【《某油田的基本特征分析》4700字】

某油田的基本特征分析目录TOC\o"1-3"\h\u2772某油田的基本特征分析 1156031.1油田概况 1193421.2构造特征 1277191.3地层发育特征 2128531.4沉积特征 4325271.4储层特征 5142741.4.1储层岩石学特征 5323411.4.2储层物性特征 6115891.4.3储层物性垂向分布特征 6231501.5流体特征 879911.5.1地面原油性质 8157411.5.2地层水性质 8267491.6油层钻遇特征 8130441.7储层非均质特征 91.1油田概况路15断块属留北上第三系油藏，构造位置处于留路断层下降盘根部，构造总体表现为鼻状构造，主要发育上第三系馆陶组、明化镇组两套油层。路15断块于1987年9月正式投入生产，该区含油面积1.17km2，地质储量560.55×104t，可采储量168.17×104t。截至2019年5月，总开井数27口，其中采油井25口，注水井2口。日产液691.1t，日产油56.1t，综合含水率91.88%，累计产油65.79×104t，采出程度11.74%。油藏目前处于高含水后期开发阶段，油水分布日益复杂，剩余油分散，挖潜难度大，措施效果差。1.2构造特征路15断块NmxII油组底部构造相对比较复杂（图2-1），南部主要受留路断层所控制，留路断层在本区为北调，主体井区位于留路断层的下降盘，下降盘发育一些南调断层，大致有三条断层，与留路断层相交成“y”字形组合特征，形成多个鼻状构造高点，油气聚集成藏。另在南调断层的基础上，发育一些小的分支断层或连接断层，造成部分井区构造复杂化。路15断块Ng组底部构造相对要简单得多（图2-2），下降盘南调的断层大部分在上部地层相交，只有个别断层仍然存在，路15断块主体井区是一个比较大的鼻状构造，构造高点在路15-6X井—路15-2井一线，路15-8X井—路15-35井一线则为鞍部低构造区，暴露路15-37X井附近也存在一个不明显的构造高点。留路断层南部上升盘在留203井附近形成微幅隆起构造区。图2-1路15断块NmxII油组底部构造井位图图2-2路15断块Ng组底部构造井位图1.3地层发育特征钻井揭示，饶阳凹陷地层发育齐全，太古界、元古界、古生界、中生界和新生界地层都有发育，这里重点介绍新近系。根据岩石学和古生物特征，新近系分为馆陶组和明化镇组（图2-3）。各地层特征描述如下：（1）馆陶组（Ng）新近系馆陶组属于中新统地层，总厚度约为400m，为一套河流相沉积，馆陶组地层在剖面上总体呈现出由粗到细再到粗的一个相对完整的沉积旋回。岩性以灰色、灰黄色中砂岩，棕红色，紫红色泥岩为主。馆陶底部具有40-50m厚的滞留沉积，沉积杂色的粗砂和细砾岩，称“石英燧石砾岩段”标志层，全区稳定分布，与下伏地层呈不整合接触，并以其底界作为全区划分上、下第三系的主要依据。根据馆陶组岩性组合、沉积旋回特征结合对测井、录井、地震等资料的综合分析，又将馆陶组划分出了三个沉积旋回，自上而下分别为馆一段（Ng1），馆二段（Ng2）和馆三段（Ng3）。其中馆一段以粗中砂岩与泥岩互层，馆二段表现为中细砂岩与泥岩互层，泥岩厚度大，有较为明显的二元河流结构，馆三段则为大段的厚层中粗砂夹杂薄层泥岩。图2-3路15断块油藏地层发育示意图（据蔡治国，1998）（2）明化镇组新近系明化镇组可细分为上、下两段，厚1300-1500m，由于工区能明化镇上段基本无油气显示，同时缺乏钻井录井资料，本项目的重点研究层位为明化镇下段。明化镇组下段厚度为850m左右，是一套上细下粗的砂泥岩沉积，岩性以灰色，灰黄色砂岩，紫色、棕红色厚层泥岩互层为主，与下伏馆陶组为整合接触关系。根据旋回特征可将明化镇下段自上而下分为明下一段（Nmx1），明下二段（Nmx2），明下三段（Nmx3）和明下四段（Nmx4）四个旋回。其中明下四段由中细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及泥岩组成，明下三段在岩性上以黄色，灰黄色砂岩和棕色泥岩互层为主，明下二段上部砂泥互层，下部单层砂岩厚度大，仅有少量泥岩薄层，明下一段也以黄色、灰黄色砂岩及紫色泥岩为主，上部单层砂厚比下部大。明化镇组上段：下部为浅棕黄、浅绿灰或灰、灰白色粉细砂岩、砂砾岩夹棕红色泥岩；中部以棕黄、棕红色泥岩为主，夹棕黄、灰绿色泥质粉、细砂岩；上部以浅棕黄色砂岩、砂砾岩为主，间夹棕黄、棕红色泥岩或粘土层。自下而上由粗—细—粗组成一个完整旋回，与上覆第四系平原组地层呈假整合接触。1.4沉积特征根据现有研究资料，从明化镇下段到馆陶组的大部分地层，整体为泥包砂的特征，局部井段具有砂包泥的特征。明化镇下段的所有油组都是发育曲流河沉积，油藏剖面上明显可见的就是分布广泛的河道间泛滥平原中在不同时期发育有不同规模的河道沉积。油藏剖面与物源方向大致垂直，河道规模比较大的在平面分布连续性好，可以跨5个以上的井距，河道规模比较小的曲流河道则分布范围较小，一般1-2个井距，井间的连续性比较差。规模比较大的河道边滩沉积特征也比较常见，自然电位曲线表现为以反旋回为主，砂体厚度大，井间分布范围宽。馆陶组的上部的两个油组砂体及微相分布特征与明化镇下段相似，III油组砂体比较发育，表现为砂包泥的特征，横向连续性好，为辫状河道沉积，发育有比较多的心滩沉积微相。1.4储层特征1.4.1储层岩石学特征根据中国石油大学（华东）对本研究区的研究成果，通过岩心观察和描述，结合61个普通薄片、铸体薄片和扫描电镜资料，分析确定研究区储层岩石类型、成分成熟度和结构成熟度变化规律等。研究区岩石样品的薄片观察及统计结果表明（表2-1），饶阳凹陷留北地区新近系馆陶组和明化镇组下段砂岩以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主。在61个薄片中岩屑质长石砂岩29个，长石质岩屑砂岩20个，分别占岩石总数的47.54%和31.79%，其余种类含量较低。表2-1研究区储层岩石类型及分布表岩石名称长石砂岩岩屑质长石砂岩长石质岩屑砂岩岩屑砂岩样品个数（个）629206频率（%）9.8447.5431.799.84在砂岩分类三角图（图2-4）中可以看出，馆陶组样品点主要落在E区和F区，即主要为岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩，石英含量为34%-62%，长石含量一般为13-35%，岩屑含量一般为10%-36%；明化镇组样品点主要为岩屑质长石砂岩，其次为长石质岩屑砂岩，石英含量为30%-59%，长石含量一般为15-33%，岩屑含量一般为14%-40%。图2-4研究区馆陶组和明化镇组下段碎屑组分三角图1.4.2储层物性特征通过对路15断块新近系小层数据孔隙度和渗透率资料的统计分析，研究区的砂岩储层孔隙度在0.38%-39.36%之间，平均为21.98；渗透率在0.03×10-3μm2-1374.61×10-3μm2之间，平均为117.58×10-3μm2。根据储层物性分级标准，结合孔隙度和渗透率频率分布图（图2-5）可以看出：研究区砂岩储层孔隙度在15%-25%之间的小层最多，占分析小层数的69.47%，属于中孔，其次为孔隙度在25%-30%之间的小层，占分析小层数的23.01%；渗透率在大于50×10-3μm2-500×10-3μm2区间的小层最多，占分析小层数的79.94%，为中渗渗透率，其次为10×10-3μm2-50×10-3μm2之间的小层，占分析小层数的16.52%。从分析结果来看，研究区砂岩储层表现为明显的中孔中渗的特征。图2-5研究区岩心孔隙度和渗透率分布直方图1.4.3储层物性垂向分布特征根据所做的孔隙度、渗透率与深度的关系图得出（图2-6），整体上研究区内砂体孔隙度和渗透率均具有随埋深增加而降低的趋势，但在1700-2100m之间时，孔隙度和渗透率没有继续减小，反而呈较高的孔、渗性。通过对研究区普通薄片、铸体薄片和扫描电镜资料的分析发现，1700-2100m深度内的样品里普遍高岭石发育。由于高岭石形成于酸性环境，常发育次生孔隙，所以研究区1700-2100m可能为次生孔隙发育带。对于饶阳凹陷留北地区新近系砂岩的孔隙度－渗透率关系来说（图2-7），沉积和成岩作用是其主要的控制因素。沉积物进入成岩作用阶段后由于压实作用和胶结作用使得孔隙度和渗透率变小，而后由于溶蚀作用，使孔隙变大，形成次生孔隙带。图中红圈内的高孔特高渗数值点对应的深度为1890.35-1917.95m，处于次生孔隙发育带。总体上，研究区砂岩储层渗透率随着孔隙度的增大呈指数增大，具有较好的正相关性。图2-6研究区取芯井岩心孔隙度和渗透率与埋藏深度关系图图2-7研究区取芯井岩心孔隙度和渗透率关系图1.5流体特征1.5.1地面原油性质由路6等8口井9个油样分析，地面原油密度为0.9138～0.9255g/cm3，平均0.91965g/cm3；原油粘度为277.87～467.39mPa•s，平均371.63mPa•s；初馏点为8.34～164℃，含硫0.33～0.9116%，平均0.7649%；含蜡21.3～24.5%，平均21.9%；凝固点35～76℃；胶质沥青质含量33～44%，平均37.5%。1.5.2地层水性质据路6等7口井13个地层水水样统计，氯离子含量0.37～3958.3mg/L，平均2216.5mg/L，总矿化度8.2～7662mg/L，平均4610.9mg/L，水型为NaHCO3型。1.6油层钻遇特征对路15断块各油组钻遇井数、钻遇油层个数及钻遇油层厚度（一类和二类油层总厚度）统计表明（表2-2），该断块油层在明化镇下段及馆陶组都有油层发育，但各个油组之间的发育程度不均衡，明化镇下段主要集中发育在NmxⅡ和NmxⅢ油组，其中NmxⅢ钻遇井数最多，达到29口，钻遇层数63个，钻遇总厚度231.9米，平均单井钻遇厚度8.03米；其次是NmxⅡ油组，钻遇井位为19口井，钻遇层数55层，钻遇厚度256.22米，平均钻遇厚度13.49米，是明化镇下段平均单井钻遇厚度最大的油组。馆陶组四个油组中钻遇井数最多的为NgⅢ油组，为27井钻遇，钻遇层数为40层，钻遇总厚度为151.7米，平均单井钻遇厚度5.62米；平均单井钻遇厚度最大为NgⅣ油组，平均厚度为19.58米，但钻遇井数较少，只有6口井钻遇油层。表2-2路15断块油层钻遇统计数据表油组钻遇井数/口钻遇层数/个总厚度/m平均厚度/mNmxⅠ5621.64.52NmxⅡ1955256.2213.49NmxⅢ2963231.98.03续表2-2NmxⅣ16291237.69NgⅠ5741.88.36NgⅡ101030.33.03NgⅢ2740151.75.62NgⅣ611117.519.581.7储层非均质特征层非均质性是指储层砂体的几何形态特点、规模及空间展布的连续性和物性参数在层内的空间变化性及层间的差异性。表征储层非均质性的参数研究方法很多，由于本区目的层段取心资料较少，为了使其具有代表性、普遍性，依据测井解释的结果进行层内渗透率非均质性分析；层间非均质性是指砂体之间的差异，它是引起层间干扰、水驱差异和单层突进的内在原因。碎屑岩储层的层数多、厚度小，横向变化快及连通性差造成层间非均质性十分突出。研究区Nmx、Ng储层平面非均质性主要受平面上微相类型的控制，不同微相其内部岩石物性有较大差异，表现在平面上就是岩石物性的变化，主要反映在孔隙度与渗透率的变化上。根据河道走向，可以预测主河道流动方向渗透率较高，而主河道的两侧及溢岸沉积微相渗透率较低。由于研究区Nmx、Ng储层为河流相沉积，河道的迁移叠置，形成沙、泥间互的垂向沉积。Nmx段为曲流河相沉积，由于河道迁移叠置，形成沙泥间互的垂向沉积模式，不同时期的主水道、边滩砂体与溢岸沉积物成为层间非均质的基调，表现为曲流河储层层间非均质性的一般规律；Ng组为辫状河流沉积，以高度间歇性辫状河道沉积砂体为主体储层，在垂向上就构成了砂、砾、泥频繁间互的格局，其相应渗透率大小也发生明显的高—低变化。不同时期的主水道和心滩砂体成为层间非均质的基调，这是辫状河储层层间非均质性的一般规律。馆陶组底部为大段砂砾岩，其高渗透带分布在砂岩段的中下部，这也是辫状河储集砂体不同于曲流河点砂坝的非均质性特点。从整个馆陶组沙、泥沉积旋回来看，砂岩段上部的泥质披覆层不发育，这是由于辫状河的悬移质与推移质比较低。辫状砂坝中的泥质夹层一般是河道废弃时的沉积，其宽度不会超过一个单河道宽度。比之整个辫状河砂坝的规模，其侧向连续性对流体运动相对意义不大。正是这种薄泥质夹层的不发育，使得整个河道砂体的垂直与水平渗透率比值相对增大。所以，综上所述Nmx、Ng储层具有较强的层内非均质性，根据公式计算了各小层的各项渗透率非均质参数。以小层为单位，应用渗透率变异系数，渗透率突进系数和渗透率级差等参数，对工区各小层间渗透率非均质程度进行定量表征。其中，突进系数为： （2-1）变异系数为： （2-2）渗透率级差为： （2-3）式中：Ki—层内某样品的渗透率值；K—层内所有某样品的渗透率平均值；Kmax—层内样品最大值；Kmin—层内样品最小值。从（图2-8～2-11）路15断块非均质参数的纵向分布来看，各小层的层间非均质性较强，平