下载文档原格式
大港油田储层构型及特征
王文霞
【期刊名称】《石化技术》
【年(卷),期】2015(022)010
【摘要】文章详细分析了大港油田的地质情况,并将各种特性产生的原因进行概述.【总页数】1页(P264)
【作者】王文霞
【作者单位】大港油田勘探开发研究院天津 300280
【正文语种】中文
【相关文献】
1.大港油田官80断块辫状河储层构型表征 [J], 陈莉;芦风明;范志勇
2.浅析大港油田储层构型及特征 [J], 杨桦
3.地下曲流河沉积点坝内部储层构型研究——以大港油田一区一断块Dj5井区为例 [J], 徐振永;吴胜和;杨渔;倪小明;张玎
4.地下曲流河沉积点坝内部储层构型研究——以大港油田一区一断块Dj5井区为例 [J], 徐振永;吴胜和;杨渔;倪小明;张玎
5.河口坝内部储层构型及剩余油分布特征--以大港油田枣南断块长轴缓坡辫状河三角洲为例 [J], 印森林;陈恭洋;戴春明;吴胜和;芦凤明;冯文杰
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
大港油田奥陶系岩相古地理及储层特征摘要：在奥陶纪时期，大港油田是华北地区陆表海的一部分，是黄骅坳陷部分已发现油田的总称。
岩相古地理随着时代变迁发生了一些列的变化，呈现出不同的格局和特征。
奥陶系储层也随着时代变迁和后期人为不断改造，并受到客观因素和内在因素的制约，总体呈现出低渗和高孔两个特点。
近几年来，奥陶系储层一直是大港油田所探寻的目的层之一，探析大港油田奥陶系岩相古地理及储层特征，对大港油田的开采及发展具有重要意义。
本文从岩相古地理变迁角度进行分析，对奥陶系储层特征及影响因素做了简要分析。
关键词：大港油田奥陶系岩相古地理储层特征随着我国综合国力不断提高，油田开采业总体发展离不开对地表特征以及地理环境的探寻和研究。
作为华北陆表海一部分，大港油田是黄骅坳陷部分已经发现油田的总称，勘探范围非常广，不仅包括黄骅地区陆地坳陷部分，还包括了黄骅地区海洋部分，大港油田的总体延伸方向为东北方向至西南方向，总面积约为17000平方千米。
近年来随着地质勘探技术不断发展，在奥陶系岩相古地理勘探方面也取得了突破性的进展，但是当前大港油田工区内钻穿奥陶系的仅只有10口井左右。
因此，研究大港油田奥陶系岩相古地理及储层特征，对大港油田油气勘探具有非常重要的理论意义和现实意义。
1.奥陶系地层本次地层划分与对比研究是在大港油田进行的，本区奥陶系厚度为400米至900米之间，大港油田奥陶系主要组成部分包括白云岩和石灰岩，其中石灰岩是由于浅水台地沉积所致，该区奥陶系与下伏寒武系完全解除，但是与上覆地层不整合解除，其中上覆地层是指下第三系、石灰系或中生界。
对于奥陶系划分有很多种方法，在本次奥陶系地层划分研究中，采用的是奥陶系三分法。
这种划分方法是所有方法中最为新颖的一种，最具有重要的理论意义和实践意义。
2.岩相古地理演变位于华北地区的大港油田，是华北地区陆表海的一部分，属于稳定地台。
太行山、鲁西以及燕山的三大基底拼接而成形成了大港油田的结晶基底。
大港油田古潜山井歧古11x1钻完井技术大港油田古潜山井歧古11x1钻完井技术是一种重要的油田开发技术，在大港油田取得了显著的成果。
本文将从井歧地质特征、井筒设计和完井工艺等方面进行详细介绍。
井歧地质特征是进行井筒设计和完井工艺的基础。
井歧地质特征主要包括地层厚度、油气层分布和岩性结构等。
对于大港油田而言，井歧地层主要由石油层和水层组成，其中石油层的厚度在20米左右，油气层主要分布在石油层上方。
岩性结构主要由砂岩和泥岩组成，具有较好的储层性质。
井筒设计是确保井歧钻完井顺利进行的关键。
井筒设计主要包括井壁稳定性设计、井眼质量控制和井间套管设计等。
井壁稳定性设计是指根据地质特征和井眼质量要求，确定井壁支撑材料和支撑结构的设计，以确保井壁的稳定性。
井眼质量控制是通过合理的井眼质量控制材料和技术，保证井眼质量的良好。
井间套管设计是根据井眼质量和井筒要求，确定合适的井间套管的数量和尺寸，以达到井筒的要求。
完井工艺是保证井歧钻完井作业的关键步骤。
完井工艺主要包括套管下入、封隔技术和水泥固井等。
套管下入是指将井间套管下入井筒，并通过适当的工艺和方法，将井间套管完全安置在井筒中，以保证井筒的完整性。
封隔技术是通过适当的技术和工艺，将井身分隔为不同的井段，并对井段进行封隔，以保证井筒的渗漏性和环境保护。
水泥固井是通过合理的水泥浆配方和固井工艺，将水泥浆以合适的方式注入到井筒中，从而保证井筒的完整性和固定性。
大港油田古潜山井歧古11x1钻完井技术是一种重要的油田开发技术，其井歧地质特征、井筒设计和完井工艺等方面的优化和改进，对于保证井筒的稳定性和完整性，提高油田开发效果具有重要意义。
通过不断的实践和研究，大港油田古潜山井歧古11x1钻完井技术将进一步完善和发展。
复杂断块油藏综合评价—以大港油田港西三区二断块油藏为例摘要：油藏评价的目的主要是对油藏的油藏概况、地质特点、油层分布、储层物性、流体物性、温度压力系统、油藏储量等方面进行全面分析评价，本文以大港油田分公司港西开发区三区二断块为实例介绍油藏评价的具体内容，搞清楚油藏的基本特征，为油田开发方案设计、油田开发策略的制定等方面做好基础工作。
关键词：大港油田复杂断块油藏港西三区二断块综合评价一、油藏概况港西三区二断块是黄骅凹陷中部北大港构造带凸起基底上由上第三系组成的一个断块背斜构造。
区域内构造相对简单。
该断块含油面积3.4平方公里，油藏埋深612.4-1360.8米，油层平均厚度11.8米，地质储量846万吨。
含油层位为明二、明三和馆一组三套油层，主力油层为明二、明三。
港西三区二断块油藏具有严重的非均质性、油层跨度大、原油物性差、储层物性好的特征。
自1970年投入开发，先后进行过分注合采、轮采、堵水调剖、冲砂、提液等增产措施，油田开发取得了较好的开发效果。
二、油藏地质特征港西三区二断块是位于港西开发区中部，北、东、南三面为断层遮挡，向西敞开的一个地垒块。
平面上断层分布较多，是一个较复杂的断块油藏。
该断块从上至下主要分布着明二、明三和馆一组三套油层，明一和馆二在局部也有零星分布，主力油层为明三的2、3、4小层。
西部油层主要为明三油组，东部明二、馆一较发育。
三、储层性质二断块油藏储层是粒度中值为0.13mm、分选系数为2的层状粉沙岩。
油层物性好，孔隙度和渗透率较高。
孔隙度在23%-36%之间，平均孔隙度为31%；空气渗透率1.264μm2，有效渗透率为0.412μm2。
束缚水饱和度0.302。
胶结类型为孔隙胶结，胶结物含量21.13%，其中碳酸岩含量7.49%，粘土含量13.64%。
四、油藏温度压力系统评价1.压力系统油气藏的压力系统，是油气藏评价中的重要内容。
对于每口探井和评价井，必须不失时机地准确确定该井的原始地层压力，绘制压力与埋深的关系图，以便用于判断油气藏的原始产状和分布类型，并用于确定储量参数和储量计算。
大港油田储层构型特征引言我国东部碎屑岩油田已经进入高含水期,水淹严重,剩余油高度分散.地下储层构型分析已经逐渐成为预测储层剩余油分布的研究重点.目前辫状河构型模式研究主要集中在露头和现代沉积上,也有学者采用实验模拟辫状河形成过程,进而分析辫状河构型模式.Miall A D利用Mesaverde组Castlegate砂岩的沉积相构型、界面类型和古水流方向信息建立心滩坝的几何形态,分析古水流对心滩坝加积方向的影响.于兴河等研究山西大同辫状河剖面,分析沉积物的特征及岩相组成,划分层次界面.对于辫状河地下储层构型的研究成果较少,并且主要集中在复合河道砂体上,心滩坝级次及心滩坝内部构型研究虽有文献涉及,但对构型的定量模式未做阐述.针对油田开发中后期地下储层构型的井间预测特点,采用分级描述、模型构建与交叉验证方法[3-7]对其进行研究.1 地质概况官80断块位于黄骅拗陷孔店二级构造带倾末端,孔东大断层上升盘的局部垒块,构造面积约为,属于王官屯构造的一部分.官80断块孔一段为冲积扇—滨浅湖(膏盐湖)沉积环境,研究目的层枣Ⅲ油组为辫状河沉积亚相,进一步细分为河道充填、心滩坝和河道间3种微相,前2种微相为该地区主要储集层.2 河床砂体描述目前较为通用的辫状河分类标准是Miall A D提出的,即把辫状河分为砾质辫状河和砂质辫状河,其中砂质辫状河又分为深的终年砂质辫状河、浅的终年砂质辫状河、高能砂质辫状河和漫流末端辫状河.不同类型的辫状河沉积具有不同的构型要素类型和空间组合关系,因此研究辫状河储层构型时,首先根据区域地质背景和沉积物特征还原古沉积环境,从而确定辫状河类型.官80断块河流砂体形成时期构造迅速抬升,气候相对干燥.构造抬升在一定程度上增大河流能量,而且研究区距物源相对较近,能够保持较大的河流能量,干燥的气候使得地层更容易被侵蚀,而湖盆的萎缩使得枣Ⅲ时期河流在冲积平原上广泛分布,该区特殊的沉积背景导致辫状河砂体的独特沉积特征,判定官80断块在枣Ⅲ时期为冲积扇扇中辫状河.在不同水深条件下,沉积机制不同,砂体的叠合模式、砂体内夹层类型、沉积物的层理类型也不同.单期河道砂体的厚度与古水深相当,层内夹层的厚度横向延伸长度也与古水深密切相关.根据现代辫状河沉积和古代露头资料,不同水深的辫状河沉积砂体的几何形态及内部构型差别很大.Leclair S F等通过多条现代河流数据,分析交错层理系厚度与辫状河水深的关系:根据研究区6口取心井的岩心观察,研究地区沉积背景近源、陡坡,单层厚度差异不大,为平板状,平均厚度为3~5m,交错层理系平均厚度为7~15cm,计算研究区辫状河水深为2~4m.根据河流沉积学原理,单期河流的沉积厚度(即单层厚度)与河流古水深相当.根据精细地层格架,枣Ⅲ-1-1单层地层厚度约为3~4m,与经验公式计算所得的研究区辫状河古水深相当.研究区辫状河沉积物以细砂岩为主,含砾,分选磨圆差,是典型的冲积扇扇中含砾砂质辫状河沉积,沉积古水深较浅,为2~4m.研究区辫状河为浅的冲积扇扇中含砾砂质辫状河.河床砂体的展布类型主要分为:(1)条带状:一般河宽为300~500m,砂厚为3~5m;(2)连片状:河道连片发育,宽度大于砂厚变化,一般为4~12m不等.3 心滩分析心滩位于河道之间,是河流在游荡迁移过程中堆积形成的,其剖面特征具有落淤层沉积.电测曲线特征为齿化箱形或钟形,有无落淤层沉积是划分河道与心滩坝的相标志.在辫状河沉积过程中,由于河道摆动频繁,砂体相互切割叠置,砂体内发育大量冲刷面等层面构造.河道砂体内部不易沉积和保存泥质夹层,仅在河道废弃时可以充填一些悬移质沉积,而在下次洪泛中遭受剥蚀.如果保留,侧向分布也不会超过一个河道宽,连续性较差;心滩坝砂体是由河流多次洪泛携带的碎屑物在心滩部位垂向加积形成的,砂体内部粒度组成有明显成层性,却无粒序规则,而底部并不一定具有最粗的粒级.沉积过程中水流能量变弱后发生于心滩之上的落淤沉积,由于后期冲刷程度低,形成落淤层沉积.根据心滩坝和辫状河道存在高程差特征,采用与曲流河类似的“砂顶相对深度法”识别地下心滩坝沉积.剖面上心滩坝和辫状河道的概念模式见图1.识别步骤:①组合沉积相图作为控制,作相控砂体厚度等值线图(见图2).②在精细地层对比的基础上,作枣Ⅲ-1-1顶面构造深度图(见图3)和砂岩顶面构造图(见图4),二者相减得到相对深度(见图5)[4-5].③识别心滩坝的大致分布区(见图6).④根据辫状河道测井曲线,官80断块显示明显正韵律特征(见图7),测井上识别心滩坝,进行沉积微相的剖面组合(见图8),从而确定心滩坝的位置和形态,最终确定沉积微相平面分布图[10-12]. ⑤应用动态资料验证心滩边界,处于心滩部位的官5-13-1井注水,同样处于心滩部位的官6-9-1井和官5-13井检测,结果快速见效,说明同一心滩内顺物源方向连通性好.另一个砂体,处于心滩部位的在官5-13-1井注水,处于河漫滩部位的在官6-9-1井检测,见效速度慢,不同相带四级界面阻挡注采见效,说明不同微相间存在界面阻隔,连通性差.心滩坝主要包括垂积体和夹层.官80断块泥质夹层厚度较薄,一般为~,但分布范围广,单个心滩坝砂体有1~3个夹层.选择官80断块枣Ⅲ-1-1层的心滩作为研究对象,得到合理的心滩坝内部结构模型(见图9)[13].在对心滩内部解剖的基础上,分析夹层所控制的非均质性特征.心滩内部夹层的存在是造成心滩内部非均质性的最主要原因.4 现场应用根据官80断块储层构型表征成果,研究枣Ⅲ-1-1单层内部剩余油分布,由于井区储层层内非均质性较为严重,导致流体的渗流差异性.层内流体的渗流差异分为垂向渗流差异及横向渗流屏障,对垂向渗流差异,由于河流相储层垂向上以正韵律和复合正韵律为主,油层各韵律层上部渗透率低,加之受重力影响,通常注水波及程度低,油层呈弱水洗甚至未水洗状态,形成油层顶部的剩余油滞留段[14-15].如果层内存在低渗透遮挡层,如心滩坝砂体内的泥质夹层,则在油层各韵律层泥质夹层下部均可残存相当一部分可动油,剩余油在层内呈现分段聚集的状态,形成一个剖面上呈叠瓦状、平面上呈新月形的剩余油富集区,在一定的注采井条件下,也可形成下部剩余油富集区(见图10)[16].在官80断块官7-8-1井组四级界面限定的同一相带内,顺物源方向注采见效好,官7-8-1井注水,官6-8、官7-8-3、官6-8-1井采油,井距分别为200,145,260m,分别在43,91,69d见到示踪剂;在不同相带内,由于四级界面的阻挡,注采见效差,官80、官8-9k、官7-7-2井注入1a后未见到示踪剂(见图11).考虑该断块目前存在的生产问题,编制综合调整挖潜方案,方案设计新油井5口,油水井采取措施7井次,单井配产7t,当年建成产能×104 t[17-18].5 结论(1)研究区平面相带差异,造成强烈平面非均质性;在同一相带内,非均质性弱;心滩内部的夹层分布是造成心滩非均质性的最主要因素,开发中后期,心滩内部夹层控制的剩余油分布研究是重点.(2)对解剖区心滩坝沿顺水流方向和垂直水流方向进行解剖,顺古水流方向的剖面,单一增生体包裹垂向加积,同一夹层在心滩中部近水平分布,两侧向心滩中部弯曲,在心滩靠前部位存在侧积,夹层侧向分布.垂直古水流方向的剖面上,单一增生体包裹垂向加积,同一夹层在心滩中部呈近水平状分布,两侧向心滩中部弯曲.。
