孤东七区西馆上段测井岩相识别与解释方法研究

发布时间：2021-08-18 00:18

　　孤东七区西馆上段储层的非均质性较强,在同一个微相内储层的物性差异很大,且孤东油田已进入特高含水阶段,随着继续注水,储层非均质性强;水淹导致储层物性差异变大,常规测井资料对储层进行解释的误差大;而且水淹储层流体性质变化大,使得剩余油饱和度解释难度加大。这一系列的问题给生产带来巨大挑战。相同的岩相在沉积环境上具有一定的相似性,在储层上体现为具有相似的物性特征,在测井响应上也表现出相似性,因此,可以通过岩相来约束储层的解释与评价。岩相约束是通过把储层物性及测井响应上有相似性的岩相归类并建立解释模型来实现的。目前对孤东七区西馆上段目的层的研究,主要集中在微相层次。特高含水阶段,同一微相中的不同位置储层水淹程度差异较大,其水淹差异主要由其内部的非均质性决定。因此,需要对孤东七区西馆上段目的层微相内部的岩相进行进一步划分,即进行岩相的精细解释。本文充分应用孤东七区西馆上段的岩心、测井及动态等资料,分析不同岩相的物性及测井响应特征,建立岩相—测井响应的关系,在测井资料不足的条件下,常规的岩相识别与解释方法有很大的局限性,而通过测井响应的分析与组合,压制非岩相信息、提高岩相信息,重构岩相指示曲线,进行... 

【文章来源】：中国石油大学(北京)北京市 211工程院校 教育部直属院校

【文章页数】：72 页

【学位级别】：硕士

【部分图文】：

孤东油田地理位置图

图 1.2 孤东油田开发分区图Fig,1.2 Development zoning map of Gudong Oilfield七区西馆上段从上至下分为六个砂层组（馆 4～6 砂层组砂体发育，为馆要储集层），沉积厚度为 270m～300m，平均厚度为 290m。细砂岩、粉砂岩和泥岩七区西馆上段的主要岩性。其下部岩性主要为中砂岩，向上为泥质粉砂岩、粉砂岩，且结构疏松，孔隙之间胶结物含量低式为接触式和孔隙-接触式胶结为主[1]。在氧化环境中形成的泥岩呈现棕色及其它杂色。储层的粒度均值为 0.14mm，处于 0.7mm-0.16mm 之间，；分选系数平均为 1.67，极值分别为 1.30-2.20，分选性质为中等-差。储平均为 32%，渗透率平均为 1610×10-3μm2，孔渗较高，储层物性好。2 开发历程及开发现状孤东油田自 1986 年投入开发以来共经历了四个开发阶段（图 1.3）。第一阶段（1986-1987 年）为初始方案实施与产能建设阶段。从 1986 年生产，将油田划分为 17 个开发单元，在该年末综合含水率为 19.9%。在

中国石油大学（北京）硕士学位论文第二阶段（1988-1989 年）为注水开发、高产稳产的阶段。由于油田注水量的加，此时油田的综合含水率由 28.7%上升 34.4%，总含水率达到 63.1%，注水也加了地层的总压，由 2.32MPa 回升到 2.97MPa。第三阶段（1990-1992 年）为持续稳产阶段，在此阶段为层系井网进行了调整。上段由方形反九点井网改为行列注采井网，井网的调整使得注入水的波及情况到较大的改善，抑制了含水率的上升，含水上升率在两年期间由 5.02%下降为3%，总体含水率上升为 86.9%。第四阶段（1993 年至今）为综合治理和三次开采的开发阶段。从此阶段开始田开始进入产量递减阶段，宣布油田的稳产期就此结束。此阶段的开发井网调空间不大，通过聚合物驱的技术手段进而提高油田的原油采收率，从而进行老的产量接替。


本文编号：3348800