本文選題：文明寨油田 + 沙河街組　； 參考：《長江大學(xué)》2015年碩士論文

【摘要】：文明寨油田位于山東省聊城市莘縣與河南省濮陽市清豐縣交匯處,含油面積8.7kmm2,石油地質(zhì)儲量2234.47×104t,含油層位為古近系沙河街組沙一段至沙四段,油藏埋深1360-2320米,含油井段平均長達(dá)960米。該油田是典型的極復(fù)雜斷塊油氣田,通過30余年的開發(fā),總體水驅(qū)開發(fā)效果較好,但隨著油田開發(fā)程度的提高,該區(qū)油藏出現(xiàn)諸多問題,例如沉積體系復(fù)雜,儲層變化快、儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重,剩余油呈高度分散狀態(tài),認(rèn)識難度大等。為了解決該區(qū)面臨的問題,進(jìn)一步改善開發(fā)效果,本論文在沉積微相研究的基礎(chǔ)上,對儲層砂體的特征及其展布做了深入的分析和刻畫,為后期尋找剩余油提供了可靠的地質(zhì)依據(jù)。本文以沉積學(xué)、儲層地質(zhì)學(xué)、測井地質(zhì)學(xué)為理論基礎(chǔ),綜合利用精細(xì)油藏描述技術(shù),采用多因素綜合分析的研究方法,利用鉆井、錄井?dāng)?shù)據(jù)、測井資料等,通過分析掃描電鏡圖片、鑄體薄片、巖心化驗數(shù)據(jù)等對研究區(qū)儲集層的巖石學(xué)特征、物性特征及非均質(zhì)性特征進(jìn)行深入研究,總結(jié)出研究區(qū)儲層非均質(zhì)性特征在橫向上和縱向上的分布規(guī)律,識別出了隔夾層且重點(diǎn)分析了隔夾層的展布特征；對研究區(qū)儲層非均質(zhì)性的主要影響因素進(jìn)行了全面的分析研究,從而為提高油田最終采收率和改善開發(fā)效果奠定了地質(zhì)基礎(chǔ)。根據(jù)巖心觀察、鑄體薄片鑒定、掃描電鏡圖片分析,可知沙二下、沙三上亞段儲層內(nèi)主要砂巖類型以長石砂巖、巖屑長石砂巖為主,含少量長石石英砂巖。沙二下亞段儲層平均孔隙度為26.81%,平均滲透率為662.07mD；沙三上亞段平均孔隙度25.61%,平均滲透率396.25mD,整體上表現(xiàn)為中高孔、中高滲儲層。受三角洲前緣末端沉積微相控制,研究區(qū)沙二下、沙三上亞段儲層非均質(zhì)性較強(qiáng),尤其是層內(nèi)非均質(zhì)性和平面非均質(zhì)性尤為嚴(yán)重。粒度、滲透率在垂相上均主要表現(xiàn)為復(fù)合韻律,孔隙度和滲透率在平面上的非均質(zhì)性強(qiáng),滲透率變異系數(shù)在1以上。儲層中夾層非常發(fā)育,厚度一般較大,分布范圍廣,主要發(fā)育有灰質(zhì)夾層和泥質(zhì)夾層兩大類。有效儲層主要分布在水下分流河道中,前緣席狀砂次之,但有效厚度系數(shù)明顯要小。經(jīng)過深入分析研究區(qū)儲層的非均質(zhì)性的影響因素,認(rèn)為該區(qū)儲層的非均質(zhì)性受多種因素影響,其中最為重要的是沉積特征、成巖作用和構(gòu)造作用以及后期的注水開發(fā)等因素對儲層砂體橫向上和縱向上的控制,通過對儲層宏觀和微觀結(jié)構(gòu)的改變,使該區(qū)的儲層非均質(zhì)性趨于嚴(yán)重。
[Abstract]:The Wenzhai Oilfield is located at the junction of Qingfeng County, Liaocheng County, Shandong Province, and Qingfeng County, Puyang City, Henan Province, with an oil-bearing area of 8.7 km2 and a petroleum geological reserve of 2234.47 脳 10 ~ 4t. The oil-bearing horizon is from the first to the fourth member of Shahejie formation of the Paleogene system, with a buried depth of 1360-2320 meters. The oil well contains an average length of 960 meters. The oilfield is a typical oil and gas field with very complex fault block. After more than 30 years of development, the overall effect of water drive development is good. However, with the improvement of oilfield development degree, there are many problems in the reservoir in this area, such as complex sedimentary system and rapid reservoir change. The reservoir heterogeneity is serious, the remaining oil is highly dispersed and difficult to understand. In order to solve the problems in this area and further improve the development effect, based on the study of sedimentary microfacies, the characteristics and distribution of reservoir sand bodies are deeply analyzed and characterized in this paper. It provides a reliable geological basis for looking for remaining oil in the later period. Based on the theory of sedimentology, reservoir geology and logging geology, this paper makes comprehensive use of fine reservoir description technology, adopts the research method of multi-factor comprehensive analysis, and makes use of drilling, logging data, etc. The petrological characteristics, physical properties and heterogeneity of the reservoir in the study area were studied by analyzing the SEM pictures, the thin sections of the cast body and the core test data. The distribution of reservoir heterogeneity in the study area is summarized, and the distribution of the interlayer is identified and the distribution of the interlayer is analyzed. The main influencing factors of reservoir heterogeneity in the study area are comprehensively analyzed and studied, thus laying a geological foundation for improving the final oil recovery and improving the development effect. According to core observation, thin section identification of cast body and SEM picture analysis, it can be seen that the main sandstone types in the reservoir of the upper submember of Sha 2, Sha 3 are feldspathic sandstone, lithic feldspathic sandstone, and a small amount of feldspar quartz sandstone. The average porosity of the reservoir in the lower part of the second formation is 26.81 with an average permeability of 662.07mD, and the average porosity of the upper member of the third member is 25.61, with an average permeability of 396.25mD. the reservoir is characterized by medium high porosity and medium high permeability as a whole. Controlled by the sedimentary microfacies at the end of the delta front, the reservoir heterogeneity of the upper submember of Sha 3 is strong, especially the heterogeneity within the layer and the plane heterogeneity. The grain size and permeability are mainly characterized by compound rhythm in vertical phase. The porosity and permeability are strong in the plane and the coefficient of variation of permeability is above 1. The intercalation in the reservoir is very developed, the thickness is generally large, and the distribution range is wide. There are two main types of intercalation: grey intercalation and muddy intercalation. The effective reservoir is mainly distributed in the underwater distributary channel, followed by the front matting sand, but the effective thickness coefficient is obviously small. Through in-depth analysis of the factors affecting the heterogeneity of reservoirs in the study area, it is considered that the heterogeneity of reservoirs in this area is affected by many factors, the most important of which is the sedimentary characteristics. Factors such as diagenesis and tectonism and later water injection development control the reservoir sand body laterally and longitudinally. By changing the macro and micro structure of the reservoir, the reservoir heterogeneity in this area tends to be serious.
【學(xué)位授予單位】：長江大學(xué)
【學(xué)位級別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2015
【分類號】：P618.13

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本文編號：2067021