石油工程设计大赛,油藏工程设计必备.doc

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1、第2章 油田地质1.1概况1.1.1地理位置和自然地理概况A 区块位于隶属新疆维吾尔自治区 M 县，工区地表为草原戈壁，地面较平 坦，植被稀少，地面海拔 70m270m；区块内地下水埋藏较深，浅层无地下水 分布。工区温差悬殊，夏季干热，最高气温可达 40以上；冬季寒冷，最低气 温可达-40以下。区内年平均降水量小于 200mm，属大陆性干旱气候。工区 15 公里外有发电厂，25 公里范围内有一个中型凝析气藏投入开发。1.2区域地质1.2.1区域构造位置A区块俯瞰呈三角形，两边为断层边界，一边存在边水，储层向东南方向下倾，倾角5.8，层内存在夹层。区块顶部构造图如图1-1所示，剖面图如图1-2所

2、示。 图2.1 A断块顶面构造图 图2.2 A断块油藏剖面图1.3 基础资料简况1.3.1 钻井资料（1）本区已有三口探井，无评价井。（2）本区三口探井进尺分别如下：D1井累计进尺1440米，D2井累计进尺1415米，D3井累计进尺1330米，三口井累计进尺4285米，取芯情况不明。1.3.2 测井资料 该区块目前给出了三口探井的资料，其中只有D1井有测井资料。（1）本次对区内D1井进行了CAL（井径）测井、DEN密度测井、DT（声波时差）测井、GR（伽马）测井、Rd（深侧向）、Rs（浅侧向）共6项测井数据（2）环境校正和标准化本次数据已进行前期处理，不再进行赘述。（3）探井基础数据及部分测井

3、解释结果如下表1-1所示。 表 2.1 探井基础数据井名井别X 坐标Y坐标地面海拔m补心高m补心海拔m完钻深度mD1直井.68.30264.54.52691440D2直井.42.73191.44.61961415D3直井.29.8878.12.780.81330 表2.2 A断块部分测井解释结果（1）小层名称井底横坐标井底纵坐标顶面深度 m底面深度 mD1井P1.68.3013871410.5P2.68.301413.91423.9D2井P1-1.42.731360.61371.6P1-2.42.731373.81384.6P2.42.731386.91396.9D3井P1.29.881288

4、.81308.9P2.29.881312.31322.4 表2.3 A断块部分测井解释结果（2）小层名称有效厚度 m平均孔隙度 %平均渗透率10-3m3平均含油饱和度 %D1井P121.522.71570.373.2P28.621.2720.258.0D2井P1-19.422.41340.671.5P1-29.722.31270.868.7P28.120.8580.758.4D3井P120.121.6880.963.1P24.720.1400.853.2平均21.6966.363.7（4）测井系列统计表如下：表2.4测井系列统计表岩性测井系列孔隙度测井系列电阻率测井系列CALGRDENDTRd

5、Rs表2.5 测井系列解释表（1）顶面深度 m底面深度 m有效厚度 mGRP113871410.521.548.23-71.52P21413.91423.98.656.74-86.07表2.6 测井系列解释表（2）CALDTDENRsRd9.28-10.8284.58-110.032.42-2.676.38-20.236.94-24.758.96-9.4195.97-111.152.27-2.486.72-25.968.43-30.681.3.3 分析化验资料本次分析取样共进行了岩心常规分析，储层敏感性分析，储层流体分析三个大项，分析项目表如下：表2.7 分析及取样项目表分析项目地区井号检测项

6、目送检数目岩心常规分析A断块D3井岩性描述25孔隙度/%水平渗透率/10-3m2垂直渗透率/10-3m2含水饱和度/%含油饱和度/%碳酸盐含量/%岩石密度/g/cm3储层敏感性分析A断块D3井覆压下岩石孔渗检测4储层盐敏性评价储层水速敏评价水敏感性评价酸、碱敏感性评价储层流体分析A断块未知油藏原油及天然气性质分析未知地层水分析1.3.4测试、试采与先导试验材料该区块尚未正式投入开发，仅对D1井P1层以及D2井P2层进行了试油，试油期间通过自喷及直接泵抽采油。D1井P1层在2010年8月12日进行射孔，8月14日开始采油，自喷采油进行了5天后停止。2010年8月22日开始进行机抽采油，试采进行了

7、19天后停止，累计采油300t（图2.3）。图2.3 D1井P1层试油曲线D2井P2层在2010年6月14日进行射孔，6月18日开始采油，自喷采油进行了9天后停止。2010年7月2日开始进行螺杆泵采油，试采进行了12天后停止，累计采油32t（图2.4）。图2.4 D2井P2层试油曲线2 油藏地质特征2.1构造特征由A断块油藏顶面构造图1.1和油藏剖面图1.2可以看出：该油藏受到沿北东-南西走向和北西-南东走向正断层的控制。目的储层位于断层下盘，向东南方向下倾，倾角5.8，北东-南西走向的断层发育较晚，北西-南东走向的断层被其切割，而在该区域上形成了被两个断层切割的单斜构造，这两个断层作为良好的

8、遮挡物，为油气聚集成藏提供了良好的圈闭条件。2.2储层特征 2.2.1储层岩性-含油性 根据取心井不同岩性的含油特征统计结果，P1层含油岩性为砾岩、砂砾岩、中砂岩、细砂岩，最好的是砂砾岩和中砂岩，其次是砾岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层。P2 层含油岩性为砾岩、砂砾岩、中砂岩和细砂岩，最好的是砾砂岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层。见表。 表2.8 P1层油藏岩性与含油性关系统计表岩石名称富含油油浸油斑油迹荧光不含油总计 m砾岩1.061.113.654.4313.2923.54砂砾岩0.58.149.75.842.937.553466中砂岩7.7718.076.241.825.3939

9、.29细砂岩4.040.20.152.255.7912.43钙质砂岩0.660.66泥岩12.2412.24总计 m0.521.0129.0815.8812.0944.26122.82 表2.9 P2层油藏岩性和含油性关系统计表岩石名称富含油油浸油斑油迹荧光不含油总计 m砾岩0.745.280.651.231.719.61砂砾岩1.3412.7420.617.298.172.1452.29中砂岩2.760.491.744.99细砂岩0.544.214.343.596.865.7325.27钙质砂岩0.660.66泥岩11.3411.34总计 m1.8817.6930.2314.2916.751

10、1.32104.16综上所述，含油岩性下限可定为细砂岩。图2.5 P1层砂岩分类图图2.6 P2层砂岩分类图由D3井X-衍射全岩定量分析可知储层岩石成分主要为石英、斜长石、钾长石和粘土矿物。其中粘土含量平均约为9.348%，石英平均含量约58.484%，钾长石平均含量约11.472%，斜长石平均含量约20.696%。2.3.2 沉积相由于该区储层以岩屑、长石质岩屑砂岩为主，更具有砾岩、中砂岩、粉砂岩、泥岩等，成分成熟度和结构成熟度均较低，砂岩储层中具有渗透率低的粉砂岩或泥岩，底部为棕褐色砂砾岩，含砂砾岩，具有碎屑岩支撑砂砾岩相，可以推断为陆相冲积扇扇中亚相的河道和漫流沉积。扇中构成了冲积扇的格

11、架，扇中亚相具有坡度较小，辫状宽浅水道发育的特征，以辫状分支河道和片流沉积为主，垂向层序有四种类型，即正韵律型、反韵律型、完整韵律型及块状序列，以正韵律型为主，岩性序列交替频繁。由D3井常规物性分析可以看出P1层与P1层内均存在正沉积韵律特征。 2.3.3 储层空间类型及组合特征a) 储层空间类型以粒间空隙为主，储层为细粒及中粒砂岩为主，岩石颗粒过大或过小均不利于油气储存。b) 粘土成分、含量及产状通过对 A 断块储层各小层样品分析，得出各层粘土矿物含量如下表：表 3-1 粘土矿物含量统计表层位粘土矿物含量 %样品个数伊与蒙混层 I/S伊利石 I高岭石 K绿泥石 CP1范围12-651-288

12、-666-4718平均值43.47.232.716.6P2范围21-762-2713-645-3756平均值48.25.731.015.2合计范围12-761-288-665-4774平均值47.16.031.415.5 P1层粘土矿物含量分布图P2层粘土矿物含量分布图 2.3.4 储层物性P1层孔隙度分布直方图P2层孔隙度分布直方图P1层渗透率分布直方图P2层渗透率分布直方图P1层孔隙度与渗透率散点图P2层孔隙度与渗透率散点图2.3.5 储层空间展布及非均质性储层向东南方向下倾，倾角5.8，平面上呈三角形，以细砂岩为主，砂体侧向连续性好（砂体延伸1200m）。储层的非均质性包括层间非均质、平

13、面非均质性和层内非均质性。（1）层间非均质性一方面是指各油层组之间、沙层之间泥岩隔层的分布变化，另一方面是指砂体在剖面上交互出现的规律性和隔层段之间物性的垂向差异性。由D3井物性检测及其他部分测井解释可以看出，隔层泥质含量较高，密封程度较好。根据D3井的岩心常规分析显示P1层与P2层之间的隔层平均孔隙度为13.5%，P1层与P2层孔隙度为22.3%30.8%，而且隔层的垂向渗透率也明显低于P1与P2层，上下层之间孔隙度和渗透率差异性较大，砂层之间的非均质性的规模较大。（2）平面非均质性平面非均质性是指一个储层砂体的集合形状、规模、连续性以及储层内各项储集参数的平面变化所引起的非均质性，它直接关

14、系到注入剂的波及效率。根据D1井、D2井和D3井的部分测井解释可以看出， P1层与P2层平面上厚度变化不大，孔渗性均较好，均质性较好。（3）层内非均质性层内非均质性是指单一油层内部的差异性，侧重于单砂体（主要是厚砂体）内部的差异。注入剂的波及体积不仅受控于曾见和平面非均质性，而且受控于油层内部的垂向差异性。根据地层剖面图及各井的综合资料，由图可以看出，P1层构成一个复合旋律，由三个正向旋律构成。P2层大体是一个正旋律，储层的韵律性对于蒸汽驱的蒸汽运移速度、方向均有较大影响，所以在注蒸汽吞吐及蒸汽驱过程中，储层的韵律性是一个很重要的研究问题。储层非均质性特征研究是开发地质研究的核心内容之一，包括

15、从微观到宏观不同级次的非均质特征研究，是开发早期进行储层评价、开发层系划分、开发效果和动态预测的基础。储层非均质程度一般用渗透率的非均质参数，即渗透率级差（Kn）、渗透率突进系数（Tk）、渗透率变异系数（Vk）等系数来衡量。如表2.3表2.3参数名称公式变化范围地质意义渗透率级差（n）n/式中，：统计层范围内最大渗透率：统计层范围内最小渗透率nn越大，非均质越严重渗透率突进系数（Tk）Tk/式中，：统计层范围内的最大渗透率：统计层范围内平均渗透率TkTk越大，非均质越严重渗透率变异系数（k）式中，k：随机变量K的标准偏差n：样品数kk越大，非均质越严重（1）渗透率级差（n）研究n/ （1） P

16、1层= 1761.810-3m2 ，= 273.110-3m2，计算结果得n= 6.45。表明非均质性一般。P2层=1426.510-3m2 ，= 148.710-3m2，计算结果得n= 9.59。表明非均质性较强。（2）渗透率突进系数（Tk）研究Tk/ （2） P1层= 1761.810-3m2 ，= 1044.86210-3m2，计算结果得Tk = 1.69。表明非均质性一般。P2层=1426.510-3m2 ，=647.810-3m2，计算结果得Tk =4.36。表明非均质性较强。（3）渗透率变异系数（k）研究 （3）带入算式中，可以求得P1层Vk=0.44,P2层Vk= 0.63，P1

17、层非均质性较弱，P2层非均质性较强。由以上三个系数均可以看出，P1层的物性好于P2层。P1应该是该油藏的主要油层。2.3.6 隔夹层特征在P1和P2之间有一连续的隔层，将P1和P2分隔开来，隔层岩性为褐灰色油斑泥质粉砂岩，厚度介于2.2m3.4m之间，渗透率 210-3m24310-3m2，孔隙度介于12.9%13.7%，相比于上下储层物性较差，含油不作考虑。在P1层D2井附近有一物性较差隔层，在剖面上呈透镜状，延伸长度大约为1.8km，由于其物性较差，严重影响原油开采，在原油开采和驱动过程中应特别注意夹层对油藏整体性质的影响。2.3.7 储层综合评价层平均厚度/m有效厚度/m净厚比孔隙度/%

18、平均渗透度/10-3m3P121.821.50.92822.21671252.067P210.137.1330.70420.7567.233由以上表格可以看出，P1层的各项指标均优于P2，P1层物性较好，应作为开采的主要油层，P2层相对物性较差，但是P1层中有一夹层，在表中未能反映，P2层构成一个正韵律，不利于注水或者注蒸汽开采，在设计方案是应该考虑其旋回性。2.4 油气藏类型2.4.1 油气水类型此处贴测井图2.4.2 温度及压力系统2.4.2.1 压力系统根据井史卡地层压力分析结果，将不同井的地层压力在同一个深度-压力曲线上表示（图），可以明显发现无论哪个井的压力曲线均表现出和深度的良好线

19、性关系，与其所处层位并无明显关系，表明储层的P1和P2处在同一个压力系统，就地层压力而言，划分开发层系时应将P1和P2划分为同一个层系。图2.7 地层压力与深度曲线图对三口探井P1、P2和P3进行了地层压力测试和饱和压力测试，三口探井地层压力测试结果如下表所示。表2.10 D1井压力测试表地层压力测试井深m压力MPa饱和压力井深m压力MPa139015.113907.64139115.1113927.65139215.1214167.71140915.2614197.74141615.32141715.33141915.35表2.11 D2井压力测试表地层压力测试井深(m)压力(MPa)饱和压

20、力井深(m)压力(MPa)136515.5113658.049136615.5213668.058137615.6113768.143139615.7813968.165表2.12 D3井地层压力测试表地层压力测试井深(m)压力(MPa)饱和压力井深(m)压力(MPa)129215.8712928.411129415.8912948.428131616.0813168.467131716.0913178.476据该油藏三口探井实测压力、温度资料分析，储层压力一般为15.1mPa16.09MPa，地层压力明显大于饱和压力，压力梯度为 1.00MPa/100m；地层温度一般为 3549.326，地

21、温梯度随深度增加而增加。油层属正常温度、压力系统油藏，油藏驱动类型为弹性驱和水驱。2.4.2.2 温度系统根据温度梯度资料，温度梯度变化大致分为两段，从井口到200m，主要受地表温度的影响；从200m到1400m，温度梯度在0.0214-0.0397/m，温度梯度随深度增加而增加，主要受地温梯度影响，温度逐渐升高，如下表所示表2.13 温度随深度变化表深度 m温度 温度梯度 /m0-3.84320014.7430.092940019.3790.023260023.6570.021480028.2930.0232100034.4780.0309120041.3770.0345140049.326

22、0.0397图2.7 温度-深度关系曲线2.4.3 储层流体分析结果2.4.3.1 油藏原油及天然气性质（1）脱气原油特性 表 2.14 地面脱气原油性质层位密度 g/cm350粘度 mPas凝固点 初镏点 P10.9342229.935.4191P20.9281788.313.4154图 2.8 P1 层地面脱气原油粘度测定结果（2）地层原油（P1 层）样品 PVT 测试资料饱和压力(泡点压力)地层温度/饱和压力/MPa48.98.14ii）热膨胀系数（地层压力 15.44 MPa 下）30.048.90.318710-31/iii）压缩系数 （48.9 ）8.14MPa 至15.44MPa

23、2.015510-31/MPaiv）油藏温度下（48.9）的单次脱气数据地层原油体积系数1.057m3/m3地层原油体积收缩率5.41%气体平均溶解系数3.19m3/m3/MPa单次脱气气油比25.9m3/m3地层原油粘度155.99mPas地层原油密度0.9103g/cm3天然气相对密度0.662v）油藏温度（48.9）下的多次脱气实验结果压力（MPa）溶解气油比m3/m3 原油体积系数双相体积系数原油密度g/cm3液相相对体积% *15.4420.31.055/0.901699.3310.0020.31.0590.898099.73*8.1420.31.062/0.8956100.004.

24、0011.01.0481.2920.900398.690.100.01.023/0.912096.33注：*表示地层压力 *表示饱和压力20下每立方米残余油体积含气体标准立方米数；油藏温度、分级压力下油体积与 20下残余油体积之比；油藏温度、分级压力下油气总体积与 20下残余油体积之比；油藏温度、分级压力下液体体积与饱和压力下液体体积之比。可以看出，当压力大于油藏饱和压力时，原油的溶解气油比不会降低，油藏以流体形式存在，当压力低于油藏饱和压力时，溶解气油比开始降低，气体不断从原油中析出，由于气体的析出，造成原油密度上升，原油体积系数减小。vi）多次脱气脱出气体组成(mol%)组分多次脱气分级压

25、力 MPa4.000.10二氧化碳0.510.62氮气/甲烷81.0358.46乙烷14.1631.12丙烷3.047.59异 丁 烷0.500.84正 丁 烷0.460.76异 戊 烷0.160.32正 戊 烷0.120.27己烷0.020.02vii）油藏天然气分析结果数据表层位相对 密度甲烷%乙烷%丙烷%异丁烷%正丁烷%异戊烷%正戊烷%己烷%二氧化碳%氧%氮%硫化氢%P10.66182.6814.181.210.360.620.150.1400.69000P20.66280.2017.950.810.280.170.090.040.010.46000 图 P1层油藏天然气含量分布图图 P

26、2层油藏天然气含量分布图2.4.3.3 地层水 A区块油藏地层水主要以束缚水形式存在，自由水存在于断块底部的边水，矿化度较高，水型主要是碳酸氢钠型，这类水存在范围很广，它的出现，可以作为含油性良好的标志。本区地层水具有较高矿化度、水型简单的特点。P1层矿化度平均为 17640mg/l，氯离子含量10045.29mg/l，PH值为7.80:；P2层平均矿化度平均为 8664.59mg/l，氯离子含量5114.28mg/l，PH 值一为6.50，水型为 NaHCO3型（表 ），指示了陆相沉积环境。地层水分析结果，如表 所示储层地层水分析结果表P1P2平均矿化度（mg/l）176408664.59水

27、样类型碳酸氢钠碳酸氢钠pH7.806.50样品描述无色 油味 透明 少量絮状物沉淀无色 油味 透明 少量絮状物沉淀2.4.6 油气藏类型本油藏位于正断层下盘，由两个相交的正断层对油藏的运移起到了限制作用，整个油藏两边为断层边界，一边存在边水，储层向东南方向下倾，倾角5.8，所以本油藏的圈闭类型是断层-岩性圈闭。根据取心井不同岩性的含油特征统计结果，P1层含油岩性为砾岩、砂砾岩、中砂岩、细砂岩，最好的是砂砾岩和中砂岩，其次是砾岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层。P2 层含油岩性为砾岩、砂砾岩、中砂岩和细砂岩，最好的是砾砂岩和细砂岩，钙质砂岩和泥岩为非储集层。流体性质：2.5 地质储量a) 储量

28、计算单元的划分本油藏由两个油层组P1和P2组成，P1和P2在孔隙度、渗透率、含油饱和度，原油的密度、气油比等均有差异，并且P1和P2之间有一个良好的隔层将两个油层组分开，所以在计算储量时，有必要将P1和P2油层组分开计算，提高储量计算的准确性和可靠性。b) 含油面积参数：因为边水范围不大，因此含油面积均当做2.8km2 ，A区块为断层-岩性油气藏，岩层厚度变化不大。净毛比一般取有效厚度与岩层厚度的比值。A区块净毛比统计表井P1层厚度/mP1层有效厚度/mP1层净毛比P2厚度mP2层有效厚度/mP2层净毛比D123.521.50.9145108.60.86D22419.10.79585108.1

29、0.81D320.120.1110.14.70.4653平均22.533320.23330.897910.13337.1330.7039以油藏为单元，根据采用容积法计算储量，计算公式为：N=100AohSoi /Boi （1）Nz=No （2）式中：N原油地质储量（体积单位），104m3；Nz原油地质储量（质量单位），104t；Ao含油面积，km2；h平均油层有效厚度，m；平均油层有效孔隙度，小数；Soi平均油层原始含油饱和度，小数；o 平均地面脱气原油密度，t/m3；Boi平均地层原油体积系数；Rsi原始溶解气油比，m3/t。表 储层参数及结果Aoh1SoiBoiNoNz2.819.80.2

30、220.691251.023832.26510.934777.33562.87.130.2070.56531.023228.46740.928212.0178由上可以得出地质储量P1层约为777.34104t，P2层地质储量约为212.02104t，总的地质储量约为990104t。油藏工程设计1 开发原则根据有关开发方针、政策，综合考虑以下因素，提出油田开发原则a) 充分考虑油田的地质特点。b) 充分利用油气资源，保证油田有较高的经济采收率。c) 采用合理的采油速度。d) 充分利用油田的天然能量。e) 充分吸收类似油田的开发经验f) 确保油田开发有较好的经济效益。2 开采方式2.1开发方式论证

31、2.1.1自然能量分析（1）弹性能量弹性开采计算采收率一般用如下公式：R=C（Pi-Pb）式中：Pi，Pb分别为原始地层压力和饱和压力，MPa；So，Sw分别为含油饱和度、含水饱和度，f；C，Co，Cw，Cp分别为综合弹性压缩系数，油，水和岩石压缩系数，10-4MPa-1。岩石孔隙压缩系数已知为2.015510-3 1/MPa，计算得出弹性开采计算采收率是5.5%。 （2）溶解气能量油田可采储量标定方法(Sy5367-89)经验公式：式中：K渗透率（10-3m2）；孔隙度，f；Swi原始含水饱和度，f；ob饱和压力下的地层原油粘度，mPas；Bob饱和压力下的原油体积系数，无因次；Pb饱和压力

32、，MPa；Pa油藏废弃压力，MPa。由上式算出溶解气采收率为3.2%。（3）边底水能量P1层不存在边底水，P2层存在边水，但是本区块属于岩性油藏，边水能量有限。因此， P3wt1层边底水能量有限，可以忽略不计。（4）自然能量开采特征由此可见，尽管该区P3wt1层油藏有一定自然能量，但依靠自然能量开发，地层能量明显不足，因此，要提高该区油藏采收率，必须补充能量开发。（5）自然能量综合评价自然能量采收率为弹性采收率和溶解气驱采收率之和，该油藏的自然能量采收率为8.7%。同时参考储量计算中的采收率，确定自然能量开采技术采收率综合取值为7%。2.1.2 开发方式论证通过以上自然能量开采特征和采收率预测

33、结果可以看出，仅靠自然能量开采，产量递减快，而且采收率是相当低的，因此，需要补充能量开发，根据盆地内油藏开发经验，采用注蒸汽补充能量的开发方式。目前蒸汽吞吐技术的应用已取得了成功并成为我国稠油开发的重要手段。但由于燕汽吞吐只是注蒸汽开采的第一阶段,它仍然靠天然能量采油,只是在井底小范围内加热使原油降枯,提高其流动能力,故不可能使采收率有较大提高。为使稠油油藏获得较高的采收率,一般都应在蒸汽吞吐到一定周期后及时转入蒸汽驱开采。目前蒸汽吞吐比较早的稠油油藏,大多已面临着转蒸汽驱开采的形势。但因蒸汽驱开采受很多因素制约,如油汽比大小、经济效益、油藏地质条件、原油粘度、蒸汽吞吐过程、转入汽驱的时机、井

34、网形式、注汽参数以及注采系统等,所以,选择合适的时机进行从蒸汽吞吐到蒸汽驱开采方式转换，显得尤为重要。从国内10 个类似稠油油田的开发方式看，这类油田通常埋藏在1000m 左右,层数多,有效厚度从几米到二十几米不等 有的具有边底水,油田孔隙度和渗透率高,黏度数百至数千毫帕秒此类油田与本油田具有类似的地质特征， 这些油田大多分布在我国辽河、胜利、新疆，油区为内陆油田采用的方式均为热力采油蒸汽驱或蒸汽吞吐， 从开发效果看， 热力采油的效果较好，平均采收率达33%。2.2 注入方式和时机选择2.2.1注入方式表1-1 准噶尔盆地西北缘蒸汽吞吐筛选标准（据常毓文等，1990年）粘度（地层温度下）/mP

35、as密度g/cm3有效厚度/m油层系数含油饱和度/%有效孔隙度/%单位体积含油量井深/m现行技术中价油100100005.00.50.60.280.18350高价油100200005.00.50.50.250.15600技术改进中价油10000200005.00.50.550.250.15600高价油10000200005.00.50.450.230.13600技术发展中价油20000500000.40.450.20.13500000.40.40.20.135010 0000.920.9550 0000.982. 油层深度，m501400150160018003. 油层纯厚度，m纯厚度/总厚度

36、100.70100.5050.505.00.200.500.1010.00.200.500.107.00.200.400.087.00.200.400.087.05. 渗透率，10-3m22502502000.92 g/cm3且0.95 g/cm3；（2） 油层深度参数，P1组深度在 1288.8 1410.5 m，P2组油层深度在 1312 .3 1423.9 m，（3） 油层纯厚度及纯厚度/总厚度参数，P1层最大厚度21.5m，最小厚度为19.1m，平均厚度19.8m，P2层最小厚度4.7m，最大厚度8.6m，平均厚度为7.13m； P1的有效厚度/纯厚度最大值为1，最小值为0.95，P2

37、有效厚度/纯厚度的值是 。（4）孔隙度、原始含油饱和度、原始体积含油量和储层系数参数，分述如下： P1层最大孔隙度22.7，最小孔隙度21.6，平均孔隙度为22.22；P2层最大孔隙度21.2，最小孔隙度20.1，平均孔隙度20.7。 P1层最大原始含油饱和度为73.2，最小原始含油饱和度为63.1，平均原始含油饱和度为69.125；P2层最大原始含油饱和度为58.4，最小原始含油饱和度为53.2，平均原始含油饱和度为56.53。 P1层原始体积含油量平均值是0.13191；P2层原始体积含油量平均值是0.。 P1层平均储层系数14.02121104t/(km2.m；P2层平均储层系数10.61504104t/(km2.m)。 综上所述，P1层基本达到了一级开采标准，P2层基本达到了二级开采标准。由上述对比分析认为 本稠油油田开发应立足热采即蒸汽吞吐或蒸汽驱 从注蒸汽油藏的筛选标准来看本油藏地层压力较高 ，自身有一定的边水能量早期不适合蒸汽驱，但是基本符合蒸汽吞吐的条件，可在早期实行蒸汽吞吐，后期转为蒸汽驱这样还可以节约注蒸汽的成本。2.2.2蒸汽吞吐转蒸汽驱的时机选择