地質(zhì)根底培訓(xùn)目錄前言喇嘛甸油田構(gòu)造地質(zhì)特點油田開發(fā)調(diào)整歷程各開發(fā)階段層系劃分和井網(wǎng)部署油田靜態(tài)工作簡介及應(yīng)用儲層精細(xì)地質(zhì)描述簡介名詞解釋前言

喇嘛甸油田位于松遼盆地北部的大慶長垣北端，東經(jīng)124°53′～125°5′，北緯46°40′～46°

50′；地勢平坦，地面海拔145-152m；是受背斜構(gòu)造控制的層狀砂巖氣頂油田，最大含油面積100Km2,石油地質(zhì)儲量8.1472×108t；氣頂最大面積32.3Km2,天然氣地質(zhì)儲量為99×108m3；1960年喇72井獲得工業(yè)性油流。73年投入開發(fā)，目前經(jīng)歷6個階段：自噴開采、注采系統(tǒng)調(diào)整、層系調(diào)整(一次加密)、全面轉(zhuǎn)抽、二次加密、聚合物驅(qū)。喇嘛甸油田地理位置喇嘛甸油田喇嘛甸油田是一個兩翼不對稱的短軸背斜構(gòu)造；西翼傾角12°～20°，東翼傾角4°～6°，以3°～4°向北傾沒，南與薩爾圖構(gòu)造呈鞍狀相連。構(gòu)造長軸11.8Km，短軸2.86Km，長短軸之比4.12，葡一組構(gòu)造閉和等高線為－875m，閉和高度92m，閉和面積27.1Km2。構(gòu)造被二組大斷層〔37號、51號〕分割成面積不等的南、中、北三塊。一、喇嘛甸油田構(gòu)造地質(zhì)特點1、構(gòu)造特點大慶長垣喇嘛甸油田2、喇嘛甸油田斷層特征：1〕均為正斷層。2〕走向相似，方向性強；北西、北北西方向。3〕斷層傾角差距不大，一般為45°--60°。4〕構(gòu)造西部斷層多，東部少；南多北少；分區(qū)明顯。5〕孤淺斷點分布集中，北塊多，南塊少。6〕同一條斷層的斷距，平面上看，中間大，兩邊小；剖面上看，上部大，下部小。正斷層的特點斷層面上盤下盤斷距井-1井-2井-3力力喇嘛甸油田斷層分布圖葡一組共發(fā)育大小斷層69條4.6/SIII1+2-892.84.0/n4下380.9斷距斷失層位海拔深度斷層資料圖的數(shù)據(jù)格式2511.6/SIII3--8-785.811.5/n2上-530.45.5/n2--n1-658.918.5/n3中-475.014.0/n4上-87.55.5/So下-794.824斷層編號喇嘛甸油田一般以葡Ⅰ頂面為例進行斷層描述

喇嘛甸油田儲層性質(zhì)巖石成分：砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖主要礦物：石英、長石、碎屑顆粒膠結(jié)物：泥質(zhì)為主膠結(jié)類型：接觸式孔隙度：25%-27%束縛水飽和度：23.5%原始含油飽和度：73%-76%

喇嘛甸油田流體性質(zhì)原油類型：石蠟基型；

地面原油粘度：21.6mPAs地下原油粘度：21.6mPAs

原油相對密度：0.864原油體積系數(shù)：1.118

壓縮系數(shù)：8.2×10-4MPA凝固點：26.2°C原始油氣比：48.5m3/t含蠟量23%-25%含膠質(zhì)：14.35原始地層壓力：11.27MPA油層飽和壓力：10.7MPA氣頂氣甲烷含量：98.0%溶解氣甲烷含量：94.6%氯離子含量：2270mg/L地層水礦化度：7150mg/L油層水類型：重碳酸鈉型喇嘛甸油田目前鉆遇的地層

儲集層主要由細(xì)砂巖、粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖構(gòu)成，在縱向上與泥巖呈層狀交互分布。儲層巖性砂巖類型為長石砂巖；砂巖膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，膠結(jié)類型以接觸式膠結(jié)為主，儲層孔隙類型主要為原生粒間孔隙；巖性以細(xì)砂為主。高一組高二組高三組姚家組主要油層組嫩江組一段青山口組薩一組薩二組薩三組葡一組葡二組97個小層37個砂巖組油田發(fā)育薩爾圖、葡萄花和高臺子三套含油層系，均為陸相砂泥巖沉積，總厚度達(dá)390m。儲集層發(fā)育特征油田屬于河流-三角洲相沉積，砂體分為三種不同類型，層間差異較大。

一類油層是大面積穩(wěn)定分布的高滲透油層即葡Ⅰ1-2砂巖組，平均空滲1.3～1.7μm2，有效滲透率0.4～0.5μm2,孔隙度為26.7%，有效厚度大于2m的鉆遇率在90%以上。喇嘛甸油田北西塊葡Ⅰ21沉積相帶圖二類油層是大面積分布的中、低滲透性油層，包括薩Ⅱ1-3、薩Ⅲ1-3、薩Ⅲ4-7砂巖組，其空氣滲透率500～900×10-3μm2，有效滲透率200～300×10-3μm2，孔隙度為26.4%，有效厚度大于2m的鉆遇率在60%以上。喇嘛甸油田北東塊薩Ⅲ4+5沉積相帶圖三類油層是條帶狀、透鏡狀分布的低滲透油層。除了上述四個砂巖組以外的33個砂巖組屬于這種類型?？諝鉂B透率一般小于500×10-3μm2，有效滲透率小于200×10-3μm2，孔隙度為25.4%,砂體零散分布。喇嘛甸油田北東塊薩Ⅱ9沉積相帶圖

喇嘛甸油田具有統(tǒng)一的水動力系統(tǒng)，油氣水縱向分布受重力分異作用制約，具有統(tǒng)一的油氣界面和油水界面。油氣界面在海拔-770m左右，油水界面在海拔-1050m左右。油氣水分布狀況含油高度280m氣頂高度90m蓋層基巖油氣藏高度813m920m1208m1190m1100m稠油段油水同層二油田開發(fā)調(diào)整歷程喇嘛甸油田自1973年投入開發(fā)以來，不斷加深對地下油層的認(rèn)識，及時準(zhǔn)確地掌握油田動態(tài)和開展趨向，按照各個階段的特點和存在問題，適時采取了行之有效的調(diào)整方法，使開發(fā)效果不斷改善,年產(chǎn)1000×104t以上高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)14年。油田30年的開發(fā)歷程，可劃分為六個階段。1.自噴開采階段〔1973年—1980年〕開采初期千方百計搞好分層注水，不斷恢復(fù)油層壓力，放大壓差生產(chǎn)，同時針對油田厚油層發(fā)育，油層多等特點，采取了選擇性壓裂、油井堵水等工藝措施，充分挖掘主力油層的潛力，使年產(chǎn)油量從1976年起始終保持在1200×104t以上，比原設(shè)計年產(chǎn)油800×104t的能力高出50%以上。階段末累積產(chǎn)油8214.9×104t，采出程度10.08%，油田綜合含水60.7%。2.層系調(diào)整階段〔1981年—1985年〕通過調(diào)整，把原兩套層系劃分為三～五套,五年內(nèi)共鉆層系調(diào)整井1237口。調(diào)整期間，年產(chǎn)油量一直保持在1140×104t左右，含水上升率下降至2.1%左右。水驅(qū)動用儲量增加2×108t，可采儲量增加近6500×104t。階段末累積產(chǎn)油13928.6×104t，采出程度17.1%，全油田綜合含水為76.8%。3.全面轉(zhuǎn)抽階段〔1986年—1988年〕油田自噴井轉(zhuǎn)抽油機井287口，轉(zhuǎn)為電泵井267口，同時加強了葡Ⅰ4及以下差油層油井壓裂改造措施工作量，平均每年壓裂200口以上。這一階段平均年產(chǎn)油1065×104t，階段末油田綜合含水已達(dá)84.36%,進入高含水后期開采階段。4.注采系統(tǒng)調(diào)整階段〔1989年—1992年〕在兩個注采系統(tǒng)調(diào)整礦場試驗和多項數(shù)值模擬研究成果指導(dǎo)下，全油田油井轉(zhuǎn)注216口，使油水井?dāng)?shù)比由調(diào)前的3.23降至2.07，注水能力提高40%～50%。同時，開展了“穩(wěn)油控水〞礦場試驗,實施了以調(diào)整注水、產(chǎn)液、儲采比三個結(jié)構(gòu)為主要內(nèi)容的“穩(wěn)油控水〞系統(tǒng)工程。增加可采儲量1600×104t提高采收率2.0個百分點左右油田自然遞減率控制在8%～10%含水上升率控制在1.0%左右通過注采系統(tǒng)調(diào)整這一階段平均年產(chǎn)油1065×104t，階段末油田綜合含水已達(dá)84.36%，進入高含水后期開采階段。⒌二次井網(wǎng)加密階段〔1992年—1995年〕首先開展了薩葡油層、高臺子油層和過渡帶三個二次加密調(diào)整礦場試驗，1991年對全油田2400多口油水井進行了表外厚度劃分，在利用大量動靜態(tài)資料對各類油層動用狀況和調(diào)整潛力進行深入研究的根底上，編制了二次加密調(diào)整方案。喇嘛甸油田可調(diào)砂巖厚度分布圖葡二組內(nèi)油水邊界線葡一組內(nèi)油水邊界線薩三組內(nèi)油水邊界線薩二組內(nèi)油水邊界線薩二組外油水邊界線斷層<11.5m11.5～23m23～34.5m≥34.5m圖例6-3217-287-231拉134根據(jù)可調(diào)厚度發(fā)育情況，將各地區(qū)分別劃分組合為1～2套層系，采用300m行列布井，與原井網(wǎng)形成150×300m線狀注水井網(wǎng)，共設(shè)計二次加密井1161口，其中油井673口，注水井488口。二次加密調(diào)整效果二次加密井投產(chǎn)初期單井日產(chǎn)油10.5t，初期綜合含水41.4%。從分層動用狀況看，二次加密井吸水厚度達(dá)70%以上，出油厚度接近80%。加密調(diào)整后，差油層的動用程度明顯得到改善,使油田采收率提高3.2個百分點，對減緩油田產(chǎn)量遞減，控制含水上升速度起到了重要作用。為挖掘葡I1-2厚油層剩余油潛力，從1994年在油田南塊開展了聚合物驅(qū)油礦場試驗的根底上，編制了喇嘛甸油田聚驅(qū)總體規(guī)劃，共分為5個區(qū)塊。其中北東塊、南中塊東部、北北塊和北西塊自1996年開始先后投入聚驅(qū)開發(fā)，面積50.36km2，地質(zhì)儲量9900×104t。聚驅(qū)產(chǎn)油占油田總產(chǎn)量的三分之一以上，在油田產(chǎn)量接替中起到了不可取代的重要作用。⒍主力油層聚合物驅(qū)開發(fā)階段〔1996—〕根底井網(wǎng)開發(fā)一次加密調(diào)整二次加密調(diào)整注采系統(tǒng)調(diào)整聚合物驅(qū)開發(fā)年注水〔104m3〕年產(chǎn)液〔104t〕年產(chǎn)油〔104t〕綜合含水〔%〕地質(zhì)儲量采出程度〔%〕3402558980332263735565405199120660.7010.08112580471879.1287.8690.3318.4924.1929.7035.43908043293.8470161326總井?dāng)?shù)〔口〕10614153244224024684喇嘛甸歷年綜合開采曲線104561256411099132613101263124012061143114111371138115411251070100191985880477177175774273571871168665862257451147510200400600800100012001400197319761979198219851988199119941997200020032006一次加密根底井網(wǎng)二次加密聚合物驅(qū)油喇嘛甸油田歷年產(chǎn)油量構(gòu)成曲線年產(chǎn)油(104t)油田從層系劃分和井網(wǎng)部署上可相應(yīng)劃分為五個階段基礎(chǔ)井網(wǎng)層系調(diào)整注采系統(tǒng)調(diào)整二次加密調(diào)整葡Ⅰ1-2油層聚驅(qū)1981年1989年1997年1994年截止2007年3月，共有各類油、水、氣井5378口?！膊捎途?732口，注入井1952口〕三、各開發(fā)階段的層系劃分和井網(wǎng)部署三礦四礦二礦一礦根底井網(wǎng)開發(fā)層系示意圖SⅠSⅡSⅢPⅠ1-2PⅠ4PⅠ5-7PⅡGⅠ1-5GⅠ6-20GⅡ1-18GⅡ19-34GⅢ根底井網(wǎng)一套井油井根底井網(wǎng)二套井×一套井水井二套井81年之前二套井在層系劃分上，根據(jù)油層性質(zhì)劃分為葡I1-2油層和薩爾圖+葡I4及以下油層兩套開發(fā)層系。一套半井網(wǎng)，分別采用600m和300m井距反九點法面積注水井網(wǎng)。㈠開發(fā)初期〔根底井網(wǎng)〕一套井網(wǎng)為排號后只有兩位數(shù)二套井網(wǎng)為排號后有三位數(shù)，注水井排號后第三位數(shù)為2，采油井排號后第三位數(shù)分別為1、3或0層系井網(wǎng)開發(fā)層系示意圖“7〞SⅠSⅡSⅢPⅠ1-2PⅠ4PⅠ5-7PⅡGⅠ1-5GⅠ6-20GⅡ1-18GⅡ19-34GⅢ“8〞“4〞“5〞三四層系調(diào)整后各套區(qū)㈡層系調(diào)整階段“8〞“6〞“5〞五葡Ⅰ1-2油層調(diào)整井布在原井網(wǎng)邊井和角井的中間。葡Ⅰ4及以下層系劃分為1～2套層系，都采用300m井距反九點法面積注水井網(wǎng)。層系調(diào)整井合計1237口。北塊構(gòu)造軸部劃分為5套層系中塊構(gòu)造軸部劃分為4套層系南塊純油區(qū)劃分為3套層系方案設(shè)計共174口井，其中采油井169口，注水井5口。到1982年底全部投產(chǎn)。井號命名：排號后四位數(shù)，第四位為5三套區(qū)，南塊純油區(qū)，北中塊靠近過渡帶地區(qū)82～85年投產(chǎn)了方案設(shè)計的415口井，其中采油井311口，注水井104口。井號命名：排號后四位數(shù)，第四位為6。四套區(qū)，中塊構(gòu)造軸部和北塊大局部地區(qū)82～85年投產(chǎn)了方案設(shè)計的238口井，其中采油井177口，注水井61口。井號命名：排號后四位數(shù)，第四位為7四套區(qū)或五套區(qū)，中塊構(gòu)造軸部和北塊大局部地區(qū)82～85年投產(chǎn)了方案設(shè)計的319口井，其中采油井241口，注水井78口。井號命名：排號后四位數(shù)，第四位為8五套區(qū)，在北塊構(gòu)造軸部地區(qū)，因高I6+7及以下油層厚度大，原油性質(zhì)差異也較大82～85年投產(chǎn)了方案設(shè)計的98口井，其中采油井70口，注水井28口。井號命名：排號后四位數(shù)，第四位為4㈢注采系統(tǒng)調(diào)整階段為解決注采失衡矛盾，恢復(fù)和保持地層壓力，采用了兩排注水井中夾三排采油井的調(diào)整方式。1988～1992年全油田共轉(zhuǎn)注油井216口，把反九點法面積注水改為局部五點法或行列注水，使全油田油水井?dāng)?shù)比由調(diào)前的3.23降至2.07。600m300m300m7-1928-1938-1929-1939-1929-2019-208-2018-207-2017-2028-2038-2029-2039-2027-2118-218-2119-2109-2119-2129-2138-2128-2137-212SⅠSⅡSⅢPⅠ1-2PⅠ4－7PⅡGⅠ1-5GⅠ14-20GⅡ1-18GⅡ19-34GⅢ“2”字號“1”字號油田南塊“2”字號“1”字號純油區(qū)邊部及過渡帶北塊中塊“1,3”字號五套區(qū)斜錯區(qū)GⅠ6-13SⅠSⅡSⅢPⅠ1-2PⅠ4－7PⅡGⅠ1-5GⅠ14-20GⅡ1-18GⅡ19-34GⅢGⅠ6-13“2”字號層系井網(wǎng)開發(fā)層系示意圖㈣二次加密調(diào)整階段布署了1～2套井網(wǎng)，均采用300m行列。開采薄差層即表外儲層。采油井排布油井，間注間采井排布水井。設(shè)計二次加密井1161口，其中油井673口，注水井488口。

在過渡帶一、二條帶部署了一套薩葡差油層加密井；純油區(qū)邊部部署了一套薩葡高差油層加密井；油田北塊構(gòu)造東翼薩一組和薩二組氣頂邊界之間以及油田中塊部署了兩套差油層加密井，上部油層薩爾圖～高I4+5為一套；油田南塊構(gòu)造軸部高臺子油層較發(fā)育，部署了兩套差油層加密井，上部油層薩爾圖～高I13為一套采取在二套井網(wǎng)井排上井間布井，采油井排上井間布采油井，注水井排或間注間采井排上井間布注水井，新老井構(gòu)成150×300m行列注水井網(wǎng)。井號命名：排號后四位數(shù)，第四位數(shù)為2五點法地區(qū)在北塊構(gòu)造軸部氣頂發(fā)育地區(qū)部署了一套高I6+7及以下差油層加密井。其中改五點法井區(qū)采用了斜行列布井方式，兩排注水井夾一排采油井，注水井排井間布注水井，采油井排井間布采油井，新老井構(gòu)成105×210m斜行列注水井網(wǎng)。北塊構(gòu)造東翼和中塊二次加密調(diào)整兩套布井區(qū)，下部高I6+7及以下差油層為一套，在4、8字號層系調(diào)整井排上井間布井，采油井排上井間布采油井，注水井排或間注間采井排上井間布注水井，新老井構(gòu)成150×300m行列注水井網(wǎng)。南塊構(gòu)造軸部二次加密調(diào)整兩套布井區(qū)，下部高I14及以下差油層為一套，布在6字號層系調(diào)整注水井與角井連線中點210m處，新井構(gòu)成300×300m行列注水井網(wǎng)。井號命名：排號后四位數(shù)，第四位數(shù)為1和3喇南聚合物驅(qū)工業(yè)性礦場試驗試驗一區(qū)試驗二區(qū)㈤主力油層三次采油階段各注聚區(qū)塊井網(wǎng)部署狀況區(qū)塊井網(wǎng)總井?dāng)?shù)（口）加密井完鉆層位代用合采井（口）采油井注入井合計北東塊212m五點法197171368葡一組71南中塊東部212m五點法121100221葡一組29北北塊240×300m行列13892230高Ⅰ4+572北西塊212m斜行列167155322高Ⅰ4+516南中塊西部212m斜行列111100211高Ⅰ4+511合計7346181352199北東塊南中塊東部葡I1-2油層聚合物驅(qū)300×240m行列井網(wǎng)薩.葡.高合采井葡Ⅰ1-2注水井葡Ⅰ1-2單采井圖例設(shè)計加密采油井設(shè)計加密注入井300m384m306m240m葡Ⅰ1-2油層北東方向212m斜行列井網(wǎng)示意圖葡Ⅰ1-2單采井圖例設(shè)計加密采油井設(shè)計加密注入井212m237m237m薩.葡.高合采井葡Ⅰ1-2注水212m212m237m7-217-2028-207-206-206-216-227-228-228-217-2126-2126-2026-20217-20218-20358-21357-22156-22156-21356-20356-P20885-P20285-P21286-P21886-P2116-P20287-P2037-P20887-P20056-P20216-P20256-P21006-P2105北西塊聚驅(qū)斜行列井網(wǎng)示意圖聚合物驅(qū)開采層位示意圖薩Ⅰ薩Ⅱ薩Ⅲ高Ⅰ1-5葡Ⅰ4，5-7葡Ⅱ

葡Ⅰ1-2高Ⅰ6---已投入聚驅(qū)首返薩Ⅲ4-104次上返聚驅(qū)完成兩次上返后，可能下返的層系二類油層三次采油井網(wǎng)注聚層段劃分北北塊注聚層系組合結(jié)果項目層位面積(Km2)厚度（m）平均滲透率(μm2)上隔層下隔層地質(zhì)儲量(104t)備注砂巖有效≥1.0厚度(m)鉆遇率(％)厚度(m)鉆遇率(％)≥1.0合計薩Ⅲ4～1016.9612.78.37.90.2612.160.34.5678.42012.52143.5上返薩Ⅱ13～Ⅲ316.9612.88.27.70.2625.271.92.1160.31967.72119.5薩Ⅱ4～1219.4411.87.16.40.2370.951.65.1871.91872.42097.4薩Ⅱ1～319.449.086.86.40.29314.393.40.9451.61757.41859.0葡Ⅱ7～高Ⅰ58.1013.88.07.40.1663.369.02.4655.91206.11314.6下返葡Ⅰ4～葡Ⅱ612.0412.67.37.00.2224.678.43.2969.01354.41482.7二類油層剖面示意圖SⅠSⅡSⅢPⅠ1-2PⅠ4PⅠ5-7PⅡGⅠ1-5二類油層注聚層段劃分結(jié)果一類油層已全面投入聚驅(qū)×二類油層組合為6套開發(fā)層系上返4套，下返2套薩Ⅲ4-10首返層段薩Ⅱ13-薩Ⅲ32(上返)薩Ⅱ4-123(上返)薩Ⅱ1-34(上返)葡Ⅱ7-高Ⅰ51(下返)葡Ⅰ4–葡Ⅱ62(下返)二類油層聚驅(qū)提高采收率按8%測算，預(yù)計增加可采儲量3807.1×104t。喇嘛甸油田首返層分區(qū)塊上返規(guī)劃表時間（年）區(qū)塊面積（km2）鉆井?dāng)?shù)（口）鉆井時間（年）投產(chǎn)時間（年）2005北北塊一區(qū)8.6361200520062006北東塊一區(qū)9.3432200620072008南中塊東部一區(qū)5.1227200820092010北西塊一區(qū)7.1315201020112011南中塊西部一區(qū)7.3324201120122013北北塊二區(qū)8.4355201320142014北東塊二區(qū)9.04182014200152016南中塊東部二區(qū)5.0222200820092018北西塊二區(qū)6.9307201820192019南中塊西部二區(qū)7.131520192020合計73.83276按照地面注入設(shè)備狀況，逐區(qū)塊進行首次上返和再次上下返。這樣有效解決了年度工作量過于集中、地面設(shè)備負(fù)荷波動大、注入設(shè)備閑置時間長等問題，并能有效實現(xiàn)產(chǎn)量的平穩(wěn)接替。井網(wǎng)部署及井號命名二是為保證二類油層聚驅(qū)效果、兼顧再次上下返，注采井全部新鉆，形成一套獨立五點法面積井網(wǎng)。三是為適應(yīng)地下油水分布規(guī)律和協(xié)調(diào)與原井網(wǎng)的注采關(guān)系，新井均勻部署在根底井四個斜對角106m處。106m150m根底井新鉆井150m五點法面積井網(wǎng)〔推薦方案〕一是采用150m的五點法面積井網(wǎng)1243

四、油田靜態(tài)工作簡介資料來源鉆井實際井位坐標(biāo)錄井巖心及其描述測井?dāng)?shù)字化系列測井曲線試井試油、試氣成果井位坐標(biāo)：生成井位圖巖心資料：油藏描述、流體分析、制定參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)〔圖版〕、開發(fā)方案編制、資源潛力規(guī)劃等。測井曲線：儲層參數(shù)解釋、地層、油層界線劃分、落實斷層、含油飽和度計算、水淹層解釋、儲層精細(xì)地質(zhì)描述等。試油試氣成果：油田開發(fā)方案編制、資源潛力挖潛規(guī)劃等。資料解釋及其成果

測井系列演變1、60年代：13條曲線R0.25、R0.45、R2.5、R1、R4、R8底部梯度電阻率曲線，0.5m電位、聲波時差、井徑、人工電位、三側(cè)向、微電極、自然電位曲線。2、80年代：12-13條曲線R0.25、R0.45、R2.5底部梯度電阻率曲線，聲波時差、井徑、人工電位、三側(cè)向、微電極、自然電位、自然電流、自然伽瑪曲線，有時補測介電曲線。3、90年代針對薄層：11條曲線R0.25、R0.45、R2.5底部梯度電阻率曲線，井徑、微電極、自然電位、自然伽瑪曲線。微球、高分辨三側(cè)向、高分辨聲波時差、補償密度。

電測曲線在地質(zhì)工作中的應(yīng)用1、確定巖性及其厚度、埋藏深度；2、確定油、氣、水層；3、油層界限劃分、比照，砂體追溯與描述；4、構(gòu)造、斷層研究；5、計算油、水飽和度，進行水淹層解釋。油層厚度解釋利用有關(guān)測井曲線定性判斷油層水淹狀況1、電阻率曲線：油層水淹后，電阻率值降低，梯度電阻率曲線極大值上抬。深淺三側(cè)向幅度差降低。2、高分辨率聲波曲線：油層水淹后，儲層的孔隙度及滲透率增大，曲線值增大。3、自然電位曲線：未淹儲層礦化度比水淹儲層的礦化度小，產(chǎn)生一定的電位差，引起自然電位曲線的基線偏移。一段儲層局部水淹時會產(chǎn)生上述情況；假設(shè)層段全部淹掉后，基線不偏移，而是幅度值下降。4、自然伽瑪曲線：曲線為高值時，可由放射性引起，也可以疑心由于注入水將放射性元素沖刷到砂巖中引起的，可與其它曲線綜合判斷水淹層。5、微電極曲線：油層水淹后，曲線幅度值降低。油層水淹層段解釋結(jié)果用符號G、Z、D、W表示。DZGDD橫向測井圖中水淹層解釋結(jié)果表示方法姚家組主要油層組

嫩江組一段青山口組薩一組薩二組薩三組葡一組葡二組高一組高二組高三組喇嘛甸油田油層層組劃分

油層組砂巖組數(shù)(個)小層數(shù)(個)總厚度(m)薩一組1420～22薩二組61052～60薩三組3530～34葡一組3532～36葡二組4533～36高一組51545～50高二組93282～85高三組62164～69

合計3797358～392

喇嘛甸油田油層共劃分為8個油層、37個砂巖組、97個小層喇嘛甸油田油層標(biāo)準(zhǔn)層及比照方法1、標(biāo)準(zhǔn)層〔標(biāo)志層〕：指沉積穩(wěn)定、分布面積廣、具有特殊巖性的或特殊礦物、古生物標(biāo)志的地層層段或?qū)佣谓M合；電測曲線具有一定的明顯形態(tài)特征，易于識別。2、標(biāo)準(zhǔn)層分級：一級標(biāo)準(zhǔn)層：90%以上的井都有明顯特征。二級標(biāo)準(zhǔn)層：50%以上的井都有明顯特征。3、喇嘛甸油田一級標(biāo)準(zhǔn)層及其特征一級標(biāo)準(zhǔn)層：12個

薩零—薩I夾厚度：16-18m巖性：黑色泥巖，含介形蟲葉肢介化石，保存不完整。電性：三個平緩?fù)黄鹦“?。地層油層分?/p>

薩I—薩Ⅱ夾厚度：8-10m巖性：黑色泥巖，含介形蟲、葉肢介化石，下部為兩薄層介形蟲，泥巖或泥灰?guī)r。電性：泥巖段低凹，下部為一錐狀尖峰。最穩(wěn)定的隔層4、油層比照方法：

標(biāo)準(zhǔn)層控制下的巖性相近、曲線形態(tài)相似、厚度大致相等，旋回比照，分級控制的比照方法。123456786、砂體小層號的編寫油層組界線：砂巖組界線：。小層界線：.5、油層界線表現(xiàn)形式1〕、首先確定出砂體是否跨層2〕、自上而下依次編寫3〕、“＋〞也表示本層層號4〕、“－〞表示跨層層號5〕、跨層層號自上層頂號編到下層底號。4+534+52135...1+2347810.。.特殊砂巖組界線也有與大界線〔油層組界線〕表示相同的。12注意跨層與各種界線的劃法46喇嘛甸油田小層層號

五、儲層精細(xì)地質(zhì)描述簡介1、根本內(nèi)容：研究地質(zhì)歷史時期一定沉積環(huán)境下儲層的沉積特征。主要包括砂體的巖性、物性、走向，發(fā)育的規(guī)模、厚度、分布狀況，砂體的連通狀況、隔層分布狀況、水淹特征，為分析油田開發(fā)過程中各類儲層的剩余油分布特點提供可靠的地質(zhì)依據(jù)。所涉及的學(xué)科范圍較廣。普通地質(zhì)學(xué)、沉積巖石學(xué)、地層地貌學(xué)、古生物學(xué)、構(gòu)造學(xué)、測井知識、流體力學(xué)等。砂體解剖可以說是一項繁瑣復(fù)雜的綜合工程。2、研究方法：利用密井網(wǎng)條件下的系列測井曲線、巖芯資料、野外地質(zhì)構(gòu)造考察經(jīng)驗，參考現(xiàn)代儲層描述的有關(guān)理論，對區(qū)塊儲層進行整體解剖；從而建立各類儲層的分布模型及各種輔助模型，從宏觀到微觀對砂體進行逐級描述。3、總體原那么：按照旋回比照、分級控制、不同相帶區(qū)別對待油層比照方法，進行砂體追蹤比照，劃分出沉積單元，利用模式繪圖法進行勾繪沉積相帶圖，到達(dá)各種模型的匹配一致。4、地質(zhì)模型分類：主體模型：沉積相帶圖輔助模型：砂巖厚度等值圖、有效厚度等值圖、滲透率等值圖、微幅度構(gòu)造等值圖、油層剖面圖、隔層分布圖、水淹狀況分布圖。5、儲層分級：由高到低分級：含油組合、油層組、砂巖組、小層、沉積單元、單砂層。6、沉積環(huán)境劃分山區(qū)河流發(fā)源地、沖擊扇區(qū)、泛濫平原、分流平原、三角洲內(nèi)前緣、三角洲外前緣、湖心。山區(qū)河流發(fā)源地沖擊扇區(qū)泛濫平原分流平原三角洲內(nèi)前緣三角洲外前緣湖心三、油層分類及標(biāo)準(zhǔn)的制定1、沉積特征喇嘛甸油田沉積環(huán)境的劃分?jǐn)嗬m(xù)河道或砂壩水下分流河道湖岸線廢棄河道決口扇點壩砂心灘天然堤決口水道泛濫平原分流平原三角洲內(nèi)前緣三角洲外前緣過渡狀三角洲席狀砂前三角洲葡Ⅰ2油層喇嘛甸油田河流--三角洲沉積體系示意圖薩Ⅱ組、薩Ⅲ組、葡Ⅰ1、葡Ⅰ4-7、葡Ⅱ組薩Ⅰ組、高臺子油層8、沉積相帶圖操作根本步驟1〕、選定研究區(qū)塊2〕、建立井號庫3〕、建立骨架井排剖面井號庫4〕、沉積單元的劃分5〕、建立區(qū)塊井排剖面井號庫6〕、完成沉積單元比照，界線庫其中包括隔夾層數(shù)據(jù)的自動判斷7〕、砂體相別庫8〕、替換砂巖組界線庫9〕、生成連通關(guān)系庫10〕、生成井位底圖，斷層線11〕、合理移動剖面上的井號12〕、生成砂體有關(guān)參數(shù)數(shù)據(jù)13〕、自動繪制連通關(guān)系14〕、生成網(wǎng)格線15〕、自動繪制砂體相帶線16〕、人機連作修改連通關(guān)系及砂體相帶線17〕、充填顏色夾層分級示意圖770.01210.04類夾層1類夾層3類夾層2類夾層油層沉積單元劃分骨架剖面圖河流--三角洲沉積的砂體微相判斷方法曲線韻律的根本形態(tài)劃分9、砂體連通關(guān)系類型

有三種類型。一類連通：同單元同相別砂體二類連通：不同相別砂體三類連通：不同時期河道砂體同單元同相別砂體之間的連通關(guān)系砂體一類連通不同相別砂體之間連通關(guān)系砂體二類連通砂體三類連通不同時期河道砂體之間的連通關(guān)系砂體縱向接觸關(guān)系示意圖處于泛濫分流平原，大面積的河道砂體，內(nèi)部有零星的小型河間沉積物，心灘，頂部的廢棄河道充填沉積少而薄，規(guī)模小，呈土豆?fàn)睿骨v狀零散分布，砂體厚度大，滲透率高。辮狀河砂體喇嘛甸油田北西塊葡Ⅰ21沉積相帶圖處于上分流平原，砂體規(guī)模比較大，復(fù)合曲流河帶寬5-10Km，單一曲流河寬度在1000-2500m，砂體為帶狀，厚度在4-7m，滲透率很高。曲流河砂體喇嘛甸油田北東塊葡Ⅰ21沉積相帶圖處于上分流平原，河流規(guī)模略小于曲流河，砂體規(guī)模也相對小些，單一曲流帶砂體寬度在1000-1500m左右，其它特征與曲流河相似。

高彎曲分流河道砂體喇嘛甸油田北東塊薩Ⅱ2+32沉積相帶圖處于下分流平原，發(fā)育為較窄的條帶狀河道砂體，寬度在500-1000m，常呈離散條帶狀分布，厚度分布的變化較小，但能見到厚坨狀砂體交錯分布的現(xiàn)象，該類砂體的滲透率降低，但具有方向性。低彎曲分流河道砂體喇嘛甸油田北西塊高Ⅰ4+5沉積相帶圖主要包括三角洲分流平原下游湖岸線附近窄小的順直型分流河道砂體，以及三角洲內(nèi)前緣斷續(xù)分布的水下分流河道砂體。這類砂體全部為窄條狀或斷續(xù)的豆莢狀，砂體寬度小于300-500m，寬厚比小于60-100，滲透率的方向性明顯。順直型分流河道砂體喇嘛甸油田北東塊薩Ⅱ7+8沉積相帶圖枝狀三角洲內(nèi)前緣砂體主要由樹枝狀水下分流河道砂組成，其形態(tài)呈豆莢狀或條帶狀斷續(xù)分布，之間由條帶狀薄層砂連接，廣闊的分流間地區(qū)為泥質(zhì)巖所充填。

枝狀三角洲內(nèi)前緣砂體三角洲內(nèi)前緣砂體在其剛進入內(nèi)前緣亞相就出現(xiàn)了大面積發(fā)育良好的席狀砂，其中散布著許多形態(tài)不規(guī)那么的厚砂坨，這些砂體占據(jù)了內(nèi)前緣的絕大局部面積〔>70%〕，其余為少量零散分布的表外砂所充填，尖滅區(qū)較少。坨狀三角洲內(nèi)前緣砂體喇嘛甸油田北東塊高I18沉積相帶圖這類三角洲的特點介于枝狀和坨狀三角洲之間，在內(nèi)前緣水下分流河道砂體間大面積分布著表外儲層，由泥質(zhì)所充填的面積顯著變小，此外，表內(nèi)席狀砂的面積