1、李李 明明 川川 中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院第一部分第二部分第三部分第一部分前言1 范圍2 規(guī)范性引用文件3 開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識(shí)4 開發(fā)效果評(píng)價(jià)5 剩余油分布研究6 開發(fā)調(diào)整原則和方法7 開發(fā)調(diào)整方案部署8 開發(fā)調(diào)整方案實(shí)施要求9 開發(fā)調(diào)整方案報(bào)告的編寫要求目 次SY/T 5851-2005 本 標(biāo) 準(zhǔn) 整合修訂并代替SY/T 5851-1993砂巖油田注水開發(fā)調(diào)整方案編制技術(shù)要求、SY/T6209-1996復(fù)雜斷塊油田調(diào)整方案編制技術(shù)要求和SY/T 6425-2000熱采稠油油藏開發(fā)調(diào)整方案編制技術(shù)要求蒸汽吞吐部分。主要修改內(nèi)容如下: 開 發(fā) 效

2、果評(píng)價(jià)部分增加了“注采比、采油速度、遞減率、套損狀況、地層能量的保持情況、注入 劑 的 利 用 率 等 指標(biāo)的評(píng)價(jià)和對(duì)油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)”內(nèi)容。 在 調(diào)整方法里增加了“研究相應(yīng)調(diào)整界限和方法”內(nèi)容。 指 標(biāo) 預(yù)測(cè)由原來的10年，改為10年一15年。 對(duì) 標(biāo) 準(zhǔn)的局部結(jié)構(gòu)進(jìn)行了調(diào)整，使方案編制的邏輯性、層次性更加清晰。 由 于油田狀況不同，刪除了水驅(qū)控制程度、儲(chǔ)量動(dòng)用程度等定量指標(biāo)。 針 對(duì)開發(fā)存在的不同問題，增加了不同的調(diào)整挖潛方法。 刪 除 了標(biāo)準(zhǔn)中的具體附表格式。本標(biāo) 準(zhǔn) 由 油氣田開發(fā)專業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化委員會(huì)提出并歸口。本 標(biāo) 準(zhǔn) 起草單位:大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院。本 標(biāo) 準(zhǔn) 起草

3、人:林影。本 標(biāo) 準(zhǔn) 所代替標(biāo)準(zhǔn)的歷次版本發(fā)布情況為: S Y / T 5851-1993; SY /T 6209-1996; S Y / T 6425-2000.中華人民共和國(guó)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5851-2005代替SY/T5851-1993，SY/T6209-1996，SY/T6425-2000 -油田開發(fā)調(diào)整方案編制技術(shù)要求Technical requirements for compilation of adjusting development design for oilfield2005-07-26發(fā)布 2005-11-01實(shí)施國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì) 發(fā)布1 1 范圍范圍

4、本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了砂巖油藏，包括復(fù)雜斷塊油藏和熱采稠油油藏（蒸汽吞吐部分）的開發(fā)調(diào)整方案編制內(nèi)容、方法和技術(shù)要求。 本標(biāo)準(zhǔn)適用于砂巖油藏、復(fù)雜斷塊油藏和熱采稠油油藏（蒸汽吞吐部分）的開發(fā)調(diào)整方案編制。 2 規(guī)范性引用文件規(guī)范性引用文件 下列文件中的條款通過本標(biāo)準(zhǔn)的引用而成為本標(biāo)準(zhǔn)的條款 凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內(nèi)容）或修訂版均不適用于本標(biāo)準(zhǔn)，然而，鼓勵(lì)根據(jù)本標(biāo)準(zhǔn)達(dá)成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本標(biāo)準(zhǔn)。 GB/T19492 石油天然氣資源/儲(chǔ)量分類 DZ/T0 217 石油天然氣儲(chǔ)量計(jì)算規(guī)范 SY/T5367 石油可

5、采儲(chǔ)量計(jì)算方法 SY/T5615 石油天然氣地質(zhì)編圖規(guī)范及圖式 SY/T6167 油藏天然能量評(píng)價(jià)方法 SY/T6193 稠油注蒸汽開發(fā)可采儲(chǔ)量標(biāo)定方法 SY/T6219 油田開發(fā)水平分級(jí)GB/T19492 石油天然氣資源/儲(chǔ)量分類DZ/T0 217 石油天然氣儲(chǔ)量計(jì)算規(guī)范SY/T5615 石油天然氣地質(zhì)編圖規(guī)范及圖式SY/T6167 油藏天然能量評(píng)價(jià)方法SY/T6193 稠油注蒸汽開發(fā)可采儲(chǔ)量標(biāo)定方法SY/T6219 油田開發(fā)水平分級(jí)第二部分目 錄一、開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識(shí)二、開發(fā)效果評(píng)價(jià)三、剩余油分布研究四、調(diào)整原則和方法五、開發(fā)調(diào)整方案部署六、開發(fā)調(diào)整方案實(shí)施要求七、開發(fā)調(diào)整方案報(bào)告

6、的編寫要求 1、對(duì)油田構(gòu)造特征、斷層及裂縫發(fā)育情況進(jìn)行認(rèn)識(shí)，分析對(duì)開發(fā)效果的影響對(duì)開發(fā)效果的影響。 2、對(duì)儲(chǔ)層的沉積微相進(jìn)行認(rèn)識(shí)，分析不同微相在開發(fā)過程中對(duì)油水分布的影響油水分布的影響。 3、闡述油層巖石表面潤(rùn)濕性、孔隙結(jié)構(gòu)、粘土礦物、膠結(jié)狀況、地層溫度的變化情況。 4、對(duì)儲(chǔ)層的旋回性、非均質(zhì)性進(jìn)行認(rèn)識(shí)。 5、對(duì)各油層組之間、砂巖族之間以及各單層之間隔層的巖性、產(chǎn)狀、滲透性、厚度、分布特征進(jìn)行認(rèn)識(shí)，分析不同隔層狀況在措施前后對(duì)層間或開發(fā)層系之間串流的影響措施前后對(duì)層間或開發(fā)層系之間串流的影響。（一）開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識(shí)技術(shù)要求 6、對(duì)平面上、縱向上油、氣、水性質(zhì)和分布狀況進(jìn)行認(rèn)識(shí)，進(jìn)一步

7、搞清其在開發(fā)過程中的變化特點(diǎn)。 7、對(duì)于稠油油藏還要搞清餾分、粘溫關(guān)系及其在開發(fā)過程中的變化；進(jìn)行原始及開發(fā)過程中原油流變性、分析；進(jìn)行原始及開發(fā)過程中油水、油氣相對(duì)滲透率試驗(yàn)特征值對(duì)比、分析；進(jìn)行原始及開發(fā)過程中驅(qū)油效率的對(duì)比、分析和不同開采階段的油藏溫度的分布及其變化規(guī)律研究。 8、對(duì)地質(zhì)儲(chǔ)量參數(shù)進(jìn)行再認(rèn)識(shí)，按新參數(shù)復(fù)算地質(zhì)儲(chǔ)量復(fù)算地質(zhì)儲(chǔ)量并匯總結(jié)果（包括天然氣儲(chǔ)量）。按油層分類將新儲(chǔ)量與原儲(chǔ)量對(duì)比，分析地質(zhì)儲(chǔ)量變化的原因地質(zhì)儲(chǔ)量變化的原因，儲(chǔ)量計(jì)算及評(píng)價(jià)按GB/T19492和DZ/T0217執(zhí)行。 9、對(duì)油藏天然能量進(jìn)行評(píng)價(jià)，分析開發(fā)過程中油藏壓力的變化情況，搞清其對(duì)開發(fā)效果的影響，油藏

8、天然能量評(píng)價(jià)方法按SY/T6167執(zhí)行。 10、根據(jù)調(diào)整區(qū)的地質(zhì)再認(rèn)識(shí)結(jié)果，重新建立地質(zhì)模型，繪制各類油層的小層平面圖和相帶圖。 11、對(duì)于斷塊油藏以獨(dú)立斷塊為單元對(duì)油藏地質(zhì)特征重新認(rèn)識(shí)。（二）開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識(shí)具體做法動(dòng)態(tài)、高壓物性數(shù)據(jù)庫(kù)大 慶 油 田 精 細(xì) 油 藏 描 述 地質(zhì)建模油藏模擬基礎(chǔ)地質(zhì)構(gòu)造模型地層、油層細(xì)分對(duì)比精細(xì)構(gòu)造沉積微相微觀物理特征儲(chǔ)層敏感性裂縫、地應(yīng)力分布油水分布及流體性質(zhì)區(qū)域沉積、構(gòu)造背景儲(chǔ)層格架模型裂縫分布模型油藏屬性模型靜態(tài)資料數(shù)據(jù)庫(kù)沉積微相圖數(shù)字化裂縫、地應(yīng)力參數(shù)提取修改、完善地質(zhì)模型歷史擬合剩余油飽和度分布開發(fā)效果評(píng)價(jià)剩余油類型及分布粗化地質(zhì)模型加密

9、調(diào)整、注采系統(tǒng)調(diào)整、確定射孔部位、優(yōu)化壓裂設(shè)計(jì)、套管防護(hù)等對(duì)于調(diào)整方案地質(zhì)基礎(chǔ)一般要求進(jìn)行精細(xì)油藏描述精細(xì)油藏描述低滲透及裂縫發(fā)育油藏（二）開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識(shí)具體做法1、構(gòu)造斷裂特征構(gòu)造特征u構(gòu)造形態(tài)分析閉合面積、閉合高度、傾角、含油高度及構(gòu)造上下變異情況等 u斷裂特征描述斷層性質(zhì)、條數(shù)、密度、產(chǎn)狀、斷距、密封性及斷層復(fù)雜程度。 應(yīng)用老地震重新解釋，或者新的地震資料處理解釋，結(jié)合開發(fā)井鉆遇斷層及油層海拔深度資料，對(duì)調(diào)整區(qū)斷層和構(gòu)造特征進(jìn)行精細(xì)描述斷層和構(gòu)造特征進(jìn)行精細(xì)描述：調(diào)整區(qū)塊精細(xì)構(gòu)造、斷裂特征 1992 1992年，整個(gè)宋芳屯構(gòu)造進(jìn)行了年，整個(gè)宋芳屯構(gòu)造進(jìn)行了0.30.30.3k

10、m0.3km的密測(cè)網(wǎng)數(shù)的密測(cè)網(wǎng)數(shù)字字地震精查地震精查，通過密測(cè)網(wǎng)地震精查后表明，通過密測(cè)網(wǎng)地震精查后表明，構(gòu)造構(gòu)造隆起面積為隆起面積為98.0km98.0km2 2，高點(diǎn)在芳，高點(diǎn)在芳1717井附近，海拔高度井附近，海拔高度-1310m-1310m，隆起幅度為，隆起幅度為25m25m。 項(xiàng)項(xiàng)目目 構(gòu)構(gòu)造造名名稱稱 構(gòu)構(gòu)造造面面積積 （k km m2 2） 隆隆起起幅幅度度 （m m） 軸軸 向向 長(zhǎng)長(zhǎng)軸軸 （k km m） 短短軸軸 ( (k km m) ) 北北西西 2 23 30 0（東東側(cè)側(cè)） 1 12 2. .0 0 1 1. .5 54 4. .0 0 宋宋芳芳屯屯 鼻鼻狀狀構(gòu)構(gòu)造造

11、 9 98 8. .0 0 2 25 5. .0 0 北北西西 1 15 50 0（西西側(cè)側(cè)） 7 7. .0 0 2 2. .0 03 3. .0 0 宋芳屯油田密測(cè)網(wǎng)地震精查后構(gòu)造要素表宋芳屯油田密測(cè)網(wǎng)地震精查后構(gòu)造要素表 宋芳屯北部宋芳屯北部 宋芳屯油田北部地區(qū)包括宋芳屯試驗(yàn)區(qū)、祝三試驗(yàn)區(qū)、芳707、芳17、芳6、芳507等6個(gè)區(qū)塊?？傮w構(gòu)造形態(tài)為北西高南北西高南東低，西南低東南高，東低，西南低東南高，斷層較發(fā)育。斷層較發(fā)育。宋芳屯北部宋芳屯北部2、沉積微相劃分與組合 主要是根據(jù)開發(fā)井資料對(duì)油層進(jìn)行細(xì)分與細(xì)分與對(duì)比對(duì)比，并在此基礎(chǔ)上重新劃分沉積微相重新劃分沉積微相（繪制沉積微相圖），并對(duì)

12、各微相進(jìn)行精細(xì)描述，同時(shí)分析不同沉積相帶儲(chǔ)層的含油性及物性含油性及物性差異差異。 宋芳屯北部宋芳屯北部芳96-94井芳96-94井RMG (N)RMG (N)1480149015001510152015301540SPSP芳96-96井芳96-96井RMG (N)RMG (N)1480149015001510152015301540SPSP芳96-98井芳96-98井RMG (N)RMG (N)1480149015001510152015301540SPSP芳96-101井芳96-101井RMG (N)RMG (N)1490150015101520153015401550SPSP芳96-102

13、井芳96-102井SPSP149015001510152015301540RMG (N)RMG (N)芳96-104井芳96-104井RMG (N)RMG (N)1490150015101520153015401550SPSP芳96-106井芳96-106井RMG (N)RMG (N)1490150015101520153015401550SPSP芳96-108井芳96-108井RMG (N)RMG (N)1510152015301540155015601570SPSP芳96-94-芳96-108井小層對(duì)比橫剖面圖芳96-94-芳96-108井小層對(duì)比橫剖面圖P1P21P222P3P41P42

14、P5P511P52P7P6P7P8P922芳芳96-9496-9496-10896-108井小層對(duì)比橫剖面圖井小層對(duì)比橫剖面圖 在葡1頂及葡5底部輔助標(biāo)準(zhǔn)層控制下，對(duì)于湖相湖相及三角洲外前緣相三角洲外前緣相采用等厚對(duì)比等厚對(duì)比的原則；對(duì)于三角洲內(nèi)前緣相席狀砂采用等厚對(duì)比等厚對(duì)比、分流河道砂不等厚對(duì)比原則不等厚對(duì)比原則；對(duì)于三角洲分流平原相采取不等厚對(duì)比的方法，將宋芳屯油田葡萄花油層葡萄花油層原9個(gè)小層細(xì)分為12個(gè)沉積單元。1)細(xì)分沉積單元宋芳屯北部宋芳屯北部芳96-94井芳96-94井RMG (N)RMG (N)1480149015001510152015301540SPSP芳96-96井芳9

15、6-96井RMG (N)RMG (N)1480149015001510152015301540SPSP芳96-98井芳96-98井RMG (N)RMG (N)1480149015001510152015301540SPSP芳96-101井芳96-101井RMG (N)RMG (N)1490150015101520153015401550SPSP芳96-102井芳96-102井SPSP149015001510152015301540RMG (N)RMG (N)芳96-104井芳96-104井RMG (N)RMG (N)1490150015101520153015401550SPSP芳96-106

16、井芳96-106井RMG (N)RMG (N)1490150015101520153015401550SPSP芳96-108井芳96-108井RMG (N)RMG (N)1510152015301540155015601570SPSP芳96-94-芳96-108井小層對(duì)比橫剖面圖芳96-94-芳96-108井小層對(duì)比橫剖面圖P1P21P222P3P41P42P5P511P52P7P6P7P8P922芳芳96-9496-9496-10896-108井小層對(duì)比橫剖面圖井小層對(duì)比橫剖面圖 在葡1頂及葡5底部輔助標(biāo)準(zhǔn)層控制下，對(duì)于湖相及三角洲外前緣相采用等厚對(duì)比的原則；對(duì)于三角洲內(nèi)前緣相席狀砂采用等厚

17、對(duì)比、分流河道砂不等厚對(duì)比原則；對(duì)于三角洲分流平原相采取不等厚對(duì)比的方法，將宋芳屯油田葡萄花油層原9個(gè)小層細(xì)分為12個(gè)沉積單元。2)油層細(xì)分與對(duì)比宋芳屯北部宋芳屯北部依據(jù)依據(jù)巖石剖面結(jié)巖石剖面結(jié)構(gòu)特征構(gòu)特征，將三肇，將三肇地區(qū)地區(qū)葡一組油層葡一組油層按按巖相巖相劃分標(biāo)準(zhǔn)，劃分標(biāo)準(zhǔn)，分為分為五種沉積亞五種沉積亞相相。3)沉積微相劃分沉積微相劃分宋芳屯北部宋芳屯北部4)微相精細(xì)描述微相精細(xì)描述通過垂向上精細(xì)對(duì)比，劃分沉積單元；平面上細(xì)分沉積微相，以及微相合理組合與描述，對(duì)砂體分布特征有了一個(gè)比較全面的認(rèn)識(shí)。根據(jù)各沉積單元砂體的分布規(guī)模和形態(tài)，繪制出12個(gè)沉積單元的沉積微相圖，統(tǒng)計(jì)各沉積單元不同微相

18、鉆遇狀況。河河道道砂砂體體 主主體體席席狀狀砂砂 未未劃劃砂砂體體 項(xiàng)項(xiàng)目目 沉沉積積 單單元元 鉆鉆 遇遇 井井 數(shù)數(shù)（口口） 鉆鉆 遇遇 率率 （% %） 井井?dāng)?shù)數(shù) 口口 砂砂 巖巖 m m 有有效效 厚厚度度 m m 鉆鉆遇遇 率率（% %） 井井?dāng)?shù)數(shù) 口口 砂砂 巖巖 m m 有有效效 厚厚度度 m m 鉆鉆遇遇 率率 （% %） 井井?dāng)?shù)數(shù) 口口 砂砂 巖巖 m m P PI I1 10 00 0 1 16 64 4 5 56 6. .3 36 6 2 24 4 3 37 7. .2 2 2 25 5. .4 4 1 14 4. .6 6 9 96 6 1 12 22 2. .2 2

19、2 23 3. .9 9 5 58 8. .5 5 4 44 4 4 40 0. .0 0 P PI I2 21 10 0 9 99 9 3 34 4. .0 02 2 2 27 7 4 44 4. .2 2 2 26 6. .5 5 2 27 7. .3 3 5 57 7 4 48 8. .7 7 7 7. .1 1 5 57 7. .6 6 1 15 5 1 10 0. .1 1 P PI I2 22 20 0 1 15 53 3 5 52 2. .5 58 8 4 42 2 1 10 01 1. .1 1 5 52 2. .4 4 2 27 7. .5 5 7 75 5 8 83 3.

20、.1 1 1 14 4. .5 5 4 49 9. .0 0 3 36 6 3 31 1. .0 0 P PI I3 30 00 0 1 13 37 7 4 47 7. .0 08 8 5 57 7 1 10 08 8. .2 2 5 54 4. .7 7 4 41 1. .6 6 6 62 2 4 47 7. .3 3 5 5. .0 0 4 45 5. .3 3 1 18 8 1 13 3. .8 8 P PI I4 41 10 0 1 10 03 3 3 35 5. .0 04 4 4 42 2 8 84 4. .5 5 4 44 4. .6 6 4 40 0. .8 8 4 42 2

21、5 53 3. .3 3 0 0. .6 6 4 40 0. .8 8 1 19 9 1 17 7. .8 8 P PI I4 42 20 0 8 85 5 2 29 9. .2 21 1 1 17 7 3 31 1. .8 8 1 16 6. .5 5 2 20 0. .0 0 4 47 7 5 57 7. .3 3 9 9. .0 0 5 55 5. .3 3 2 21 1 1 18 8. .3 3 P PI I5 51 10 0 9 96 6 3 32 2. .9 99 9 2 22 2 3 36 6. .9 9 2 21 1. .4 4 2 22 2. .9 9 6 61 1 5 51

22、 1. .6 6 7 7. .1 1 6 63 3. .5 5 1 13 3 1 12 2. .2 2 P PI I5 52 20 0 1 10 08 8 3 37 7. .1 11 1 3 39 9 9 90 0. .6 6 4 49 9. .6 6 3 36 6. .1 1 5 54 4 5 59 9. .6 6 9 9. .9 9 5 50 0. .0 0 1 15 5 1 12 2. .5 5 P PI I6 60 00 0 1 13 37 7 4 47 7. .0 08 8 5 58 8 1 11 18 8. .4 4 6 62 2. .4 4 4 42 2. .3 3 6 67 7

23、 5 56 6. .4 4 7 7. .4 4 4 48 8. .9 9 1 12 2 9 9. .8 8 P PI I7 70 00 0 1 12 27 7 4 43 3. .6 64 4 2 25 5 6 63 3. .5 5 3 31 1. .2 2 1 19 9. .7 7 8 82 2 1 16 65 5. .4 4 3 31 1. .6 6 6 64 4. .6 6 2 20 0 1 16 6. .5 5 P PI I8 80 00 0 1 16 61 1 5 55 5. .3 33 3 3 33 3 7 76 6. .0 0 3 39 9. .8 8 2 20 0. .5 5 1

24、 10 08 8 1 17 72 2. .1 1 2 24 4. .6 6 6 67 7. .1 1 2 20 0 1 15 5. .7 7 P PI I9 90 00 0 1 10 01 1 3 34 4. .7 71 1 4 4 9 9. .6 6 8 8. .0 0 4 4. .0 0 9 90 0 1 11 17 7. .5 5 2 21 1. .1 1 8 89 9. .1 1 7 7 7 7. .0 0 宋芳屯北部宋芳屯北部宋芳屯北部宋芳屯北部5)不同沉積相帶儲(chǔ)層的含油性及物性差異不同沉積相帶儲(chǔ)層的含油性及物性差異 不同的沉積亞相和微相，其不同的沉積亞相和微相，其物性參數(shù)存在較大的

25、差異物性參數(shù)存在較大的差異，分流河道砂、水下分流河道砂、濱湖灘地砂的儲(chǔ)層物性發(fā)分流河道砂、水下分流河道砂、濱湖灘地砂的儲(chǔ)層物性發(fā)育相對(duì)較好。分流間薄層砂、斷續(xù)席狀砂、席狀砂、淺水育相對(duì)較好。分流間薄層砂、斷續(xù)席狀砂、席狀砂、淺水淤積薄層砂的物性參數(shù)值低淤積薄層砂的物性參數(shù)值低3 3、儲(chǔ)層特征、儲(chǔ)層特征 主要是取心資料和壓汞資料以及鉆遇砂巖和有效厚度資料，對(duì)調(diào)整區(qū)巖性及物性分布特、孔隙結(jié)構(gòu)特征、砂體規(guī)模及空間分布和儲(chǔ)層鉆遇情況評(píng)評(píng)價(jià)。3 3、儲(chǔ)層特征、儲(chǔ)層特征 宋芳屯北部宋芳屯北部 儲(chǔ)層巖石為細(xì)粒硬砂質(zhì)長(zhǎng)石砂巖及硬砂質(zhì)長(zhǎng)石粗粉砂巖，石英含量35%，巖屑含量18%。顆粒磨圓度次尖次圓；風(fēng)化程度中等

26、、深中等；分選好。平均空氣滲透率為208.210-3m2，主要分布在50-20010-3m2區(qū)間。區(qū)區(qū) 塊塊 井井 號(hào)號(hào) 孔孔 隙隙 度度 （ % ） 滲滲 透透 率率 （ 10-3 m2） 芳芳6 2 23 3. .7 7 1 13 30 0. .6 6 芳芳608 2 20 0. .8 8 7 73 3. .6 6 芳芳7 70 08 8 2 23 3. .6 6 2 20 03 3. .7 7 芳芳6 芳芳6 60 09 9 2 23 3. .3 3 9 90 0. .5 5 區(qū)區(qū) 塊塊 平平 均均 值值 2 22 2. .9 9 1 12 24 4. .6 6 芳芳7 70 07 7

27、芳芳7 70 07 7 2 24 4. .6 6 3 38 87 7. .2 2 區(qū)區(qū) 塊塊 平平 均均 值值 2 24 4. .6 6 3 38 87 7. .2 2 芳芳1 17 7 芳芳1 17 7 2 23 3. .0 0 1 11 12 2. .7 7 區(qū)區(qū) 塊塊 平平 均均 值值 2 23 3. .0 0 1 11 12 2. .7 7 總總 平平 均均 值值 2 23 3. .5 5 2 20 08 8. .2 2 1)巖性及物性分布特征巖性及物性分布特征3 3、儲(chǔ)層特征、儲(chǔ)層特征 宋芳屯北部宋芳屯北部2)孔隙類型及孔隙結(jié)構(gòu)特征 巖石掃描電鏡資料分析表明，孔隙類型以原生粒間孔為主

28、，其次為溶蝕孔和晶間孔，少量為粒間裂縫。 膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，膠結(jié)類型以再生孔隙、接觸再生、孔隙接觸式膠結(jié)類型為主，其次為孔隙、孔隙-再生式膠結(jié)。 根據(jù)101塊樣品毛管壓力曲線的測(cè)定結(jié)果，多數(shù)毛管壓力曲線偏向左下方，不同程度的出現(xiàn)平臺(tái)，顯示屬于細(xì)-中歪度，表明儲(chǔ)層巖石所控制的孔隙連通性較好。 巖樣孔隙分布一般出現(xiàn)雙峰，第一峰位在0.1 m附近，對(duì)儲(chǔ)層滲透能力貢獻(xiàn)不大；第二峰位在4-12m之間，峰值大多小于30%，對(duì)儲(chǔ)層滲透能力起主要貢獻(xiàn)，其貢獻(xiàn)值一般在30-50%。3 3、儲(chǔ)層特征、儲(chǔ)層特征 宋芳屯北部宋芳屯北部3)砂體規(guī)模及空間分布砂體規(guī)模及空間分布 宋芳屯油田北部芳宋芳屯油田北部芳6 6區(qū)塊

29、各沉積單元鉆遇狀況統(tǒng)計(jì)表區(qū)塊各沉積單元鉆遇狀況統(tǒng)計(jì)表 評(píng)價(jià)指標(biāo)PI1PI21PI22PI3PI41PI42PI51PI52PI6PI7PI8PI9統(tǒng)計(jì)井?dāng)?shù)（口）146146146146146146146146146146146146鉆遇總井?dāng)?shù)（口）1104874695534474975697646砂巖鉆遇率（）75.34 32.88 50.68 47.26 37.67 23.29 32.19 33.56 51.37 47.2652.05 31.51有效鉆遇率（）67.1223.9744.5244.5230.8216.4423.2926.0351.3740.4137.6720.55鉆遇總砂巖厚度

30、（m）107.652.185.380.977.035.349.963.192.5137.9139.949.8平均鉆遇砂巖厚度（m）0.971.081.151.171.401.031.061.281.231.991.841.08鉆遇總有效厚度（m）75.247.063.669.257.918.935.338.487.081.876.521.4平均鉆遇有效厚度（m）0.680.980.861.001.050.560.750.781.161.191.000.47全區(qū)平均砂巖厚度（m）0.730.350.580.550.520.240.340.430.630.940.950.34全區(qū)平均有效厚度（m）

31、0.520.320.440.470.400.130.240.260.600.560.520.15包括：砂體規(guī)模：砂體方向、砂體厚度、砂體寬度、砂體長(zhǎng)度 砂體空間分布 砂體連續(xù)系數(shù)：砂體連續(xù)系數(shù)是單層有效厚度大于平均有效厚度的井?dāng)?shù)與鉆遇有效總井?dāng)?shù)的比值 3 3、儲(chǔ)層特征、儲(chǔ)層特征 宋芳屯北部宋芳屯北部4)調(diào)整區(qū)塊儲(chǔ)層鉆遇情況宋芳屯油田北部葡萄花油層各沉積單元砂體連續(xù)系數(shù)統(tǒng)計(jì)表宋芳屯油田北部葡萄花油層各沉積單元砂體連續(xù)系數(shù)統(tǒng)計(jì)表單元項(xiàng)目PI1PI21PI22PI3PI41PI42PI51PI52PI6PI7PI8PI9平均有效厚度（m）0.300.340.440.440.440.300.300.5

32、50.510.490.400.29連續(xù)系數(shù)0.830.850.770.800.820.950.920.730.840.880.780.86評(píng)價(jià)結(jié)果 井網(wǎng)對(duì)砂體的控制程度較低。平面發(fā)育許多走向不同的斷層，這些斷層兩盤的砂泥比存在一定差異，表明了儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性較嚴(yán)重。 裂縫及地應(yīng)力描述內(nèi)容u天然裂縫a)裂縫類型：給出按不同成因劃分的天然裂縫類型。b)裂縫特征描述：包括裂縫基本特征、產(chǎn)狀、力學(xué)成因、充填程度、有效性、發(fā)育程度、發(fā)育方位、分布規(guī)律等。u地應(yīng)力及人工壓裂縫a)地應(yīng)力描述：包括現(xiàn)代地應(yīng)力方向、地應(yīng)力數(shù)值、地應(yīng)力類型、地應(yīng)力分布描述。b)壓裂縫u裂縫對(duì)油田開發(fā)的影響 4 4、儲(chǔ)層裂縫及地應(yīng)

33、力特征描述、儲(chǔ)層裂縫及地應(yīng)力特征描述（1）描述內(nèi)容u1)天然裂縫 露露 頭頭 剪剪 切切 縫縫小斷層平面共軛剖面共軛 黑黑 龍龍 江省江省 賓賓 縣縣 泉泉 頭頭 組組 野野 外外 露露 頭頭 剖剖 面面 輪輪 廓廓研究剖面松花江 野外露頭 研究天然裂縫主要方法：有野外露頭踏勘、巖心觀察、MVE軟件、古地磁測(cè)試、鉆井傾角等（2）描述方法朝朝50翼部翼部u1)天然裂縫巖心觀察成成因因構(gòu)造裂縫構(gòu)造裂縫沉積沉積-成巖成巖-構(gòu)造裂縫構(gòu)造裂縫大裂縫大裂縫微裂縫微裂縫 層間裂縫層間裂縫低角度構(gòu)造裂縫低角度構(gòu)造裂縫層間裂縫層間裂縫網(wǎng)狀裂縫網(wǎng)狀裂縫巖心觀察巖心觀察包括探井、評(píng)價(jià)井、開發(fā)井和檢查井取心井巖心資料

34、 F F F F Y Y 油田油田 觀察觀察 井?dāng)?shù)井?dāng)?shù) ( (口口) ) 芯長(zhǎng)芯長(zhǎng) (m)(m) 裂縫裂縫 條數(shù)條數(shù) 裂縫裂縫 頻率頻率 ( (條條/m)/m) 芯長(zhǎng)芯長(zhǎng) (m)(m) 裂縫裂縫 條數(shù)條數(shù) 裂縫裂縫 頻率頻率 ( (條條/m)/m) 芯長(zhǎng)芯長(zhǎng) (m)(m) 裂縫裂縫 條數(shù)條數(shù) 裂縫裂縫 頻率頻率 ( (條條/m)/m) 頭臺(tái)頭臺(tái) 3838 2707.52707.5 155155 0.0570.057 1135.01135.0 9494 0.0830.083 1572.51572.5 6161 0.0390.039 朝陽溝朝陽溝 2525 2336.12336.1 108108

35、0.0460.046 219.83219.83 1616 0.0720.072 2116.32116.3 9292 0.0440.044 肇州肇州 2525 1737.31737.3 4646 0.0260.026 656.52656.52 2323 0.0350.035 1080.81080.8 2323 0.0210.021 榆樹林榆樹林 3434 3643.03643.0 4444 0.0120.012 823.61823.61 2222 0.0210.021 2819.42819.4 2222 0.0080.008 根據(jù)朝陽溝油田25口井扶楊油層2336.1m巖心觀察結(jié)果，共發(fā)現(xiàn)裂縫1

36、08條，裂縫頻率0.046條/m。與已開發(fā)的其它油田扶楊油層相比，朝陽溝油田裂縫發(fā)育程度相對(duì)較高。 u2)地層傾角測(cè)井 應(yīng)用地層傾角測(cè)井資料，進(jìn)行電導(dǎo)率異常裂縫檢測(cè)，識(shí)別砂泥巖地層裂縫和裂縫方向。朝陽溝油田楊油層地層傾角測(cè)井資料的井電導(dǎo)率異常裂縫方位檢測(cè)，走向NE600-SE1100。 朝陽溝油田對(duì)17口井32塊裂縫巖心測(cè)試，裂縫以90100 方向?yàn)橹鳎芽p走向?yàn)镹E85。u3)古地磁測(cè)試朝陽溝油田顯裂縫方位玫瑰花圖依據(jù)地震資料，應(yīng)用MVE描述軟件預(yù)測(cè)天然裂縫MVE裂縫預(yù)測(cè)u4)地應(yīng)力描述地應(yīng)力描述方法主要巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)和有限元數(shù)模。人工壓裂縫方向與最大水平主應(yīng)力方向一致。 朝陽溝油田扶楊油層，

37、在油田開發(fā)中以近東西向裂縫中流體的滲流速度最快，使東西方向的動(dòng)態(tài)反應(yīng)最明顯。三肇地區(qū)扶楊油層裂縫開度與現(xiàn)代應(yīng)力場(chǎng)關(guān)系u5)注水開發(fā)后裂縫對(duì)開發(fā)效果的影響分析研究方法主要是注水開發(fā)特征和示蹤劑和微地震方法相結(jié)合。5、儲(chǔ)層非均質(zhì)性儲(chǔ)層非均質(zhì)特征評(píng)價(jià)宏觀非均質(zhì)性 微觀非均質(zhì)性 層間非均質(zhì)性 平面非均質(zhì)性 孔隙非均質(zhì)性顆粒非均質(zhì)性 層內(nèi)非均質(zhì)性分層系數(shù)（An） 砂巖密度（Sn） 砂巖鉆遇率差異 層間非均質(zhì)性研究 層間非均質(zhì)性考慮以下三方面進(jìn)行評(píng)價(jià)：層內(nèi)非均質(zhì)性研究 層內(nèi)非均質(zhì)性指一個(gè)單砂層規(guī)模內(nèi)垂向上的儲(chǔ)層特征變化。主要從兩方面進(jìn)行評(píng)價(jià) 粒度韻律砂體的連通性差異 砂體幾何形態(tài)砂體規(guī)模及各向 連續(xù)性砂體

38、內(nèi)的孔隙度、滲透率平面變化及方向性平面非均質(zhì)性研究 平面非均質(zhì)性考慮以下三方面進(jìn)行評(píng)價(jià)：層內(nèi)非均質(zhì)性 從粒度韻律、沉積構(gòu)造上表現(xiàn)出在單砂層規(guī)模內(nèi)垂向上儲(chǔ)層物性的變化，導(dǎo)致單砂層層理間非均質(zhì)的存在。平面非均質(zhì)性 不同的沉積亞相和微相，其物性參數(shù)存在較大的差異。 宋芳屯油田北部不同沉積微相物性參數(shù)對(duì)比表 調(diào)整區(qū)每個(gè)沉積單元內(nèi)部沉積單元內(nèi)部砂巖厚度和有效厚度分布極不均勻，砂體連續(xù)性差，不同微相砂體發(fā)育狀況的差異性也較大，平面發(fā)育許多走向不同的斷層，這些斷層兩盤的砂泥比存在一定差異。 參 數(shù)沉 積 亞 相粒度中值（mm）中砂含量（%）空氣滲透率（10-3m2）三角洲分流平原相分流河道砂0.1611.0

39、249分流間薄層砂0.111.595三角洲內(nèi)前緣相水下分流河道砂0.155.5225斷續(xù)席狀砂0.110.675三角洲外前緣相水下殘留河道砂席狀砂0.111.395宋芳屯北部宋芳屯北部平面非均質(zhì)性 對(duì)于葡萄花油層來說，沉積條件的差異是導(dǎo)致區(qū)塊儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性的主要原因。在建立調(diào)整區(qū)儲(chǔ)層孔、滲屬性模型時(shí)，主要采用沉積相控沉積相控的方法，將兩區(qū)塊油水分布模式圖數(shù)字化成果導(dǎo)入地質(zhì)建模軟件，采用油水分布模式相控方法建立了儲(chǔ)層的飽和度屬性分布模型。 P22層孔隙度模型 P22層滲透率模型 P22層飽和度模型 宋芳屯試驗(yàn)區(qū)孔、滲、飽屬性分布模型圖油藏流體分布及性質(zhì)描述 u流體分布特征再認(rèn)識(shí) 根據(jù)開發(fā)動(dòng)態(tài)分

40、析，認(rèn)為流體分布認(rèn)識(shí)存在矛盾和問題的調(diào)整區(qū)，要對(duì)流體分布特征進(jìn)行重新認(rèn)識(shí)。u流體性質(zhì)a)原油性質(zhì)分析開發(fā)初期原油性質(zhì)及其在油藏縱橫向上的分布規(guī)律和注水開發(fā)過程中原油性質(zhì)的變化狀況。進(jìn)行流變性和粘溫曲線、相態(tài)特性分析。 b)油田水性質(zhì)對(duì)比分析油藏原始地層水與目前地下水性質(zhì)。包括水型、離子含量、礦化度等。6、油藏流體分布及性質(zhì)描述 在重力分異作用下總體上為上油下水分布，平面上的油水分布比較復(fù)雜，大面積為水區(qū)所包圍的少量含油區(qū)塊或油水同層區(qū)。主要為構(gòu)造巖性油藏。 油水分布及油藏類型宋芳屯北部宋芳屯北部宋芳屯試驗(yàn)區(qū)油藏剖面圖7、石油地質(zhì)儲(chǔ)量參數(shù)核實(shí)儲(chǔ)量計(jì)算方法采用容積法，計(jì)算公式為： N = 100

41、A h （1-Swi）o /oi 試驗(yàn)區(qū)薩10薩10層段地質(zhì)儲(chǔ)量為369.56104t，其中二類油層地質(zhì)儲(chǔ)量219.65 104t，三類油層地質(zhì)儲(chǔ)量149.91104t。層段層段儲(chǔ)量（儲(chǔ)量（10104 4t t）孔隙體積（孔隙體積（10104 4m m3 3）H H有有1.0m1.0mH H有有1.0m1.0m合計(jì)合計(jì)H H有有1.0m1.0mH H有有1.0m1.0m合計(jì)合計(jì)薩薩1010161699.199.146.8746.87145.97145.97174.12174.12144.2144.2318.32318.32薩薩111010120.55120.55103.04103.04223.

42、59223.59211.79211.79278.63278.63490.42490.42薩薩10101010219.65219.65149.91149.91369.56369.56385.91385.91422.83422.83808.74808.74 按照GBT 19492-2004和DZ/T 0217-2005標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)調(diào)整區(qū)儲(chǔ)量參數(shù)重新核實(shí)，對(duì)動(dòng)用儲(chǔ)量重新核實(shí)。8、地質(zhì)模型建立S11層構(gòu)造模型S15-2層構(gòu)造模型 應(yīng)用區(qū)塊內(nèi)開發(fā)井地質(zhì)分層資料建立了各沉積單元的構(gòu)造層面數(shù)據(jù)，以地震解釋成果和完鉆井?dāng)帱c(diǎn)組合成果為基礎(chǔ)建立了斷層分布及構(gòu)造模型斷層分布及構(gòu)造模型。完成了開發(fā)區(qū)塊的精細(xì)構(gòu)造建模工作，

43、所建構(gòu)造模型精度較高。井震結(jié)合建立構(gòu)造模型 在建立區(qū)塊儲(chǔ)層孔、滲屬性模型時(shí)，主要采用沉積相控的方法，即以密井網(wǎng)解剖的沉積相帶圖作為孔、滲分布的宏觀控制因素，內(nèi)部以測(cè)井解釋孔、滲參數(shù)離散化數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，采用序貫高斯計(jì)算方法進(jìn)行內(nèi)部插值，最終形成儲(chǔ)層孔、滲屬性孔、滲屬性分布模型。 采用相控建模，建立屬性模型S1S1層孔隙度模型層孔隙度模型S1S1層滲透率模型層滲透率模型S1S1層飽和度模型層飽和度模型S1S1層沉積微相圖層沉積微相圖目 錄一、開發(fā)調(diào)整區(qū)塊地質(zhì)特征再認(rèn)識(shí)二、開發(fā)效果評(píng)價(jià)三、剩余油分布研究四、調(diào)整原則和方法五、開發(fā)調(diào)整方案部署六、開發(fā)調(diào)整方案實(shí)施要求七、開發(fā)調(diào)整方案報(bào)告的編寫要求 1、對(duì)

44、注水量、產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、綜合含水、注水壓力、油層壓力、流動(dòng)壓力、注采比、采油速度、遞減率等指標(biāo)指標(biāo)進(jìn)行分析，與原方案設(shè)計(jì)指標(biāo)和國(guó)內(nèi)外同類油田對(duì)比，根據(jù)油田開發(fā)水平分類標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)開發(fā)水平，評(píng)價(jià)方法按SY/T6219執(zhí)行。 2、分析各類油層的儲(chǔ)層動(dòng)用狀況和儲(chǔ)量動(dòng)用程度儲(chǔ)層動(dòng)用狀況和儲(chǔ)量動(dòng)用程度，進(jìn)一步標(biāo)定油田可采儲(chǔ)量，預(yù)測(cè)采收率可采儲(chǔ)量，預(yù)測(cè)采收率，并與原開發(fā)方案對(duì)比，分析變化的原因原因。砂巖油藏可采儲(chǔ)量標(biāo)定按SY/T5367執(zhí)行，稠油油藏可采儲(chǔ)量標(biāo)定按SY/T6193執(zhí)行。 3、以單砂體為單元分析注采關(guān)系的完善程度，統(tǒng)計(jì)原井網(wǎng)對(duì)各類油層水驅(qū)控制程度，分析影響水驅(qū)控制程度的原因原因。（一）開發(fā)效果評(píng)

45、價(jià)技術(shù)要求 4、分析套管損壞情況，搞清套損原因及對(duì)開采效果的影響影響。 5、對(duì)儲(chǔ)層能量的保持情況和注入劑的利用率進(jìn)行評(píng)價(jià)評(píng)價(jià)。 6、對(duì)于稠油油藏還要對(duì)地面、井筒和油藏整個(gè)系統(tǒng)的熱能利用狀況進(jìn)行分析和評(píng)價(jià)分析和評(píng)價(jià)；分析各開采時(shí)期不同井距下、不同吞吐階段的周期產(chǎn)量、平均單井日產(chǎn)油、油汽比、回采水率、注采比、油層壓力、綜合含水等變化規(guī)律，同時(shí)分析目前油層壓力場(chǎng)、溫度場(chǎng)分布狀況。 7、對(duì)油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行評(píng)價(jià)評(píng)價(jià)。 8、通過上述各項(xiàng)分析，搞清油田開發(fā)目前存在的主要問題主要問題。（二）開發(fā)效果評(píng)價(jià)具體做法1、基本概況宋芳屯油田北部開發(fā)區(qū)塊地質(zhì)參數(shù)表區(qū)塊埋深（m）動(dòng)用面積（km2）動(dòng)用儲(chǔ)量（104t）

46、有效厚度（m）孔隙度（%）滲透率（10-3m2）地層原油粘度（mPa.s）宋芳屯試驗(yàn)區(qū)14705.32154.122.0187.07.0祝三試驗(yàn)區(qū)14807.32653.2 22.0 187.0 7.0 芳70714807.62123.8 24.6 387.2387.2 7.0 芳1714707.52724.1 23.0112.7 7.0 芳6149016.66766764.6 22.9 124.6 7.0 芳50714808.43404.3 22.0 187.0 7.0 合 計(jì)52.71980地質(zhì)概況宋芳屯北部宋芳屯北部（二）開發(fā)效果評(píng)價(jià)具體做法開發(fā)簡(jiǎn)況 宋芳屯油田北部開發(fā)區(qū)塊開發(fā)數(shù)據(jù)表區(qū)塊

47、井網(wǎng)（mm）油井?dāng)?shù)（口）水井?dāng)?shù)（口）年產(chǎn)油（104t）綜合含水（%）采油速度（%）采出程度（%）年注水（104t）宋芳屯試驗(yàn)區(qū)40040027100.67 69.31 0.31 14.645.2 祝三試驗(yàn)區(qū)30030053281.65 72.15 0.62 27.5914.1 芳70730030050242.00 56.47 0.94 17.7014.0 芳1730030046252.19 60.97 0.80 17.5014.2 芳6300300100465.09 67.56 0.75 14.2529.0 芳50730030057283.48 52.15 1.02 12.5218.3 合計(jì)3

48、3316115.0863.50.7616.694.9宋芳屯北部宋芳屯北部（二）開發(fā)效果評(píng)價(jià)具體做法生產(chǎn)情況宋芳屯北部宋芳屯北部2、油水井產(chǎn)吸能力變化分析油井產(chǎn)油能力變化 利用采油采液指數(shù)分析油井產(chǎn)油能力變化。隨著含水的上升，無因次采液（油）指數(shù)下降，油井生產(chǎn)能力在下降。初期產(chǎn)液指數(shù)和采油指數(shù)分別為3.7t/d.MPa和3.4t/d.MPa，目前采液指數(shù)和采油指數(shù)只有1.06t/d.MPa和0.26t/d.MPa 百口泉油田百口泉油田 利用吸水指數(shù)分析注水量下降，吸水能力不斷降低，日注水量由初期的44m3/d下降到目前的31m3/d，吸水指數(shù)由初期的11.73m3/d.MPa下降到目前的6.14

49、m3/d.MPa，而注水壓差整體上增大，由初期的3.75MPa上升到目前的5.05MPa。開發(fā)時(shí)間（年.月）百21井區(qū)吸水能力變化分析曲線注水能力變化百口泉油田百口泉油田百口泉油田百口泉油田 利用Arps公式分析遞減規(guī)律和遞減率。百口泉油田百21井區(qū)主體區(qū)塊最高年產(chǎn)油25104t，1986年至2001年油藏進(jìn)入了產(chǎn)量快速遞減和含水上升加速階段，產(chǎn)量遞減符合雙曲線遞減，年遞減率達(dá)到了12%，遞減指數(shù)n1.05。百21井區(qū)克下組主體區(qū)塊產(chǎn)量遞減規(guī)律分析遞減規(guī)律和遞減率3、動(dòng)用狀況評(píng)價(jià)1)通過統(tǒng)計(jì)注水利用情況分析波及系數(shù)等動(dòng)用指標(biāo) 宋芳屯油田北部區(qū)塊水驅(qū)效果分析表 各區(qū)塊累計(jì)注采比1.472.04,

50、 油層盈余率4.9%32.8%，均大于1和1%，累計(jì)耗水比3.14.2之間，波及系數(shù)0.090.24。油 田累積注采比油層盈余率(%)注水倍數(shù)（無因次）累計(jì)耗水比（m3/t）累計(jì)水油比（m3/t）存水率（%）波及系數(shù)(f)宋芳屯試驗(yàn)區(qū)1.47 4.9 0.22 3.2 0.47 74.380.12祝三試驗(yàn)區(qū)1.45 32.8 0.54 3.6 1.02 71.730.24芳7072.04 8.5 0.26 4.2 0.61 85.760.16芳171.81 5.9 0.25 3.4 0.47 86.050.14芳61.51 10.4 0.18 3.1 0.65 78.710.09芳5071.9

51、9 7.2 0.21 3.7 0.42 88.810.13平 均1.719.2 0.25 3.5 0.65 80.910.13宋芳屯北部宋芳屯北部百21存水率與采出程度關(guān)系曲線 包括分析注水利用率、存水率、耗水率等特征進(jìn)行分析，以獲得注入劑的利用情況。2)分析注入水利用情況百口泉油田百口泉油田3)統(tǒng)計(jì)水驅(qū)控制程度評(píng)價(jià)動(dòng)用狀況宋芳屯油田北部區(qū)塊水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度分析表 水驅(qū)控制程度47.3%78.8%, 水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度36.2%58.9%，均分別小于油田開發(fā)管理綱要中高滲透油藏80%和70%的標(biāo)準(zhǔn)。因此，現(xiàn)井網(wǎng)及注水方式與砂體組合關(guān)系較差，不利于注水開發(fā)效果的進(jìn)一步提高。油 田 油水井?dāng)?shù)比 （口

52、） 水驅(qū)控制程度 （%） 吸水剖面吸水率 （%） 水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度 （%） 宋芳屯試驗(yàn)區(qū) 1.80 63.4 73.7 46.7 祝三試驗(yàn)區(qū) 1.61 70.3 83.7 58.9 芳707 1.22 47.3 76.5 36.2 芳17 1.48 66.2 82.0 54.3 芳6 1.61 72.4 74.7 54.1 芳507 1.54 78.8 70.6 55.6 平 均 1.52 66.4 76.9 51.0 宋芳屯北部宋芳屯北部芳6 區(qū)塊：32.4%100%,平均67.2%芳707區(qū)塊：0%100%,平均60.5%芳17 區(qū)塊：42.7%100%,平均68.0%各層現(xiàn)井網(wǎng)連通差異大

53、，具有層間調(diào)整的潛力連通率芳6區(qū)塊4)統(tǒng)計(jì)現(xiàn)井網(wǎng)各油層連通差異分析各層動(dòng)用狀況宋芳屯北部宋芳屯北部芳6 區(qū)塊：18.2%83.2%,平均為72.4 %芳707區(qū)塊：26.4 %92.0%,平均為47.3% 芳17 區(qū)塊：33.3 %80.1%,平均為66.2% 各層現(xiàn)井網(wǎng)水驅(qū)控制程度差異大，具有層間調(diào)整的潛力水驅(qū)控制程度芳6區(qū)塊5)統(tǒng)計(jì)現(xiàn)井網(wǎng)各油層水驅(qū)控制程度差異，分析層間調(diào)整潛力宋芳屯北部宋芳屯北部芳6 區(qū)塊：41.6%97.3 %,平均為77.8 % 芳707區(qū)塊：44.5%100.0 %,平均為75.2 % 芳17 區(qū)塊：62.4 %100.0%,平均為81.8% 各層吸水剖面吸水率差異

54、大，具有層間調(diào)整潛力 吸水剖面吸水率芳 6芳707芳 176)統(tǒng)計(jì)現(xiàn)井網(wǎng)各層吸水剖面，分析吸水率差異宋芳屯北部宋芳屯北部7)分析現(xiàn)井網(wǎng)各層水驅(qū)儲(chǔ)量控制動(dòng)用程度的差異芳6 區(qū)塊：14.2%65.9%，相差51.7 個(gè)百分點(diǎn) 芳707區(qū)塊：21.5 %83.3%， 相差51.8個(gè)百分點(diǎn) 芳17 區(qū)塊：27.1%75.1 %，相差51.0個(gè)百分點(diǎn) 水驅(qū)儲(chǔ)量控制動(dòng)用程度芳6芳707芳17宋芳屯北部宋芳屯北部（二）開發(fā)效果評(píng)價(jià)具體做法4、壓力系統(tǒng)分析 百21油藏為低滲透礫巖油藏，油層連通率低，僅為0.50左右，注采井間地層壓力損失大，相差4.58.9MPa，平均約6.5524MPa，目前，注水壓差和生產(chǎn)

55、壓差進(jìn)一步增加。 百口泉油田百口泉油田（二）開發(fā)效果評(píng)價(jià)具體做法 分析壓力水平異常的原因：由于礫巖油藏儲(chǔ)層平面、剖面上的具有嚴(yán)重的非均質(zhì)性，因此注水以后，百21在縱向上、平面上壓力分布嚴(yán)重不均。 目前油藏總體壓力水平低的原因有以下幾點(diǎn)： 層間及平面非均質(zhì)性嚴(yán)重，注采井網(wǎng)不夠完善，部分區(qū)域缺少水井； 部分小層吸水性差；注入水套竄嚴(yán)重； 除了T1b井網(wǎng)以外，其余兩套井網(wǎng)邊水能量有限；目前井距比較大，影響了注水效果。百口泉油田百口泉油田 宋芳屯北部各區(qū)塊含水率與采出程度主要有兩種關(guān)系：宋芳屯試驗(yàn)區(qū)和芳6兩個(gè)區(qū)塊含水上升較快，表現(xiàn)為凸型；祝三、芳707、芳17和芳507四個(gè)區(qū)塊含水上升相對(duì)較慢，表現(xiàn)為

56、凸S。 1)含水上升特點(diǎn)（二）開發(fā)效果評(píng)價(jià)具體做法5、水驅(qū)狀況分析宋芳屯北部宋芳屯北部利用童氏圖版分析 通過水驅(qū)特征曲線分析，北部各區(qū)塊綜合含水在17%51%之間出現(xiàn)直線段，平均為35% 。 其水驅(qū)特征與常規(guī)砂巖油藏水驅(qū)相類似。 2)分析水驅(qū)特征利用水驅(qū)特征曲線分析水驅(qū)特征宋芳屯北部宋芳屯北部宋芳屯油田北部區(qū)塊水驅(qū)特征參數(shù)值統(tǒng)計(jì)表 甲型和乙型及經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算采收率比較符合北部區(qū)塊開發(fā)實(shí)際，綜合確定各區(qū)塊目前井網(wǎng)水驅(qū)采收率在26.5%32.7%之間，平均27.7%。 3)預(yù)測(cè)采收率 應(yīng)用多種方法，如經(jīng)驗(yàn)公式法和水驅(qū)特征曲線法預(yù)測(cè)采收率區(qū) 塊出現(xiàn)直線段含水率（%）水驅(qū)特征計(jì)算采收率（%）經(jīng)驗(yàn)公式采收

57、率（%）取值（%）甲型乙型宋芳屯試驗(yàn)區(qū)51.024.7425.5727.8926.1祝三試驗(yàn)區(qū)43.134.5534.0629.4832.7芳70723.625.2326.4228.9626.9芳1716.926.9826.128.8527.3芳644.625.2225.5928.5926.5芳50728.725.7925.5629.1126.8平 均3527.0927.2228.8027.7宋芳屯北部宋芳屯北部 宋芳屯油田北部區(qū)塊鉆遇率統(tǒng)計(jì)表 一是砂體分布零散，現(xiàn)井網(wǎng)鉆遇率低，導(dǎo)致水驅(qū)控制程度和水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低。有15%25%條帶砂體或邊部砂體不能被鉆遇區(qū) 塊 層位 宋芳屯 試驗(yàn)區(qū) 祝三

58、芳 6 芳 17 芳 707 芳 507 合計(jì) PI1 29.7 66.7 75.3 28.2 46.0 52.9 49.8 PI21 43.2 17.3 32.9 40.9 29.7 34.1 33.0 PI22 73.0 66.7 50.7 56.3 52.7 40.0 56.6 PI3 45.9 60.5 47.3 38.0 55.4 54.1 50.2 PI41 43.2 38.3 37.7 25.4 40.5 34.1 36.5 PI42 27.0 44.4 23.3 33.8 36.5 42.4 34.6 PI51 32.4 22.2 32.2 35.2 32.4 24.7 29.

59、9 PI52 29.7 35.8 33.6 42.3 39.2 32.9 35.6 PI6 16.2 38.3 51.4 50.7 35.1 28.2 36.7 PI7 24.3 19.8 47.3 46.5 33.8 27.1 33.1 PI8 18.9 13.6 52.1 70.4 47.3 14.1 36.1 PI9 22.7 24.9 31.5 36.6 39.2 27.1 30.3 平均 33.9 37.4 42.9 42.0 40.7 34.3 38.5 6、開發(fā)中存在的問題分析宋芳屯北部宋芳屯北部 二是注采系統(tǒng)和注采結(jié)構(gòu)調(diào)整余地小，目前井網(wǎng)大幅度提高采收率和增加可采儲(chǔ)量可能性小。

60、宋芳屯油田北部區(qū)塊注采系統(tǒng)調(diào)整增加可采儲(chǔ)量測(cè)算表按現(xiàn)井網(wǎng)開采實(shí)際增加水驅(qū)控制程度和采收率要低于此測(cè)算值 區(qū)塊 總井?dāng)?shù)（口） 轉(zhuǎn)注井?dāng)?shù)（口） 預(yù)測(cè)五點(diǎn)水驅(qū)控制程度（%） 增加水驅(qū)控制程度（%） 預(yù)計(jì)增加 采收率 （%） 增加可采儲(chǔ)量（104t） 宋芳屯試驗(yàn)區(qū) 37 9 72.6 9.2 3.1 7 祝三試驗(yàn)區(qū) 81 13 77.3 7.0 2.3 6 芳707 74 13 49.8 2.5 0.8 2 芳17 71 11 71.7 5.5 1.8 5 芳6 146 27 79.4 7.0 2.3 16 芳507 85 15 85.0 6.2 2.1 7 合 計(jì) 494 86 73.8 6.0 2