孤東七區(qū)西館上段儲層的非均質(zhì)性較強,在同一個微相內(nèi)儲層的物性差異很大,且孤東油田已進入特高含水階段,隨著繼續(xù)注水,儲層非均質(zhì)性強;水淹導(dǎo)致儲層物性差異變大,常規(guī)測井資料對儲層進行解釋的誤差大;而且水淹儲層流體性質(zhì)變化大,使得剩余油飽和度解釋難度加大。這一系列的問題給生產(chǎn)帶來巨大挑戰(zhàn)。相同的巖相在沉積環(huán)境上具有一定的相似性,在儲層上體現(xiàn)為具有相似的物性特征,在測井響應(yīng)上也表現(xiàn)出相似性,因此,可以通過巖相來約束儲層的解釋與評價。巖相約束是通過把儲層物性及測井響應(yīng)上有相似性的巖相歸類并建立解釋模型來實現(xiàn)的。目前對孤東七區(qū)西館上段目的層的研究,主要集中在微相層次。特高含水階段,同一微相中的不同位置儲層水淹程度差異較大,其水淹差異主要由其內(nèi)部的非均質(zhì)性決定。因此,需要對孤東七區(qū)西館上段目的層微相內(nèi)部的巖相進行進一步劃分,即進行巖相的精細解釋。本文充分應(yīng)用孤東七區(qū)西館上段的巖心、測井及動態(tài)等資料,分析不同巖相的物性及測井響應(yīng)特征,建立巖相—測井響應(yīng)的關(guān)系,在測井資料不足的條件下,常規(guī)的巖相識別與解釋方法有很大的局限性,而通過測井響應(yīng)的分析與組合,壓制非巖相信息、提高巖相信息,重構(gòu)巖相指示曲線,進行... 

【文章來源】：中國石油大學(xué)(北京)北京市 211工程院校 教育部直屬院校

【文章頁數(shù)】：72 頁

【學(xué)位級別】：碩士

【部分圖文】：

孤東油田地理位置圖

圖 1.2 孤東油田開發(fā)分區(qū)圖Fig,1.2 Development zoning map of Gudong Oilfield七區(qū)西館上段從上至下分為六個砂層組（館 4～6 砂層組砂體發(fā)育，為館要儲集層），沉積厚度為 270m～300m，平均厚度為 290m。細砂巖、粉砂巖和泥巖七區(qū)西館上段的主要巖性。其下部巖性主要為中砂巖，向上為泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖，且結(jié)構(gòu)疏松，孔隙之間膠結(jié)物含量低式為接觸式和孔隙-接觸式膠結(jié)為主[1]。在氧化環(huán)境中形成的泥巖呈現(xiàn)棕色及其它雜色。儲層的粒度均值為 0.14mm，處于 0.7mm-0.16mm 之間，；分選系數(shù)平均為 1.67，極值分別為 1.30-2.20，分選性質(zhì)為中等-差。儲平均為 32%，滲透率平均為 1610×10-3μm2，孔滲較高，儲層物性好。2 開發(fā)歷程及開發(fā)現(xiàn)狀孤東油田自 1986 年投入開發(fā)以來共經(jīng)歷了四個開發(fā)階段（圖 1.3）。第一階段（1986-1987 年）為初始方案實施與產(chǎn)能建設(shè)階段。從 1986 年生產(chǎn)，將油田劃分為 17 個開發(fā)單元，在該年末綜合含水率為 19.9%。在

中國石油大學(xué)（北京）碩士學(xué)位論文第二階段（1988-1989 年）為注水開發(fā)、高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的階段。由于油田注水量的加，此時油田的綜合含水率由 28.7%上升 34.4%，總含水率達到 63.1%，注水也加了地層的總壓，由 2.32MPa 回升到 2.97MPa。第三階段（1990-1992 年）為持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)階段，在此階段為層系井網(wǎng)進行了調(diào)整。上段由方形反九點井網(wǎng)改為行列注采井網(wǎng)，井網(wǎng)的調(diào)整使得注入水的波及情況到較大的改善，抑制了含水率的上升，含水上升率在兩年期間由 5.02%下降為3%，總體含水率上升為 86.9%。第四階段（1993 年至今）為綜合治理和三次開采的開發(fā)階段。從此階段開始田開始進入產(chǎn)量遞減階段，宣布油田的穩(wěn)產(chǎn)期就此結(jié)束。此階段的開發(fā)井網(wǎng)調(diào)空間不大，通過聚合物驅(qū)的技術(shù)手段進而提高油田的原油采收率，從而進行老的產(chǎn)量接替。


本文編號：3348800