【正文】 伊/蒙間層比油田區(qū)塊井毛管壓力曲線油田區(qū)塊井滲透率貢獻(xiàn)值、累計貢獻(xiàn)值分布圖在對沉積相和微相研究基礎(chǔ)上，利用取芯井的各種分析測試資料，結(jié)合巖石學(xué)特征、儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)分析，對儲層進(jìn)行成巖作用類型及其對儲集物性的影響、成巖階段劃分等研究，并對儲層進(jìn)行有效性評價研究。在單井相劃分的基礎(chǔ)上，根據(jù)地層對比成果結(jié)合沉積規(guī)律進(jìn)行剖面相、平面相研究。區(qū)塊油藏地質(zhì)綜合圖 油田（工區(qū)）取心數(shù)據(jù)表井號層位井段mm進(jìn)尺m心長m收獲率%油砂長m 前期研究成果及監(jiān)測資料錄取情況闡述本區(qū)塊調(diào)整前取資料井及研究項(xiàng)目名稱、時間、主要研究內(nèi)容、主要成果認(rèn)識及對生產(chǎn)的指導(dǎo)作用。封面格式：油田區(qū)塊（單元）油藏（細(xì)分層系、井網(wǎng)加密、井網(wǎng)完善、轉(zhuǎn)蒸汽吞吐、轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)等）開發(fā)調(diào)整方案（油藏工程部分） 勝利油田分公司采油廠（勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院）年 月扉頁格式：油田區(qū)塊（單元）油藏（細(xì)分層系、井網(wǎng)加密、井網(wǎng)完善、轉(zhuǎn)蒸汽吞吐、轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)等）開發(fā)調(diào)整方案（油藏工程部分）編寫人：參加人：初審人：審核人：批準(zhǔn)人：勝利油田分公司采油廠（勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院） 年 月方案審查紀(jì)要（根據(jù)方案審查意見修改完善后編寫如下內(nèi)容）年月日，由中石化油田部（或勝利油田分公司）組織，對方案進(jìn)行了審查。附油藏地質(zhì)綜合圖、取芯井統(tǒng)計表。油田儲層巖石礦物統(tǒng)計表層位樣品數(shù)石英(%)長石（%）巖屑（%）泥質(zhì)填隙物(%)巖性鉀長石斜長石合計巖漿巖變質(zhì)巖沉積巖云母類合計　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　合計　　　　　　　　　　　　闡述區(qū)域沉積背景、沉積相標(biāo)志（沉積亞相、微相劃分標(biāo)志）。附典型壓汞曲線、滲透率累計貢獻(xiàn)曲線、參數(shù)（平均孔喉半徑、孔喉最大半徑、排驅(qū)壓力、最大汞飽和度、最大非流動孔喉半徑、變異系數(shù)）統(tǒng)計表。2) 現(xiàn)今地應(yīng)力及壓裂裂縫分布規(guī)律通過井壁崩落法等方法進(jìn)行單井地應(yīng)力計算，主要確定現(xiàn)今最大主應(yīng)力方向。附PVT資料、有關(guān)參數(shù)統(tǒng)計表。根據(jù)以上標(biāo)準(zhǔn)對全區(qū)井的有效厚度進(jìn)行劃分。橫坐標(biāo)：時間油田區(qū)塊開發(fā)簡歷表主要包括目前的總油水井?dāng)?shù)、開油水井?dāng)?shù)、日液能力（水平）、日油能力（水平）、日注能力（水平）、平均單井日液能力、平均單井日油能力、平均單井日注能力、綜合含水、平均動液面、累積產(chǎn)油量、累積產(chǎn)水量、累積注水量、采出程度、采收率、采油速度、月注采比、累積注采比、地層壓力、地層總壓降、地下虧空等。區(qū)塊段粘度隨溫度變化曲線 區(qū)塊粘度隨含水率變化曲線2) 儲層原油滲流特征依據(jù)油水相滲曲線，描述油藏的潤濕性、驅(qū)油效率、波及系數(shù)、油水流度等滲流特征。根據(jù)勝利油區(qū)經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度公式分開發(fā)層系計算各斷塊經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度。為一無因次量，值越大，說明每注lm3水采出的油就越多，注水利用率就越高。S)變泡點(diǎn)模型（181。油田區(qū)塊累積虧空與總壓降關(guān)系曲線不同驅(qū)動類型油藏彈性產(chǎn)率分類表類型彈性產(chǎn)率104t/MPa標(biāo)準(zhǔn)天然能量充足＞10邊底水活躍＞10有一定邊底水能量（水體較?。┨烊荒芰坎蛔銖椥苑忾]彈性邊部有稠油1) 相滲曲線法計算理論采收率對本油田相對滲透率資料進(jìn)行篩選（區(qū)塊無相滲資料時可借用鄰近同類油藏相滲資料，相似參數(shù)：平均滲透率、流體粘度、潤濕性、含油飽和度、敏感性等），選取構(gòu)造較高部位主力純油層且曲線變化特征相近（去除那些特殊的或不合格的相滲曲線）的相滲資料進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化處理，求取油田平均相對滲透率曲線。根據(jù)選用的遞減階段數(shù)據(jù)，先判斷遞減類型，選取時間段，即可進(jìn)行技術(shù)可采儲量和經(jīng)濟(jì)可采儲量預(yù)測。s；Kro——注入蒸汽溫度Ts 下的相對滲透率，無量綱；Krs——蒸汽的相對滲透率，無量綱；Ah——加熱面積，m2；Asw——單井控制面積， m2（蒸汽吞吐階段用）；Awg——井組控制面積，m2（蒸汽驅(qū)階段用）；qs——注汽速度，m3/d；ti——有效注汽時間，d；h——油層厚度，m；φ——油層孔隙度，小數(shù)；Ti——原始油藏溫度，℃；Ts——注入蒸汽溫度，℃；Ht——注入蒸汽熱焓，KJ /kg；tD——無因次時間，無量綱；ae——地層熱擴(kuò)散系數(shù)，m2/d；(PC)R+F——巖石和油藏流體的熱熔，KJ/（m3⑤主要成果：累采累注圖、驅(qū)油效率圖、剩余油飽和度圖、剩余儲量豐度圖、含水分布圖、單井剖面圖、可動油飽和度圖、剩余可采儲量圖；分層水淹狀況統(tǒng)計表、單井分層剩余油指標(biāo)統(tǒng)計表、分層剩余油飽和度分級統(tǒng)計表、厚油層層內(nèi)水淹狀況統(tǒng)計表、分層不同相帶及不同構(gòu)造剩余油富集區(qū)統(tǒng)計表。2) 單井或分層采油指數(shù)和吸水指數(shù)擬合要對有數(shù)據(jù)的井層點(diǎn)進(jìn)行擬合，做到70％井層基本符合，同時要求生產(chǎn)壓差或注水壓差基本一致。（動態(tài)監(jiān)測分析附圖附表要求：分層剩余油飽和度統(tǒng)計表、產(chǎn)液剖面、吸水剖面、主力小層每米吸水強(qiáng)度、多井吸水剖面圖（有條件的做時間推移）、分層吸水狀況表、取芯井相關(guān)資料、飽和度測井曲線（C/O、PND等）、層間層內(nèi)剩余油飽和度分析表、主力小層的剩余油飽和度分布圖、多井剩余油飽和度剖面等）根據(jù)以上研究結(jié)果，應(yīng)用分小層的累采累注圖、驅(qū)油效率圖、剩余油飽和度圖、剩余儲量豐度圖、含水分布圖、單井剖面圖、可動油飽和度圖、剩余可采儲量圖；分層水淹狀況統(tǒng)計表、單井分層剩余油指標(biāo)統(tǒng)計表、分層剩余油飽和度分級統(tǒng)計表、厚油層層內(nèi)水淹狀況統(tǒng)計表、分層不同相帶及不同構(gòu)造剩余油富集區(qū)統(tǒng)計表等研究成果得出綜合結(jié)論，全方位、多指標(biāo)來描述剩余油分布，主要是：①層間分布：綜合研究描述層間差異和各小層剩余可采儲量情況；②平面分布：描述各小層平面的剩余油分布和不同區(qū)域（井組）剩余可采儲量情況。開發(fā)層系的劃分需要滿足以下條件：a) 作為一套層系，縱向具有疊合性，能形成井網(wǎng)和注采系統(tǒng)；b) 各層系具備獨(dú)立開發(fā)的物質(zhì)基礎(chǔ)，具有一定的可采儲量，原則上單井控制剩余可采儲量應(yīng)大于經(jīng)濟(jì)界限，以保證調(diào)整井具有經(jīng)濟(jì)效益。油田小層含油飽和度平面分布圖 油田綜合含水率平面分布圖油田小層剩余油豐度平面分布圖、檢查井監(jiān)測分析應(yīng)用近期新井（半年內(nèi)）其多功能測井及生產(chǎn)效果來研究分析剩余油分布及富集情況；應(yīng)用檢查井水淹綜合解釋結(jié)果、驅(qū)油效率等分析結(jié)果研究分析剩余油分布及富集情況。在三維地質(zhì)模型的建立基礎(chǔ)上，開展數(shù)值模擬的研究。①研究方法：主要有定量描述數(shù)值模擬方法，輔助的方法有：動態(tài)監(jiān)測方法（剩余油飽和度監(jiān)測方法、吸水剖面、產(chǎn)液剖面等）、密閉取芯分析方法；油藏工程方法（物質(zhì)平衡法、水驅(qū)特征曲線法和飽滲曲線法）等。(PC)R+F4Ke2式中：ER最終采收率，小數(shù)； K－空氣滲透率，μm2； μoi地層原油粘度，； n井網(wǎng)密度，口/km2。油田區(qū)塊層（砂體）壓力（壓降）分布等值圖油田區(qū)塊層（砂體）壓力（壓降）數(shù)據(jù)表序號井號分類層系橫坐標(biāo)縱坐標(biāo)壓力值（MPa）壓降值（MPa）備注2）地層壓力與月注采比關(guān)系評價通過統(tǒng)計區(qū)塊月度注采比和壓力資料，繪制月度地層壓力與月注采比曲線，反映保持不同壓力水平所需注采比。認(rèn)為地層壓力低于飽和壓力注水開發(fā)，最終采收率降低，這是因?yàn)榈陀陲柡蛪毫笤椭谐霈F(xiàn)氣泡對驅(qū)油有利，但脫氣使原油變稠又不利于驅(qū)油。水驅(qū)指數(shù)一般用以下兩種方法計算：方法一：（注水量采出水量）100%/采油量方法二：階段注采比+（階段注采比1）含水/（體積系數(shù)（1含水））理論水驅(qū)指數(shù)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水驅(qū)指數(shù)變化情況。最終采收率與生產(chǎn)井井網(wǎng)密度的關(guān)系如下：R＝（+）.e（(k/μoi)）式中：R最終采收率，f；n生產(chǎn)井井網(wǎng)密度，well/km2 ； K有效滲透率，μm2；Uoi地下原油粘度。區(qū)塊含水隨時間變化曲線5) 繪制含水與可采儲量采出程度關(guān)系曲線，分析其含水變化規(guī)律及含水上升率。開發(fā)階段劃分方法二：按開發(fā)技術(shù)階段措施劃分（推薦）根據(jù)調(diào)整區(qū)塊的開發(fā)技術(shù)措施，如加密、層系細(xì)分、三采等措施來劃分開發(fā)階段。投入開發(fā)后的水淹層不參與原始地質(zhì)儲量計算。smPa油田區(qū)塊井縱向各砂體滲透率大小分布圖3) 層內(nèi)非均質(zhì)分析層內(nèi)夾層分布、層內(nèi)縱向滲透率差異（變異系數(shù)、突進(jìn)系數(shù)和級差）反映儲層層內(nèi)非均質(zhì)性。附主力砂體等厚圖，凈總比圖（適用于稠油油藏）。附各主力砂體頂、底面微構(gòu)造圖。附地理位置圖、工區(qū)構(gòu)造位置圖。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……。附地層層序表、地層柱狀圖。附巖芯照片、概率累計曲線、CM圖、與工區(qū)有關(guān)的相模式圖。附泥質(zhì)含量、孔隙度、滲透率、飽和度測井解釋與取芯分析對比圖，典型單井主力層測井綜合解釋成果表。油田儲層五敏試驗(yàn)結(jié)果匯總表項(xiàng)目層位井號依據(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。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，單儲系數(shù)確定。小層評價原則主要考慮含油面積、有效厚度、儲量大小、鉆遇井?dāng)?shù)，共劃分3～5類，制定小層評價標(biāo)準(zhǔn)。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。水驅(qū)控制儲量=水驅(qū)儲量控制程度開發(fā)層系地質(zhì)儲量水驅(qū)儲量控制程度=平面水驅(qū)控制程度（流線圖法）縱向水驅(qū)控制程度（厚度注采對應(yīng)率）；水驅(qū)動用儲量=水驅(qū)動用程度開發(fā)層系地質(zhì)儲量，其中：水驅(qū)動用程度=平面水驅(qū)控制程度（流線圖法）縱向水驅(qū)控制程度（厚度注采對應(yīng)率） 縱向水驅(qū)動用程度（吸水剖面所測吸水厚度百分?jǐn)?shù)）。井網(wǎng)完善程度（兩向以上注采對應(yīng)的完善井組占總井組的百分?jǐn)?shù)）、油水井?dāng)?shù)比、注采對應(yīng)狀況等。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，但沒有放大生產(chǎn)壓差潛力的；三類：地層壓力低于飽和壓力的。壓力水平低，要生產(chǎn)同樣的油量需要更大的生產(chǎn)壓差。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)到極限含水時的含水飽和度；Swc－ 束縛水飽和度。4) 稠油注蒸汽開發(fā)可采儲量預(yù)測方法稠油注蒸汽開發(fā)可采儲量預(yù)測方法主要包括實(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。l 注采特征曲線法lgZs=A+BNp蒸汽吞吐： ER=1N通過測井二次解釋評價對分層儲層平面、層間、層內(nèi)非均質(zhì)性進(jìn)行重新描述，由于儲層物性變化導(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。要求各斷塊和開發(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。6. 目前開發(fā)中存在的主要問題及提高采收率技術(shù)對策從以下4個方面進(jìn)行闡述 層系矛盾1) 開發(fā)層系內(nèi)小層非均質(zhì)性分析；2) 合注、合采井開發(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。儲量動用問題及潛力1) 未動用的井區(qū)或部位情況；2) 動用程度較差的井區(qū)或部位情況。若無法作出全油藏的油層壓力曲線，也無完整的單井油層壓力曲線，則應(yīng)對單井測壓點(diǎn)進(jìn)行擬合。油藏工程計算方法：選用水驅(qū)特征曲線法、飽滲曲線法、無因次注入、采出曲線法、物質(zhì)平衡法、水線推進(jìn)速度法等五種方法。s；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。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=ED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，由油藏工程方法計算波及體積，確定理論采收率。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）