東河1油田石炭系東河砂巖段地質(zhì)建模研究.pdf

1、東河1油田石炭系油藏位于塔北隆起中段東河塘斷裂背斜構(gòu)造帶上。東河砂巖屬廣海型海灘沉積的前濱和臨濱微相,沉積厚度平均為250m,儲層整體綜合評價為中孔中滲儲層,油藏類型為塊狀底水油藏。截止2010年11月,油藏累積產(chǎn)油794.2417×104t,累積注水1484.0x104m3,油藏綜合含水率52.12％。目前存在以下問題:由于油層厚度大,部分巖性段劃分需要進一步落實；油層縱向夾層發(fā)育使得儲層非均質(zhì)性嚴重；油藏底部存在稠油墊,需要搞清楚稠

2、油墊分布特征以及對油藏開發(fā)的影響；到了開發(fā)中后期油藏含水率上升快,層間矛盾更加突出等問題。針對以上問題,對油藏進行深入認識,建立正確反映油藏地質(zhì)特征的地質(zhì)模型,對后期開發(fā)方案調(diào)整都具有重要意義。
　　 本論文從東河1油田石炭系油藏的實際情況出發(fā),綜合應用鉆井、取芯、巖芯化驗分析、測井和生產(chǎn)動態(tài)等資料,對油減地層進行精細對比、儲層特征和稠油分布特征以及稠油段對油藏開發(fā)的影響進行研究；在前面研究成果基礎之上進行三維儲層隨機建模,計算

3、油藏地質(zhì)儲量和稠油段儲量。論文主要取得了如下幾點成果與認識:
　　 (1)東河砂巖段分為上下兩個準層序組,下部準層序組為海平面下降期沉積,上部準層序組為海平面上升或海進期向陸退積沉積。在準層序組劃分的基礎之上,進一步將東河砂巖段劃分為5個準層序,細分為10個巖層組(巖性段)。
　　 (2)東河砂巖段分五類儲層:Ⅰ類儲層孔隙度>18％,滲透率>100x10-3μm2；Ⅱ類儲層孔隙度17％～18％,滲透率50x10-3μm2

4、～100x10-3μm2；Ⅲ類儲層孔隙度14％～17％,滲透率10×10-3μm2～50x10-3μm2；Ⅳ類儲層孔隙度10％～14％,滲透率3×10-3μm2～10x10-3μm2；Ⅴ類非儲層孔隙度<10％,滲透率<3×10-3μm2。1巖性段屬于低孔低滲儲層,主要以Ⅳ儲層為主。2、3、4和5巖性段屬于中孔中滲儲層,主要以Ⅲ類儲層為主,是主要的產(chǎn)層段。6、7、8和9巖性段屬于中孔低滲儲層,主要為水層段。
　　 (3)東河砂巖段

5、央層主要分為三類:泥質(zhì)砂巖夾層、灰質(zhì)砂巖央層和泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層。主要以泥質(zhì)砂巖夾層和泥質(zhì)灰質(zhì)砂巖夾層為主,該類夾層在整個東河砂巖段都較發(fā)育,而灰質(zhì)砂巖夾層相對最不發(fā)育且分布比較隨機,厚度較薄。
　　 (4)油藏底部稠油段電阻率介于油層和水層之間,深、中、淺側(cè)向電阻率之間的幅差較大,厚度大致在10m～15m之間,平均厚度約為11.54m。油藏壓力變化及注水井吸水剖面分析結(jié)果都說明稠油段對油藏邊底水的推進起到了明顯的抑制作用。