油矿地质课程设计报告模板

年4月19日油矿地质课程设计报告文档仅供参考(北京)CHINAUNIVERSITYOFPETROLEUM油矿地质课程设计院系名称：地球科学学院专业名称：地质工程13-1班学生姓名：王可心学号：010578题号一二三四五六总分得分8月20日

目录前言油田地质概况第一章油层划分与对比第二章断裂及构造特征描述第三章沉积微相分析第四章储层物性及其非均质研究第五章储层流体分布特征分析第六章地质储量计算前言油田地质概况江汉盆地位于湖北省东南部，是在扬子准地台的基础上发育起来的白垩系—古近系断陷盆地，也是中国陆相盆地中典型的含盐含油气盆地。研究区潜江凹陷位于江汉盆地中部，是全盆地中基底最深，沉降速度最快的凹陷，也是江汉盆地的沉降中心、沉积中心和成岩中心，更是江汉盆地最主要的生油凹陷。潜江凹陷的面积约为2500km²，当前发现16个油田。图1-1本次综合训练的研究区位于江汉盆地潜江凹陷XY区块。该区古近系潜江组岩性以泥岩、粉砂岩为主，夹油页岩、泥灰岩，鲕粒灰岩等，构造为轴向北东的断鼻。经分析，潜四段沉积时期该区开始形成背斜的雏形，在荆河镇组沉积末期断裂活动切割，形成了现今的断鼻型态。潜江组在纵向上能够分为四段，自上而下分别为潜一段，潜二段，潜三段和潜四段。潜四下以泥岩为主，是主要的烃源岩发育层段。XY区主要含油层为潜四上E3q42油组。该组砂体发育，属于滨浅湖，滩坝沉积，储层物性好，孔渗率高。潜四上二油组厚度大约在80m左右，纵向上分为上中下三个砂组，八个小层，其中1-3小层属于上砂组，4-5小层属于中砂组，6-8小层为下砂组。各砂组之间均以较厚的泥岩隔层分隔，反映了三个水退水进的中期旋回。第一章油层划分与对比利用本区特殊岩性和电性标志层、稳定湖泛泥岩标志层、沉积旋回等依据，参考标准井地层划分方案开展精细对比，确定各砂组、各小层、各单层的顶底界线（深度）。地层对比成果表见附表1。在确定各井地层界线的基础上，结合测井解释成果表判断砂体的归属，完成单井砂体数据表（W02-W15）。见附表2。

第二章断裂及构造特征描述一、利用油层精细对比成果，在地下井位校正和海拔深度校正的基础上，编制4小层和6小层的顶面构造平面图。图2-16小层顶面构造平面图图2-24小层顶面构造平面图二、4-2、8-1单层砂体顶面微构造图编绘井斜校正：井号W08W11W13W15顶深（m）校正前校正后校正前校正后校正前校正后校正前校正后4-2-1215.2-1214.4-1221.8-1220.9-1228.0-1225.3-1230.6-1223.08-1-1245.6-1245.2-1252.0-1251.2-1256.4-1253.8-1262.2-1261.8表3-14-2、8-1砂体顶深井斜校正海拔校正：斜井的井斜角较小，且潜四上二油组厚度有限，顶深差值为1m左右4-2单层海拔校正8-1单层海拔校正井号补心海拔(m)测量顶深(m)顶深海拔(m)井号补心海拔(m)测量顶深(m)顶深海拔(m)W0234-1236.4-1202.4W0234-1267.0-1233.0W0335W0335-1263.6-1228.6W0434-1239.0-1205.0W0434-1269.2-1235.2W0536W0536-1255.4-1219.4W0635-1228.6-1193.6W0635-1259.2-1224.2W0734W0734-1270.6-1236.6W0835-1215.2-1180.2W0835-1245.6-1210.6W0936-1222.4-1186.4W0936-1250.8-1214.8W1035-1233.4-1198.4W1035-1261.6-1226.6W1135-1221.8-1186.8W1135-1252.0-1217.0W1235-1224.2-1189.2W1235-1254.8-1219.8W1336-1228.0-1192.0W1336-1256.4-1220.4W1536-1230.6-1194.6W1536-1262.2-1226.2分析：由上图可知4-2单层砂体沿断层呈北东-南西向分布。由于W03、W05、W07井无砂体分布，将区域划分为两部分砂体，中间部分尖灭，砂体连续性差。而8-1单层砂体沿断层呈北东-南西向分布砂体在全区域内分布稳定，厚度变化较为均匀，连续性好，呈背斜构造。第三章沉积微相分析根据已知的沉积学背景及岩性特征分析，研究区潜四上二油组主要发育滨浅湖、坝砂、滨浅湖泥三种沉积微相类型。滩砂厚度一般小于1m，坝砂厚度一般在1m以上。根据单砂层厚度及测井曲线特征（电性特征），开展单井剖面于连井剖面的沉积微相分析，编制过W02，W03，W05，W09，W12，W15井沉积微相剖面图。成果图见附图1。由附图1我们能够得出如下结论：坝砂厚度明显大于滩砂，而且在区域内连续分布，厚度稳定，其中3-2，8-1单层特征尤为明显。而滩砂厚度薄，数量多，仅在局部分布且不连续。经过分析4-2和8-1单层砂体沉积微相我们能够很容易的发现，4-2以较薄的不连续坝砂沉积为主，而8-1以厚层连续沉积为主，这一特征与两个单层砂体顶面的特征一致，很好的解释了这两个砂体的顶面构造平面图的展布特征。

第四章储层物性及其非均质研究一、测井物性解释模型的建立利用W16井的岩心资料、储层物性分析资料以及所读取的声波时差测井值，建立孔隙度与声波时差关系模型，孔隙度与渗透率模型分别见图4-1，4-2。取心筒次岩样编号岩性描述孔隙度（%）密度（g/cm3）渗透率（mD）声波时差（µm/s）11灰色粉砂岩14.22.270.7275.122灰色泥质粉砂岩11.32.420.1267.33浅灰色粉砂岩26.51.97351.0310.34浅灰色粉砂岩21.72.1059.1292.35褐灰色油斑粉砂岩21.02.1519.5290.46褐灰色油斑粉砂岩21.12.1529.5290.37褐灰色油斑粉砂岩24.02.1091.9307.58褐灰色油斑粉砂岩27.31.96385.0312.59褐灰色油斑粉砂岩26.91.97394.0310.510褐灰色油斑粉砂岩26.11.98298.0305.511浅灰色粉砂岩23.82.0375.0300.4表4-1W16井岩心物性分析成果表图4-1孔隙度与声波时差关系模型图4-2渗透率解释模型公式二、测井储层物性参数解释读取所给的W02-W15的每一段砂体的声波时差，取均值，利用所建立的声波时差-孔隙度模型，孔隙度-渗透率模型，计算每一段砂体的孔隙度和渗透率。可是要注意的是由于W16井所在地理位置以及W16井物性参数获取条件与各井不同，因此模型存在一定的误差，整体上来说，由模型计算得到的物性参数普遍低于各井的已知物性参数值。基于这样的情况，能够适当地根据各井的已知物性参数，以及试油和录井结果进行调整以便得到更加精确的结果。见附表2。三、储层物性非均质研究利用测井解释结果，编制4-2和8-1单层砂体厚度平面等值线图、孔隙度平面等值线图和渗透率平面等值线图，分别分析两个单层砂体的物性特征。图5-45-55-6由上图可知4-2单层的砂体厚度不稳定，分布不连续，下部砂体很小，上部的砂体分布较广，向北东方向厚度逐渐增大；砂体孔隙度等值线图以及渗透率等值线图趋势相近，总体上东北部存在两个孔隙度渗透率高峰，称之为上峰和下峰，其它地区孔渗率为0，上下峰孔隙度均较高，达到极好的指标，上峰渗透率在100-500mD之间，属于中孔渗储层，而下峰渗透率在50-100mD之间，物性相对较差，属于较差的储集层。由图可知8-1单层砂体厚度较稳定，分布连续，物源方向为西北—东南向，分别以W08和W03为厚度中心向远离断层的方向减薄，孔隙度等值线图与砂体厚度变化趋势基本一致，孔隙度变化均匀，多在24%到27%之间，就孔隙度而言，属于极好的储集层。渗透率等值线图与砂体孔隙度趋势基本一致，全区渗透率在100mD到600mD之间，物性好，属于中高孔渗储层，且由西南到东北方向渗透率逐渐增高。另外，结合沉积微相剖面图我们也能够对2，3，5，9，12，15井砂体分布和厚度进行检验。总体来说，无论从砂体厚度，孔隙度还是渗透率角度评价，8-1单层的物性都是明显好于4-2单层的。经过计算层间渗透率非均质参数评价各砂组层间非均质特征。选取W12井单层渗透率数据，经过加权平均计算各小层渗透率（表5-1），求得渗透率的非均质参数。W12单层渗透率W12小层渗透率单层渗透率砂体厚度单层渗透率砂体厚度1200.61200.62²851.02851.03²4176.634176.64²1160.841160.85¹3801.25241.42.25¹751.063803.26¹3803.272451.472451.48177.26.48¹2105.48²0.21.0表5-1计算结论：W12井所在区域的层间渗透率非均质性强

一、油水系统分析结合录井油气显示与射孔试油结果，测井解释成果，按照不同小层进行油层底部深度和水层顶部顶部进行投点分析，然后根据井斜校正和海拔校正后的结果绘制井号-深度散点图。经过散点图中油底和水顶的分布情况确定各小层油水界面可能的位置，再将不同小层整合分析，适当调整，确定区域内油水界面的位置。潜江凹陷XY区块潜四上二油组油水界面统计表（MD）井名1小层2小层3小层4小层5小层6小层7小层8小层油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶W021214.61219.21235.41239.91253.41261.01267.0W031209.81216.21232.81236.61248.91259.11263.6W041215.81220.81236.81241.61255.01262.81269.2W051206.61209.01231.21252.41259.21262.0W061212.61232.41255.61265.1W071210.61200.01222.51243.41256.81264.21270.6W081201.01207.41215.81232.21242.61254.4W091202.61206.81223.21227.01238.61247.81256.2W101210.61216.21235.41258.71261.6W111200.01211.21202.81224.21226.61238.01247.01256.0W121203.01208.71226.81229.81247.01258.3W131197.81206.41213.01229.61232.41231.81243.61254.01260.9W151208.61215.41230.61240.41262.2表6-1潜江凹陷XY区块潜四上二油组油水界面统计表（TVD）井名1小层2小层3小层4小层5小层6小层7小层8小层油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶W021214.61219.21235.41239.91253.41261.01267.0W031209.81216.21232.81236.61248.91259.11263.6W041215.81220.81236.81241.61255.01262.81269.2W051206.61209.01231.21252.41259.21262.0W061212.61232.41255.61265.1W071210.61200.01222.51243.41256.81264.21270.6W081200.71207.11215.51231.81242.11253.7W091202.61206.81223.21227.01238.61247.81256.2W101210.61216.21235.41258.71261.6W111199.81210.91202.51223.81226.01237.21246.01254.6W121203.01208.71226.81229.81247.01258.3W131197.51206.01212.41229.01231.51230.91242.61252.81259.3W151208.51215.21230.41240.11261.6单独打印潜江凹陷XY区块潜四上二油组油水界面统计表（SSTVD）井名1小层2小层3小层4小层5小层6小层7小层8小层油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶油底水顶W02-1180.6-1185.2-1201.4-1205.9-1219.4-1227.0-1233.0W03-1174.8-1181.2-1197.8-1201.6-1213.9-1224.1-1228.6W04-1181.8-1186.8-1202.8-1207.6-1221.0-1228.8-1235.2W05-1170.6-1173.0-1195.2-1216.4-1223.2-1226.0W06-1177.6-1197.4-1220.6-1230.1W07-1176.6-1166.0-1188.5-1209.4-1222.8-1230.2-1236.6W08-1216.0-1172.4-1180.8-1197.2-1207.6-1219.4W09-1166.6-1170.8-1187.2-1191.0-1202.6-1211.8-1220.2W10-1175.6-1181.2-1200.4-1223.7-1226.6W11-1165.0-1176.2-1167.8-1189.2-1191.6-1203.0-1212.0-1221.0W12-1168.0-1173.7-1191.8-1194.8-1212.0-1223.3W13-1161.8-1170.4-1177.0-1193.6-1196.4-1195.8-1207.6-1218.0-1224.9W15-1172.6-1179.4-1194.6-1204.4-1226.2表6-3图6-1由图可知全区共有3个油水系统，含3个油水界面，深度分别为-1170m,-1195m和-1225m，分别对应上砂组，中砂组和下砂组。另外4-2单层和7小层为单独的油水系统，仅在局部分布，独立于三个区域性油水系统。二、油藏剖面图编制以沉积微相剖面图为基础，编制连井油藏剖面图。见附图2。三、油藏特征分析由油藏剖面图可知，油藏的各个油层由连续的隔层断开，且含油高度大于储集层厚度，同一油水系统由多层油层组合而成，均为边水。因此当天然驱动能量不足时，宜采用注水开发的方式，开发时应注意垂向上边水锥进，以及平面上层间差异与层内差异。

第七章地质储量计算一、含油面积确定以4-2,8-1单层的砂体顶面构造平面图为基础，确定各单层的含油面积。图7-1图7-2二、容积法计算地质储量经过容积法计算4-2,8-1单层的石油地质储量，有效厚度和油层孔隙度取算术平均值，油层原始含油饱和度取65%，石油原始体积系数1.038，地面原油密度为0.8746t/m³。4-2单层有效厚度及孔隙度值统计表井号W08W09W11W12W13砂体厚度0.60.82.42.61.6孔隙度%22.524.324.820.824.2表7-18-1有效厚度及孔隙度值统计表井号W05W06W08W09W11W12W13砂体厚度3.82.665.43.73.14.7孔隙度%25.326.827.225.424.321.325.4经过加权平均法求得各单井孔隙度（表7-1,7-2），再对4-2,8-1单层的单井孔隙度求算数平均值，并经过算数平均法求得砂岩有效厚度均值。将表7-3数据带入公式，求得地质储量。地层含油面积平均有效厚度平均有效孔隙度原始含油饱和度原油体积系数地面原油密度地质储量km³m%%10000t4-20.131.623.32651.0380.87462.668-10.224.192