【正文】 析化驗、粒度分析等資料進行研究，對工區(qū)逐級劃相（到沉積微相），并分析各微相的巖性特征、測井曲線特征。油田儲層粒度概率累積曲線圖濱605井CM圖油田儲層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)識區(qū)分開來；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測井曲線。附關(guān)鍵井的單井相綜合分析圖、多井沉積微相剖面圖。附各主力砂體沉積微相平面展布圖。附主力砂體等厚圖，凈總比圖（適用于稠油油藏）。應(yīng)用取芯井的壓汞、薄片分析、粘土礦物衍射分析、圖象分選數(shù)據(jù)等分析化驗資料，并參考沉積特征及非均質(zhì)特征研究成果，對儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)進行分析。附典型壓汞曲線、滲透率累計貢獻曲線、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。主要描述內(nèi)容為儲層成巖作用特征：1) 儲層成巖類型；2) 儲層成巖階段的劃分；3) 儲層有效性評價。一般采用比較成熟的軟件建立適合于工區(qū)的儲層泥質(zhì)含量、孔隙度、滲透率、飽和度解釋模型，并利用測井綜合解釋模型對工區(qū)內(nèi)所有井的常規(guī)測井資料進行精細解釋。油田區(qū)塊井測井綜合解釋成果圖 儲層非均質(zhì)性包括平面非均質(zhì)性、層間非均質(zhì)性、層內(nèi)非均質(zhì)性。）1) 平面非均質(zhì)分析砂巖鉆遇率、砂體平面連通性、泥質(zhì)含量、粒度中值、孔隙度、滲透率在平面的變化等反映儲層平面非均質(zhì)性。 油田區(qū)塊層（砂體）儲層滲透率等值圖2) 層間非均質(zhì)通過分層系數(shù)、隔層分布、層間滲透率差異（變異系數(shù)、突進系數(shù)和級差）反映儲層層間非均質(zhì)性。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)、突進系數(shù)和級差）反映儲層層內(nèi)非均質(zhì)性。油田儲層滲透率非均質(zhì)參數(shù)表層位最大值103um最小值103um平均值103um變異系數(shù)突進系數(shù)級差均值系數(shù)油田儲層巖心毛管壓力實驗數(shù)據(jù)表井號層位深度m孔隙度％滲透率103um平均孔喉半徑um最大孔喉半徑um變異系數(shù)標(biāo)準(zhǔn)偏差均值系數(shù)汞50%時孔喉半徑um（低滲油藏）1) 天然裂縫分布規(guī)律通過巖芯觀察和電鏡分析、鑄體薄片分析等手段，定量確定井點不同層位儲層裂縫的發(fā)育程度，包括裂縫密度、裂縫開度、裂縫傾角及裂縫方位等，并對全區(qū)裂縫發(fā)育狀況進行描述。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行單井地應(yīng)力計算，主要確定現(xiàn)今最大主應(yīng)力方向。結(jié)合現(xiàn)今地應(yīng)力分布規(guī)律，根據(jù)對壓裂井施工曲線和壓裂效果、示蹤劑井間監(jiān)測、油水井生產(chǎn)動態(tài)等資料，研究壓裂裂縫的發(fā)育情況及其延伸方向。附五敏實驗曲線。附油藏剖面圖。1) 原油性質(zhì)分析原油的組分、密度、粘度、凝固點、含蠟量、含硫量、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量。油田儲層高壓物性分析統(tǒng)計表井號層位飽和壓力原油體積系數(shù)氣體平均 溶解系數(shù)地面原油密度地下原油密度地面原油粘度地下原油粘度壓縮系數(shù)收縮率MPa小數(shù)m3/(m3smPa油田儲層天然氣分析統(tǒng)計表井號層位甲烷%乙烷%丙烷%丁烷%CO2%氮氣%4) 地層水性質(zhì)主要描述地層水組分、礦化度、水型等。附PVT資料、有關(guān)參數(shù)統(tǒng)計表。油氣藏分類一般遵循原則參考說明：（1） 油藏的地質(zhì)特征，包括油藏的圈閉、儲集巖、儲集空間、壓力等特征；（2） 油藏的流體性質(zhì)及分布特征；（3） 油藏的滲流物理特性，包括巖石的表面潤濕性，油水、油氣相對滲透率，毛管壓力，水驅(qū)油效率等；（4） 油藏的天然驅(qū)動能量及驅(qū)動類型。（1） 最主要因素構(gòu)成基本類型名稱；（2） 較主要因素冠在基本名稱之前構(gòu)成大類名稱；（3） 其次的因素冠在大類名稱之前構(gòu)成亞類名稱。1) 計算方法一般采用容積法來計算儲量，公式如下：N=100Ahφ (1Swi) ρo／Boi式中：N：石油地質(zhì)儲量，104t；A:　含油面積，km2；h: 平均有效厚度，m； 　φ:　平均有效孔隙度，f ；Swi： 平均原始含水飽和度，f ；　ρo： 平均地面原油密度，g/cm3；Boi： 平均原始原油體積系數(shù)。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)合斷層進行圈定。附含油面積圖。投入開發(fā)后的水淹層不參與原始地質(zhì)儲量計算?；屹|(zhì)夾層：微梯度極大值≥主體部分微電位的平均值。根據(jù)以上標(biāo)準(zhǔn)對全區(qū)井的有效厚度進行劃分。采用容積法計算石油或天然氣地質(zhì)儲量，分斷塊、小層、油砂體進行儲量計算。油田區(qū)塊上報儲量與本次研究儲量對比表計算時間（年、月）計算類別計算單位砂層組小層油砂體面積km2有效厚度m單儲系數(shù)104t/儲量104t采收率%可采儲量104t上報上次計算本次計算差值與上報與計算附儲量對比柱狀圖根據(jù)儲量豐度、規(guī)模，綜合分類評價含油小層、油砂體。附含油砂體綜合評價表。附三維模型剖面圖、模型儲量與評價儲量對比表。簡述每個階段主要開發(fā)措施及效果，每個階段的生產(chǎn)特點及影響因素。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、層系細分、三采等措施來劃分開發(fā)階段。附開發(fā)階段曲線，開發(fā)簡歷表。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。1) 統(tǒng)計油井投產(chǎn)初期和目前（或末期）產(chǎn)量情況；2) 分別對油井投產(chǎn)初期和目前日產(chǎn)油分區(qū)塊、層系進行評價；3) 結(jié)合構(gòu)造、儲層物性評價日產(chǎn)油在平面上和縱向上的分布規(guī)律；4) 利用綜合開發(fā)數(shù)據(jù)計算平均單井日產(chǎn)油，做平均單井日產(chǎn)油與時間、含水關(guān)系曲線，分析其變化規(guī)律及影響因素；5) 做平均單井日產(chǎn)油遞減規(guī)律曲線，分析其遞減規(guī)律，確定遞減類型和遞減率。遞減類型的判斷，目前常采用的方法有：圖解法、類比法、試湊法、曲線位移法、典型曲線擬合法、迭代計算法和二元回歸法等。熱采稠油油藏需要進行下面的分析：1) 統(tǒng)計蒸汽驅(qū)（蒸汽吞吐）各周期油井產(chǎn)量和油汽比變化。區(qū)塊不同干度對吞吐效果影響對比表井號油層厚度m射開厚度m注汽量t井底干度%峰值日產(chǎn)油t/d峰值井口溫度176。無因次采液（油）指數(shù)隨含水變化曲線（稠油例子）無因次采液（油）指數(shù)隨含水變化曲線（稀油例子）結(jié)合構(gòu)造、儲層物性進行平面上和縱向上產(chǎn)能（比采油指數(shù)）分布規(guī)律研究與評價。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。區(qū)塊或油田理論含水與實際含水隨采出程度變化曲線7) 統(tǒng)計不同含水階段采出程度、可采儲量采出程度、含水上升率，分析其變化規(guī)律。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。、儲量動用程度目前井網(wǎng)控制儲量、井網(wǎng)對儲量的控制程度。水驅(qū)控制儲量及程度、水驅(qū)動用儲量及程度等，評價水驅(qū)狀況。附區(qū)塊（單元）儲量動用程度狀況分析表區(qū)塊（單元）儲量動用程度狀況分析表開發(fā)層系地質(zhì)儲量104t主要驅(qū)動方式目前井網(wǎng)控制104t井網(wǎng)對儲量的控制程度%地質(zhì)儲量其中：水驅(qū)控制儲量非水驅(qū)控制儲量水驅(qū)動用儲量水驅(qū)控制未動用儲量水驅(qū)控制程度%完善（兩向及以上對應(yīng)）不完善水驅(qū)動用程度%　　　　　　　　　　區(qū)塊（單元）儲量動用程度狀況分析表（續(xù)）目前井網(wǎng)未控制104t地質(zhì)儲量其中：已采過從未動用（無井控制）有潛力無潛力有潛力儲量無潛力儲量地質(zhì)儲量剩余可采儲量累積產(chǎn)油地質(zhì)儲量剩余可采儲量累積產(chǎn)油　　　　 從單井控制儲量、水驅(qū)控制程度、井下技術(shù)狀況、注采對應(yīng)率等方面評價井網(wǎng)完善狀況。1)層系狀況調(diào)查目前開發(fā)層系的砂層組數(shù)、小層數(shù)、有效厚度、滲透率級差等指標(biāo)，同時調(diào)查產(chǎn)液厚度百分數(shù)（采油井產(chǎn)液剖面測試結(jié)果）和吸水厚度百分數(shù)（注水井吸水剖面測試結(jié)果），分析目前水驅(qū)儲量控制程度。開發(fā)層系劃分原則：（1）同一層系應(yīng)屬同一壓力系統(tǒng)；（2）油層分布形態(tài)及面積：一套開發(fā)層系內(nèi)油層的分布形態(tài)和分布面積應(yīng)大體上接近，以求得較高的鉆遇率(60%)和水驅(qū)控制程度(80%)；（3）油層性質(zhì)：一套層系內(nèi)的油層滲透率應(yīng)相近，原油性質(zhì)相近；（4）層間滲透率級差小于4～5，各小層地下原油粘度差異小于3倍；（5）隔層：一套開發(fā)層系的上下要有比較可靠的隔層，以保證開發(fā)層系具備獨立開采的條件，一般2m；（6）開采方式：一套開發(fā)層系內(nèi)油層的井段應(yīng)比較集中，對開采方式最好有相同的要求；（7）油層數(shù)：一套層系內(nèi)的油層層數(shù)不宜過多，以利于充分發(fā)揮分層調(diào)整的作用，主力油層2～3個；由于縱向和平面上非均質(zhì)因素影響導(dǎo)致油藏能量狀況分布不均衡，且無法通過工藝措施進行改善時，應(yīng)進行層系重新劃分。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。合理井網(wǎng)密度是每平方千米加密到最后一口井時的井網(wǎng)密度，在這個井網(wǎng)密度條件下，最后一口加密井所增加的可采儲量的價值等于這口井的基建總投資和回收期內(nèi)經(jīng)營費用的總和，即投入等于產(chǎn)出。根據(jù)勝利油區(qū)經(jīng)濟合理井網(wǎng)密度公式分開發(fā)層系計算各斷塊經(jīng)濟合理井網(wǎng)密度。假設(shè)以a表示生產(chǎn)井與生產(chǎn)井之間的井距（m），d表示生產(chǎn)井與注水井之間的井距（m），A表示單井控制面積（102km2/well）, B表示注水單元面積（102km2/單元），f表示單位面積占有井?dāng)?shù)的井網(wǎng)密度（well/km2）,不同注水方式下井網(wǎng)密度與井距的關(guān)系如下： l 五點面積注水系統(tǒng) 五點面積注水系統(tǒng)井距計算表fad10447316124082891437826716354250l 七點面積注水系統(tǒng) 七點面積注水系統(tǒng)井距計算表fad10340340123103101428728716269269l 九點面積注水系統(tǒng)若注水井到邊生產(chǎn)井的距離為d1，注水井到角生產(chǎn)井的距離為d2，則 九點面積注水系統(tǒng)井距計算表fad1d210316316447122892894081426726737816250250354針對低滲透油藏還必須計算（適用于低于50毫達西油藏）技術(shù)極限井距，其確定方法主要根據(jù)勝利地質(zhì)研究院研究成果，低滲透油田技術(shù)極限半徑與滲透率和粘度的關(guān)系式：r極限：技術(shù)極限半徑，m；Pe：地層壓力，Mpa；Pw：油井流壓，Mpa；K: 有效滲透率，103μm2；μo：原油地下粘度。通過以上分析，綜合評價井網(wǎng)方式和井距的合理性。附井網(wǎng)完善程度表、注采對應(yīng)率表（按層系）油田單元井網(wǎng)完善程度統(tǒng)計表油田單元注采對應(yīng)率統(tǒng)計表 理論含水與采出程度關(guān)系曲線可以通過相滲資料獲取R＝Ed而礦場中的含水與采出程度關(guān)系曲線直接用開發(fā)數(shù)據(jù)做出關(guān)系曲線。理論含水上升率通過相滲資料可以計算出含水與采出程度，然后計算含水上升率=(fw1 fw2)/(R1R2)。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。礦場中存水率多用開發(fā)數(shù)據(jù)用方法一計算得出累計水油比=累產(chǎn)水/累產(chǎn)油一般水油比越低，水驅(qū)效果越好。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。綜合上述分析結(jié)合礦場實際得出水驅(qū)效果結(jié)論。目前合理壓力水平的確定方法主要有最小流壓法、采收率表示法、注采系統(tǒng)平衡法、地層原油損失函數(shù)法、物質(zhì)平衡法、及其它一些間接法(合理井底流壓法、合理生產(chǎn)壓差法)等。能量利用程度