某油田5萬(wàn)噸開發(fā)方案

1、1 目目 錄錄 1 1 油藏工程油藏工程 .1 1 1.1 油田概況 .1 1.2 油藏特征 .3 1.3 儲(chǔ)量計(jì)算及評(píng)價(jià).22 1.4 油藏工程論證.28 1.5 開發(fā)方案部署.47 1.6 實(shí)施要求 .49 2 2 鉆采工程鉆采工程 .54 2.1 方案編寫依據(jù)及實(shí)施原則 54 2.2 鉆采工程方案的基礎(chǔ)資料 54 2.3 鉆井工程方案58 2.4 采油工程方案71 2.5 井控方案 83 3 地面工程地面工程88 3.1 概述 .88 3.2 設(shè)計(jì)參數(shù) .90 3.3 設(shè)計(jì)方案 .91 2 4 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià). .102 4.1 總投資估算.102 4.2 資金來(lái)源及使用計(jì)劃.105

2、4.3 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)105 5 健康、安全與環(huán)保健康、安全與環(huán)保.109 5.1 安全、環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)分析 .109 5.2 編應(yīng)急預(yù)案要求及預(yù)防 110 5.3 健康、安全、環(huán)保管理要求 111 5.4 有毒、有害氣體預(yù)防和應(yīng)急措施 .120 5.5 鉆井要求.122 1 1 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(tuán) 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) 108 5944109524，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(duì)

3、高差 300m 左右；氣候干旱，四季分明，氣溫-2535，年平均氣溫約 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(jì)主 要以農(nóng)、牧業(yè)為主，自然條件差，無(wú)支柱工業(yè)，是國(guó)家重點(diǎn)扶持的“老、少、邊、窮” 地區(qū)。區(qū)內(nèi)有通過(guò)油區(qū)的省級(jí)柏油路，交通條件相對(duì)較好。 1.1.21.1.2 勘探開發(fā)簡(jiǎn)況勘探開發(fā)簡(jiǎn)況 該區(qū)石油勘探始于二十世紀(jì)九十年代初期，當(dāng)時(shí)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(zhǎng)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(shí)差 266.1s/m，含油水層 5.2m

4、，電阻 36.6m，聲波時(shí)差 263.5s/m；陜 91 井在延 9 鉆遇油層 7.1m，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(píng)價(jià)井，在延長(zhǎng)組長(zhǎng) 6 均有含油顯示。其中 g38-11、楊 15、楊 16 在長(zhǎng) 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(zhǎng) 62分別 鉆遇油層 5.5m、油水層 5.0m，g37-10 井同時(shí)鉆遇延安組油層，且已上報(bào)探明儲(chǔ)量。 2006 年在 g38-11 井東南 160m 完鉆的評(píng)價(jià)井楊 57-33

5、在長(zhǎng) 61鉆遇油層 9.4m，與 g38-11 油層對(duì)比屬于同一含油小層。隨后完鉆的新楊 61-29 井在長(zhǎng) 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(zhǎng) 61鉆遇油層 8.3m，油水層 4.9m。顯示了良好的勘探評(píng)價(jià)前景。 同時(shí)，在開發(fā)該井區(qū)長(zhǎng) 6 油層的過(guò)程中完鉆的 6 口井均鉆遇延 9 油層，說(shuō)明楊 57-33 井區(qū)是三疊系長(zhǎng) 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(guó)石油天然氣股份公司長(zhǎng)慶油田分公司的登記區(qū)，該區(qū)屬

6、 于 xx 集團(tuán)自營(yíng)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(cè)井圖、試油、試 采數(shù)據(jù)等資料；取芯井 2 口，進(jìn)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(rùn)濕性、壓汞、敏感性、相對(duì)滲透率等特殊化驗(yàn)分析。 通過(guò)對(duì)基礎(chǔ)資料的整理、研究，已對(duì)其地質(zhì)特征和開發(fā)特點(diǎn)進(jìn)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(duì)三疊系延長(zhǎng)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(chǔ)層評(píng)價(jià)

7、、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(chǔ)層四性關(guān)系、有效儲(chǔ)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(chǔ)量參數(shù)的專題研究； (3)結(jié)合開發(fā)試驗(yàn)及油藏評(píng)價(jià)，進(jìn)行儲(chǔ)層滲流特征和儲(chǔ)層注入水水質(zhì)配伍性試驗(yàn)、 油藏工程等研究； 3 (4)對(duì)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(yùn)動(dòng) 規(guī)律，提高動(dòng)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(shí)施區(qū)位于鄂爾多斯盆地二級(jí)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(gè)斜坡帶上，地震勘探 沒(méi)有發(fā)

8、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(shí)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(duì)較高。同時(shí)，除了構(gòu)造因素外，構(gòu)造上傾方向的巖性、儲(chǔ) 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(jìn)入臺(tái)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(zhǎng)組碎屑巖沉積。整個(gè)

9、延長(zhǎng) 組湖盆經(jīng)歷了發(fā)生發(fā)展消亡階段，使延長(zhǎng)組形成了一套完整的生、儲(chǔ)、蓋組合。 三角洲分流河道和河口壩砂體是油氣的良好儲(chǔ)層，盆地沉積中心的暗色湖相泥巖、油 頁(yè)巖是良好的生油巖，半深湖及沼澤相泥巖為主要蓋層。 三疊系沉積末，受印支運(yùn)動(dòng)的影響，盆地整體抬升，延長(zhǎng)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(duì)印 4 支運(yùn)動(dòng)所形成的溝壑縱橫的地貌起到填平補(bǔ)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

10、平原河流相沉積。古河的下切形成了下部油氣向上運(yùn)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(chǔ)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(duì)比和含油層系劃分 對(duì)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(jìn)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(duì)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(duì)比將延安組地層劃分為 10 個(gè)油層組，自上而 下從延 1 到延 10。由

11、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(gè)油 層組。 延長(zhǎng)組區(qū)域標(biāo)志層 k1、k2、k3、k5、k9 作為本區(qū)地層對(duì)比的主要標(biāo)志層。其 中 k1 標(biāo)志層位于長(zhǎng) 7 油層組中部，為一套湖相油頁(yè)巖，分布穩(wěn)定，電性特征表現(xiàn)為 高時(shí)差、高伽瑪、高電阻、大井徑；k2 位于長(zhǎng) 63油層底部，k3 位于長(zhǎng) 62油層底部， k9 位于長(zhǎng) 2 油層組頂部，均為凝灰?guī)r或凝灰質(zhì)泥巖，厚度 1 m2m，測(cè)井曲線表現(xiàn)為 指狀高時(shí)差、高伽瑪、低電阻等特征。k2、k3 標(biāo)志層距長(zhǎng) 61、長(zhǎng) 62油層最近；k9 標(biāo) 志

12、層是劃分長(zhǎng) 1、長(zhǎng) 2 油層組的重要依據(jù)。k5 標(biāo)志層位于長(zhǎng) 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(shí)差、高電阻， 自然電位曲線幅度也較小，是劃分長(zhǎng) 4+5 油層組的主要依據(jù)(圖 2-1) 。正是根據(jù)這些 5 明顯的標(biāo)志層，同時(shí)結(jié)合沉積序列及巖性組合等特征將該區(qū)延長(zhǎng)組劃分為長(zhǎng) 1長(zhǎng) 10，共 10 個(gè)油層組。本區(qū)主要目的層為長(zhǎng) 6，進(jìn)一步細(xì)分為長(zhǎng) 61、62、63三個(gè)小層。 圖圖 1-11-1 陜北地區(qū)延長(zhǎng)組主要標(biāo)志層電性特征示意圖陜北地區(qū)延長(zhǎng)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

13、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(zhǎng)組長(zhǎng) 6。 區(qū)域研究表明，研究區(qū)長(zhǎng) 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(cè)井相、粒度概率曲線、相序變化等綜 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(gè)微 相；河流相劃分為河道、堤泛、洼地等 3 個(gè)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(zhǎng) 6三角洲三角洲平原 分流間洼地 河道 堤泛延 9河

14、流-沼澤 洼地 由平原區(qū)較長(zhǎng)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(jiǎn)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(shí)間上往往出現(xiàn)在湖泊發(fā)展演化的水退時(shí)期，鄂爾 多斯盆地延長(zhǎng)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(gè)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(shí)水動(dòng)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

15、共同作用的地帶。 分流河道通常是低彎度的，是一個(gè)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(cuò)層理細(xì)砂巖，局部動(dòng)力變化也 會(huì)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 12.0%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(duì)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 8 2).分流河道間沉

16、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(duì)低凹的地區(qū)，被水淹沒(méi)，但水動(dòng)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

17、灰色細(xì)砂巖為主，沉積韻律呈正旋廻，發(fā)育槽狀交錯(cuò)層理和板 10 狀交錯(cuò)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(cè)曲線分析，結(jié)合單井相剖面，利用優(yōu)勢(shì)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(zhǎng) 61期：繼承了長(zhǎng) 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

18、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(chǔ)層以河道砂體為主，決口扇、天然堤 次之。 3.砂體展布特征 長(zhǎng) 61：三角洲平原是主要的沉積亞相。儲(chǔ)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，累計(jì)砂體厚度為 8m22m，最厚可達(dá) 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

19、右，累計(jì)砂厚為 11m28m 左右，最厚可達(dá) 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(duì)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。 (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(gè)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(zhǎng)統(tǒng)頂河谷、斜坡和殘丘的古地貌背景上填平補(bǔ)齊，沉積和

20、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(chǔ)層特征儲(chǔ)層特征 1.巖石學(xué)特征 長(zhǎng) 6 油層巖性為灰綠色長(zhǎng)石質(zhì)細(xì)砂巖,陸源碎屑中石英含量 20.8%，長(zhǎng)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(zhǎng)靖邊地區(qū)長(zhǎng) 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(zhǎng) 石(%)巖 屑(%)云 母(%)總 量(%) 20.848.5 9.8 7.4 86.5 靖邊地區(qū)延 9 為灰白色

21、粗中細(xì)粒巖屑、長(zhǎng)石砂巖。陸源碎屑中石英含量 45.2%， 長(zhǎng)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(zhǎng) 石(%)巖 屑(%)云 母(%)總 量(%) 靖安 47.621.620.20.589.9 12 楊米澗 42.926.914.91.886.4 平均 45.224.217.61.188.2 長(zhǎng) 6 填隙物主要由綠泥石、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)

22、類型以孔隙式膠結(jié)為主。 表表 1-41-4 靖邊地區(qū)長(zhǎng)靖邊地區(qū)長(zhǎng) 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(zhǎng)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(zhǎng)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

23、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(zhǎng)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(chǔ)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(chǔ)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)物性分析數(shù)據(jù)表 油田孔隙度(%)滲透率(

24、md) 靖安 16.90269.33 楊米澗 16.66 58.47 13 本區(qū)楊 57-33 井長(zhǎng) 6 儲(chǔ)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(zhǎng) 6 均存在天然微裂縫。用古地磁法（nrm） 對(duì)靖安油田長(zhǎng) 6 巖芯進(jìn)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(cè)滲透性能相對(duì)較好。裂縫密 度總體不是很大，裂縫線密

25、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(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：長(zhǎng) 6 巖芯普遍存在微裂縫，但長(zhǎng)度普遍 較短（個(gè)別的可達(dá)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(duì)儲(chǔ)存層滲流影響不大。 經(jīng)數(shù)值模擬計(jì)算，靖安油田長(zhǎng) 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(cè)定的最大主應(yīng)力方位為 ne72；地層傾角測(cè)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(yùn)用微地震法對(duì)靖安油田水力壓裂人工裂縫方位進(jìn)行了監(jiān)測(cè)，結(jié)果表明人工裂縫 延伸的

26、方向與最大主應(yīng)力方向基本一致。 4、儲(chǔ)層孔隙類型和孔隙結(jié)構(gòu)特征 （1）孔隙類型 長(zhǎng) 6 儲(chǔ)層孔隙類型有粒間孔、長(zhǎng)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(chǔ)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(zhǎng)靖邊地區(qū)長(zhǎng) 6 6 孔隙類型及其含量統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表孔隙類型及其含量統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表 孔隙類型及含量(%) 粒間孔巖屑溶孔長(zhǎng)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(chǔ)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

27、率 4.4%，平均總面孔率 13.9%（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(jì)數(shù)據(jù)表孔隙類型及其含量統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表 孔隙類型及含量(%) 溶蝕孔 粒間孔 長(zhǎng)石溶孔巖屑溶孔沸石溶孔小計(jì) 其它 面孔率 （） 8.2 3.1 1.3 4.41.3 13.9 （2）孔隙結(jié)構(gòu) 長(zhǎng) 6 油層壓汞試驗(yàn)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(zhǎng)靖邊地區(qū)長(zhǎng) 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

28、度 （md）（%） 1.0512.620.533.070.256.820.190.4933.09 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(chǔ)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(jìn)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- 15 10、圖 1-4） 。 表表 1

29、-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0.032.000.3720.8990.8643.612.47 楊米澗0.051.600.7817.6089.5038.532.35 最大進(jìn)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 0 0 0 1 10 100 1000 020406080100 飽和度（） 壓力（mpa） 根據(jù)陜北地區(qū)延安組化驗(yàn)資料綜合分析，延安組儲(chǔ)層孔隙結(jié)

30、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(chǔ)層分類評(píng)價(jià)表靖邊地區(qū)延安組儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)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111.38359.4 0.740.5

31、90.58 粒間孔分布不均 勻，溶孔不發(fā)育 以微孔為主 0.70.160.080.04 0.10.320.882.53 1.512.56.0714.35 1.210.350.150.06 2.233.532.892.34 屬于中高滲，大 孔大喉儲(chǔ)層 屬致密，微孔微 喉儲(chǔ)層 項(xiàng)目 儲(chǔ)層分類 分選系數(shù) 儲(chǔ)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(chǔ)層綜合描述屬低滲，中小孔喉儲(chǔ)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(chǔ)層多屬類儲(chǔ)層，類儲(chǔ)層占分析樣品數(shù)的 69.1%，類儲(chǔ) 層占樣品塊數(shù)的 25.7%。 5.

32、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(zhǎng) 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(diǎn)分布， 各個(gè)油藏油層厚度差別較大，一般 5.0m12.5m。長(zhǎng) 6 油藏受巖性控制，分布范圍有 限，油層厚度一般 5.0m20.0m。 17 1.2.41.2.4 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(diǎn)（13.5） 、低初餾點(diǎn)（6065） 、少含蠟和

33、少含乳化 水、不含瀝青等特點(diǎn)，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(diǎn) () 瀝青 質(zhì) (%) 粘 度 50 (mpas) 初餾點(diǎn) （%） 205 （%） 250 （%） 300 （%） 延 9 0.864013.57.7961.5 長(zhǎng) 6 0.856921.692.967.6973.320.027.239.69 長(zhǎng) 6 地面原油性質(zhì)較好，比重 0.8569 t/m3、凝固點(diǎn) 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

34、層原油密度 0.847g/ml，地層原油粘 度 3.94mpas，原始?xì)庥捅鹊?，?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) 體積系數(shù) 收縮率 （%） 地層原油 密度 (g/cm 3) 壓縮系數(shù) (10-4/mpa) 溶解系數(shù) (m3/m3/mpa) 天然氣比 重 延9 39.86.850.313.942.01.0242.40.8477.15.8061.368

35、9 長(zhǎng)658.611.67.741.7472.41.22518.30.7611.47.9391.122 長(zhǎng) 6 地層原油比重 0.76，地層原油粘度 1.74mpas，原始?xì)庥捅雀?，?72.4m3/t，體積系數(shù) 1.225，飽和壓力 7.74 mpa。 18 3) 地層水性質(zhì) 長(zhǎng) 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(yáng)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 9

36、 41386416460388717435767.911.83 nahco 3 長(zhǎng) 6 1018951156055463030149665191645.980.56cacl2 xx 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(rùn)濕性 長(zhǎng) 6 潤(rùn)濕性實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，無(wú)因次吸水量 5.351%，無(wú)因次吸油量 5.06%，為弱親 水油層（表 1-15） 。 表表 1-151-15 靖邊地區(qū)長(zhǎng)靖邊地區(qū)長(zhǎng) 6 6 潤(rùn)濕性試驗(yàn)結(jié)果表潤(rùn)濕性試驗(yàn)結(jié)果表 無(wú)因次吸入量(%) 樣品數(shù) 空氣滲透率 （10-3

37、um2） 孔隙度 (%) 吸水吸油 234.09614.485.3515.06 2) 相對(duì)滲透率曲線及水驅(qū)油效率 長(zhǎng) 6 油水相對(duì)滲透率試驗(yàn)表明：束縛水飽和度 34.1%，束縛水時(shí)油相有效滲透率 為 0.2610-3m2；等滲點(diǎn)的含水飽和度 46.0%，油水相對(duì)滲透率 0.19；殘余油時(shí)含 水飽和度 68%，殘余油時(shí)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(duì)滲透率綜合參數(shù)表靖邊地區(qū)油水相對(duì)滲透率綜合參數(shù)表 束縛水時(shí)交點(diǎn)處時(shí)殘余油時(shí) 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 %

38、油水相對(duì) 滲透率 10-3m2 含水 飽和度 % 水相對(duì) 滲透率 10-3m2 長(zhǎng) 6 5.9614.9734.10.2646.00.19680.55 延 9 7416.5735.637.654.90.03471.454.1 靖邊地區(qū)楊米澗油田某區(qū)塊巖心油水相對(duì)滲透率試驗(yàn)表明：束縛水飽和度 35.6，束縛水時(shí)油相有效滲透率 37.610-3m2；交叉點(diǎn)時(shí)含水飽和度 54.9，油水 相對(duì)滲透率 0.034；殘余油時(shí)含水飽和度 71.45，水相滲透率 4.110-3m2 。 長(zhǎng) 6 無(wú)水期驅(qū)油效率 24.8%，含水 95%時(shí)為 35.3%，含水 98%時(shí)為 41.2%，最終為 48.9%（表 1-

39、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(wú)水 期 含水 95% 含水 98% 最 終 長(zhǎng) 6 5.9614.9724.835.341.248.9 延 9 7416.5741.4546.2152.3155.9 延 9 水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：無(wú)水期驅(qū)油效率 41.45； 含水 95時(shí)驅(qū)油效率 46.21；含水 98時(shí)驅(qū)油效率 52.31；最終驅(qū)油效率 55.90。 3. 儲(chǔ)層敏感性 鄰區(qū)敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，長(zhǎng) 6 儲(chǔ)層為弱水敏，弱酸敏、弱鹽敏、弱無(wú)速敏為 主；長(zhǎng) 2 儲(chǔ)層為中等偏弱水敏、弱速敏、

40、中等偏弱酸敏、弱無(wú)鹽敏。 靖邊地區(qū)楊米澗油田某區(qū)塊巖心敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，延 9 儲(chǔ)層無(wú)水敏（表 1- 20 18） ；無(wú)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(hào)樣品號(hào) 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(wú)離水滲透 率 （10-3um2） a9-31017.5617.7322.620.812.610.947.6中等水敏 a15-31019

41、.9617.3653.132.358.259.1-83.0無(wú)水敏 a28-31022.2817.4683.710.529.522.7-116.0無(wú)水敏 a9-41017.5617.7322.614.013.121.8-55.7無(wú)水敏 a15-41019.9617.3653.145.946.743.45.4無(wú)水敏 a28-41022.2817.4683.78.567.677.1616.4無(wú)水敏 水敏指數(shù) （） 實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)曲線巖心速敏性實(shí)驗(yàn)曲線 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0.01

42、.02.03.04.05.06.0 流量（ml/min） 滲透率（10-3um2） 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(hào)樣品號(hào)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(yàn)溫度 （度） a9-11017.5617.7322.680000.6150 a15-11019.9617.3653.180000.6150 a28-11022.2817.4683.780000.6150 21 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(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

43、表巖心速敏性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表 樣品號(hào)no. 流量qw （ml/min） 滲透率kw （10-3um2） (kn-1-kn)/kn-1 (%) 10.109.61 20.2510.30 30.5010.40 40.7510.60 51.0011.70 61.5011.60 72.0011.30 83.0010.90 94.0010.50 105.0010.40 116.009.97 10.1024.60 20.2529.60 30.5030.40 40.7531.40 51.0031.50 61.5033.80 72.0034.20 83.0036.10 94.0036.20 105.0035.70

44、116.0034.80 10.1034.60 20.2546.10 30.5054.60 40.7553.50 51.0053.60 61.5059.50 72.0064.40 83.0071.40 94.0076.20 105.0078.20 116.0077.70 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù) 實(shí)驗(yàn)結(jié)果 9-1無(wú)速敏 15-1無(wú)速敏 28-1無(wú)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(shí)驗(yàn)曲線巖心鹽敏性實(shí)驗(yàn)曲線 0 5 10 15 20 25 30 35 40 0255075100 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)

45、塊延 9 9 巖心鹽敏性分析表巖心鹽敏性分析表 井號(hào) 樣品 號(hào) 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(yàn)溫度 （度） a9-21017.5617.7322.680000.6150 a15-21019.9617.3653.180000.6150 a28-21022.2817.4683.780000.6150 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(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表巖心鹽敏性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表 樣品號(hào)no. 鹽度c 粘度 （mpa.s） 滲透率kw （10-3um2） (kn-1-kn)/kn-1 (%)

46、臨界鹽度sc （mg/l） 11000.6111.6/ 2750.5812.2-5.17 3500.5610.513.93 4250.5510.22.86 500.558.7214.51 11000.6135.9/ 2750.58352.51 3500.5625.128.29 4250.5525.5-1.59 500.5534.5-35.29 11000.6122.6/ 2750.587.2667.88 3500.568.73-20.25 4250.559.49-8.71 500.5510.8-13.80 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù) 實(shí)驗(yàn)結(jié)果 弱鹽敏 弱鹽敏 中等偏弱 9-26000 15-2 28-2 600

47、0 8000 1.2.51.2.5 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(zhǎng)6平均井深1390m1430m，估算本區(qū)長(zhǎng)6原始地層壓力在9.7mpa10.0mpa，平均 9.8mp左右。 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(dòng)類型為彈性水 23 壓驅(qū)動(dòng)。 長(zhǎng)6為典型的巖性油藏，物性相對(duì)較好，屬于低滲油藏，油藏完全

48、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(zhǎng) 6 油藏主要受巖性控制，為典型的巖性油藏，天然驅(qū)動(dòng)類型以彈性溶解氣驅(qū)為 主。 1.31.3 儲(chǔ)量計(jì)算及評(píng)價(jià)儲(chǔ)量計(jì)算及評(píng)價(jià) 1.3.11.3.1 儲(chǔ)量計(jì)算儲(chǔ)量計(jì)算 1.計(jì)算方法 采取以油藏為單元，使用容積法進(jìn)行計(jì)算的方法，其公式為： n=100ah(1-swi)o/boi 式中： n-原油地質(zhì)儲(chǔ)量，104t； a-含油面積，km2； h-油層平均有效厚度，m；

49、-平均有效孔隙度，%； swi-平均原始含水飽和度，%； 24 o-平均地面原油密度，t/m3； boi-平均地層原油體積系數(shù)。 2.儲(chǔ)量參數(shù)的確定 (1)含油面積： xx 地區(qū)楊 57-33 井區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng) 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(chǔ)層物性的 變化，砂體向兩側(cè)由主砂帶漸變?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(shí)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

50、油、油層厚度與砂層厚度關(guān)系的統(tǒng)計(jì)規(guī)律，2m 油層可試出工 業(yè) 油流，油層厚度 2m 一般對(duì)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(zhǎng)組長(zhǎng) 61油藏面積 6.39km2 xx 地區(qū)楊 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

51、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?yàn)閹r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(gè)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 (2) 有效厚度： 有效厚度下限 由于本區(qū)資料較少，無(wú)法建立測(cè)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

52、性、含油性以及電性特征關(guān) 系的研究表明： a延長(zhǎng)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(jí)以上，而粉砂巖與泥 質(zhì)砂巖一般均不含油。因此，儲(chǔ)層有效厚度的巖性下限為細(xì)砂巖級(jí)。 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(zhǎng)組、延安組儲(chǔ)層含油在油 斑級(jí)以上，可獲得工業(yè)油流。儲(chǔ)層有效厚度含油級(jí)下限確定為油斑。 c.物性下限值 利用經(jīng)驗(yàn)統(tǒng)計(jì)法作孔、滲直方圖和孔滲關(guān)系圖，得出長(zhǎng) 6 儲(chǔ)層滲 透率下限值 0.1010-3m2，孔隙度下限值為 8%，延 9 儲(chǔ)層滲透率下限值 310- 3m2,孔隙度下限值為 13%。 d.有效厚度測(cè)井下限標(biāo)準(zhǔn) 延長(zhǎng)組長(zhǎng) 6 使用單層試油資料，進(jìn)行各種測(cè)井參數(shù)交會(huì)，獲得

53、測(cè)井參數(shù)限值標(biāo) 準(zhǔn)為：深感應(yīng)電阻率 rt8m，聲波時(shí)差t217s/m。延安組延 9 使用單層試油 資料，進(jìn)行各種測(cè)井參數(shù)交會(huì)，獲得測(cè)井參數(shù)限值標(biāo)準(zhǔn)為：深感應(yīng)電阻率 rt10m，聲波時(shí)差t235s/m。 26 表表 1-231-23 測(cè)井參數(shù)測(cè)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) k sort t 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(jí)以上 3134910235 長(zhǎng) 6細(xì)砂巖以上 油斑級(jí)以上 0.108538 217 四性關(guān)系研 究，制作有 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(shí)以儲(chǔ)層物性及測(cè)井參數(shù)下

54、限為主，并參考地質(zhì)錄井、化驗(yàn)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(cè)井曲線特征點(diǎn)，如聲波 時(shí)差曲線的變化拐點(diǎn)，參考視電阻率曲線的變化情況，自然電位的半幅點(diǎn)及微電極差 異變化等綜合考慮進(jìn)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(shí)差曲線上有明顯的低值反映，電阻率曲線值相對(duì)較高。泥質(zhì)夾 層則依據(jù)自然電位曲線明顯回返、對(duì)應(yīng)的自然伽馬相對(duì)高值和微電極差異幅度明顯變 差或無(wú)差異等特征予以扣除。根據(jù)本區(qū)測(cè)井曲線的縱向分辨能力和解釋精度及壓裂工 藝的實(shí)際情況，有效厚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

55、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(zhǎng)組長(zhǎng) 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(zhǎng) 6延 9 井點(diǎn)算術(shù)平均（m）108 11.6 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(zhǎng)組長(zhǎng) 6 油藏采用一口井 35 塊樣品巖心分析孔隙度 13.14%，扣 除 0.4%轉(zhuǎn)換到地層條件下 12.7%參

56、加儲(chǔ)量計(jì)算，延安組延 9 油藏 16.2%。 (4) 原始含油飽和度：借用與計(jì)算儲(chǔ)量油藏比較近，沉積相、油藏類型、儲(chǔ)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(zhǎng)組長(zhǎng) 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(zhǎng)組長(zhǎng)延長(zhǎng)組長(zhǎng) 6 6 原始含油飽和度被借用油藏儲(chǔ)層、流體特征表原始含油飽和度被借用油藏儲(chǔ)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(zhǎng) 6 10.11.7013.019

57、702.261.2060.86253.0 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(chǔ)層、流體特征表原始含油飽和度被借用油藏儲(chǔ)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 96.960.4177.31.160.858 60 盤古梁新 56延 99.03112.416.610.11.0670.869 60 盤古梁塞 247延 99341.216.911.911.0240.864 60 (5) 地面原油密度：根據(jù)地面原油

58、密度分析算術(shù)平均值求取，楊 57-33 井區(qū)延長(zhǎng) 組長(zhǎng) 6 油藏、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(zhǎng)組長(zhǎng) 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(zhǎng)組長(zhǎng) 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(zhǎng)組長(zhǎng)延長(zhǎng)組長(zhǎng) 6 6、延安組延、延安組延

59、9 9 采收率被借用油藏儲(chǔ)層、流體特征表采收率被借用油藏儲(chǔ)層、流體特征表 區(qū)塊分類 層 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(zhǎng) 610.11.7013.053.019702.091.2010.86223.0 盤古梁 擴(kuò)邊天 160長(zhǎng) 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.

60、0017.660.012780.87025.0 新塊新 52延 912.0188.3016.260.012860.87125.0盤古梁 新塊盤 33-21 延 97.632.7916.260.0850 5.471.067 0.86725.0 3 計(jì)算結(jié)果 根據(jù)以上參數(shù)選取，采用容積法計(jì)算，計(jì)算結(jié)果見表 128： 表表 1-281-28 儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果表儲(chǔ)量計(jì)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(chǔ)量 (104t) 石油可 采儲(chǔ)量 (104t) 長(zhǎng) 68.8912.7500.8571.