天然气称为气藏；同时聚集了石油和天然气称为油气藏。
2)油气田
在地质上受局部构造、地层或岩性因素控制的位于一定范围内的油气藏的总和称为油气田。
3)油气藏参数
以背斜油气藏为例,如图1-1-1所示,油气藏参数表明油气藏的规模和流体的平面分布状况。
(1)油气界面和油水界面。纯气带底面称为自由气面；纯油带顶面称为油气界面；纯油带底面称为油水界面；纯水带顶面称为自由水面。当油气、油水密度差较大或油层渗透率较大时,可以不考虑油气和油水纵向过渡带,自由气面和油气界面近似相同,油水界面和自由水面近似相同。
(2)含油气高度。油水界面与油气藏最高点海拔高差称为含油气高度。当油气藏存在气顶时,含油高度为油水接触面与油气界面的海拔高差；而油气界面与油气藏最高点海拔高差称为气顶高度。
(3)含油边界。油水界面与油层顶面的交线称为外含油边界,又称为含油边缘,有时也称为含油外边缘；在此边界以外,只有水,没有油。
(4)含水边界。油水界面与油层底面的交线称为内含油边界,又称为含水边缘；在此边界以内,只有油气,没有水。
(5)油水过渡带。含油边缘与含水边缘之间的储层地带称为平面油水过渡带。
(6)底水和边水。如果油气藏高度小于储层厚度时,则不存在内含油边界。油气藏的下部全部为水,称为底水。如果储层厚度不大,或构造倾角较陡,油气藏高度大于储层厚度时,水在内含油气边界以外,围绕在油气藏的周边,称为边水。油气藏底水和边水如图1-1-2所示。图1-1-1 背斜油气藏中油气水分布示意图图1-1-2 油气藏底水和边水示意图
2.油气藏圈闭类型
国内外发现的油气藏类型很多,由于圈闭是形成油气藏的必要条件之一,因此油气藏类型通常以圈闭成因类型划分,分类反映油气藏成因、特点和分布规律。
1)构造油气藏
构造油气藏是指在构造圈闭中的油气聚集；圈闭是由于构造运动使岩层发生变形或变位而形成的。构造油气藏包括背斜油气藏和断层油气藏。
据统计,世界上大型的油气藏中大部分属于背斜油气藏。我国已开发的玉门老君庙油田的L层油藏和大庆油田长垣中的七个油藏都属于背斜油气藏。
断层油气藏一般是指在储层的上倾方向被断层切断,并被另一侧不渗透层遮挡而形成的圈闭中形成的。我国的西北地区和东部地区都广泛分布有断层油气藏。
2)地层油气藏
地层油气藏是指在地层圈闭中的油气聚集。地层圈闭是由于地层超覆、沉积间断和剥蚀作用所形成的。地层油气藏包括地层超覆油气藏和地层不整合油气藏,我国青海柴达木盆地马海气田属于地层超覆气田,渐新统—中新统砂岩地层超覆在元古界之上；我国华北盆地任丘古潜山油田属于地层不整合油气藏,在震旦与寒武的不整合面上沉积了古近系的沙河街组和东营组地层。
3)岩性油气藏
岩性油气藏是由于沉积环境变迁导致储层岩性发生侧向变化而形成的。这种类型油气藏平面上通常成群成片、杂乱无规则分布,包括岩性尖灭油气藏和透镜体岩性油气藏,如老君庙油田L5和L6层即为岩性尖灭油气藏,透镜体油气藏呈透镜体状和各种不规则形状,四周被不渗透岩层包围。
地质学家对油藏的分类主要基于油藏形态和成因,着眼点是油藏的圈闭、聚集条件及分布规律,这些特征主要是为石油勘探发现新的油藏服务的,在油气藏勘探阶段具有重要的指导作用。
二、油气藏开发分类
作为以合理开发油气田为目的的油藏分类,应以油藏开发特征为主要依据,因为油气田开发工程以高采油速度、高油气采收率、高效益为目的,开发技术的综合性要求应以油田开发过程的主控因素和主要开发措施因素对油气藏进行分类,与此相似类型的油气藏的开发实践经验才更具有参考价值,因此,采用这种分类方法对油气藏合理开发具有指导意义。
控制和影响油藏开发的地质因素很多,包括构造形态、储层性质、流体性质、流体分布、埋藏条件等。
1.单因素分类方法
考虑油藏单因素特征的分类方法包括断块大小、储层埋深、岩石渗透率、原油黏度和原油相对密度等,见表1-1-1至表1-1-5。表1-1-1 按断块大小分类表1-1-2 按储层埋深分类表1-1-3 按岩石渗透率分类表1-1-4 按原油黏度分类注：∗表示原油未脱气地层条件表1-1-5 按原油相对密度分类
当强调油藏的某一主要因素,特别是需要强调油藏的某个主要特征时,仍然沿用上述分类方法。由于研究者的目的不同,对油气藏分类考虑因素的侧重点也不同,显然以圈闭成因划分为构造油气藏、地层油气藏、岩性油气藏三种类型,更有利于油气资源的勘探。由于圈闭类型相同,其中储藏的流体可能不同,对应的开发方式也不同,因此以圈闭划分的油气藏类型难以对油藏开发进行具体、有效的指导。
2.中国石油勘探开发研究院分类方法
1)以决定开发方式最重要的开发地质特征进行分类
若原油性质已达到必须进行热力采油的原油黏度范围,则首先命名为稠油油藏；若油藏构造条件已属于含油范围分散的断块,则首先命名为断块油藏；若油藏储层属于低渗透岩石类型,则首先命名为低渗透油藏。而对于常规油气藏,则仍以储层岩石类型命名。
2)充分考虑陆相石油地质规律和开发策略进行分类
我国已发现和投入开发的油藏绝大多数储存于陆相含油气盆地,以碎屑岩储层为主,因此对碎屑岩储层油藏进行细分；开发策略以注水为基本方式,因此需要重点考虑影响注水开发的油藏地质特征作为分类依据。按照上述原则,中国陆相油藏共划分为十大类：
(1)多层砂岩油藏。我国的大型油田多属此类,如大庆喇萨杏油田、胜利的胜坨油田、中原的濮城油田等。这类油田均具有中高渗透率储层,其成藏圈闭条件以各种成因的背斜构造或被断层复杂化的背斜构造为主,构造形态比较完整,且相对简单,构造面积大,构造闭合高度达数百米。
(2)气顶砂岩油藏。气顶油藏是指圈闭上方存有气态烃的油藏。气顶油藏在我国东部老油区都已有发现并投入开发,具代表性的有大庆油区喇嘛甸层状砂岩气顶油藏、中原油区濮城油田西沙二气顶油藏和辽河油区双台子油田气顶油藏。－32
(3)低渗透砂岩油藏。渗透率为(0.1～50)×10 μm 的储层统称为低渗透油层。根据实际生产特征,按照油层平均渗透率可以进一步把低渗透油田分为三类：一类为一般低渗透油田,油层平均渗透率为－32(10.1～50)×10 μm ,这类油层接近正常油田,油井能够达到工业油流标准,但产量太低,需采取压裂措施,才能取得较好的开发效果和经济－3效益；另一类为特低渗透油田,油层平均渗透率为(1.1～10)×10 2μm ,这类油层正常测试达不到工业油流标准,必须采取较大型的压裂和其他相应措施才能有效地投入工业开发,如长庆安塞油田、大庆榆树林油田、吉林新民油田等；第三类为超低渗透油田,其油层平均渗－32透率为(0.1～1.0)×10 μm 这类油层非常致密,基本没有自然产能,一般不具备工业开发价值。但如果其他条件有利,如油层较厚、埋藏较浅、原油性质比较好等,同时采取高效开发技术措施,也可以进行工业开发,如延长油田探明的川口油田等。随着石油勘探和开发程度的提高,低渗透油田储量所占的比例越来越大,在已探明的未动用石油地质储量中,低渗透储量所占比例高达60％以上。低渗透砂岩储层广泛发育于我国各含油气盆地之中,其资源量约占全国石油资源量的30％。
(4)复杂断块砂岩油藏。断块油藏是在一定构造背景上受长期继承性断裂活动控制的断层圈闭,不同规模的断裂活动形成的断层是划分断块油田、断块区的依据。油层上倾方向被断层遮挡形成圈闭的油藏称为断块油藏；以断块油藏为主的油田称为断块油田；地质储量一2半以上储存于面积小于1km 断块的油田,称为复杂断块油田。复杂断块油田在渤海湾地区包括胜利、大港、冀东、中原、河南、江汉、江苏等油区均大量存在。复杂断块油田的地质构造、流体性质、油水系统等都很复杂,勘探开发程序实施滚动勘探开发的原则,取得了很大成效。这类油藏投入开发的地质储量和年产油量占全国的1/3。
(5)砂砾岩油藏。砂砾岩油藏是指以砾岩、砾状砂岩等粗碎屑储层为主的油藏,它们仍属孔隙型油藏,但又不同于一般的砂岩油藏,具有更为复杂的复模态孔隙结构等重要特征。在准噶尔盆地、泌阳凹陷、渤海湾盆地、二连盆地等地区均有发现,常见的有冲积扇和扇三角洲沉积,其中最为典型的是克拉玛依冲积扇相砾岩油藏及双河油田扇三角洲相砂砾岩油藏,这类以砂砾岩为主的粗碎屑沉积成为湖盆中的重要储层,其开发地质特征与河流—三角洲体系砂岩储层有很大的差别。
(6)裂缝性潜山基岩油藏。裂缝性潜山基岩油藏是根据储层特性划分的油藏类型。我国的裂缝性潜山油藏多属于断块古潜山油藏,虽然储层为古生代海相沉积的基岩,但生油层为中、新生代陆相沉积的泥岩,属于“新生古储”油藏。从20世纪70年代开始,相继在华北、胜利、辽河发现和投入开发30多个裂缝潜山基岩油藏。这类油藏的储量约占总储量的8％。
(7)稠油油藏。包括常规稠油油藏和热采稠油油藏。凡是地下原油黏度大于50mPa·s的油藏都属于稠油油藏。原油黏度普遍较高且变化范围很大,地面原油黏度可达上百、几千甚至几万毫帕秒,其相应的33原油密度大于0.92g/cm ,甚至大于1g/cm ,主要由于原油中的沥青质、胶质含量较高,轻质成分含量较低。稠油又可进一步细分为三类,即普通稠油、特稠油和超稠油。地下原油黏度在50～150mPa·s的稠油油藏可以按照稀油常规方法开采,即可以进行注水开发。我国稠油储量中有68％属于这一类。当地下原油黏度大于150mPa·s,地层井筒由于黏度高、流动状况差,需要加热,注蒸汽或火烧油层才能开采,这类稠油占我国稠油储量的32％。
(8)高凝油油藏。高凝油油藏是根据原油凝点进行分类的油藏。原油凝点高于40℃、相应的含蜡量大于30％的原油称为高凝油。我国高凝油油藏主要分布在河南南襄盆地、泌阳洼陷和辽河大民屯凹4陷,高凝油储量为34584×10 t,约占全部储量的2％。虽然占储量比例较小,但其原油特殊,因此单独划分为一类。高凝油油藏的主要地质特征为原油凝点高、含蜡量高；储层为多层层状砂岩、物性中等；储层温度均高于凝点温度。高凝油储层温度均高于原油凝点温度20℃以上,高于原油析蜡温度7℃以上,因此,在原始情况下,油藏不会析蜡。根据流体性质特点,当储层温度与析蜡温度相差20℃以下时,在注水开发条件下,注水井附近地带会形成降温区,增加井底附近的渗流阻力,影响开发效果,这类油藏易受冷损害；当储层温度与析蜡温度相差大于20℃,则不受冷损害。例如,河南的魏岗油田储层温度与析蜡温度相差不到20℃。但在流动状态下,析蜡温度往往比静止状态下低,仍能按正常注水开发。
(9)凝析油气藏。本书不作介绍。
3.唐曾熊分类方法
唐曾熊认为,由于影响油藏开发的因素太多,且影响油田开发的因素有主次之分,并非每个因素对油田开发都起主导作用,一些间接和次要的因素不必进入分类系统,只考虑直接影响开发部署的因素,便于油藏工程师由主到从、由浅入深地认识油藏。
油藏是由几何形态及其边界条件、储集及渗流特征和流体性质这三个独立的因素组合而成的,缺乏任何一个因素就构不成油藏,而其他一些因素则从属于上述三个因素。油藏的某些因素处于从属地位,只是说明不必对每个油田都要详细研究这些因素,或这些因素对开发部署及动态特征不会产生明显的影响。
由于石油工业正是利用石油所具有的流动性或者说是依靠渗流开采石油的,因此,油藏开发分类原则首先应考虑储集流体的性质,其次是渗流介质的性质,再次是几何形态及其边界条件。
1)不同储集流体的油藏类型
油气藏所储流体的性质包括密度、黏度、凝点及烃类、非烃类组分等,也有多种分类方法,最常用的是按密度分类,通常分为石油和天然气两大类。油气藏按所产流体分为天然气藏、凝析气藏、挥发性油藏、高凝油油藏、稠油油藏、常规油藏。
(1)天然气藏。天然气藏定义为流体在地下储层中原始孔隙压力下呈气态储存,当气层压力降低时,气藏中的天然气不经历相变。虽然许多天然气藏采出的流体在地面常温常压或低温下有液相析出(一般也称凝析油),但只要是在气藏温度条件下,压力降到气藏枯竭压力仍不会出现两相的,都属于天然气藏,在相图上气层温度大于临界凝析温度。
(2)凝析气藏。凝析气藏定义为流体在地下储层中原始孔隙压力下呈气态储存,但随着储层流体不断采出,气藏压力不断下降,当压力下降到某一点(露点)时,液体将从储层气体中凝析出,储层中将存在两相流体饱和度。如果气藏压力进一步下降,一部分凝析液会再次汽化,直到压力枯竭,气藏中仍保持两相流体存在,在相图上气层温度介于临界点及临界凝析温度之间。
(3)挥发性油藏。挥发性油藏定义为地下原始油藏压力下呈液态储存,但随着储层流体不断采出,油藏在压力下降到某一点(泡点)时,气体从液相中析出,由于原始状态下液相流体中溶解气量很大,随着气体的析出,液相体积大幅度收缩。整个过程与常规原油的界限难以划分,一般以体积系数与体积收缩的特性来确定。挥发性油的体积系数应在1.75以上,其收缩特性是压降初期快而后期收缩慢,收缩率与无因次压力关系曲线呈凹形。而常规原油则在压降初期收缩慢而后期收缩快,收缩率与无因次压力关系曲线呈凸形。挥发油对压力特别敏感,压力稍有下降,原油体积就会收缩很多,相同残余油饱和度情况下,原油采收率会明显下降。
(4)高凝油油藏。高凝油是指地下原油含蜡量很高,凝点也很高,在开采过程中,原油在井筒中温度下降,液态的原油会由于温度低于凝点成为固态而不能流动,也有高凝油在地层条件下即成为固态,即凝点高于油层温度,这类油田目前工业性开采的实例还很少。高凝油可分为两大类,一类是凝点与油层温度很接近(＜5～10℃)；另一类是凝点及析蜡温度比油层温度低得较多,只是在井筒流动过程中才会出现因温度下降而凝固成固体的问题。一般来说,高凝油的含蜡量都在30％以上,凝点在40℃以上,即在一般情况下,井深1000m以下即严重结蜡, 500～1000m之间可能凝固。
(5)稠油油藏。一般来说,原油重度与原油黏度有较好的相关性,但重度是指地面脱气原油的性质,黏度一般是指油层条件下的性质,而且因组分、金属离子含量、溶解气量、油层温度等不同,有时重度和黏度并不完全一致。美国等国家将API重度低于20的原油称为重油,而委内瑞拉则将API重度低于22的原油称之为重油,黏度很高的重质原油称为沥青。当油层条件下原油黏度超过50mPa·s后,不仅依靠天然能量开采的采收率很低,而且在注水条件下,由于油水黏度比过大,黏性指进(非活塞性)将十分严重,不仅驱油效率和采收率低,而且耗水量大,经济效益必然也差。由于稠油的高压物性样品很难取,也可以用油层温度下的脱气原油黏度代替。
(6)常规油藏。普通原油是指在油藏以液态存在的烃类中不包括挥发性大、凝点很高和黏度很高的三种原油后的各种原油的总和,这种原油即为普通黑油。原油的性质变化范围很大
在实际情况下,往往是两类流体甚至三类流体组成的油气藏,如有气顶或凝析气顶的油藏、有油环或油垫的气藏或凝析气藏、有凝析气顶的挥发性油藏、有气顶的稠油油藏、有稠油环或油垫的气藏等,这种情况称为复合流体油气藏。
2)不同渗流介质油藏类型
油藏储集和渗流特征包括储层的孔隙度、渗透率、润湿性、毛细管压力曲线、相渗透率曲线等。按照储集和渗流特征,油藏可分为孔隙性油藏和裂缝(洞)型油藏两大类。
(1)孔隙性油藏。孔隙性砂岩、白云岩或礁灰岩储层一般均具有孔隙型渗流特征,其储集空间及渗流通道主要为颗粒间形成的各类原生和次生孔隙。一部分储层虽然储集空间及渗流通道存在微裂缝,但其微裂缝以网状分布于整个储层,或微裂缝的开度与基质孔隙喉道半径处于同一个数量级,或微裂缝喉道半径很小,其储集和渗流特性仍属于孔隙型渗流,称为似孔隙型。
(2)裂缝(洞)型油藏。目前裂缝(洞)型油藏的岩性主要包括变质岩和碳酸盐岩,变质岩中主要发育裂缝,碳酸盐岩中除发育裂缝外,还发育有溶洞。因为大的裂缝在岩心无法保存,岩心分析无法得到真实的裂缝孔隙度和渗透率。单一裂缝性储层基质部分也无流动孔隙。裂缝性储层都用测井资料和试采资料求取孔隙度和渗透率,裂缝孔隙度一般都小于1％,最大也不超过2％。
缝洞型储层是指储集空间及渗流通道均为大尺度裂缝及溶洞,且在大尺度裂缝及溶洞周围发育较小尺度的裂缝网,这类储层的特点是大尺度裂缝和溶洞的孔隙度和渗透率很高,而缝网的有效孔隙度都小于2％,缝网的渗透率变化范围较大。
3)不同几何形态油藏类型
油藏的大小差异很大,油藏的几何形态分类无法用统一的定量尺寸来区别,只能用边界条件和其几何尺寸在开发中的作用加以区别。边界条件可以为不渗透岩层圈闭、气顶和底水由于人工补充能量已广泛应用,与注水相比,气顶和底水的存在主要是天然能量的大小差异以及对开发部署和动态特征的影响,分类无须再强调气顶和底水特征。因此,将油藏按几何形态及其边界条件分为块状、层状、透镜状和小断块四类。
(1)块状油藏。块状油藏为厚度大、面积与厚度比相对较小的油藏。从对油田开发的影响来看,主要是其上下边界,特别是下部边界。如果油藏下部边界全部是底水,或从油藏平面图上看气顶和底水覆盖了整个油藏面积的绝大部分；油藏内部又无连续性的隔层或隔层已被发育的垂直裂缝贯通,则在开发过程中整个油藏与气顶或底水形成统一的水动力学系统。
(2)层状油藏。层状油藏与块状油藏相比,不仅厚度相对较小和面积相对较大,油藏的上下边界主要为不渗透的岩层,而不是气顶和底水,这种不渗透岩层形成的油藏同时具有上下边界内的部分应占油藏平面投影面积的50％以上。油藏可能有边水或岩性尖灭边界,只是面积不占主要地位,储量比例很小,局部油水过渡带有底水的特征。如有气顶,油气边界在开发过程中主要是顺储层的移动,而不是锥进。有的多油层油藏,全油藏具有统一的原始油水界面和油气界面,油藏的各个层和各个部位的原始压力也属于同一压力系统。如果这个油藏各储层之间有连续性好的隔层,且裂缝不发育或裂缝不穿透隔层,在开发中各油层形成独立的水动力系统,油藏应该是层状油藏。反之,如果隔层不连续且储层纵向大范围贯通,在开发过程中各层之间仍然是同一水动力系统则属块状油藏。
(3)透镜状油藏。透镜状油藏大部分是以岩性圈闭为主的油藏。储层分布不连续、单个储集体分布面积小。有的油藏是由许多个零星分布的透镜体组成,油藏的叠加投影是连片分布的。每口评价井甚至开发井都钻到油层,但油层对比有的层位不一致。对于大型岩性圈闭油藏如大型浊积砂等形成的油藏,不列入透镜状油藏,而按其边界条件(底水或边水)和隔层稳定性分别列入块状油藏或层状油藏。
(4)小断块油藏。断层圈闭是断块油藏的特征。以断层圈闭为特征的断块油藏,只要断块足够大,仍按其上下边界条件及隔层条件分别归入块状油藏或层状油藏。
断块的复杂程度一般取决于断块在断裂系统中的位置。中国东部油区属拉张型裂谷盆地,在拉张力作用下,主断层成正向正断层(断层面倾向与地层倾向基本相同),往往形成滚动背斜,在这样的构造背景下,除主断层附近外,大部分断块相对较大；在主断层成反向屋脊式断裂(断层面倾向与地层倾向相反)的情况下,断块面积一般较小而且复杂。
三、复杂油藏的地质特征
1.复杂断块油藏地质特征
断块是指被断层分割开的独立或相对独立的不同规模的地质体。由断层遮挡所形成的油藏称为断块油藏。在一定构造背景基础上,以断块油藏为主的油田称为断块油田。具有相似的地质特征和相似的含油特点的、若干个分布在一起并具有一定联系的断块总体称为断块区
1)复杂断块油藏的基本特征
胜利油区和中原油区是中国国内断块油田分布较多的油区。以胜利油区为例,断块油藏分布于59个油田,共794个开发单元,至2011年118月动用储量15.3×10 t。
(1)单个自然断块内部构造简单,面积、大小不一,形态多样。断块区总体断裂系统复杂,受断层分割,形成几个甚至几十个独立的、面积和大小不一的自然断块,断层组合形式多,导致自然断块形式多样,多为不规则多边形结构,单个自然断块内部构造简单,多为单斜构造,内部断层少。如胜利油区典型的复杂断块单元东辛油田,其中营13断块区是位于油田西部营8大断层及营1断层末端,被两条二级断层夹持的地堑构造。构造面积整体呈现收缩态势。主力含油层系沙二段含油面积242.52km ,储量448×10 t。区内二级断层2条,落差100～400m,三、四级断层17条,东西向剖面表现为中间高、向两翼倾的背斜构造,南北向剖面表现为由南向北升高的台阶构造。平面上被断层分割成21个断22块。含油面积最大的为0.286km ,最小的为0.003km ,平均为20.044km 。沙二段油层富集程度主要受构造和断层两个方面因素控制,根据统计,有95％的油藏分布在断层及构造高部位,其次为岩性油藏。自然断块内部构造简单,主要为断层反向遮挡的反向屋脊油藏,以封闭型断块和岩性断块油藏为主,油层集中分布在各断块构造高部位。
(2)地层倾角较大,构造与断层组合样式多。与整装等其他类型油藏相比,断块油藏具有普遍地层倾角较大的特点。统计临盘油区194个自然断块的地层倾角数据表明,地层倾角分布范围为2°～35°。其中,地4层倾角低于3°的单元24个,储量1139×10 t,分别占单元数与储量的412.4％和19.1％；地层倾角在5°～20°的单元99个,储量2510×10 t,分别占单元数与储量为51.0％和42.2％；地层倾角大于20°的单元27个,4储量1150×10 t,分别占单元数与储量的13.9％和19.4％。同时,地层倾向多样,与复杂的断层走向组合,形成了形式多样的构造线与断层的组合匹配样式,构造线平行于断层或与断层斜交,构造高点既可以在断层夹角,也可能在断层一侧。
(3)含油层系多,纵向储层物性差异大,油水关系复杂。平面上,受断层切割破碎,但纵向上,自然断块含油层系发育与断块区基本一致,含油层系多,层系间、小层间储层物性存在明显差异,多为独立油水系统。如胜利油区东辛油田营13断块区沙二段油层共有66个含油小层,油藏埋深2090～2530m,含油井段长达440m。油层平均厚度2～4m,主要集中在18砂组,共计49个含油小层,主要受断层和岩性控制,油砂体内部多具有边底水,17砂层组边水能量差,814砂组边水能量较强。断块中油水关系复杂,油层平面连通差。单层有效厚度最大为9.1m,最小为0.4m,平均为1～3m。又如,临9断块发育沙一、沙二段两套层系,9个砂层组,含油小层55个。沙一上、中为浅湖相沉积,沙一下、沙二13砂组为三角洲平原沉积,沙二45砂组为三角洲前缘沉积。沙一段渗透率一般为－32－32(78.2～1045.8)×10 μm ,平均为446.1×10 μm ,沙二段渗透率一－32－32般为(123.5～812.3)×10 μm ,平均为584.7×10 μm ,各小层的层间渗透率级差为13.3,突进系数为2.3,变异系数为0.75,由此反映出沙一段和沙二段地层具有较强的层间非均质性。各个含油小层没有统一的油水界面。
(4)复杂断块油藏天然能量不足。受断层遮挡作用,复杂断块油藏基本为封闭式的常压断块油藏,断块面积小,大部分天然能量不足,缺乏边、底水补给。如胜利油区的临盘油田,边、底水能量较充足的储量2仅占动用储量的7.7％。统计临盘油区110个断块面积在0.5km 以下的复杂断块油藏,原始水体倍数均在5倍以下,水体能量不足。
2)断块油藏的分级
断块油藏的分级是指按面积大小划分等级。2
含油面积大于1km 的断块油藏用通常的详探井网可以探明或基2本探明,因此可以采用正常的详探开发程序；含油面积小于1km 的油田必须采用滚动开发程序,反映断块面积的量变造成了开发对策的质变,这是复杂断块油田与简单断块油田的界限,大断块油藏含油面积的2下限应该是1km 。
根据许多复杂断块油田的开发和调整经验以及高效开发的要求,现在大多数断块油藏的开发井距在300m左右。用300m井网衡量,则一2般含油面积在0.4km 以上的油藏基本上可以形成较好的注采井网,而2含油面积小于0.4km 的断块一般不能形成较好的注采井网。从另外一个角度衡量,如果按长宽比大致为1∶2来考虑,那么含油面积为20.4km 的断块油藏大体上宽500m、长800m,油井间油层对于300m井网的连通概率为60％以上,能够形成较好注采关系,而小于该面积的油2藏连通概率急剧降低。含油面积大于0.4km 的断块,如果同一套层系含有多个油层,划分为几套开发层系,则平面上满足多套井网部署的要求。2
经验表明,采用300m左右开发井距,含油面积在0.2～0.4km 的断块油藏不会漏掉。一般一个断块油藏里最多只能有2～3口井,断块的地质情况基本上可以探明,但对油层的控制程度较低,要达到较好的开2发效果,必须局部加密。含油面积0.2km 的油藏大体相当于宽300m、长600m的油藏。300m井距只有37％左右的连通概率,含油面积小于20.2km 则很难形成较好的注采井网。2
含油面积在0.2～0.4km 的断块油藏,开发层系只能按油层分布情况自然形成,因为即使一个断块内有许多连续分布的油层,一般也只有少数几个油层能基本上重叠在一起,用一套井网来开发；这个断块内的其他油层已经不和它们重叠,油水边界各不相同,因此很难合在一起开发。所以,这一级断块油藏虽然可以形成一定的层系和完善程度较低的井网,但这种层系是自然形成的,层系划分没有多少选择的余地,至少在开发初期无法考虑,在较好的情况下可以在调整时考虑层系划分问题。这一级断块油藏的井网基本上是在探明地下情况的过程中形成的。2
含油面积大于0.1km 的断块一般不会漏掉,可以形成一注一采的关系,大多数则需要打补充井才能形成。因此,含油面积在0.1～20.2km 的断块油藏可以实现注水开发,而且油井能有一定时期的稳产。在断块油藏密集的地方,一口井往往穿层在好几个断块里,同一口井对不同油层注入的水进入不同的断块,在不同方向的油井上见效,也会出现同一口油井的不同油层受不同方向注水井的效果。含油面积20.1 km 的断块油藏,用长宽比2∶1估计,大约相当于宽200m、长500m的油藏。测算300 m井距时,连通概率只有31％,所以含油面积小于20.1km 的油藏很难实现一注一采的关系。
根据以上分析,断块油藏按含油面积界限可以划为5个级别,即大断块油藏、较大断块油藏、中断块油藏、小断块油藏、碎块油藏。2
(1)含油面积大于1.0km 为大断块油藏；22
(2)含油面积大于0.4km 小于等于1.0km 为较大断块油藏；22
(3)含油面积大于0.2km 小于等于0.4km 为中断块油藏；22
(4)含油面积大于0.1km 小于等于0.2km 为小断块油藏；2
(5)含油面积小于0.1km 为碎块油藏。2
含油面积小于1km 的断块油藏,且地质储量占油田总储量50％以上的断块油田,称为复杂断块油田。
3)复杂断块油藏分类
依据圈闭类型,将断块油田油藏划分为背斜型断块油藏、岩性断块油藏和狭义的断块油藏。依据断层组合形式、油藏几何形态和天然能量,将狭义的断块油藏分为开启型断块油藏半封闭型断块油藏和封闭型断块油藏；根据断层的几何形态,将开启型断块油藏分为弧形开启型断块油藏和扇形开启型断块油藏；根据断层复杂程度,将封闭型断块油藏分为封闭简单型断块油藏和封闭复杂型断块油藏。断块油藏的分类如图1-1-3所示。图1-1-3 断块油藏的分类
2.底水油藏地质特征
底水油藏是一个内部在水平和垂直方向连通性较好的厚层储集体,厚度大于油藏的含油高度,全油藏含油带与水体直接接触,形成底水油藏。底水油藏的主要开发地质特征如下：
(1)全油区具有统一的油水界面；
(2)具有统一的原始压力系统,且一般都为正常压力；
(3)一般属于构造油藏；
(4)具有较大的水体；
(5)油水分布在平面上无分区性,而在垂向上具有分带性,自下而上为纯含水带、油水过渡带和纯油带；
(6)储层在平面和垂向上连通好,在石油储采过程中,油、气、水因充分的分界面达到平衡,然而储层内部的非均质性,使得局部通常存在一些不连续的薄层状不渗透或低渗透的地质结构,在水驱油过程中起到阻碍作用。
3.低渗透油藏地质特征
1)低渗透油田的沉积特征
(1)近源沉积低渗透储层特征：离物源较近,未经过长距离的搬运,碎屑物质颗粒大小悬殊,分选差,不同的粒径的颗粒堆积在一起,不同的粒径的颗粒及泥岩充填在不同的孔隙中,使得储层总孔隙及连通孔隙大幅度减少,形成低渗透储层。这类储层一般以砾岩、砂砾岩为主,矿物成熟度低,颗粒分选差,如老君庙M油层。
(2)远源沉积低渗透储层特征：离物源较远,碎屑物质经过长距离的搬运,颗粒变细,悬浮部分增多,形成粒级细、孔隙半径小、泥质含量高的低渗透储层,如新民油田等。这类油藏一般以河流相和三角洲相沉积为主,砂体在剖面上以泥岩为主,砂体占的比例很低,呈薄层零星透镜状分布,平面上呈条带状、透镜状分布,砂体极不稳定,易形成构造圈闭或岩性圈闭油藏。
(3)成岩作用形成的低渗透储层特征：储层在沉积后发生压实、胶结、溶蚀等成岩作用,使得孔隙度、渗透率不断降低,形成低渗透层或致密层。成岩作用形成的低渗透油田其砂体形态不发生改变,取决于沉积作用。砂体分布特征受物源、沉积环境的控制,不同沉积相的砂体分布特征不同。
2)低渗透油田的岩性特征
低渗透油田的储层受沉积作用的影响,其岩石颗粒分选较差、粒度分布范围广。我国低渗透油层的矿物成分总体上是西部以岩屑为主,东部以长石为主,间有特殊环境沉积的石英砂岩油层。低渗透油田胶结物含量较高,胶结物以黏土矿物为主,胶结类型较中、高渗透油田复杂
3)低渗透油田的裂缝特征
低渗透油田按地质成因分为构造裂缝、沉积—构造裂缝和非构造裂缝；按力学性质分为张性裂缝和剪切裂缝；按渗流性质分为闭合缝、开启缝、局部开启缝和高压开启缝。
(1)构造裂缝：岩石受区域或局部构造事件产生的构造应力作用产生形变、破裂而形成的裂缝。其主要特点是裂缝多成组出现,有一定的主方位,延伸范围较大,多为穿层裂缝,对储层的储渗条件有重要影响。
(2)沉积—构造裂缝：主要指在构造力作用下形成的层理缝(层间缝)和因岩石结构不均形成的各种层内裂缝。层内裂缝与非构造裂缝不易区别。
(3)非构造裂缝：由于干缩、风化、崩塌(滑坡)、压实、压溶等作用形成的裂缝,又称岩性缝其特点是局部发育,方向不定,规模较小,很少穿层。
(4)张性裂缝：张应力超过岩石的抗张强度时形成的裂缝。这种裂缝往往是张开的,缝面粗糙不平,其上没有擦痕。张性裂缝对储层的储渗条件有很大影响。
(5)剪切裂缝(扭裂缝)：剪应力(扭应力)超过岩石的抗剪强度时形成的裂缝,一般呈共轭缝组出现。这种裂缝经改造可成为张扭性裂缝和压扭性裂缝,前者使储层有良好的渗透性。
(6)闭合缝：在地应力作用下闭合的裂缝或被完全充填的裂缝,它不能给流体的流动提供通道。
(7)开启缝：裂缝是开启的,未被充填,可以作为流体储存和流动的通道。
(8)局部开启缝：裂缝只在局部开启,其他部位闭合。其可以是裂缝产生时就形成的,也可以是原裂缝中的充填物在局部被溶蚀后形成的。
(9)高压开启缝：有些裂缝是闭合的,但在一定的注水压差下,裂缝由闭合变为开启,而成为流体运移的通道。
4)低渗透油田的流体特征和压力特征
我国的主要低渗透油田的原油性质较好,主要体现在：低渗透油田原油一般属于正常稀油,其原油地下黏度一般都小于10mPa·s,在同一油田范围内,低渗透储层的埋深较深,其原油性质较埋深较浅的高渗透储层的原油性质要好。
超过20mPa·s的油藏主要是一些中小油藏,有些甚至属于普通稠油Ⅱ类油藏,如河南泌304区油样在30℃条件下原油黏度为989.1mPa·s,辽河高升油田高3624块50℃脱气原油黏度为3150～4000mPa·s。
低渗透油田除正常的压力系统外,我国还存在许多异常高压油田,特别是压力系数大于1.4的超高压油田。
异常高压与地层沉积和欠压实有关,受某种因素的影响,使得孔隙中流体排不出去受到阻碍,孔隙度不能随上覆沉积物的增加而相应减少,这时排不出去的孔隙流体就要承受一部分本来应由岩石颗粒支撑的有效应力,从而使孔隙流体具有异常高压。另外,异常高压与构造作用有关,在地层沉积后,由于构造运动和断裂作用,使地层受到挤压和整体抬升,当地层压力尚未调整平衡,仍保持原来的压力时,即固结成岩,其地层压力高于静水柱压力。
4.裂缝性油藏地质特征
基岩油藏又称古潜山油藏,是指储集在变质岩、火成岩及下古生代岩层(不管变质与否)的油藏,这种油藏的储层发育有大量的天然裂缝,即通常所说的裂缝性油藏。基岩油藏已在古地台(北美和南美)、年轻地台(西西伯利亚、西欧)、中生代地层(越南大陆架)、年轻的褶皱造山带山间坳陷(委内瑞拉)均有发现。据统计,中国渤海湾盆地共发现基岩油藏61个,其中辽河断陷8个,占辽河油田探明储量的20.3％；黄骅坳陷8个,占大港油田探明储量的2.9％；济阳坳陷20个,占胜利油田探明储量的14.8％；冀中坳陷21个,占华北油田探明储量的59.7％；渤海4个,占渤海油田探明储量的2.3％。部分基岩油藏及储层主要特征见表1-1-6。表1-1-6 部分基岩油藏及储层主要特征续表
基岩油藏的主要特点是裂缝比较发育。碳酸盐岩储层往往具有明显的双重储渗结构,即原生的粒间孔隙结构和次生的裂缝、纹理结构,孔隙与裂缝之间是连通的,且各有自己的孔隙度和渗透率。对于变质岩裂缝性油藏,其中主要发育裂缝,且裂缝的开度变化范围较大,较大的裂缝中的流体处于水动力渗流状态,称为水动力裂缝,而较小的裂缝中流体的流动只能依靠毛细管压力的作用,称为毛细管压力裂缝,因此可以将其中发育的毛细管压力裂缝近似为双重介质中的基质。
一般来说,裂缝介质的孔隙度很小,一般不超过1％,但渗透率相当高,可达几个甚至几十个达西,而孔隙或基质系统的渗透率却相当低,可－32－32以小于1×10 μm 甚至0.1×10 μm ,两者的渗透率相差千倍以上。若将储层看作单一连续介质,则难以准确表征流体的流动特征。
20世纪60年代,苏联学者帕林勃拉特对裂缝性储层提出了双重介质的概念,即裂缝性岩石中同时存在有相互连通的裂缝介质和被裂缝切割的岩块介质,并将这种双重结构进行特征化。
Warren Root特征化模型将实际双重介质油藏简化为正交裂缝切割基质岩块呈六面体的地质模型,如图1-1-4所示。裂缝方向与主渗透率方向一致,并假设裂缝宽度为常数,裂缝网络可以是非均匀分布,用于研究裂缝网络的各向异性。
Kazemi特征化模型将实际双重介质油藏简化为由一组平行层理的裂缝切割基质岩块呈层状的地质模型,模型由水平裂缝和水平基质层相间组成,如图1-1-5所示。
De Swaan特征化模型与Warren Root特征化模型相似,只是基质岩块是圆球体,圆球体按照规则正交分布模式排列,圆球体之间的孔隙为裂缝,如图1-1-6所示。图1-1-4 Warren Root特征化模型图1-1-5 Kazemi特征化模型图1-1-6 De Swaan特征化模型
双重介质的第一重是指裂缝系统,第二重是指岩块系统。若将岩块系统进一步划分为若干重连续介质,则形成三重介质或多重介质。若岩块中的流体和裂缝交换并通过裂缝渗流,同时岩块间存在流体渗流,称为双孔双渗模型,如图1-1-7所示。若岩块中流体和裂缝交换并通过裂缝渗流,岩块间无流体渗流,称为双孔单渗模型,如图1-1-8所示。图1-1-7 双孔双渗模型图1-1-8 双孔单渗模型
裂缝发育的油藏水驱采油的驱动力主要有三种,分别是水力压力梯度、毛细管压力和重力,这三种驱动力对裂缝系统和基质岩块的作用是不一样的。
5.稠油油藏地质特征
在油层条件下,原油黏度大于50mPa·s或脱气原油黏度大于100mPa·s的原油称为稠油,国际上称稠油为重质原油。原油的胶质和沥青质含量高,原油的密度和黏度也会很高,原油黏度高达几万甚至几十万毫帕秒。中国中新生代含油气盆地中,稠油油藏成因包括风化剥蚀、边缘氧化、次生运移、底水稠变,也决定了稠油油藏分布的规律性,即存在稠油油藏或沥青矿的大型油气聚集带中,平面上从凹陷到边缘,由常规油藏渐变为稠油油藏或沥青矿；纵向上,由深层的常规油藏变为浅层的稠油油藏。
与稀油油藏相比,稠油油藏具有如下特征。
1)油藏埋深较浅
国外绝大多数大型稠油油藏埋深小于1000m。和国外稠油油藏相比,中国的稠油油藏埋藏较深,埋深大于900m的已探明储量占六成以上,部分油藏埋深在1300～1700m。
辽河断陷盆地西部凹陷西部斜坡带由北向南分布有高升、曙光、欢喜岭等稠油油田,埋藏深度一般在700～1200m,其中高升和冷家油田埋藏深度达1600～1700m。
胜利油区稠油油藏广泛分布在凹陷边部古隆起、古凸起和斜坡带,如东营凹陷西部的单家寺、尚店、林樊家,东营凹陷南部斜坡带的金家、乐安油田,这些油田埋藏深度一般为800～1600m。
新疆准噶尔盆地的西北缘,由红山嘴至夏子街150km范围内为稠油油藏集中分布带,埋藏深度一般为200～600m。
河南泌阳凹陷的西斜坡和北斜坡稠油资源比较丰富,已发现有井楼、古城油田,埋藏深度一般为200～600m。
国内迄今已发现的稠油油藏中,埋藏最深的为吐哈油区的吐玉克油田,埋藏深度达4500m。
2)储层胶结疏松,岩石物性较好
稠油油藏储层多为粗碎屑岩,中国的稠油油藏多为砂岩、砂砾岩,沉积类型一般为河流相或河流三角洲相,储层胶结疏松,成岩作用低,固结性能差。
国内外稠油油藏储层物性普遍较好,具有孔隙度高、渗透率高的2特点,孔隙度一般为25％～30％,岩石渗透率一般为0.5～2μm ,属于高渗透油藏。中国主要稠油油藏参数见表1-1-7。表1-1-7 中国主要稠油油藏参数表
3)原油中胶质和沥青质含量高,饱和压力低
和普通原油相比,稠油中的胶质和沥青质含量高,且随着胶质和沥青质含量增加,稠油的相对密度和黏度也逐渐增加。因此,高黏度、高相对密度成为稠油区别于普通原油的主要指标。稠油主要物性参数见表1-1-8。表1-1-8 稠油主要物性参数表
稠油组分中,胶质和沥青质含量为30％～50％,烷烃和芳烃含量相对较低,通常小于60％～50％。稠油含蜡量小于10％,其凝点一般低于20℃。中国部分稠油含蜡量小于5％,凝点多数在0℃以下。例如,克拉玛依油田稠油含蜡量为1.4％～4.8％,原油凝点为－16～－23℃；孤岛油田稠油含蜡量为5％～7％,凝点为－10～－26℃。
与轻质原油在化学组成上的重大差别在于,稠油含氢量小于12％(10％～14％),碳氢比大于7(普通原油碳氢比一般为5.9～8.5)。稠油中除碳氢化合物外,还有大量的氧、氢、硫的化合物以及灰分元素。
稠油具有密度大、黏度高的特点,稠油的相对密度大于0.92。稠油黏度变化范围从50mPa·s到几万甚至几十万毫帕秒。
稠油油藏在形成过程中产生了生物降解作用和氧化作用,天然气和轻质组分在次生运移过程中产生逸散,因此,一般稠油油藏的饱和压3力低,气油比低,稠油的原始溶解气油比一般小于10m /t,原油体积系数较小。
稠油分类不仅直接关系到油藏类型划分与评价,也关系到稠油油藏开采方式的选择及其开采潜力。由于稠油黏度变化范围很大,为了划分稠油油藏类型,首先按照原油黏度区分稠油类别。
联合国训练研究署(UNITAR)推荐的稠油分类标准见表1-1-9。表1-1-9 UNITAR推荐的稠油分类标准
中国稠油沥青质含量低,胶质含量高,金属含量低,稠油黏度偏高,相对密度则较低。中国稠油分类标准见表1-1-10。表1-1-10 中国稠油分类标准注：∗指油层条件下的原油黏度；无∗者为油层温度下脱气原油黏度
在稠油注蒸汽开采中,储层发育状况将极大影响开发效果,单层厚度的大小制约着开采方式的选择,按照单层厚度通常分为四类：薄层≤2m；中厚层2～5m,厚层5～10m,块状层≥10m。
为了研究不同类型稠油油藏注蒸汽开发工程技术条件,改进不同类型稠油油藏注蒸汽开发效果,提高其经济效益,稠油油藏推荐依据储层类型及其发育状况为基础的分类方法。我国稠油油藏可分为块状稠油油藏、多油组互层状稠油油藏、单层状稠油油藏三大类和气顶巨厚块状油藏、边底水块状油藏、多油组厚互层状油藏、多油组薄互层状油藏、单层状构造岩性稠油油藏、薄层状稠油油藏六种类型。
第二节 不同类型油藏开发特征
一、陆相油藏综合开发地质特征
中国目前探明和开发的油藏,绝大多数都形成于陆相含油气盆地,这些陆相油藏的开发地质特征主要表现在以下五个方面。
1.油层多层状特征
陆相储层表现为多油层及油层与隔夹层间互的特征。陆相沉积盆地及其湖泊规模较小,由于河流为碎屑物的主要搬运动力,河流的规模基本决定了沉积砂体的规模,而湖盆中以短流程、流域面积较小的小型河流占优势,因此沉积砂体层薄、侧向连续性差。同时,由于湖泊的水动力能量相对较小,局部环境因素的变化足以引起一定规模的湖进湖退,湖进湖退敏感性大,频繁的湖进湖退导致碎屑岩沉积的多旋回性,因此,数十层甚至上百层砂岩与泥岩间互成层,形成一定规模的油气藏时必然为多层状特征。
油藏的多层状特征同时表现为多相带储层的纵向叠合,多相带的差异性必然构成严重的层间非均质性,进一步决定了油藏分层系开发的状况。
2.断块型油藏特征
由于陆相储层层薄、隔夹层间互,几米或十几米的小断层也足以使储层错开而与另一侧隔夹层接触形成遮挡。中国陆相油藏中,不论挤压性逆断层或拉张性正断层,不论大至数百米或小至数米的断距,几乎所有断层都起到遮挡作用。
在中国东部的许多断陷盆地的油藏中,断层比较发育,断层遮挡油藏占主导地位。有许多断块油田内的断层非常发育,断块很小,构造和2油气水分布都非常复杂。有的油田多数断块的含油面积在0.5km 左2右；有的油田则绝大多数断块的含油面积在0.5km 以下。
断块油田的特点表现为：油藏主要受断层控制；断层多、断块多；断块之间油藏特征差异大,包括油层岩石物性、厚度差异大,流体物性一般存在差异,油藏的大小不同,驱动能量也有差异；油层受断层分割,含油连片性差；断块之间以及同一断块不同层位的油层通常没有统一的油水界面。
当断层发育到一定程度形成复杂断块油气藏后,油田开发的技术难度和复杂性发生了根本性的变化,常规油田的开发程序和开发部署原则及方法均不能适应断块油藏的复杂地质条件。
3.油藏边底水能量不足
陆相湖盆碎屑岩沉积体小而分散的特征决定了大多数油藏的多层状边水类型,且陆相沉积盆地及其湖泊的小规模特征决定了不可能存在大型天然水体的陆相油藏,油藏边水的活跃程度取决于储层的连续性和水区的渗流条件。油藏形成后,水区和油区差异成岩作用使得水区储层的孔隙性和渗透性降低。同时,油水界面附近的原油遭受一定程度的边水氧化而变稠,也削弱了边水的侵入。
中国一些大中型陆相油田几乎全部依靠人工补充能量而得到有效开发。
4.陆相油藏原油黏度偏高
陆相油藏的油源来自陆相生油岩,其中绝大多部分以湖相泥岩为母岩,湖相沉积的生油母质以Ⅱ类、Ⅲ类干酪根为主；一般情况,Ⅰ类腐泥型干酪根以形成轻油为主,Ⅲ类腐殖型干酪根以形成较重质油为主,Ⅱ类干酪根为复合型,介于Ⅰ类和Ⅲ类之间。中国含油气盆地生油母质以Ⅱ类、Ⅲ类干酪根为主,且油藏处于中浅埋深。另外,陆相湖盆生油母质中的陆源植物和水生植物较多,湖盆水介质处于淡水到半咸水,纤维素、木质素被好氧细菌转化为蜡质和脂肪酸,一般都生成石蜡质原油,因此,中国陆相油藏原油性质总体上黏度偏高、含蜡量高。
高黏原油在注水开发中表现为高油水黏度比的水驱油特征,持续高含水阶段生产为注水开发方式的重要特征。
5.储层孔隙结构复杂
陆相湖盆碎屑岩近物源、短流程的沉积背景,决定了砂砾岩的矿物成熟度和结构成熟度很低。岩石类型几乎全部为长石或岩屑质砂岩,颗粒分选以中到差为主。在冲积扇—扇三角洲—湖底扇体系的砂砾岩粗碎屑储层中,孔隙结构呈双模态甚至复模态分布,正常河流—三角洲体系的砂岩储层中也存在双峰态孔隙结构分布。
陆相储层孔隙结构的复杂性主要表现之一是其水驱油效率较低,因此,提高水驱油效率成为注水油田开发管理的重要任务。
二、不同储集流体油藏开发特征
1.天然气藏开发特征
天然气藏的开发与油藏开发有很大的区别,首先是PVT特性对开发特征有决定性的影响,稀有气体、二氧化碳、硫化氢、氮气含量的不同,对气体集输处理和经济价值评价的差异很大。
根据天然气中的烃类组分,天然气分为干气、湿气、富气、贫气等。一般干气、湿气以天然气中戊烷以上重烃组分含量的多少区分。富气、贫气以天然气中丙烷以上重烃组分含量的多少区分。天然气的各组分物性和热力学性质需要精确测定,如重度、沸点、凝点、临界温度、临界压力、比热和压缩系数等。组分分析中,还要重视二氧化碳和硫化氢等酸性气体的含量及有机硫化合物,它们会造成气井及输气管道及设备的严重腐蚀以及环境污染等。
天然气组分中另一个重要组分是水,除含水气层甚至是水中溶解气外,大多数气田的气层并不含有可动水,但大多数气井生产中往往含有微量水,一方面是因为钻井、完井及各种措施作业过程中难免有水漏入气层,另一方面是因为气层气中含有饱和水汽,气层中的束缚水也会随着降压开采过程而汽化挥发出来,这些微量的水对气井开采的危害非常大,会在井底产生积液或在井筒形成水合物,对气井开采和集输产生较大影响。
一般情况下,气井的产能测算用系统试井方法,求取气井的无阻流量,并按地层压力与流动压力,求得合理的产量。气井初期产量一般取无阻流量的1/4～1/6,并使初期生产压差不超过原始压力的1/10。
天然气藏能量的补充一般不能使气藏采收率提高。天然气的开发一般都采用天然能量开发,其采收率与驱动类型有很大关系,封闭式气藏及弱水驱气藏的采收率比强水驱气藏高一倍。除地质条件影响驱动类型外,更重要的是通过开采过程的生产动态来判断驱动类型,一般气田开发都要经过一到两年的初步开发取得足够的生产动态资料后,才能编制正式的开发方案。
2.凝析气藏开发特征
开发凝析气藏最重要的是精确取得流体组分及相图,并确定气藏有无挥发油油环及黑油油环。
凝析气藏可能存在边底水能量的补充,在一定的采气速度下可使气层压力维持在某一压力,如该压力高于上露点压力,则气藏开采动态和采收率估算相对简单,类似于水驱下的一般气藏动态；如该压力低于上露点压力,则只在上露点压力到该压力之间发生反凝析。不少定容或近似于定容的凝析气田为了控制和减少反凝析作用,提高凝析油的采收率,采用回注干气保持气藏压力的方法,如干气仅仅是本凝析气田的湿气净化后的气体,注采仍不平衡,只能使压力下降速度减缓,而不能保持气藏压力,如注入干气还有其他干气补充,则可按注采平衡,使压力保持在上露点压力以上开采。回注干气后,凝析气藏开发大致可分为两个阶段,即干气突破前的驱替阶段和干气突破后的稀释降压开采
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