长实集团小河油田5万吨开发方案

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3、acingLinesToPointsSelectionParagraphFormatLineSpacingLinesToPointselectionParagraphFccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccormatLineSpacingLinesToPointsSelectionParagraphFormatLineSpacingLinesToPoctionParagra目 录1 油藏工程.11.1 油田概况 .11.2 油藏特征.31.3储量计算及评价.221.4 油藏工程论证.281.5开发方案部署.471.6实施

4、要求 .492钻采工程 .542.1方案编写依据及实施原则 542.2 钻采工程方案的基础资料 542.3 钻井工程方案582.4采油工程方案712.5井控方案833 地面工程883.1 概述 .883.2 设计参数 .903.3 设计方案 .91 4 经济评价. .1024.1总投资估算.1024.2 资金来源及使用计划.1054.3 经济评价1055 健康、安全与环保.1095.1 安全、环保风险分析 .1095.2 编应急预案要求及预防 1105.3 健康、安全、环保管理要求 1115.4 有毒、有害气体预防和应急措施 .1205.5 钻井要求.122123SelectionParagr

5、aphFormatLineSpacingLinesToPointsSelectionParagraphFormatLineSpacingLinesToPointselectionParagraaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaaphFormatLineSpacingLinesToPointsSelectionParagraphFormatLineSpacingLinesTSelectionParbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbbagraphFoLineSpa

6、cingLinesToPointsSelectionParagraphFormatLineSpacingLinesToPointse11111111111111111111111111111111lectionParagraphFormatLineSpacingLinesToPointsSelectionParagraphFormatLineSpacingLinesToPoctionParagraphFormatLineSpaci2222222222222222222222ngLinesToPoints2SelectionParagraphFormatLineSpacingLinesToPoi

7、ntsSelectionParagraphFormatLineSpacingLinesToPointselectionParagraphFccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccccormatLineSpacingLinesToPointsSelectionParagraphFormatLineSpacingLinesToPoctionParagra1 油藏工程1.1 油田概况1.1.1地理概况长实集团小河开发区位于陕西省靖边县小河乡境内，区块范围东经1085944109524，北纬371839372427，面积约85km2。

8、区内地表属典型的黄土塬地貌，地形起伏不平，地面海拔1350 m1650m，相对高差300m左右；气候干旱，四季分明，气温-2535，年平均气温约10，年平均降水量570mm左右，多集中在7、8月份，且以地表径流的方式排泄；当地经济主要以农、牧业为主，自然条件差，无支柱工业，是国家重点扶持的“老、少、边、穷”地区。区内有通过油区的省级柏油路，交通条件相对较好。1.1.2 勘探开发简况该区石油勘探始于二十世纪九十年代初期，当时完钻的天然气探井陕60、陕61、陕91井在侏罗系延安组和三叠系延长组已见到含油显示，其中陕60井在延9钻遇油水层7.5m，电阻36.8m，声波时差266.1s/m，含油水层5

9、.2m，电阻36.6m，声波时差263.5s/m；陕91井在延9钻遇油层7.1m，油水层7.6m。2000年以后完钻的天然气开发井G37-10、G38-10、G38-11和杨15、杨16、天193等探井、评价井，在延长组长6均有含油显示。其中G38-11、杨15、杨16在长61分别钻遇油层13.2m、油水层10.3m、油水层12.9m； G37-10、G38-10在长62分别钻遇油层5.5m、油水层5.0m，G37-10井同时钻遇延安组油层，且已上报探明储量。2006年在G38-11井东南160m完钻的评价井杨57-33在长61钻遇油层9.4m，与G38-11油层对比属于同一含油小层。随后完钻

10、的新杨61-29井在长61钻遇油层5.2m，油水层20.2m，试油已经出油；向该井东侧含油性变好，新完钻的杨62-46井在长61钻遇油层8.3m，油水层4.9m。显示了良好的勘探评价前景。同时，在开发该井区长6油层的过程中完钻的6口井均钻遇延9油层，说明杨57-33井区是三叠系长6和侏罗系延9的复合含油有利区。1.1.3 方案编制的基本条件1.资源开采登记情况本区的油气矿业权属中国石油天然气股份公司长庆油田分公司的登记区，该区属于长实集团自营开发区。2.基础资料止2006年底，区内共完成探井9口，开发井25口。包括各井测井图、试油、试采数据等资料；取芯井2口，进尺25.0m，收获率100%，做

11、了常规物性分析诸如孔隙度、渗透率、饱和度等；做了岩矿薄片、铸体薄片、电镜扫描、图像粒度、重矿物、润湿性、压汞、敏感性、相对渗透率等特殊化验分析。通过对基础资料的整理、研究，已对其地质特征和开发特点进行了类比分析和解剖，为开发方案编制提供了可靠的依据。3.开发前期地质及油藏工程研究(1)分别针对三叠系延长组、侏罗系延安组油藏成藏规律，开展了沉积相及砂体展布、区域古地貌精细刻画，储层评价、成藏条件与勘探开发潜力分析等基础性研究；(2)开展了储层四性关系、有效储层下限及含油面积、有效厚度、孔隙度和含油饱和度、采收率等关键储量参数的专题研究；(3)结合开发试验及油藏评价，进行储层渗流特征和储层注入水水

12、质配伍性试验、油藏工程等研究；(4)对已投入开发的侏罗系延安组油藏开展了油藏精细描述研究，注重油水运动规律，提高动用程度。1.2 油藏特征1.2.1 地质特征1.构造特征方案实施区位于鄂尔多斯盆地二级构造单元陕北斜坡中部，构造平缓，为一宽缓西倾斜坡，构造平均坡度小于1，每千米坡降6m-7m。在这个斜坡带上，地震勘探没有发现明显的断层和完整的构造圈闭，发育了一些因岩性差异压实而形成的近东西或北东南西向的鼻状隆起构造，这些鼻隆构造与砂体配合，有利区形成侏罗系油藏。从延9顶构造看，延安组油藏与构造关系密切，构造是油藏形成的重要因素，位于鼻隆轴部的井，试油产量相对较高。同时，除了构造因素外，构造上倾方

13、向的岩性、储层的物性变化也是形成油藏的重要因素，油藏一般分布于砂体厚带、砂层顶面变高的部位。因此，侏罗系油藏是由构造和岩性双重作用下形成的岩性构造或构造岩性油藏。鄂尔多斯盆地从晚三迭世开始进入台内拗陷阶段，形成闭塞半闭塞的内陆湖盆，发育了一套以湖泊、湖泊三角洲、河流相为主的三迭系延长组碎屑岩沉积。整个延长组湖盆经历了发生发展消亡阶段，使延长组形成了一套完整的生、储、盖组合。三角洲分流河道和河口坝砂体是油气的良好储层，盆地沉积中心的暗色湖相泥岩、油页岩是良好的生油岩，半深湖及沼泽相泥岩为主要盖层。三叠系沉积末，受印支运动的影响，盆地整体抬升，延长组顶部遭受不同程度的剥蚀，形成沟壑纵横、丘陵起伏的

14、古地貌景观。在此背景下，沉积了侏罗系富县组、延安组地层。富县组及延安组下部延10地层属侏罗系早期的河流充填式沉积，对印支运动所形成的沟壑纵横的地貌起到填平补齐的作用，沟壑中主要为一套粗粒序的砂岩沉积，延10沉积末期，地貌逐渐夷平，发育了一套中细砂岩、砂泥岩及煤系地层等泛滥平原河流相沉积。古河的下切形成了下部油气向上运移的良好通道，河流边滩亚相砂岩分选较好，渗透率较高，是有利的油气储集体，泛滥平原沉积的泥岩及煤等细粒沉积则成为油气的遮挡条件，这些条件与西倾单斜上发育的低幅度鼻状构造相配合，在本区形成众多的延安组小型油藏。2. 地层对比和含油层系划分对比原则：在区域标志层的控制下，依据电性曲线组合

15、特征，参考地层厚度及局部标志层划出油层组，进而根据沉积旋回、岩性变化划分出小层。侏罗系延安组区域地层对比的主要标志层为煤层，电性曲线特征表现为高电阻、高声速、大井径、低伽玛，区域地层对比将延安组地层划分为10个油层组，自上而下从延1到延10。由于直罗砂岩的下切，盆地内大多数地区延安组地层保存不全，本区保留的延安组地层自上而下依次为延4+5、延6、延7、延8、延9、延10共六个油层组。延长组区域标志层K1、K2、K3、K5、K9作为本区地层对比的主要标志层。其中K1标志层位于长7油层组中部，为一套湖相油页岩，分布稳定，电性特征表现为高时差、高伽玛、高电阻、大井径；K2位于长63油层底部，K3位于

16、长62油层底部，K9位于长2油层组顶部，均为凝灰岩或凝灰质泥岩，厚度1 m2m，测井曲线表现为指状高时差、高伽玛、低电阻等特征。K2、K3标志层距长61、长62油层最近；K9标志层是划分长1、长2油层组的重要依据。K5标志层位于长4+5油层组的中部，为一套煤系地层，薄层煤线发育，厚度5m10m，电性特征表现为锯齿状高时差、高电阻，自然电位曲线幅度也较小，是划分长4+5油层组的主要依据(图2-1) 。正是根据这些明显的标志层，同时结合沉积序列及岩性组合等特征将该区延长组划分为长1长10，共10个油层组。本区主要目的层为长6，进一步细分为长61、62、63三个小层。图 1-1 陕北地区延长组主要标

17、志层电性特征示意图1.2.2主要含油层段沉积微相和砂体展布1.沉积微相划分研究区主要含油层系为侏罗系延安组延9及三叠系延长组长6。区域研究表明，研究区长6属三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相沉积；延9为河流-沼泽相沉积。根据岩石结构、沉积构造、古生物化石、测井相、粒度概率曲线、相序变化等综合反映，将三角洲平原亚相划分为水上分流河道、水上天然堤、分流间洼地等3个微相；河流相划分为河道、堤泛、洼地等3个沉积微相(表1-1)，各微相沉积特征分述如下：1)三角洲平原亚相表1-1 研究区主要含油层系沉积微相划分表层位相亚相微相长6三角洲三角洲平原分流河道天然堤分流间洼地延9河流-沼泽河道堤泛洼地由平原区较

18、长的曲流河入湖形成的河流三角洲称曲流河三角洲，又称正常三角洲，简称三角洲。它是在河流入湖的湖盆边缘缓坡浅水地带形成的向湖突出的略呈三角形的砂泥沉积体。曲流河三角洲在淡水碎屑湖泊中较为发育，而且在区域上主要分布在构造条件较稳定的主物源一侧，在时间上往往出现在湖泊发展演化的水退时期，鄂尔多斯盆地延长组的三角洲主要为曲流河三角洲。三角洲沉积通常分为三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲三个相带，在研究区主要发育三角洲平原亚相，是河流在入湖时水动力改变所形成。三角洲前缘与三角洲平原是三角洲中砂层集中的发育带，是三角洲最主要的骨架部分，处于河口以下的浅水缓坡带，是河湖共同作用的地带。分流河道通常是低弯度的，是

19、一个向上变细的沉积序列，纵向上岩石组合为底部含泥砾细砂岩，上部出现块状层理细砂岩、低角度交错层理细砂岩，局部动力变化也会形成波状层理粉细砂岩，含有虫孔遗迹，层理面富含炭化植物碎屑。电位曲线为中幅的箱形、指形组合为主，砂岩粒度细，分选一般好，中粒径砂岩占12.0%18.3%，细粒砂岩占到80.0%以上，平面上河道宽度较为稳定，砂体由多期河道砂层叠加而成，厚度一般8m15m，最厚有40多米，横剖面形态为近于对称的透镜体，砂泥比介于30.0%60.0%之间。图1-2 三角洲平原亚相各沉积微相剖面结构图2).分流河道间沉积系洪水期的溢岸流或决口作用所引起，可以形成天然堤、决口扇和决口河道等沉积单元。洼

20、地是指分流河道间与湖盆相连的相对低凹的地区，被水淹没，但水动力弱，环境比较闭塞。沉积物主要为泥质，含少量的粉砂和细砂，砂质沉积多为洪水期溢岸流的沉积产物，具水平层理和透镜状层理，可见流水及浪成波痕。分流间洼地沉积的形态通常为夹于分流河道砂之间尖端指向陆地的“楔状泥”。图1-3 侏罗系延安组沉积微相剖面结构图3).河流相河道微相：岩性以灰色含砾粗中粒砂岩为主，沉积韵律呈周期性正旋廻，发育大型槽状层理和斜层理，常见冲刷构造及滞留沉积。堤泛微相：岩性以灰色细砂岩为主，沉积韵律呈正旋廻，发育槽状交错层理和板状交错层理，自然电位曲线呈箱型或钟型。洼地微相：岩性组合由灰黑色泥岩、深灰色粉细砂岩组成，发育水

21、平层理和波状层理，泥岩富含植物化石和植物炭屑，偶见虫孔、虫迹构造，自然电位偏正，声速曲线呈尖峰状高值。2.沉积相带的平面展布本区总体沉积面貌以三角洲沉积为主，重矿物组合以锆石-石榴子石-榍石-绿帘石为主，反映了北东物源的特征。根据研究区已完钻井的岩心观察、电测曲线分析，结合单井相剖面，利用优势相原则，编绘了有关研究区各油层组沉积相带展布图。长61期：继承了长62期的沉积格局，研究区主要为三角洲平原亚相沉积，主要沉积微相是水上分流河道和分流间洼地微相，平原分流河道沉积是骨架沉积体。侏罗系延安组为河流沼泽相沉积体系，储层以河道砂体为主，决口扇、天然堤次之。3.砂体展布特征长61：三角洲平原是主要的

22、沉积亚相。储层砂体展布方向呈近北南方向，与区域沉积相带的展布一致，自西向东发育两支砂带：第一支为G3811杨5733井砂体，该支砂体宽度约2km3km左右，地层厚40m45m，累计砂体厚度为8m22m，最厚可达25m，砂地比38%-45%，砂体成条带状展布，砂体发育规模较大。第二支为杨16井新杨6129井一线，该支砂体宽度约3km4km左右，地层厚40m45m左右，累计砂厚为11m28m左右，最厚可达38m，砂地比39%-84%，砂体发育规模较大，砂体成条带状展布，在G3912井附近砂体最厚。砂体在纵向上的迭加主要有两种形式；(1)、分流河道砂体与天然堤砂体迭加出现:由于上部河道砂体对下伏砂体

23、的切割，常使天然堤砂体保存不完整或在主河道部位消失而表现为河道沉积特征，而在河道的两侧常保留不完整的残留天然堤边缘部分，形成河道砂体的侧翼。 (2)、多期河道砂体相互迭加:在分流河道发育的地区，常出现多个河道砂体相互迭加，由于河道砂体的相互迭加，形成河道砂体发育带。侏罗系：是在延长统顶河谷、斜坡和残丘的古地貌背景上填平补齐，沉积和形成的油藏受古地貌控制。以河流-沼泽相沉积为主，岩性以深灰色、灰色、灰黑色泥岩、泥质粉砂岩为主，夹浅灰色、灰白色细砂岩、粉砂岩，上部煤层较发育。砂体平面上呈条带状、网状展布。1.2.3 储层特征1.岩石学特征长6油层岩性为灰绿色长石质细砂岩,陆源碎屑中石英含量20.8

24、%，长石含量48.5%，岩屑9.8%，云母7.4%（表1-2）。表1-2 靖边地区长6陆源碎屑含量数据表石 英(%)长 石(%)岩 屑(%)云 母(%)总 量(%)20.848.59.87.486.5靖边地区延9为灰白色粗中细粒岩屑、长石砂岩。陆源碎屑中石英含量45.2%，长石含量24.2%，岩屑17.6%，云母1.1%（表1-3）。表1-3 靖边地区延9陆源碎屑含量数据表油田石 英(%)长 石(%)岩 屑(%)云 母(%)总 量(%)靖安47.621.620.20.589.9杨米涧42.926.914.91.886.4平均45.224.217.61.188.2长6填隙物主要由绿泥石、铁方解石

25、、浊沸石、硅质等组成，填隙物总量13.5%（表1-4）。砂岩平均粒径0.14mm，分选中好，磨园呈次园次棱状，正偏态，胶结类型以孔隙式胶结为主。表1-4 靖边地区长6填隙物含量数据表绿泥石(%)水云母(%)硅质(%)高岭石(%)浊沸石(%)铁方解石(%)铁白云石(%)长石质(%)其它(%)总量(%)4.90.81.21.93.10.40.40.813.5侏罗系填隙物主要由高岭石、碳酸盐、硅质及长石质量等组成，填隙物总量10.1%13.6%（表1-5）。砂岩最大粒径0.6 mm0.8mm，平均粒径0.25 mm0.6mm，分选中好，磨园呈次园次棱状，胶结类型以加大孔隙式胶结为主。表1-5 靖边地

26、区延9填隙物含量数据表油田绿泥石水云母(%)硅质(%)高岭石(%)伊利石(%)碳酸盐(%)长石质(%)菱铁矿(%)黄铁矿(%)其它(%)总量(%)靖安2.2 2.6 1.6 3.2 0.5 10.1 杨米涧1.2 2.0 3.7 3.9 0.8 1.8 0.3 13.6 2、储层物性特征靖边地区延9平均孔隙度16.6616.90，渗透率58.47mD269.33Md(表1-6)，属于中高渗储层。表1-6 靖边地区延9常规物性分析数据表油田孔隙度(%)渗透率(mD)靖安16.90269.33杨米涧16.66 58.47 本区杨57-33井长6储层段35块样品常规物性分析，孔隙度11.3415.5

27、3，平均孔隙度13.14，渗透率0.23mD6.54Md，平均渗透率3.2Md。3、裂缝岩芯及野外露头观察表明陕北地区长6均存在天然微裂缝。用古地磁法（NRM）对靖安油田长6岩芯进行定向分析，反映靖安油田发育有近东西向、近南北向、北东向和北西向四组裂缝，裂缝平均走向方位大致分别为87、19.5、41.5和318.5。其中，东西向和北东向裂缝呈张剪状态，预测渗透性能相对较好。裂缝密度总体不是很大，裂缝线密度一般分布在(0.20.6)条/m 之间，裂缝间距大多数为1.6m5m，主要为2 m3m。高分辨率工业X-CT扫描实验结果表明：长6岩芯普遍存在微裂缝，但长度普遍较短（个别的可达几千微米，短的仅

28、有500m左右，宽度300m左右），呈弯曲状，故这些天然微裂缝对储存层渗流影响不大。经数值模拟计算，靖安油田长6的最大主应力方位一般分布在62.578.5，平均70；地应力方位测定的最大主应力方位为NE72；地层倾角测井求得的最大主应力水平方向NE69，两者都与数值模拟结果吻合。运用微地震法对靖安油田水力压裂人工裂缝方位进行了监测，结果表明人工裂缝延伸的方向与最大主应力方向基本一致。4、储层孔隙类型和孔隙结构特征（1）孔隙类型长6储层孔隙类型有粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、浊沸石溶孔等，其中粒间孔是本区最主要的储集空间，总面孔率8.14，平均孔径61.08m（表1-7）。表1-7 靖边地区长6孔

29、隙类型及其含量统计数据表孔隙类型及含量(%)面孔率平均孔径（m）粒间孔岩屑溶孔长石溶孔沸石溶孔其它5.83 0.37 0.68 0.75 0.51 8.14 61.08 靖边地区延9储层孔隙以剩余粒间孔为主，平均面孔率8.2%，各种次生溶孔次之，平均面孔率4.4%，平均总面孔率13.9%（表1-8）。表1-8 靖边地区延9孔隙类型及其含量统计数据表孔隙类型及含量(%)面孔率（）粒间孔溶蚀孔其它长石溶孔岩屑溶孔沸石溶孔小计8.2 3.1 1.3 4.41.3 13.9（2）孔隙结构长6油层压汞试验平均排驱压力为0.49MPa，中值压力6.82 MPa，中值半径0.19m，属细、微细喉道，喉道分选

30、较差，分选系数3.07，退汞效率为33.09%（表1-9）。表1-9 靖边地区长6孔隙结构参数表陕北地区延9压汞资料表明，储层排驱压力低，平均0.03 MPa0.05MPa，中值半径1.6m2.0m，中值压力0.37 MPa0.78 MPa，最大孔喉半径17.60m20.89m，最大进汞饱和度(89.5090.86)%，退汞效率为(38.5353.61)%，喉道分选较好，分选系数2.352.47。属中大孔、中大喉型孔隙结构（表1-10、图1-4）。表1-10 靖边地区延9压汞参数表图1-4 靖边地区某油田延9毛管压力曲线图根据陕北地区延安组化验资料综合分析，延安组储层孔隙结构可划分为四大类型，

31、即类：大孔大喉型；类：中孔中喉型；类：小孔小喉型；类：微孔微喉型（表1-11）。表1-11 靖边地区延安组储层分类评价表靖边地区延9储层多属类储层，类储层占分析样品数的69.1%，类储层占样品块数的25.7%。5.油层埋藏深度及油层厚度1)油藏埋深该区侏罗系延9平均油层中部深度750m；三叠系长6平均油层中部深度1410m。2)油层厚度侏罗系油藏为小型的岩性构造圈闭油藏，受成藏序列控制，平面上星点分布，各个油藏油层厚度差别较大，一般5.0m12.5m。长6油藏受岩性控制，分布范围有限，油层厚度一般5.0m20.0m。1.2.4 流体性质及渗流特征1.流体性质1)地面原油性质靖边地区延9地面原油

32、性质具有低密度（比重0.8640t/m3）、低粘度（7.79mPas）、低凝固点（13.5）、低初馏点（6065）、少含蜡和少含乳化水、不含沥青等特点，原油性质较好（表1-12）。表1-12 靖边地区地面原油性质表层位比重(D420)凝固点()沥青质(%)粘 度50(mPas)馏 程初馏点（%）205（%）250（%）300（%）延90.864013.57.7961.5长60.856921.692.967.6973.320.027.239.69长6地面原油性质较好，比重0.8569 t/m3、凝固点21.69、粘度7.69mPas（表2-9）。2) 地层原油性质根据靖安油田高压物性分析结果，延

33、9地层原油密度0.847g/ml，地层原油粘度3.94mPas，原始气油比低，为2.0m3/t，体积系数1.024，饱和压力低，仅0.31MPa，（表1-13）。表1-13 靖边地区地层原油性质表长6地层原油比重0.76，地层原油粘度1.74mPas，原始气油比高，为72.4m3/t，体积系数1.225，饱和压力7.74 MPa。3) 地层水性质长6地层水总矿化度80.56 g/l，水型CaCl2， PH值5.9（表1-14）。表1-14 靖边地区地层水分析数据表层位阳离子(mg/l)阴离子(mg/l)PH总矿化度(g/l)水型Na+K+Ca+Mg+Cl-SO42-CO32-HCO3-延941

34、386416460388717435767.911.83NaHCO3长61018951156055463030149665191645.980.56CaCl2小河地区延9地层水分析资料表明，地层水总矿化度10.2615.08 g/l，水型NaHCO3， PH值7.58.2。2.渗流特征1) 岩石表面润湿性长6润湿性实验结果表明，无因次吸水量5.351%，无因次吸油量5.06%，为弱亲水油层（表1-15）。表1-15 靖边地区长6润湿性试验结果表样品数空气渗透率（10-3um2）孔隙度(%)无因次吸入量(%)吸水吸油234.09614.485.3515.062) 相对渗透率曲线及水驱油效率长6油

35、水相对渗透率试验表明：束缚水饱和度34.1%，束缚水时油相有效渗透率为0.2610-3m2；等渗点的含水饱和度46.0%，油水相对渗透率0.19；残余油时含水饱和度68%，残余油时水相有效渗透率0.55(表1-16)。表1-16 靖边地区油水相对渗透率综合参数表层位气体渗透率10-3m2孔隙度（%）束缚水时交点处时残余油时含水饱和度%油有效渗透率10-3m2含水饱和度%油水相对渗透率10-3m2含水饱和度%水相对渗透率10-3m2长65.9614.9734.10.2646.00.19680.55延97416.5735.637.654.90.03471.454.1靖边地区杨米涧油田某区块岩心油水

36、相对渗透率试验表明：束缚水饱和度35.6，束缚水时油相有效渗透率37.610-3m2；交叉点时含水饱和度54.9，油水相对渗透率0.034；残余油时含水饱和度71.45，水相渗透率4.110-3m2 。长6无水期驱油效率24.8%，含水95%时为35.3%，含水98%时为41.2%，最终为48.9%（表1-17）。表1-17 靖边地区水驱油数据表层位气体渗透率10-3m2孔隙度(%)驱油效率（%）无水期含水95%含水98%最终长65.9614.9724.835.341.248.9延97416.5741.4546.2152.3155.9延9水驱油实验结果表明：无水期驱油效率41.45； 含水95

37、时驱油效率46.21；含水98时驱油效率52.31；最终驱油效率55.90。3. 储层敏感性邻区敏感性实验结果表明，长6储层为弱水敏，弱酸敏、弱盐敏、弱无速敏为主；长2储层为中等偏弱水敏、弱速敏、中等偏弱酸敏、弱无盐敏。靖边地区杨米涧油田某区块岩心敏感性实验结果表明，延9储层无水敏（表1-18）；无速敏（图1-5、表1-19）；弱中等偏弱盐敏（图1-6、表1-20）。表1-18 靖边地区某区块延9岩心水敏性分析结果表 图1-5 靖边地区某油田某区块延9岩心速敏性实验曲线表1-19 靖边地区某区块延9岩心速敏性分析表表1-20 靖边地区某区块延9岩心速敏性实验数据表图1-6 靖边地区某区块延9岩

38、心盐敏性实验曲线表1-21 靖边地区某区块延9岩心盐敏性分析表表1-22 靖边地区某区块延9岩心盐敏性实验数据表1.2.5 油藏类型1、压力与温度系统随着油藏深度的增加，地层压力增大，本区油藏类型与靖安油田基本一致，延9平均井深700m800m，估算本区延9原始地层压力在4.2MPa4.8MPa，平均4.5MP左右；长6平均井深1390m1430m，估算本区长6原始地层压力在9.7MPa10.0MPa，平均9.8MP左右。2、油藏天然能量延9油藏受岩性和构造双重控制，油层物性较好，渗透率一般大于50mD，属中中高渗油藏，油水分异较好，油水界面较清楚，油藏见边水，原始驱动类型为弹性水压驱动。长6

39、为典型的岩性油藏，物性相对较好，属于低渗油藏，油藏完全受上倾方向致密层或砂体变化所控制。3、圈闭特征及油藏类型前已述及，靖边地区延9油藏受岩性和构造双重控制，油藏一般分布于砂体厚带、砂层顶面变高的部位。因此，侏罗系油藏是由构造和岩性双重作用下形成的岩性构造或构造岩性油藏。长6油藏主要受岩性控制，为典型的岩性油藏，天然驱动类型以弹性溶解气驱为主。1.3 储量计算及评价1.3.1 储量计算 1.计算方法 采取以油藏为单元，使用容积法进行计算的方法，其公式为：N=100Ah(1-Swi)o/Boi式中：N-原油地质储量，104t；A-含油面积，km2；h-油层平均有效厚度，m；-平均有效孔隙度，%；

40、Swi-平均原始含水饱和度，%；o-平均地面原油密度，t/m3；Boi-平均地层原油体积系数。2.储量参数的确定 (1)含油面积：小河地区杨57-33井区延长组长61油藏：目前油藏控制井10口，其中面积内油层井9口，平均油层厚度9.0m，试油7口，平均试油产量5t/d，该油藏为岩性油藏，油藏圈闭因素主要是是沉积相和储层物性的变化，砂体向两侧由主砂带渐变为泥岩间湾，故砂体两侧的泥岩沉积与砂体边部的致密砂岩形成油藏边部的遮挡带，砂体走向方向由于岩性和沉积压实的差异形成局部的致密砂岩遮挡。因此油藏面积的圈定如下： 根据靖边地区试油、油层厚度与砂层厚度关系的统计规律，2m油层可试出工业油流，油层厚度2

41、m一般对应砂层厚度10m。故本次含油面积的圈定是在砂体图上，砂体主体带两侧以砂层厚度10m线作为含油边界。 在砂体延伸方向上根据试油产量，北、南分别用工业油流井（新杨5030、杨5834）外推1km作为暂定含油边界。 根据以上确定方法，确定小河地区杨57-33井区延长组长61油藏面积6.39km2 小河地区杨57-33井区延安组延9油藏：目前油藏控制井1口，其中面积内油层井1口，油层（油水层）厚度10.7m，未试油，油层底部有1.6m的致密夹层与下部水层分隔。该油藏为构造岩性油藏，未见明显的油水界面，油藏构造下倾方向因构造变低而形成底水或者边水封闭，上傾方向因砂岩尖灭或者变薄变致密形成岩性遮挡

42、，因此含油面积的确定如下：油藏构造下倾方向未见到油水界面，暂以油层底界海拔圈定（680m）；油藏构造上倾方向为岩性遮挡，以砂岩厚度10m线作为含油边界。 油藏北部采用井距外推一个开发井距。根据以上方法，确定小河地区杨57-33井区延安组延9油藏含油面积1.12km2(2) 有效厚度：有效厚度下限由于本区资料较少，无法建立测井图版，有效厚度下限以及解释标准主要参考靖边地区的研究成果，靖边地区根据试油井的岩芯物性、岩性、含油性以及电性特征关系的研究表明：a延长组、延安组试油产出工业油流井的岩性均为细砂岩级以上，而粉砂岩与泥质砂岩一般均不含油。因此，储层有效厚度的岩性下限为细砂岩级。b.含油产状 根

43、据已获工业油流井含油产状分析，延长组、延安组储层含油在油斑级以上，可获得工业油流。储层有效厚度含油级下限确定为油斑。 c.物性下限值 利用经验统计法作孔、渗直方图和孔渗关系图，得出长6储层渗透率下限值0.1010-3m2，孔隙度下限值为8%，延9储层渗透率下限值310-3m2,孔隙度下限值为13%。d.有效厚度测井下限标准延长组长6使用单层试油资料，进行各种测井参数交会，获得测井参数限值标准为：深感应电阻率Rt8m，声波时差t217s/m。延安组延9使用单层试油资料，进行各种测井参数交会，获得测井参数限值标准为：深感应电阻率Rt10m，声波时差t235s/m。表1-23 测井参数标准下限数据表

44、层位岩性含油性物性电性标准研究方法KSORtt（mD）（%）（%）（m）（s/m）延安组细砂岩以上油斑级以上3134910235四性关系研究，制作有效厚度解释图版长6细砂岩以上油斑级以上0.108538 217e.有效厚度划分与夹层扣除有效厚度具体划分时以储层物性及测井参数下限为主，并参考地质录井、化验分析及邻近井的试（采）油资料综合分析确定，其顶底界依据测井曲线特征点，如声波时差曲线的变化拐点，参考视电阻率曲线的变化情况，自然电位的半幅点及微电极差异变化等综合考虑进行确定。由于油层内部常夹有薄层泥岩和致密砂岩，一般不含油，应在有效厚度解释中扣除，致密夹层在声波时差曲线上有明显的低值反映，电阻

45、率曲线值相对较高。泥质夹层则依据自然电位曲线明显回返、对应的自然伽马相对高值和微电极差异幅度明显变差或无差异等特征予以扣除。根据本区测井曲线的纵向分辨能力和解释精度及压裂工艺的实际情况，有效厚度的起算和夹层的起算厚度均为0.4m。 平均有效厚度取值据单井有效厚度，勾绘油层有效厚度等值线。因而，油藏平均有效厚度综合考虑了面积权衡和算术平均值，杨57-33井区延长组长6、延安组延9油藏分别采用9.0m、9.2m（具体见表1-24）。表1-24 油藏平均有效厚度取值表 区 块杨57-33 杨57-33层位长6延9井点算术平均（m）10811.6面积权衡（m）9.09.2有效厚度取值（m）9.09.2

46、(3) 平均孔隙度：杨57-33井区延长组长6油藏采用一口井35块样品岩心分析孔隙度13.14%，扣除0.4%转换到地层条件下12.7%参加储量计算，延安组延9油藏16.2%。(4) 原始含油饱和度：借用与计算储量油藏比较近，沉积相、油藏类型、储层物性、流体性质相似的油藏原始含油饱和度，杨57-33井区延长组长6油藏取值50、延安组延9油藏原始含油饱和度取值为60。表1-25 延长组长6原始含油饱和度被借用油藏储层、流体特征表区块层位厚度(m)渗透率(10-3um2)孔隙度(%)埋深(m)地下粘度(mPa.s)体积系数原油密度(t/m3)含油饱和度(%)盘古梁长610.11.7013.0197

47、02.261.2060.86253.0表1-26 延安组延9原始含油饱和度被借用油藏储层、流体特征表区块层位厚度(m)渗透率(10-3um2)孔隙度(%)脱气原油粘度(mPa.s)体积系数原油密度(t/m3)含油饱和度(%)白于山ZJ4延96.960.4177.31.160.85860盘古梁新56延99.03112.416.610.11.0670.86960盘古梁塞247延99341.216.911.911.0240.86460(5) 地面原油密度：根据地面原油密度分析算术平均值求取，杨57-33井区延长组长6油藏、延安组延9油藏分别取值为0.857g/cm3、0.864g/cm3。(6) 地

48、层原油体积系数和原始气油比：采用区内所取高压物性样品求取算术平均值。杨57-33井区延长组长6油藏、延安组延9油藏体积系数分别取值为1.225、1.024，原始气油比分别取值为72.9m3/t、2.0m3/t。(7)采收率采收率以类比法为主，参考其它方法，杨57-33井区延长组长6采收率取值为20、延安组延9油藏采收率取值为25。表1-27 延长组长6、延安组延9采收率被借用油藏储层、流体特征表区块分类层位厚度(m)渗透率(10-3um2)孔隙度(%)含油饱和度(%)埋深(m)地下粘度(mPa.s)体积系数原油密度（t/m3）采收率(%)盘古梁已开发区长610.11.7013.053.0197

49、02.091.2010.86223.0扩边天160长612.71.5312.053.018902.121.2060.85820.0白于山Zj4已开发区延96.860.4016.760.011143.201.0270.85325.0盘古梁新块新56延97.5116.0017.660.012785.471.0670.87025.0新块新52延912.0188.3016.260.012860.87125.0新块盘33-21延97.632.7916.260.08500.86725.03 计算结果根据以上参数选取，采用容积法计算，计算结果见表128： 表1-28 储量计算结果表 油藏含油面积(km2)有

50、效厚度(m)孔隙度(%)含油饱和度(%)原油密度(g/cm3)体积系数石油地质储量(104t)石油可采储量(104t)长68.8912.7500.8571.22535270.4延91.129.216.2600.8641.02484.521.14 储量评价小河地区杨57-33井区延长组长61油藏内完钻开发井9口，其中8口开发井比较集中，延安组延9油藏面积内完钻1口井开发井，相对油藏井控程度均比较低，油藏边界不确定，面积确定具有一定的预测性，有效厚度的取值采用实际资料，且结合了面积权衡，比较落实，其它参数取值在分析了临近地区的资料后进行了取值，比较可靠，总体评价储量落实程度低。1.4油藏工程论证1

51、.4.1 开发层系开发区主要含油层系为侏罗系延安组延9及三叠系延长组长6，含油面积局部迭合。1.划分原则主要考虑各层系的储量基础、沉积背景及储层物性之间的差异、油层间的跨度和流体的性质等。研究区三叠系延长组长6和侏罗系延安组延9的沉积背景不同、物性差异大(分别为3.2 mD、65.0mD左右)、油层跨度大、流体配伍性差异大，在油层迭合区必须采用分层系、不同开发井网的方式。侏罗系延安组延9具有较高的单井产能，但储量规模相对较小，物性差异也小，油层跨度小(10m20m)，迭合区可采用一套层系、一套井网开发(表1-11、1-12、1-13、1-14)。2.划分结果单油层区：采用一套井网、一套层系开发

52、。多油层迭合区：采用不同井网，分层系开发，如杨57-33井区。1.4.2 开发方式油田开发方式主要取决于油藏可利用的天然能量大小，它与油田的地质条件、流体性质、水体大小、边底水活跃程度以及采油速度等有关。1.补充能量开发的必要性本区延9油藏具有边底水，但局部地区边底水不十分活跃，需要注水补充能量开发。经测算，延9自然能量采收率（弹性采收率和溶解气驱采收率之和）为10.5%14.5%，因此仅靠自然能量开采，其采收率是比较低的。考虑到侏罗系油藏含油面积有限，以及开发效益，建议采取“先期采油，后期注水” 的开发方式。长6油藏为岩性油藏，原始气油比较高。原始驱动类型均以弹性溶解气驱为主，经测算，原始驱

53、动即弹性溶解气驱采收率仅为8%12%，自然能量开采采收率低，产量递减大，为了实现油井高产、稳产，提高最终采收率，需采用注水补充能量开发。2、注水开发的可行性（1）储层敏感性岩心敏感性实验结果表明，长6、延9储层无水敏，可以注水开发。（2）水驱油效率水驱油实验结果表明：本区延9、长6无水期驱油效率分别为41.45、24.8%；含水95时驱油效率分别为46.21、35.1%；含水98时驱油效率分别为52.31、41.2%；最终驱油效率分别为55.90和48.9%，由此可见，采用注水开发，可提高本区油藏的采收率。3.注水时机依据长庆油田注水开发实践，对渗透性较大的延9油藏采取同步注水的方式开发，可获

54、得较好的开发效果又可获得较高的采收率，因此，本区延9采用同步注水的开发方式。而对物性差、压力系数低的长6低渗透油藏，超前注水是行之有效的开发途径，因此，研究区长6油藏采用超前注水的开发方式。图1-7 五里湾长6不同注水时机产量对比曲线类型相似的靖安油田五里湾一区长6特低渗透油藏的开发实践证明，实施超前注水，可保持较高的地层压力及较大的有效生产压差，从而更有利建立有效的压力驱替系统，成功地减缓了油井产量的递减，有效地挖掘油井的生产潜力，使油田实现了长期高产、稳产。通过对五里湾一区142口不同注水时机的油井统计表明(图1-7)，尽管初期单井产量均相近（10t/d左右），但采用超前注水的油井，其产量

55、递减速度明显低于其它油井，当生产半年时，超前注水、同步注水、滞后3个月注水油井日产油分别为7.06t、5.91t、5.09t，当油井生产至一年以上时，各种注水时机的油井均能保持相对稳产状态，但稳产程度却不同，超前注水产量稳定在6.0t以上，同步注水产量稳定在5.5t左右，而滞后3个月注水产量稳定在4.4t左右。4. 超前注水时机超前注水由于在超前的时间内，只注不采，因此，提高了地层压力，当油井开抽时，可以建立较高的压力梯度，当超前时间内压力达到某一值后，油层中任一点的压力梯度均大于启动压力梯度，此时，便建立了有效的压力驱替系统。注水井同时超前注水时，对于一口注水井可看做有圆形封闭边界，在达到拟

56、稳态的情况下，其注入的体积与地层压力有如下关系：式中：平均地层压力；原始地层压力； ，即地层在范围内的体积；综合压缩系数；注入的流体体积；对上式两边求导有： 因，且在拟稳态时各点压降速度相同，所以有：由上式可得：所以，圆形封闭地层中心一口井拟稳态情况下满足下列数学模型： 边界条件为：为启动压力梯度。代入边界条件，积分可得：由于特低渗透油层具有启动压力梯度，因此要建立有效的压力驱替系统，必须使油水井之间的压力梯度大于启动压力梯度。通过对超前、同步、滞后等不同注水时机的研究表明，不同注水时机，油井单井产量不同。超前注水由于补充能量及时，初期单井产量高，并且在相同时间内，采出程度高。根据同步注水、超前16个月7个方案的计算结果看，随着超前注水时间延长，累积注入体积增大，单井产量是呈直线上升，但在累积注水量、地层压力达到一定水平时，单井产量增幅达到最大。当地层压力保持水平达到118.6%、累积注水量达到0.7%PV时，单井产量递增幅度最大（表1-29）。表1-29 不同注水时机效果对比表地层压力保持水平(%)100104.7111.411