【文章內(nèi)容簡介】 5；平均配位數(shù)大于 3；平均形狀因子較低，反映孔隙接近圓形的程度較低。 表 15 C372 井館下段巖石鑄體薄片孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)（圖象分析） 序號 樣品號 層位 孔隙總數(shù) 面孔率 % 平均孔隙半徑 μ m 平均比表面 μ m1 平均形狀因子 平均孔喉比 平均配位數(shù) 均質(zhì)系數(shù) 分選系數(shù) 1 19 Ng下 14 359 2 49 306 3 55 303 4 95 Ng下 22 306 ②壓汞法分析孔喉分布特征 ： 曲線具有明顯的平臺，排驅(qū)壓力小，一般 ～ ，反映孔隙連通性好（圖 112）。 壓汞資料反映儲集層孔隙連通喉道大小、分布狀況以及相應(yīng)喉道所連通的孔隙總體積的多少。本區(qū)利用 C372 井取樣對儲層孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行了分析（表 16）。 從表中可以看出，本區(qū)儲層孔隙結(jié)構(gòu)具有以下特點： 圖 112 C3175井 壓汞法毛管壓力曲線 （ a）最大孔喉半徑 Rmax 與孔喉半徑平均值 Rp 相差較大，反映孔喉大小相差較大。 陳3 1 7 5 井壓汞法毛管壓力曲線1101000102030405060708090100壓汞飽和度，%毛管壓力，MPaN g 下1 3 1N g 下1 3 2N g 下2 1 1N g 下2 1 2N g 下2 2 16 表 16 C372 井壓汞法孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)表 序號 樣品號 層 位 最大孔喉半徑 μ m 孔喉半徑平均值 μ m 均 質(zhì) 系數(shù) 變異 系數(shù) 巖性 系數(shù) 結(jié)構(gòu) 系數(shù) 1 5 Ng 下 131 2 32 Ng 下 132 3 46 Ng 下 211 4 58 Ng下 212 5 67 6 89 Ng下 22 7 101 （ b）均質(zhì)系數(shù)低，一般小于 ；變異系數(shù)較高，一般大于 ，反映孔喉大小分布不均勻。 （ c）孔喉分布分散，孔喉半徑分布范圍從 m～ 100μ m，而對儲層滲透率做主要貢獻(xiàn)的孔喉半徑在 m 以上（ 圖 113）。 圖 113 C3175 井館下段儲層孔隙半徑及對滲透率貢獻(xiàn)值累積曲線 5． 儲層巖石潤濕性 據(jù)對 C372 井 5 塊樣品分析，巖石潤濕性主要表現(xiàn)為中性特點， C311 井分析了 4 塊樣品，巖石潤濕性主要為親水特性， C3175 井 5 塊樣品的巖石潤濕性為中性 ,C378 井 2 塊樣品的巖石潤濕性為中性。因此，綜合認(rèn)為本區(qū)儲層巖石潤濕性為中性特點。 （四）流體性質(zhì) 1．原油性質(zhì) 及溫壓系統(tǒng) C373 塊地面原油粘度由北西向南東方向 增大 。 ZZ 區(qū)塊 地面脫氣原油密度 為～ ，地面脫氣原油粘度（ 50℃）一般 14734～ 53949mPa s, 17 屬特稠油 ， 含硫 %～ %，凝固點一般 5～ 25℃，平均 15℃。 C373 塊館下段原始地層壓力 ，壓力系數(shù) ，屬于正常壓力 系統(tǒng) 。地溫梯度為 ℃ /100m，屬于高溫異常，油層溫度 66℃。 2．地層水性質(zhì) 據(jù)對 8 口探井地層水樣分析，地層水氯離子含量 8013～ 10257mg/L，總礦化度 13254～ 16700mg/L，水型 為 CaCl2型（ 表 17）。 表 17 C373 塊館下段地層水性質(zhì)分析統(tǒng)計表 井 號 層 位 射孔 井段 m 氯離子 mg/L 總礦化度 mg/L 水型 C315 Ng 下 12 8013 13254 CaCl2 C39 Ng 下 1314 8048 13781 CaCl2 C16 Ng 下 14 8404 14308 CaCl2 C376 Ng 下 21 8740 14949 CaCl2 C376 Ng 下 14 9082 15159 CaCl2 C315 Ng 下 21 8742 15163 CaCl2 C378 Ng 下 21 9129 15253 CaCl2 C372 Ng 下 233 8666 15312 CaCl2 C39 Ng 下 131423 9195 15318 CaCl2 C375 Ng 下 14 10257 16700 CaCl2 （五）油水分布及油藏類型 1．油、水分布 （ 1）油、水層識別電性標(biāo)準(zhǔn) 通過對 26 口井的試油、試采資 料分析，確定了 C373 塊館下段的油層電性標(biāo)準(zhǔn) (圖 114)： 巖性、含油性標(biāo)準(zhǔn)：油浸粉砂巖； 電性標(biāo)準(zhǔn)：聲波時差：Δ t≥ 350μ s/m； 四米視電阻率：油層： m；油水同層： ～ m； 感應(yīng)電阻率： 油層： m，油水同層： ～ m； （ 2） 油水界面確定 18 圖 114 C373 塊館下段油層劃分電性標(biāo)準(zhǔn) 根據(jù) C373 塊 180 余口完鉆井的 小層對比結(jié)果 ,參考構(gòu)造特征 ，確定了 C373塊 各小層油水邊界（ 表 18）。不同小層油水界面不同，油水界面范圍 1218～1174m，為層狀油藏。 （ 3） 油水分布 各小層發(fā)育多條河道，每個河道砂體具有獨立的油水系統(tǒng)。通過對本區(qū)館下段含油小層油、水分布特點分析，含油范圍主要受砂體展布和構(gòu)造控制。由于ZZ區(qū)塊 位于相對構(gòu)造高部位，距離油水界面較遠(yuǎn)，含油河道多數(shù)為純油區(qū)（附圖 115～附圖 124）。 ZZ 區(qū)塊 方案區(qū)內(nèi) 7 個含油小層 中 主力含油小層有 4 個，分別為： Ng 下 12Ng 下 13 Ng 下 21 Ng 下 213。 （ 1） Ng 下 122含油范圍相對北部有所擴(kuò)大， 主要分布在工區(qū)西部， 油層厚度一般在 2～ 6m，厚度較大區(qū)域集中在 C3152井北部 ，一般在 4m 以上。 C33斜 83井區(qū)位于河道側(cè)緣，向該區(qū)域油層厚度逐漸減薄。 （ 2） Ng 下 132含油范圍較大， 主要分布在工區(qū)東部， 油層厚度一般在 2～ 8m，大于 4m 的范圍主要分布在 C29斜 81 井 — C33斜 83 井一線以北區(qū)域。 厚度中心位于 C376 井區(qū)附近，可以達(dá)到 8m。向河道兩側(cè)以及南部，有效厚度逐漸減薄。 （ 3） Ng 下 212含油范圍分布在兩條河道，工區(qū)西部的河道含油較小，有效厚度較薄，為 0～ 2m。工區(qū)東部的河道有效含油范圍較大，厚度一般 2～ 4m，在 C3152井以北區(qū)域有效厚度在 4m 以上。 024681012140 100 200 300 400 500聲波時差， μ s/ m4m電阻率，Ωm 19 （ 4） Ng 下 213在所有含油小層中含油范圍最大，幾乎覆蓋整個工區(qū)。分為東西兩個厚度中心。東部厚度中心位于 C3152 井區(qū)，有效厚度在 4m左右。西部厚度中心在 C2983 井區(qū)附近，有效厚度在 8m左右。 表 18 C373 塊 Ng 下 含油小層油水界面選取依據(jù)表 2．油藏類型 從油藏剖面圖上看出（ 附 圖 12附 圖 126）， ZZ 區(qū)塊 館下段 油層主要分布在 I、 II 砂層組內(nèi)。 綜合 分析 認(rèn)為 ， ZZ 區(qū)塊 館下段油藏類型為層狀構(gòu)造 巖性稠油油藏。 （六）儲量 計算 1．儲量計算參數(shù) （ 1）儲量計算 單元 依據(jù) ZZ 區(qū)塊 油藏特征，平面上作為一個計算單元，縱向上 依據(jù) 含油小層共劃分 7個計算單元。 （ 2）含油面積 研究區(qū)北界以 C家莊 C373 塊 2020 年方案區(qū)南部井排 外推半個井距 為界 ， 東西兩側(cè)以砂體尖滅線 為界 ，南部外推一個井距為界 。 對各小層含油面積的圈定考砂層組小層 井 號垂 深m補(bǔ)心高校正后深度m井 號垂深m補(bǔ)心高校正后深度m1 陳3 7 3 斜2 井區(qū) 陳3 7 3 斜2 陳3 7 3 5 12322 陳1 5 3 9 井區(qū) 工區(qū)北界3 陳3 1 斜6 3 井區(qū) 陳3 1 斜6 3 陳2 7 斜6 1 12184 陳3 7 3 斜2 井區(qū) 陳3 7 3 斜2 陳3 7 3 斜1 1237 12335 陳2 7 斜7 1 井區(qū) 巖性圈閉6 陳3 3 6 5 井區(qū) 陳3 3 6 5 陳3 1 斜6 5 1220 7 陳2 1 斜5 9 井區(qū) 陳2 1 斜5 9 陳1 9 斜5 9 1241 1236 8 陳1 1 3 9 井區(qū) 工區(qū)北界9 陳7 3 9 井區(qū) 工區(qū)北界10 陳2 3 3 9 井區(qū) 工區(qū)北界11 陳2 5 斜5 7 井區(qū) 巖性圈閉12 陳1 7 斜6 1 井區(qū) 陳1 7 斜6 1 陳3 7 3 斜2 124413 陳1 5 3 9 井區(qū) 陳3 7 3 斜1 陳3 7 3 斜4 1252 工區(qū)北界14 陳3 7 1 6 井區(qū) 陳3 7 1 6 陳2 8 斜5 4 124615 陳2 9 5 9 井區(qū) 陳2 9 5 9 陳2 8 斜5 8 124416 陳3 1 5 1 井區(qū) 陳3 1 5 1 陳3 3 6 5 123717 陳2 7 2 井區(qū) 工區(qū)北界18 陳9 3 9 井區(qū) 工區(qū)北界19 陳氣1 7 井區(qū) 陳氣1 7 陳9 4 5 127420 陳3 3 6 5 井區(qū) 巖性圈閉21 陳2 1 斜6 1 井區(qū) 陳2 1 斜6 1 陳3 7 3 斜1 1256 125622 陳3 3 斜7 5 井區(qū) 陳3 3 斜7 5 陳3 1 斜7 3 1238 123823 12陳2 3 斜4 7 井區(qū) 陳2 3 斜4 7 陳2 7 1 1 2 6 1 ～1 2 6 624 陳7 3 9 井區(qū) 工區(qū)北界25 陳7 3 9 井區(qū) 工區(qū)北界26 陳2 7 2 井區(qū) 工區(qū)北界27 陳2 3 斜4 3 井區(qū) 巖性圈閉28 陳4 2 斜7 6 井區(qū) 巖性圈閉29 陳2 7 斜5 7 井區(qū) 陳2 7 斜5 7 陳2 5 斜5 6 1266 1263序號層位井區(qū)油 層 底II11I413222132含油邊界選值m31水 層 頂油水界面選值m 20 慮油水關(guān)系，并結(jié)合沉積相圈定單層含油面積。 7 個含油小層疊合含油面積。 （ 3）有效厚度選值 采用面積權(quán)衡法求取有效厚度， ZZ 區(qū)塊 館下段疊合平均有效厚度為 。 （ 4）單儲系數(shù)選值 根據(jù)巖心分析和測井解釋的儲層物性參數(shù)， 經(jīng)壓實校正后， 不同小層選值不同 （表 19） ： 孔隙度：取值 31%～ 33%； 含油飽和度：取值 52%～ 55%； 單儲系數(shù)： ～ 104t/km2m 。 （ 5）地面原油密度 通過對 26 口井原油密度分析，原油密度范圍 ～ ，平均，取值 。 （ 6）原油體積系數(shù) 沿用了計算探明儲量時所用參數(shù)，體積系數(shù)選值 。 2．儲量計算結(jié)果 采用容積法對 7 個含油小層的儲量進(jìn)行計算，疊合含油面積 ，石油地質(zhì)儲 量 10 4t（ 表 19） 。 四個主力小層的 儲量為 10 4t，占總儲量的 81％。 表 19 ZZ 區(qū)塊 館下段儲量計算表 Ⅱ段4 3 1 . 8 61 0 9 . 0 25 7 . 7 31 8 . 6 6 8 6 . 8 3 1 . 7 99 4 . 4 93 3 . 3 7 儲量104t3 4 8 . 0 43 . 2 67 . 8合計√1 7 . 6 11 . 0 2 0 454321 . 8 3 3 . 4 1 3√1 8 . 5 11 . 0 2 0 455331 . 0 53 . 0 1 21 7 . 5 11 . 0 2 0 452330 . 3 7 2 . 9 1 1√1 6 . 4 11 . 0 2 0 452311 . 3 53 . 9 3 21 7 . 0 11 . 0 2 0 452320 . 8 02 . 3 3 1√1 7 . 6 11 . 0 2 0 454321 . 5 0 3 . 6 2 21 6 . 4