【文章內容簡介】 18 表 116 靖邊 地區(qū) 油水相對滲透率綜合參數(shù)表 層位 氣體 滲透率 103μ m2 孔隙度（ %） 束縛水時 交點處時 殘余油時 含水 飽和度 % 油有效 滲透率 103μ m2 含水 飽和度 % 油水相對 滲透率 103μ m2 含水 飽和度 % 水相對 滲透率 103μ m2 長 6 68 延 9 74 靖邊地區(qū)楊米澗油田某區(qū)塊巖心油水相對滲透率試驗表明：束縛水飽和度 ％，束縛水時油相有效滲透率 103μ m2；交叉點時含水飽和度 ％，油水相對滲透率 ；殘余油時含水飽和度 ％，水相滲透率 103μ m2 。 長 6 無水期驅油效率 %，含水 95%時為 %，含水 98%時為 %，最終為%（表 117）。 表 117 靖邊 地區(qū) 水驅油數(shù)據(jù)表 層位 氣體 滲透率 103μ m2 孔隙 度 (%) 驅油效率（ %） 無水 期 含水 95% 含水 98% 最 終 長 6 延 9 74 延 9水驅油實驗結果表明：無水期驅油效率 ％； 含水 95％時驅油效率％；含水 98％時驅油效率 ％；最終驅油效率 ％。 3. 儲層敏感性 鄰區(qū) 敏感性實驗結果表明，長 6 儲層為弱水敏 ， 弱 酸 敏、弱鹽敏 、 弱 ～ 無速敏 為主 ；長 2儲層為中等偏弱水敏、弱速敏、中等偏弱酸敏、弱～無鹽敏。 靖邊地區(qū)楊米澗油田某區(qū)塊巖心敏感性實驗結果表明，延 9 儲層無水敏（表 118）； 19 無速敏（圖 1表 119）；弱～中等偏弱鹽敏（圖 1表 120）。 表 118 靖邊地區(qū) 某區(qū)塊延 9 巖心水敏性分析結果表 井號 樣品號 井深（m） 孔隙度（％）滲透率（10 3 um 2 ）模擬地層水滲透率（10 3 um 2 ）模擬次地層水滲透率（10 3 um 2 ）無離水滲透率（10 3 um 2 ）A 93 1017. 56 中等水敏A 153 1019. 96 無水敏A 283 1022. 28 無水敏A 94 1017. 56 無水敏A 154 1019. 96 無水敏A 284 1022. 28 無水敏水敏指數(shù)（％） 實驗結果 圖 15 靖邊地區(qū)某 油田某區(qū)塊延 9 巖心速敏性實驗曲線 0102030405060708090 流量（ml /m in ）滲透率（103um2） 表 119 靖邊地區(qū) 某區(qū)塊 延 9 巖心速敏性分析表 井號 樣品號 井深（m） 孔隙度（％）滲透率（10 3 um 2 ）液樣礦化度（mg/l）液樣粘度（）試驗溫度（度）A 91 8000 50A 151 8000 50A 281 8000 50 20 表 120 靖邊地區(qū) 某區(qū)塊 延 9 巖心速敏性實驗數(shù)據(jù)表 樣品號 NO.流量qw（m l / m i n ）滲透率Kw（1 03um2）(Kn1Kn)/Kn1(%)1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 實驗數(shù)據(jù)實驗結果91 無速敏151 無速敏281 無速敏 圖 16 靖邊地區(qū) 某區(qū)塊 延 9 巖心鹽敏性實驗曲線 05101520253035400255075100鹽度％179。C滲透率（103um2） 21 表 121 靖邊地區(qū) 某區(qū)塊 延 9 巖心鹽敏性分析表 井號 樣品 號 井深（m ） 孔隙度（％） 滲透率（1 0 3 um 2 ） 液樣礦化度 （m g / l ） 液樣粘度（m P a . s ） 試驗溫度 （度）A 92 1 0 1 7 . 5 6 8000 50A 152 1 0 1 9 . 9 6 8000 50A 282 1 0 2 2 . 2 8 8000 50 表 122 靖邊地區(qū) 某區(qū)塊 延 9 巖心鹽敏性實驗數(shù)據(jù)表 樣品號 NO. 鹽度％179。C粘度（mPa .s）滲透率Kw（103um2）(Kn1Kn)/Kn1(%)臨界鹽度Sc（mg/ l）1 100 /2 75 3 50 4 25 5 0 1 100 /2 75 35 3 50 4 25 5 0 1 100 /2 75 3 50 4 25 5 0 實驗數(shù)據(jù)實驗結果弱鹽敏弱鹽敏中等偏弱92 600015228260008000 油藏類型 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 700m～ 800m， 估算本區(qū)延 9原始地層壓力在 ～ ，平均 ；長 6平均井深 1390m～ 1430m，估算本區(qū)長 6原始地層壓力在 ～ ，平均 左右。 油藏天然能量 延 9油藏受巖性和構造雙重控制，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，原始驅動類型為彈性水 22 壓驅動。 長 6為典型的巖性油藏，物性相對較好，屬于低滲油藏，油藏完全受上傾方向致密層或砂體 變化所控制。 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 油藏是由構造和巖性雙重作用下形成的巖性～構造或構造～巖性油藏。 長 6 油藏主要受巖性控制，為典型的巖性油藏，天然驅動類型以彈性溶解氣驅為主。 儲量計算及評價 儲量計算 采取以油藏為單元，使用容積法進行計算的方法，其公式為： N=100Ahφ (1Swi)ρ o/Boi 式中： N原油地質儲量 ， 104t； A含油面積， km2； h油層平均有效厚度， m； φ 平均有效孔隙度， %； Swi平均原始含水飽和度， %； ρ o平均地面原油 密度， t/m3； 23 Boi平均 地層原油體積系數(shù)。 參數(shù) 的確定 (1)含油面積： 小河地區(qū) 楊 5733 井區(qū)延長組長 61油藏： 目前油藏控制井 10 口，其中面積內油層井 9 口，平均油層厚度 ， 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層物性的變化，砂體向兩側由主砂帶漸變?yōu)槟鄮r間灣，故砂體兩側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： ① 根據(jù)靖邊地區(qū)試油、 油層厚度與砂層厚度關系的統(tǒng)計規(guī)律， 2m 油層可試出工業(yè) 油流，油層厚度 2m一般對應砂層厚度 10m。故本次含油面積的圈定是在砂體圖上，砂體主體帶兩側以砂層厚度 10m線作為含油邊界。 ② 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 50－ 楊58－ 34）外推 1km 作為暫定含油邊界。 根據(jù)以上確定方法，確定小河地區(qū) 楊 5733 井區(qū)延長組長 61油藏面積 小河地區(qū) 楊 5733 井區(qū)延安組 延 9油藏： 目前油藏控制井 1 口，其中面積內油層井 1 口，油層 （油水層） 厚度 ， 未 試油 ， 油層底部有 的致密夾層與下部水層分隔。 該油藏為構造－巖性油藏， 未見 明顯的油水界面， 油藏構造 下傾方向因構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： ① 油藏構造下傾方向 未見到油水界面，暫以油層底界海拔圈定（ 680m） ； ② 油藏構造上傾方向為巖性遮擋， 以砂巖厚 度 10m 線 作為含油邊界 。 24 ③ 油藏北部采用井距外推一個開發(fā)井距 。 根據(jù)以上方法，確定小河地區(qū) 楊 5733 井區(qū)延安組 延 9油藏 含油面積 (2) 有效厚度： ① 有效厚度下限 由于本區(qū)資料 較少，無法建立測井圖版， 有效厚度下限以及解釋標準主要 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、巖性、含油性以及電性特征關 a． 延長組、延安組試油產(chǎn)出工業(yè)油流井的巖性均為細砂巖級以上，而粉砂巖與泥質砂巖一般均不含油。因此，儲層有效厚度的巖性下限為細砂巖級。 根據(jù)已獲工業(yè)油流井含油產(chǎn)狀分析，延長組、延安組儲層含油在油斑級以上，可獲得工業(yè)油流。儲層有效厚度含油級下限確定為油斑。 利用經(jīng)驗統(tǒng)計法作孔、滲直方圖和孔滲關系圖，得出長 6 儲層滲透率下限值 179。 103μ m2， 孔隙度下限值為 8%，延 9 儲層滲透率下限值 3179。 103μ m2,孔隙度下限值為 13%。 d. 延長組長 6 使用單層試油資料，進行各種測井參數(shù)交會，獲得測井參數(shù)限值標準為：深感應電阻率 Rt≥ 8Ω m，聲波 時差△ t≥ 217μ s/m。 延 安 組延 9使用單層試油資料，進行各種測井參數(shù)交會，獲得測井參數(shù)限值標準為：深感應電阻率 Rt≥ 10Ω m，聲波 時差△ t≥ 235μ s/m。 25 表 123 測井參數(shù) 標準 下限 數(shù)據(jù)表 層位 巖性 含油性 物性 電性標準 研究方法 K Φ SO Rt △ t （ mD） （ %） （ %） （Ω m） （μ s/m） 延安組 細砂巖以上 油斑級以上 ≥ 3 ≥ 13 ≥ 49 ≥ 10 ≥ 235 四性關系研究，制作有效厚度解釋圖版 長 6 細砂巖以上 油斑級以上 ≥ ≥ 8 ≥ 53 ≥ 8 ≥ 217 e. 有效厚度具體劃分時以儲層物性及測井參數(shù)下限為主，并參考地質錄井、化驗分析及鄰近井的試（采）油資料綜合分析確定，其頂?shù)捉缫罁?jù)測井曲線特征點，如聲波時差曲線的變化拐點，參考視電阻率曲線的變化情況，自然電位的半幅點及 微電極差異變化等綜合考慮進行確定。 由于油層內部常夾有薄層泥巖和致密砂巖，一般不含油，應在有效厚度解釋中扣除，致密夾層在聲波時差曲線上有明顯的低值反映，電阻率曲線值相對較高。泥質夾層則依據(jù)自然電位曲線明顯回返、對應的自然伽馬相對高值和微電極差異幅度明顯變差或無差異等特征予以扣除。 根據(jù)本區(qū)測井曲線的縱向分辨能力和解釋精度及壓裂工藝的實際情況，有效厚度的起算和夾層的起 算 厚度均為 。 ② 平均有效厚度取值 據(jù)單井有效厚度，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 面積權衡 和算術平均值， 楊 5733 井區(qū) 延長組 長 延安組 延 9 油藏分別采用 、（具體見表 124）。 表 124 油藏平均有效厚度取值表 26 區(qū) 塊 楊 5733 楊 5733 層位 長 6 延 9 井點算術平均（ m） 10． 8 面積權衡（ m） 有效厚度取值（ m） (3) 平均 孔隙度： 楊 5733 井區(qū) 延長組 長 6 油藏 采用一口井 35 塊樣品巖心分析孔隙度 %，扣除%轉換到地層條件下 %參加儲量計算 ， 延安組延 9油藏 %。 (4) 原始含油 飽和度： 借用 與 計算儲量 油藏比較近， 沉積相、油藏類型、 儲層物性、流體性質相似的油藏 原始含油飽和度 ， 楊 5733 井區(qū) 延長組 長 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 125 延長組長 6 原始含油飽和度被 借用油藏儲層、流體特征 表 區(qū)塊 層 位 厚度 (m) 滲透率 (103um2) 孔隙度 (%) 埋深 (m) 地下粘度 () 體積 系數(shù) 原油密度 (t/m3) 含油飽 和度 (%) 盤古梁 長 6 1970 表 126 延安組延 9 原始含油飽和度被借用油藏儲層、流體特征 表 區(qū)塊 層 位 厚度 (m) 滲透率 (103um2) 孔