东辛油田（通用5篇）
东辛油田 篇1
1 储层特征
1.1 沉积特征
本次研究区块沙三段砂体属半深湖—深湖相浊流沉积, 物源来自东南方向。只有一套含油砂体, 内有不稳定的泥岩夹层。砂体厚度最大30.9m, 平均13.1m, 最大油层厚度27.3m, 其中油藏中部砂体厚度大, 粒度适中, 分选性好, 边部岩性变细, 厚度变薄。
1.2 岩性特征
该区块储层岩性以长石细砂岩为主, 以长石粗粉砂岩次之。中间夹薄泥岩夹层, 粒度中值0.13-0.166mm, 分选中等, 磨圆度次棱角状, 泥质含量5.3%, 碳酸盐含量4.8%。孔隙式胶结为主;接触关系以点接触居多, 孔隙类型以微孔为主, 孔隙直径5-20um, 喉道平均宽度为1-3um, 孔喉组合类型为小孔-细喉型, 胶结物成分为白云石, 粘土和自生石英。
1.3 物性特征
根据四口取芯井结合测井解释资料分析结果, 空气渗透率为3.2-83.7××10-3u m2, 平均31.8×10-3um2, 有效渗透率9×10-3um2, 渗透率变异系数0.54, 孔隙度19.6-25%, 平均21%。孔隙类型以微孔为主, 孔隙直径5-20u m, 喉道平均宽度为1-3m m, 孔喉组合类型为小孔—细喉型。
2 建立地质模型, 进行剩余油分析
2.1 地质模型的选择与网格系统的建立
根据油田实际情况, 在油藏构造图上进行模拟网格的划分, 选取矩形网格系统。划分时, 网格方向尽可能与区域边界、井排方向平行或正交, 网格边缘应尽可能与边界、断层重合;网格方向考虑油藏性质变化的方向, 坐标系统平行或垂直于油藏中流体的主流动方向;网格方向、尺寸与现有井位和准备新钻井位相适应, 井位尽可能布置在网格的中心, 一个网格内只有一口井;在高产区、井密集区等区域使用密网格, 而在边部和水区部位等区域使用较粗网格。
为了使数值模拟结果可靠, 进行了营某沙三油藏的全区数模, 数模区内包括油水井110口。为了使所划网格系统能尽量反映油藏非均质性、非均匀程度, 使模拟结果能充分体现沉积微相、微构造等各种地质因素和注采井网调整等各种开发因素对地下油水运动、油水分布的控制和影响, 在模型网格划分时, 纵向上分有29个模拟层;平面上模型网格划分采用等距的正交网格。单层网格总节点数为:136×100=13600个;29个小层合计节点共:394400个。
2.2 开发指标拟合
2.2.1 地质储量拟合
根据储层评价的研究结果所建立起来的地质模型, 是否能代表实际油藏的特性, 有待历史拟合检验。经初步调整, 拟合储量与容积法所计算储量基本相等, 误差较小, 从而证明建立的数值模型是准确可信的.实际储量为1248×104t, 计算储量为1239×104t, 相对误差为0.7%
2.2.2 产液量、产油量拟合
对于营某低渗透率油田这种低孔低渗且只有实施大型压裂措施后才能见经济产能的油田, 则必须对地质模型作较大的调整后, 采油量才能得到较好的拟合。根据模拟要求, 在采油量拟合中, 充分考虑到压裂酸化措施及尽可能利用地层测试资料。
由于本次模拟中采用的是定产液量的计算模式, 只要地层能量充足, 液量的拟合结果都会达到较好的拟合精度。本研究所用的模型产液量拟合精度较高, 基本达到定液量生产的要求, 和历史相比, 误差不到1%, 满足数值模拟要求。
2.2.3 剩余油分布
油藏进入高含水高采出阶段后, 地下油水关系复杂, 剩余油分布既零散又有相对富集部位。总体上说, 剩余油分布一方面受油藏地质特征的控制, 如油藏构造产状、几何形态、流动单元展布、砂体连续性、渗透率非均质等;另一方面也受开采工艺技术水平, 如井网分布、层系划分、调整措施等因素的影响。通过数值模拟, 得出了沙三中下各层的饱和度以及储量丰度分布图。
从各层剩余储量统计表 (表1) 中可以看出, 非主力层1、4、5号层零星分布, 主力层2、3号仍是今后开发的潜力层。
2.2.4 平面各区潜力分析
采用Arps产量递减法在目前开发状况下对各区的可采储量进行了预测。经过分析可以看出, 在三个分区中南区的剩余可采储量最多, 为53.15×104t, 三区合计剩余可采储量67.09×104t;采用单元合计预测的可采储量为74.86×104t, 三区合并后的产量递减率降低, 计算可采储量略高于三区分别计算后相加的可采储量。
根据各区的相对渗透率曲线以及储层物性, 采用流管法计算了各区的含水与采出程度的关系曲线, 预测到含水98%时北区、南区、西区的最综采收率分别为:35.2%、2 9.5%、2 5.7%, 与目前各区采出程度26.2%、18.6%、18.1%相比, 各区仍有较大的开发潜力。
3 结论
(1) 研究区块的渗透率为3.2-83.7×10-3um2, 平均31.8×10-3um2, 有效渗透率9×10-3u m2, 属于低渗透油藏。沙三段砂体属半深湖—深湖相浊流沉积, 岩性以长石细砂岩为主, 分选中等, 磨圆度次棱角状。
(2) 应用三维地质建模和油藏数值模拟技术, 对研究区块进行剩余油分析, 确定非主力层为1、4、5号层, 主力层为2、3号层, 是今后开发的潜力层。
摘要：随着油田勘探开发程度提高, 低渗透油藏开发地位越来越重要。低渗透油藏在探明储量的比重较大, 并且在原油产量中所占比例越来越高, 因而开发潜力大。东辛采油厂营某区块沙三段油藏含油面积10.2km2, 地质储量1248×104t, 占东辛采油厂低渗透储量的63.3%, 是东辛采油厂最大的低渗透开发管理单元, 其各区不同的网井距、储层物性、井开发方式具有代表性, 因此选择该区块低渗透油藏开展精确剩余油分布和挖潜分析, 对于提高低渗透油藏的开发有着重要的指导意义。
关键词：低渗透,剩余油,地质模型
参考文献
[1]刘云兰, 刘增.东辛油田沙河街组精细地层对比[J].今日科苑, 2010, 02
[2]路智勇.营11低渗透油藏高效开发技术及应用[J].企业技术开发, 2012, 23
东辛油田 篇2
一、指导思想
为进一步调动政府和社会各界重视教育、支持教育的积极性，密切教育与社会的联系，为社会主义新农村建设服务。使办人民满意的教育与建设和谐社会有机结合，与和谐社区建设协调一致，搭建学校、社区精神文明建设新平台，积极为和谐社会建设做贡献。
二、活动目标
建立学校与社区双向参与、互动发展的机制，积极探索教育资源开放的形式和途径，努力创出学校、社区教育资源开放、整合的特色，提高教育资源使用效益；创造人际关系和谐、文明风气充溢的学校、社区环境。
三、活动内容
（一）建设和谐校园，充分发挥学校在和谐社区建设中的示范辐射作用。
1、加强教师职业道德建设。认真贯彻落实《中小学教师职业道德规范》和教师职业道德“十不”行为规范，不断提高教师队伍的文明素质，树立良好的教育形象。
2、注重全体学生的全面发展。改革教学方式，优化教学关系，加大对特殊学生群体的帮扶力度，着力构建新型师生关系。加强对学生的法制、安全及健康教育，增强学生法制观念、防范能力、卫生意识和心理调节能力，确保学生全面、和谐发展。
3、加强校园文化建设。重视校园绿化、美化和人文环境建设，和辅导报告，联合社区进行体育友谊赛、文艺演出等健康向上的文体活动，丰富社区居民生活。
（四）充分利用社区资源，深化实施素质教育。
1、引导和鼓励学生走进社区，寻找服务岗位，广泛开展爱心服务等公益活动，指导学生在保护社区花草树木、绿化美化社区环境、关爱社区寡孤独等弱势群体、维护社区公共卫生等方面进行力所能及的服务。
2、充分利用社区的现代企业及其它企事业单位，建设各类学生教育基地和校外活动场所，定期组织学生参观考察。聘请社区内在企业管理、民间工艺、科学技术等方面有专长的人员和各方面英模人物到学校，通过开设选修课、报告会、集体辅导、志愿服务等形式参与学校的教育活动。
3、落实社区实践基地，通过深入的社会实践活动，让学生在体验与感悟中增强社会责任感，养成良好的道德风尚。
四、保障措施
（一）建立学校—社区共建机制
东辛油田 篇3
营13断块区位于东辛油田西部, 营8大断层及营1断层末端, 是被两条三级断层夹持的地堑构造。构造面积整体呈现收缩态势。油藏埋深2122-2589米, 含油层位沙二段, 复算探明含油面积2.96km2,
储量512×104t。工区被多个断块包围, 有北部营17断块, 东部的营47、营26、营72断块, 南部的营14断块。
二、区域沉积特征
东辛油田全区经历了三角洲-河流相的演化过程, 沙二期沉积是东营三角洲在水退的区域背景下以河流作用为主导因素而形成的, 并且自下而上, 河流作用不断增强, 显示出了建设性三角洲的沉积特点。东营凹陷东部沙三-沙二期沉积从湖泊开始, 经过完好三角洲相与典型的河流相, 最后演化成沙一期湖泊沉积, 形成一个完整旋回。
三、地层对比方法及步骤
营13断块区位于西部穹窿构造上, 其地层发育特点为砂体发育程度差异较大, 砂层组厚度变化也较大, 受多期断裂作用影响不同断块间的地层差异较大。因此在开展地质研究之间, 我们对工区内所有完钻井的坐标、井斜、补心高等基础参数进行复查, 并对直井和斜井进行校正, 确定其井深轨迹及深度差, 从而达到对比之前有可靠的地面地下位置, 为下步开展断层组合、储层分布及构造解释打下基础。
营13沙二段地层对比的难点表现在:
1. 沙二段储层发育, 上段以三角洲平原相为主, 下段以三角洲前缘相为主。
2. 研究区内低级序断层发育多, 不易识别。构造解释时井震结合上有一定的难度。
3. 地层水矿化度较高, 泥岩电阻高于水层电阻;油水层电性差异大, 对比标志不明显。
4.含油井段长470米, 区块内斜井占据了70&:及含油砂体多, 达450多个, 油水水关系复杂。
对比方法
用层序地层学、沉积学、石油地质学等理论为指导, 以地震、测井、钻井录井为手段, 利用测井电性特征, 结合录井资料, 综合考虑构造、沉积旋回、油水关系、沉积微相等多种因素进行精细对比、全面分析。
(1) 根据营13沙二段的区域地质背景及沉积韵律控制的特点。结合录井、取心、测井、构造, 建立本区的沉积模型, 实现大层对比统一。
(2) 根据油区钻井分布, 建立了“井”字型对比骨架剖面, 选择了32口井作为标准井, 最终剖面井闭合验证。
(3) 将所有的标准井分类汇总, 最终确定对比的标准层和对比标志。
(4) 收集构造和开发的资料对标志层的合理性进行验证。
砂层组及小层划分
为进一步搞清储层的空间变化规律, 建立正确的等时对比方式, 统一油水界限就需要对营13沙二段的砂层组及小层进行划分。
(1) 细分原则
地层划分的基本原则是把旋回性、沉积层序与储层的非均质性相结合。即从沉积的成因出发, 落脚于储层的开发地质特征。主要为以下三步:分析取心井的各个旋回和层组的初步划分成果;根据储层及油藏开发地质特征进行调整, 完成营13断块沙二段开发层组的统一划分。按照这三步, 对该地区的砂层组及小层进行划分。
(2) 确定标志层
标志层是指岩性厚度变化小、分布范围广、沉积稳定、电测曲线形态明显、易于将上下岩层区分开来的单层或岩性组合特征明显的层段。
根据提供的砂组分层数据综合分析, 对局部进行了调整和修改, 沙二段共划分了14个砂层组, 标志层特点如下表 (表2-1) 。
四、对比划分结果
在全区统层的基础上, 运用上述方法对钻遇营13断块沙二段的303口井开展了砂层组、小层划分及韵律细分的工作, 将沙二段划分了14个砂层组84个小层。
五、总结
根据具体的对比结果总结出营13断块沙二段有以下几个特征:
1. 逢油必断占大部分。
2. 三角洲前缘砂体分布稳定, 易于对比
3. 沉积上三角洲平原河流相下切不明显。
4. 各小层之间的泥岩隔层发育稳定。
5. 低级序断层多发育在沙二段上部和沙二段下部。
地层模型是地质研究工作的基础。通过建立地层模型可以了解地层的层序、岩相、及层厚度变化;弄清断层与不整合接触关系;研究储集层在整个油田上的纵向、横向变化规律, 查明油层的分布及其连通情况, 为寻找有利的含油气区块与合理开发油气田提供依据。
参考文献
[1]刘振等.东辛油田基本地质特征.胜利石油管理局东辛采油厂.1994:11-13.
[2]陈荣书.石油与天然气地质学.中国地质大学出版社.1994年10月.
[3]刘振、蒋有录.东辛油田油藏地质研究.胜利石油管理局东辛采油厂.1996:28-84.
东辛油田 篇4
办公室成员及职责
办公室成员
组 长：范丽红
副组长：刘 辉、于红娟
成 员：李 红、李 静、丁素萍、郑丽华、张梅梅
主要职责
1、建立健全师德师风建设制度和目标责任书：包括《东辛店镇华能希望小学教师行为准则》、《教师廉洁从教的规定》、《教师三乱处罚措施》、《星级教师评选方案》、《优秀班主任（辅导员）评选细则》、《教师职业道德考核细则》等。
2、组织开展师德师风教育活动，坚持每两周开展一次集中教育，每期末开展一次集中整治学习；组织师德优秀征文评比、师德演讲比赛、师德典型个案交流等活动。
3、及时报告、处理学校出现师德师风重大问题，对涉及违反师德师风师德的人或事进行查处。
4、搞好校务公开，认真接待群众来信来访，并做好登记。
5、总结师德师风建设工作，表彰先进，树立标兵。
6、认真组织每期末的师德师风测评和民主评议活动。
7、师德师风建设组长是第一责任人，副组长是第二责任人，师德师风建设具体工作由副组长组织实施。
东辛店镇华能希望小学
东辛油田 篇5
辛10断块构造总体上为西北高东南低的单斜构造, 由于被多条断层切割, 由东向西被分为辛11-9、辛11-21、辛11-30和辛50斜67四个小断块。含油层位沙二1-沙二稳, 埋深1775m-2340m, 含油面积2.5k m2, 含油砂层组16个, 含油小层79个, 地质储量1175×104t, 标定采收率46%, 可采储量540×104t。断块1967年11月投入开发, 历经47年的开发调整, 主要存在以下两方面问题制约着开发效果的提高, 一是受井网损坏影响, 导致储量控制、地层能量下降, 储量控制程度68%, 地层压降9.9MPa;二是高低渗层层间干扰加剧, 产液两极分化, 高渗层产液占比66.6%, 中低渗层产液占比34.4%。
二、层块分类与层系调整
结合辛10断块油藏特点及存在主要问题, 在精细储层分类的基础上, 调整层系组合减缓层间干扰, 矢量部署井网提高储量控制及动用程度, 实现了断块高效开发。
1.分块评价, 优化组合, 确保层系划分一次到位
层系优化组合是解决多油层油藏层间干扰的有效手段, 而准确评价每个小层的动静态状况是层系重新组合的基础。在开发效果综合评价的基础上, 依据各小层的厚度、渗透率、黏度及剩余油等参数, 将含油小层划分为三类。I类储层:面积大、物性好、吸水好、动用程度高, 能形成面积注采井网;II类储层:面积中等、物性相对差、吸水强度及动用程度中等, 能形成注采井网;Ⅲ类储层:储量零星分布, 难以形成注采井网, 动用程度差[1]。
辛10断块储量主要集中在辛11-9块和辛11-21块, 综合评价分类如下:辛11-9断块划分出I类储层27个、II类储层11个、Ⅲ类储层30个;辛11-21断块划分出I类储层22个、II类储层20个、Ⅲ类储层26个。
其次, 以小层分类结果为基础, 开展原层系适应性评价, 对层间干扰突出、采出程度差异较大的不适应层系打破原空间界限, 对相似或接近的油层“合并同类项”, 实现I类储层与II类储层分采分注, 最大限度减少层间矛盾, 达到提高中低渗层储量动用程度目的[2]。将辛10断块原9套层系重新组合为14套, 具体优化如下:对物质基础较强的辛11-9块和辛11-21块以层系重组为主, 即将辛11-9断块原4套重组为6套, 如沙二7-10层系重组后渗透率级差由9.7下降至2.6以下;将辛11-21断块原3套重组为5套, 如沙二13-W层系重组后渗透率级差由10.7下降至3.1以下;由于辛11斜130块断块小, 物质基础较弱, 采取层系细分比较合理, 将原1套层系细分为2套, 细分后渗透率级差由8.0下降至3.9。而辛50斜67块地质储量只有21.4×104t, 维持原层系开发, 以平面完善为主。最后, 对分布零散、难形成注采井网的Ⅲ类储层 (储量79×104t, 占总储量仅6.7%) 挂靠在物性相近的相邻层系或利用不规则井网提高储量控制程度[4]。
2.分类调整, 合理部署, 实现控制储量均衡动用
在层系细分或重组减缓层间干扰的基础上, 弱化平面非均质对提高采收率的负面影响, 综合考虑细分或重组后各层系物性、水淹、吸水、能量、含油条带宽度及构造等参数, 优化注采井距和选择合适的水驱方向是井网设计的关键。Ⅰ类层系储层渗透性高吸水好, 地层能量强液量高, 水淹程度强产能低, 在高含水阶段加密井网方式不可行, 通过抽稀完善井网能够提高单井控制剩余可采储量, 实现控水稳油, 减缓递减;相对I类层系, Ⅱ类层系储层渗透性低吸水差, 地层能量弱液量低, 水淹程度中等产能低, 若抽稀完善井网[3], 必然导致注水井不吸水, 因此, 需要适当缩小注采井距, 强化注水, 形成多向水驱, 待地层能量恢复后, 通过提高单井液量提高单井产能[5]。
根据以上井网优化思路, 在辛11-21断块沙二11-123Ⅰ类层系部署新油井1口, 新水井1口, 利用老油井3口, 老水井1口, 平均注采井距由调前的550m抽稀至800m, 实施边缘强边水驱, 调后油水井井数比由1.6:1提高至2:1, 油井单井控制剩余油可采储量由1.5×104t提高至2.3×104t;沙二11-123Ⅱ类层系为避免层间干扰, 主要采取钻新井完善, 共部署新油井6口, 新水井4口, 利用老油井2口, 老水井2口, 平均注采井距350m, 强化有效注水, 油水井数比1.5:1, 高部位3口油井及东西两侧3口油井两向水驱, 腰部2口油井仿近反五点注水, 四向水驱。
方案实施后, 辛11-21块沙二11-123Ⅰ类、II类层系产液结构得到明显改善, I类层系平均单井日液能力稳定在100m3/d左右, 单井日产油能力上升4.1t/d, 综合含水下降3.8百分点;沙二11-123II类层系强化注水后, 单井日液能力上升13m3/d左右、单井日产油能力上升6.7t/d, 综合含水下降6.7百分点。
三、调整效果
2010年以来, 辛10断块油藏通过分类调整, 断块稳产基础得到进一步加强, 并取得了良好的开发效果, 采收率有了明显的提高。
1、储量控制程度及水驱控动用程度有了很大提高。储量控制程度由68%提高到93%, 水驱控制程度由60%提高到90%。
2、注采对应状况明显改善。断块井层注采对应率由78%提高到97.5%。
3、地层能量逐渐恢复。断块平均动液面由1058m上升至1027m, 恢复31m, 其中I类层系恢复8m, II类层系恢复68m。
4、产液结构得到明显改善。I类层系日产液水平由1979m3/d上升至2217m3/d, 增加238m3/d, 增加比例12%, II类层系日产液水平由1040m3/d上升至1506m3/d, 增加466m3/d, 增加比例48%。
5、产量大幅上升。日产油水平由163t/d上升到299t/d, 采油速度由0.6%上升至1.1%, 年产油由6.63×104t上升到9.89×104t。
参考文献
[1]王端平, 杨勇, 牛栓文等.东辛复杂断块油藏层块分类评价方法与调整对策[J].油气地质与采收率.2012 (05) :84-87.