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文檔簡(jiǎn)介

1、稠油油藏注蒸汽開發(fā)方案55目 錄概況一、油藏地質(zhì)研究(一)地層特征(二)構(gòu)造特征(三)儲(chǔ)層特征(四)流體性質(zhì)(五)油水分布及油藏類型(六)儲(chǔ)量計(jì)算二、試油成果及開發(fā)可行性分析(一)試油試采分析(二)熱采可行性評(píng)價(jià)(三)水平井可行性評(píng)價(jià)三、開發(fā)經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限研究(一)經(jīng)濟(jì)界限研究(二)模型建立(三)技術(shù)界限研究四、油藏工程設(shè)計(jì)附 圖 目 錄附圖1-1 zz區(qū)塊c27-斜77井c45-77井對(duì)比剖面圖(東西向)附圖1-2 zz區(qū)塊c315-2井c39-斜75井對(duì)比剖面圖(南北向)附圖1-3 xx油田c373塊ng下12-1與ng下12-2砂體間隔層分布圖附圖1-4 xx油田c373塊ng下12-2與

2、ng下13-1砂體間隔層分布圖附圖1-5 xx油田c373塊ng下12-1砂體頂面構(gòu)造圖附圖1-6 xx油田c373塊ng下12-2砂體頂面構(gòu)造圖附圖1-7 xx油田c373塊ng下13-2砂體頂面構(gòu)造圖附圖1-8 xx油田c373塊ng下21-1砂體頂面構(gòu)造圖附圖1-9 xx油田c373塊ng下21-3砂體頂面構(gòu)造圖附圖1-10 xx油田c373塊ng下12-1砂體厚度等值圖附圖1-11 xx油田c373塊ng下12-2砂體厚度等值圖附圖1-12 xx油田c373塊ng下13-1砂體厚度等值圖附圖1-13 xx油田c373塊ng下13-2砂體厚度等值圖附圖1-14 xx油田c373塊ng下2

3、1-2砂體厚度等值圖附圖1-15 xx油田c373塊ng下12-1有效厚度等值圖附圖1-16 xx油田c373塊ng下12-2有效厚度等值圖附圖1-17 xx油田c373塊ng下13-1有效厚度等值圖附圖1-18 xx油田c373塊ng下13-2有效厚度等值圖附圖1-19 xx油田c373塊ng下14有效厚度等值圖附圖1-20 xx油田c373塊ng下21-1有效厚度等值圖附圖1-21 xx油田c373塊ng下21-2有效厚度等值圖附圖1-22 xx油田c373塊ng下21-3有效厚度等值圖附圖1-23 xx油田c373塊ng下22有效厚度等值圖附圖1-24 xx油田c373塊ng下23有效厚

4、度等值圖附圖1-25 zz區(qū)塊c27-斜77井c45-77井油藏剖面圖(東西向)附圖1-26 zz區(qū)塊c315-2井c39-斜75井油藏剖面圖(南北向)附圖2-1 c315-2井采油曲線附圖2-2 c35-x79井采油曲線附圖2-3 c376井采油曲線附圖2-4 c373-平1井采油曲線附圖2-5 c376井原油粘溫曲線附圖3-1 c37-x77井?dāng)?shù)模擬合情況附圖3-2 直井在不同有效厚度下累積采油量關(guān)系曲線附圖3-3 熱采井單井日產(chǎn)油量與注汽強(qiáng)度關(guān)系附圖3-4 水平井在不同有效厚度下累積采油量關(guān)系曲線附圖3-5 水平井注汽強(qiáng)度與油汽比、采出程度關(guān)系曲線附圖4-1 zz區(qū)塊水平井-水平井方案n

5、g下12-1井位部署圖附圖4-2 zz區(qū)塊水平井-水平井方案ng下12-2井位部署圖附圖4-3 zz區(qū)塊水平井-水平井方案ng下13-1井位部署圖附圖4-4 zz區(qū)塊水平井-水平井方案ng下13-2井位部署圖附圖4-5 zz區(qū)塊水平井-水平井方案ng下21-1井位部署圖附圖4-6 zz區(qū)塊水平井-水平井方案ng下21-2井位部署圖附圖4-7 zz區(qū)塊水平井-水平井方案ng下21-3井位部署圖附圖4-8 zz區(qū)塊水平井-水平井方案館下段井位部署圖附圖4-9 zz區(qū)塊水平井-直井方案館下段井位部署圖概況(一)區(qū)域地質(zhì)簡(jiǎn)況xx油田位于w省d市l(wèi)縣c莊鎮(zhèn)以北約2km,區(qū)域構(gòu)造位于c家莊凸起的中部。c家

6、莊凸起呈東西走向,橫亙于kk坳陷中部,北臨hh凹陷,南與dd凹陷相連,東接hhdd凸起,西與ww凸起相望(圖0-1)。圖0-1 c家莊地區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置圖xx油田1973年鉆探c7井(發(fā)現(xiàn)井),獲日產(chǎn)4.7t的工業(yè)油流,由此揭開了xx油田勘探和開發(fā)的序幕。歷經(jīng)多年的勘探開發(fā),先后發(fā)現(xiàn)和探明了c家莊主體c25塊、c21-33塊、c40塊和c373塊,發(fā)現(xiàn)有館陶組、東營(yíng)組、沙一段、奧陶系等多套含油層系,形成披覆構(gòu)造油藏、地層超覆油藏、巖性構(gòu)造油藏等多種類型油藏。截至2005年底,xx油田累積上報(bào)探明含油面積29.99km2,探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量4740.39×104t。本次方案區(qū)zz區(qū)塊緊鄰c

7、373塊,位于其南部擴(kuò)邊區(qū)域。(二)zz區(qū)塊方案區(qū)情況2006年編制c373方案時(shí),南部zz區(qū)塊由于試油試采井?dāng)?shù)少,儲(chǔ)量控制程度低,原油粘度高(當(dāng)時(shí)認(rèn)為是超稠油),2006年方案未部署,隨著zz區(qū)塊開發(fā)準(zhǔn)備井的投入,以及試油試采資料的增加,目前zz區(qū)塊具備了編制方案的基礎(chǔ),主要體現(xiàn)為:1、原油粘度較以前認(rèn)識(shí)變低隨著2006年方案井的投產(chǎn)以及zz區(qū)塊試采資料的增加,對(duì)zz區(qū)塊原油物性取得了新的認(rèn)識(shí)。原來認(rèn)為是超稠油區(qū)的zz區(qū)塊,通過對(duì)多口井的多次原油粘度分析化驗(yàn),現(xiàn)在認(rèn)為粘度范圍在2000050000mpa.s左右,為特稠油。2、具有一定儲(chǔ)量規(guī)模2006年方案設(shè)計(jì)時(shí),c373塊投產(chǎn)井?dāng)?shù)較少,對(duì)儲(chǔ)

8、層的認(rèn)識(shí)還有一定的局限性。為加快zz區(qū)塊開發(fā),2007年部署了12口開發(fā)準(zhǔn)備井,對(duì)該區(qū)油藏的儲(chǔ)層展布特征有了進(jìn)一步認(rèn)識(shí),南部含油邊界有所擴(kuò)大,儲(chǔ)層厚度比預(yù)測(cè)增大。zz區(qū)塊方案區(qū)未動(dòng)用儲(chǔ)量為431.86×104t,具備動(dòng)用的物質(zhì)基礎(chǔ)。3、zz區(qū)塊具備方案編制資料條件截至到目前,zz區(qū)塊方案區(qū)已完鉆各類井14口,其中探井2口,開發(fā)井12口。其中取芯井為c378井,取芯層位為館下段1、2砂組,該井取芯進(jìn)尺27.38m,收獲率89.1,油砂長(zhǎng)2.38m,其中油浸芯長(zhǎng)2.11m,油斑芯長(zhǎng)為0.27m。該井各類分析化驗(yàn)資料一共66塊樣品,樣品數(shù)較少。在儲(chǔ)層微觀特征、儲(chǔ)層物性等方面的研究過程主要依

9、據(jù)北部相鄰的取芯井c31-75井,同時(shí)借鑒了c372井及c311井的部分分析化驗(yàn)資料。zz區(qū)塊試油井有2口,分別是3c376和c378井;試采井有3口,包括c376、c315-2、c35-x79井,均為常規(guī)試采。一、油藏地質(zhì)研究圖1-1 c地區(qū)綜合柱狀圖(一)地層特征1區(qū)域地層特征c家莊凸起帶自下而上鉆遇的地層有太古界、古生界、中生界、下第三系沙一段、東營(yíng)組、上第三系館陶組、明化鎮(zhèn)組及第四系(圖1-1)。區(qū)內(nèi)發(fā)育兩個(gè)大的不整合面,由下而上第一個(gè)不整合面為前第三系頂面不整合,第二個(gè)為上、下第三系之間的不整合。上第三系館陶組在古地形之上繼承性沉積,由北向南層層超覆,將低部位填平以后,最終披覆于潛山

10、之上。2地層對(duì)比與劃分(1)區(qū)域地層劃分本區(qū)館陶組分為館下段和館上段。館下段是本區(qū)主力含油層,為一套灰色、白色塊狀礫巖、含礫砂巖、礫狀砂巖及中、細(xì)砂巖夾灰褐色、紫紅色泥巖的巖石組合,自下而上砂礫巖巖性變細(xì),頂部泥巖較發(fā)育,最厚可達(dá)30m。館上段為一套砂泥巖組合,也表現(xiàn)為正旋回沉積特征。明化鎮(zhèn)組至第四系覆蓋全區(qū)。館下段總體上呈下粗上細(xì),自下而上具有砂礫巖含量逐漸降低、泥巖含量逐漸升高的變化趨勢(shì)。依據(jù)巖、電性組合特征及沉積旋回性,并結(jié)合地震資料,將館下段自下而上劃分為五個(gè)砂組。v砂組:地層厚度070m,c4潛山帶地層超覆線為1330m。受古地貌控制,溝谷處地層厚度大,并向c23、c4潛山高部位超覆

11、減薄尖滅。巖石組合以灰色及淺灰色礫狀砂巖、含礫砂巖、細(xì)礫巖為主,夾薄層灰色砂質(zhì)泥巖、灰質(zhì)泥巖、泥巖。礫巖含量較高,礫徑14mm。砂礫巖單層厚度大,泥巖隔層不發(fā)育,砂礫巖含量一般大于90,僅c7井區(qū)泥巖較厚,占地層厚度的40。iv-iii砂組:地層厚度035m,c4潛山帶地層超覆線為1300m左右。地層及儲(chǔ)層發(fā)育受古地貌影響減弱。巖石組合以砂巖、含礫砂巖、中砂巖、粉細(xì)砂巖為主,夾薄層泥巖、灰質(zhì)砂巖和泥質(zhì)粉砂巖。礫徑13mm,砂礫巖含量占80以上。iii砂組:地層厚度060m,c4潛山帶地層超覆線為1280m,其中ii砂組地層厚度<15m,巖石組合為中、細(xì)砂巖、含礫砂巖與泥巖、泥質(zhì)粉砂巖互層

12、,砂巖平均含量60左右;i砂組地層厚度<45m,巖石組合為紫紅色、綠灰色、灰色泥巖與中、細(xì)砂巖互層。該砂組與下伏的幾個(gè)砂組明顯不同的是:泥巖含量顯著增大,大于50,尤其是上部發(fā)育1030m比較穩(wěn)定的泥巖蓋層。油層平面上分布穩(wěn)定而且范圍較大??傮w而言,館下段受古地貌沉積背景影響,由v至i砂組向潛山主峰呈超覆式沉積,沉積范圍越來越大。(2)zz區(qū)塊小層對(duì)比與劃分xx油田c373塊含油層位為館下段,其與前第三系地層呈不整合接觸。據(jù)區(qū)域地質(zhì)研究成果,本區(qū)館下段劃分為5個(gè)砂層組。在砂層組劃分的基礎(chǔ)上,進(jìn)一步對(duì)小層進(jìn)行精細(xì)對(duì)比。在小層精細(xì)對(duì)比中,主要考慮巖性組合特點(diǎn)、沉積韻律性、電性特征及隔夾層分布

13、等,同時(shí)由于本區(qū)館下段為河流相沉積,因而采用等高程對(duì)比法進(jìn)行對(duì)比。zz區(qū)塊方案區(qū)緊鄰c373塊,兩者為同一沉積體系,地層劃分、儲(chǔ)層特征等相一致。但由于c373塊的總體構(gòu)造形態(tài)為南東向北西傾沒的單斜構(gòu)造,而方案區(qū)位于南部構(gòu)造高部位,故館下段往往發(fā)育不全,通常只發(fā)育三砂組以上的地層(附圖1-1、附圖1-2)。通過對(duì)c373塊所有完鉆井進(jìn)行統(tǒng)層對(duì)比,將i砂組細(xì)分為13個(gè)小層,確定本次方案區(qū)的含油層位為i、ii砂層組,其中含油小層為7個(gè)(表1-1)。表1-1 xx油田zz區(qū)塊含油小層劃分表段砂層組小層單砂體含油小層館下段i12123124ii11232312合 計(jì)1373隔層分布本區(qū)目的層為河流相沉積

14、,同一小層內(nèi)往往發(fā)育多條河道,各河道砂體呈條帶狀分布。不同小層砂體由于沉積時(shí)期的差異,河道側(cè)向遷移,使得兩個(gè)相鄰小層間只有部分砂體疊合,因而各小層之間隔層不論厚度或平面展布變化都比較大,厚度變化范圍0.66m,局部具有連通區(qū)(附圖1-3附圖1-4)。方案區(qū)內(nèi)各小層之間隔層總體比較發(fā)育,除ng下12-1與ng下12-2、ng下12-2與ng下13-1以及ng下21-2與ng下21-3砂體間局部由于河道下切增厚等原因形成上下連通外,其余小層間均有比較穩(wěn)定的隔層分布,一般25m。ng下12-1與ng下12-2之間的隔層厚度為06m,其中c376井區(qū)隔層厚度較大,在5m以上;c35斜79井區(qū)為局部連通

15、區(qū),向c315-2井區(qū)隔層厚度逐漸增大。ng下12-2與ng下13-1砂體間隔層厚度多數(shù)為13m,c43-斜81井區(qū)附近為局部連通區(qū)域。(二)構(gòu)造特征1區(qū)域構(gòu)造背景c家莊凸起具雙層結(jié)構(gòu)特征,基底層由前第三系組成,披覆層由第三、第四系組成。凸起主體受長(zhǎng)期的風(fēng)化剝蝕及構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的改造,基巖頂面起伏不平,特別是羅西斷層對(duì)c家莊凸起前第三系分布及古地貌的形態(tài)有著重要的控制作用。羅西斷層晚侏羅世早白堊世開始活動(dòng),古新世始新世早期活動(dòng)逐漸停止,在c家莊凸起中部形成一北北西向的斷溝。批覆于基巖之上的第三系在一定程度上繼承了基巖的構(gòu)造特征,因此基巖的斷裂系統(tǒng)及構(gòu)造形態(tài)對(duì)第三系儲(chǔ)層的發(fā)育狀況及其成藏條件具有一定的

16、控制作用。c373塊位于xx油田南部,從基巖頂面構(gòu)造圖(圖1-2)上可以看出,該區(qū)域前第三系頂面構(gòu)造為一北西向的溝谷形態(tài),類似現(xiàn)代河流沉積的河谷,多期河道砂體縱向上疊置,平面上交織,形成了c373塊館下段縱向上含油層位多,平面上油水關(guān)系復(fù)雜的層狀構(gòu)造巖性稠油油藏。2斷裂系統(tǒng)三維地震資料顯示,c373塊館下段構(gòu)造比較平緩,沒有大的斷層發(fā)育。圖1-2 c373塊基巖頂面構(gòu)造圖在zz區(qū)塊方案區(qū)內(nèi)沒有斷層發(fā)育。3構(gòu)造形態(tài)c373塊館下段總體構(gòu)造形態(tài)為由南東向北西傾沒的單斜構(gòu)造,油藏頂面埋深11901250m,地層傾角2°3°,各小層頂面構(gòu)造形態(tài)縱向上具有繼承性(附圖1-5附圖1-9

17、)。本次方案區(qū)位于構(gòu)造高部位,油藏頂面埋深11901200m,構(gòu)造平緩。c27-斜77井區(qū)受古地形影響,為一小型鼻狀構(gòu)造;沿c31-斜77井為一南北向小型負(fù)向構(gòu)造。(三)儲(chǔ)層特征1沉積特征(1)巖性及沉積構(gòu)造據(jù)對(duì)巖心觀察,目的層巖性以中、細(xì)砂巖為主,其次為含礫砂巖。見有平行層理、板狀交錯(cuò)層理、波狀交錯(cuò)層理等,底部見有沖刷面。反映河流相沉積環(huán)境特征。(2)巖石學(xué)特征根據(jù)c31-75井巖石組分分析資料,巖石中石英含量37%41%,平均為39%,長(zhǎng)石含量31%34%,平均為32%,巖屑含量為27%31%,平均為29%??傮w反映巖石成分成熟度較低,為近源沉積。(3)粒度特征粒度中值范圍0.120.83

18、mm,平均0.39mm,膠結(jié)疏松,分選系數(shù)1.32.0,平均1.55,磨圓度為次棱角狀,以顆粒方式支撐,接觸關(guān)系為點(diǎn)接觸,膠結(jié)方式以孔-接式膠結(jié)為主;粒度概率圖表現(xiàn)為二段式特征,以跳躍總體為主,含量80%以上。跳躍總體與懸浮總體的截點(diǎn)在1.52.5之間(圖1-3);c-m圖:以op、pq、qr段較發(fā)育(圖1-4),反映沉積物以滾動(dòng)搬運(yùn)和懸浮搬運(yùn)為主,表現(xiàn)為河流相沉積特點(diǎn)。圖1-3 c372井ng下22粒度概率曲線圖1-4 zz區(qū)塊ng下沉積物c -m圖(4)砂體平面分布形態(tài)通過綜合分析,c373塊館下段為河流相沉積,各砂體平面分布形態(tài)以條帶狀為主,物源主要來自南東方向。對(duì)砂體邊界的確定遵循2個(gè)

19、原則:以沉積相(河流相)觀點(diǎn)為基礎(chǔ)圈定砂體邊界;以油水關(guān)系指導(dǎo)砂體邊界的確定??傮w來講,各小層砂體厚度較薄,一般28m,砂體延伸方向主要為南東北西向。同一小層往往存在多條條帶狀砂體,砂體厚度從河道中心向兩側(cè)逐漸減?。ǜ綀D1-10附圖1-14)。zz區(qū)塊方案區(qū)內(nèi)各小層儲(chǔ)層展布如下:(1)ng下12-1分為東西兩個(gè)河道,砂體厚度26m,平均在4m左右,西部的河道厚度中心位于c29-83井附近,厚度大于4m。東部的河道厚度中心在c43-斜81經(jīng)附近,厚度在6m左右。與北部相比總體上砂體厚度變化不大。(2)ng下12-2砂體分布范圍主要集中在東部,厚度一般在4m以上,西部河道砂體厚度較薄,在2m左右。

20、厚度中心主要集中在c33-斜83及c315-2井區(qū),厚度6m左右。與北部相比砂體厚度有增大趨勢(shì)。(3)ng下13-1在方案區(qū)西部河道厚度較薄,一般在2m左右,東部河道在c315-2井及c48-斜80井區(qū)存在兩個(gè)厚度中心,砂體厚度在4m以上,但總體來砂體厚度不大,平均厚度在3m左右。與北部相比砂體連片范圍變大。(4)ng下13-2在方案區(qū)內(nèi)分為兩個(gè)河道,西側(cè)的河道砂體厚度較大,一般46m,厚度較大區(qū)域主要分布在c29-斜81井以北區(qū)域以及c31-斜85井區(qū)附近,厚度在6m以上。東部的河道砂體厚度一般24m,厚度中心位于c315-2井及c378、c379井附近,厚度在4m以上。與北部相比砂體厚度略

21、有減小。(5)ng下21-2在方案區(qū)內(nèi)發(fā)育有三條河道,最東側(cè)河道砂體厚度較薄,一般24m,其余兩條河道砂體厚度一般46m。在c33-斜83井區(qū)及c43-斜81井區(qū)附近存在兩個(gè)厚度中心,砂體厚度在6m以上。與北部相比總體上砂體厚度變化不大2儲(chǔ)層物性(1)巖心分析的儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)zz區(qū)塊c31-75井巖芯物性分析的樣品數(shù)為116塊,層位從ng下13-1ng下22。但由于儲(chǔ)層巖性疏松,分析的儲(chǔ)層物性偏大,因此,從中篩選比較可靠的數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)。據(jù)對(duì)54塊巖心樣品分析的孔隙度值統(tǒng)計(jì),孔隙度一般31%46%,平均38%,對(duì)35塊巖心樣品分析的滲透率值統(tǒng)計(jì),滲透率一般10006000×10-3m2,

22、平均3400×10-3m2,屬于高孔、高滲儲(chǔ)層(表1-2)。(2)儲(chǔ)層物性參數(shù)測(cè)井解釋孔隙度解釋模式利用xx油田5口井的21層資料建立的聲波時(shí)差與巖心孔隙度關(guān)系式(圖1-5):=0.1508t-24.2023r=0.85表1-2 c31-75井巖芯分析物性統(tǒng)計(jì)表圖1-5 xx油田聲波時(shí)差與孔隙度圖版滲透率解釋模式由于本區(qū)館下段儲(chǔ)層巖性為疏松砂巖儲(chǔ)層,取心井沒有進(jìn)行保形取心,巖芯分析的儲(chǔ)層孔隙度、滲透率值普遍偏大,因此在建立儲(chǔ)層孔隙度與滲透率關(guān)系時(shí),篩選了相關(guān)性比較好的41塊樣品分析的儲(chǔ)層物性參數(shù)回歸了滲透率計(jì)算公式:k=6.4651e0.1705r=0.90含油飽和度解釋模式利用c3

23、72井5塊館下段巖電實(shí)驗(yàn)結(jié)果建立含水飽和度經(jīng)驗(yàn)公式:lgsw=0.3954lgrw-0.871lg-0.3954lgrt-0.2013 地層水電阻率用水分析資料計(jì)算取得,取平均值0.2252·m.(3)儲(chǔ)層非均質(zhì)性在建立了儲(chǔ)層測(cè)井解釋模型基礎(chǔ)上,篩選了18口井對(duì)館下段iiii砂層組12個(gè)小層進(jìn)行了測(cè)井二次解釋。據(jù)統(tǒng)計(jì),儲(chǔ)層為高孔、高滲儲(chǔ)層,各小層儲(chǔ)層物性具有以下特點(diǎn):儲(chǔ)層平均孔隙度一般31%34%,平均滲透率一般15002100×10-3m2。儲(chǔ)層縱向上具有非均質(zhì)性(圖1-6),ii砂層組物性最好,其次為i砂層組,iii砂層組物性相對(duì)較差。3儲(chǔ)層敏感性自生粘土礦物對(duì)儲(chǔ)層有一

24、定影響,它常與碳酸鹽膠結(jié)物一起使儲(chǔ)層物性變差。zz區(qū)塊館下段粘土礦物含量在5%11%,平均含量8%。粘土礦物成分見表1-3。表1-3 c31-75井塊館下段粘土礦物組分統(tǒng)計(jì)表層 位樣品塊數(shù)粘土礦物含量%粘土礦物組分相對(duì)含量,%伊/蒙間層伊利石高嶺石綠泥石混層比ng下13-11858727875ng下13-2288348668ng下21-11877412770ng下21-22858529968ng下21-311176613570ng下224760528771范 圍5114283377464106575平 均867521770根據(jù)統(tǒng)計(jì),粘土礦物中伊/蒙混層含量較高,平均含量67%。其次高嶺石,平均

25、含量為21%,伊利石含量為5,綠泥石含量為7%。伊/蒙混層含量高,達(dá)到67。c31-75井在1223.301258.90m井段取樣品18塊進(jìn)行了儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)試驗(yàn)。速敏性分析巖樣的速敏實(shí)驗(yàn)表明,隨著注入速度的增大,滲透率略為增大,為非速敏(圖1-7)。圖1-7 c31-75井速敏實(shí)驗(yàn)曲線水敏性分析實(shí)驗(yàn)表明,儲(chǔ)層具有弱水敏特性(圖1-8),當(dāng)注入水由標(biāo)準(zhǔn)鹽水改為蒸餾水時(shí),滲透率變化不大。圖1-8 c31-75井水敏實(shí)驗(yàn)曲線酸敏性分析實(shí)驗(yàn)表明儲(chǔ)層具有中等偏強(qiáng)酸敏(圖1-9)。當(dāng)對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行反注酸時(shí),滲透率下降較大,停止注酸后,儲(chǔ)層滲透率有所回升。圖1-9 c31-75井酸敏實(shí)驗(yàn)曲線鹽敏性分析鹽敏實(shí)驗(yàn)

26、結(jié)果,臨界礦化度為2335mg/l,屬于弱鹽敏(圖1-10),反映水礦化度小于9861mg/l時(shí),隨著礦化度的降低,滲透率減小。堿敏性分析堿敏性分析主要是評(píng)價(jià)堿性工作液與與儲(chǔ)層巖石或儲(chǔ)集層液體的接觸,反應(yīng)形成不溶物,造成對(duì)儲(chǔ)層的傷害程度。實(shí)驗(yàn)表現(xiàn)儲(chǔ)層具有中等偏弱堿敏性質(zhì)(圖1-11)。圖1-10 c31-75井鹽敏實(shí)驗(yàn)曲線圖1-11 c31-75井堿敏實(shí)驗(yàn)曲線綜上分析,zz區(qū)塊館下段南區(qū)儲(chǔ)層具有無速敏、弱水敏、中等偏強(qiáng)酸敏、弱鹽敏和中等偏弱堿敏特性。4儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征(1)孔隙類型對(duì)c31-75井選取了11塊樣品進(jìn)行掃描電鏡分析,主要包括以下三種孔隙類型(表1-4):粒間孔隙:主要是原生孔

27、隙和改造后的次生孔隙,一般10250m。溶蝕孔隙:包括格架顆粒溶蝕孔和碎屑顆粒部分被溶蝕所形成的粒內(nèi)蝕孔隙。晶間微孔隙:既有原生微孔隙,又有次生微孔隙,孔徑2m10m。表1-4c31-75井巖樣品掃描電鏡分析層 位樣品孔 隙 特 征塊數(shù)粒間孔m喉道m(xù)微孔mng下13-111125/27ng下13-2216123/29ng下21-1116117/27ng下21-22142482058210ng下21-3117164/28ng下22414223104928(2)孔喉分布特征巖石鑄體薄片孔隙特征通過選取c372井的4塊樣品進(jìn)行巖石鑄體薄片孔隙分析(表1-5),具有以下特點(diǎn):面孔率較高,一般在20%以

28、上;平均孔隙半徑較大,大于120m;平均孔喉比大于5;平均配位數(shù)大于3;平均形狀因子較低,反映孔隙接近圓形的程度較低。表1-5 c372井館下段巖石鑄體薄片孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)(圖象分析)序號(hào)樣品號(hào)層位孔隙總數(shù)面孔率%平均孔隙半徑m平均比表面m-1平均形狀因子平均孔喉比平均配位數(shù)均質(zhì)系數(shù)分選系數(shù)119ng下1435931.42203.00 0.13 0.28 5.773.760.17 102.5824930623.43228.07 0.13 0.23 9.913.670.20 66.4835530329.65170.73 0.15 0.28 8.223.880.27 94.98495ng下223063

29、0.37124.85 0.30 0.30 7.353.630.13 100.16壓汞法分析孔喉分布特征a.毛管壓力曲線形態(tài):曲線具有明顯的平臺(tái),排驅(qū)壓力小,一般0.00780.0126mpa,反映孔隙連通性好(圖1-12)。b.壓汞法孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)壓汞資料反映儲(chǔ)集層孔隙連通喉道大小、分布狀況以及相應(yīng)喉道所連通的孔隙總體積的多少。本區(qū)利用c372井取樣對(duì)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行了分析(表1-6)。從表中可以看出,本區(qū)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)具有以下特點(diǎn):圖1-12 c31-75井壓汞法毛管壓力曲線(a)最大孔喉半徑rmax與孔喉半徑平均值rp相差較大,反映孔喉大小相差較大。表1-6 c372井壓汞法孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)表序號(hào)

30、樣品號(hào)層 位最大孔喉半徑 m孔喉半徑平均值 m均質(zhì) 系數(shù)變異 系數(shù)巖性 系數(shù)結(jié)構(gòu) 系數(shù)15ng下13-1 58.41912.3530.2090.7240.37882.096232ng下13-291.4821.5880.2320.7560.29642.613346ng下21-190.69117.5380.1920.9580.22312.7458ng下21-293.81422.6560.2370.730.32472.42256793.45622.5720.2390.8360.25732.77689ng下2292.86620.4040.2190.8610.24992.747710158.88712.

31、2060.2030.7510.35252.221(b)均質(zhì)系數(shù)低,一般小于0.24;變異系數(shù)較高,一般大于0.7,反映孔喉大小分布不均勻。(c)孔喉分布分散,孔喉半徑分布范圍從0.063m100m,而對(duì)儲(chǔ)層滲透率做主要貢獻(xiàn)的孔喉半徑在6.3m以上(圖1-13)。圖1-13 c31-75井館下段儲(chǔ)層孔隙半徑及對(duì)滲透率貢獻(xiàn)值累積曲線5儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性據(jù)對(duì)c372井5塊樣品分析,巖石潤(rùn)濕性主要表現(xiàn)為中性特點(diǎn),c311井分析了4塊樣品,巖石潤(rùn)濕性主要為親水特性,c31-75井5塊樣品的巖石潤(rùn)濕性為中性,c378井2塊樣品的巖石潤(rùn)濕性為中性。因此,綜合認(rèn)為本區(qū)儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性為中性特點(diǎn)。(四)流體性質(zhì)1原油

32、性質(zhì)及溫壓系統(tǒng)c373塊地面原油粘度由北西向南東方向增大。zz區(qū)塊地面脫氣原油密度為1.00111.0344g/cm3,地面脫氣原油粘度(50)一般1473453949mpa·s,屬特稠油,含硫4.74%5.29%,凝固點(diǎn)一般525,平均15。c373塊館下段原始地層壓力12.9mpa,壓力系數(shù)1.0,屬于正常壓力系統(tǒng)。地溫梯度為4.1/100m,屬于高溫異常,油層溫度66。2地層水性質(zhì)據(jù)對(duì)8口探井地層水樣分析,地層水氯離子含量801310257mg/l,總礦化度1325416700mg/l,水型為cacl2型(表1-7)。表1-7 c373塊館下段地層水性質(zhì)分析統(tǒng)計(jì)表井 號(hào)層 位射

33、孔井段m氯離子mg/l總礦化度mg/l水型c315ng下121209.8-1217.3801313254cacl2c39ng下13141238.0-1252.8804813781cacl2c16ng下141247.8-1253.3840414308cacl2c376ng下211245.0-1248.0874014949cacl2c376ng下141226.3-1233.0908215159cacl2c315ng下211239.8-1246.8874215163cacl2c378ng下211251.6-1253.1912915253cacl2c372ng下2331276.9-1287.08666

34、15312cacl2c39ng下1314231238.0-1286.0919515318cacl2c375ng下141228.8-1235.91025716700cacl2(五)油水分布及油藏類型1油、水分布(1)油、水層識(shí)別電性標(biāo)準(zhǔn)通過對(duì)26口井的試油、試采資料分析,確定了c373塊館下段的油層電性標(biāo)準(zhǔn)(圖1-14):巖性、含油性標(biāo)準(zhǔn):油浸粉砂巖;電性標(biāo)準(zhǔn):聲波時(shí)差:t350s/m;四米視電阻率:油層:>4.2·m;油水同層:3.54.2·m;感應(yīng)電阻率:油層:>4.2·m,油水同層:3.54.2·m;(2)油水界面確定圖1-14 c373

35、塊館下段油層劃分電性標(biāo)準(zhǔn)根據(jù)c373塊180余口完鉆井的小層對(duì)比結(jié)果,參考構(gòu)造特征,確定了c373塊各小層油水邊界(表1-8)。不同小層油水界面不同,油水界面范圍-1218-1174m,為層狀油藏。(3)油水分布各小層發(fā)育多條河道,每個(gè)河道砂體具有獨(dú)立的油水系統(tǒng)。通過對(duì)本區(qū)館下段含油小層油、水分布特點(diǎn)分析,含油范圍主要受砂體展布和構(gòu)造控制。由于zz區(qū)塊位于相對(duì)構(gòu)造高部位,距離油水界面較遠(yuǎn),含油河道多數(shù)為純油區(qū)(附圖1-15附圖1-24)。zz區(qū)塊方案區(qū)內(nèi)7個(gè)含油小層中主力含油小層有4個(gè),分別為:ng下12-2、ng下13-2、ng下21-2、ng下21-3。(1)ng下12-2含油范圍相對(duì)北部

36、有所擴(kuò)大,主要分布在工區(qū)西部,油層厚度一般在26m,厚度較大區(qū)域集中在c315-2井北部,一般在4m以上。c33-斜83井區(qū)位于河道側(cè)緣,向該區(qū)域油層厚度逐漸減薄。(2)ng下13-2含油范圍較大,主要分布在工區(qū)東部,油層厚度一般在28m,大于4m的范圍主要分布在c29-斜81井c33-斜83井一線以北區(qū)域。厚度中心位于c376井區(qū)附近,可以達(dá)到8m。向河道兩側(cè)以及南部,有效厚度逐漸減薄。(3)ng下21-2含油范圍分布在兩條河道,工區(qū)西部的河道含油較小,有效厚度較薄,為02m。工區(qū)東部的河道有效含油范圍較大,厚度一般24m,在c315-2井以北區(qū)域有效厚度在4m以上。(4)ng下21-3在所

37、有含油小層中含油范圍最大,幾乎覆蓋整個(gè)工區(qū)。分為東西兩個(gè)厚度中心。東部厚度中心位于c315-2井區(qū),有效厚度在4m左右。西部厚度中心在c29-83井區(qū)附近,有效厚度在8m左右。表1-8 c373塊ng下含油小層油水界面選取依據(jù)表2油藏類型從油藏剖面圖上看出(附圖1-25、附圖1-26),zz區(qū)塊館下段油層主要分布在i、ii砂層組內(nèi)。綜合分析認(rèn)為,zz區(qū)塊館下段油藏類型為層狀構(gòu)造-巖性稠油油藏。(六)儲(chǔ)量計(jì)算1儲(chǔ)量計(jì)算參數(shù)(1)儲(chǔ)量計(jì)算單元依據(jù)zz區(qū)塊油藏特征,平面上作為一個(gè)計(jì)算單元,縱向上依據(jù)含油小層共劃分7個(gè)計(jì)算單元。(2)含油面積研究區(qū)北界以c家莊c373塊2006年方案區(qū)南部井排外推半個(gè)

38、井距為界,東西兩側(cè)以砂體尖滅線為界,南部外推一個(gè)井距為界。對(duì)各小層含油面積的圈定考慮油水關(guān)系,并結(jié)合沉積相圈定單層含油面積。7個(gè)含油小層疊合含油面積3.26km2。(3)有效厚度選值采用面積權(quán)衡法求取有效厚度,zz區(qū)塊館下段疊合平均有效厚度為7.8m。(4)單儲(chǔ)系數(shù)選值根據(jù)巖心分析和測(cè)井解釋的儲(chǔ)層物性參數(shù),經(jīng)壓實(shí)校正后,不同小層選值不同(表1-9):孔隙度:取值31%33%;含油飽和度:取值52%55%;單儲(chǔ)系數(shù):16.418.5×104t/km2·m。(5)地面原油密度通過對(duì)26口井原油密度分析,原油密度范圍1.00111.0429g/cm3,平均1.0204g/cm3,

39、取值1.0204g/cm3。(6)原油體積系數(shù)沿用了計(jì)算探明儲(chǔ)量時(shí)所用參數(shù),體積系數(shù)選值1.0。2儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果采用容積法對(duì)7個(gè)含油小層的儲(chǔ)量進(jìn)行計(jì)算,疊合含油面積3.26km2,石油地質(zhì)儲(chǔ)量431.86×104t(表1-9)。四個(gè)主力小層的儲(chǔ)量為348.04×104t,占總儲(chǔ)量的81。表1-9 zz區(qū)塊館下段儲(chǔ)量計(jì)算表二、試油成果及開發(fā)可行性分析(一) 試油試采分析1、常規(guī)試油獲得工業(yè)油流zz區(qū)塊方案區(qū)試油井有3口,分別為c376、c315-2井和c378井(表2-1)。c376井于2000年10月20日對(duì)ng下21-2小層進(jìn)行常規(guī)試油,試油井段12451248m,1層3m

40、,日產(chǎn)油0.8t/d,日產(chǎn)液19.9m3/d,含水95.9,累積采油6.7t,累積采水171m3;2000年11月15日又對(duì)上部的ng下132小層進(jìn)行常規(guī)試油,試油井段1226.31233m,1層6.4m,日產(chǎn)油4.02t/d,日產(chǎn)液10.6m3/d,含水62.2,累積采油59.2t,累積采水47.5m3。c315-2井于2004年7月20日對(duì)ng下21+2小層進(jìn)行常規(guī)試油,試油井段1237.41247m,2層8.6m。日產(chǎn)油0.75t/d,日產(chǎn)液13.25m3/d,含水94.3。經(jīng)水性分析證實(shí),該層與上部水層發(fā)生水竄,累積采油16.1t,累積采水144m3;2004年9月2日又對(duì)下部的ng下

41、122小層進(jìn)行常規(guī)試油,試油井段1206.11213.5m,1層5.0m。日產(chǎn)油3.84t/d,日產(chǎn)液10.6m3/d,含水63.7,累積采油64t,累積采水110m3。c378井于2001年1月24日對(duì)ng下212小層進(jìn)行常規(guī)試油,該井50地面脫氣原油粘度11783mpa·s,試油井段1251.61253.1m,1層1.0m。該井由于管外竄,試油階段含水高達(dá)99,日產(chǎn)油0.32t/d,日產(chǎn)液99.42m3/d,累積采油2.12t,累積采水252m3,該井于2001年3月4日關(guān)井至今。表2-1 zz區(qū)塊試油成果表2、常規(guī)試采產(chǎn)能低、含水高方案區(qū)試采井有4口,其中c376、c315-2

42、、c35-x79井,均為常規(guī)試采,電熱桿求產(chǎn),試采層位為ng下12、ng下132、ng下14三個(gè)主力小層(表2-2)。 c315-2井于2004年11月5日試采ng下12小層,1層4m。投產(chǎn)初期日產(chǎn)油量為2.6t/d,含水62.3。轉(zhuǎn)熱采前日產(chǎn)油量為2.7t/d,日產(chǎn)液12.5m3/d,含水78,累積采油1725t,累積采水4852m3。該井于2007年7月9日注汽,累積注汽1302m3,于2007年7月20日投入熱采,峰值油量4.5t,熱采140天,累油185t(附圖2-1)。受地面因素影響,生產(chǎn)不正常,目前停產(chǎn)。c35-x79井于2005年12月9日試采ng下132、14小層,2層7.6m

43、。投產(chǎn)初期日產(chǎn)油量為3.4t/d,含水63.3。目前該井日產(chǎn)油量為1.4t/d,日產(chǎn)液14.2m3/d,含水80.2,累積采油1261t,累積采水5481m3。該井于2007年12月2日注汽,周期注汽1725m3。2008年1月8日開井熱采,峰值油量7.8t/d,平均日油6.9t,日液50t/d,含水85。該井后期桿卡停產(chǎn),截止到2008.1.20日,累油83t,累積采水581m3(附圖2-2)。通過熱采,該井產(chǎn)能得到了一定的提高。c376井于2005年7月15日對(duì)ng下132小層進(jìn)行常規(guī)試采,1層6.4m。投產(chǎn)初期日產(chǎn)油量在1.7t/d,含水55,目前該井由于供液不足關(guān)井。關(guān)井前日產(chǎn)油量為0

44、.56t/d,日產(chǎn)液1.96m3/d,含水71,累積采油863t,累積采水1739m3(附圖2-3)。由于方案區(qū)原油粘度較大,常規(guī)投產(chǎn)產(chǎn)能低。3口試采井投產(chǎn)初期的平均單井日產(chǎn)油量為2.6t/d,平均單井的日油能力僅為1.89t/d。根據(jù)試采井生產(chǎn)數(shù)據(jù),反映出本塊常規(guī)試采含水高的特點(diǎn)。3口常規(guī)試采井投產(chǎn)初期的平均含水在60.2左右,無低含水階段,目前的平均含水也在76.4左右。利用數(shù)模對(duì)單井效果進(jìn)行擬合,從擬合結(jié)果看,層內(nèi)含有約2-4左右的自由水。綜合分析認(rèn)為,本塊為低含油飽和度油藏,含油飽和度為52%55%;且本塊原油粘度大,油、水粘度比大,地層水較原油容易流動(dòng),導(dǎo)致投產(chǎn)井生產(chǎn)初期均含水,這也

45、和c373主體試采特征相一致。 表2-2 c373塊常規(guī)試采成果表 07.12.31井號(hào)投產(chǎn)日期投產(chǎn)層位有效厚度m投產(chǎn)初期目前(停產(chǎn)前)日油能力t/d累油t累水m3日液t日油t含水日液t日油t含水cjc315-22004.11.5ng下12472.662.312.52.7782.317254852cjc35-x792005.12.9ng下132147.613.93.463.314.21.480.22.313887085cjc3762005.7.15ng下1326.44.81.7551.960.56711.128631739平均8.62.660.29.61.676.41.89132545583、

46、水平井熱采取得較好開發(fā)效果為落實(shí)本塊水平井熱采產(chǎn)能,于2007年11月完鉆c373-p1井,并進(jìn)行熱采。水平井區(qū)油層有效厚度在6-8m,水平井長(zhǎng)度為250m,試采層位為ng下132主力層。該井于2007年11月21日注汽,注汽量為2206m3,注汽壓力為16.8mpa,干度為70.8,注汽溫度為354。該井于2007年12月5日投入熱采開發(fā)。峰值油量為27t/d,周期日油能力19.3t/d,日液53t/d,含水56。截止到2008年2月20日累積采油1039.6t,累積采水1601t(表2-3)(附圖2-4)。該井投產(chǎn)層位與常規(guī)試采井c376井一致,距c376井255m,但熱采效果遠(yuǎn)好于c37

47、6井(日油能力1.12t/d),是c373主體部位熱采直井效果的2倍以上。 表2-3 c373-p1熱采井試采效果統(tǒng)計(jì)表 (截至2008.2.20)投產(chǎn)日期峰值油量t生產(chǎn)時(shí)間d周期日油能力t/d周期日液t含水累油(t)累水m3動(dòng)液面m粘度mpa.s502007.12.5275419.341.5561039.6160189330662(二)熱采可行性評(píng)價(jià)1、原油粘度對(duì)溫度敏感性強(qiáng),適合注蒸汽熱采zz區(qū)塊地面原油粘度較高,該塊的粘溫關(guān)系曲線表明(附圖2-5),原油粘度對(duì)溫度的敏感性較強(qiáng)。從c376井油樣粘溫分析,隨著溫度的升高,原油粘度下降較快,50脫氣原油粘度為38900mpas,油層溫度下(6

48、6)原油粘度降至9850mpa.s,100為803mpa.s。說明該塊的原油粘度對(duì)溫度的敏感性較強(qiáng),有利于熱采開發(fā)。2、與稠油吞吐篩選標(biāo)準(zhǔn)對(duì)比,該塊具有熱采的可行性 通過與稠油注蒸汽吞吐篩選標(biāo)準(zhǔn)對(duì)比(表2-4),zz區(qū)塊屬于甲4類高滲特稠油油藏,原油粘度和油層厚度基本滿足篩選標(biāo)準(zhǔn)的要求,說明zz區(qū)塊符合吞吐要求。表2-4 zz區(qū)塊稠油注蒸汽吞吐篩選標(biāo)準(zhǔn)對(duì)比表類別甲類(目前吞吐工藝)c311 亞類甲-1甲-2甲-3甲-4甲-5甲-4油藏特點(diǎn)-1類 中低滲薄 中滲薄層 中高滲 超稠油高滲特稠油普通稠油普通稠油普通稠油特稠油粘度, mpas<3000<10000<10000<

49、500005-10萬35000密度,g/cm3<0.92>0.92>0.92>0.95>0.981.01深度,m<1600<1000<1200<1000<10001290有效厚度,m>10>10>5>10>206-8凈總比,m/m>0.4>0.4>0.5>0.50.6滲透率,10-3m2>1000>500>1000>2000>30002325孔隙度,%>0.32>0.28>0.28>0.30>0.300.35飽和度,%&g

50、t;0.50>0.45>0.45>0.50>0.500.55sob,104t/km2k>0.160>0.126>0.126>0.150>0.1500.192推薦開采方式先注水蒸汽吞吐蒸汽吞吐3、c373主體熱采取得較好開發(fā)效果截止2007年12月,統(tǒng)計(jì)了c373主體正常結(jié)束周期的19口熱采井效果,第一周期平均日油能力為8.4t/d,峰值油量在14.5t/d,周期累油為1678t,油汽比為1.3t/t;統(tǒng)計(jì)2口已完成第二周期的井,第二周期平均日油能力為9.5t/d,峰值油量在18t/d,周期累油為1764t,油汽比為1.1t/t(表2-5)。

51、常規(guī)投產(chǎn)井平均日油能力為4.5t/d,熱采產(chǎn)能是常規(guī)產(chǎn)能的1.9倍。c373塊主體區(qū)與本塊相連,是一套沉積體系,本塊的油層厚度在4-14m,50地面脫氣原油粘度在20000-35000mpa.s,比方案區(qū)更高,所以,對(duì)本塊應(yīng)該采用熱采的開發(fā)方式。表2-5 c373主體熱采井結(jié)束周期產(chǎn)量周期井?dāng)?shù)有效厚度m注汽初期產(chǎn)量峰值產(chǎn)量周期累油t周期注汽t生產(chǎn)油汽比t/t周期日油能力t/d日液m3/d日油t/d含水日液m3/d日油t/d含水1196.229.110.962.531.614.554.1167813191.38.4227.432.511.165.839.21854.1195717641.19.5單井平均6.629.510.963.132.314.854.2170913691.38.54、方案區(qū)鄰近井熱采效果評(píng)價(jià)及影響因素分析由于方案區(qū)投產(chǎn)的熱采直井投產(chǎn)時(shí)間較短,受地面條件制約,生產(chǎn)不正常。為評(píng)價(jià)本塊熱采效果,尤其

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