某油田5萬噸開發(fā)方案

1、1目目 錄錄1 1 油藏工程油藏工程 .1 11.1 油田概況 .11.2 油藏特征 .31.3 儲量計算及評價.221.4 油藏工程論證.281.5 開發(fā)方案部署.471.6 實施要求 .492 2 鉆采工程鉆采工程 .542.1 方案編寫依據(jù)及實施原則 542.2 鉆采工程方案的基礎(chǔ)資料 542.3 鉆井工程方案582.4 采油工程方案712.5 井控方案 833 地面工程地面工程883.1 概述 .883.2 設(shè)計參數(shù) .903.3 設(shè)計方案 .91 24 經(jīng)濟評價經(jīng)濟評價. .1024.1 總投資估算.1024.2 資金來源及使用計劃.1054.3 經(jīng)濟評價1055 健康、安全與環(huán)保健

2、康、安全與環(huán)保.1095.1 安全、環(huán)保風(fēng)險分析 .1095.2 編應(yīng)急預(yù)案要求及預(yù)防 1105.3 健康、安全、環(huán)保管理要求 1115.4 有毒、有害氣體預(yù)防和應(yīng)急措施 .1205.5 鉆井要求.12211 1 油藏工程油藏工程1.11.1 油田概況油田概況1.1.11.1.1 地理概況地理概況xx 集團 xx 開發(fā)區(qū)位于陜西省靖邊縣 xx 鄉(xiāng)境內(nèi)，區(qū)塊范圍東經(jīng) 1085944109524，北緯 371839372427，面積約 85km2。區(qū)內(nèi)地表屬典型的黃土塬地貌，地形起伏不平，地面海拔 1350 m1650m，相對高差 300m 左右；氣候干旱，四季分明，氣溫-2535，年平均氣溫約

3、10，年平均降水量 570mm 左右，多集中在 7、8 月份，且以地表徑流的方式排泄；當(dāng)?shù)亟?jīng)濟主要以農(nóng)、牧業(yè)為主，自然條件差，無支柱工業(yè)，是國家重點扶持的“老、少、邊、窮”地區(qū)。區(qū)內(nèi)有通過油區(qū)的省級柏油路，交通條件相對較好。1.1.21.1.2 勘探開發(fā)簡況勘探開發(fā)簡況該區(qū)石油勘探始于二十世紀(jì)九十年代初期，當(dāng)時完鉆的天然氣探井陜 60、陜61、陜 91 井在侏羅系延安組和三疊系延長組已見到含油顯示，其中陜 60 井在延 9 鉆遇油水層 7.5m，電阻 36.8m，聲波時差 266.1s/m，含油水層 5.2m，電阻36.6m，聲波時差 263.5s/m；陜 91 井在延 9 鉆遇油層 7.1m

4、，油水層 7.6m。2000 年以后完鉆的天然氣開發(fā)井 g37-10、g38-10、g38-11 和楊 15、楊 16、天193 等探井、評價井，在延長組長 6 均有含油顯示。其中 g38-11、楊 15、楊 16 在長61分別鉆遇油層 13.2m、油水層 10.3m、油水層 12.9m； g37-10、g38-10 在長 62分別鉆遇油層 5.5m、油水層 5.0m，g37-10 井同時鉆遇延安組油層，且已上報探明儲量。2006 年在 g38-11 井東南 160m 完鉆的評價井楊 57-33 在長 61鉆遇油層 9.4m，與g38-11 油層對比屬于同一含油小層。隨后完鉆的新楊 61-29

5、 井在長 61鉆遇油層5.2m，油水層 20.2m，試油已經(jīng)出油；向該井東側(cè)含油性變好，新完鉆的楊 62-46 井2在長 61鉆遇油層 8.3m，油水層 4.9m。顯示了良好的勘探評價前景。同時，在開發(fā)該井區(qū)長 6 油層的過程中完鉆的 6 口井均鉆遇延 9 油層，說明楊57-33 井區(qū)是三疊系長 6 和侏羅系延 9 的復(fù)合含油有利區(qū)。1.1.31.1.3 方案編制的基本條件方案編制的基本條件1.資源開采登記情況本區(qū)的油氣礦業(yè)權(quán)屬中國石油天然氣股份公司長慶油田分公司的登記區(qū)，該區(qū)屬于 xx 集團自營開發(fā)區(qū)。2.基礎(chǔ)資料止 2006 年底，區(qū)內(nèi)共完成探井 9 口，開發(fā)井 25 口。包括各井測井圖、

6、試油、試采數(shù)據(jù)等資料；取芯井 2 口，進尺 25.0m，收獲率 100%，做了常規(guī)物性分析諸如孔隙度、滲透率、飽和度等；做了巖礦薄片、鑄體薄片、電鏡掃描、圖像粒度、重礦物、潤濕性、壓汞、敏感性、相對滲透率等特殊化驗分析。通過對基礎(chǔ)資料的整理、研究，已對其地質(zhì)特征和開發(fā)特點進行了類比分析和解剖，為開發(fā)方案編制提供了可靠的依據(jù)。3.開發(fā)前期地質(zhì)及油藏工程研究(1)分別針對三疊系延長組、侏羅系延安組油藏成藏規(guī)律，開展了沉積相及砂體展布、區(qū)域古地貌精細(xì)刻畫，儲層評價、成藏條件與勘探開發(fā)潛力分析等基礎(chǔ)性研究；(2)開展了儲層四性關(guān)系、有效儲層下限及含油面積、有效厚度、孔隙度和含油飽和度、采收率等關(guān)鍵儲量

7、參數(shù)的專題研究；(3)結(jié)合開發(fā)試驗及油藏評價，進行儲層滲流特征和儲層注入水水質(zhì)配伍性試驗、油藏工程等研究；3(4)對已投入開發(fā)的侏羅系延安組油藏開展了油藏精細(xì)描述研究，注重油水運動規(guī)律，提高動用程度。1.21.2 油藏特征油藏特征1.2.11.2.1 地質(zhì)特征地質(zhì)特征1.構(gòu)造特征方案實施區(qū)位于鄂爾多斯盆地二級構(gòu)造單元陜北斜坡中部，構(gòu)造平緩，為一寬緩西傾斜坡，構(gòu)造平均坡度小于 1，每千米坡降 6m-7m。在這個斜坡帶上，地震勘探?jīng)]有發(fā)現(xiàn)明顯的斷層和完整的構(gòu)造圈閉，發(fā)育了一些因巖性差異壓實而形成的近東西或北東南西向的鼻狀隆起構(gòu)造，這些鼻隆構(gòu)造與砂體配合，有利區(qū)形成侏羅系油藏。從延 9 頂構(gòu)造看，延

8、安組油藏與構(gòu)造關(guān)系密切，構(gòu)造是油藏形成的重要因素，位于鼻隆軸部的井，試油產(chǎn)量相對較高。同時，除了構(gòu)造因素外，構(gòu)造上傾方向的巖性、儲層的物性變化也是形成油藏的重要因素，油藏一般分布于砂體厚帶、砂層頂面變高的部位。因此，侏羅系油藏是由構(gòu)造和巖性雙重作用下形成的巖性構(gòu)造或構(gòu)造巖性油藏。鄂爾多斯盆地從晚三迭世開始進入臺內(nèi)拗陷階段，形成閉塞半閉塞的內(nèi)陸湖盆，發(fā)育了一套以湖泊、湖泊三角洲、河流相為主的三迭系延長組碎屑巖沉積。整個延長組湖盆經(jīng)歷了發(fā)生發(fā)展消亡階段，使延長組形成了一套完整的生、儲、蓋組合。三角洲分流河道和河口壩砂體是油氣的良好儲層，盆地沉積中心的暗色湖相泥巖、油頁巖是良好的生油巖，半深湖及沼澤

9、相泥巖為主要蓋層。三疊系沉積末，受印支運動的影響，盆地整體抬升，延長組頂部遭受不同程度的剝蝕，形成溝壑縱橫、丘陵起伏的古地貌景觀。在此背景下，沉積了侏羅系富縣組、延安組地層。富縣組及延安組下部延 10 地層屬侏羅系早期的河流充填式沉積，對印4支運動所形成的溝壑縱橫的地貌起到填平補齊的作用，溝壑中主要為一套粗粒序的砂巖沉積，延 10 沉積末期，地貌逐漸夷平，發(fā)育了一套中細(xì)砂巖、砂泥巖及煤系地層等泛濫平原河流相沉積。古河的下切形成了下部油氣向上運移的良好通道，河流邊灘亞相砂巖分選較好，滲透率較高，是有利的油氣儲集體，泛濫平原沉積的泥巖及煤等細(xì)粒沉積則成為油氣的遮擋條件，這些條件與西傾單斜上發(fā)育的低

10、幅度鼻狀構(gòu)造相配合，在本區(qū)形成眾多的延安組小型油藏。2. 地層對比和含油層系劃分對比原則：在區(qū)域標(biāo)志層的控制下，依據(jù)電性曲線組合特征，參考地層厚度及局部標(biāo)志層劃出油層組，進而根據(jù)沉積旋回、巖性變化劃分出小層。侏羅系延安組區(qū)域地層對比的主要標(biāo)志層為煤層，電性曲線特征表現(xiàn)為高電阻、高聲速、大井徑、低伽瑪，區(qū)域地層對比將延安組地層劃分為 10 個油層組，自上而下從延 1 到延 10。由于直羅砂巖的下切，盆地內(nèi)大多數(shù)地區(qū)延安組地層保存不全，本區(qū)保留的延安組地層自上而下依次為延 4+5、延 6、延 7、延 8、延 9、延 10 共六個油層組。延長組區(qū)域標(biāo)志層 k1、k2、k3、k5、k9 作為本區(qū)地層對

11、比的主要標(biāo)志層。其中 k1 標(biāo)志層位于長 7 油層組中部，為一套湖相油頁巖，分布穩(wěn)定，電性特征表現(xiàn)為高時差、高伽瑪、高電阻、大井徑；k2 位于長 63油層底部，k3 位于長 62油層底部，k9 位于長 2 油層組頂部，均為凝灰?guī)r或凝灰質(zhì)泥巖，厚度 1 m2m，測井曲線表現(xiàn)為指狀高時差、高伽瑪、低電阻等特征。k2、k3 標(biāo)志層距長 61、長 62油層最近；k9 標(biāo)志層是劃分長 1、長 2 油層組的重要依據(jù)。k5 標(biāo)志層位于長 4+5 油層組的中部，為一套煤系地層，薄層煤線發(fā)育，厚度 5m10m，電性特征表現(xiàn)為鋸齒狀高時差、高電阻，自然電位曲線幅度也較小，是劃分長 4+5 油層組的主要依據(jù)(圖 2

12、-1) 。正是根據(jù)這些5明顯的標(biāo)志層，同時結(jié)合沉積序列及巖性組合等特征將該區(qū)延長組劃分為長 1長10，共 10 個油層組。本區(qū)主要目的層為長 6，進一步細(xì)分為長 61、62、63三個小層。圖圖 1-11-1 陜北地區(qū)延長組主要標(biāo)志層電性特征示意圖陜北地區(qū)延長組主要標(biāo)志層電性特征示意圖1.2.21.2.2 主要含油層段沉積微相和砂體展布主要含油層段沉積微相和砂體展布1.沉積微相劃分研究區(qū)主要含油層系為侏羅系延安組延 9 及三疊系延長組長 6。區(qū)域研究表明，研究區(qū)長 6 屬三角洲沉積體系中的三角洲前緣亞相沉積；延 9 為河流-沼澤相沉積。根據(jù)巖石結(jié)構(gòu)、沉積構(gòu)造、古生物化石、測井相、粒度概率曲線、相

13、序變化等綜合反映，將三角洲平原亞相劃分為水上分流河道、水上天然堤、分流間洼地等 3 個微相；河流相劃分為河道、堤泛、洼地等 3 個沉積微相(表 1-1)，各微相沉積特征分述6如下：1)三角洲平原亞相表 1-1 研究區(qū)主要含油層系沉積微相劃分表層位相亞相微相分流河道天然堤長 6三角洲三角洲平原分流間洼地河道堤泛延 9河流-沼澤洼地由平原區(qū)較長的曲流河入湖形成的河流三角洲稱曲流河三角洲，又稱正常三角洲，簡稱三角洲。它是在河流入湖的湖盆邊緣緩坡淺水地帶形成的向湖突出的略呈三角形的砂泥沉積體。曲流河三角洲在淡水碎屑湖泊中較為發(fā)育，而且在區(qū)域上主要分布在構(gòu)造條件較穩(wěn)定的主物源一側(cè)，在時間上往往出現(xiàn)在湖泊

14、發(fā)展演化的水退時期，鄂爾多斯盆地延長組的三角洲主要為曲流河三角洲。三角洲沉積通常分為三角洲平原、三角洲前緣和前三角洲三個相帶，在研究區(qū)主要發(fā)育三角洲平原亞相，是河流在入湖時水動力改變所形成。三角洲前緣與三角洲平原是三角洲中砂層集中的發(fā)育帶，是三角洲最主要的骨架部分，處于河口以下的淺水緩坡帶，是河湖共同作用的地帶。分流河道通常是低彎度的，是一個向上變細(xì)的沉積序列，縱向上巖石組合為底部含泥礫細(xì)砂巖，上部出現(xiàn)塊狀層理細(xì)砂巖、低角度交錯層理細(xì)砂巖，局部動力變化也會形成波狀層理粉細(xì)砂巖，含有蟲孔遺跡，層理面富含炭化植物碎屑。7電位曲線為中幅的箱形、指形組合為主，砂巖粒度細(xì)，分選一般好，中粒徑砂巖占 12

15、.0%18.3%，細(xì)粒砂巖占到 80.0%以上，平面上河道寬度較為穩(wěn)定，砂體由多期河道砂層疊加而成，厚度一般 8m15m，最厚有 40 多米，橫剖面形態(tài)為近于對稱的透鏡體，砂泥比介于 30.0%60.0%之間。圖 1-2 三角洲平原亞相各沉積微相剖面結(jié)構(gòu)圖82).分流河道間沉積系洪水期的溢岸流或決口作用所引起，可以形成天然堤、決口扇和決口河道等沉積單元。洼地是指分流河道間與湖盆相連的相對低凹的地區(qū)，被水淹沒，但水動力弱，環(huán)9境比較閉塞。沉積物主要為泥質(zhì)，含少量的粉砂和細(xì)砂，砂質(zhì)沉積多為洪水期溢岸流的沉積產(chǎn)物，具水平層理和透鏡狀層理，可見流水及浪成波痕。分流間洼地沉積的形態(tài)通常為夾于分流河道砂之

16、間尖端指向陸地的“楔狀泥” 。圖圖 1-31-3 侏羅系延安組沉積微相剖面結(jié)構(gòu)圖侏羅系延安組沉積微相剖面結(jié)構(gòu)圖3).河流相河道微相：巖性以灰色含礫粗中粒砂巖為主，沉積韻律呈周期性正旋廻，發(fā)育大型槽狀層理和斜層理，常見沖刷構(gòu)造及滯留沉積。堤泛微相：巖性以灰色細(xì)砂巖為主，沉積韻律呈正旋廻，發(fā)育槽狀交錯層理和板10狀交錯層理，自然電位曲線呈箱型或鐘型。洼地微相：巖性組合由灰黑色泥巖、深灰色粉細(xì)砂巖組成，發(fā)育水平層理和波狀層理，泥巖富含植物化石和植物炭屑，偶見蟲孔、蟲跡構(gòu)造，自然電位偏正，聲速曲線呈尖峰狀高值。2.沉積相帶的平面展布本區(qū)總體沉積面貌以三角洲沉積為主，重礦物組合以鋯石-石榴子石-榍石-綠

17、簾石為主，反映了北東物源的特征。根據(jù)研究區(qū)已完鉆井的巖心觀察、電測曲線分析，結(jié)合單井相剖面，利用優(yōu)勢相原則，編繪了有關(guān)研究區(qū)各油層組沉積相帶展布圖。長 61期：繼承了長 62期的沉積格局，研究區(qū)主要為三角洲平原亞相沉積，主要沉積微相是水上分流河道和分流間洼地微相，平原分流河道沉積是骨架沉積體。侏羅系延安組為河流沼澤相沉積體系，儲層以河道砂體為主，決口扇、天然堤次之。3.砂體展布特征長 61：三角洲平原是主要的沉積亞相。儲層砂體展布方向呈近北南方向，與區(qū)域沉積相帶的展布一致，自西向東發(fā)育兩支砂帶：第一支為 g3811楊 5733 井砂體，該支砂體寬度約 2km3km 左右，地層厚40m45m，累

18、計砂體厚度為 8m22m，最厚可達 25m，砂地比 38%-45%，砂體成條帶狀展布，砂體發(fā)育規(guī)模較大。第二支為楊 16 井新楊 6129 井一線，該支砂體寬度約 3km4km 左右，地層厚 40m45m 左右，累計砂厚為 11m28m 左右，最厚可達 38m，砂地比 39%-84%，砂體發(fā)育規(guī)模較大，砂體成條帶狀展布，在 g3912 井附近砂體最厚。11砂體在縱向上的迭加主要有兩種形式；(1)、分流河道砂體與天然堤砂體迭加出現(xiàn):由于上部河道砂體對下伏砂體的切割，常使天然堤砂體保存不完整或在主河道部位消失而表現(xiàn)為河道沉積特征，而在河道的兩側(cè)常保留不完整的殘留天然堤邊緣部分，形成河道砂體的側(cè)翼。

19、 (2)、多期河道砂體相互迭加:在分流河道發(fā)育的地區(qū)，常出現(xiàn)多個河道砂體相互迭加，由于河道砂體的相互迭加，形成河道砂體發(fā)育帶。侏羅系：是在延長統(tǒng)頂河谷、斜坡和殘丘的古地貌背景上填平補齊，沉積和形成的油藏受古地貌控制。以河流-沼澤相沉積為主，巖性以深灰色、灰色、灰黑色泥巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，夾淺灰色、灰白色細(xì)砂巖、粉砂巖，上部煤層較發(fā)育。砂體平面上呈條帶狀、網(wǎng)狀展布。1.2.31.2.3 儲層特征儲層特征1.巖石學(xué)特征長 6 油層巖性為灰綠色長石質(zhì)細(xì)砂巖,陸源碎屑中石英含量 20.8%，長石含量 48.5%，巖屑 9.8%，云母 7.4%（表 1-2） 。表表 1-21-2 靖邊地區(qū)長靖邊地區(qū)長

20、6 6 陸源碎屑含量數(shù)據(jù)表陸源碎屑含量數(shù)據(jù)表石 英(%)長 石(%)巖 屑(%)云 母(%)總 量(%)20.848.59.87.486.5靖邊地區(qū)延 9 為灰白色粗中細(xì)粒巖屑、長石砂巖。陸源碎屑中石英含量 45.2%，長石含量 24.2%，巖屑 17.6%，云母 1.1%（表 1-3） 。表表 1-31-3 靖邊地區(qū)延靖邊地區(qū)延 9 9 陸源碎屑含量數(shù)據(jù)表陸源碎屑含量數(shù)據(jù)表油田石 英(%)長 石(%)巖 屑(%)云 母(%)總 量(%)靖安47.621.620.20.589.912楊米澗42.926.914.91.886.4平均45.224.217.61.188.2長 6 填隙物主要由綠泥石

21、、鐵方解石、濁沸石、硅質(zhì)等組成，填隙物總量13.5%（表 1-4） 。砂巖平均粒徑 0.14mm，分選中好，磨園呈次園次棱狀，正偏態(tài)，膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)為主。表表 1-41-4 靖邊地區(qū)長靖邊地區(qū)長 6 6 填隙物含量數(shù)據(jù)表填隙物含量數(shù)據(jù)表綠泥石(%)水云母(%)硅質(zhì)(%)高嶺石(%)濁沸石(%)鐵方解石(%)鐵白云石(%)長石質(zhì)(%)其它(%)總量(%)4.90.81.21.93.10.40.40.813.5侏羅系填隙物主要由高嶺石、碳酸鹽、硅質(zhì)及長石質(zhì)量等組成，填隙物總量10.1%13.6%（表 1-5） 。砂巖最大粒徑 0.6 mm0.8mm，平均粒徑 0.25 mm0.6mm，分選中

22、好，磨園呈次園次棱狀，膠結(jié)類型以加大孔隙式膠結(jié)為主。表表 1-51-5 靖邊地區(qū)延靖邊地區(qū)延 9 9 填隙物含量數(shù)據(jù)表填隙物含量數(shù)據(jù)表油田綠泥石水云母(%)硅質(zhì)(%)高嶺石(%)伊利石(%)碳酸鹽(%)長石質(zhì)(%)菱鐵礦(%)黃鐵礦(%)其它(%) 總量(%)靖安2.2 2.6 1.6 3.2 0.5 10.1 楊米澗1.2 2.0 3.7 3.9 0.8 1.8 0.3 13.6 2、儲層物性特征靖邊地區(qū)延 9 平均孔隙度 16.6616.90，滲透率 58.47md269.33md(表 1-6)，屬于中高滲儲層。表表 1-61-6 靖邊地區(qū)延靖邊地區(qū)延 9 9 常規(guī)物性分析數(shù)據(jù)表常規(guī)物性分

23、析數(shù)據(jù)表油田孔隙度(%)滲透率(md)靖安16.90269.33楊米澗16.66 58.47 13本區(qū)楊 57-33 井長 6 儲層段 35 塊樣品常規(guī)物性分析，孔隙度11.3415.53，平均孔隙度 13.14，滲透率 0.23md6.54md，平均滲透率3.2md。3、裂縫巖芯及野外露頭觀察表明陜北地區(qū)長 6 均存在天然微裂縫。用古地磁法（nrm）對靖安油田長 6 巖芯進行定向分析，反映靖安油田發(fā)育有近東西向、近南北向、北東向和北西向四組裂縫，裂縫平均走向方位大致分別為 87、19.5、41.5和318.5。其中，東西向和北東向裂縫呈張剪狀態(tài)，預(yù)測滲透性能相對較好。裂縫密度總體不是很大，裂

24、縫線密度一般分布在(0.20.6)條/m 之間，裂縫間距大多數(shù)為1.6m5m，主要為 2 m3m。高分辨率工業(yè) x-ct 掃描實驗結(jié)果表明：長 6 巖芯普遍存在微裂縫，但長度普遍較短（個別的可達幾千微米，短的僅有 500m 左右，寬度 300m 左右） ，呈彎曲狀，故這些天然微裂縫對儲存層滲流影響不大。經(jīng)數(shù)值模擬計算，靖安油田長 6 的最大主應(yīng)力方位一般分布在 62.578.5，平均 70；地應(yīng)力方位測定的最大主應(yīng)力方位為 ne72；地層傾角測井求得的最大主應(yīng)力水平方向 ne69，兩者都與數(shù)值模擬結(jié)果吻合。運用微地震法對靖安油田水力壓裂人工裂縫方位進行了監(jiān)測，結(jié)果表明人工裂縫延伸的方向與最大主

25、應(yīng)力方向基本一致。4、儲層孔隙類型和孔隙結(jié)構(gòu)特征（1）孔隙類型長 6 儲層孔隙類型有粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔、濁沸石溶孔等，其中粒間孔14是本區(qū)最主要的儲集空間，總面孔率 8.14，平均孔徑 61.08m（表 1-7） 。表表 1-71-7 靖邊地區(qū)長靖邊地區(qū)長 6 6 孔隙類型及其含量統(tǒng)計數(shù)據(jù)表孔隙類型及其含量統(tǒng)計數(shù)據(jù)表孔隙類型及含量(%)粒間孔巖屑溶孔長石溶孔沸石溶孔其它面孔率平均孔徑（m）5.83 0.37 0.68 0.75 0.51 8.14 61.08 靖邊地區(qū)延 9 儲層孔隙以剩余粒間孔為主，平均面孔率 8.2%，各種次生溶孔次之，平均面孔率 4.4%，平均總面孔率 13.9%

26、（表 1-8） 。表表 1-81-8 靖邊地區(qū)延靖邊地區(qū)延 9 9 孔隙類型及其含量統(tǒng)計數(shù)據(jù)表孔隙類型及其含量統(tǒng)計數(shù)據(jù)表孔隙類型及含量(%)溶蝕孔粒間孔長石溶孔巖屑溶孔沸石溶孔小計其它面孔率（）8.2 3.1 1.3 4.41.3 13.9（2）孔隙結(jié)構(gòu)長 6 油層壓汞試驗平均排驅(qū)壓力為 0.49mpa，中值壓力 6.82 mpa，中值半徑0.19m，屬細(xì)、微細(xì)喉道，喉道分選較差，分選系數(shù) 3.07，退汞效率為 33.09%（表1-9） 。表表 1-91-9 靖邊地區(qū)長靖邊地區(qū)長 6 6 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)表孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)表滲透率孔隙度（md）（%）1.0512.620.533.070.256.820

27、.190.4933.09變異系數(shù)退汞效率(%)分選系數(shù)歪度排驅(qū)壓力(mpa)中值壓力(mpa)中值半徑(m)陜北地區(qū)延 9 壓汞資料表明，儲層排驅(qū)壓力低，平均 0.03 mpa0.05mpa，中值半徑 1.6m2.0m，中值壓力 0.37 mpa0.78 mpa，最大孔喉半徑17.60m20.89m，最大進汞飽和度(89.5090.86)%，退汞效率為(38.5353.61)%，喉道分選較好，分選系數(shù) 2.352.47。屬中大孔、中大喉型孔隙結(jié)構(gòu)（表 1-1510、圖 1-4） 。表表 1-101-10 靖邊地區(qū)延靖邊地區(qū)延 9 9 壓汞參數(shù)表壓汞參數(shù)表排驅(qū)壓力最大孔喉(mpa)半徑(m)靖安

28、0.032.000.3720.8990.8643.612.47楊米澗0.051.600.7817.6089.5038.532.35最大進汞飽和度(%)退汞效率(%)分選系數(shù)油田中值半徑(m)中值壓力(mpa)圖圖 1-41-4 靖邊地區(qū)某油田延靖邊地區(qū)某油田延 9 9 毛管壓力曲線圖毛管壓力曲線圖壓汞法毛管壓力曲線0001101001000020406080100飽和度（）壓力（mpa）根據(jù)陜北地區(qū)延安組化驗資料綜合分析，延安組儲層孔隙結(jié)構(gòu)可劃分為四大類型，即類：大孔大喉型；類：中孔中喉型；類：小孔小喉型；類：微孔微喉型（表 1-11） 。表表 1-111-11 靖邊地區(qū)延安組儲層分類評價表靖

29、邊地區(qū)延安組儲層分類評價表16孔隙度（）最大19.515.414.5最小15.210.88平均16.9131210滲透率（md）最大312.54.150.96最小61.020.15平均97.871.980.360.15面孔率（）最大14.56.64.9最小7.35.52.1平均11.86.23.4平均孔徑（m）最大134.986.184.7最小7.379.832.6平均111.38359.40.740.590.58粒間孔分布不均勻，溶孔不發(fā)育以微孔為主0.70.160.080.040.10.320.882.531.512.56.0714.351.210.350.150.062.233.532.

30、892.34屬于中高滲，大孔大喉儲層屬致密，微孔微喉儲層項目儲層分類分選系數(shù)儲層物性圖像分析孔隙組合平均喉道半徑（m）粒間孔、溶孔發(fā)育，分布較均勻儲層綜合描述屬低滲，中小孔喉儲層中值喉道半徑（m）分選系數(shù)壓汞參數(shù)排驅(qū)壓力（mpa）中值壓力（mpa）靖邊地區(qū)延 9 儲層多屬類儲層，類儲層占分析樣品數(shù)的 69.1%，類儲層占樣品塊數(shù)的 25.7%。5.油層埋藏深度及油層厚度1)油藏埋深該區(qū)侏羅系延 9 平均油層中部深度 750m；三疊系長 6 平均油層中部深度1410m。2)油層厚度侏羅系油藏為小型的巖性構(gòu)造圈閉油藏，受成藏序列控制，平面上星點分布，各個油藏油層厚度差別較大，一般 5.0m12.5

31、m。長 6 油藏受巖性控制，分布范圍有限，油層厚度一般 5.0m20.0m。171.2.41.2.4 流體性質(zhì)及滲流特征流體性質(zhì)及滲流特征1.流體性質(zhì)1)地面原油性質(zhì)靖邊地區(qū)延 9 地面原油性質(zhì)具有低密度（比重 0.8640t/m3） 、低粘度（7.79mpas） 、低凝固點（13.5） 、低初餾點（6065） 、少含蠟和少含乳化水、不含瀝青等特點，原油性質(zhì)較好（表 1-12） 。表表 1-121-12 靖邊地區(qū)地面原油性質(zhì)表靖邊地區(qū)地面原油性質(zhì)表餾 程層位比重(d420)凝固點()瀝青質(zhì)(%)粘 度50(mpas)初餾點（%）205（%）250（%）300（%）延 90.864013.57.

32、7961.5長 60.856921.692.967.6973.320.027.239.69長 6 地面原油性質(zhì)較好，比重 0.8569 t/m3、凝固點 21.69、粘度7.69mpas（表 2-9） 。2) 地層原油性質(zhì)根據(jù)靖安油田高壓物性分析結(jié)果，延 9 地層原油密度 0.847g/ml，地層原油粘度 3.94mpas，原始?xì)庥捅鹊停瑸?2.0m3/t，體積系數(shù) 1.024，飽和壓力低，僅0.31mpa， （表 1-13） 。表表 1-131-13 靖邊地區(qū)地層原油性質(zhì)表靖邊地區(qū)地層原油性質(zhì)表層位油層溫度()地層壓力(mpa)飽和壓力(mpa)地層原油粘度(mpas)氣油比(m3/t)體積

33、系數(shù)收縮率（%）地層原油密度(g/cm3)壓縮系數(shù)(10-4/mpa)溶解系數(shù)(m3/m3/mpa)天然氣比重延939.86.850.313.942.01.0242.40.8477.15.8061.3689長658.611.67.741.7472.41.22518.30.7611.47.9391.122長 6 地層原油比重 0.76，地層原油粘度 1.74mpas，原始?xì)庥捅雀?，?2.4m3/t，體積系數(shù) 1.225，飽和壓力 7.74 mpa。183) 地層水性質(zhì)長 6 地層水總礦化度 80.56 g/l，水型 cacl2， ph 值 5.9（表 1-14） 。表表 1-141-14 靖邊

34、地區(qū)地層水分析數(shù)據(jù)表靖邊地區(qū)地層水分析數(shù)據(jù)表陽離子(mg/l)陰離子(mg/l)層位na+k+ca+mg+cl-so42-co32-hco3-ph總礦化度(g/l)水型延 941386416460388717435767.911.83nahco3長 61018951156055463030149665191645.980.56cacl2xx 地區(qū)延 9 地層水分析資料表明，地層水總礦化度 10.2615.08 g/l，水型nahco3， ph 值 7.58.2。2.滲流特征1) 巖石表面潤濕性長 6 潤濕性實驗結(jié)果表明，無因次吸水量 5.351%，無因次吸油量 5.06%，為弱親水油層（表 1

35、-15） 。表表 1-151-15 靖邊地區(qū)長靖邊地區(qū)長 6 6 潤濕性試驗結(jié)果表潤濕性試驗結(jié)果表無因次吸入量(%)樣品數(shù)空氣滲透率（10-3um2）孔隙度(%)吸水吸油234.09614.485.3515.062) 相對滲透率曲線及水驅(qū)油效率長 6 油水相對滲透率試驗表明：束縛水飽和度 34.1%，束縛水時油相有效滲透率為 0.2610-3m2；等滲點的含水飽和度 46.0%，油水相對滲透率 0.19；殘余油時含水飽和度 68%，殘余油時水相有效滲透率 0.55(表 1-16)。19表表 1-161-16 靖邊地區(qū)油水相對滲透率綜合參數(shù)表靖邊地區(qū)油水相對滲透率綜合參數(shù)表束縛水時交點處時殘余油

36、時層位氣體滲透率10-3m2孔隙度（%）含水飽和度%油有效滲透率10-3m2含水飽和度%油水相對滲透率10-3m2含水飽和度%水相對滲透率10-3m2長 65.9614.9734.10.2646.00.19680.55延 97416.5735.637.654.90.03471.454.1靖邊地區(qū)楊米澗油田某區(qū)塊巖心油水相對滲透率試驗表明：束縛水飽和度35.6，束縛水時油相有效滲透率 37.610-3m2；交叉點時含水飽和度 54.9，油水相對滲透率 0.034；殘余油時含水飽和度 71.45，水相滲透率 4.110-3m2 。長 6 無水期驅(qū)油效率 24.8%，含水 95%時為 35.3%，含

37、水 98%時為 41.2%，最終為48.9%（表 1-17） 。表表 1-171-17 靖邊地區(qū)水驅(qū)油數(shù)據(jù)表靖邊地區(qū)水驅(qū)油數(shù)據(jù)表驅(qū)油效率（%）層位氣體滲透率10-3m2孔隙度(%)無水期含水95%含水98%最終長 65.9614.9724.835.341.248.9延 97416.5741.4546.2152.3155.9延 9 水驅(qū)油實驗結(jié)果表明：無水期驅(qū)油效率 41.45； 含水 95時驅(qū)油效率46.21；含水 98時驅(qū)油效率 52.31；最終驅(qū)油效率 55.90。3. 儲層敏感性鄰區(qū)敏感性實驗結(jié)果表明，長 6 儲層為弱水敏，弱酸敏、弱鹽敏、弱無速敏為主；長 2 儲層為中等偏弱水敏、弱速敏

38、、中等偏弱酸敏、弱無鹽敏。靖邊地區(qū)楊米澗油田某區(qū)塊巖心敏感性實驗結(jié)果表明，延 9 儲層無水敏（表 1-2018） ；無速敏（圖 1-5、表 1-19） ；弱中等偏弱鹽敏（圖 1-6、表 1-20） 。表表 1-181-18 靖邊地區(qū)某區(qū)塊延靖邊地區(qū)某區(qū)塊延 9 9 巖心水敏性分析結(jié)果表巖心水敏性分析結(jié)果表 井號樣品號井深（m）孔隙度（）滲透率（10-3um2）模擬地層水滲透率（10-3um2）模擬次地層水滲透率（10-3um2）無離水滲透率（10-3um2）a9-31017.5617.7322.620.812.610.947.6中等水敏a15-31019.9617.3653.132.358.2

39、59.1-83.0無水敏a28-31022.2817.4683.710.529.522.7-116.0無水敏a9-41017.5617.7322.614.013.121.8-55.7無水敏a15-41019.9617.3653.145.946.743.45.4無水敏a28-41022.2817.4683.78.567.677.1616.4無水敏水敏指數(shù)（）實驗結(jié)果圖圖 1-51-5 靖邊地區(qū)某油田靖邊地區(qū)某油田某某區(qū)塊延區(qū)塊延 9 9 巖心速敏性實驗曲線巖心速敏性實驗曲線01020304050607080900.01.02.03.04.05.06.0流量（ml/min）滲透率（10-3um2）

40、表表 1-191-19 靖邊地區(qū)某區(qū)塊延靖邊地區(qū)某區(qū)塊延 9 9 巖心速敏性分析表巖心速敏性分析表井號樣品號井深（m）孔隙度（）滲透率（10-3um2）液樣礦化度（mg/l）液樣粘度（mpa.s）試驗溫度（度）a9-11017.5617.7322.680000.6150a15-11019.9617.3653.180000.6150a28-11022.2817.4683.780000.615021表表 1-201-20 靖邊地區(qū)某區(qū)塊延靖邊地區(qū)某區(qū)塊延 9 9 巖心速敏性實驗數(shù)據(jù)表巖心速敏性實驗數(shù)據(jù)表樣品號no.流量qw（ml/min）滲透率kw（10-3um2）(kn-1-kn)/kn-1(%

41、)10.109.6120.2510.3030.5010.4040.7510.6051.0011.7061.5011.6072.0011.3083.0010.9094.0010.50105.0010.40116.009.9710.1024.6020.2529.6030.5030.4040.7531.4051.0031.5061.5033.8072.0034.2083.0036.1094.0036.20105.0035.70116.0034.8010.1034.6020.2546.1030.5054.6040.7553.5051.0053.6061.5059.5072.0064.4083.0071

42、.4094.0076.20105.0078.20116.0077.70實驗數(shù)據(jù)實驗結(jié)果9-1無速敏15-1無速敏28-1無速敏圖圖 1-61-6 靖邊地區(qū)某區(qū)塊延靖邊地區(qū)某區(qū)塊延 9 9 巖心鹽敏性實驗曲線巖心鹽敏性實驗曲線05101520253035400255075100鹽度c滲透率（10-3um2）22表表 1-211-21 靖邊地區(qū)某區(qū)塊延靖邊地區(qū)某區(qū)塊延 9 9 巖心鹽敏性分析表巖心鹽敏性分析表井號樣品號井深（m）孔隙度（）滲透率（10-3um2）液樣礦化度（mg/l）液樣粘度（mpa.s）試驗溫度（度）a9-21017.5617.7322.680000.6150a15-21019.

43、9617.3653.180000.6150a28-21022.2817.4683.780000.6150表表 1-221-22 靖邊地區(qū)某區(qū)塊延靖邊地區(qū)某區(qū)塊延 9 9 巖心鹽敏性實驗數(shù)據(jù)表巖心鹽敏性實驗數(shù)據(jù)表樣品號no. 鹽度c粘度（mpa.s）滲透率kw（10-3um2）(kn-1-kn)/kn-1(%)臨界鹽度sc（mg/l）11000.6111.6/2750.5812.2-5.173500.5610.513.934250.5510.22.86500.558.7214.5111000.6135.9/2750.58352.513500.5625.128.294250.5525.5-1.59

44、500.5534.5-35.2911000.6122.6/2750.587.2667.883500.568.73-20.254250.559.49-8.71500.5510.8-13.80實驗數(shù)據(jù)實驗結(jié)果弱鹽敏弱鹽敏中等偏弱9-2600015-228-2600080001.2.51.2.5 油藏類型油藏類型1、壓力與溫度系統(tǒng)隨著油藏深度的增加，地層壓力增大，本區(qū)油藏類型與靖安油田基本一致，延9平均井深700m800m，估算本區(qū)延9原始地層壓力在4.2mpa4.8mpa，平均4.5mp左右；長6平均井深1390m1430m，估算本區(qū)長6原始地層壓力在9.7mpa10.0mpa，平均9.8mp左右

45、。2、油藏天然能量延9油藏受巖性和構(gòu)造雙重控制，油層物性較好，滲透率一般大于50md，屬中中高滲油藏，油水分異較好，油水界面較清楚，油藏見邊水，原始驅(qū)動類型為彈性水23壓驅(qū)動。長6為典型的巖性油藏，物性相對較好，屬于低滲油藏，油藏完全受上傾方向致密層或砂體變化所控制。3、圈閉特征及油藏類型前已述及，靖邊地區(qū)延 9 油藏受巖性和構(gòu)造雙重控制，油藏一般分布于砂體厚帶、砂層頂面變高的部位。因此，侏羅系油藏是由構(gòu)造和巖性雙重作用下形成的巖性構(gòu)造或構(gòu)造巖性油藏。長 6 油藏主要受巖性控制，為典型的巖性油藏，天然驅(qū)動類型以彈性溶解氣驅(qū)為主。1.31.3 儲量計算及評價儲量計算及評價1.3.11.3.1 儲

46、量計算儲量計算 1.計算方法 采取以油藏為單元，使用容積法進行計算的方法，其公式為：n=100ah(1-swi)o/boi式中：n-原油地質(zhì)儲量，104t；a-含油面積，km2；h-油層平均有效厚度，m；-平均有效孔隙度，%；swi-平均原始含水飽和度，%；24o-平均地面原油密度，t/m3；boi-平均地層原油體積系數(shù)。2.儲量參數(shù)的確定 (1)含油面積：xx 地區(qū)楊 57-33 井區(qū)延長組長 61油藏：目前油藏控制井 10 口，其中面積內(nèi)油層井 9 口，平均油層厚度 9.0m，試油 7 口，平均試油產(chǎn)量 5t/d，該油藏為巖性油藏，油藏圈閉因素主要是是沉積相和儲層物性的變化，砂體向兩側(cè)由主

47、砂帶漸變?yōu)槟鄮r間灣，故砂體兩側(cè)的泥巖沉積與砂體邊部的致密砂巖形成油藏邊部的遮擋帶，砂體走向方向由于巖性和沉積壓實的差異形成局部的致密砂巖遮擋。因此油藏面積的圈定如下： 根據(jù)靖邊地區(qū)試油、油層厚度與砂層厚度關(guān)系的統(tǒng)計規(guī)律，2m 油層可試出工業(yè)油流，油層厚度 2m 一般對應(yīng)砂層厚度 10m。故本次含油面積的圈定是在砂體圖上，砂體主體帶兩側(cè)以砂層厚度 10m 線作為含油邊界。 在砂體延伸方向上根據(jù)試油產(chǎn)量，北、南分別用工業(yè)油流井（新楊 5030、楊 5834）外推 1km 作為暫定含油邊界。 根據(jù)以上確定方法，確定 xx 地區(qū)楊 57-33 井區(qū)延長組長 61油藏面積 6.39km2 xx 地區(qū)楊

48、57-33 井區(qū)延安組延 9 油藏：目前油藏控制井 1 口，其中面積內(nèi)油層井 1 口，油層（油水層）厚度 10.7m，未試油，油層底部有 1.6m 的致密夾層與下部水層分隔。該油藏為構(gòu)造巖性油藏，未見明顯的油水界面，油藏構(gòu)造下傾方向因構(gòu)造變低而形成底水或者邊水封閉，上傾方向因砂巖尖滅或者變薄變致密形成巖性遮擋，因此含油面積的確定如下：25油藏構(gòu)造下傾方向未見到油水界面，暫以油層底界海拔圈定（680m） ；油藏構(gòu)造上傾方向為巖性遮擋，以砂巖厚度 10m 線作為含油邊界。 油藏北部采用井距外推一個開發(fā)井距。根據(jù)以上方法，確定 xx 地區(qū)楊 57-33 井區(qū)延安組延 9 油藏含油面積 1.12km2

49、(2) 有效厚度：有效厚度下限由于本區(qū)資料較少，無法建立測井圖版，有效厚度下限以及解釋標(biāo)準(zhǔn)主要參考靖邊地區(qū)的研究成果，靖邊地區(qū)根據(jù)試油井的巖芯物性、巖性、含油性以及電性特征關(guān)系的研究表明：a延長組、延安組試油產(chǎn)出工業(yè)油流井的巖性均為細(xì)砂巖級以上，而粉砂巖與泥質(zhì)砂巖一般均不含油。因此，儲層有效厚度的巖性下限為細(xì)砂巖級。b.含油產(chǎn)狀 根據(jù)已獲工業(yè)油流井含油產(chǎn)狀分析，延長組、延安組儲層含油在油斑級以上，可獲得工業(yè)油流。儲層有效厚度含油級下限確定為油斑。 c.物性下限值 利用經(jīng)驗統(tǒng)計法作孔、滲直方圖和孔滲關(guān)系圖，得出長 6 儲層滲透率下限值 0.1010-3m2，孔隙度下限值為 8%，延 9 儲層滲透

50、率下限值 310-3m2,孔隙度下限值為 13%。d.有效厚度測井下限標(biāo)準(zhǔn)延長組長 6 使用單層試油資料，進行各種測井參數(shù)交會，獲得測井參數(shù)限值標(biāo)準(zhǔn)為：深感應(yīng)電阻率 rt8m，聲波時差t217s/m。延安組延 9 使用單層試油資料，進行各種測井參數(shù)交會，獲得測井參數(shù)限值標(biāo)準(zhǔn)為：深感應(yīng)電阻率rt10m，聲波時差t235s/m。26表表 1-231-23 測井參數(shù)測井參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)下限標(biāo)準(zhǔn)下限數(shù)據(jù)表數(shù)據(jù)表物性電性標(biāo)準(zhǔn)ksortt層位巖性含油性（md） （%）（%）（m） （s/m）研究方法延安組細(xì)砂巖以上 油斑級以上3134910235長 6細(xì)砂巖以上 油斑級以上0.108538 217四性關(guān)系研究，制

51、作有效厚度解釋圖版e.有效厚度劃分與夾層扣除有效厚度具體劃分時以儲層物性及測井參數(shù)下限為主，并參考地質(zhì)錄井、化驗分析及鄰近井的試（采）油資料綜合分析確定，其頂?shù)捉缫罁?jù)測井曲線特征點，如聲波時差曲線的變化拐點，參考視電阻率曲線的變化情況，自然電位的半幅點及微電極差異變化等綜合考慮進行確定。由于油層內(nèi)部常夾有薄層泥巖和致密砂巖，一般不含油，應(yīng)在有效厚度解釋中扣除，致密夾層在聲波時差曲線上有明顯的低值反映，電阻率曲線值相對較高。泥質(zhì)夾層則依據(jù)自然電位曲線明顯回返、對應(yīng)的自然伽馬相對高值和微電極差異幅度明顯變差或無差異等特征予以扣除。根據(jù)本區(qū)測井曲線的縱向分辨能力和解釋精度及壓裂工藝的實際情況，有效厚

52、度的起算和夾層的起算厚度均為 0.4m。 平均有效厚度取值據(jù)單井有效厚度，勾繪油層有效厚度等值線。因而，油藏平均有效厚度綜合考慮了面積權(quán)衡和算術(shù)平均值，楊 57-33 井區(qū)延長組長 6、延安組延 9 油藏分別采用9.0m、9.2m（具體見表 1-24） 。27表表 1-241-24 油藏平均有效厚度取值表油藏平均有效厚度取值表 區(qū) 塊楊 57-33 楊 57-33層位長 6延 9井點算術(shù)平均（m）10811.6面積權(quán)衡（m）9.09.2有效厚度取值（m）9.09.09.29.2(3) 平均孔隙度：楊 57-33 井區(qū)延長組長 6 油藏采用一口井 35 塊樣品巖心分析孔隙度 13.14%，扣除

53、0.4%轉(zhuǎn)換到地層條件下 12.7%參加儲量計算，延安組延 9 油藏 16.2%。(4) 原始含油飽和度：借用與計算儲量油藏比較近，沉積相、油藏類型、儲層物性、流體性質(zhì)相似的油藏原始含油飽和度，楊 57-33 井區(qū)延長組長 6 油藏取值 50、延安組延 9 油藏原始含油飽和度取值為60。表表 1-251-25 延長組長延長組長 6 6 原始含油飽和度被借用油藏儲層、流體特征表原始含油飽和度被借用油藏儲層、流體特征表區(qū)塊層位厚度(m)滲透率(10-3um2)孔隙度(%)埋深(m)地下粘度(mpa.s)體積系數(shù)原油密度(t/m3)含油飽和度(%)盤古梁長 610.11.7013.019702.26

54、1.2060.86253.0表表 1-261-26 延安組延延安組延 9 9 原始含油飽和度被借用油藏儲層、流體特征表原始含油飽和度被借用油藏儲層、流體特征表區(qū)塊層位厚度(m)滲透率(10-3um2)孔隙度(%)脫氣原油粘度(mpa.s)體積系數(shù)原油密度(t/m3)含油飽和度(%)白于山 zj4延 96.960.4177.31.160.85860盤古梁新 56延 99.03112.416.610.11.0670.86960盤古梁塞 247延 99341.216.911.911.0240.86460(5) 地面原油密度：根據(jù)地面原油密度分析算術(shù)平均值求取，楊 57-33 井區(qū)延長組長 6 油藏、

55、延安組延 9 油藏分別取值為 0.857g/cm3、0.864g/cm3。28(6) 地層原油體積系數(shù)和原始?xì)庥捅龋翰捎脜^(qū)內(nèi)所取高壓物性樣品求取算術(shù)平均值。楊 57-33 井區(qū)延長組長 6 油藏、延安組延 9 油藏體積系數(shù)分別取值為1.225、1.024，原始?xì)庥捅确謩e取值為 72.9m3/t、2.0m3/t。(7)采收率采收率以類比法為主，參考其它方法，楊 57-33 井區(qū)延長組長 6 采收率取值為20、延安組延 9 油藏采收率取值為 25。表表 1-271-27 延長組長延長組長 6 6、延安組延、延安組延 9 9 采收率被借用油藏儲層、流體特征表采收率被借用油藏儲層、流體特征表區(qū)塊分類層

56、位厚度(m)滲透率(10-3um2)孔隙度(%)含油飽和度(%)埋深(m)地下粘度(mpa.s)體積系數(shù)原油密度（t/m3）采收率(%)已開發(fā)區(qū)長 610.11.7013.053.019702.091.2010.86223.0盤古梁擴邊天 160長 612.71.5312.053.018902.121.2060.85820.0白于山zj4 已開發(fā)區(qū) 延 96.860.4016.760.011143.201.0270.85325.0新塊新 56延 97.5116.0017.660.012780.87025.0新塊新 52延 912.0188.3016.260.012860.87125.0盤古梁新

57、塊盤 33-21 延 97.632.7916.260.08505.471.0670.86725.03 計算結(jié)果根據(jù)以上參數(shù)選取，采用容積法計算，計算結(jié)果見表 128： 表表 1-281-28 儲量計算結(jié)果表儲量計算結(jié)果表 油藏含油面積(km2)有效厚度(m)孔隙度(%)含油飽和度(%)原油密度(g/cm3)體積系數(shù)石油地質(zhì)儲量(104t)石油可采儲量(104t)長 68.8912.7500.8571.22535270.4延 91.129.216.2600.8641.02484.521.14 儲量評價xx 地區(qū)楊 57-33 井區(qū)延長組長 61油藏內(nèi)完鉆開發(fā)井 9 口，其中 8 口開發(fā)井比較集中

58、，延安組延 9 油藏面積內(nèi)完鉆 1 口井開發(fā)井，相對油藏井控程度均比較低，油藏29邊界不確定，面積確定具有一定的預(yù)測性，有效厚度的取值采用實際資料，且結(jié)合了面積權(quán)衡，比較落實，其它參數(shù)取值在分析了臨近地區(qū)的資料后進行了取值，比較可靠，總體評價儲量落實程度低。1.41.4 油藏工程論證油藏工程論證1.4.11.4.1 開發(fā)層系開發(fā)層系開發(fā)區(qū)主要含油層系為侏羅系延安組延 9 及三疊系延長組長 6，含油面積局部迭合。1.劃分原則主要考慮各層系的儲量基礎(chǔ)、沉積背景及儲層物性之間的差異、油層間的跨度和流體的性質(zhì)等。研究區(qū)三疊系延長組長 6 和侏羅系延安組延 9 的沉積背景不同、物性差異大(分別為 3.2

59、 md、65.0md 左右)、油層跨度大、流體配伍性差異大，在油層迭合區(qū)必須采用分層系、不同開發(fā)井網(wǎng)的方式。侏羅系延安組延 9 具有較高的單井產(chǎn)能，但儲量規(guī)模相對較小，物性差異也小，油層跨度小(10m20m)，迭合區(qū)可采用一套層系、一套井網(wǎng)開發(fā)(表 1-11、1-12、1-13、1-14)。2.劃分結(jié)果單油層區(qū)：采用一套井網(wǎng)、一套層系開發(fā)。多油層迭合區(qū)：采用不同井網(wǎng)，分層系開發(fā)，如楊 57-33 井區(qū)。1.4.21.4.2 開發(fā)方式開發(fā)方式油田開發(fā)方式主要取決于油藏可利用的天然能量大小，它與油田的地質(zhì)條件、流30體性質(zhì)、水體大小、邊底水活躍程度以及采油速度等有關(guān)。1.補充能量開發(fā)的必要性本區(qū)延

60、 9 油藏具有邊底水，但局部地區(qū)邊底水不十分活躍，需要注水補充能量開發(fā)。經(jīng)測算，延 9 自然能量采收率（彈性采收率和溶解氣驅(qū)采收率之和）為10.5%14.5%，因此僅靠自然能量開采，其采收率是比較低的?？紤]到侏羅系油藏含油面積有限，以及開發(fā)效益，建議采取“先期采油，后期注水” 的開發(fā)方式。長 6 油藏為巖性油藏，原始?xì)庥捅容^高。原始驅(qū)動類型均以彈性溶解氣驅(qū)為主，經(jīng)測算，原始驅(qū)動即彈性溶解氣驅(qū)采收率僅為 8%12%，自然能量開采采收率低，產(chǎn)量遞減大，為了實現(xiàn)油井高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，提高最終采收率，需采用注水補充能量開發(fā)。2、注水開發(fā)的可行性（1）儲層敏感性巖心敏感性實驗結(jié)果表明，長 6、延 9 儲層無水