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1、目 录,一、油、气藏地质特征描述,二、开发简历及现状,三、阶段主要调整措施及效果分析,四、现阶段开发动态形势分析,五、开发中存在的主要问题,六、剩余油分布状况,七、下步调整工作安排,八、动态分析基本图表,一、油、气藏地质特征描述,确定油、气藏类型,构造特征,温度压力系统,流体特征,储层特征,分析油藏基本地质特征,1、构造特征,构造油气藏,岩性油气藏,地层油气藏,按照圈闭成因,1、构造特征,（1）构造油、气藏：由于构造运动使地层发生褶皱或断裂，这些褶皱或断裂当条件具备时，就可形成构造圈闭，油、气在构造圈闭中的聚集称为构造油气藏。包括背斜油、气藏，断层油、气藏和构造裂缝油、气藏。,（2）地层油、气
2、藏：地壳升降运动引起地层超覆、沉积间断、剥蚀风化等，形成地层超覆不整合、角度不整合、假整合等，其上部为非渗透层覆盖就形成地层圈闭。地层圈闭中的油、气聚集，称为地层油、气藏。,1、构造特征,在一个沉积盆地中，地壳运动在下降或上升的总趋势下，发生频繁的振荡，常引起区域性或局部性的水进、水退，发生地层的超覆或退覆，适当条件下可形成地层超覆或地层不整合油、气藏。,1、构造特征,地层油气藏,古潜山油、气藏,古地形凸起后受风化和剥蚀作用形成一个风化孔隙带，该区域再次下降后，剥蚀凸起上覆盖不渗透层后，在不整合面及其以下老地层的孔隙带就形成古潜山圈闭。,地层超覆油、气藏,（3）岩性油、气藏：在沉积盆地中，由于
3、沉积条件的差异造成储集层在横向上发生岩性变化，并为非渗透层遮挡时，就形成岩性圈闭。岩性圈闭中聚集油气后就形成岩性油、气藏。包括上倾尖灭油、气藏，砂岩透镜体油、气藏和生物礁块油、气藏。,1、构造特征,在实际情况中往往是几种类型的组合，如构造-岩性、岩性-地层、构造-地层油、气藏。,1、构造特征,确定油气藏的基本类型后，要进一步描述地层的产状、断层的产状、分布及规模等。,1、构造特征,（1）岩性特征：岩石类型、岩石成分、分选性、磨园度、胶结类型、胶结物含量及成分、润湿性等。,2、储层特征,（1）岩性特征：岩石类型、岩石成分、分选性、磨园度、胶结类型、胶结物含量及成分、润湿性等。,2、储层特征,S0
4、=D25/D75 S0=1-2.5(分选好)S0=2.5-4(分选中等)S04(分选差),发育自形方解石和膜状分布的伊利石，溶孔发育,发育它形方解石和晶形差的高岭石，溶孔发育,粒间书页状高岭石，见8-10m喉道不均匀分布,2、储层特征,胶结类型、胶结物含量及成分,（2）物性特征：孔隙度、渗透率、非均质特征及敏感性等。,2、储层特征,2、储层特征,蒙脱石、伊蒙混层、绿蒙混层遇水膨胀，发生水敏；,2、储层特征,水敏,2、储层特征,速敏,储层中的粘土矿物(高岭石)与胶结差的碎屑因流体流速变化产生迁移堵塞喉道,2、储层特征,酸敏,酸液与地层中的酸敏性粘土矿物(绿泥石)发生反应,产生沉淀堵塞孔喉,2、储
5、层特征,碱敏,碱液与地层中的碱敏性粘土矿物发生反应,产生沉淀堵塞孔喉,敏感性分析,营11-8井岩心储层敏感性实验结果表现为弱水敏，弱速敏，非酸敏，弱盐敏。,2、储层特征,（3）沉积特征：,2、储层特征,储层厚度及物性在平面及纵向的分布状况，沉积类型等。,（3）沉积特征：,2、储层特征,储层厚度及物性在平面及纵向的分布状况，沉积类型等。,（3）沉积特征,2、储层特征,（3）沉积特征：,2、储层特征,流体性质在平面和纵向上的分布规律，油、气、水界面变化情况。,3、流体特征,3、流体特征,S26,3、流体特征,4、压力温度系统 地层压力、饱和压力、油层温度、体积系数、压缩系数、油气比等。5、储量分布
6、状况,一、油、气藏地质特征描述,目 录,一、油、气藏地质特征描述,二、开发简历及现状,三、阶段主要调整措施及效果分析,四、现阶段开发动态形势分析,五、开发中存在的主要问题,六、剩余油分布状况,七、下步调整工作安排,八、动态分析基本图表,1、试油试采情况及投产转注时间 2、开发简历：按含水、采油速度、产量变化或重点开发调整工作划分开发阶段，分析不同阶段的开发特点。,二、开发简历及现状,二、开发简历及现状,断块从69年投产，71年沙二7-10层系投入注水开发，81年-84年先后钻井9口，逐步调整为按沙二1-2、7-8、9-11、12-15四套层系注水开发，90-92年钻井28口按四套层系完善井网。
7、,二、开发简历及现状,按年产油量、采油速度划分：A、6973年为试采试注低速开发期，年产油5104t，采油速度0.8%；B、7494年通过细分层系，完善井网，实施注采综合调整，实现油藏长期稳产。这一阶段平均年产油8.4104t，采油速度1.36%，稳产21年。C、952000年油藏进入特高含水产量递减期，前三年平均年产油4104t，后三年平均年产油2.7104t，采油速度0.640.44%。,二、开发简历及现状,按综合含水划分为四个开发阶段：A、6976年为中低含水期，060%（2口注水井，8口油井）；B、7785年为中高含水期，6080%（5口注水井，13口油井）；C、8693年为高含水期，
8、8090%（19口注水井，28口油井）；D、942000年为特高含水期，90%（12口注水井，16口油井）。,3、开发现状,目 录,一、油、气藏地质特征描述,二、开发简历及现状,三、阶段主要调整措施及效果分析,四、现阶段开发动态形势分析,五、开发中存在的主要问题,六、剩余油分布状况,七、下步调整工作安排,八、动态分析基本图表,1、新投井井数及效果分析 新井初期及目前生产情况，产量及含水变化情况分析。,三、阶段主要调整措施及效果分析,2、老井调整工作量及效果分析 措施井初期及目前生产情况，增油及含水变化情况分析。,目 录,一、油、气藏地质特征描述,二、开发简历及现状,三、阶段主要调整措施及效果分
9、析,四、现阶段开发动态形势分析,五、开发中存在的主要问题,六、剩余油分布状况,七、下步调整工作安排,八、动态分析基本图表,1、阶段产量构成分析（1）阶段产量变化及原因分析（2）阶段老井自然产油量、自然产油量变化原因（3）阶段措施、新井效果及产量变化情况分析,四、现阶段开发动态形势分析,（1）阶段注水量变化及原因分析（2）油藏分层注水状况及注采对应情况分析（3）水井吸水指数、注入压力变化及趋势分析,2、阶段注水量分析,2、阶段注水量分析,3、水驱效果分析（1）注水利用状况分析含水上升率、存水率、水驱指数、水油比等指标的变化，通过与理论值或同类油藏对比，分析注水开发效果。,3、水驱效果分析（1）注
10、水利用状况分析含水上升率、存水率、水驱指数、水油比等指标的变化，通过与理论值或同类油藏对比，分析注水开发效果。,3、水驱效果分析,（2）水驱控制状况应用油井生产资料、动态监测资料、新井测井资料、密闭取心资料、油藏数值模拟结合注水见效情况分析水驱控制状况及其变化。,注入、产出剖面,3、水驱效果分析,（2）水驱控制状况应用油井生产资料、动态监测资料、新井测井资料、密闭取心资料、油藏数值模拟结合注水见效情况分析水驱控制状况及其变化。,注入、产出剖面,辛68-45井吸水剖面,C/O测井资料（永3-13井）,（2）油藏动态图表,岩性分析,流体分析,可动水分析,深度,覆盖曲线,产水率,相对渗透率,C/O
11、C/O,泥岩 砂岩 孔隙,碳/氧曲线,碳氧比含水饱和度,油气,水,硅/钙曲线,产水率,束缚水饱和度,RT含水饱和度,油相对渗透率,水相对渗透率,碳 氧 比 测 井 成 果 解 释 曲 线,硼中子测井资料（辛68-35井）,新钻井测井资料（辛68N11井）,油藏数值模拟含油饱和度分布（永3）,71,81,83,91,92,72,73,82,（3）能量利用状况 分析注采比与地层压力的变化关系，分析能量利用、保持是否合理。,3、水驱效果分析,3、水驱效果分析,（4）主要开发指标评价 利用不同开发阶段的驱替特征曲线，分析阶段水驱油效果；应用含水与采出程度关系曲线和理论计算曲线对比，分析含水上升是否正常
12、。,3、水驱效果分析,（4）主要开发指标评价 利用不同开发阶段的驱替特征曲线，分析阶段水驱油效果；应用含水与采出程度关系曲线和理论计算曲线对比，分析含水上升是否正常。,3、水驱效果分析,（4）主要开发指标评价 利用不同开发阶段的驱替特征曲线，分析阶段水驱油效果；应用含水与采出程度关系曲线和理论计算曲线对比，分析含水上升是否正常。,（4）主要开发指标评价 利用不同开发阶段的驱替特征曲线，分析阶段水驱油效果；应用含水与采出程度关系曲线和理论计算曲线对比，分析含水上升是否正常。,3、水驱效果分析,（4）主要开发指标评价 利用不同开发阶段的驱替特征曲线，分析阶段水驱油效果；应用含水与采出程度关系曲线和
13、理论计算曲线对比，分析含水上升是否正常。,3、水驱效果分析,（1）从保持合理压力水平，提高水驱控制储量和采收率的需要出发，对阶段末注采井网适应性进行分析。,4、油藏注采系统适应性分析,（2）根据地层压力保持水平，结合产液结构变化以及井下状况，对采油工艺技术适应性进行分析。,4、油藏注采系统适应性分析,（3）从改善水驱开发效果和提高注水利用率的要求出发，对注水工艺技术适应性进行分析（分层注水状况、中低渗透潜力层吸水状况）（4）地面工程适应性分析（供水量能否满足油藏需要、注水压力是否合适、注水水质是否达标）,4、油藏注采系统适应性分析,目 录,一、油、气藏地质特征描述,二、开发简历及现状,三、阶段
14、主要调整措施及效果分析,四、现阶段开发动态形势分析,五、开发中存在的主要问题,六、剩余油分布状况,七、下步调整工作安排,八、动态分析基本图表,在以上动态分析的基础上找出开采过程中存在的主要问题。井网是否完善，注采对应状况和水驱控制程度如何，平面、层间及层内矛盾是否突出，地层能量保持是否合理。,五、开发中存在的主要问题,目 录,一、油、气藏地质特征描述,二、开发简历及现状,三、阶段主要调整措施及效果分析,四、现阶段开发动态形势分析,五、开发中存在的主要问题,六、剩余油分布状况,七、下步调整工作安排,八、动态分析基本图表,六、剩余油分布状况,油层平面、层间、层内剩余油分布状况分析，明确挖潜方向。,
15、71,81,83,91,92,72,73,82,六、剩余油分布状况,油层平面、层间、层内剩余油分布状况分析，明确挖潜方向。,目 录,一、油、气藏地质特征描述,二、开发简历及现状,三、阶段主要调整措施及效果分析,四、现阶段开发动态形势分析,五、开发中存在的主要问题,六、剩余油分布状况,七、下步调整工作安排,八、动态分析基本图表,七、下步调整工作安排,1、根据油藏剩余油潜力分布和开发特征制定调整挖潜措施 2、开发指标预测 3、不同方案对比，通过经济评价优选最佳方案。,目 录,一、油、气藏地质特征描述,二、开发简历及现状,三、阶段主要调整措施及效果分析,四、现阶段开发动态形势分析,五、开发中存在的主
16、要问题,六、剩余油分布状况,七、下步调整工作安排,八、动态分析基本图表,地质综合图,1、油藏静态主要图表,油藏基础数据表含油面积，含油层位，油层井段，砂层组及小层数，地质储量，孔隙度，渗透率，原始地层压力，饱和压力，原始地层温度，原始油气比，油、气、水性质，原始油、气、水界面，油藏类型等等。,1、油藏静态主要图表,储层物性频率分布图或等值图,1、油藏静态主要图表,流体性质分布图,1、油藏静态主要图表,流体性质分布图,1、油藏静态主要图表,S26,S27,孔隙分布与毛管压力曲线,1、油藏静态主要图表,油水、油气相渗透率曲线,1、油藏静态主要图表,A点为初始含水饱和度，也叫原始含水饱和度，或束缚水
17、饱和度，,B点为终止含水饱和度;,B点后到1.0残余油饱和度；,C点为油相渗透率初值；,D点为水相渗透率终值；,AB点间为共渗区；,O点为共渗点。,如O点在0.5（含水饱和度）值的右边为亲水油藏,O点在0.5（含水饱和度）值的左边为亲油油藏。,沉积相分布图,1、油藏静态主要图表,开发现状图,2、油藏动态图表,永3断块沙二10-11开采现状图,剩余储量丰度分布图,2、油藏动态图表,油层水淹图,2、油藏动态图表,产液剖面、吸水剖面图,2、油藏动态图表,辛68-45井吸水剖面,油层压力分布图动液面或压力等值图,2、油藏动态图表,开发综合曲线,2、油藏动态图表,产量构成曲线,2、油藏动态图表,产量构成曲线,2、油藏动态图表,驱替特征曲线,2、油藏动态图表,2、油藏动态图表,含水与采出程度关系曲线,2、油藏动态图表,综合调整效果对比曲线及数据表,开发动态基础数据表,2、油藏动态图表,综合调整效果对比曲线及数据表,2、油藏动态图表,注采压力平衡图,2、油藏动态图表,含水上升率与含水关系曲线,2、油藏动态图表,注采比与压力变化曲线,2、油藏动态图表,分层储量动用状况分析图表,2、油藏动态图表,阶段开发指标预测表,2、油藏动态图表,经济效益评价表,
