目录
第一章油藏地质概况
1.1油藏构造特征
1.2油藏储层特性分析
第2章油藏流体物性分析
2.2油气水的高压物性
2.渗流物理特性
第章油藏温度、压力系统
.1油藏压力系统
.2油藏温度系统
第4章油藏储量计算
4.1油藏储量计算方法
4.2各种储量参数的获得
4.地质储量计算
4.4储量评价
第5章油藏驱动能量及开发方式的确定
5.1开发能量分析
5.2开发方式的确定
5.研究区井数计算
5.4各井产量计算
第6章开发井网、开发层系及开采速度的设计
6.1开发层系的划分
6.2开发井网的设计
第7章油藏评价
7.1经济评价结论
第一章油藏地质概况1.1油藏构造特征
1.1.1油气藏构造特征
油气藏构造特征研究是正确认识油气藏的前提，是油气田科学开发的基础，油气藏的地质特征主要应用地震资料、测井资料、录井资料和岩芯资料进行等有关资料来分析研究油气藏的构造、储层、流体性质、渗流物理特征等，从不同的方面全面把握油气藏的基本情况，为油气藏的科学开发奠定基础。
鄂尔多斯盆地形成于晚三叠世，在此之前属于华北陆台伸向秦祁海域台地边缘区，早古生代属于华北陆表海沉积范畴；晚古生代华北海退缩，沉积了海陆交互相的石炭一二叠系；受印支运动早期的影响，晚三叠世早期，陕甘宁地区开始下坳，进入了湖盆发育阶段，沉积了一套由湖相一三角洲相余米的碎屑岩建造，即上三叠系延长组含油层系。延长组根据沉积旋回自下而上划分为五段：Tyt—Ty；，同时，根据油层纵向分布规律自上而下将划分为十个油层；即长1一长10。其中长1、2、、6、8为区域性工业油层，长1、2，油层物性相对较好，平均孔隙度12～14％，渗透率(2～50)×10-um2；长6、长8油层平均孔隙度8～12％，渗透率(0．～2)×10-um2；属特低渗油层，基本上无自然产能，必须压裂改造。
1.1.2长6油组层地层划分
（1）长6油层组底界的确定根据K1标志层以及张家滩页岩的准确识别，将K1标志层作为长7储层和长8储层的分界线。将K1作为标志，将长7油层组以旋回的厚度为参数划分成为个旋回，每个旋回的厚度分布25．5m，长7储层总厚度80—m，从而确定长6油层组的底界。
（2）长6油层组顶界的确定根据电性特征确定出长4+5油层组，其电性呈现出高补偿中子、高自然伽马和高声波时差以及高阵列感应等特征，继而确定K5标志层，其处于长4+51与长4+52的分界。然后，以K5标志层作为界线，划分出长4+52油层段底界，最终确定长6油层组的顶界。
（）长6油层组内部小层的划分在确定长6油层组的顶、底界限之后，按照旋回对比与厚度对比原则将长6油层组内部进行小层划分，分别划分为长6l油层段、长62油层段和长6油层段，每个油层段的厚度分布在5—45m之间。继而依据沉积旋回法，将每个油层段进一步划分为两个油层亚段，即为长、长、长、长、长61、长62油层亚段，每个小层的厚度分布在15—25m之间。
1.1.油藏地理位置
华池一南梁地区长6油层位于鄂尔多斯盆地南部，行政区划隶属甘肃省庆阳市华池县。属黄土塬地貌，地表为～m厚的第四系黄土覆盖，地形复杂，沟壑纵横，梁峁参差。地面海拔～m，地表高差较大(约～m)。当地气温变化大，四季分明，干旱少雨，属内陆干旱型气候。交通不便。今构造相对简单，属鄂尔多斯沉积盆地陕北斜坡中部，整体呈向西倾斜的单斜构造，坡度较缓，每公里坡降6～8m，在西倾单斜的背景上发育着与区域倾向一致的鼻状构造盆地晚三叠世沉积发育史的研究表明，湖盆从形成、发展、全盛到萎缩、形成了多套生、储、盖组合，构成了油气成藏的基本地质条件。该区地处湖盆中心，在沉积演化的过程中，长7期是湖盆最大的扩张期，湖水深、水域广，沉积了一套以油页岩为特征的厚达米的生油岩系，是整个中生界烃源岩的基础。该区长6油层组沉积期湖盆面貌较以前发生了显著的变化，区域上以发育半深湖一深湖一三角洲沉积环境为主，但相对长7期湖泊面积明显缩小，发育于本研究区四周的三角洲沉积体系向湖盆方向延伸，于研究区内形成三角洲前缘滑塌成因的浊积扇沉积体系较发育，从而在华池一白豹一带形成湖泊一湖底扇沉积组合。研究区内长6油层组厚～m，与下伏长7油层组整合接触，自下而上可划分为长6、长62、长61三个油层，K、K2标志层分别位于长6，长62底部，K4标志层不明显。岩性为深灰色微～细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩，灰黑色、灰色泥质粉砂岩、粉砂岩，黑色泥岩、页岩互层，每个油层的下部和上部砂体较为发育，为有利储层发育的层位，其中尤以长6油层的中下部砂体相对更发育，为重要的目标层之一。
附油藏位置图如下：
图1-1鄂尔多斯盆地华池—庆阳地区位置
1.2油藏储层特性分析
长6油藏储层岩性以深灰褐色石英细砂岩与岩屑长石砂岩为主,碎屑成份以长石为主,填隙物主要为绿泥石。碎屑具均匀的绿泥石膜,粒间孔发育分布均一。孔隙类型主要有原生粒间孔隙、次生溶蚀孔隙与晶间孔隙属中孔细喉型孔喉组合。
沉积相分析认为研究区长6油层组主要包括了重力流沉积和半深湖沉积以及三角洲前缘沉积体系。岩石学的基础研究表明长6油层组储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩以及细-中粒岩屑长石砂岩并且储层砂岩成分成熟度和填隙物具有东西分带、南北分区的特点。对储集层孔隙特征的研究表明长6油层组储层空间主要包括粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和晶间孔，其中剩余原生粒间孔和粒内溶孔是主要类型。由华池-南梁地区相渗透率特征分析可知，长6油层组属亲水型储层并且储层具碱敏、酸敏和弱盐敏以及弱速敏、弱水敏特性。在储层均质性特征方面，长6油层组层内非均值性属于中等非均质储层-均质储层，而层间具有较弱的非均值性，并且各小层之间具有自下而上非均质性变强的特点。储层控制因素分析表明长6油层组储集性能主要受沉积相、岩石类型和成岩等多因素控制。在该多种因素影响下，水下分流河道和砂质碎屑流砂体是储层物性的高值区，绿泥石膜的含量与原生粒间孔之间呈正相关性，早期绿泥石胶结作用和溶蚀作用对储层形成也具有建设性的作用。
通过研究区内大量铸体薄片、物性资料及压汞分析,对研究区长6油层组储层的岩石学特征、孔隙类型、孔隙结构及物性特征等进行深入研究,分析了影响储层储集性能的主要因素。研究表明,长6油层组储集层具成分成熟度较低、结构成熟度中等的岩石学特点,储层孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔及黑云母溶孔为主,微孔—细孔是主要的油气储集空间,细—微细喉道是长6储层的基本渗流通道,为典型的低孔、特低渗储层。储层物性受沉积相带、成岩作用和高频基准面旋回升降的控制岩性主要为灰白色、灰褐色的细、中砂岩和含泥粉砂岩，以岩屑长石砂岩为主，长石砂岩和长石岩屑砂岩次之，岩屑砂岩少见。碎屑颗粒多呈棱角状，极细，且磨圆度，分选较差。碎屑粒度和分选性对储层性能有重要影响;压实和胶结作用使储层物性明显变差,而黏土膜胶结、溶解作用对孔隙建造具有积极作用。在长6油层组共识别出正韵律、反韵律、均质韵律及凸韵律和凹韵律6种类型储层物性垂向分布模式,该模式受控于高频基准面旋回的升降。
第2章油藏流体物性分析2.1油水关系（边底水，气顶，溶解气）:
鄂尔多斯盆地华庆地区长6主要发育大型岩性油藏，在分析油藏特征的基础上．评价了产水井分布和地层水化学特征等因素，探讨了致密储层产水成因。华庆油田生储配置组合条件优越，油层纵向厚度大，横向连续性好．储层物性致密，平均孔隙度分布在8％～14％，平均渗透率为0．1～0．5mD，属中低孔特低渗储层，具有较强的非均质性。长6油藏范围内砂岩储层分布稳定，试油以产纯油为主，少数井试油产水，产水层为局部孤立团块状分布，地层水的水型为氯化钙型原生滞留弱酸性水，钠氯系数主要分布在0．49～0．58，地下水处于相对封闭的还原环境，油藏整体保存奈件有利。从储层非均质性、成藏致密史、产水类型和构造条件等方面分析了产水的成因，非均质性影响了储层含油及含水性，微细喉道和隔夹层越发育，储层渗透率越低．可能残存原生地层水越多；储层致密演化和充注成藏同时进行又相互影响，增强了油水赋存关系的复杂性：岩性油藏经历了差异聚集的成藏过程，储层产水主要有透镜状致密储层含水、油层与水层叠合分布、充注不饱满种类型；构造变化对油水分布影响较小。
该油藏由于油藏平均压力大于泡点压力（10Mpa），所以属于一个未饱和油藏。该油藏无气顶,有底水，地下流体为油和水，油内溶有溶解气。由于井的资料不足，把该油藏的储层划作单层连通的砂岩层，则不存在夹层气。
2.2油气水的高压物性
油藏原油性质具有低密度、低粘度、低凝固点的特征。原油密度为0.～0.g/cm、原油粘度为6.40～12.09mPa.s,凝固点分别为14～21℃,地层原油粘度1.0～1.14mPa.s,地层原油密度0.72～0.g/mL。原始地层压力1.-14.9MPa,饱和压力9.86～11.82MPa,地饱压差1.48-5.04MPa,原始汽油比.-.5m/t。油藏未见底水,天然能量以弹性溶解气驱为主。
2.渗流物理特性
根据室内吸入法等润湿性测试资料,计算无因次净吸水量.%,表明油层润性为弱亲水—中性。储层的这一润湿性特点,使得水湿不流动相占据了微孔,油相占据了大中孔喉,加之低黏易流动的原油性质,为油气渗流创造了较好的条件,在一定程度上弥补了小孔、微细喉、物性差的不足,水驱油效率较高.据室内水驱油试验结果统计,无水期驱油效率在0.02%左右,含水95%时为44.。含水98%时为45.56%,最终为47.62%。
第章油藏温度、压力系统.1油藏压力系统
.1.1压力系统的概念
压力系统是指受同一压力源控制的、能相互能响和传递压力的储集层统一体。在同一压力系统内，各井折算到同一基准面深度的原始地层压力值相同或很近似。
.1.2原始地层压力与油层中部深度直线关系在单井油气层中部深度原始地层压力计算和研究分析的基础上，在直角坐标中绘制各井原始地层压力与其对应中部深度的关系曲线，如得到较好的直线关系，即下列关系式成立：
pi=aD+b-----------(1)
式中:pi-----原始地层压力，MPa;
D-----油气层中部深度，m；
a-----斜率,MPa/m;
b-----截距,
对于地质储量规模为中型或中型以上的油气藏，要作出式(1)至少应有5个分布比较均匀的数据点，其线性相关程度需用方差分析表或相关系数临界值表进行分析，要求回归方程在显著性水平a=0.01的水平上是显著的。
.1.2确定压力系统的条件
在油气藏中，属于同一压力系统的各储集层必须满足：
1、直线关系式式(1)成立，且斜率a在数值上与地层流体相对密度的1/相近。对有气顶及边、底水的油气藏，则在气顶或边、底水部分亦应有各自的直线关系。对整个油气水储集体，原始地层压力与中部深度关系由代表油、气、水层的三个直线段组成，每个直线段的斜率大致与该段地层的流体密度相对应，直线段的交点大致与流体界面相对应。
2、各储集层的地质特征和其中的流体性质基本一致。
、各储集层的流体界面深度大体-致。
应根据上述三个条件综合分析确定油气藏各储集层是否属于同一个压力系统。
在油气藏较小且缺乏资料的特殊情况下，第一个条件也可近似地改为压力系数接近。
对某些气藏，还应注重分析系统中各处压力的相互影响和传递。
.1.长6油藏压力系统特点
地层压力保持水平低,压力分布不均，平均地层压力11.91MPa,压力保持水平71.%。。
.2油藏温度系统
.2.1油藏温度系统的确定
矿场上常把油藏温度与深度的关系称之为油藏温度系统。确定温度系统，在油田开发和开采中是很重要的。因油藏流体的PVT性质直接与油藏温度有关，而PVT性质又直接影响着流体的渗流特征，尤其对于挥发性油藏，油藏温度似乎显得更加重要。这里，首先是油藏类型的判别问题。也就是说，在流体组分确定的前提下，由于油藏温度的不同，流体可以呈泡点系统（油），也可以呈露点系统（气），亦即油藏温度的高低决定着油藏的类型；其次是开发动态问题，挥发性油藏的开发动态受热动力学效应的影响比受相对渗透率效应的影响更大。油藏温度除了影响流体的ＰＶＴ性质外，还决定着相间质量迁移的规律。此外，在生产工程中，诸如固井水泥面返高的检测、产气层位的确定和吸水剖面的解释等等，没有温度系统作为背景值是难以解决的。然而到目前为止，许多工程师对油藏温度的意义及其基本理论缺乏真正的了解，因而在确定温度系统时，只是简单地将实测数据点到坐标纸上，机械地求数据点的中值，这样往往导致错误的结果。针对上述问题，本文试图从理论和实践两个方面，对油藏温度问题进行讨论，使我们能够正确地确定温度系统和各并不同深度的温度，从而提高油田的开发水平。
第4章油藏储量计算4.1油藏储量计算方法
计算油、气储量，目前应用的方法有容积法、物质平衡法、压降法和统计法等。计算原油、天然气的地质储量一般多用容积法，再用其他方法进行复核；计算裂缝性碳酸盐岩油、气藏的储量，常以物质平衡法为主，以其他方法为辅。准确度要求在50%以上。
（1）容积法在地面标准条件下，按体积单位计算的油、气地质储量是：N=Ao·H··S/Boi。式中N为油、气地质储量(m)；Ao为油、气藏的含油、气面积(m)；H为油、气层有效厚度(m);为有效孔隙度(%)；S为原始含油、气饱和度(%);Boi为油、气的体积系数(无量纲)。中国、苏联等国家原油储量以吨计量,须按地面原油比重（γ）折算。
可采储量用NK=N·K计算，式中NK为可采储量(m)，N为地质储量(m)，K为采收率(%)。
所有的参数都是根据钻探和地球物理勘探、测井资料以及地质分析结果综合求出的平均值，反映了对油藏所做的工作量和对油藏的认识程度。这是油田开发早期唯一可用的方法，对纯裂缝的碳酸盐岩油、气田不适用。
（2）物质平衡法油、气藏投入开发后，油、气不断采出，根据物质平衡原理,一个容积一定的油、气藏,从地下采出油气后空出的体积，应与边、底水的侵入量及地下油、气、水和岩石膨胀的体积之和相等。地下油、气膨胀体积与地下原始油、气储量有关。如无边、底水侵入，则在获知油、气产量和准确的油、气水和岩石的体积膨胀系数（或压缩系数）后，即可算出油、气地质储量。若油、气藏开采过程中，有边、底水侵入，只要知道水侵量（通常是油藏压降函数）和采水量，仍可按体积平衡原则计算出地质储量。
使用物质平衡法时，需用矿场生产资料（油、气水产量和压力变化）和实验室的数据（油、气高压物性资料）。只有当压降较大时，才能具有足够的精确度，一般要在油、气藏采出可采储量10%以上时，方可得到满意的效果，因此常用作开发过程中校核储量的方法，但在裂缝性碳酸盐岩油、气藏中，是一种主要的可行方法。本法不适用于通过注水保持压力开发的油藏。
（）压降法物质平衡法用于封闭型（无边水侵入）气田的一个特例。
（4）统计法根据油、气生产数据的变化作出经验公式，计算油、气田储量和估算可采储量，效果很好。统计法需要大量数据，在油、气田开采的后期使用时，才较正确。在中国，统计法近年来已得到广泛的应用，效果较好。
4.2各种储量参数的获得
含油面积
8km2
油层厚度
1m
孔隙度
9.5%
Boi
0.85
原油密度
0.87g/cm
含油饱和度
0.70
4.地质储量计算
经计算可得油藏地质储量为万吨
4.4储量评价
4.4.1储量规模
N=万吨，该油田为小型油田。
第5章油藏驱动能量及开发方式的确定5.1开发能量分析
5.1.1天然能量开采的可行性
油藏的自然能量主要是靠弹性能和溶解气驱。实际计算方法用平衡方程原理。
该砂岩油藏是典型的未饱和油藏，有底水和溶解气，无气顶，故油田存在的天然能量有溶解气能，弹性能，底水压能，重力能。
由物质平衡法可知封闭型弹性驱动累积产量的理论值为:
Np=N×Boi×Ct×ΔP
所以采出油量与封闭型弹性驱动产量的比值为
这可用来衡量弹性驱动能量在总采油能量中的比例。
底边水能量：在油藏开发过程中，随着原油田和天然气的开采，油藏内部的地层压力下降，必须逐步向外部天然水域以弹性方式传播，并引起天然水域内地层水和储层岩石的弹性膨胀，在天然水域与油藏部分地层压差作用下，会造成天然水域对油藏的水侵。
5.1.2人工补充能量开采的研究
由于利用天然能量不能满足开采的需求，则需要人工补充地层能量来保持油层压力来开发油田。
地下储层为亲水油层，有利于水对油的驱动。原油黏度比较低，储层的均匀性比较好，有利于原油在水的驱动下流动。该油层储层岩石为岩屑石英砂岩，已经分析得知储层的水敏程度偏弱，可见注水对岩性的影响不大，注水开采有利于原油的开采。
5.2开发方式的确定
开发方式是指整体上依靠几种主要驱动方式或驱油机制开采油气藏，它将确定油田开采的最终采收率，而且在油藏工程设计中，合理的井网布置，油井工作方式以及地层压力保持水平在一定程度上要由驱动方式来确定。开发方式确定是一个综合考虑的问题，既要考虑油气藏本身的情况也要考虑油气藏的外部条件。
目前开发方式总体上氛围依靠天然能量开采和人工补充能量开采两类主要开发方式。开发方式的选择，必须合理利用天然能量，又能有效地保持油藏能量，满足国家对开采速度和稳定时间的要求。
反九点法注水是指采油井布置在正方形的中心，周围8口注水井位于正方形的四个顶点与四条边的中点上的一种面积注水井网分布方式。由于反九点面积注水井网具有注采井数比小，采油井数多，初期采油速度高，水驱控制程度高，产能进尺比高和井网调整灵活性较强等特点，我国大多数低渗油藏开发初期采用了反九点注采井网。而井网井距的确定是确保低渗透油藏有效注水开发的关键。
5.2.1布井方式
采油井布置在正方形的中心，周围8口注水位于正方形的4个顶点与四条边的中点上，这样的面积注水井网就称为反九点法注水（如右图）。在九点井网中，每口注水井影响周围8口采油井。这8口注水井有边井与角井之分:4口位于正方形四条边中点的注水井称边井，另外4口位于正方形四个顶点的注水井称为角井，角井的注采井距是边井的注采井距的1.4倍。每口边井受周围2口注水井的影响，而每口角井则受周围4口注水井的影响。在这种井网中，注水井井数与采油井井数之比为1:，即每口油井平均由口注水井提供注水量。
图5-1反九点法注水示意图
5.2.2特点
由于反九点面积注水井网具有注采井数比小，采油井数多，初期采油速度高，水驱控制程度高，产能进尺比高和井网调整灵活性较强等特点，我国大多数低渗油藏开发初期采用了反九点注采井网。
这种井网可以在井数不增加的情况下比较容易地调整为五点井网。这就比较适于油层内部非均质性比较严重、并且这种非均质性一时又不易把握清楚的油藏。这种油藏在开发初期选择井网时采用反九点井网，可以在油藏投入开发一段时间以后，各种矛盾有一定暴露的情况下进行注采井网调整，增加注水井点而调整为反九点与反五点的混合井网或全部调整为反五点井网，从而既适应油藏具体的非均质性地质条件，又满足油藏开发生产的具体要求。
5.4采油井数计算
5.4.1已知参数
面积
8
km2
油层厚度
1
m
孔隙度
9.50%
渗透率
0.5
mD
含油饱和度
70%
体积系数
0.85
原油密度
0.87
g/cm
采油速度
%
地质储量
.8
采油井数
注水井数
5.4.2单井递减产量计算
第6章开发井网、开发层系及开采速度的设计6.1开发层系的划分
划分开发层系，就是把特征相近的油层组合在一起，用单独的一套生产井网进行开发，并以此为基础进行生产规划、动态研究和调整。
由已知资料知该油藏无隔夹层，非均质性较弱，为单层油藏，故用一套开采层系开发。
6.1.1划分开发层系的原则
(1)同层系内各油层的性质应相近，以保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。
(2)一个独立的开发层系应具有一定的储量，以确保达到较好的经济指标。
()各开发层系间必须具有良好的隔层，以便在注水开发的条件下，层系间能严格地分开，确保层系间不发生窜通和干扰。
(4)同一开发层系内油层构造形态、油水边界、压力系统和原油物性应比较接近。(5)应考虑当前的采油工艺技术水平，在分层开采工艺所能解决的范围内。
6.1.2长6油层组底界的确定
根据K1标志层以及张家滩页岩的准确识别，将K1标志层作为长7储层和长8储层的分界线。将K1作为标志，将长7油层组以旋回的厚度为参数划分成为个旋回，每个旋回的厚度分布25.5m，长7储层总厚度80—m，从而确定长6油层组的底界。
6.1.长6油层组顶界的确定
根据电性特征确定出长4+5油层组，其电性呈现出高补偿中子、高自然伽马和高声波时差以及高阵列感应等特征(图2—2)，继而确定K5标志层，其处于长4+51与长4+52的分界。然后，以K5标志层作为界线，划分出长4+52油层段底界，最终确定长6油层组的顶界。
6.1.4长6油层组内部小层的划分
在确定长6油层组的顶、底界限之后，按照旋回对比与厚度对比原则将长6油层组内部进行小层划分，分别划分为长6l油层段、长62油层段和长6油层段，每个油层段的厚度分布在5—45m之间。继而依据沉积旋回法，将每个油层段进一步划分为两个油层亚段，即为长、长、长、长、长61、长62油层亚段，每个小层的厚度分布在15—25m之间。
图6-1华池—南梁地区白井张家滩页岩长4+5—长7油层电性特征与地层划分图
6.2开发井网的设计
低渗透油田中普遍存在天然裂缝,加上储集层岩石物性较差、渗流阻力较大、自然产能很低,通常需要进行压裂改造才能获得商业油流,而裂缝的存在又导致或加剧了岩石物性主要是渗透率的各向异性和非均质性。因此对低渗透油田开发的合理井网系统的研究尤其重要。
对不同储集层渗透率的油藏,根据所确定的合理井距,在保证井网面积不变的前提下,改变排距井距（分别取值为2：1，1：1，1：2，1：4和1：8）,其中纵坐标为菱形反九点井网累积产油量(Qli)与正方形反九点井网累积产油量（Qsi）的比值,横坐标为排距:井距值。
菱形反九点井网为具渗透率方向性的低渗透砂岩油田开发的推荐井网形式,针对不同渗透率的低渗透油藏，菱形反九点井网合理的排距:井距值约为1:2~1:8,影响菱形反九点井网产能的主要因素包括:生产井和注入井的压裂状况及规模、油藏的韵律性、渗透率平面的方向性和角井转注时机等。
第7章油藏评价7.1储量评价
该油藏地质储量N=万吨，该油田为小型油田。
7.2油藏年产量评价
7.经济评价
油田开发方案经济评价是根据国民经济发展战略和石油工业中长期规划，在资源评价、工程评价、技术评价和市场预测的基础上，对拟开发或新调整的油田开发方案预测投入成本和产出效益，分析不确定因素，对比和优化方案的财务经济可行性，评价和推荐最佳方案，为决策者提供可靠依据的过程。该油藏主要从企业角度出发所进行的财务评价。
7..1参数
地质储量（万吨）
7.×
基建投资（万元/口）
油价（元/吨）
成本（元/吨）
1
7..2油井产后利润
年份
产量/万吨
收入/万元
支出
年盈利/万元
累计盈利/万元
基建投入/万元
采油成本
21.24
.09
40.11
.4
-.44
-.44
18.69
.40
1.7
.41
-.9
-.8
16.45
.79
.7
.4
-.40
1
14.47
.86
.24
60.61
-.79
2
12.74
.6
15.29
.4
.55
11.21
.24
.42
.82
.7
4
9.86
.65
.61
.04
9.41
5
8.68
.65
14.45
12.20
.61
6
7.64
.89
.72
.17
.78
7
6.72
.07
.95
.11
71.90
7.储集层孔隙度评价
该油藏的孔隙度为9.5%，若孔隙度=1%~10%时，则为低孔隙度。
7.4储集层渗透率评价
已知该油藏的渗透率k=0.5mD，若储集层的k=0.1~1mD，则为特低渗透率。
7.5储量丰度计算评价
代入数值得：
对于油田储量丰度（50~）t/km2,为低丰度。
结论：该油藏地质储量N=万吨，为小型油田；孔隙度为9.5%，为低孔隙度；该油藏的渗透率k=0.5mD，为特低渗透率。十年评价期内油藏总产量为.68万吨总利润为71.90万元。
转载请注明地址:http://www.abmjc.com/zcmbhl/7828.html
