鄂尔多斯盆地地质报告

10一、油田地理概况100～250米厚的第四系黄土掩盖，因长期流水侵蚀切割，形成沟谷纵1360～1670米，地表高差较大，约140～270m400～600mm，属内陆干旱型气候。目前油区矿山大路沿山梁而行，区内交通较为便利。二、勘探开觉察状20237月，已钻井1704+51油层，该层具有连片性好，油层分布10、延9油层，虽然分布范围较小，仅在油田南局部布，而且油藏掌握因素简单，但产量高，投资回报明显，也是该油田重要的开发层系之一；长2、长36789油层，目前评价程度较低，从区域上看都有进一步勘探的潜力。4+51821年以上的井有12口，938口，640口，3个月以上的井66口，试采在317口；开采延8层、延9层、延10层、富611669523、62～6478922口井；还有一批井未投产。开采主力层长4+51的井根本全部连片，形成了井距一般在220～350米左右的根本规章的开发井网，掌握了14.8km2563.13×104t，溶解气储量7.04×108m3。全部油井都进展了压裂改造，并5.1t，目前平均单井日产油2.75〔附图２—１，综合含水18.2%。从产量变化状况看，承受自40%2023年74+51的井总计产液7.2万m3，其中油6.23万m30.97万m30.94%9.3万m3。本区长4+51油层没有实测的原始油藏压力、油层温度和高压物性资料，在试采过程中也没有测流压资料。侏罗系延安组延9个油藏共掌握了1.21km2的含油面积，掌握地质储量88.59×104t。储量丰度高6口井平均单井日产油10.t

附图２－３；10单个油藏的含有油面积较小，101.66km2的含油面积，掌握地质储量57.28×104t。目前平均单井日产油6.0t〔附图２—４；侏罗系富县组单个油藏的含油面积和储量规模较延、延10大，两个油藏共1.8km2的含油面积，掌握地质储量75.46×104t。试采9口井平均单井日产油4.1t，单井产量较低〔附图２—２。三、油田地质争论〔一〕根本地质概况25万平方千米。盆地底部由太古界和中下元古碎屑岩以及中生界内陆碎屑岩沉积的三层构造。盆地主体除缺失中上奥陶统、志留系、泥盆系及下石炭统外，地层根本齐全，沉积岩厚度约6000地内共觉察了下古生界、上古生界及中生界三套含油气层系，其中，上三迭系延长盆地目前所觉察的主要含油层组。 3-1鄂尔多斯盆地构造分区图鄂尔多斯盆地的大地构造位置处于我国东部构造域与西部构造域的挠褶带、伊盟隆起以及渭北隆起六大构造单元〔图3-１。油沟油田位于陕北斜坡中南部，晚三迭世沉积环境总体上属于延长主，西南物源为辅。盆地东北部以河流三角洲沉积体系最发育。由安塞、地西南以辫状河三角洲为主，其中西峰—庆阳辫状河三角洲沉积规模较沉积物〔84+5〕具有混源区特征。油田钻孔资料提示，该地区经受了湖盆的形成、进展、全盛、稳定、109〔长10〔长87750-10040000于烃源岩分布区的中部，为该油田的形成供给了充分的油源条件；长64+532沉积了一套以粗碎屑为主的碎屑岩地层湖湾相粉砂质泥岩在纵向上相间消灭11剖面上无法见到。〔二〕地层比照与小层划分1、地层比照通过对油沟油田钻井资料、测井资料分析，结合盆地中生界构造演系延安组、侏罗系富县组和三迭系延长组组成。油田地层特征及纵向演化延安组与富县组以及延长组地层有不同的岩电特征。延安组为一套常偏低〔顶部油层电阻偏高除外，地层厚度横向变化大。通常为50-100为延10。油沟油田处于盆地甘陕古河与宁陕古河的交汇处，因此，油区200地层多消灭在该套地层下部，由两至三套煤层〔局部地区仅一套〕组成，30180-200电阻相区分，延安组地层纵向上经受了从河流向湖泊的演化过程。富县组在盆地区域上同延安组一样也经受了从河流向湖泊演化过程，所不同的是，由于富县组沉积之后，受燕山运动的影响，盆地整体抬升，201030～120支末期谷沟地貌的背景上，深谷地带地层积存较厚，斜坡地带沉积较薄，疑是格外有意义的。延长组属内陆湖盆沉积，经受了湖盆的形成、进展、全盛、稳定、780～1007400007120-130征。这套地层是盆地中生界最重要的区域性标准层之一。油沟油田的延长组地层为一套灰黑色泥岩论岩性、电性上都存在明显的差异，前者岩性偏细，砂岩以灰绿色为主，白色为主，较低的自然伽码、高声速等特征。两次全区性构造运动，使得盆地及油区延安组与富县组、富县组与延长组地层呈平行不整合接触。晚三迭世，鄂尔多斯内陆湖盆形成，盆地范围涉及陕、甘、宁、蒙、晋五省区，盆地基底由太古界、元古界变质岩、结晶岩组成，属克拉通刚性基底，历次构造运动表现在盆地内部以升降运动为主。因而，地层平缓、构造单一为盆地沉积盖层的重要特征之一。晚三叠世末期受印支运动影响，鄂尔多斯盆地整体抬升，患病剥蚀，形成沟谷纵横的古地貌景观。其后，随着盆地的下沉，承受了富县组沉积，富县期河流的粗碎屑，首先充填于印支末期由于侵蚀作用形成的沟谷之中，横亘于鄂尔多斯盆地南部中心地区，东西向展布的甘陕古河正是富县组早期沉积，它与下伏延长组地层呈平行不整合接触。油沟油田正处于盆地甘陕古河之上，全部钻孔均提醒有富县组地层存在，但横向欠稳定，厚度变化大，这与盆地印支末期构造运动关系亲热。燕山运动Ⅰ幕是发生在侏罗系延安组与富县组地层沉积之间的构造在，其厚度变化与平面分布能为分析河道的变迁供给依据。单元的变化包括岩性的变化与地层厚度的变化两个方面积环境制约。以油区钻孔资料为例，纵向上延长组地层属湖相沉积环境，岩性总体偏细，以粉砂质泥岩、灰黑色泥岩夹灰绿色细砂岩、粉细砂岩、泥质粉砂岩，电性上的高电阻，高自然伽玛、低声速为特征〔附图。的河道砂岩与富县组河道砂岩电性上的差异是划分地层的重要依据上也反映出两套砂岩在岩性上是有区分的〔附图。另外，横向上岩性的变化在同一地层同一油组中的变化也格外明显微相环境有关。克拉通稳定基底上形成的中生界内陆拗陷湖盆7用越深，延长组厚度越小，而河流下切深度较小，延长组地层保存较厚。〔附图4—1～附图43承性〔附图63～附图6，但延安组早期发育的主河道〔即主砂集带〕与富县早期发育的主河道〔即主砂集带〕在平面上并非完全重合，由于差异就不难理解了。地层比照原则工作，工作中主要遵循以下原则。A、标志层比照原则。标志层是指沉积范围广，横向可追踪比照，具10×1047×104平方千米都能见到，横向也能追踪比照；其次“张家滩”页岩岩性特别，它由黑色泥岩、油页岩、凝灰岩等岩性组成，在延长组纵向地层剖面上，其有明显的特别性；尔多斯盆地中生界延长组区域性标志层已成为全部石油地质工作者的共油田地层比照争论中引入地区性关心标准层，对开展小区与地层比照研组标定出K

1——

K9个关心标准层在勘探开发地层比照中发挥了重要的作9煤系地层中的BBB1 2

煤层定为地区性标准层，也是地层比照争论中成争论，引用地区性关心标准层，也不失为解决地层比照的有效方法。地层比照争论供给了牢靠的根底资料301—31—2米的薄层煤组成，地层比照关心标准层的条件。B、岩性、电性综合比照原则。不同时代地层岩性自然是众所周知的湖泊沉积，由灰黑色泥岩、粉砂质泥岩与灰绿色细砂岩、粉细砂岩、泥质地中生界延安组、富县组、延长组地层岩性特征的差异性，为地层比照、争论奠定了牢靠根底。地层的岩性特征在地表条件下格外直观，简洁判别，而钻孔中地层岩地层，已成为开展地层比照、分析、争论油田根本地质问题的重要手段。长组，电阻曲线上前者基值低，但峰值高，其峰值由煤层、含砾砂岩、钙质砂岩引起〔含油砂岩除外；后者电阻曲线基值普遍名偏高，峰值除“。相反，延长组地层通常为低声速、高伽玛电性特征。延安组早期河道砂岩与富县组河道砂体在电性上的差异，已在前面谈到了，这里不再重复。因此，使用岩性、电性综合分析开展地层比照是一项重要的原则。2、地层划分依据上述地层比照原则，即标志层比照原则，岩性电性综合比照原则地层进展了小层划分，具体划分方案如下：侏罗系延安组、富县组小层划分延安组小层的划分依据盆地传统的划分方案，即从下到上划分为延101十个油层组。10油组：为延安组河道砂岩沉积，油沟油田所钻井孔都有厚度60—130余米，为一套灰白色含砾中粗砂岩，局部夹灰黑色河漫滩泥岩，厚4—10米，其电性以微电极低平，自然电位偏负呈箱状，在延安组地层中特别突出，易于划分。930—451—21—3层煤组成，属滨湖沼泽相沉49地层厚99地层。830余米，电性上电阻低平，缺少峰值，没有煤系地层或钙质砂岩〔或合砾砂〕地层，自〔9顶煤承受邻8地层。7830—4076油〔9顶煤承受邻7地层。640余米。电性以高电阻、低声速、低自然伽玛特征合关心标准层〔9顶煤〕7地层4+5油组：岩性为灰白色中粗砂岩与灰黑色泥岩、泥质粉砂岩间4+54+54+560—80余米，与上覆直罗组地层呈平行不整合接触。30—170余米。另外，油沟油田所提醒地层均为粗碎屑、分选较差的河道砂岩沉积，其10河道砂岩的区分在于有较高自然伽玛值。三选系延长组小层划分123地层也患病了不长组从“张家滩”页岩底界向上划分为长764+514+52、长2+3油层组。77120—130余米，由一套灰黑色泥岩、油页岩、凝灰岩夹灰褐色含油细砂岩〔通常具沉积性质〕组成，区域上分布广，横向较稳定，向湖盆边缘有渐渐变薄趋势。长7油层组电性特征明显，具有高电阻、高自然伽玛特征。油页岩自然电位偏负，同时声波时差、自然伽玛、电阻呈高值与灰黑色泥岩、凝灰岩相区分，以旗胜3880、旗胜3844井为例〔附图，在典型的油页7级偏细，以细砂岩为主，分选较差，属沉积成因砂岩。616066162636461岩性偏粗，以细粒为主，局部为中细粒砂岩，其电性特征格外明显，具有低电阻、高时差的电性特征，在油30～356264油组，岩性偏细，泥质含量增多，电性具有微电极低平、电阻基值偏低，自然伽玛、声波时差呈低位，自然电位偏负不明显等特征。4+545—50余米，依据岩性组合、电性特征以及油田4+514+524+51为油沟油15—20余米，以砂岩沉积为主，由灰褐色厚层含油好，为低时差、高电阻的电性特征在测井剖面图上格外突出；长4+52小304+51以及下覆低电阻3-1吴起油沟油田地层厚度以及岩电特征表吴起油沟油田地层厚度及岩电特征表地层3-1吴起油沟油田地层厚度以及岩电特征表吴起油沟油田地层厚度及岩电特征表地层厚度〔米〕岩性特征电性特征系统组段延4+560～80中粗砂岩与灰黑色泥岩互层电阻峰值不高延630～40钙质砂岩、含砾砂岩与泥岩高电阻、低声速延728～40灰黑色泥岩与厚层细砂岩电阻低平中统 延安组侏罗系延830～40灰黑色泥岩与薄层细砂岩电阻低平延920～45煤系地层夹灰白色细砂岩电阻峰值高延1060～130灰白色中粗含砾砂岩。自然电位偏负呈箱状下统 富县组30～170灰白色合烁粗砂岩、底部砾岩自然珈玛较延10高3+2140～260灰黑色泥岩、灰绿色砂岩互层较高电阻较低时差与上覆层区分长4+5115～20含油中细砂岩夹薄层泥岩高电阻、低时差长4+5230～35 灰黑色泥岩夹砂岩电性特征与上下覆地层呈过度三叠系上统 延长组长6130～35中细砂岩夹泥岩低电阻、高时差灰黑色泥岩、泥质长62-长64 130～135 粉砂岩夹灰绿色细微点极低平、低时差、低电阻砂岩长7120～130黑色泥岩、油页岩、凝灰岩夹灰褐色高电阻、高自然珈玛含油砂岩长880～90灰黑色泥岩、粉砂质泥岩与灰绿色细高电阻低声速砂岩间互层。2+3油层组：受富县期河谷下切作用，使得长2+3油层组地150—180米。由灰黑色泥岩、粉砂2+3油层组下部地层偏细，由下向上砂岩增多，有层状加厚的趋势。具较高电阻，较低时差与上覆富县组地层相区分〔表3-。〔三〕构造特征多斯盆地可划分为六大一级构造单元，即北部的伊盟隆起、南部的渭部的晋西部的西缘逆冲构造带和天环

3-24+51砂顶起伏与试油产量关系图坳陷、中部的陕北斜坡。陕北斜坡为一平缓的西倾单斜，构造运动微弱，17区域构造极为单一，倾角缺乏1度，平均坡降小于10米/千米。在单斜背隆起。吴旗油沟油田所处的区域构造单元属鄂尔多斯沉积盆地陕北斜坡，4+51砂顶起伏形成了一个500030米左右，4+54+51油田的形成起到采产量较高，稳产时间较长。相反，在鼻状隆起上的局部隆起不发育区，产地区〔图3-；旗胜38-10—旗胜38-10—旗胜38-14—旗胜38-137除了上倾方向上有好的遮挡条件外38-9238-32等高产井点，都处在鼻状隆起上的局部4+51油气藏的形成，是三角洲前缘水下分流河道砂体与鼻状隆起相匹配，18形成的构造岩性油藏〔附图7-1要的作用。3-3富县组砂顶起伏与油藏分布关系图油沟地区延安组延10、富县油藏发育在甘陕古河和宁陕古河交汇的三角地带古残丘上。从富县组砂岩顶起伏图〔附图7-2〕可以看到，本区的砂顶起伏呈东北-38-72—旗胜1938-127—旗胜38-140—旗胜38-210一线，另一条在旗胜38-51—旗胜38-11238-18038-90一线，而且，两条高带的相对高位都在西南部，油富县油藏就分布在这两条起伏带上的相对高位区〔图3-3。油藏严格受构造掌握，属于古地貌残丘上的披盖压实构造油藏。3-410砂顶起伏与油藏分布关系图延10砂岩顶起伏图根本继承了富县组砂顶起伏的形态〔附图7-砂顶起伏呈东北-西南走向，发育两条砂顶起伏带，一条在旗延胜38-72202138-12838-17138-67一线，另一条在旗胜38-54—旗38-4038-12138-17638-92一线，而且，两条高带10油藏就分布在这两条起伏带上的相对高位区〔图3-4，油藏主要分布在西南部，严格受构造掌握，也属于古地貌残丘上的披盖压实构造油藏，为边底水驱动类型。〔四〕沉积相争论14+5油层组沉积相及特征4+5油层组在吴起地区属于河控型湖泊三角洲前缘沉积，道沉积作为其骨架相较发育。触式胶结，颗粒接触方式呈线状。砂岩中发育平行层理、板状穿插层理、陆上分流河道的水下延长局部，其沉积与三角洲平原分流河道是继承性有下粗上细的正旋回特点，反映其随着沉积物的不断加积，水体将变浅，水动力减弱，这一特点在岩性剖面、自然电位曲线、自然伽玛曲线上都能看到。水下分流河道沉积的另一个特点是厚层的砂体与厚层的前三角洲泥或分流间湾泥岩相互叠置〔图3-、图3-6，形成特

长4+52长61

湖退湖进湖退

旗胜38-37自然伽玛2023202320402060 定的沉积序列。油沟油田长4+51砂层为典型的三角洲前缘水下分流河道微相沉积。

3-54+5单井沉积微相图分流间湾微相：位于三角洲前缘水下分流河道砂体之间的滨浅湖区，粉砂岩、粉砂岩夹灰色、灰绿色细砂岩。岩性总体上偏细，砂地比低。粉4+52泥岩为典型的三角洲前缘分流间湾微相沉积。3-64+5沉积微相剖面图油沟油田长4+5－湖退过程，分流河道微相主要发育在长4+51地层中。分流间湾微相主要发育在长4+52地层中〔图3-、图3-6。在平面上，本区长4+5发育两支三角洲前缘水下分流河道，东部河道在旗胜38-92—旗胜38-17—旗胜38—29—旗胜38—42一线，北部呈东北—西南向，在南部呈北西—东南向，河道规模较大，呈带状分布，宽度2km左右，砂地比40-60%〔附图5。西部河道在旗胜38-6—旗胜38-10—旗胜38-16—旗胜38-4—2324旗胜38-204一线，该支河道宽度约1~2km，砂地比30-50%，呈东北—西38-1038-3638-149一线发育一条砂地比较低的分38-191—旗胜38-48—旗胜38-57—旗胜38-117以南的宽阔地区都为分流间湾微相带布在长4+5东西两条分流河道微相带上，这说明该区长4+5层的分流河道微相带是油沟油田的主要储集相带。而且，旗胜38-10—旗胜38-36—旗胜38-149一线发育的分流间湾微相带为西局部流河道微相带的成藏在宏观上起到了乐观的遮挡作用〔附图。2、富县油层组沉积相及特征油沟油田残存的富县组地层沉积环境相对简洁微相与河漫滩微相组成。道中则主要沉积的是规模较小的槽状穿插层常呈不完整旋回彼此叠置的巨厚砂层产出。以油沟油田旗胜38—28为例〔图3-7岩，为辫状河河道微相沉积。旗胜38-28延81500旗胜38-28延815001520延9154015601580延101600162016401660富县1680170017203-79单井沉积微相图一两个主河道。只有在特大洪水期，河水才能从河沉积物流向四周的泛滥平致河道常常改道，泛滥平原很不稳定。因此，在辫状河沉积中，其河漫滩沉积微相极其有限，其岩性主要是砂、粉砂与泥质岩沉积的薄互层〔图3-盆地富县期经受了一个从河流演化为湖泊直至消亡的过程，但由于燕山Ⅰ幕的构造运动，使盆地富县组地层遭到剥蚀以及10导致富县组地层在保存残缺不全厚度较薄的古残丘上〔3-8〕3-8油沟地区富县组沉积砂岩厚度与油藏关系263109油层组沉积相及特征相亚相微相辫状河河道河流曲流河河漫滩滨湖沼泽泥坪湖泊滨湖滨湖砂滩油沟油田延安组延相亚相微相辫状河河道河流曲流河河漫滩滨湖沼泽泥坪湖泊滨湖滨湖砂滩日趋平缓，从辫状河演化成曲流河。曲流河道砂以中细粒为主，分选好，10109局部地区发育曲流河道微相。以旗胜3828为例〔图3-7，延10下部为辫状河道微相，延10上部为曲流河道微相〔图3-。中要进展细分有肯定的难度。27性为粉砂质泥岩和泥质粉砂岩夹煤层〔线、碳质泥岩，具水平纹层、透9段地层中的煤系地层属滨湖沼泽泥坪微相沉积。屑的滨岸带则可沉积形成滨湖砂是受湖水波浪作岩性以细砂岩为层以及冲洗穿插层等油沟油田延 图3-9油沟地区延10沉积砂岩厚度与油藏关系图9地层中的薄层砂岩均属滨湖砂滩微相沉积。2810河道根本继承富县组河道的方向10油层组下部为10上部为曲流1010相不发育，油藏分布在河道下切较浅、沉积厚度较薄的古残丘之上〔图3-1。油沟地区延9主要发育滨湖沼泽泥坪微相，沿旗胜38-70—旗胜38-191—旗胜38-4838-29—旗胜38-11—旗胜38-180发育一条河流，其方向根本继承了延10河道河道的方向〔图3-10，但河道格外小，说明油沟地区的9期已发生了大的变化，湖泊环境，区域争论 图3-10油沟地区延9河流与油藏关系图29说明，油沟油田以东的地区已开头汇水成湖。与延10不同的是，延9油藏沿主河道河道砂体最厚的地区分布〔图3-1，而延10体相对较薄的地区分布。〔五〕储层1、集层分布及砂体特征938-7038-19138-4838-2938-1138-180，范围一般在5-30m，最大达33.3m。整体上西南部和东北部砂体厚度大，9油藏主要分布在西南部的厚带砂体地区〔附图6-。争论区延安组延10砂体为河流相沉积，本区处在甘陕古河道北侧，38-81—旗胜38-117厚度大，厚度大于80m，在旗胜38-68以北为古高地，沉积厚度小，一般50m38-79—38-130—38-158—38-64—旗胜38-61—38-122—38-9910油藏富集的主要地区〔附图6-。富县组储层也是河流相沉积，河流近南北向，争论区西北和东部沉积130m140m以上，西南部厚度最小，最薄为14.5m，沿旗胜38-81—旗胜38-48—旗胜38-173—旗胜38-32形成了一条沉积薄带，富县组油藏就富集在这条沉积厚度小而构造相对高带上〔附图6-。30争论区长4+51且都是近东北—38-92—38-17—旗胜38-4010-15m，最大厚度近20m；西部砂体沿旗胜38-68—旗38-120—38-204一线分布，厚度较东部砂体厚度薄，一9-12m17.3m。38-48—38-22—旗胜38-115一线接近分流间弯地带物性变差，砂体变薄，储层物性变差〔附图6-1。2、岩石学特征

图3-11 砂岩分类三角图〔、岩石类型依据石油自然气行业〔SY/T5368—2023〕对储集砂岩进展的分类，按砂

岩类

表3-1 砂岩分类表(%)>90

长石/岩屑比岩颗粒组分构成把储集砂岩分为石英砂岩、长石石英砂岩、岩屑长石砂岩、长石岩

长石石英砂岩长石砂岩岩屑长石砂岩

>75-90>75-90<75

>1<1>3>1-<3屑砂岩和岩屑砂岩七大类型

长石岩屑砂岩 >1/3-<1〔表3-。这种成因－成分

岩屑砂岩

表3-2 砂岩分类表

<1/33133端则包括石英质岩屑、岩浆岩屑、变质岩屑、沉积岩屑及碎屑云母、绿泥石等〔图3-1。依据上述分类标准，长4+51的岩石类型为细粒长石砂岩；磨圆度以～薄膜型；成份成熟度偏低，构造成熟度为中等；延安组延9、延10和富状为主，胶结类型以孔隙—加大型。〔2〕填隙物组合特征吴旗油沟地区延安组延910云85％以上；硅质、长石质少量，填隙物总量都小于10%，填隙物含量相对较低，为比较抱负的储层4+51油层填隙物主要由绿泥石、高岭石、硅质、水云母、方解石等组成，填隙物总量为13.83%，其中，绿泥石含量较高，其次为高岭石。长4+51910和富县储层砂岩。〔3〕碎屑矿物组合特征4+51砂岩储层以石英含量较低，长石含量较高，岩屑含量中等为18.022.538.144.716.8～20.6%，主要为变质岩屑和云母类。延安组延9、延10和富县砂岩石英含45～55%15～17.8%16.8%～19.1%9、104+51砂岩，而长石含量低于长4+51砂岩，岩屑含量根本相当。储集物性特征2..3×10-3μm2,7.4%,在延长组储层中为相对较好的储层。91016.8%，平均渗透率为87.7×10-3μm212.4%。孔隙类型及孔隙构造特征910和富县组孔隙类型有原生粒间孔、长石溶孔、岩隙类型，占总面孔率的56.44+51储层砂岩孔隙类型以粒间孔为主，其次为长石和岩屑溶孔。孔隙构造特征孔隙构造特征是指从微观上争论储集岩孔隙与喉道的几何形态、大流力量、储集性能以及产能。通常选用平均喉道半径、歪度、分选系数、10μm，平均55.7μm，属中孔细喉型孔喉组合。延安组延9、延10和富县0.037MPa—0.067MPa1.98μm，喉道分选好，分选系数2.91,中值压力0.66MPa〔图3-1、图3-1。1000.001000.00100.0010.001.00〕ａPM〔p0.100.010.001009080706050SHg〔％〕403020100图3-12 油沟油田长4+51储层压汞曲线特征1000.001000.00旗胜6-38延101318.05-1318.15100.00旗胜6-38延101314.52-1314.6210.00〕1.00ａPM〔p0.100.010.0090807060504030201006-38井延10储层压汞曲线特征3435〔六〕油藏类型及驱动类型4+51油层为三角洲水下分流河道沉积，呈条带状分布，形成了泥岩和砂岩相间的沉积格局4+51油藏受岩性和构造双重掌握，为构造—岩性油藏，油藏未见边底水，原始气油比高，为125m3/t，原始驱动类型1960m13.3MPa，油藏饱和11.3MPa2MPa，属于未饱和油藏。10和富县组油层为河流相沉积，油藏为古地貌残驱动类型为边底水驱动。99油藏局部有边底水，油藏驱动类型弹性溶解气驱动，局部为边底水驱动。〔七〕储量计算1704+5182口,112口，9个月以38口，640口，3663个月以下井仅为179层的井为6口；开采延10层的井为6923678、9油层的井。4+51220～350米左右的根本规章的开发井网，掌握了14.8km2的含油面积，从井的密度、试油试采资料以及对油藏的争论程度看地质条件。尽管缺少一些化验分析资料，如岩芯分析、高压物性等资料，但借用其他油田地质背景与油沟油田类似田储量参数计算长4+514+51探明储量，本次对全油田160多口井长4+51层进展了有效厚度解释，并借用了类似油4+51进展了探明储量计算。8910和富县组油藏，目前试采井连片性较差，不清，计算探明储量的条件不成熟，在目前状况下，只能计算掌握储量。1、储量参数含油面积4+51含油面积：长4+51油层在南部和北部尖灭，在圈定含油时以有效厚度2米线为边界圈定南部和北部边界，在东部和西部油层未尖灭区，外推一个开发井距圈定含油面积。8、延9、延10和富县组含油面积：延10和富县组油藏属油藏油水界面以及油藏构造线圈定。但在本次争论中觉察，延10和富时，在油层尖灭区，按有效厚度零线圈定含油边界，在油层未尖灭区，外推半个开发井距圈定含油面积。4+5114.8km28〔旗胜38-70.39km29共6〔旗胜38-12938-18、胜38-3、胜38-148、胜38-56和旗胜38-2，累计含油面积1.21km；1011〔38-17038-5438-4438-132、胜38-185、胜38-69、胜38-79、胜38-78、旗胜38-102、旗胜38-136胜38-6，累计含油面积1.632k；富县组共2个区块〔旗胜38-149胜38-4，累计含油面积1.855k〔表3-。有效厚度89104+51油层进展了有效厚度解释。长4+51渗透率和孔隙度下限值分别为0.1×10-3μm2和10.5%；延89108.5×10-3μm2和12.8%；依据现有测井曲线的区分力量，夹层扣除以声波时差0.4m，夹层的起扣厚度为0.2m。并0.80.754+517.6989103-43-53-6。有效孔隙度、含油饱和度、原油密度和地层原油体积系数4+51计算地质储量的孔隙度取14%，原始含油饱和度取55%0.854,1.329;89、1017%9取60%81050%0.861,地层原油1.03。原始气油比4+51油藏原始气油比较高，达125m3/t,8、延9102.2m3/t。2、石油地质储量和溶解气储量计算以油藏为计算单元，用容积法计算，公式如下：N=100A×h×φ×S×ρ/Boi o oi式中：N——原油地质储量，104t；A——含油面积，km2；m;平均有效孔隙度，f；S——平均原始含油饱和度，f；oiρt/m3;oB——平均地层原油体积系数。oi溶解气储量的计算公式为：Gs=10-4×NRsiGs——溶解气地质储量，108m3;Rt/m3;si依据以上确定的储量计算参数用容积法计算的油沟油田4+51石油探明地质储量为563.110t,溶解气地质储量为7.0410m3108.13×104t、88.59×104t、55.45×104t76.73×104t3-3。4+51有效厚度表393-388104+51储量404+51有效厚度表〔续〕413-68810、富县组有效厚度表4243A、水驱油效率法98%时，果。利用驱油效率计算采收率的公式为R d ER d 。E式中：—水驱采收率ERE驱油效率；Ed——vE 涉及系数;v——B、阅历公式法。田勘探评价阶段或开发早期阶段的水驱采收率，效果较好。方法油气藏类型使用阶段应用条件类比法油气藏开发前期和早期有进展类比的各项静动态资料相关阅历公式法油藏开发前期和早期有应用相关阅历公式计算的各项具有代表性的参数驱油效率法油藏开发前期和早期有模拟地层条件下的水驱油试验结果数值模拟法油气藏开发早期和中期有各项静态和试采资料压降法油藏开发中期有地层压力、产量和PVT资料物质平衡法油气藏开发中期有完整的地层压力、产量和PVT资料水驱曲线法油藏开发中期和后期高含水期开发的水驱油田，曲线有明显的直线段消灭产量递减法油气藏开发中期和后期油气田开发进入递减期，有递减阶段的产量变化数据3-73-7驱采收率计算方法表采收率计算方法表ER=0.274-0.1116lgμR+0.09746lgK-0.0001802hoef-0.06741Vk+0.0001675T式中：ER—水驱采收率μR10-3μm2；K—空气渗透率，10-3μm2；ah—平均有效厚度，m；oef—井网密度，井/km2;V—对数正态分布渗透率变异系数；kT—油层平均温度，℃，地温梯度和井深之积；μ=μ/μR o w式中：μwμ—地层原油粘度，mPa·s，o②陈元千公式E=0.214289(K/μ)0.1316R o式中：E—水驱采收率RK—平均渗透率，10-3μm2μ—地层原油粘度，mPa·s，oC、同类油藏类比4+51的油藏类型、储集层岩石及流体性质、井20%。D、数值模拟法4+51特低渗透油田，使用菱形反九点井网，进展数值模拟23.1%。考虑到油沟油田油层物性较好，井网不规章，井网完善程度差，注水时机较晚等因素，所以，长

3-84+51驱采收率表表4-4水驱油效率法油沟油田井采收率推测表采收率表4-4水驱油效率法油沟油田井采收率推测表采收率(%) 备注27.70驱油效率50%阅历公式〔俞启泰〕25.40阅历公式〔陈元千〕22.70类比法20.00数值模拟法23.10平均23.785种方法结果平均值23%较适宜。依据以上确定的采收率和地质储量计算结果，由公式：N=NER R

R——

可采储量，104t；Ef。R4+51129.52×104t。44+51储量牢靠性评价4+51220-350m291m82的钻井、测井、试油、试采、化验分析等根底资料。通过争论，对储4+51油藏和邻近的其它油藏属于的取值根本全都，同时又有试采资料验证，取值合理。含油面积的圈定只向外推了一个开发井距，远小于常规标准，结果牢靠；对争论区全部长4+51油层按计算探明储量的行业标准都严格地进展了有效厚度解释，平均有效厚度的计算承受井点算术平均值，在目前井距下，到达了探明探明储量的精度要求。4+51油藏进展地质评价，评价结果属中产、中浅层、特低丰度的小型油田。〔八〕流体性质1、原油性质硫等特征。油沟长4+51油藏地面原油密度、粘度、凝固点分别取为0.850g/cm3、7