孤东七区西馆上段水淹层测井精细解释与评价研究

发布时间：2021-10-23 20:21

　　孤东七区西馆上段砂岩经过多年的勘探开发已进入特高含水期,其油、水运动和剩余油分布十分复杂。原有解释模型以及测井储层参数的精度已经不能满足油田开发的要求,对后续生产跟进和进一步研究带来了不可忽视的困难,同时也是剩余油分布特征研究的不利因素。针对孤东七区西馆上段水淹储层评价现状及出现的问题,分析了孤东七区西馆上段基于岩相的水淹规律及特征,对孤东七区西馆上段砂岩水淹层进行了测井精细评价。首先明确孤东七区西馆上段砂岩储层是以细砂岩、粉砂岩为主的高孔高渗疏松砂岩储层,通过统计分析总结得出原状储层和不同级别的水淹储层的物理性质、孔隙结构、含油性等岩心参数的变化特征;结合岩心资料和测井资料,识别了研究区目的储层的水淹程度,建立了不同岩性的水淹层定性识别图版及标准,该方法基于研究区常规测井组合特征值;然后利用基于性的常规测井解释方法和BP神经网络测井解释方法,完成了包括孔渗、含水饱和度、束缚水饱和度等在内的水淹层解释参数模型建立及参数解释。在以上研究的基础上,结合研究区测井资料及生产资料进行了测井综合解释评价,完善孤东七区西馆上段砂岩水淹层测井解释及评价方法,取得了较好效果。 

【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】：78 页

【学位级别】：硕士

【部分图文】：

孤东油田地理位置图

- 2 -图 1.2 孤东油田开发分区图Fig. 1.2 Development division of Gudong oilfield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，为馆储集层），沉积厚度为 270m～300m，平均厚度为 290m。砂岩、粉砂岩和泥岩七区西馆上段的主要岩性。其下部岩性主要为细砂，向上为粉砂岩、泥质粉砂岩，且结构疏松，孔隙之间胶结物含量低，接触式和孔隙-接触式胶结为主。在氧化环境中形成的泥岩呈现棕红色

将油田划分为 17 个开发单元，在该年末综合含水率为 19.9%。在该阶末期（1987 年）组织了防砂转注会战，含水率为 28.7%。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馆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%，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整不大，通过聚合物驱的技术手段进而提高油田的原油采收率，从而进行老区的接替。

【参考文献】：
期刊论文
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硕士论文
[1]孤东油田七区西馆上段河流相储层层次结构与剩余油分布研究[D]. 崔文福.中国石油大学 2008



本文编号：3453852