孤東七區(qū)西館上段水淹層測井精細解釋與評價研究
發(fā)布時間：2021-10-23 20:21
孤東七區(qū)西館上段砂巖經(jīng)過多年的勘探開發(fā)已進入特高含水期,其油、水運動和剩余油分布十分復雜。原有解釋模型以及測井儲層參數(shù)的精度已經(jīng)不能滿足油田開發(fā)的要求,對后續(xù)生產(chǎn)跟進和進一步研究帶來了不可忽視的困難,同時也是剩余油分布特征研究的不利因素。針對孤東七區(qū)西館上段水淹儲層評價現(xiàn)狀及出現(xiàn)的問題,分析了孤東七區(qū)西館上段基于巖相的水淹規(guī)律及特征,對孤東七區(qū)西館上段砂巖水淹層進行了測井精細評價。首先明確孤東七區(qū)西館上段砂巖儲層是以細砂巖、粉砂巖為主的高孔高滲疏松砂巖儲層,通過統(tǒng)計分析總結(jié)得出原狀儲層和不同級別的水淹儲層的物理性質(zhì)、孔隙結(jié)構(gòu)、含油性等巖心參數(shù)的變化特征;結(jié)合巖心資料和測井資料,識別了研究區(qū)目的儲層的水淹程度,建立了不同巖性的水淹層定性識別圖版及標準,該方法基于研究區(qū)常規(guī)測井組合特征值;然后利用基于性的常規(guī)測井解釋方法和BP神經(jīng)網(wǎng)絡測井解釋方法,完成了包括孔滲、含水飽和度、束縛水飽和度等在內(nèi)的水淹層解釋參數(shù)模型建立及參數(shù)解釋。在以上研究的基礎上,結(jié)合研究區(qū)測井資料及生產(chǎn)資料進行了測井綜合解釋評價,完善孤東七區(qū)西館上段砂巖水淹層測井解釋及評價方法,取得了較好效果。
【文章來源】：中國石油大學(北京)北京市 211工程院校 教育部直屬院校
【文章頁數(shù)】：78 頁
【學位級別】：碩士
【部分圖文】：
孤東油田地理位置圖
- 2 -圖 1.2 孤東油田開發(fā)分區(qū)圖Fig. 1.2 Development division of Gudong oilfield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，為館儲集層），沉積厚度為 270m～300m，平均厚度為 290m。砂巖、粉砂巖和泥巖七區(qū)西館上段的主要巖性。其下部巖性主要為細砂，向上為粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，且結(jié)構(gòu)疏松，孔隙之間膠結(jié)物含量低，接觸式和孔隙-接觸式膠結(jié)為主。在氧化環(huán)境中形成的泥巖呈現(xiàn)棕紅色
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%。在該階末期（1987 年）組織了防砂轉(zhuǎn)注會戰(zhàn)，含水率為 28.7%。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)館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%，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)整不大，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，從而進行老區(qū)的接替。
【參考文獻】：
期刊論文
[1]聚驅(qū)后水淹層聲電響應特征研究[J]. 張慶國,宋增彬,劉茗茗,陳熹. 測井技術(shù). 2014(04)
[2]利用測井資料定性識別水淹層的交會圖方法[J]. 孫永濤. 大慶石油地質(zhì)與開發(fā). 2014 (02)
[3]滲透率模型研究進展[J]. 孫建孟,閆國亮. 測井技術(shù). 2012(04)
[4]聚合物對孤島中一區(qū)測井響應特征影響研究[J]. 焦翠華,楊少欣,王軍,王震宇,王延忠,辛治國. 測井技術(shù). 2011(04)
[5]巖心刻度測井在建立測井解釋模型中的應用[J]. 鄒良志,謝然紅. 石油天然氣學報. 2011(05)
[6]基于BP神經(jīng)網(wǎng)絡技術(shù)的水淹層評價[J]. 郭海敏,趙亞寧,時新磊,彭紅浪. 石油天然氣學報. 2010(05)
[7]孤東油田七區(qū)西館上段水淹層特征分析[J]. 黃文英. 內(nèi)江科技. 2010(02)
[8]疏松砂巖測井解釋滲透率研究[J]. 余光華. 內(nèi)蒙古石油化工. 2008(10)
[9]多元統(tǒng)計方法在儲層孔隙度模型建立中的應用[J]. 顧偉欣,周紅,耿鋒. 斷塊油氣田. 2008(03)
[10]水淹層測井解釋方法綜述[J]. 李楨,駱淼,楊曦,林振洲. 工程地球物理學報. 2006(04)
碩士論文
[1]孤東油田七區(qū)西館上段河流相儲層層次結(jié)構(gòu)與剩余油分布研究[D]. 崔文福.中國石油大學 2008
本文編號：3453852
【文章來源】：中國石油大學(北京)北京市 211工程院校 教育部直屬院校
【文章頁數(shù)】：78 頁
【學位級別】：碩士
【部分圖文】：
孤東油田地理位置圖
- 2 -圖 1.2 孤東油田開發(fā)分區(qū)圖Fig. 1.2 Development division of Gudong oilfield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，為館儲集層），沉積厚度為 270m～300m，平均厚度為 290m。砂巖、粉砂巖和泥巖七區(qū)西館上段的主要巖性。其下部巖性主要為細砂，向上為粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，且結(jié)構(gòu)疏松，孔隙之間膠結(jié)物含量低，接觸式和孔隙-接觸式膠結(jié)為主。在氧化環(huán)境中形成的泥巖呈現(xiàn)棕紅色
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%。在該階末期（1987 年）組織了防砂轉(zhuǎn)注會戰(zhàn)，含水率為 28.7%。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)館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%，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)整不大，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，從而進行老區(qū)的接替。
【參考文獻】：
期刊論文
[1]聚驅(qū)后水淹層聲電響應特征研究[J]. 張慶國,宋增彬,劉茗茗,陳熹. 測井技術(shù). 2014(04)
[2]利用測井資料定性識別水淹層的交會圖方法[J]. 孫永濤. 大慶石油地質(zhì)與開發(fā). 2014 (02)
[3]滲透率模型研究進展[J]. 孫建孟,閆國亮. 測井技術(shù). 2012(04)
[4]聚合物對孤島中一區(qū)測井響應特征影響研究[J]. 焦翠華,楊少欣,王軍,王震宇,王延忠,辛治國. 測井技術(shù). 2011(04)
[5]巖心刻度測井在建立測井解釋模型中的應用[J]. 鄒良志,謝然紅. 石油天然氣學報. 2011(05)
[6]基于BP神經(jīng)網(wǎng)絡技術(shù)的水淹層評價[J]. 郭海敏,趙亞寧,時新磊,彭紅浪. 石油天然氣學報. 2010(05)
[7]孤東油田七區(qū)西館上段水淹層特征分析[J]. 黃文英. 內(nèi)江科技. 2010(02)
[8]疏松砂巖測井解釋滲透率研究[J]. 余光華. 內(nèi)蒙古石油化工. 2008(10)
[9]多元統(tǒng)計方法在儲層孔隙度模型建立中的應用[J]. 顧偉欣,周紅,耿鋒. 斷塊油氣田. 2008(03)
[10]水淹層測井解釋方法綜述[J]. 李楨,駱淼,楊曦,林振洲. 工程地球物理學報. 2006(04)
碩士論文
[1]孤東油田七區(qū)西館上段河流相儲層層次結(jié)構(gòu)與剩余油分布研究[D]. 崔文福.中國石油大學 2008
本文編號：3453852
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