本文選題：西區(qū)油田　切入點(diǎn)：長6特低滲透油藏　出處：《西安石油大學(xué)》2017年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

【摘要】：本文以西區(qū)油田長6特低滲透油藏為對象,密切結(jié)合油田開發(fā)實(shí)際,以多學(xué)科地質(zhì)理論與方法技術(shù)為指導(dǎo),綜合利用鉆井、錄井、測井、實(shí)驗(yàn)分析、試油試采以及各類動態(tài)監(jiān)測等資料,采用理論分析加動態(tài)驗(yàn)證、宏觀對比加局部解剖以及多因素疊合分析的方法,對特低滲透油藏剩余油分布及其控制因素進(jìn)行深入研究。依據(jù)盆地區(qū)域標(biāo)志及區(qū)塊各輔助標(biāo)志層,對該區(qū)目的層進(jìn)行精細(xì)劃分與對比,建立了全區(qū)地層格架;查明了各小層頂面微構(gòu)造及微相展布特征;概括了儲層巖性、物性等特征,并統(tǒng)計(jì)了隔夾層的發(fā)育狀況,綜合分析了儲層非均質(zhì)性及滲流特征;復(fù)算了長6油藏地質(zhì)儲量。從注采對應(yīng)性、含水變化、儲量動用等方面綜合評價其注水開發(fā)效果,在此基礎(chǔ)上分別分析了沉積韻律、局部微構(gòu)造、隔夾層對油水運(yùn)動規(guī)律的影響,查明了目前油藏水淹狀況。定性分析了剩余油的可能富集部位,定量評價了油藏剩余油飽和度及其分布特征。詳細(xì)論述了沉積、構(gòu)造、儲層非均質(zhì)性及注采系統(tǒng)等因素對剩余油分布的控制與影響,總結(jié)出剩余油的空間分布規(guī)律,并預(yù)測了剩余油分布有利區(qū)。西區(qū)油田長6油藏頂面廣泛發(fā)育不同規(guī)模低幅度鼻隆構(gòu)造。儲層非均質(zhì)性強(qiáng),屬低孔特低滲透性儲層。油層呈多層式透鏡狀分布,局部高部位油層相對發(fā)育,屬構(gòu)造-巖性復(fù)合型油藏;儲量縱向上主要分布于長62-1與長61-3小層,平面上北部為主力區(qū)。由于儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、注采對應(yīng)性差、注入產(chǎn)出不協(xié)調(diào)、空間壓力不均衡、合采合注井比例大,導(dǎo)致突進(jìn)吸水、單層產(chǎn)出,水驅(qū)控制程度小,注水波及效率低,儲量動用程度小,產(chǎn)量遞減快,采出程度低,剩余儲量大。剩余油平面上仍主要分布在北部區(qū)塊,而縱向上則主要集中于長62-1、長61-3小層。特低滲透油藏注水開發(fā)過程中,油層頂面構(gòu)造的局部變化不僅控制著注入水的優(yōu)勢推進(jìn)方向,更加劇了油水在局部空間的再次分配;井間連通發(fā)育的層內(nèi)夾層,不僅改造了儲層物性,還具有一定的“限流”作用。注入水極易沿物性相對較好的、相對較低洼的、連通夾層間的有效通道優(yōu)先驅(qū)替,而主體相帶側(cè)翼、局部發(fā)育正向微構(gòu)造、非均質(zhì)性強(qiáng)的井區(qū),水驅(qū)效率低,剩余油相對富集。注采系統(tǒng)不完善井區(qū),儲量動用規(guī)模小,亦為剩余油富集區(qū),尤其是在開發(fā)早期階段影響最大。目前該區(qū)長6油藏剩余油分布很大程度受注采系統(tǒng)影響;而注采系統(tǒng)完善的井區(qū),剩余油的分布主要受沉積微相、微構(gòu)造及儲層非均質(zhì)性的綜合控制。
[Abstract]:This paper takes Chang6 ultra-low permeability reservoir in Western Oilfield as the object, closely unifies the oilfield development practice, takes the multi-disciplinary geology theory and the method technology as the instruction, synthetically uses the drilling, the logging, the logging, the experiment analysis, The methods of theoretical analysis and dynamic verification, macroscopic contrast and local anatomy, and multi-factor superposition analysis are used for oil test and production test and all kinds of dynamic monitoring. The distribution of residual oil and its controlling factors in ultra-low permeability reservoirs are studied in depth. According to the regional markers of the basin and the auxiliary marker layers of the blocks, the target layers in this area are carefully divided and correlated, and the stratigraphic framework of the whole area is established. The characteristics of microstructures and microfacies distribution on the top surface of each layer are found out, the lithology and physical properties of the reservoir are summarized, the development status of the intercalation is counted, and the heterogeneity and percolation characteristics of the reservoir are analyzed synthetically. The geological reserves of Chang 6 reservoir are calculated, and its water injection development effect is comprehensively evaluated from the aspects of injection-production correspondence, water cut change, reserve production and so on. On this basis, the sedimentary rhythm and local microstructures are analyzed, respectively. The influence of intercalation on oil and water movement law, the present water flooding condition of reservoir is found out. The possible enrichment position of remaining oil is analyzed qualitatively, the remaining oil saturation and its distribution characteristics are quantitatively evaluated, and the sedimentation and structure are discussed in detail. The control and influence of reservoir heterogeneity and injection-production system on residual oil distribution are summarized, and the spatial distribution law of residual oil is summarized. The favorable area of remaining oil distribution is predicted. The top surface of Chang 6 reservoir in Western Oilfield has widely developed low amplitude nasal uplift structure of different scales. The reservoir is highly heterogeneous and belongs to low porosity and low permeability reservoir. The reservoir at the local high position is relatively developed and belongs to the tectonic-lithologic complex reservoir, the reserves are mainly distributed in Chang62-1 and Chang61-3 sublayers vertically, and the northern part of the plane is the main area. Because of the strong heterogeneity of the reservoir, the poor correspondence between injection and production, and the incoordination of injection and production, The spatial pressure is not balanced, the proportion of combined production and injection wells is large, which results in sudden water absorption, single-layer output, low control degree of water flooding, low efficiency of water flooding, low degree of reserve production, rapid decline of production and low degree of recovery. The remaining reserves are large. The remaining oil is still mainly distributed in the northern block, while the vertical distribution is mainly in Chang62-1, Chang 61-3 small reservoirs. The local change of the top structure not only controls the dominant direction of the injected water, but also intensifies the redistribution of oil and water in the local space. The injected water is prone to preferential displacement along the relatively good physical properties, relatively low-lying, effective channels connected between intercalations, while the main facies belt flanking, the local development of positive microstructures, strong heterogeneity of well areas, The efficiency of water drive is low, the remaining oil is relatively rich, the injection-production system is not perfect, the scale of reserve production is small, and the remaining oil is rich. Especially in the early stage of development, the distribution of remaining oil in Chang 6 reservoir is largely affected by injection-production system, while in well area with perfect injection-production system, the distribution of remaining oil is mainly affected by sedimentary microfacies. Comprehensive control of microstructures and reservoir heterogeneity.
【學(xué)位授予單位】：西安石油大學(xué)
【學(xué)位級別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號】：TE327

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本文編號：1609005