【正文】 三四下古生界奧陶系寒武系 灰、 淺灰色灰?guī)r，白云質(zhì)灰?guī)r， 鮞 狀灰?guī)r，泥灰?guī)r，白云巖地 層巖 性 厚度 接觸關(guān)系 灰、 灰白、灰褐色，含礫砂巖，泥質(zhì) 砂 巖，灰質(zhì)砂巖，泥質(zhì)粉、細(xì)砂巖，夾灰、淺灰、灰綠、紫、紫紅色泥巖、砂 質(zhì) 泥巖80 10 0不整合接觸新生界上第三系館陶組館下段 7 小層對(duì)比 1) 小層劃分與對(duì)比原則 2) 小層對(duì)比標(biāo)志（增加標(biāo)志層、標(biāo)準(zhǔn)層測(cè)井曲線） 3) 小層劃分（韻律層細(xì)分）方法 4) 小層劃分對(duì)比結(jié)果 油田區(qū)塊小層及韻律層細(xì)分結(jié)果表 砂層組 現(xiàn) 小層劃分 結(jié)果 原 小層劃分 結(jié)果 附縱、橫向主干對(duì)比剖面圖等。 油田區(qū)塊斷層要素表 斷層名稱(chēng) 斷層類(lèi)型 級(jí)別 穿過(guò)層位 走向 傾向 傾角 延伸長(zhǎng)度（ m） 斷距（ m） 鉆遇井點(diǎn) 封堵性 8 油田或區(qū)塊主要斷層斷面圖 構(gòu)造形態(tài) 闡述層系內(nèi)主力砂層頂面構(gòu)造類(lèi)型、構(gòu)造方向、地層傾角、構(gòu)造高點(diǎn)等特征。 儲(chǔ)層 巖石學(xué)特征 闡述儲(chǔ) 層巖石類(lèi)型、礦物成分、膠結(jié)物及含量，膠結(jié)類(lèi)型、成分和結(jié)構(gòu)成熟度、粒度中值等內(nèi)容。 在相分析過(guò)程中，采用由點(diǎn)、線、至面，由一維至二維開(kāi)展沉積相分析，最基礎(chǔ)的研究工作是單井相分析，它綜合應(yīng)用了巖性、巖相、古生物、沉積地球化學(xué)特征以及電性特征等劃分相、亞相和微相。 1 2 3 4 50 .0 10 .0 50 .10 .51251020304050607080909598999 9. 59 9. 99 9. 959 9. 99 油田儲(chǔ)層粒度概率累積曲線圖 10 油田儲(chǔ)層 CM圖 油田區(qū)塊井巖 芯 照片 圖形要求： 1) 不同的沉積相帶要用明顯的標(biāo)識(shí)區(qū)分開(kāi)來(lái)； 2) 各沉積相帶的圖例依據(jù)《石油天然氣地質(zhì)編圖規(guī)范及樣式》中要求； 3) 平面上要依據(jù)沉積環(huán)境，在沒(méi)有后期剝蝕存在的情況下沉積亞相、微相不能有跨越 ； 4) 井上需標(biāo)注 SP、 GR測(cè)井曲線 。 附各主力砂體沉積微相平面展布圖。 儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu) 應(yīng)用取 芯 井的壓汞、薄片分析、粘土礦物179。 油田儲(chǔ)層粘土礦物分析表 樣品號(hào) 井深 m 層位 巖性 粘土礦物相對(duì)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 伊 /蒙間層比 13 油田區(qū)塊井毛管壓力曲線 油田區(qū)塊井滲透率貢獻(xiàn)值、累計(jì)貢獻(xiàn)值分布圖 14 成巖作用 在對(duì)沉積相和微相研究基礎(chǔ) 上，利用取 芯 井的各種分析測(cè)試資料，結(jié)合巖石學(xué)特征、儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)分析，對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行成巖作用類(lèi)型及其對(duì)儲(chǔ)集物性的影響、成巖階段劃分等研究，并對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行有效性評(píng)價(jià)研究。 附泥質(zhì)含量、孔隙度、滲透率、飽和度測(cè)井解釋與取 芯 分析對(duì)比圖，典型單井主力層測(cè)井綜合解釋成果表。 附泥質(zhì)含量、粒度中值、孔隙度、滲透率等值圖。 附參數(shù)統(tǒng) 計(jì)表、夾層等厚圖。有條件的在單井地應(yīng)力計(jì)算的基礎(chǔ)上進(jìn)行地應(yīng)力場(chǎng)模擬，對(duì)現(xiàn)今地應(yīng)力分布規(guī)律進(jìn)行描述。 油田儲(chǔ)層五敏試驗(yàn)結(jié)果匯總表 項(xiàng)目 層位 井號(hào) 依據(jù) 結(jié)論 水敏 速敏 酸敏 堿敏 鹽敏 水敏曲線 堿敏曲線0204060801001206 7 8 9 10 11 12 13 14PH值滲透率比值 堿敏曲線 滲透率比值 PH值 18 油藏 油氣水分布 分?jǐn)鄩K、分小層分析油氣水等流體的分布特點(diǎn)，包括油氣界面、油 水界面、油氣水分布的控制因素。 附原油物性統(tǒng)計(jì)表、粘溫曲線、原油粘度平面分布圖 區(qū)塊沙三段粘度隨溫度變化曲線 油田儲(chǔ)層原油性質(zhì)統(tǒng)計(jì)表 井號(hào) 層位 井段 原油密度g/cm3 粘度 含硫 % 凝固點(diǎn) 0C 備注 2) 地層原油高壓物性 即地層原油的 PVT 性質(zhì)、流變性等特性。 s 104179。 附 PVT 資料、有關(guān)參數(shù)統(tǒng)計(jì)表。 （ 1） 最主要因素構(gòu)成基本類(lèi)型名稱(chēng)； （ 2） 較主要因素冠在基本名稱(chēng)之前構(gòu)成大類(lèi)名稱(chēng)； （ 3） 其次的因素冠在大類(lèi)名稱(chēng)之前構(gòu)成亞類(lèi)名稱(chēng)。 φ 179。 2) 含油面積 各小層含油面積一般以頂面構(gòu)造圖上采用含油邊界線結(jié)合斷層進(jìn)行圈定。 投入開(kāi)發(fā)后的水淹層不參與原始地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算。 根據(jù)以上標(biāo)準(zhǔn)對(duì)全區(qū)井的有效厚度進(jìn)行劃分。 油田區(qū)塊上報(bào)儲(chǔ)量與本次研究?jī)?chǔ)量對(duì)比表 計(jì)算時(shí)間 （年、月） 計(jì)算 類(lèi)別 計(jì)算 單位 砂層組 小層 油砂體 面積 km2 有效厚度 m 單儲(chǔ)系數(shù) 104t/k 儲(chǔ)量 104t 采收率 % 可采儲(chǔ)量 104t 上報(bào) 上次計(jì)算 本次計(jì)算 差值 與上報(bào) 與計(jì)算 附儲(chǔ)量對(duì)比柱狀圖 儲(chǔ)量評(píng)價(jià) 根據(jù)儲(chǔ)量豐度、規(guī)模，綜合分類(lèi)評(píng)價(jià)含油小層、油砂體。 104t, 面積 ） 二類(lèi)（參考值） （儲(chǔ)量 20～ 50179。 25 3. 開(kāi)發(fā)歷程及現(xiàn)狀 開(kāi)發(fā)歷程 開(kāi)發(fā)階段劃分基礎(chǔ)上，敘述每個(gè)階段末油水井總井?dāng)?shù)、開(kāi)井?dāng)?shù)、日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、單井日產(chǎn)油、含水、動(dòng)液面、采油速度、階段產(chǎn)油、階段產(chǎn)水、累產(chǎn)油、累產(chǎn)水、含水上升率的變化、日注水量、累注水量、月度及累注采比、儲(chǔ)量動(dòng)用狀況、注采井?dāng)?shù)比、 地層壓力、地層總壓降 等主要開(kāi)發(fā)生產(chǎn)指標(biāo)。 稠油油藏的開(kāi)發(fā)歷史一般劃分為冷采階段、注蒸汽吞吐階段、蒸汽驅(qū)階段等。 油田區(qū)塊開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀表 油田或區(qū)塊 開(kāi)發(fā)層系 總油井?dāng)?shù) 口 開(kāi)油井?dāng)?shù) 口 水井總 數(shù) 口 開(kāi)水井 數(shù) 口 日 液 水 平 t/d 日 液 能 力 t/d 日 油 水 平 t/d 日 油 能 力 t/d 日注能力 m3 綜合含水 % 平均動(dòng)液面 m 累積產(chǎn)油量t 累積產(chǎn)水量m3 累積注水量m3 采出程度 % 采油速度 % 月注采比 地層總壓降MPa 地下虧空m3 合計(jì) 開(kāi)采特征 產(chǎn)液、產(chǎn)油能力分析 附開(kāi)采現(xiàn)狀圖、典型單井生產(chǎn)狀況表 27 區(qū)塊或油田開(kāi)采現(xiàn)狀圖 區(qū)塊典型單井生產(chǎn)狀況表 井號(hào) 投產(chǎn)時(shí)間 初產(chǎn) 目前現(xiàn)狀（時(shí)間） 累油 累水 備注 層位 工作制度 泵深 日 產(chǎn)液 日 產(chǎn)油 含水 層位 工作制度 泵深 日 產(chǎn)液 日 產(chǎn)油 含水 動(dòng)液面 年月 m t/d t/d % m t/d t/d % m 104t 104m3 產(chǎn)液能力 從以下 4 個(gè)方面對(duì)產(chǎn)液能力進(jìn)行分析： 1) 統(tǒng)計(jì)油井投產(chǎn)初期和目前（或末期）產(chǎn)液情況 ； 2) 分別對(duì)油井投產(chǎn)初期和目前日產(chǎn)液分區(qū)塊、層系進(jìn)行評(píng)價(jià)； 3) 結(jié)合構(gòu)造、儲(chǔ)層物性評(píng)價(jià)日產(chǎn)液在平面上和縱 向上的分布規(guī)律； 4) 利用綜合開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)計(jì)算平均單井日產(chǎn)液，做平均單井日產(chǎn)液與時(shí)間、含水關(guān)系曲線，分析其變化規(guī)律及影響因素。[(1+nD0t)n1/n1] Np=Qn/D0（ 1n）179。 lg（ Q0/Q） Npma179。所有這些方法的應(yīng)用都是建立在各類(lèi)遞減類(lèi)型的基本公式上，從公式的數(shù)學(xué)性質(zhì)出發(fā)的。 C 無(wú)因次采液采油指數(shù) 統(tǒng)計(jì)每口井每個(gè)層系的產(chǎn)能資料、每米采油指數(shù)，將相滲曲線所做的無(wú)因次采油指數(shù)與含水關(guān)系曲線，作為能否提液、確定提液時(shí)機(jī)的依據(jù) 。 區(qū)塊含水隨采出程度變化曲線 6) 做含水與采出程度理論與實(shí)際對(duì)比曲線，分析實(shí)際曲線與理論曲線的差異及影響因素。 相對(duì)滲透率曲線 34 4. 開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià) 儲(chǔ)量動(dòng)用狀況 主要分析儲(chǔ)量控制程度、儲(chǔ)量動(dòng)用程度 ， 水驅(qū)控制及動(dòng)用程度，單井控制剩余儲(chǔ)量等，評(píng)價(jià)儲(chǔ)量動(dòng)用狀況，分析儲(chǔ)量失控的原因及過(guò)程。 水驅(qū)控制儲(chǔ)量 =水驅(qū)儲(chǔ)量控。 目前井網(wǎng)未控制儲(chǔ)量、已采過(guò)有潛力、已采過(guò)無(wú)潛力、未動(dòng)用儲(chǔ)量。 區(qū)塊不同含水階段含水上升狀況表 含水階段 % 階段采出程度 % 可采儲(chǔ)量采出程度 % 含水上升率 % 稠油原油流變性、滲流特征 1) 原油粘溫關(guān)系、流變性 附原油粘度與溫度和含水的變化關(guān)系曲線。 產(chǎn)能評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn) 按比采油指數(shù)評(píng)價(jià)： 特低產(chǎn)能 比采油指數(shù) () 低等產(chǎn)能 ≤ 比采油指數(shù) 1 中等產(chǎn)能 1≤ 比采油指數(shù) 高等產(chǎn)能 比采油指 數(shù) ≥ 按千米井深穩(wěn)定產(chǎn)量評(píng)價(jià)： 特低產(chǎn)能 千米井深產(chǎn)量 () 低等產(chǎn)能 ≤ 千米井深產(chǎn)量 5 中等產(chǎn)能 5≤ 千米井深產(chǎn)量 15 高等產(chǎn)能 千米井深產(chǎn)量 ≥ 15 含水上升規(guī)律 1) 統(tǒng)計(jì)采油井無(wú)水采油期的采油情況，分析不同時(shí)間投產(chǎn)的無(wú)水采油井所占比例、無(wú)水采油期、投產(chǎn)初期日產(chǎn)油量、無(wú)水采油量 的變化規(guī)律，判斷油層水淹狀況； 區(qū)塊無(wú)水期生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)表 投產(chǎn)時(shí)間 無(wú)水期采油井?dāng)?shù) 口 占投產(chǎn)井?dāng)?shù)比例 % 初期日產(chǎn)油 t/d 無(wú)水期累積采油量 t 2) 分別對(duì)油井投產(chǎn)初期和目前含水進(jìn)行分類(lèi)評(píng)價(jià)； 3) 結(jié)合構(gòu)造、儲(chǔ)層物性對(duì)含水進(jìn)行平面上和縱向上分布特點(diǎn)評(píng)價(jià)； 4) 繪制綜合含水與時(shí)間關(guān)系曲線，分 析其變化規(guī)律及影響因素。 蒸汽吞吐 (蒸汽驅(qū) )不同周期效果對(duì)比表 區(qū)塊 周期序 號(hào) 注汽量 t 生產(chǎn)時(shí) 間 d 產(chǎn)油量 t/d 每米油層采油量t/ 平均日產(chǎn)油量 t/d 油汽比 2) 熱采產(chǎn)能評(píng)價(jià)。 lgQ0 （當(dāng) Q=1時(shí)） D Np—— 遞減階段的累積產(chǎn)量 ； Q—— 產(chǎn)量 ； Q0—— 初始產(chǎn)量 ； D0—— 初始遞減率 ； t—— 時(shí)間 ； n—— 遞減指數(shù) 。=Q0/D0(1n) D 調(diào)和遞減 n=1 D﹤ D0 Q=Q0(1+D0t） 1 Np=Q/Q0179。 遞減曲線類(lèi)型 遞減類(lèi)型 基本特征 基本關(guān) 系 最大累積量 瞬時(shí)遞減率 t—— Q t—— N Q—— Np 指數(shù)遞減 n=0 D=D0 Q=Q0eD0t Np=Q0/D0(1eD0t) Np=Q0Q/D0 Npma179。 油田（區(qū)塊）綜合開(kāi)發(fā)曲線 26 曲線要求： 縱坐標(biāo)：開(kāi)油井?dāng)?shù)、開(kāi)水井?dāng)?shù)、日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、單井日產(chǎn)油能力、綜合含水、動(dòng)液面、日注水平、注采比、年累油量（核實(shí)）、采出程度。 開(kāi)發(fā)階段劃分方法一：按油田（斷塊）日產(chǎn)油量分主要開(kāi)發(fā)階段可劃分為產(chǎn)量上升階段、穩(wěn)產(chǎn)階段、產(chǎn)量遞減階段三個(gè)大的階段，加上 前面的試采階段共四個(gè)階段；每個(gè)開(kāi)發(fā)階段可根據(jù)產(chǎn)量變化和主要開(kāi)發(fā)措施劃分為若干個(gè)開(kāi)發(fā)亞段。 104t, 面積 ） 總計(jì) 綜合闡述地層、油藏構(gòu)造、儲(chǔ)層、流體、沉積相模型，提供三維模型數(shù)據(jù)體。 附含油砂體綜合評(píng)價(jià)表 。 儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果及分析 采用容積法計(jì)算石油或天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量，分?jǐn)鄩K、小層、油砂體進(jìn)行儲(chǔ)量計(jì)算。 灰質(zhì)夾層：微梯度極大值 ≥主體部分微電位的平均值， 米電位和自然電位曲線上有相應(yīng)顯示。 附含油面積圖。 ρ o／ Boi 式中： N：石油地質(zhì)儲(chǔ)量， 104t； A: 含油面積， km2；