长深1区深层流体识别及储量评价研究

论文摘要

本文在以前工作基础上,综合利用己有钻井、测井、测试和分析化验资料,重点对松辽盆地南部深层流体识别和储量评价开展了一系列工作:对研究区储集层进行了精细地质描述研究,分析了该区的构造特征、储层特征、气藏类型、成藏机制、流体性质以及气藏的合理产能等内容;利用测井与气测录井资料相结合,建立了一套适合吉林油田深层火山岩和碎屑岩储层的流体识别标准,从“高分辨阵列侧向、MDT测试及LFA流体识别、核磁共振点测方法、中子及密度曲线交会法、声波时差与中子孔隙度重叠法、纵横波重叠法、利用气测录井和地化录井成果”七个方面对深层火山岩及碎屑岩储层进行流体识别,并应用于生产实际;在调研各种地质储量计算方法的基础上,确定了地质储量精细计算方法,统计、分析、计算了各储量计算基本参数及其分布特征,划分储量计算单元,结合储层动态特征,分别对地质储量、技术可采储量、经济可采储量以及次经济可采储量进行了评价,并对储量计算结果及可靠性进行了分析。主要取得了以下结论:1.长岭Ⅰ号气田主要发育碎屑岩和火山岩两种类型的储层,碎屑岩主要为河流相储集体,岩性为粉细砂岩和砂砾岩,储层物性受埋深影响较大;火山岩为爆发相和溢流相储集体,主要岩性为凝灰岩、火山角砾岩和流纹岩,储层物性不受埋深影响,与碎屑岩相比,同一埋藏深度火山岩储层物性好于碎屑岩;2.松辽盆地南部深层天然气按成因,可划分为三种类型,分别是二氧化碳气藏、以烃类为主的混合气藏和烃类气藏。天然气平面分布具有如下特点:控陷断裂陡坡带是二氧化碳富集的主要场所,沿断陷盆地的上倾方向,天然气重力分异作用明显,依次为混合气藏和烃类气藏,断陷边部长期发育的古隆起是烃类气富集的主要场所,一般以次生气藏为主;天然气纵向上分布具有如下特点:沿断陷盆地的下倾方向,含气层位变老,气藏类型由断层岩性或岩性断块次生气藏到受构造控制的原生气藏;3.松辽盆地南部深层流体识别可以利用核磁测井及气测录井进行识别。4.长深1区块累计探明天然气地质储量706.30×108m3,累计天然气可采储量389.20×108m3,经济可采储量214.54×108m3,次经济可采储量174.66×108m3,营城组采收率60.0%,登娄库组采收率40.0%。综合评价认为长岭Ⅰ号气田属深层、较高产、高丰度、大型气田。

论文目录

• 摘要
• Abstract
• 创新点摘要
• 第一章 绪论
• 1.1 本文研究目的意义
• 1.2 国内外研究现状与发展趋势
• 1、流体识别技术
• 2、储量评价方法
• 1.3 本文主要研究内容和技术路线
• 1、本文主要研究内容
• 2、技术路线
• 第二章 长深1 区概况及地质特征
• 2.1 油田概况
• 2.2 勘探开发历程
• 2.3 气田地质特征
• 2.3.1 区域地质特征
• 2.3.2 构造特征
• 2.3.3 储层特征
• 2.3.4 气藏特征
• 第三章 长深1 区流体识别研究
• 第四章 地质储量计算方法及计算参数的确定
• 4.1 储量计算方法
• 4.2 储量计算单元
• 4.3 地质储量计算参数
• 4.3.1 含气面积
• 4.3.2 有效储层下限标准
• 4.3.3 有效厚度
• 4.3.4 有效孔隙度
• 4.3.5 原始含气饱和度
• 4.3.6 原始天然气体积系数
• 第五章 地质储量与技术可采储量评价
• 5.1 地质储量评价
• 5.2 技术可采储量评价
• 5.2.1 开发方式预测
• 5.2.2 采收率确定
• 5.2.3 可采储量计算结果
• 第六章 经济可采储量与次经济可采储量评价
• 6.1 开发可行性评价
• 6.1.1 可靠性评价
• 6.1.2 地质综合评价
• 6.2 经济可采储量评价
• 6.2.1 开发建设投资
• 6.2.2 开发经济指标
• 6.2.3 财务盈利能力分析
• 6.2.4 经济、次经济可采储量计算
• 6.3 次经济可采储量评价
• 结论
• 参考文献
• 致谢
• 详细摘要