油藏描述實(shí)驗(yàn)2011.doc

油藏描述實(shí) 習(xí) 指 導(dǎo) 書西安石油大學(xué)油氣資源學(xué)院2011年10月一、實(shí)驗(yàn)?zāi)康牧私獠⒄莆沼筒孛枋龅幕痉椒ㄅc技術(shù)，學(xué)會(huì)應(yīng)用石油地質(zhì)學(xué)各分支學(xué)科的基本理論與方法，開展油藏描述工作。二、實(shí)驗(yàn)原理（一）油藏描述的內(nèi)容與任務(wù)油藏描述依據(jù)石油地質(zhì)學(xué)各學(xué)科知識(shí)（沉積學(xué)、巖石學(xué)、石油地質(zhì)學(xué)、測(cè)井地質(zhì)學(xué)、油藏工程等），應(yīng)用鉆井、錄井、測(cè)井、巖心及流體分析化驗(yàn)、油井產(chǎn)量等多項(xiàng)地質(zhì)資料，開展油藏定性及定量描述、表征和預(yù)測(cè)。油藏描述的目標(biāo)是查清油氣田油氣分布規(guī)律和主要控制因素。主要研究?jī)?nèi)容及任務(wù)：1）地層特征描述；2）構(gòu)造特征描述；3）沉積相特征描述；4）儲(chǔ)層特征描述；5）油氣水層解釋；6）油藏特征描述；7）地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算；8）建立油氣藏地質(zhì)模型。（二）油藏描述流程1、地層特征描述據(jù)古生物資料、地層對(duì)比標(biāo)志層及地層沉積旋回特征，進(jìn)行單井地層劃分，在單井地層劃分的基礎(chǔ)上，依據(jù)古生物、標(biāo)志層以及沉積旋回變化規(guī)律，開展地層橫向追蹤與對(duì)比，建立等時(shí)地層對(duì)比格架，明確地層的空間分布規(guī)律。2、構(gòu)造特征描述依據(jù)全區(qū)地層劃分與對(duì)比結(jié)果，確定局部構(gòu)造特征，明確構(gòu)造高點(diǎn)及凹陷位置。3、沉積相特征描述依據(jù)錄井巖屑及巖心資料，確定地層的巖石及沉積相類型；根據(jù)歸位巖心資料應(yīng)用巖心刻度測(cè)井技術(shù)，建立巖相及沉積相的測(cè)井相標(biāo)準(zhǔn)；依據(jù)測(cè)井相標(biāo)準(zhǔn)，劃分單井巖相及沉積相，并開展多井沉積相對(duì)比及平面沉積相分布研究，明確沉積相空間分布規(guī)律。4、儲(chǔ)層特征描述在單井巖相劃分的基礎(chǔ)上，開展儲(chǔ)層砂體（砂巖+粉砂巖）的分布特征研究，明確由骨架砂體構(gòu)成的儲(chǔ)層的空間分布規(guī)律及控制因素。依據(jù)儲(chǔ)層巖心分析數(shù)據(jù)，開展儲(chǔ)層巖性特征、物性特征、孔隙結(jié)構(gòu)特征、儲(chǔ)層成巖作用、儲(chǔ)層分類與評(píng)價(jià)、儲(chǔ)層非均質(zhì)特征研究，明確儲(chǔ)層的微觀特征及儲(chǔ)層類型。5、油氣水層解釋根據(jù)儲(chǔ)層“四性”關(guān)系研究成果確定有效厚度的巖性、物性、含油性以及電性下限標(biāo)準(zhǔn)；依據(jù)巖心含油產(chǎn)狀及油氣產(chǎn)層的產(chǎn)能資料，建立研究區(qū)油、氣、水、干層的測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn)圖版；應(yīng)用巖心刻度測(cè)井技術(shù)建立儲(chǔ)層孔隙度解釋模型；應(yīng)用巖電實(shí)驗(yàn)結(jié)果建立含油飽和度測(cè)井解釋模型；根據(jù)有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)及測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn)圖版，開展多井測(cè)井解釋，劃分有效厚度層段，計(jì)算有效厚度段的孔隙度與含油飽和度；確定平均有效厚度、有效厚度段的平均孔隙度與平均含油飽和度，明確油氣層段的電性特征，明確油氣的空間分布特征及規(guī)律。6、油藏特征描述根據(jù)油藏油氣水分析資料及生產(chǎn)測(cè)試，開展油藏的流體性質(zhì)、油藏溫度及壓力特征、產(chǎn)能變化特征研究，確定油藏原始以及目前地層壓力及溫度、油藏油氣水界面特征、油井產(chǎn)能遞減方程。通過分析油氣的空間分布特征，以及油氣分布與砂體分布、構(gòu)造特征、儲(chǔ)層巖性及物性特征的相互關(guān)系，明確油氣分布的規(guī)律以及油氣分布的控制因素。7、地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算根據(jù)地質(zhì)研究和測(cè)井解釋成果以及生產(chǎn)測(cè)試資料，確定工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)、地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算單元、地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算參數(shù)、應(yīng)用容積法計(jì)算研究區(qū)石油地質(zhì)儲(chǔ)量。8、油藏地質(zhì)建模根據(jù)研究區(qū)構(gòu)造、沉積相、儲(chǔ)層以及油藏特征等地質(zhì)研究成果以及地質(zhì)概念模型，建立基礎(chǔ)地質(zhì)資料以及地質(zhì)知識(shí)數(shù)據(jù)庫、應(yīng)用地質(zhì)建模軟件，應(yīng)用確定性建?；螂S機(jī)建模技術(shù)，依次建立研究區(qū)的構(gòu)造模型、沉積相模型、儲(chǔ)層參數(shù)模型，計(jì)算研究區(qū)的概率儲(chǔ)量，并對(duì)模型進(jìn)行網(wǎng)格粗化，為進(jìn)一步開展油藏模擬奠定基礎(chǔ)。三、基礎(chǔ)資料及實(shí)驗(yàn)手段（一）實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)資料區(qū)域地質(zhì)背景資料、錄井?dāng)?shù)據(jù)、巖心描述資料、測(cè)井曲線、巖心分析數(shù)據(jù)（鑄體薄片、X衍射、物性、壓汞、巖石薄片、粒度數(shù)據(jù)）、流體分析以及生產(chǎn)測(cè)試數(shù)據(jù)。（二）實(shí)驗(yàn)手段及條件應(yīng)用地質(zhì)研究及繪圖軟件，建立研究區(qū)概念地質(zhì)模型。四、實(shí)驗(yàn)步驟及方法（一）了解區(qū)域地質(zhì)背景本次實(shí)習(xí)的研究區(qū)域?yàn)槎鯛柖嗨古璧仃儽毙逼轮袞|部的子長(zhǎng)地區(qū)，研究的目的層段為中生界三疊系上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組上部的長(zhǎng)2油層組和下部的長(zhǎng)6油層組。長(zhǎng)2油層組屬于河流相地層，長(zhǎng)6油層組屬于三角洲相地層。（二）單井地層、巖性及沉積相分析1、單井地層劃分延長(zhǎng)組地層自下而上劃分為長(zhǎng)10、長(zhǎng)9、長(zhǎng)1等10個(gè)油層組。長(zhǎng)2油層組劃分為3個(gè)亞組，即長(zhǎng)21、長(zhǎng)22、長(zhǎng)23；長(zhǎng)6油層組劃分為4個(gè)亞組，即長(zhǎng)61、長(zhǎng)62、長(zhǎng)63、長(zhǎng)64。1）長(zhǎng)2油層組長(zhǎng)2油層組頂界面為沉積凝灰?guī)r或凝灰質(zhì)泥巖，厚度約1.0m，研究區(qū)內(nèi)該標(biāo)志層分布穩(wěn)定，具有高聲波時(shí)差、高伽馬、擴(kuò)徑、低電阻的特征。長(zhǎng)21底界為穩(wěn)定分布的碳質(zhì)泥巖，具有高聲波時(shí)差、高伽馬、擴(kuò)徑、高電阻特征。2）長(zhǎng)6油層組長(zhǎng)61頂為碳質(zhì)泥巖或薄煤層，為區(qū)域性標(biāo)志層，厚度約1m，具有高伽馬、中高聲波時(shí)差、高電阻的特征；長(zhǎng)62頂、長(zhǎng)63頂、長(zhǎng)63底、長(zhǎng)64底為四個(gè)沉積凝灰?guī)r或凝灰質(zhì)泥巖，普遍具有高聲波時(shí)差、高伽馬、擴(kuò)徑、低電阻的特征，厚度較小，電性特征明顯，在研究區(qū)內(nèi)分布穩(wěn)定，易于識(shí)別。2、單井巖性及沉積相劃分1）碎屑巖巖性識(shí)別方法依據(jù)自然電位、自然伽馬、電阻率等曲線的特征，劃分巖性。方法1：碎屑巖層的巖性可根據(jù)自然電位（SP）和自然伽馬（GR）曲線進(jìn)行識(shí)別。砂巖：偏負(fù)自然電位、低自然伽馬、中等聲波時(shí)差含水層為低側(cè)向電阻率，含油氣層為中-高側(cè)向電阻率；純泥巖：偏正自然電位、高自然伽馬、高聲波時(shí)差、低側(cè)向電阻率碳質(zhì)泥巖：偏正自然電位、高自然伽馬、高聲波時(shí)差、高側(cè)向電阻率鈣質(zhì)泥層：偏正自然電位、低-中自然伽馬、低聲波時(shí)差、高側(cè)向電阻率方法2：計(jì)算單井的泥質(zhì)含量：碎屑巖巖性可應(yīng)用泥質(zhì)含量Vsh進(jìn)行劃分：GR（GRGRmin）（GRmaxGRmin）或SP （SPSPmin）（SPmaxSPmin）Vsh100（22GR 1）（221 ）或 Vsh100（22SP 1）（221 ）泥巖：Vsh75%；粉砂質(zhì)泥巖：55%Vsh75%，泥質(zhì)粉砂巖：45%Vsh55%，粉砂巖：25% Vsh45%，細(xì)砂巖：Vsh25%。2）碎屑巖沉積相及識(shí)別方法研究區(qū)長(zhǎng)2油層組為河流相地層，長(zhǎng)6油層組為三角洲相地層。表1 長(zhǎng)2、長(zhǎng)6油層組沉積相類型相亞相微相巖性特征主要發(fā)育層段河流河道間泛濫平原以泥質(zhì)巖為主，夾炭質(zhì)泥巖和煤線。長(zhǎng)2油層組天然堤以泥質(zhì)巖為主的砂泥巖組合。決口扇以砂泥巖互層為特征的巖性組合。河道河道砂壩以厚層塊狀砂巖為主的砂泥巖組合，多為正旋回。河床滯留層礫質(zhì)河以礫巖及礫狀砂巖為主，砂質(zhì)河常見滯留泥礫。三角洲平原分支河道以砂巖為主，砂層間含泥巖夾層。長(zhǎng)6油層組河道間由粉砂巖及泥巖交互層構(gòu)成。前緣水下分流河道泥質(zhì)巖與塊狀砂巖構(gòu)成完整的沉積正旋回。分流間灣泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、與薄層砂巖互層。河口壩以細(xì)砂巖為主，具反旋回特征，巖層厚度較大。前緣席狀砂泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉細(xì)砂巖薄互層。前三角洲淺湖泥層以泥巖為主，夾粉砂巖層。遠(yuǎn)砂壩以分砂巖為主，夾泥巖層。依據(jù)巖心描述與觀察資料，確定研究區(qū)目的層段的沉積相類型；根據(jù)歸位巖心資料應(yīng)用巖心刻度測(cè)井技術(shù)，建立測(cè)井相標(biāo)準(zhǔn)，按照該測(cè)井相模式識(shí)別其他層段以及其他井的沉積相、亞相及微相類型。根據(jù)測(cè)井相標(biāo)準(zhǔn)，開展單井、多井及平面沉積相研究，繪制研究區(qū)的沉積相圖（碎屑巖地層繪制砂地比圖和砂巖等厚圖）。圖1 長(zhǎng)2油層組測(cè)井相標(biāo)準(zhǔn)圖2 長(zhǎng)6油層組測(cè)井相標(biāo)準(zhǔn)（二）剖面地層、沉積相及砂體對(duì)比分析1、多井地層對(duì)比根據(jù)單井地層劃分結(jié)果，開展剖面地層追蹤與對(duì)比。追蹤與對(duì)比遵循等時(shí)地層對(duì)比的原則，按照沉積旋回的變化規(guī)律進(jìn)行地層追蹤與對(duì)比，并列出地層分層數(shù)據(jù)表。（1）據(jù)單井地層劃分結(jié)果，在剖面上調(diào)整分層界限； （2）繪制4張地層對(duì)比圖（構(gòu)造剖面圖）。 （3）列出地層分層數(shù)據(jù)表。 2、多井沉積相及砂體對(duì)比研究區(qū)長(zhǎng)2油層組為河流相地層，長(zhǎng)6油層組為三角洲相地層。（3）繪制2張順流方向和河道橫截面沉積相對(duì)比圖。根據(jù)測(cè)井相標(biāo)準(zhǔn)，開展單井、多井及平面沉積相研究，繪制研究區(qū)的沉積相圖（碎屑巖地層繪制砂地比圖和砂巖等厚圖）。（1）具砂體橫向分布特征，建立沉積相剖面圖（2）據(jù)單井巖性劃分結(jié)果，在剖面上連接砂體； （3）繪制2張沉積相對(duì)比剖面圖、2張砂體對(duì)比剖面圖。 （1）輸出砂體厚度數(shù)據(jù)表。（三）平面構(gòu)造、地層、沉積相及砂體展布分析1、平面構(gòu)造分析根據(jù)地層對(duì)比結(jié)果，繪制長(zhǎng)2、6各亞段地層頂界面，構(gòu)造平面圖。2、地層厚度平面分析 計(jì)算長(zhǎng)2、6各亞段地層厚度，繪制地層厚度等值線圖。 3、砂體及沉積相平面展布分析（1）計(jì)算各段砂體總厚度，繪制砂層厚度等值線圖； （2）計(jì)算各段砂地比值，繪制砂地比值等值線圖。（四）儲(chǔ)層巖心實(shí)驗(yàn)離散數(shù)據(jù)分析1、巖性特征繪制巖石及礦物組份分類三角圖、繪制粒度分布曲線，根據(jù)鑄體薄片確定顆粒接觸關(guān)系、支撐方式及膠結(jié)類型。2、孔隙結(jié)構(gòu)特征根據(jù)鑄體薄片確定儲(chǔ)層的孔隙及喉道類型、孔隙大小及分布、確定孔隙與喉道配位數(shù)以及孔喉直徑比。根據(jù)壓汞試驗(yàn)資料確定儲(chǔ)層的喉道大小及分布， 3、物性特征繪制儲(chǔ)層孔隙度和滲透率的分布直方圖、繪制孔隙度與滲透率關(guān)系圖，建立滲透率計(jì)算公式，并進(jìn)行儲(chǔ)層分類與評(píng)價(jià)。4、成巖作用特征根據(jù)儲(chǔ)層物性分析數(shù)據(jù)及薄片鑒定數(shù)據(jù)，確定主要成巖作用類型，繪制膠結(jié)物含量、孔隙度和粒間體積相關(guān)性分析的成巖作用分析圖，確定儲(chǔ)層的成巖作用階段并劃分儲(chǔ)層的成巖相。5、儲(chǔ)層物性影響因素繪制儲(chǔ)層物性與礦物組分、粒度中值、分選系數(shù)、泥質(zhì)含量、膠結(jié)物含量等關(guān)系圖，繪制儲(chǔ)層物性與各項(xiàng)巖性及孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)關(guān)系圖。分析并確定影響儲(chǔ)層物性的主要因素。6、儲(chǔ)層分類及評(píng)價(jià)儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)為石油工業(yè)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（表2）。根據(jù)儲(chǔ)層分類標(biāo)準(zhǔn)及儲(chǔ)層物性參數(shù)對(duì)區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層進(jìn)行分類，并進(jìn)行評(píng)價(jià)。7、儲(chǔ)層屬性分布及非均質(zhì)性特征根據(jù)巖心分析數(shù)據(jù)和測(cè)井曲線確定的孔隙度計(jì)算公式，計(jì)算儲(chǔ)層的孔隙度及滲透率，繪制儲(chǔ)層物性參數(shù)（測(cè)井解釋孔隙度、滲透率）平面等值線圖，研究?jī)?chǔ)層物性的空間變化規(guī)律；長(zhǎng)2油層組：=0.1712t26.654，K=0.001e0.544長(zhǎng)6油層組：=0.1226t17.0，K=0.001e0.544計(jì)算儲(chǔ)層孔隙度及滲透率的變異系數(shù)、極差、突進(jìn)系數(shù)、均值等非均質(zhì)性參數(shù)，研究?jī)?chǔ)層層內(nèi)、層間及平面非均質(zhì)性，根據(jù)儲(chǔ)層非均質(zhì)性評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（表2），評(píng)價(jià)儲(chǔ)層的層內(nèi)、層間及平面非均質(zhì)性強(qiáng)度。（五）油、水、干層測(cè)井解釋1、油、水、干層錄井含油產(chǎn)狀及測(cè)井識(shí)別與劃分方法研究區(qū)由于儲(chǔ)層物性較差、構(gòu)造幅度小，油藏中油水分異程度較低，因此研究區(qū)的油藏?zé)o純油層，油藏中油水呈混儲(chǔ)狀態(tài)。油井生產(chǎn)過程中綜合含水率較高。但含油層段仍然以相對(duì)高的電阻率值以及相對(duì)高的聲波時(shí)差值區(qū)別于純水層。1）油水層油水層的含油產(chǎn)狀以油浸（30%含油面積70%）及油斑（5%含油面積30%）為主，少量為油跡（含油面積5%）。油水層深電阻率較高，長(zhǎng)2油層組一般大于16m，長(zhǎng)6油層組一般大于14m，聲波時(shí)差較大，長(zhǎng)2油層組一般大于220s/m，長(zhǎng)6油層組一般大于208s/m；有效厚度起算厚度一般為0.4m，要扣除層內(nèi)的泥質(zhì)夾層和鈣質(zhì)夾層，夾層起扣厚度為0.2m。2）含油水層含油水層的含油產(chǎn)狀以油跡（含油面積5%）及熒光（含油面積=0%）為主，少量為油斑（5%含油面積30%）。含油水層深電阻率較低，長(zhǎng)2油層組一般介于14-16m，長(zhǎng)6油層組一般介于12-14m，聲波時(shí)差較大，長(zhǎng)2油層組一般大于220s/m，長(zhǎng)6油層組一般大于208s/m。3）水層水層無含油產(chǎn)狀，少量為熒光（含油面積=0%）。水層深電阻較低，長(zhǎng)2油層組一般小于16m，長(zhǎng)6油層組一般小于14m，聲波時(shí)差較大，長(zhǎng)2油層組一般大于220s/m，長(zhǎng)6油層組一般大于208s/m；4）干層干層含油產(chǎn)狀以油跡（含油面積5%）及熒光（含油面積=0%）為主，少量為油斑（5%含油面積30%）。干層深電阻較高，長(zhǎng)2油層組一般大于16m，長(zhǎng)6油層組一般大于14m，聲波時(shí)差較小，長(zhǎng)2油層組一般小于220s/m，長(zhǎng)6油層組一般小于208s/m。2、儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算 儲(chǔ)層參數(shù)主要為有效厚度、有效孔隙度、含油飽和度等。1）有效厚度確定有效厚度平均厚度。2）孔隙度計(jì)算測(cè)井解釋模型：應(yīng)用歸位巖心孔隙度數(shù)據(jù)及相應(yīng)聲波時(shí)差值建立孔隙度解釋模型：長(zhǎng)2油層組：=0.1712t26.654；長(zhǎng)6油層組：=0.1226t17.0 2）含油飽和度計(jì)算測(cè)井解釋模型：應(yīng)用巖電實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)、地層水分析數(shù)據(jù)建立起含油飽和度解釋模型：長(zhǎng)2油層組：Sw=（abRwmRt）1/n=1.14931.04920.1838（1.8813Rt）1/1.8097長(zhǎng)6油層組：Sw=（abRwmRt）1/n=1.52151.01560.1138（1.7352Rt）1/1.8040 3、測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn)圖版及成果圖版1）測(cè)井解釋屬性參數(shù)離散數(shù)據(jù)分析根據(jù)含油飽和度測(cè)井解釋模型建立起研究區(qū)測(cè)井解釋模式圖版（圖3、圖4）。根據(jù)錄井巖心、巖屑含油產(chǎn)狀及產(chǎn)層段產(chǎn)量數(shù)據(jù)，確定油水同層、含油水層、水層、干層的下限值（表3），建立測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn)圖版（圖3、圖4）。讀取解釋層段的電阻率（RILD、RT）與聲波時(shí)差（AC），利用測(cè)井解釋模型計(jì)算含油飽和度（So）和有效孔隙度（）。進(jìn)行離散數(shù)據(jù)交會(huì)圖分析，根據(jù)測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn)模板，檢查解釋結(jié)果的準(zhǔn)確性和可靠性。（1）長(zhǎng)2油層組測(cè)井解釋數(shù)據(jù)交會(huì)圖根據(jù)試油及開采過程中射開層段的電阻率、聲波時(shí)差（孔隙度）以及產(chǎn)量數(shù)據(jù)確定長(zhǎng)2油層組符合工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)的油水同層物性及電性下限，測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn)圖版。（2）長(zhǎng)6油層組測(cè)井解釋數(shù)據(jù)交會(huì)圖應(yīng)用研究區(qū)試油及開采過程中射開層段的電阻率、聲波時(shí)差（孔隙度）以及產(chǎn)量數(shù)據(jù)，長(zhǎng)6油層組符合工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)的油水同層物性及電性下限.表3 長(zhǎng)2、長(zhǎng)6油層組有效厚度的巖性、物性、含油性及電性下限標(biāo)準(zhǔn)地區(qū)層位類別有效厚度下限標(biāo)準(zhǔn)油水同層干層水層鄂爾多斯盆地子長(zhǎng)地區(qū)長(zhǎng)2油層組巖性下限細(xì)砂巖粉砂巖粉砂巖含油性下限油斑物性下限孔隙度 (%)111111滲透率 K(10-3m2)111含油飽和度 So(%)3030電性下限聲波時(shí)差 t(s/m)220220220電阻率 Rt(.m)1616工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)第一年平均日產(chǎn)量(t/d)0.450.450.45初周月平均日產(chǎn)量(t/d)0.630.630.63長(zhǎng)6油層組巖性下限細(xì)砂巖以上含油性下限油斑級(jí)以上物性下限孔隙度 (%)8.58.58.5滲透率 K(10-3m2)0.250.250.25含油飽和度 So(%)3030電性下限聲波時(shí)差 t(s/m)208208208電阻率 Rt(.m)1414工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn)第一年平均日產(chǎn)量(t/d)0.570.570.57初周月平均日產(chǎn)量(t/d)0.740.740.74圖3 長(zhǎng)2油層組測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn)圖版（試油、試采層段）交會(huì)圖- 含油飽和度 50 55 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 10 50 50 45 40 35 30 25 20 15 10 0 10 50- 含油飽和度圖4 長(zhǎng)6油層組測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn)圖版（試油、試采層段）交會(huì)圖2）測(cè)井解釋成果圖版根據(jù)測(cè)井解釋模式圖版和測(cè)井解釋標(biāo)準(zhǔn)圖版進(jìn)行油、干、水層多井解釋。根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)圖版，復(fù)查各個(gè)解釋層段，重新檢查并落實(shí)解釋層的流體性質(zhì)。列出各井油水、水層、干層測(cè)井解釋成果表。4、繪制有效厚度、孔隙度、含油飽和度等值線圖繪制長(zhǎng)21或長(zhǎng)22有效厚度等值線圖、孔隙度、含油飽和度等值線圖。繪制長(zhǎng)61或長(zhǎng)62有效厚度等值線圖、孔隙度、含油飽和度等值線圖。（六）油藏特征1. 油藏流體性質(zhì)根據(jù)流體分析化驗(yàn)數(shù)據(jù)說明流體性質(zhì)（地面原油性質(zhì)、地層原油性質(zhì)、地層水性質(zhì)）。1）地層原油性質(zhì)長(zhǎng)2油藏在地層壓力4.353MPa、地層溫度36.3條件下的高壓物性樣品分析數(shù)據(jù)，地層原油密度0.8238g/cm3，地層原油黏度6.411mPas，氣油比6.7m3/ m3，體積系數(shù)1.032，飽和壓力為1.034MPa。長(zhǎng)6油藏在地層壓力5.9MPa、地層溫度41.5條件下的高壓物性樣品分析數(shù)據(jù)，地層原油密度0.8132g/cm3,地層原油黏度4.5mPas，原始?xì)庥捅?m3/ m3，體積系數(shù)1.036，飽和壓力0.839MPa。2）地面原油性質(zhì)長(zhǎng)2油藏地面原油分析數(shù)據(jù)：原油密度平均0.846g/cm3，動(dòng)力黏度平均7.02mPa.s，凝固點(diǎn)平均0.8，含蠟8.99%。長(zhǎng)6油層組地面原油分析數(shù)據(jù)：原油密度平均0.849g/cm3，動(dòng)力黏度平均6.3mPa.s，凝固點(diǎn)平均8.6，含硫0.07%。3）地層水特征長(zhǎng)2油層組地層水分析數(shù)據(jù)：地層水總礦化度平均40846mg/L，水型為CaCl2型，PH值平均5.8，呈弱酸性。長(zhǎng)6油層組地層水分析數(shù)據(jù)：地層水總礦化度平均106897mg/L，水型為CaCl2型，PH值平均6.7，呈中性。2.油藏壓力及溫度特征根據(jù)實(shí)測(cè)地層壓力及地層溫度數(shù)據(jù)，說明地層的壓力與溫度特征。長(zhǎng)2油藏高壓物性取樣過程中，測(cè)得目前地層壓力為4.353MPa/720m，壓力系數(shù)0.60。地層溫度36.3/720m，地溫梯度3.78/100m。長(zhǎng)6油藏高壓物性取樣過程中，測(cè)得目前地層壓力為5.9MPa/700m，壓力系數(shù)0.84。地層溫度41.5/700m，地溫梯度4.6/100m。3.油藏產(chǎn)量特征繪制單井日產(chǎn)量或月產(chǎn)量隨時(shí)間的變化曲線，通過相關(guān)分析，確定油井產(chǎn)量遞減規(guī)律，建立研究區(qū)油井產(chǎn)量遞減公式，確定油井產(chǎn)量遞減率（表4、5）。表4 長(zhǎng)2油藏產(chǎn)量表階段序號(hào)年度采油井?dāng)?shù)（口）單井平均日產(chǎn)油 （噸/日）年產(chǎn)油(萬噸)累積產(chǎn)油(萬噸)綜合含水勘探期199651.00 0.15 0.15 47%11997441.02 1.35 56%21998751.45 3.26 56%建設(shè)期319991061.76 5.60 63%420001401.69 7.11 68%520011901.14 6.47 63%620021900.75 4.26 64%720033000.64 5.78 74%評(píng)價(jià)期120043000.58 5.22 77%220053050.51 4.67 83%320063150.47 4.47 83%420073070.42 3.83 83%520083070.38 3.53 85%620093070.35 3.22 88%720103070.33 3.05 89%表5 長(zhǎng)6油藏產(chǎn)量表階段序號(hào)年度采油井?dāng)?shù)（口）單井平均日產(chǎn)油 （噸/日）年產(chǎn)油(萬噸)累積產(chǎn)油(萬噸)綜合含水試采期1200492.050.550.5577%220059