TOC\o"1-2"\h\z\u一、概 二、油藏地質特 （一）、地層及層組劃 （二）、構造特 （三）、儲層特 （四）、流體性 （五）、地層壓力與溫 （六）、儲量估 三、儲層綜合評 （一、電性標準的建 （二、測井資料二次評 四、區域綜合認 （一、儲層產能的認 （二、地層對比分 （三、區域砂體分布規律分 （四、儲層參數分布規 （五）、油水分布及油藏類 （六）、隔層與夾層特 五、開發現狀及效果分 （一）、開發現 （二）、開發效果分 （三）、潛力分 六、油藏二次開發部署設 （一、開發層系的劃分與組 （二、開發方式選 （三、井網、井距的確 （四、水平井部署方案與方案優 （五、開發指標預 （六、實施建 七、結論與建 一、概歡60塊位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡曙階中段、齊歡交界處，西臨歡616塊，本區塊從1975年開始勘探以來，已完成二維測網1.2×1.2km，三維滿覆蓋。年月日，本塊第一口探井歡60井在沙一、二段，沙三段均發現良好的油氣顯383×104t，1994年在只有7口井情況下，上報歡60區塊探明儲量218×104t0.5km2年按m井入開發，截止2005年底，有油井13口，開井1口，日產液3t，日二、油藏地質特（一）、地層及層組劃1、地層組合特該塊鉆井的地層自下而上分別為:中生界下第三系沙河街組三段沙一二段，中生界地層：一套紅色純泥巖，其厚度為100m館陶組地層：由一套白灰色厚層砂礫巖組成，地層厚度175m2、層組劃2（二）、構造特1、斷層發育特本區塊共發育6條斷層，其中3條北東南東傾向斷層，3條近南北東傾斷層。本區南北分別被36-和歡南兩條北東向、東部被齊東大斷層所切割，這3條邊界大160序號斷層名稱斷層走向斷層傾向斷距延伸長度m斷層級別落實程度136-52NESE>70>10003鉆井、地震260EWS>60>10003地震、井間3207NNESSE>80>10003地震、井間460NESE5011004過井、地震535-51NSE208504過井、地震6207NSE208504地震、井間2、構造形歡60塊構造位于西部凹陷西斜坡歡曙階中段，是一個在斜坡背景上受古地形控3其中33-51斷塊為高斷塊，是本區塊油層富集的主力斷塊，構造面積0.35km2，地680m，構造低部位在歡60-32-541油層頂面埋深718m，構造幅度38m（2歡60-32-56井西附近，蓮Ⅱ1油層頂面埋深750m，構造低部位在歡601油層頂260序號斷塊名稱構造面積km2構造形態高點埋深構造幅度m地層傾角°133-510.35單斜680384～2600.24單斜750504.（三）、儲層特1、砂體發育特360層位平均砂巖厚度m砂巖系數孔隙度%滲透率×104μm泥質含量%136.520.7124150012216.190.55211100182、儲層巖3、儲層物16（四）、流體性1、原油性2、地層水性

粘度粘度0

90溫度160塊蓮花油層年溫曲線蓮花油層地層水為NaHC03型。總礦化度為1424.9～17807mg/L，CL-含量239.4mg/L，HC03-含量640.71～1006.8mg/L，Na++k+含量411.7～518mg/L，Mg++含量（五）、地層壓力與溫784.4m7.14～7.53MPa一口井井溫曲線和二口井實測溫度資料統計，油層溫度31.5～32℃，溫度梯度3.12℃/100m（六）、儲量估4斷塊層位AoKmHmΦ%So%ρog/cm3Boi104tEr%Nr1043351Ⅰ0.323.529650.9851.0442013Ⅱ0.3714.29650.9851.0449513Ⅱ0.26.029650.9851.0442213合計0.3720.29650.9851.0441371360Ⅰ0.073.029650.9851.044413Ⅱ0.198.329650.9851.0442813合計0.199.429650.9851.0443213總計0.5617.29650.9851.0441691322.三、儲層綜合評（一、電性標準的建14口井，目的層為沙河街組沙三段沉積；本區資料都為國產小數控測井系56012，3000表560效率產出比60-35-5330%60-32-5460-33-55井，注汽效率在50%左右。圖2是上述四口井投產井段聲波時差與電阻率交會圖，這些數325-450微秒/25-100歐姆.25歐姆.米以下，但這些電阻低的多為一些電阻較低的薄夾層和泥質含量較重的儲圖2、歡60塊四口井聲波和電阻率交會 圖3、歡60塊七口井聲波和320002電阻率低于20歐姆.的數據點比例明顯較本區的水層與上述投產井段數據點繪制到

46066030歐姆.380微秒/15-25歐姆.380微秒/15歐姆.325-450微秒/（二、測井資料二次評ttmatf 470微秒/米，因此壓實系數C470微秒 328微秒地層含水飽和度采 公式計算RT

a

根據本區的自然電位的幅度差異分析，本區在不同泥漿環境下出現正差異和負差異，根據自然電位分析出本區地層水電阻率在1歐姆.米，同樣采用標準水層計算的地層水電阻率也1歐姆.1歐姆.米。利用上5所示。通過建立的電性標準和處理參

56017米/68.3米/2層;油水9.4米/4層。修改結論詳細情況如下表表7609891四、區域綜合認（一、儲層產能的認（二、地層對比分60塊采用了定向井技術，因此，為便于地層對比和準確了解儲層厚度分布情況，因此，在地層對比中對資料進行井斜校正后進行地層對比，在地層對比中主要采160塊東北部地（三、區域砂體分布規律分Kriging插值方法對區域的砂體分布趨勢進行描述，從圖中可以看出，本區的砂體分布60-34-5060-35-51井區域內砂體較厚，而且地層對比關系較好，應是本60-35-5560-34-56井區是較好的儲層發育區，60-35-5160-35-5360-35-55對比圖,60-34-5060-34-5260-34-54對比圖,60-33-5160-33-5360-33-55對比圖中,可以看出,北部和南部的井的砂（四、儲層參數分布規nn儲層參數n平均儲層參數= ni其中：nKriging插值技術分析區域儲層參數的分布規律。通過圖象表示儲層參數的變（五）、油水分布及油藏類1、油層分布特深680～75Om，油層最發育，單井最大油層有效厚度39.lm(33-51井)173m10mⅡ1砂巖組油層是蓮花油層的主力油層，在平面上分布范圍較廣，在2在33-51塊南部油層厚度較大，往北減薄，油層鉆遇率100%。單井最大油層有效厚度))14.5（19202、油藏類2426（六）、隔層與夾層特1、隔層特27增厚。單井最大隔層厚度8.6m，最層厚度0m，平均隔層厚度2.2m（附圖282、夾層特蓮Ⅱ內部平均夾層厚度13.5m，平均夾層層數8.l層，夾層密度32.17，夾層頻率15.90五、開發現狀及效果分（一）、開發現歡塊年按m井入開發，截止2005年底，有油井13口，開井1口，日產液（附圖29、表8860井號注入量回采水采油量存水量油汽比回采水率%歡60-32-5295341521128980130.14歡60-32-5420206132531061669530.53歡60-32-56733485743814-12400.52歡60-33-511651655634059109530.25歡60-33-531270917811070109280.08歡60-33-55159296530782293990.49歡60-34-50121903304152788860.13歡60-34-52114051435165599700.15歡60-34-5496008221143613790.15歡60-34-5640470.23歡60-35-5122533124127254101210.32歡60-35-5398847601342622830.35歡60-35-553364121769621470.21歡60-36-524564112045934440.10（二）、開發效果分1、采油速度低、采出程度低、油藏動用程度142.4%0.02％～0.2%，采油速度較低，開發效果差（6采油速采油速度0采出程采出程度210 時間（年660塊蓮花油層開發曲線60141m15.981511.9915萬29m~55m14口井開發井，井網密度50％。60塊蓮花油層主力油層為Ⅱ114m2.265～0.45μm260％。2、直井有一定產量，但是產能差異較5～10t25t（73288t，最高10616t459t油井累產油高，油層發育薄部位的油井累產油低（31日產日產液/日產油50含水含水0 時間（年.月7603351井采油曲線32－54、33－51、33－55、35－514口井周期產量分析（8，1～2周期產量較低，3～636038123mPa.s，在井60℃以上溫度場時原油很難流動，周期產量必然很低。8、60塊典型井周期產油量變化曲線3、回采水率低、存水量全塊共注蒸汽159815t，回采水73879t，存水85936t，總回采水率46.2%，平均1415t5277t45.6%16.9%，最小回采12.6%類和含量無法統計，建議加強這方面的研究。（三）、潛力分歡60塊估算地質儲量169×104t，上報探明儲量時標定采收率為13%，估算可采儲22.0×104t4.6×104t17.4×104t。該塊共有開發井14口，平均單井采油3287t，根據統計結果，14口井中只有1口井六、油藏二次開發部署設（一、開發層系的劃分與組10～20m50～70m，油層主要集中發育在Ⅱ1砂巖組，占總儲量65%以上，單層厚度適合水平井開采，因此采取一套層系進行水平井開發。（二、開發方式選（三、井網、井距的確1、井型的選2、水平段長度優周期注汽強度16t/m，第二、第三周期注汽強度一周期基礎上遞增10%、以后注汽強40%80/d200m、250m、300m、350m、400m的蒸汽吞吐效果（9）6可以看出累積產油隨著水平段長度的增加而增加，但隨著水平段長度的增250-300m0.56。60250m～300m之間比較9井段長度m生產時間d累注汽量t累產油t累產水t油汽比20098625508.55250114228670.56300124833230.5635013653868421500284780.5540014214361422050341040.513、井距確益好為標準的同時，還要考慮與原直井保持一定距離，以排除原直井存水對水平井141m100m140m，下面以水平段300m14m為前提條件，研究不同井距單控儲量情況（1010井距100140單控儲量×1049.96813.92100m9.968×104t，單井控制儲量較低。因此從140m井距開采。100m、140m11，100m14.48%，140m13.38%1.09%。11井距m周期數生產時間d注汽量t產油量t產水量t油汽比采出程度%1006104027510.5214.491406124833230.5613.38400m×600m100m6口，150m井4430143.4350.6元/1149元/經濟效益=12：12井m注汽t產油t凈采油t毛收萬元鉆井投資萬元地面建萬元操作成萬元經濟效萬元10016506866527486286012580.860.2624.2164.150132927452465030747191720.573.26128.46297.從經濟效益對比上看，140m100m。綜合開發效果和經濟140m為宜。60140m（四、水平井部署方案與方案優1、部署原①為降低開發風險，本著“先試驗，后推廣”60塊進行水平井整體規劃10m250m～300m50m④水平井的部署要考慮構造、油層的程度，降低實施難度和風險2、部署方140m2套30300～350m16.8×104t，467.3×104t該塊總剩余地質儲量的59%。在歡60塊Ⅱ1砂巖組油層厚度大于10m區域規劃水平井2口，水平井與直井距離70m，水平段長度250m，單井控制儲量9.0～10.5×104t，2口井19.5×104t61%。方案233-51塊Ⅱ1砂巖組部署水平井6口（附圖31，水平井與直井距離70m，水平段長度250m，單井控制儲量14.95×104t，6口井動用地質儲量89.7×104t，占該塊63.6%2601相同。3、方案優2優點是：33-5133口水平井處于油層控制程度低的部位，實施有一定（五、開發指標預104t3.8684×104t0.55（1333-51467.3×104t2011104t8.4×104t0.5512.51360S1+2周期生產時間d日產油t/d產油量t產水量t注汽量t油汽比119611.2285184656940.64223818.4391362861740.83325622.5681426