本文選題：井網(wǎng)　切入點：壓力系統(tǒng)　出處：《西北大學(xué)》2015年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

【摘要】：化子坪張岔油區(qū)位于鄂爾多斯陜北斜坡中部,其延長組長6油層是本區(qū)主要的開發(fā)層系。經(jīng)過長年實踐證明,化子坪張岔地區(qū)長6油藏地層能量低,開發(fā)效率低下,因此急需補充地層能量,提高采油效率。研究區(qū)試著在2010年小范圍的開始注水,并收到了一定成效,但在開發(fā)過程中,由于地質(zhì)情況認識不清,開發(fā)方案不合理,導(dǎo)致出現(xiàn)許多問題。本文在原有地質(zhì)認識基礎(chǔ)上,對地質(zhì)特征進行重新研究,劃分開發(fā)層系,并對井網(wǎng)進行合理調(diào)整,解決注入水水質(zhì)問題,選擇合理的注水時機,建立合理的注采壓力系統(tǒng)。本文在對區(qū)域地質(zhì)認識的基礎(chǔ)上,結(jié)合巖石學(xué)和測井學(xué)科理論,對研究區(qū)進行地層劃分和對比,編制頂面構(gòu)造圖,分析其構(gòu)造特征,研究區(qū)只存在因差異壓實而引起的局部鼻狀隆起。此外,依據(jù)野外剖面和巖心資料,結(jié)合測井響應(yīng)特征,開展沉積相分析,認為研究區(qū)長6主要為三角洲前緣亞相沉積,主要包括水下分流河道、河口壩、前緣席狀砂、天然堤、分流間灣五種沉積微相。進而通過砂體平面展布特征,分析沉積微相展布及其演化特征。隨后對其儲層特征和油藏特征展開研究。鑄體薄片和掃描電鏡分析結(jié)果表明,研究區(qū)長6主要以長石砂巖為主,孔隙類型以溶蝕粒間孔和粒內(nèi)溶孔為主,儲層物性比較差。儲層敏感性分析測試結(jié)果表明主要為弱水敏、弱速敏、弱堿敏和中等酸敏。長6油藏圈閉類型主要為巖性圈閉�；谏鲜鲅芯砍晒�,分析認為,研究區(qū)長6劃分為一個開發(fā)層系較為合理。此外,通過對注氣和注水兩種補充能量開發(fā)方式的對比分析,確定研究區(qū)長6注水開發(fā)的可行性。最后,對研究區(qū)長6井網(wǎng)進行研究,確定研究區(qū)合理的井網(wǎng)形式是棱形反九點井網(wǎng),合理的井網(wǎng)密度為14口/km2、井排方向與裂縫方向一致為NE510～NE68.70。此外對注采壓力系統(tǒng)進行分析,確定最大井底注入壓力為19.28MP a、最大井口注入壓力為11.5MPa,合理地層保持壓力為6.21MPaP8MPa,采油井合理流壓為1.7MPa～2.26MPa,生產(chǎn)壓差為4.7MPa～5.3MPa。最后在地質(zhì)研究和注水開發(fā)技術(shù)研究基礎(chǔ)上,對研究區(qū)進行調(diào)整部署,并預(yù)測開發(fā)效果。
[Abstract]:The Huaziping Zhangcha oil area is located in the middle of the northern slope of Ordos, and its Yanchang formation 6 is the main development layer in this area. It has been proved through years of practice that the Chang-6 reservoir in Huazipingzhangcha area has low formation energy and low development efficiency. Therefore, it is urgent to replenish the formation energy and improve the oil recovery efficiency. The research area tried to inject water in a small area in 2010, and achieved certain results. However, in the course of development, due to the unclear understanding of the geological conditions, the development plan is unreasonable. On the basis of the original geological knowledge, this paper restudies the geological characteristics, divides the development layers, adjusts the well pattern reasonably, solves the water quality problem of injected water, and selects the reasonable water injection time. A reasonable injection-production pressure system is established. Based on the understanding of regional geology and the theory of petrology and logging, the stratigraphic division and correlation of the study area are carried out, the top structural map is compiled and its structural characteristics are analyzed. In addition, according to field profile and core data and well logging response characteristics, sedimentary facies analysis is carried out. It is considered that Chang 6 in the study area is mainly delta front subfacies. It mainly includes five kinds of sedimentary microfacies, such as underwater distributary channel, estuarine dam, front mat sand, natural embankment and interdistributary bay. The distribution and evolution of sedimentary microfacies were analyzed. The reservoir characteristics and reservoir characteristics were studied. The results of casting thin slice and scanning electron microscope showed that Chang6 was mainly composed of feldspathic sandstone. The pore types are mainly intergranular and intragranular dissolution pores, and the reservoir physical properties are poor. The results of reservoir sensitivity analysis show that the reservoir sensitivity is mainly weak water sensitivity and weak velocity sensitivity. The trap type of Chang 6 reservoir is mainly lithologic trap. Based on the above research results, it is considered that Chang-6 reservoir is divided into a development series reasonably. Through the comparative analysis of the two supplementary energy development modes of gas injection and water injection, the feasibility of water injection development of Chang6 well in the research area is determined. Finally, the pattern of Chang-6 well in the research area is studied, and the reasonable pattern of well pattern in the research area is determined to be an inverse nine-spot pattern. The reasonable density of well pattern is 14 / km ~ 2 and the direction of well row and fracture is NE510 / NE68.70. In addition, the injection-production pressure system is analyzed. The maximum bottom hole injection pressure is 19.28 MPA, the maximum wellhead injection pressure is 11.5 MPA, the reasonable formation retention pressure is 6.21 MPa P8 MPa, the reasonable flow pressure is 1.7 MPA / 2. 26 MPa, and the production pressure difference is 4.7 MPA / 2. 3 MPa. Finally, on the basis of geological research and water injection development technology, Adjust and deploy the research area and predict the development effect.
【學(xué)位授予單位】：西北大學(xué)
【學(xué)位級別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2015
【分類號】：P618.13;TE357.6

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