風城油田基礎(chǔ)資料

風城油田基礎(chǔ)資料、重32井區(qū)核實重32井區(qū)侏羅系齊古組含油面積為5.27km（疊加），地質(zhì)儲量2410.76X1041,其中動用地質(zhì)儲量406.32X1041,含油面積0.4km2。重32井區(qū)侏羅系齊古組儲量核實參數(shù)表區(qū)塊A(km2)ho(m)(%)Soi(%)P.oi(g/cms)Boi(f)N(104t)儲量豐度Q0t/:km試驗區(qū)0.448.031.470.00.96281.000406.561016.4未動用區(qū)4.87*20.030.768.40.96281.0002002.97411.3全區(qū)5.27*22.530.868.50.96281.0002410.76457.4油層分布在平面上,齊古組有效厚度分布與砂層厚度分布規(guī)律基本一致,整體上由西向東逐漸變厚，有效厚度在0?47m之間，平均22.5m。各單層油層分布特征如下：Jq2-2-1＋Jq2-2-2層：平面上,有效厚度分布受沉積相帶和砂層控制,在Z111—Z11333井連線以西區(qū)域隨砂體尖滅而油層消失；中部重32井區(qū)域厚度最大，向四周減薄。分布區(qū)域有效厚度2.6?35.4m，平均18.8m。Jq2-2-3層：有效厚度在平面上變化較大，有效厚度主要受巖性控制。在試驗區(qū)周圍3有效厚度較大，在重031井西斷裂附近巖性變化大，有效厚度薄。該層在含油范圍內(nèi)，有效厚度變化在0.6?18.5m之間，平均12.0m。Jq3層：該層僅在DF306井北部缺失，巖性較粗，油層厚度相對較薄，在含油范圍3內(nèi)有效厚度變化在0.8?14.8m之間，平均8.0m?？紫抖?、滲透率分布根據(jù)孔隙度和滲透率解釋模型，解釋油層孔隙度在23%?36.4%之間，平均31.1%，滲透率在91X10-3》m2?29124X10沖m2之間，平均3297X10-3》m2。平面上，各小層孔隙度和滲透率與沉積相帶密切相關(guān)，即河道砂體分布區(qū)域孔隙度、滲透率高于心灘和漫灘，縱向上也有較大差異。綜上所述，重32井區(qū)齊古組為高孔、高滲儲層。層位孔隙度（％）滲透率（10-3“m2）取大最小平均最大最小平均J32-2-136.427.130.911007.72293282.5J3q2-2-236.126.031.327121.1119.16015.8J”q2-2-334.929.831.9153041035.34173.632.128.130.03808.4402.11786.5含油飽和度分布根據(jù)密閉取心井53塊飽和度樣品分析，該區(qū)齊古組分析含油飽和度變化在26.8%?90.7％之間，平均68.8%，其中含油飽和度大于50%的樣品49塊，占樣品總數(shù)的92.5%?？v向上分析油層飽和度為，Jq^-i68.2%；Jq2-2-2層70.5%；Jq2-2-3層68.8%；Jq3層3 3 3 367.8%。油層段測井解釋含油飽和度變化在57.4%?76.8%之間，平均68.5%。Jq2-2-i、3Jq2-2-2、Jq2-2-3、Jq3層測井解釋含油飽和度分別為68.6%、69.1%、69.0%和67.0%,3 3 3與巖心分析飽和度基本一致。隔、夾層分布重32井區(qū)內(nèi)齊古組，Jq2-2-2層與Jq2-2-3層之間及Jq2-2-3層與Jq3層之間的隔層較為3 3 3 3穩(wěn)定，Jq2-2-i與Jq2-2-2層之間無穩(wěn)定隔層，且以致密砂巖、泥質(zhì)砂巖為主，泥巖隔層不33發(fā)育。Jq2-2-2與Jq2-2-3之間隔層：隔層為致密層砂礫巖及泥巖，隔層厚度在2.5m~16m之33間，平均8m。隔層較薄區(qū)域主要在河道發(fā)育的區(qū)域，從北向南呈條帶狀分布。Jq2-2-3與Jq3之間隔層：隔層為泥巖及致密砂礫巖，隔層厚度1.5~12m，平均4m，33相對Jq2-2-2與Jq2-2-3層間的隔層厚度明顯減薄。隔層分布較厚的區(qū)域主要在斷層附近，33厚度一般6m~8m，隔層較薄的區(qū)域呈片狀連接。油藏壓力與溫度重32井區(qū)齊古組油藏中部深度190m（海拔175m）處的油藏原始地層溫度為16.37°C，原始地層壓力為1.89MPa，壓力系數(shù)0.987。流體性質(zhì)與分布重32井區(qū)目前共取得原油分析樣品22口井31井次，分析原油密度在0.950?0.984g/cm3之間，平均0.963g/cm3；50C時粘度在8000?28500mPa.s之間，平均13768mPa.s,粘溫反映敏感，溫度升到80C時，原油粘度下降到1000mPa.s左右（附圖2.4-2）。原油凝固點在2.4C?22.1C之間；原油酸值較高，為1.7?11.2mgKOH/g，平均3.73mgK0H/g；含蠟量1.3%。重031井西斷裂以西原油密度和粘度呈南高北低趨勢，以東呈東高西低的趨勢?？v向上原油粘度上高下低。各層50°C時原油粘度分布狀況如下：jq—i+jqs^層：該層有4口井的原油性質(zhì)資料，粘度分布范圍在9495?2850033mPa.s之間，平均19355mPa.s,平面上呈現(xiàn)由南向北降低趨勢。Jq2-2-3層：該層有8口井原油性質(zhì)資料，粘度分布范圍在9037?21500mPa.s之間，3平均14362mPa.s。重031井西斷裂以西原油粘度呈由西向東升高趨勢，其東原油粘度呈北高南低的分布趨勢。Jq3層：該層有7口井原油性質(zhì)資料，粘度分布范圍在3385?16720mPa.s之間，平3均12433mPa.s。重031井西斷裂以西原油粘度呈由北向南升高趨勢，其東原油粘度呈北高南低的分布趨勢。開發(fā)層系劃分本區(qū)齊古組含油層多、厚度大，并具有孔隙度、滲透率高、含油飽和度高、儲量豐度高的特點。其中Jq2-2-1層與Jq2-2-2層之間無穩(wěn)定隔層，Jq2-2-2層與Jq2-2-3層之間隔層TOC\o"1-5"\h\z3 3 3 3厚度平均10m，Jq2-2-3層與Jq3層之間隔層厚度平均5m；Jq—】與Jq^層油層物性差異3 3 3 3不大，Jq2-2-1+Jq2-2-2層、Jq2-2-3層、Jq3層之間物性存在差異，且單層油層跨度小于35m，3 3 3 3具備單獨開發(fā)的條件，因此可將Jq2-2-1+Jq2-2-2層、Jq2-2-3層、Jq3層劃為三套開發(fā)層系。3 3 3 3表4.2-1重32井區(qū)齊古組各層儲層參數(shù)對比表層位油層厚度(m)孔隙度(%)滲透率(10-3“m2)含油飽和度(%)儲量豐度(10t/km)JoQ2-2-112.230.7172268.6247.4J3q2-2-29.630.9192869.1197.4J3q2-2-312.431.6286469.0260.3Jq7.530.0115967.0145.1、重43井區(qū)有效厚度變化在2.5?17.5m之間，平均9.8m。各層油層分布特征如下：Jb1層：主要為泥巖和泥質(zhì)砂巖，是本區(qū)八道灣組蓋層，無油層。1jb2+3層：縱向上油層分布在砂層中下部，含油巖性以中細砂巖為主，油層段內(nèi)沒有1明顯的泥質(zhì)夾層和物性夾層。平面上區(qū)塊中部由東向西呈條帶狀分布，向南、北向逐漸變薄，在中部地區(qū)橫向連通性相對較好，適合水平井開發(fā)。Jb2+3層有效厚度0?9.5m，1平均3.1m，中部區(qū)域有效厚度3.0?9.0m，平均5.0m。Jb4層：含油巖性以中-粗砂巖及砂礫巖為主，底部砂礫巖物性差，含油性差，中上1部中-粗砂巖含油性較好。平面上受沉積微相控制，在北部DF241井周圍和東南部DF233、DF234和重43井周圍比較發(fā)育，其它區(qū)域巖性變化大，夾層發(fā)育，有效厚度薄。Jb＜層1有效厚度變化在0?9m之間，平均3.4m。Jb5層：含油巖性以含礫砂巖和砂礫巖為主，油層分布主要受巖性和物性控制。平1面上有效厚度變化較大，在重40井周圍和重43井周圍有效厚度較大，其它區(qū)域有效厚度薄。全區(qū)Jb5層有效厚度變化在0?9m之間，平均3.3m。1孔隙度、滲透率分布特征據(jù)物性分析資料統(tǒng)計，本區(qū)儲層孔隙度變化在2.2%?33.68%之間，平均21.67%。其中，油層樣品分析孔隙度在16%?33.68%之間，平均26.15%。水平滲透率變化在0.1X10-3》m2?3254.0X10qm2之間，平均168.4X10-3^m2,油層樣品分析滲透率為20X10-3pm2?3254.0X10-3pm2,平均568.0X10-3pm2。根據(jù)孔隙度和滲透率解釋模型，解釋油層孔隙度在16.0%?37.5%之間，平均27.5%，滲透率在145.39X10-3pm2?2015.02X10-3》m2之間，平均421.07X10-3》m2。在縱向上各小層孔隙度和滲透率受儲層巖性控制，砂巖孔隙度和滲透率高于砂礫巖，在平面上小層孔隙度和滲透率受沉積微相控制，河道砂體分布區(qū)域孔隙度、滲透率高于心灘和漫灘。各小層孔隙度、滲透率分布特征如下：Jb2+3層：該層儲集層巖性主要為中細砂巖，孔隙度和滲透率相對較高，孔隙度在123.81%?37.5%,平均27.38%，滲透率在254.14X10-3》m2?2015.02X10-3》m2之間，平均750.67X10-3》m2。平面上在重40、DF237、DF212、DF221井連線周圍的河道發(fā)育區(qū)孔隙度和滲透率相對較高，南、北地區(qū)孔隙度和滲透率較低Jb4層：該層儲層巖性主要為粗砂巖和砂礫巖，孔隙度和滲透率比Jb2+3層低，孔隙11度在20.14%?36.0%,平均26.32%，滲透率在146.49X10-3》m2?1461.88X10-3》m2之間，平均403.89X10-3pm2。平面上在DF237、DF238、DF235井周圍和南部DF221、DF229井周圍孔隙度和滲透率相對較高，在工區(qū)西北部和試驗區(qū)孔隙度和滲透率較低。Jb5層：該層儲集層巖性主要為砂礫巖，孔隙度和滲透率最低，孔隙度在17%?129.10%，平均24.17%，滲透率在145.39X10-3pm2?562.39X10-3》m2之間，平均282.0X10-3》m2。平面上在DF233、DF236、DF238連線周圍孔隙度和滲透率相對較高，在工區(qū)西北部和東南部孔隙度和滲透率較低。層位孔隙度（％）滲透率（10-3“m2）取大最小平均最大最小平均Jb2+337.523.8127.382015.02254.14750.67Jb436.020.1426.321461.88146.49403.89Jb529.1017.024.17562.39145.39282.0平均27.5421.1含油飽和度分布特征重43井區(qū)內(nèi)有4口取心井，八道灣組累積取心進尺85.61m，巖心實長78.17m，收獲率91.3%，取得飽含油巖心10.15m，含油巖心21.57m，油浸級巖心19.32m，油斑級以下巖心26.59m（表2-10）。表2-10重43井區(qū)取心情況統(tǒng)計表井號取心進尺取心實長飽含油含油油浸油斑級以下備注重4321.7316.564.999.262.31DF200415.0814.640.815.744.323.23重04617.2516.693.13.852.087.66未取完重檢531.5530.281.252.7312.9213.39合計85.6179.1810.1521.5719.3226.59從取心現(xiàn)場記錄看，飽含油和含油巖心出筒時表斷面普遍外滲黑褐色重質(zhì)原油，局部冒氣，含油飽滿，分布均勻，油脂感強，染手，油味濃，含油面積90%以上，滴水呈珠狀。主要含油層段分析含油飽和度在61.1%?88.5%之間，平均為73.19%，其中Jb2+3層含油飽和度在61.1%?79.1%之間，平均69.48%,Jb<.Jb5層含油飽和度在11161.8%?88.5%之間，平均75.5%。根據(jù)飽和度解釋模型解釋的油層段含油飽和度在51.65%?80.26%之間，平均70%。Jb2+3層解釋含油飽和度在52.9%?74.5%之間，平均為65.4%，Jb4層解釋含油飽和度11在51.65%?79.58%之間，平均為72.5%，Jb5層解釋飽和度在55.96%?80.26%之間，1平均為76.35%。各小層含油飽和度在平面上的分布情況見。表2-11重43井區(qū)八道灣組含油飽和度測井解釋結(jié)果層位含油飽和度（％）最大最小平均Jb2+374.4552.965.4Jb479.5851.6572.5J1b580.2655.9676.35從解釋結(jié)果看，Jb4、Jb5層解釋含油飽和度與巖心分析飽和度基本一致，而jb2+3111層解釋含油飽和度比與巖心分析飽和度低，分析原因認為jb2+3層儲集巖性為中細砂巖1和細砂巖，其電阻值偏低，因此利用阿爾奇公式對該層解釋含油飽和度略微偏低。層間隔層分布特征Jb2+3頂部蓋層：沉積在Jb2+3層之上的Jbi層和三工河組（Js）為本區(qū)八道灣組油1111藏的蓋層，三工河組在DF237井以北逐漸缺失，Jbi層平面分布較廣，全區(qū)均有分布，1厚度在2-6m之間。jb2+3與Jb4間隔層：根據(jù)沉積環(huán)境分析，該區(qū)Jb4層沉積末期水流明顯減緩，但時i i i間不長，很快進入了下一沉積時期，因此細粒沉積物沉積厚度薄，范圍小，平面分布不穩(wěn)定，一般在0?5m之間，主要分布在重43井北斷裂以南區(qū)域，其他區(qū)域Jb4頂部細i砂巖之上沉積了Jb2+3底部砂礫巖。iJb4與Jb5間隔層：Jb4與Jb5之間沒有明顯的泥巖隔層，這兩層之間主要是一些物i i i i性夾層，兩層之間沒有明顯的界限，大多是一些砂礫巖層。層內(nèi)夾層布特征jb2+3層：巖性自下而上由粗變細，頂部為細砂巖和泥質(zhì)砂巖，底部為中細砂巖，層i內(nèi)基本上沒有明顯的泥質(zhì)夾層，只發(fā)育較薄的物性夾層，油層在縱向上分布比較集中，平面上連通性較好，適于水平井開發(fā)。Jb4層和Jb5層：該層巖性變化比較頻繁，油層段往往被一些高阻致密砂礫巖和礫ii巖層隔開，還發(fā)育部分厚度較小的泥巖夾層，夾層厚度一般1—4m，平面分布不穩(wěn)定，造成油層連通性較差，其中Jb4層在目前控制程度下局部比較連續(xù)，但連續(xù)油層厚度薄，1Jb4+5層整體不適于水平井開發(fā)。1根據(jù)以上關(guān)系式，計算重43井區(qū)八道灣組油藏平均中部深度400m（海拔-55m）處的原始地層溫度為21.01°C，原始地層壓力為4.07MPa,壓力系數(shù)為1.01。流體性質(zhì)與分布2.5.2.1原油性質(zhì)與分布重43井區(qū)共取原油分析樣品12口井21井次，在合作區(qū)范圍內(nèi)，原油密度變化在0.945?0.9868g/cm3之間，平均0.9614g/cm3；20C時粘度變化在97500?2870000mPa?s之間，平均1091728.57mPa?s，50C時粘度變化在3706?41800mPa?s之間，平均19394.34mPa?s。原油粘度對溫度非常敏感，溫度升到80°C時，原油粘度下降到1000mPa?s左右，原油流動性提高很多。原油凝固點為7.2C?14.0C,平均11.48C。原油酸值較高，為2.82?6.6mgKOH/g,平均5.04mgKOH/g；含蠟量1.2%；瀝青質(zhì)含量3.34%，含硫量0?0.82%。1） 原油粘度平面分布特征從平面上看，原油密度和粘度整體呈東高西低的趨勢，在DF234井-DF206井-DF2015井連線以東原油粘度很高，5