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油矿综合实习报告

中国地质大学（北京）能源学院实践教学系列之课程综合设计

油矿地质综合设计实习报告

*******

学号：

**********

班级：

10061321

专业：

资源勘查工程（能源）

*******

2016年7月

1油田概况

1.1区域地质概况

西江30－2油田位于珠江口盆地东部海域，北部Ⅰ坳陷惠西半地堑南缘，中央隆起带东沙隆起西北部，距香港东南约130km，油田所在的海域水深约100m（图1-1A）。

图1-1A西江30-2油田所在位置示意图

西江30-2油田具有一个简单完整的滚动背斜构造，在油田范围内基本无断层发育，背斜构造长轴呈东西向，四翼伸展平缓

（图1-1B）。

图1-1B西江30-2油田H3A顶面构造

1.2油田开发概况

西江30-2油田于1990年6月发现，发现井为XJ30-2-1X，又于1990年6月钻评价井XJ30-2-2X井，该井通过DST测试获高产油流，单井日产量2067.5m3，从而进一步证实该油田为高产油田。

1995年10月，西江30-2油田采用边完钻边投产的方式分批投入开发，共钻生产井14口，至1996年7月23日，全部投入生产。

其生产高峰期是1997年，年产油331.75×104t。

至1999年6月底，油田累积产油1067.5×104m3，综合含水63.3%。

截止到2012年底，西江30-2油田已钻井91口，其中探井1口（1X），评价井1口（2X），生产井88口（包含侧钻生产井58口）。

目前在生产井30口，日产油量2096m3，日产液量74922m3，累积产油3385.4×104m3，采出程度53.66%，综合含水97.2%。

2地层

2.1地层层序

西江30-2油田除了探井XJ30-2-1X井钻遇中生代花岗岩基底外，其它井钻遇到的地层均为新生代沉积地层（表2-1）。

岩性为砂泥岩互层，储集砂体与泥岩隔层横向上分布稳定，有利于储盖组合的形成。

西江30-2油田的含油层段为珠江组上部和韩江组下部。

珠江组：

下部普遍发育一套三角洲—滨岸相砂岩，中下部在东沙隆起及其北坡发育生物礁和碳酸盐岩台地，中上部为大段泥岩夹砂岩。

韩江组：

绿灰色泥岩与砂岩、含砾砂岩互层组成多个正韵律，泥岩不含钙或微含钙，砂岩常含钙、海绿石和绿泥石。

受珠江三角洲影响，从西往东，由北往南变细加厚，在西江地区见工业油流。

表2-1西江30-2油田地层层序

西江30-2油田的油层位于韩江组下部以及珠江组地层。

韩江组及珠江组主要属于建设性三角洲沉积。

由于持续稳定的沉降作用及季节性周期性的陆源碎屑供给，在纵向上形成了多旋回的三角洲复合沉积体系。

建设期形成的三角洲砂体可以作为良好的储集层，而陆架泥及前三角洲泥可作为多油层间的隔层及区域性的盖层。

另外西江30-2油田属于典型的背斜型边、底水油气藏，其油层分布在韩江组下部和珠江组地层中，含油井段长达1242.7m。

将其划分了5个油组（表2-2），45个小层，其中边水油藏32个，底水油藏13个。

主力油层HA、HB、HC、H1、H1B、H3A、H10B和H11。

表2-2西江30-2油田小层划分

2.2小层对比

油层单元划分和对比是将油田内的储油层系剖面根据地层接触关系、沉积层序或旋回、岩性组合、油气水分布等特征细分成不同级次的油层，并建立全油田井间各级油层的等时对比关系，在油田范围内实现统一分层。

在局部范围内，同一时期形成的小层其岩性和厚度是相似的。

因此，在每个四级旋回内，应进一步分析其岩性组合规律，细分若干个五级旋回，并分析砂岩相对发育程度，泥岩稳定程度，各五级旋回的厚度比例特征。

按岩性相似及厚度比例关系，旋回厚度变化及电测曲线组合特征，以较稳定的泥岩确定各小层在横向上的层位对应关系，进行小层对比[1]。

在单井砂层组划分的基础上，利用岩性和厚度比例对西江30-2油田研究区11口探井及开发井珠江组H3A-H3G9个小层单元开展油层对比，图2-1，图2-2为研究区2条主干剖面小层对比划分结果。

图2-1西江30-2油田1X、B10\B19、B18井珠江组H3A-H3G小层对比剖面

2-2西江30-2油田2X、B6ST6、B10、B23、B17井珠江组H3A-H3G小层对比剖面

在两条主干剖面的小层对比剖面图中，H3A-H3G9个小层在侧向上的厚度变化不大，测井曲线形态也极其相似。

反映出研究区断层发育较少，构造稳定，砂体分布范围广。

本次主要研究层段为Ⅲ砂组H3E1，H3F，H3G小层，其小层划分数据表见附表1，小层对比成果数据表如表2-3，表2-4，表2-5所示。

对比井号

B18

B19

B6ST6

B20ST2

B10

B23

B17

项目

单层顶界/m

2339.24

2357.80

2345.62

2321.90

2347.16

2352.24

2325

2317.65

2350.48

2349.3

2363.8

单层底界/m

2360.04

2379.35

2371.76

2375.50

2367.74

2375

2343.6

2343.5

2372.3

2371.32

2377.3

层厚/m

20.8

21.55

26.14

53.60

20.58

22.76

18.60

23.2

21.82

22.02

13.50

砂层厚度/m

5.6

1.98

有效厚度/m

1.25

含水饱和度

孔隙度

测井解释结论

水层

表2-3研究层段Ⅲ砂组H3E1小层对比数据表

对比井号

B18

B19

B6ST6

B20ST2

B10

B23

B17

项目

单层顶界/m

2360.04

2379.35

2371.76

2375.5

2367.74

2375

2343.6

2367.6

2372.3

2371.32

2377.3

单层底界/m

2376.4

2398.35

2387.70

2385.55

2384.9

2394

2360.60

2382.05

2388.5

2386.5

2394.76

层厚/m

16.36

19.60

15.94

10.05

17.16

17.70

16.20

15.18

17.44

砂层厚度/m

4.15

7.44

1.15

2.1

6.43

5.25

3.87

6.25

6.56

8.68

9.75

有效厚度/m

4.25

1.15

1.25

3.75

1.44

2.02

2.94

5.01

7.75

7.6

含水饱和度

0.23

0.44

0.48

0.275

0.508

0.541

0.257

0.497

0.531

0.402

孔隙度

0.26

0.18

0.238

0.203

0.14

0.243

0.18

0.199

0.229

测井解释结论

水层

油层

表2-4研究层段Ⅲ砂组H3F小层对比数据表

对比井号

B18

B19

B6ST6

B20ST2

B10

B23

B17

项目

单层顶界/m

2376.4

2398.35

2387.70

2385.55

2384.9

2394

2360.6

2382.05

2388.5

2386.5

2394.76

单层底界/m

2385.55

2410.40

2395.80

2397.6

2396.7

2404.04

2370

2443.6

2399.2

2398.94

2406.94

层厚/m

9.15

11.45

8.10

12.05

11.80

10.04

9.4

62.8

11.42

12.44

12.18

砂层厚度/m

6.21

2.21

4.12

15.22

9.12

5.5

10.9

7.87

有效厚度/m

1.04

0.8

5.07

6.1

含水饱和度

0.504

0.596

0.477

0.51

孔隙度

0.209

0.213

0.227

0.21

测井解释结论

水层

油层

水层

表2-5研究层段Ⅲ砂组H3G小层对比数据表

3构造

3.1构造解释

西江30-2油田构造是一个长期继承性发育的低幅度披覆背斜构造，构造南边发育一条近东西向的基底断裂，其沉积体受逆牵引作用而形成滚动背斜，从而成为油气聚集的良好圈闭，因而西江30-2油田的油藏属于构造油藏[2]。

根据西江30-2油田11口探井和开发井钻遇研究油层顶面的海拔深度，把制图标准层在各井的海拔高程标在相应的井位旁，然后，利用Surfer软件进行内插，连接等高程各点作成构造图。

研究层段的H3F、H3G油层顶面构造图如图3-1，图3-2所示。

图3-1西江30-2油田H3F油层顶面构造图

图3-2西江30-2油田H3G油层顶面构造图

H3F，H3G油层顶面构造图的形态均与H3A（图1-1B）类似，为典型的背斜构造，背斜的长轴近似东西向，背斜的两翼倾角平缓近似对称，为形成大规模的油气田提供有利的构造圈闭。

3.2断裂系统

基本无断裂系统。

3.3构造形态

西江30－2油田位于珠江口盆地东部海域，北部Ⅰ坳陷惠西半地堑南缘，中央隆起带东沙隆起西北部，西江30-2油田具有一个简单完整的滚动背斜构造，在油田范围内基本无断层发育，背斜构造长轴呈东西向，四翼伸展平缓。

4储层

4.1岩石学特征

西江30．2油田的基底为前古近系花岗岩。

古近系始新统发育文昌组与恩平组河流与湖相砂泥岩。

这两套泥岩也成为珠江口盆地古近系的烃源岩，而西江30—2油田的主要油源来自文昌组。

渐新统为恩平组湖泊一沼泽相和珠海组滨岸相砂岩、粉砂岩及泥岩。

下一中中新统为珠江组一韩江组多旋回的辫状三角洲沉积体系，岩性以砂泥互层为主。

该套三角洲体系具有良好的生储盖组合，主要储集砂体的分布或与层序边界有关，或与（最大）海泛面有关。

表4-1西江30-2油田旋回与岩相

上中新统～上新统本

区主要为粤海组一万山组滨岸相砂泥岩互层。

第四系为三角洲复合体，为砂、砾及泥的混合物，且尚未固结。

西江30-2油田储层沉积环境主要属于建设性三角洲沉积，发育有三角洲前缘的水下分流河道、河口坝以及远砂坝砂体；储层的岩性为岩屑长石砂岩、岩屑亚长石砂岩、长石砂岩及长石岩屑砂岩；原生粒间孔为主要储集空间；孔隙度主要分布在15～30%，渗透率主要分布在100～1000md，属于中孔隙度高渗透率的储层。

通过对研究区取心井岩心的详细观察和描述，总结出研究层段中主要包括6种岩相（表4-2）。

序号

相代号

岩性

主要沉积构造

成因解释

细砾岩、砂砾岩

块状构造

辫状河道

细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩

透镜状层理、波状层理、脉状层理

三角洲前缘

粉砂岩、泥质粉砂岩

水平层理

分流河道间、远砂坝、席状砂、前三角洲泥

细砂岩

平行层理

河口砂坝、辫状河道、水下分流河道

粉细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩

沙纹层理、平行层理、块状层理及小型交错层理

水下分流河道、远砂坝、席状砂和前三角洲泥

细砂岩、粉细砂岩

块状构造

水下分流河道和河口坝

表4-2西江30-2油田岩相类型及成因

4.2沉积相研究

本次研究对西江30-2油田地区11口井进行测井相分析，研究层段为砂泥岩互层剖面，根据自然伽马GR曲线特征可以判断主要为三角洲前缘亚相，其微相的测井曲线特征具有如下特征：

（1）水下分流河道微相：

单个河道砂体的自然伽马特征呈微齿或光滑的中—高幅钟形或箱形，多个河道砂体连续叠置呈中—高幅钟形叠加钟形或箱形及钟形+箱形的复合形（图4-1A）。

（2）分流河道间湾微相自然伽马呈微齿形或光滑曲线，曲线异常幅度极低或无异常（图4-1B）。

（3）河口坝自然伽马曲线为漏斗形，反粒序（图4-1C）。

区内主要发育分流河道、水下分流河道、河口坝（或远砂坝）、天然堤、决口扇等，其油藏中主要有4种类型的短期旋回组合（图4-2），测井曲线多为漏斗形与钟形组合，或漏斗形与箱形组合。

最小的超短期旋回与韵律层（微相）基本一致，同时由于区内分流河道与水下分河道相对较发育，说明三角洲建设性较强，因而应对河道分期次，其每期河道可与超短期旋回的上升半旋回相对应；而其余薄层成因砂体可直接作为一个超短期半旋回。

图4-2西江油田测井模式

针对研究层段Ⅲ砂组H3F、H3G小层中砂体最发育的小层H3F进行沉积相研究。

对比分析研究区沉积微相测井曲线（图4-1）和不同井H3F小层的测井曲线（图4-3），绘制H3F小层沉积微相平面分布图（图4-4）。

4-3西江30-2油田2X-1X井H3F小层沉积微相测井曲线响应特征

H3F和H3G小层沉积微相测井曲线响应特征表明，研究层段沉积微相主要为三角洲前缘的水下分流河道和河口坝，多数测井曲线为两者的复合体，下部发育河口坝，呈漏斗形，上部发育分流河道，呈钟形或箱型。

H3F和H3G小层沉积微相平面分布图如图4-4、4-5所示。

4-4H3F小层沉积微相平面分布图

4-5H3G小层沉积微相平面分布图

4.3储层分布

西江30-2油田储层沉积环境主要属于建设性三角洲沉积，发育有三角洲前缘的水下分流河道、河口坝以及远砂坝砂体。

在此沉积环境控制下，细致刻画砂岩的分布特征是研究该区碎屑岩储层额物质基础。

本次研究的层段为Ⅲ砂组H3F小层，该小层相比Ⅲ砂组中的其他两个小层H3E1、H3G砂体更发育。

在研究区建设性三角洲沉积相的控制下，根据11口井钻遇H3F、H3G小层砂岩的厚度绘制H3F、H3G小层砂岩厚度等值线图（图4-6、图4-7）。

图4-6H3F小层砂岩厚度等值线图

图4-7H3G小层砂岩厚度等值线图

H3F小层砂岩厚度等值线图中，砂岩的分布由西北向东南逐渐减少，最高值处于图区西北角B17井，高值区也主要分布于图区西北部B17井、B23井和B4井，厚度均大于4m。

低值区主要分布于中部及东南部的B19、B6ST6井和2X井，厚度分别为1.25m和0m。

这些变化与研究区的沉积环境有着密切的关系。

总体上看，研究区西北部砂岩厚度较东南部厚，反映物源方向来自西北，这与图区的沉积微相分布特征相吻合。

而H3G小层砂岩厚度等值线图中，砂岩的分布中间高，向四周发散，逐渐降低，这也符合区域大背景：

西江30-2油田具有一个简单完整的滚动背斜构造，在油田范围内基本无断层发育，背斜构造长轴呈东西向，四翼伸展平缓。

4.4储层物性参数解释

孔隙度和渗透率是重要的储层物性参数，它们能用来评价储层的好坏。

本次研究主要对西江30-2油田Ⅲ砂组H3E1、H3F、H3G小层中油层的孔隙度、渗透率等物性参数进行了统计（见表4-3）见。

表4-3H3F、H3G小层孔隙度与渗透率统计图

由图中可知，B10、B6、B17、B23井的孔隙度与渗透率都比较大，这也与全区的含油性相符合，含油气也主要分布在这几口井周围。

而其他井虽然有的孔隙度也有比较大的，但是渗透率比较小，所以这些层中存在一些低渗的储层，或者干层。

在我研究的层段中，中高渗透主要集中在H3F、H3G层段，为我研究层段的主力油层段。

4.5储层非均质性

储层非均质性包括层内、层间、平面、微观非均质性，由于本次研究的小层数目较少，所以仅分析含油小层H3F、H3G层内非均质性。

储层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。

它是直接控制和影响一个单砂层内垂向上注入剂波及体积的关键地质因素。

层内非均质性的指示包括粒度韵律、渗透率韵律及最高渗透层所处位置、层理构造及渗透率各向异性、层内夹层、层内渗透率非均质程度等。

以层内渗透率非均质程度为指示研究目的层段的层内非均质性,是目前非均质性特征研究中非常重要的一个研究参数。

研究层H3F、H3G小层中油层的储层层内非均质性见表4-4

小层

变异系数Vk

突进系数Tk

极差Jk

H3F

0.99

5.48

184.05

H3G

0.85

6.21

179.33

表4-4H3F、H3G小层中油层的储层层内非均质性

一般,就渗透率非均质系数而言,当渗透率变异系数Vk<0.5时,反映非均质程度弱;Vk介于0.5~0.7时,反映非均质程度中等;Vk>0.7时,反映非均质程度强。

当渗透率突进系数Tk<2时,表示非均质程度弱;渗透率突进系数Tk为2~3时,表示非均质程度中等;Tk>3时,表示非均质程度强。

渗透率级差越大,反映渗透率非均质性越强;反之,级差越小,非均质越弱。

综上研究层段H3F、H3G小层中油层的储层层内非均质性程度强

5油藏

5.1油气水分布

西江30-2油田构造是一个长期继承性发育的低幅度披覆背斜构造，构造南边发育一条近东西向的基底断裂，其沉积体受逆牵引作用而形成滚动背斜，从而成为油气聚集的良好圈闭。

油藏流体的分布位置主要受背斜圈闭高点控制，研究

区油气水呈环带状分布，属于典型的背斜型边、底水油气藏。

根据油气层的埋深深度，小于1500m的成为浅层油气层，1500-2800m为中深层油气藏，2800-4000m为深层油气藏，大于4000m为超深层油气藏[5]。

研究层段属于中深层油气藏。

平面上，全区基本上有统一的油水界面，但局部岩性油气藏具有独立的油水界面。

纵向上，研究层段H3F、H3G油水分布主要纯油层为主。

在平面上，根据研究区11口探井及开发井钻遇油水层的情况，对研究层段Ⅲ砂组的三个小层H3E1、H3F、H3G绘制油层分布平面图，由于H3E1不含工业价值的油层，所以本次研究仅绘制了H3F、H3G小层油层分布平面图，分别见图5-1和图5-2。

5-1西江30-2油田H3F小层油层分布平面图

5-2西江30-2油田H3G小层油层分布平面图

H3F和H3G油层的平面分布图反映出两小层的含油边界与背斜的构造等值线基本平行，呈环带状分布。

剖面上，对研究层段Ⅲ砂组油水分布和连通情况绘制油藏剖面，本次研究主要选取长轴方向的6口井绘制油藏剖面，见图5-3。

5-3西江30-2油田1X-B10-B19-B18油藏剖面图

5.2流体性质及油藏压力和温度系统

西江30-2油田的地层原油性质是根据RFT及DST测试所取得的油样在实验室进行高压物性分析（PVT）得出的。

西江30-2油田的饱和压力低，为

0.52~1.62MPa；地层原油粘度中等4.0～17.1mPa·s；原始溶解气油比低，为0.5~3.2m3/m3（表3-2）。

西江30-2油田的原油具有中粘、高凝、低气油比低和低饱和压力的特点。

表5-1西江30-2油田高压物性数据表

5.3油藏类型

综合西江30-2油田研究区小层顶面构造图，西江30-2油田1X-B10-B19-B18油藏剖面图，西江30-2油田H3F小层油层分布平面图，研究区油藏类型为背斜构造控制下的边、底水构造油气藏。

6地质储量评价

6.1储量计算方法及参数确定

油气储量是石油和天然气在地下的蕴藏量，它是油气田勘探综合评价的重要成果之一，也是制订油田开发方案、确定油田建设规模和投资的依据。

油气储量的多少是衡量一个油田或石油公司实力的重要指标，是决策者制定发展计划的依据。

石油储量计算贯穿于勘探开发的全过程，储量计算是否准确，对油公司的发展非常重要。

油气储量可分为地质储量和可采储量。

地质储量是指在地层原始条件下，具有产油（气）能力的储集层中石油和天然气的总量，是一个地质一物理概念；可采储量是指在现代工艺技术和经济条件下，能从储油层中采出的那一部分油（气）量，是一个地质、工程和经济的综合概念。

1）储量计算原理

储量估算方法通常分为3类：

类比法；容积法；动态法。

类比法是用邻区油田的储量丰度或单储系数来计算本油田储量，一般在油气藏识别阶段使用。

动态方法是利用油气藏动态方程中包含储量因素反求而得，一般分为物质平衡法、压降法、产量递减曲线法、水驱曲线法、矿场不稳定试井法等。

在油气田的储量计算中，容积法仍然是最基本的方法。

容积法计算石油储量的实质就是确定石油在油层中所占据的那部分体积。

石油储集在油层的孔隙空间内，孔隙内除石油以外，还含有一定数量的水，因此，只要获得油层的几何体积（即油层的含油面积和有效厚度之乘积）、有效孔隙度、含油饱和度等地质参数，便可计算出地下石油的地质储量。

容积法计算石油储量的基本公式：

式中

—石油地质储量，104t；

—含油面积，km2；

—平均有效厚度，m；

—平均有效孔隙度，小数；

—平均油层原始含水饱和度，小数；

—平均地面原油密度，t/m3；

—平均原始原油体积系数。

地层原油中的原始溶解气地质储量按下式计算：

式中

—溶解气的地质储量，108m3；

—原始溶解气油比，m3/t。

容积法是计算油田地质储量的主要方法。

该方法适用于不同勘探开发阶段，不同圈闭类型、储集类型和驱动方式的油藏。

计算结果的可靠程度取决于资料的数量和准确性。

对于大、中型构造油藏的精度较高，而对于复杂类型油藏则精度较低。

2）储量计算步骤

1）根据小层平面图，采用求积仪或微分法测量含油面积。

2）储量参数平均

油层有效厚度平均值计算采用井点面积权衡法来求取。

平均有效孔隙度应采用岩石体积权衡法来求取。

油层平均原始含油饱和度计算应采用孔隙体积权衡法。

计算平均原油体积系数应采用地下含油体积权衡。

计算平均原油密度应采用地面原油体积权衡。

3）开发初期油田可采储量的计算方法

开发

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