欢60块测井储层综合评价

TOC\o"1-2"\h\z\u一、概 二、油藏地质特 （一）、地层及层组划 （二）、构造特 （三）、储层特 （四）、流体性 （五）、地层压力与温 （六）、储量估 三、储层综合评 （一、电性标准的建 （二、测井资料二次评 四、区域综合认 （一、储层产能的认 （二、地层对比分 （三、区域砂体分布规律分 （四、储层参数分布规 （五）、油水分布及油藏类 （六）、隔层与夹层特 五、开发现状及效果分 （一）、开发现 （二）、开发效果分 （三）、潜力分 六、油藏二次开发部署设 （一、开发层系的划分与组 （二、开发方式选 （三、井网、井距的确 （四、水平井部署方案与方案优 （五、开发指标预 （六、实施建 七、结论与建 一、概欢60块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢曙阶中段、齐欢交界处，西临欢616块，本区块从1975年开始勘探以来，已完成二维测网1.2×1.2km，三维满覆盖。年月日，本块第一口探井欢60井在沙一、二段，沙三段均发现良好的油气显383×104t，1994年在只有7口井情况下，上报欢60区块探明储量218×104t0.5km2年按m井入开发，截止2005年底，有油井13口，开井1口，日产液3t，日二、油藏地质特（一）、地层及层组划1、地层组合特该块钻井的地层自下而上分别为:中生界下第三系沙河街组三段沙一二段，中生界地层：一套红色纯泥岩，其厚度为100m馆陶组地层：由一套白灰色厚层砂砾岩组成，地层厚度175m2、层组划2（二）、构造特1、断层发育特本区块共发育6条断层，其中3条北东南东倾向断层，3条近南北东倾断层。本区南北分别被36-和欢南两条北东向、东部被齐东大断层所切割，这3条边界大160序号断层名称断层走向断层倾向断距延伸长度m断层级别落实程度136-52NESE>70>10003钻井、地震260EWS>60>10003地震、井间3207NNESSE>80>10003地震、井间460NESE5011004过井、地震535-51NSE208504过井、地震6207NSE208504地震、井间2、构造形欢60块构造位于西部凹陷西斜坡欢曙阶中段，是一个在斜坡背景上受古地形控3其中33-51断块为高断块，是本区块油层富集的主力断块，构造面积0.35km2，地680m，构造低部位在欢60-32-541油层顶面埋深718m，构造幅度38m（2欢60-32-56井西附近，莲Ⅱ1油层顶面埋深750m，构造低部位在欢601油层顶260序号断块名称构造面积km2构造形态高点埋深构造幅度m地层倾角°133-510.35单斜680384～2600.24单斜750504.（三）、储层特1、砂体发育特360层位平均砂岩厚度m砂岩系数孔隙度%渗透率×104μm泥质含量%136.520.7124150012216.190.55211100182、储层岩3、储层物16（四）、流体性1、原油性2、地层水性

粘度粘度0

90温度160块莲花油层年温曲线莲花油层地层水为NaHC03型。总矿化度为1424.9～17807mg/L，CL-含量239.4mg/L，HC03-含量640.71～1006.8mg/L，Na++k+含量411.7～518mg/L，Mg++含量（五）、地层压力与温784.4m7.14～7.53MPa一口井井温曲线和二口井实测温度资料统计，油层温度31.5～32℃，温度梯度3.12℃/100m（六）、储量估4断块层位AoKmHmΦ%So%ρog/cm3Boi104tEr%Nr1043351Ⅰ0.323.529650.9851.0442013Ⅱ0.3714.29650.9851.0449513Ⅱ0.26.029650.9851.0442213合计0.3720.29650.9851.0441371360Ⅰ0.073.029650.9851.044413Ⅱ0.198.329650.9851.0442813合计0.199.429650.9851.0443213总计0.5617.29650.9851.0441691322.三、储层综合评（一、电性标准的建14口井，目的层为沙河街组沙三段沉积；本区资料都为国产小数控测井系56012，3000表560效率产出比60-35-5330%60-32-5460-33-55井，注汽效率在50%左右。图2是上述四口井投产井段声波时差与电阻率交会图，这些数325-450微秒/25-100欧姆.25欧姆.米以下，但这些电阻低的多为一些电阻较低的薄夹层和泥质含量较重的储图2、欢60块四口井声波和电阻率交会 图3、欢60块七口井声波和320002电阻率低于20欧姆.的数据点比例明显较本区的水层与上述投产井段数据点绘制到

46066030欧姆.380微秒/15-25欧姆.380微秒/15欧姆.325-450微秒/（二、测井资料二次评ttmatf 470微秒/米，因此压实系数C470微秒 328微秒地层含水饱和度采 公式计算RT

a

根据本区的自然电位的幅度差异分析，本区在不同泥浆环境下出现正差异和负差异，根据自然电位分析出本区地层水电阻率在1欧姆.米，同样采用标准水层计算的地层水电阻率也1欧姆.1欧姆.米。利用上5所示。通过建立的电性标准和处理参

56017米/68.3米/2层;油水9.4米/4层。修改结论详细情况如下表表7609891四、区域综合认（一、储层产能的认（二、地层对比分60块采用了定向井技术，因此，为便于地层对比和准确了解储层厚度分布情况，因此，在地层对比中对资料进行井斜校正后进行地层对比，在地层对比中主要采160块东北部地（三、区域砂体分布规律分Kriging插值方法对区域的砂体分布趋势进行描述，从图中可以看出，本区的砂体分布60-34-5060-35-51井区域内砂体较厚，而且地层对比关系较好，应是本60-35-5560-34-56井区是较好的储层发育区，60-35-5160-35-5360-35-55对比图,60-34-5060-34-5260-34-54对比图,60-33-5160-33-5360-33-55对比图中,可以看出,北部和南部的井的砂（四、储层参数分布规nn储层参数n平均储层参数= ni其中：nKriging插值技术分析区域储层参数的分布规律。通过图象表示储层参数的变（五）、油水分布及油藏类1、油层分布特深680～75Om，油层最发育，单井最大油层有效厚度39.lm(33-51井)173m10mⅡ1砂岩组油层是莲花油层的主力油层，在平面上分布范围较广，在2在33-51块南部油层厚度较大，往北减薄，油层钻遇率100%。单井最大油层有效厚度))14.5（19202、油藏类2426（六）、隔层与夹层特1、隔层特27增厚。单井最大隔层厚度8.6m，最层厚度0m，平均隔层厚度2.2m（附图282、夹层特莲Ⅱ内部平均夹层厚度13.5m，平均夹层层数8.l层，夹层密度32.17，夹层频率15.90五、开发现状及效果分（一）、开发现欢块年按m井入开发，截止2005年底，有油井13口，开井1口，日产液（附图29、表8860井号注入量回采水采油量存水量油汽比回采水率%欢60-32-5295341521128980130.14欢60-32-5420206132531061669530.53欢60-32-56733485743814-12400.52欢60-33-511651655634059109530.25欢60-33-531270917811070109280.08欢60-33-55159296530782293990.49欢60-34-50121903304152788860.13欢60-34-52114051435165599700.15欢60-34-5496008221143613790.15欢60-34-5640470.23欢60-35-5122533124127254101210.32欢60-35-5398847601342622830.35欢60-35-553364121769621470.21欢60-36-524564112045934440.10（二）、开发效果分1、采油速度低、采出程度低、油藏动用程度142.4%0.02％～0.2%，采油速度较低，开发效果差（6采油速采油速度0采出程采出程度210 时间（年660块莲花油层开发曲线60141m15.981511.9915万29m~55m14口井开发井，井网密度50％。60块莲花油层主力油层为Ⅱ114m2.265～0.45μm260％。2、直井有一定产量，但是产能差异较5～10t25t（73288t，最高10616t459t油井累产油高，油层发育薄部位的油井累产油低（31日产日产液/日产油50含水含水0 时间（年.月7603351井采油曲线32－54、33－51、33－55、35－514口井周期产量分析（8，1～2周期产量较低，3～636038123mPa.s，在井60℃以上温度场时原油很难流动，周期产量必然很低。8、60块典型井周期产油量变化曲线3、回采水率低、存水量全块共注蒸汽159815t，回采水73879t，存水85936t，总回采水率46.2%，平均1415t5277t45.6%16.9%，最小回采12.6%类和含量无法统计，建议加强这方面的研究。（三）、潜力分欢60块估算地质储量169×104t，上报探明储量时标定采收率为13%，估算可采储22.0×104t4.6×104t17.4×104t。该块共有开发井14口，平均单井采油3287t，根据统计结果，14口井中只有1口井六、油藏二次开发部署设（一、开发层系的划分与组10～20m50～70m，油层主要集中发育在Ⅱ1砂岩组，占总储量65%以上，单层厚度适合水平井开采，因此采取一套层系进行水平井开发。（二、开发方式选（三、井网、井距的确1、井型的选2、水平段长度优周期注汽强度16t/m，第二、第三周期注汽强度一周期基础上递增10%、以后注汽强40%80/d200m、250m、300m、350m、400m的蒸汽吞吐效果（9）6可以看出累积产油随着水平段长度的增加而增加，但随着水平段长度的增250-300m0.56。60250m～300m之间比较9井段长度m生产时间d累注汽量t累产油t累产水t油汽比20098625508.55250114228670.56300124833230.5635013653868421500284780.5540014214361422050341040.513、井距确益好为标准的同时，还要考虑与原直井保持一定距离，以排除原直井存水对水平井141m100m140m，下面以水平段300m14m为前提条件，研究不同井距单控储量情况（1010井距100140单控储量×1049.96813.92100m9.968×104t，单井控制储量较低。因此从140m井距开采。100m、140m11，100m14.48%，140m13.38%1.09%。11井距m周期数生产时间d注汽量t产油量t产水量t油汽比采出程度%1006104027510.5214.491406124833230.5613.38400m×600m100m6口，150m井4430143.4350.6元/1149元/经济效益=12：12井m注汽t产油t净采油t毛收万元钻井投资万元地面建万元操作成万元经济效万元10016506866527486286012580.860.2624.2164.150132927452465030747191720.573.26128.46297.从经济效益对比上看，140m100m。综合开发效果和经济140m为宜。60140m（四、水平井部署方案与方案优1、部署原①为降低开发风险，本着“先试验，后推广”60块进行水平井整体规划10m250m～300m50m④水平井的部署要考虑构造、油层的程度，降低实施难度和风险2、部署方140m2套30300～350m16.8×104t，467.3×104t该块总剩余地质储量的59%。在欢60块Ⅱ1砂岩组油层厚度大于10m区域规划水平井2口，水平井与直井距离70m，水平段长度250m，单井控制储量9.0～10.5×104t，2口井19.5×104t61%。方案233-51块Ⅱ1砂岩组部署水平井6口（附图31，水平井与直井距离70m，水平段长度250m，单井控制储量14.95×104t，6口井动用地质储量89.7×104t，占该块63.6%2601相同。3、方案优2优点是：33-5133口水平井处于油层控制程度低的部位，实施有一定（五、开发指标预104t3.8684×104t0.55（1333-51467.3×104t2011104t8.4×104t0.5512.51360S1+2周期生产时间d日产油t/d产油量t产水量t注汽量t油汽比119611.2285184656940.64223818.4391362861740.83325622.5681426