萨北油田（精选4篇）
萨北油田 篇1
1 试验区集油管网建设现状及运行现状
1.1 建设现状
东部过渡带区块共有转油站5座、放水站1座, 建成各类外输油管道15.15Km, 占全厂输油管道总长度12.12%。
1.2 萨北201号转油站外输油管道运行情况分析
该站投产于1986年12月, 现所辖油井90口, 计量间9座。产液外输至北四联放水站。从该站生产参数变化中我们可以发现运行中存在以下问题:
一是, 由于我厂自2008年开始在全厂范围内实施季节性常温集输工作 (4月15日-10月15日) 。因此各转油站冬季外输含水油出站温度普遍高于夏季。从该站2011年生产数据中我们发现, 该站冬季外输温度最高为44℃, 最低进站温度38.13℃, 有进一步节能潜力。
二是, 该管道压降较大, 平均在0.12～0.63 MPa之间, 生产运行管理难度较大。
2 室内研究分析工作
2.1 试验站外输油物性测试分析
在原油集输过程中原油的含蜡量、胶质沥青质含量、凝固点、倾点及机械杂质含量等, 都是影响原油低温流动性的主要因素。其中, 原油的粘度反映原油在流动过程中内部的摩擦阻力, 而温度与含水率则是影响原油粘度的主要因素。因此对试验区块含水原油的物性进行测试。测试结果表明萨北201转油站原油凝点为26.0℃。
2.2 试验站外输油粘温关系测试工作
根据外输管道的生产运行数据, 经测试得到试验站外输管道的粘温曲线, 从中我们发现, 含水油在25-40℃, 含水油粘度变化较大。
2.3 输油管道热力特性研究工作
通过对管道温降计算公式的分析可知, 影响管道温降计算的主要因素是管道内介质的流量、管道的总传热系数K值。其中管道的总传热系数K是指油流与周围介质温差为l℃时, 单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量。它表示油流至周围介质散热的强弱, 在计算热油管道沿程温降时, K值是关键参数。
本次室内试验中采用“反算+插值”的方法确定管道的传热系数, 即根据大量生产数据采用反算法计算已正常运行热油管道的总传热系数值, 再对“坏点”采用插值方法由准确计算结果进行插值得到。其中, 对传热系数的插值计算可以采用线性或拉格朗日插值公式进行计算。试验站不同季节外输管道传热系数如表1所示:
2.4 热力最小安全输量研究
当管道的总传热系数K、管道外直径D、管道周围介质温度T0确定后, 站间距离LR、外输允许的最高出站油温TRmax和允许的最低终点温度TZmin已定的情况下, 可由下式确定热油管道的允许最小输量Gmin。
对于一条已建的管道而言, 管道允许的最小输量Gmin是随时间变化的。当冬季地温T0下降, 或者雨雪等引起地下水位及土壤湿度增加, 使管道的总传热系数K值增大, 这些都将使管道的散热量增大, 使其Gmin增大。而在夏季地温较高时, 该管道的Gmin就比冬季的值小一些。
由于转油站无外输加热炉, 外输温度主要通过提高井口的掺水温度来实现, 经计算试验区块转油站全年不同月份外输管道的热力最小安全输量如表2所示。
2.5 水力条件最小输量研究
对于管道运行不稳定工作区, 采用修正的管道水力计算模型对试验站外输管道的特性曲线进行了计算, 从而确定管道的水力最小安全输量 (表3) 。
2.6 管道最小安全输量确定
综合考虑管道热力最小安全输量和水力最小安全输量, 以保障管道安全运行为目标, 取水力最小安全输量和热力最小安全输量中较大的输量为管道的最小安全输量。根据此方法确定管道全年不同月份的最小安全输量, 以指导管道的实际生产运行 (表4) 。
3 转油站外输系统优化方案
转油站外输系统优化主要立足于降低外输温度, 进而降低掺水温度, 降低天然气的消耗, 节约能源。同时由于转油站系统实施季节性常温集输。因此全年可调节的范围仅有5个月。以萨北201号转油站为例, 如果外输油至脱水站进站温度按照37℃进行考虑, 通过对比分析我们发现该站, 外输油出站温度最低可以达到38.27℃, 比同月份外输温度下降3.73℃。因此可以通过控制掺水温度降低系统能耗。
4 结论及认识
(1) 通过对已建外输管道生产数据整理、分析工作, 掌握全厂已建输油管道运行中存在的问题, 为系统优化运行提供了基础支撑。
(2) 转油站实施季节性常温集输后, 在冬季生产运行管理过程中, 如能有效控制掺水系统温度, 将有效降低集输系统能耗。
(3) 输油管道不同季节, 不同含水状态下最小安全输量的确定, 为放水站有效控制外输含水率提供了技术支撑。同时也有效降低放水站系统能耗及脱水站处理容器负荷压力。
摘要：萨北油田经过40多年的开发建设, 已建站间输油管道长度约125Km。现阶段由于部分输油管网运行时间较长, 且随着产量的变化, 存在外输不平衡、温降大、压降大、能耗高等问题, 严重制约经济生产运行。本文通过对东部过度带转油站的外输含水油基础物性测试分析工作, 掌握含水油粘温变化规律及原油凝点, 析蜡特性, 并应用室内模型对不同输油管道的水力、热力特性进行分析研究, 确定试验区块外输管道在不同季节下的最小安全输量及在不同含水率、不同输量条件下的最优热力工况和水力工况。为今后全厂集输系统优化运行, 降低生产成本提供技术借鉴。
关键词：输油管道,水力特性,热力特性,优化运行
萨北油田 篇2
1 钻井工程项目质量管理体系的概况
1.1 钻井质量管理体系建立的意义
随着大庆油田公司上市, 逐步与国际接轨, 整体管理朝着系统化、规范化方向发展和完善。钻井工程作为产能建设的源头, 首当其冲。作为大庆油田北部主要采油单位, 萨北油田为提高钻井工程项目管理的科学化、规范化水平, 进一步完善钻井工程项目的监督管理、钻井监督工作考核机制, 提高钻井工程施工质量和经济效益, 建立完善、健全的钻井质量管理体系十分必要[1]。
1.2 钻井质量管理体系的建立[4,5]
2003年成立钻井工程项目组以来 , 项目组以《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国环境保护法》及油田公司、厂的有关规定为依据, 制定了《采油三厂钻井工程项目管理办法》, 建立了钻井质量管理体系。对钻井工程项目管理机构设置、管理职责做了具体的要求, 对前期工作及施工过程重点环节监督做了明确的规定, 把质量管理与现场监督有机的联系到一起, 为质量管理体系提供了制度保证, 确保了钻井全过程有效监督, 有利于提高钻井质量。
2 钻井工程项目质量管理主要做法
2.1 建立组织机构, 明析管理职责
对钻井实行工程项目管理, 对施工过程实行工程项目监理制。组建钻井工程项目组, 设项目经理、项目副经理、工程总监、工程监督。新的组织机构成立后, 按着“以质量为中心, 单井管理为基础”方针实施钻井工程项目管理 (图1) 。
同时实行目标管理, 层层分解, 责任到人, 逐级考核机制。明确钻井工程项目管理过程中各岗位职责, 加强钻井施工质量监督, 提高钻井工程项目管理的科学化、规范化, 并制订了钻井项目经理、副经理、钻井总监、钻井监督的岗位职责, 确保整体钻井工作组织得力、运行顺畅。
2.2 积极组织协调, 确保钻井运行顺畅高效
2.2.1 提前开展钻前准备工作
“十一五”以来 , 萨北油田钻井施工一直处于较高水平, 年均钻井约400口, 施工任务较重。萨北油田地势低洼, 以苇塘、草地、盐碱地为主, 施工难度较大。冬季钻井有利于提高施工效率, 并节约成本投入。一是提前与地质部门结合, 组织钻井施工单位、基建、电力、土地等部门, 进行井位调查工作, 为后续提前开工打好基础;二是在进行井位勘察的同时, 提前向油田公司申请钻井计划, 并与钻探工程公司协调施工队伍, 为提前开工奠定条件;三是井位勘察完成后, 由项目经理组织召开钻井线路交底会, 确定各部门具体负责工作, 包括线路架设、房屋拆迁、伐树、垫方等工作, 做好开钻前的各项准备工作。
2.2.2 合理制定运行计划
一方面合理制定钻关计划, 确保钻井开工前地层压力符合开工条件; 另一方面与钻井施工单位结合, 本着尽量减少钻关对产量的影响的原则, 合理设计钻机运行, 并不断调整完善, 确保开工后钻机高效平稳运行。如近年来采取的“单向集中推进, 冬季低洼井优先施工”运行策略, 有效的保证了施工进度, 近几年均提前完成钻井任务。
2.2.3 多方协调, 密切配合, 确保施工进度
工程监理积极协调解决施工中出现的各种问题。同时各部门定期召开碰头会, 对施工中存在或突发的问题, 制定下步工作计划、应急方案等。密切配合, 保证钻井施工衔接有序, 避免因故耽误进度情况发生。
2.3 优化监督管理, 确保施工质量
为全面实现钻井设计目标, 保证施工质量, 在项目实施过程中, 优化监督管理, 全面控制, 确保项目顺利实施[2,3]。
2.3.1 加强项目运行管理
1) 钻井监督在开钻前 , 组织钻井施工单位召开钻开动员会, 对施工区块地质情况, 人文环境, 施工中注意事项, 施工安全等环节进行沟通, 确保各项工作顺利开展, 为钻井施工单位提供便利条件。
2) 做好钻关压力监测工作。钻关的好坏直接影响地层压降情况, 间接影响到钻井液密度高度, 以及对油层的污染程度。鉴于2012年部分新钻注入井出现的吸水效果差、完不成配注的情况, 近2年通过现场监测, 摸索出适合萨北油田的一套钻关规律, 并研制了水井冬季测压装置, 实施后取得了不错的效果。因此, 压力监测作为一项日常管理工作, 由采油矿配合工技大队共同完成。
3) 施工过程中做好监督协调 , 一方面认真审查施工单位编制的施工设计, 同时召开专业会议进行技术交底;另一方面协调采油矿与施工单位配合, 保证施工单位队伍搬家就位顺利。
2.3.2 加强施工过程监管
1) 对施工现场施工设备摆放标准 , 人员劳保用品, 现场HSE相关措施及设备等进行检查, 确保设备、人员在安全环境下开展施工。
2) 根据钻井、固井等不同阶段, 选择井斜、井径、套管质量、钻井液和水泥浆性能、清水试压等内容进行重点监督检查, 并制定了监督检查标准 (表1) , 使监督检查有据可循, 便于管理。
3) 建立钻井监督卡, 做好监督记录。现场监督重点对钻井液性能、入井材料、通井、下套管、固井、井口验收等项目或工序进行质量监督, 并予以记录在册, 实现现场监督率98%, 关键工序监督率100%, 保证钻井施工质量。
4) 原材料质量严格把关。对施工现场的入井材料、钻井液添加剂、套管等必须品附有厂家提供的《产品检验报告单 》及《合格证书》, 同时现场对相关材料进行检查, 对不符合标准要求及时予以更换, 保证材料质量。同时对入井材料进行不定期抽样检查, 严格监测钻井液质量。
2.3.3 注重新技术应用, 提高钻井质量
针对萨北油田不同区块、不同地层物性, 如高压低渗层、断层区、套损区等条件下施工, 应用新技术能有效提高固井质量。如近年来, 针对地表低洼的实际情况, 应用套管牺牲阳极防腐保护技术, 加强套管保护;应用固井界面增强剂, 改善二界面封固质量;针对高压层固井后易出现的管外冒问题, 应用管外封隔器技术, 有效降低了管外冒井的发生率等等, 新技术的应用取得了较好的效果。
2.4 建立质量验收办法, 规范验收程序
为保证钻井工程项目规范化管理有序运行, 达到效率更高、协作更好, 结合以往钻井工作实际情况, 对发生问题较多的工作环节, 采取重新优化的措施, 使钻井项目管理更加高效化。例如, 历年单井质量地面验收后发现问题较多, 出现质量问题后责任划分不清, 各部门推卸责任, 从而影响钻井工程结算进度。钻井工程项目组结合多年工作实践经验, 建立钻井工程质量验收办法。办法实行由采油矿、钻井工程监督和施工单位三方人员现场交井签字制度, 发现问题立即要求施工单位进行整改, 整改合格后由三方签字作为实施证据, 这样出现问题可直接找到责任人。钻井质量验收办法建立并应用后, 质量问题逐渐减少, 同时钻井工程质量验收结算工作效率得到有效提高。
2.5 加大培训学习力度, 强化钻井技术储备
为确保钻井工程质量和效果, 强化钻井技术储备, 积极参加油田公司及厂组织的钻井技术培训班, 全面掌握钻井技术发展动态, 提高萨北油田钻井新技术的应用力度, 保证钻井施工质量。
3 结论
萨北油田钻井自实施工程项目管理以来, 经过10年的摸索与实践 , 从最初建立项目监理制 , 实行目标管理, 到后来形成钻井工程项目管理办法, 具体责任落实到人, 严把质量关, 步步为营, 逐步形成了一套适合萨北油田的钻井质量管理体系。“十一五”以来, 萨北油田钻井未发生一起施工事故, 通过优化运行确保提前完工, 固井质量合格率100%, 固井质量优质率提高了20%, 取得了较好的效果, 可以说建立健全的质量管理体系为质量管理提供了有力保障, 对提高钻井工程项目管理意义重大。为进一步提高钻井质量, 今后在钻井工程项目质量管理过程中, 强化现场监督职能, 继续完善质量监督与监理制度, 把质量监督管理纳入常态化, 同时不断优化及完善质量管理体系, 追求更好的效果及更高的效率。
摘要：钻井是油田产能建设的第一步, 固井质量的好坏, 对油水井的使用寿命, 能否达到理想的产能有着决定性的影响。对萨北油田从钻前准备、施工运行到质量监督的具体做法进行了阐述, 取得了一些认识。
关键词：萨北油田,钻井工程项目,质量管理
参考文献
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萨北油田 篇3
随着油田开发的不断深入,萨北油田已经进入高含水期,低渗透油气藏将成为油田勘探开发的主要对象。因此必须提高低渗透油层采收率。储层非均质性是剩余油分布的重要影响因素,所以在油田调整开发方案中必须重视储层非均质性研究。储层的非均质性是指储层的基本性质(岩性、物性、电性以及含油气性)在三维空间上分布的不均一性[1]。本次研究以详细的沉积微相划分为基础,在宏观上从层内非均质性、层间非均质性及平面非均质性等方面来研究储层的非均质性,为调整开采计划提供了一定的科学依据[2]。
1 层内非均质性
层内非均质性是指一个单砂层规模内部垂向上储层性质的变化,包括垂向渗透率、粒度韵律性、层理构造、夹层等的不均匀性和差异。它是直接控制和影响一个单砂层层内垂向上水淹厚度大小和驱油效率高低的关键因素[3]。从对注水开发的影响看,层内非均质性可归结为层内渗透率韵律性及非均质程度、层内不连续薄夹层分布等。
通过岩心观察,结合分析资料,归纳该区层内渗透率韵律模式为:正韵律、反韵律、均质韵律和复合韵律,其中复合韵律包括复合正韵律、复合反韵律、正反复合韵律、反正复合韵律。水下分流河道以正韵律为主,河口坝以反韵律为主,席状砂以反韵律和复合反韵律为主。
层内非均质性可以用渗透率变异系数、突进系数和级差等指标来定量描述。并利用这些参数对各个小层储层的非均质性进行了研究。并且绘制了各时间单元各个参数的相控等值线图。以试验区高Ⅰ油层组GⅠ2+3b时间单元和高Ⅱ油层组GⅡ25时间单元为例,GⅠ2+3b时间单元沉积微相类型为水下分流河道为主,渗透率平均值为0.16μm2,渗透率韵律以正韵律为主,渗透率变异系数0.144~0.662,突进系数1.108~1.867,级差1.268~3.778,说明该时间单元非均质性很弱。而GⅡ25时间单元沉积微相类型以席状砂为主,渗透率平均值为0.05μm2,渗透率韵律以反韵律和复合反韵律为主,渗透率变异系数1.414~0.704,突进系数1.013~3.667,级差1.023~57,说明该时间单元非均质性较强。
夹层的研究是非均质性研究中至关重要的一部分,夹层分布很不稳定,很难进行横向追踪,它们的存在对储层垂向、水平渗透率影响极大,因此,定量研究其分布规律具有十分重要的意义。本次研究从各时间单元内夹层总厚度分布情况、夹层平均厚度分布情况、夹层分布频率和夹层分布密度几个方面细致地对夹层进行研究。夹层的存在加剧了储层的非均质性,影响油层的开发效果和采收率,如何利用夹层进行细分开采,抑制底水的锥进非常重要。
2 层间非均质性
层间非均质性是指储层或砂体之间的差异。包括各种沉积环境的砂体在剖面上交互出现的规律性或旋回性,以及作为隔层的泥质岩类的发育和分布规律,即砂体的层间差异,如砂体间渗透率的非均质程度的差异[4]。
本次研究利用岩心渗透率实测资料对各个小层的非均质性参数进行统计(表1),以水下分流河道为主要储层的GⅠ2+3b和GⅠ8时间单元非均质性较弱;以席状砂为主要储层的GⅡ24和GⅡ25时间单元非均质性较强。但由于研究区整体渗透率较低,实质上,该区层间非均质程度仍以中等非均质型为主,且以席状砂微相为主的GⅡ油层组比以水下分流河道为主的GⅠ油层组的非均质性严重。
隔层的性质及分布是影响层间均质程度的主要因素之一。对研究区6345个井层的隔层进行统计:根据该地区细分层特征,隔层也相应不同,有夹层区,跨层隔层区,无隔层区,有效厚度间区,砂岩间区和表外砂岩间区隔层六种。从不同的隔层分布看全区隔层分布范围广,且厚度较大,具有良好的稳定性和承压能力,纵向上对流体流动具有较强的遮挡作用,但隔层发育同时也加剧了储层层间非均质性。
3 平面非均质性
平面非均质性是由于砂体的几何形态、规模、连续性、孔隙度和渗透率的平面变化所引起的[5]。本区平面上不同沉积相带储层物性差异明显,即使是同一相带,由于位于不同的沉积部位,其渗透率分布也很不均匀,表现出平面均质性的差异[6]。它直接影响着油藏的驱油效率及油气最终采收率。
渗透率变异系数在河道微相总体系数较平均,数值较低,说明均质性好;河道间微相变异系数变化较大,数值较高,平均渗透率较低,均质性较差。由此可以看出,非均质参数平面分布受沉积相带分布、砂体连通性的影响。以GⅠ2+3b时间单元为例:渗透率总体分布一般。渗透率最大值1.2μm2,高值分布在1.0~1.2μm2,比例很低,不足1%。低值分布在0.2以下,比例很大,超过85%。说明即使在同一种微相内,平面非均质性也较强。
4 非均质性对开发效果的影响
储层物性差异大,层间、层内及平面均表现为严重的非均质性,严重影响注水开发效果,主要体现在以下几个方面:(1)层内非均质性导致层内“死油区”;(2)层间非均质性导致“单层突进”;(3)平面非均质性导致“平面舌进”。
储层宏观非均质造成开发层系的层间、平面、层内和孔间等各个层次的矛盾,不同类型储层,各矛盾对开发的影响程度不同。在油田开发过程中要认识到非均质性,选择合适的注水层位,尽量提高水驱的波及系数,从而提高水驱过程的采收率。
5 结论
(1)研究区高台子油层储层层内及层间属中等—弱非均质性,平面上储层非均质性较严重,属中等非均质性。
(2)储层非均质性主要受沉积微相的控制。不同微相间储层非均质性变化快,同一微相内部,平面均质性也存在较大差异。
(3)储层宏观非均质性造成开发层系的层内、层间和平面等各个层次的矛盾,各矛盾对开发的影响程度不同。在油田开发过程中要认识到非均质性,选择合适的注水层位,尽量提高水驱的波及系数,从而提高水驱过程的采收率。
摘要：本文在沉积微相基础上进一步对储层层内、层间、平面的非均质性及对开发的影响进行了研究。结果表明:大庆油田北二区东两三结合试验区高台子油层层内及层间属中等—弱非均质性,平面上储层非均质性较严重,属中等非均质性。通过对此类储集层非均质性系统研究,对于正确认识和评价油气藏,合理部署井网、划分开发层系、制定合理的三采调整方案,提高开发效益都有重要意义,同时也对相似情况储层非均质性的研究具有借鉴意义。
关键词：萨北油田,北二区东,高台子油层,储层非均质性
参考文献
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萨北油田 篇4
研究区分别位于萨尔图构造北部,共有5口密闭取心井,通过分析岩性、古生物化石配合单砂体形态及测井曲线四大类指标,其包括颜色、结构、构造、岩性、旋回性、成分、自生矿物及特殊含有物,古生物化石、单砂体形态及测井曲线共10类相指标,认为:PⅠ油层组是在青一段~姚一段的湖退进积三角洲时期背景下沉积形成的,该时期研究区PⅠ1为三角洲分流平原亚相,PⅠ2 、PⅠ3小层主要为河流相,其中PⅠ2小层为曲流河,PⅠ3小层为辫状河,其底面为最重要的层序界面。因此,优选出PⅠ1 、 PⅠ2 、PⅠ3三个沉积时间单元,作为研究目的层。同时,结合前人研究成果及本次研究情况,研究区可能缺少低弯度分流平原亚相,PII4+5b作为研究目的层。
2 沉积微相研究
2.1 沉积时间单元精细划分与对比
研究区具有储层变化大且快的特点,采用‘高分辨率层序地层’新理论,提出‘以区域骨架封闭剖面为基础的标准层控制下的河泛面系列组合标志、沉积模式-同生断层模式指导,逐级优先逼近等综合对比;并逐级分区,闭合渐进推开,最后以成因为移界的河流相油层对比方法,对研究区363口井,PI1、PI2、PI3、PⅡ4+5b四个沉积时间单元进行整体、统一、精细统层对比[1,2]。在整个研究区优选平行沉积方向的几条贯区主干纵剖面和垂直沉积方向的几条贯区主干横剖面,构成区域骨架封闭剖面网,由此控制全区对比。在主干剖面精细对比闭合的基础上,采用平面井网对比法(图1),进行了整个研究区12条横剖面、3条纵剖面的对比,并闭合。
2.2 测井相模式的建立
通过取芯井的岩心与电测曲线进行比较,研究各种岩性在组合电测曲线上的特征反映,并编制相应的岩电关系图版,以便通过测井曲线掌握油层的岩性特征和储层沉积特点。确定取心井岩心的沉积微相后,研究采用微电极(RMN)、深浅侧向、自然电位(SP)、自然伽马(GR)等测井曲线建立了本区PI1、PI2 、PI3小层5种微相的测井微相模式[3,4],各测井模式特征如下。
(1) 分流河道微相
总体为极高幅度、幅度差,典型钟形、厚层(>3.5 m)、底部突变顶部渐变、光滑测井相特征[5]。SP为极高幅度、扁箱或钟形、底突顶渐或突、光滑特征;微电极(RMN)、微电位(RMG)为高幅差、底突顶渐或突、钟形或箱形特征(图2)。
(2) 废弃河道微相
微电极、微电位为中幅(<10 Ωm) ,总体底部高幅、(下)中上部中幅、长钟形、中厚层、底突顶渐、齿化或微齿化特征(图2)。
(3) 天然堤微相
微电极、深浅侧向为中幅、(齿化)箱形、中厚层、顶底渐一突变、齿化特征。
(4) 溢岸薄层砂微相
溢岸薄层砂微电极、深浅侧向为中幅、单指状、极薄层、顶底突变特征(图2)。
(5) 席状砂微相
微电极、深浅侧向为中高幅、单指状、极薄层特征。
2.3 沉积微相及单砂体空间分布特征
运用各井沉积时间单元对比结果及测井相模式,把相同微相的邻井作为同一相区,不同微相划为不同相区,得到全区的沉积微相平面图,即单砂体的空间分布,图3—图6分别为河流相发育的PI1、PI2、PI3、PI4+5沉积单元平面相图。
PI1时间单元 (图3)该层高弯度分流平原相沉积,该层沿河道发育大量河道砂,砂体厚度较大,且整体物性较好,河流能量较高,形成了泥质含量低、孔渗好的砂岩储层。而河道间河流能量较低,以溢岸砂为主,河道的流向为近北~南向。全区整体以中型一类河道为主,发育2支中型一类河道, 2处小型河道主体。
PI2时间单元 (图4)该层为河流相泛滥平原沉积,该层发育大范围的河道砂,砂体厚度较大,且整体物性较好,河流能量较高,形成了粒度粗、泥质含量低、孔渗好的砂岩储层。河道为曲流河,流向为近北~南向,共识别出3支大型一类河道、3支中型一类河道、1支小型一类河道。
PI3时间单元 (图5)该层为辫状河相沉积,该层西侧发育大范围的河道砂,砂体厚度较大,且整体物性较好,河流能量较高,形成了粒度粗、泥质含量低、孔渗好的砂岩储层。而东侧河道相对不发育,以溢岸砂为主,为辫状河主流带侧缘。全区整体以大、中型一类河道为主,发育小型一类、二类、三类河道。
PⅡ4+5b时间 (图6)为浅水干枝坨状三角洲前缘亚相内前缘区。发育有特小型水下分流河道、小型水下分流河道,席状砂。总体发育北—南展布的4支水下分流河道。其间普遍发育二类席状砂和席内缘微相。共识别出6类42处微相:3支特小型水下分流河道、1支小型水下分流河道、2处席主体、13处一类席状砂、7处二类席状砂、16处席间。该河道两侧发育2处一类席状砂,大面积席缘。
3 剩余油分部
分流河道注入水明显地沿主体带快速舌进,其主流线部位砂体厚度最大,两侧边缘厚度逐渐减小,泥质夹层增多,主体部位渗透率较大,河道边缘渗透率变差,因此边缘水淹程度低,剩余油相对富集[6]。砂体垂向呈正韵律,重力分异作用明显,下部水洗强烈,中、上部水淹程度相对较低,易于剩余油富集。对于废弃河道而言,沉积粒度较细,渗透率较低,在河道的边部和中上部富集剩余油,在单一河道内的废弃河道,形成侧向或侧上方遮挡,富集剩余油。溢岸薄层砂体粒度细、厚度小(多数小于1 m)、渗透率低,吸水性差,大部分储量不能动用,因此,这类砂体可分布剩余油。
4 结论
(1) 首先建立高分辨率层序地层格架,通过复合单砂体时间单元对比方法,最终实现研究区开发井的闭合。这是在高密度井网条件下,对比沉积时间单元至单砂体级的有效方法。
(2) 采用单砂体级平面沉积微相研究方法,通过对363口井17个单元测井微相识别,得到各单元沉积平面微相图,从而揭示了单砂体空间分布,为油田开发调整提供重要的依据。
(3) 最后对研究区剩余油分部进行分析,得到平面上分流河道、废弃河道边部水淹程度较低,剩余油相对集中;纵向上下部水淹程度高,中上部剩余油相对富集;溢岸薄层砂渗透率低,也可分布剩余油[7]。
参考文献
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