本文選題：地質(zhì)特征　切入點(diǎn)：剩余油分布　出處：《東北石油大學(xué)》2017年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

【摘要】：A區(qū)位于大慶長(zhǎng)垣薩中油田東部,1960年投入開發(fā),先后經(jīng)過(guò)一、二、三次加密調(diào)整和葡一組主力油層聚合物驅(qū)井網(wǎng)投用。2013年6月,該區(qū)新井陸續(xù)投產(chǎn),開始進(jìn)行空白水驅(qū),截止到2014年底,采出程度達(dá)到49.61%。本文選取A區(qū)為研究對(duì)象,以B組為研究重點(diǎn),在充分了解A區(qū)地質(zhì)特征的基礎(chǔ)上,搞清儲(chǔ)層特點(diǎn)、內(nèi)部流體性質(zhì)、地質(zhì)儲(chǔ)量和開采程度;進(jìn)而,進(jìn)行精細(xì)油藏描述,認(rèn)清油藏發(fā)育狀況及剩余油分布情況;最后通過(guò)數(shù)值模擬法、童氏圖版法、新井測(cè)井資料等綜合方法預(yù)測(cè)開發(fā)指標(biāo),對(duì)開發(fā)情況進(jìn)行有效評(píng)價(jià)和階段驗(yàn)證。通過(guò)分析表明,A區(qū)B組二類油層地質(zhì)儲(chǔ)量為1399.64×104t;精細(xì)油藏描述,分析18個(gè)沉積單元的沉積特征,主要?dú)w納為2個(gè)沉積亞相,4種沉積類型,特征一一進(jìn)行總結(jié);利用測(cè)井資料、新井投產(chǎn)資料分析剩余油情況,通過(guò)數(shù)值模擬研究搞清剩余油分布特征。綜合以上表明,經(jīng)過(guò)五十多年的注水開發(fā),A區(qū)二類油層全部見水,中、高水淹厚度比例90%以上,剩余油分布零散,平面上主要以注采關(guān)系不完善、井間未動(dòng)用為主;縱向上多富集在厚油層頂部。通過(guò)相控建模預(yù)測(cè),A區(qū)二類油層水驅(qū)最終采收率為45.3%,通過(guò)進(jìn)行三元復(fù)合驅(qū)油后,可以提高采收率16.4%,累計(jì)增油229.54×104t,油層最終采收率61.7%。截止到2016年4月,聚驅(qū)階段采出程度3.66%,平均單井增油1257t,含水下降7.2個(gè)百分點(diǎn),為A區(qū)后期開發(fā)提供了理論依據(jù)。
[Abstract]:Area A is located in the eastern part of Daqing Changyuan Sazhong Oilfield. It was put into development in 1960, after one, two, three times of infilling adjustment and putting into use of the polymer flooding network of a group of main reservoirs in Portugal. In June 2013, new wells in the area were put into production one after another, and blank water flooding began. By end of 2014, the degree of recovery has reached 49.61. In this paper, A area is selected as the research object, group B as the research focus, on the basis of fully understanding the geological characteristics of area A, the reservoir characteristics, internal fluid properties, geological reserves and exploitation degree are clear. Then, fine reservoir description is carried out to recognize the reservoir development status and remaining oil distribution. Finally, the development index is predicted by comprehensive methods such as numerical simulation method, Tong's chart method, new well logging data, etc. The effective evaluation and stage verification of the development are carried out. The results show that the geological reserves of the second class reservoir of Group B in area A are 1399.64 脳 104t.The fine reservoir description and the analysis of sedimentary characteristics of 18 sedimentary units are mainly divided into 2 sedimentary subfacies and 4 sedimentary types. The characteristics are summarized one by one; the remaining oil situation is analyzed by using logging data and production data of new wells, and the distribution characteristics of remaining oil are clarified by numerical simulation. The above results show that after more than 50 years of water injection development, all the second class oil reservoirs in area A are waterlogged. The ratio of high water-flooded thickness is more than 90%, the remaining oil distribution is scattered, the relationship between injection and production is not perfect, and the cross-well is mainly unused. Longitudinally, most of them are concentrated on the top of thick reservoir. The final recovery factor of water drive in the second class oil reservoir of area A is predicted to be 45.3 by using phase control modeling. After ASP flooding, the recovery factor can be increased by 16.4T, the cumulative oil recovery is increased by 229.54 脳 104t, and the final recovery factor of reservoir is 61.70.As of April 2016, At the stage of polymer flooding, the recovery degree is 3.66, the average oil increment of single well is 1257 t, and the water cut is decreased by 7.2%, which provides a theoretical basis for the later development of area A.
【學(xué)位授予單位】：東北石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號(hào)】：TE34;P618.13

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