【正文】 注完鉆深度；3) 標(biāo)明射孔井段和試油(氣)成果，右上方標(biāo)明剖面方向；4) 剖面上自左向右井的順序按西東向、南北向順序排列。油田儲(chǔ)層地層水性質(zhì)統(tǒng)計(jì)表井號(hào)層位井段K++Na+mg/LMg2+mg/LCa2+mg/LHCO3mg/LClmg/LSO4mg/L總礦化度mg/L水型備注1) 確定原始地層壓力、壓力系數(shù)、飽和壓力、地飽壓差等參數(shù)，分析壓力異常情況；2) 確定油藏溫度、地溫梯度等參數(shù)，分析溫度異常情況；3) 油藏天然能量與驅(qū)動(dòng)類型；4) 確定邊水、底水、氣頂能量，評(píng)價(jià)邊水、底水、氣頂?shù)幕钴S程度；5) 確定溶解氣、彈性、重力驅(qū)動(dòng)能量。一般縱向上以小層為基本單元，平面上分油砂體劃分計(jì)算單元。頂?shù)诐u變層：微電位回返到主體微梯度平均值；漸變部分幅度差≤主體幅度差1/2；在 。 油氣田儲(chǔ)量規(guī)模等級(jí)劃分表 等級(jí)項(xiàng)目特大大中小超小油田108t＞10＞1～10＞～1～＜?xì)馓?08m3＞1000＞300～1000＞50～30050～5＜5儲(chǔ)量豐度等級(jí)劃分表 等級(jí)項(xiàng)目特高高中低特低油田 104t/km2＞500＞300～500＞100～30050～100＜50氣田108m3/km2＞30＞10～30＞4～102～4＜2油田儲(chǔ)層儲(chǔ)量評(píng)價(jià)表 儲(chǔ)量分類儲(chǔ)量級(jí)別砂體（個(gè)）地質(zhì)儲(chǔ)量104t百分比% 一類（參考值） （儲(chǔ)量50104t, 面積）　二類（參考值） （儲(chǔ)量20～50104t, ～）三類（參考值） （儲(chǔ)量20104t, 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。油田（區(qū)塊）綜合開(kāi)發(fā)曲線曲線要求：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。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)。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%、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。主要從井網(wǎng)方式、井網(wǎng)現(xiàn)狀以及層系劃分的合理性來(lái)評(píng)價(jià)目前井網(wǎng)的適應(yīng)性。這個(gè)單井新增可采儲(chǔ)量稱為經(jīng)濟(jì)合理產(chǎn)量或經(jīng)濟(jì)合理可采儲(chǔ)量，根據(jù)這一思路可得出合理井網(wǎng)密度計(jì)算公式。Ev式中：R－－采出程度，；ED－－微觀驅(qū)油效率，； Ev－－波及系數(shù)，； Sw－－平均含水飽和度，%； Swi－－平均束縛水飽和度，%；fw－－含水率，f；ke：有效滲透率， 103μm2；μo：地層原油粘度。注水利用率=階段采油量/階段注水量式中：Qo—階段采油量，104t；Qi—階段注水量，104m3。10％以內(nèi)）的；三類是油井平均生產(chǎn)壓差逐年減小的。油田區(qū)塊地層壓力與最終采收率關(guān)系表黑油模型（油田區(qū)塊不同含水情況下每米采油指數(shù)與地飽壓差關(guān)系數(shù)據(jù)表地層壓力（105Pa）**************地層壓力每降 10105帕采油指數(shù)下降值地層壓力每下降10105帕采油指數(shù)下降% 地飽壓差（105 Pa） 含水（%）**************注：流壓**105帕油田區(qū)塊不同含水情況下每米采油指數(shù)與流飽壓差關(guān)系數(shù)據(jù)表綜上所述，根據(jù)調(diào)整區(qū)塊的油藏特點(diǎn)決定地層壓力與飽和壓力的關(guān)系。附累積虧空與總壓降關(guān)系曲線、不同驅(qū)動(dòng)類型油藏彈性產(chǎn)率分類表。采收率：3) 蒸汽驅(qū)油試驗(yàn)與油藏工程方法由蒸汽驅(qū)油試驗(yàn)確定驅(qū)油效率，由油藏工程方法計(jì)算波及體積，確定理論采收率。Arps將產(chǎn)量遞減劃分為指數(shù)遞減、雙曲遞減和調(diào)和遞減三種類型。眾所周知，油藏采收率等于驅(qū)油效率與波及體積系數(shù)的乘積，即ER=EDs；μs——注入蒸汽溫度Ts 下的蒸汽粘度，mPas；Soi——油層含油飽和度，小數(shù)； Vk——滲透率變異小數(shù)，小數(shù)； hr——純總厚度比，小數(shù)； D——油藏埋深，m。④研究描述精度：根據(jù)研究及挖潛需要，平面上剩余油可以定量描述到井點(diǎn)，縱向上可以定量描述到韻律段。油藏工程計(jì)算方法：選用水驅(qū)特征曲線法、飽滲曲線法、無(wú)因次注入、采出曲線法、物質(zhì)平衡法、水線推進(jìn)速度法等五種方法。具體要求如下：1) 儲(chǔ)量擬合以本次復(fù)算儲(chǔ)量為準(zhǔn)。若無(wú)法作出全油藏的油層壓力曲線，也無(wú)完整的單井油層壓力曲線，則應(yīng)對(duì)單井測(cè)壓點(diǎn)進(jìn)行擬合。 應(yīng)用產(chǎn)液剖面監(jiān)測(cè)資料分析，各個(gè)小層的出液及含水情況，綜合分析層間、層內(nèi)目前剩余油的分布富集規(guī)律。儲(chǔ)量動(dòng)用問(wèn)題及潛力1) 未動(dòng)用的井區(qū)或部位情況；2) 動(dòng)用程度較差的井區(qū)或部位情況。按擬定的開(kāi)發(fā)層系分析統(tǒng)計(jì)各個(gè)小層的物質(zhì)基礎(chǔ)（小層個(gè)數(shù)、含油面積、有效厚度、地質(zhì)儲(chǔ)量等），一套開(kāi)發(fā)層系主力小層個(gè)數(shù)一般不多。6. 目前開(kāi)發(fā)中存在的主要問(wèn)題及提高采收率技術(shù)對(duì)策從以下4個(gè)方面進(jìn)行闡述 層系矛盾1) 開(kāi)發(fā)層系內(nèi)小層非均質(zhì)性分析；2) 合注、合采井開(kāi)發(fā)效果分析；3) 根據(jù)層系劃分標(biāo)準(zhǔn)分析層系不合理性及細(xì)分層系潛力。 應(yīng)用C/O、PND、硼中子等飽和度測(cè)井解釋及采取措施的生產(chǎn)效果，綜合分析層間、層內(nèi)剩余油富集情況，并對(duì)應(yīng)著井段，結(jié)合儲(chǔ)層沉積、發(fā)育情況研究分析剩余油分布富集規(guī)律，對(duì)同一口井在不同時(shí)期剩余油飽和度及吸水剖面監(jiān)測(cè)結(jié)果以及在監(jiān)測(cè)井在平面上的分布情況，可以做剩余油的時(shí)間推移剖面，進(jìn)一步論證剩余油飽和度的變化及目前剩余油的分布富集規(guī)律。要求各斷塊和開(kāi)發(fā)單元的總體壓力曲線的擬合結(jié)果達(dá)到基本一致，誤差不大于177。地質(zhì)模型的網(wǎng)格一般選用5050的網(wǎng)格，針對(duì)具體區(qū)塊可對(duì)步長(zhǎng)作相應(yīng)調(diào)整。通過(guò)測(cè)井二次解釋評(píng)價(jià)對(duì)分層儲(chǔ)層平面、層間、層內(nèi)非均質(zhì)性進(jìn)行重新描述，由于儲(chǔ)層物性變化導(dǎo)致的平面的低滲帶、層間的低滲層和薄層、厚油層層內(nèi)正韻律油層頂部、反韻律層內(nèi)相對(duì)低滲韻律段等是剩余油的主要富集區(qū)，是重要的挖潛方向之一。②研究?jī)?nèi)容：小層水淹狀況及剩余油分布規(guī)律、平面水淹狀況及剩余油分布規(guī)律、 層內(nèi)水淹狀況及剩余油分布規(guī)律。l 注采特征曲線法lgZs=A+BNp蒸汽吞吐： ER=1N(TsTi){eerfctp tD+2tDπ1} tD=4Ke2(PC)R+Fh2?ae4) 稠油注蒸汽開(kāi)發(fā)可采儲(chǔ)量預(yù)測(cè)方法稠油注蒸汽開(kāi)發(fā)可采儲(chǔ)量預(yù)測(cè)方法主要包括實(shí)驗(yàn)分析法、油汽比曲線法、產(chǎn)量遞增率法、水驅(qū)特征曲線法和經(jīng)驗(yàn)法等5種方法。3) 遞減法計(jì)算可采儲(chǔ)量當(dāng)油田開(kāi)發(fā)進(jìn)入遞減期之后，產(chǎn)量遞減法是預(yù)測(cè)油田可采儲(chǔ)量的重要方法之一，也是西方國(guó)家較為常用的預(yù)測(cè)方法。驅(qū)油效率：公式中：η －驅(qū)油效率，%；Boi －原油體積系數(shù)；Boa －注水后原油體積系數(shù)；Sw － 達(dá)到極限含水時(shí)的含水飽和度；Swc－ 束縛水飽和度。油田區(qū)塊層（砂體）月度壓力與注采比關(guān)系曲線3）彈性產(chǎn)率評(píng)價(jià)根據(jù)開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)繪制油藏累積虧空與總壓降關(guān)系曲線，通過(guò)坐標(biāo)原點(diǎn)作曲線的切線，其曲線斜率即為彈性產(chǎn)率。壓力水平低，要生產(chǎn)同樣的油量需要更大的生產(chǎn)壓差。孤島油田油稠，原始含氣量低，不利因素占主導(dǎo)地位，致使驅(qū)油效率下降，最終采收率下降。2）地層能量保持水平分類按照石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，將能量保持水平分為下列三類：一類：地層壓力保持在原始地層壓力水平的85％以上，高于飽和壓力，能滿足油井放大生產(chǎn)壓差需要的；二類：地層壓力保持在飽和壓力附近，但沒(méi)有放大生產(chǎn)壓差潛力的；三類：地層壓力低于飽和壓力的。而礦場(chǎng)中水驅(qū)指數(shù)多用開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)用方法一計(jì)算得出存水率的計(jì)算方法常用以下兩種：方法一：（累積注入量累積產(chǎn)水量）100%/累積注水量方法二：1含水/(注采比(含水+體積系數(shù)(1含水))) 而含水=1/(1+Uw/UoKro(Sw)/Krw(Sw))理論存水率用相滲資料，用方法二求得一定階段注采比下不同含水下的存水率變化情況。井網(wǎng)完善程度（兩向以上注采對(duì)應(yīng)的完善井組占總井組的百分?jǐn)?shù)）、油水井?dāng)?shù)比、注采對(duì)應(yīng)狀況等。塊采收率與井網(wǎng)密度關(guān)系曲線經(jīng)濟(jì)井網(wǎng)密度：式中： V——單位面積儲(chǔ)量 104t/Km2 ； Np——單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量 t； M——單井基本建設(shè)總投資； C——單井年經(jīng)營(yíng)費(fèi) 元； L——油價(jià)（參考值350、80）美元/桶； t——投資回收期 年，（參考值6）； i——貼現(xiàn)率，分?jǐn)?shù)，（）。水驅(qū)控制儲(chǔ)量=水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度開(kāi)發(fā)層系地質(zhì)儲(chǔ)量水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度=平面水驅(qū)控制程度（流線圖法）縱向水驅(qū)控制程度（厚度注采對(duì)應(yīng)率）；水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量=水驅(qū)動(dòng)用程度開(kāi)發(fā)層系地質(zhì)儲(chǔ)量，其中：水驅(qū)動(dòng)用程度=平面水驅(qū)控制程度（流線圖法）縱向水驅(qū)控制程度（厚度注采對(duì)應(yīng)率） 縱向水驅(qū)動(dòng)用程度（吸水剖面所測(cè)吸水厚度百分?jǐn)?shù)）。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。所有這些方法的應(yīng)用都是建立在各類遞減類型的基本公式上，從公式的數(shù)學(xué)性質(zhì)出發(fā)的。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。小層評(píng)價(jià)原則主要考慮含油面積、有效厚度、儲(chǔ)量大小、鉆遇井?dāng)?shù)，共劃分3～5類，制定小層評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。依據(jù)夾層電性標(biāo)準(zhǔn)扣除夾層，如：泥質(zhì)夾層：微電位回返到主體幅度差2/3以上。確定含油面積圈定標(biāo)準(zhǔn)、有效厚度電性解釋標(biāo)準(zhǔn)，采用的解釋圖版，油（氣）飽和度、孔隙度取值依據(jù)及取值結(jié)果，單儲(chǔ)系數(shù)確定。s1041/MPa%3) 天然氣性質(zhì)主要描述天然氣組分、含量及相對(duì)密度。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滲透率比值PH值堿敏曲線分?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。附參數(shù)統(tǒng)計(jì)表、夾層等厚圖。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。油田區(qū)塊砂體厚度等值圖圖形要求：1) 等值線根據(jù)作圖范圍內(nèi)的最大、最小值范圍合理取值劃等值線；2) 斷層、特殊巖性體等按規(guī)范標(biāo)識(shí)；3) 作圖范圍內(nèi)井點(diǎn)較少時(shí)應(yīng)在井點(diǎn)左側(cè)標(biāo)識(shí)井點(diǎn)儲(chǔ)層厚度值；4) 做彩圖應(yīng)有色標(biāo)圖例；5) 圖名、圖例、比例尺清晰。附巖芯照片、概率累計(jì)曲線、CM圖、與工區(qū)有關(guān)的相模式圖。區(qū)塊小層頂面微構(gòu)造圖圖形要求：1) 等值線、深度標(biāo)識(shí)清晰，深度標(biāo)識(shí)依據(jù)等值線的疏密程度按每一根、每?jī)筛蛎课甯鶚?biāo)識(shí)一個(gè)；2) 圖中應(yīng)根據(jù)研究目的標(biāo)注構(gòu)造高點(diǎn)或低點(diǎn)；3) 構(gòu)造線的間距步長(zhǎng)應(yīng)小于５米（構(gòu)造傾角較陡處可以到10米）；4) 在圖中合適區(qū)域標(biāo)注比例尺、圖例（含油面積較小或井網(wǎng)密度大的需提供1：5000的圖件）；5) 必須進(jìn)行補(bǔ)心及井斜校正；6) 注明繪圖人、審核人等信息。附地層層序表、地層柱狀圖。油（氣）田（工區(qū)）地理位置圖圖形要求：1) 圖形范圍不能過(guò)大，但需涵蓋所描述工區(qū)所處的主要區(qū)域構(gòu)造、地理位置；2) 圖上需標(biāo)明主要道路、河流情況；3) 在適當(dāng)?shù)奈恢脴?biāo)注比例尺和圖例。老井措施井次（油井井次，水井井次），油井措施包括……，水井措施包括……。調(diào)整工作量及主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)新鉆井口（油井口，水井口），進(jìn)尺萬(wàn)米，其中水平井口，進(jìn)尺萬(wàn)米。附地理位置圖、工區(qū)構(gòu)造位置圖。油田區(qū)塊調(diào)整前動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)工作量計(jì)劃及實(shí)施情況表單元（區(qū)塊）層系監(jiān)測(cè)項(xiàng)目實(shí)施井?dāng)?shù)（口）實(shí)施情況備注2. 油藏地質(zhì)特征闡述油田鉆遇地層情況、地層間接觸關(guān)系、目的層埋深等。附各主力砂體頂、底面微構(gòu)造圖。1) 沉積微相類型在對(duì)取芯井進(jìn)行巖芯觀察的基礎(chǔ)上，通過(guò)對(duì)分析化驗(yàn)、粒度分析等資料進(jìn)行研究，對(duì)工區(qū)逐級(jí)劃相（到沉積微相），并分析各微相的巖性特征、測(cè)井曲線特征。附主力砂體等厚圖，凈總比圖（適用于稠油油藏）。一般采用比較成熟的軟件建立適合于工區(qū)的儲(chǔ)層泥質(zhì)含量、孔隙度、滲透率、飽和度解釋