石南31井区清水河组油藏地质油藏地质概况.docx
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石南31井区清水河组油藏地质油藏地质概况.docx
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石南31井区清水河组油藏地质油藏地质概况
油田基本情况
1.1地理概况
石南油气田位于准噶尔盆地腹部古尔班通古特沙漠腹地,行政隶属新疆和布克赛尔州管辖。
南距石西油田约20km,北距陆梁油田约20km(见附图1-1)。
石南31井区位于石南油气田的东南部,地面海拔在400m~500m之间,地表为未固定~半固定沙丘覆盖,沙丘相对高差一般20m~30m,最大可达50m。
工区内冬、夏温差悬殊,夏季干热,最高气温可达45℃以上,冬季寒冷,最低气温可达-42℃以下,年平均气温7℃。
区内降水稀少,年平均降水量80mm。
浅井钻至300m~400m可采工业用水。
西起克拉玛依三坪镇,东至石西油田的柏油公路,全程140km。
石西至陆梁的柏油公路穿过石南油气田。
石南31井区北邻石南21井区开发区,水、电、交通便利,具有较好的开发条件。
1.2勘探开发简况
通过对石南4井东三维资料精细解释,在白垩系清水河组地层发现一强振幅异常体,2004年3月,在该异常体构造高部位部署石南31井。
该井于2004年4月27日开钻,2004年5月23日完钻,完钻井深2950m,完钻地层侏罗系三工河组。
该井取心进尺23.76m,实长23.51m,含油气心长14.86m。
其中白垩系清水河组取心进尺11.70m,实长11.70m,获含油岩心11.40m。
2004年6月9日,射开白垩系清水河组2621.0m~2606.0m井段试油,射厚13m,6mm油嘴试产,日产油45.8m3,日产气5230m3,从而发现了石南31井区白垩系清水河组油藏。
为了评价石南31井区白垩系清水河组油藏,根据整体部署、分步实施的原则,先后实施评价井8口(石301、石302、石303、石304、石305、石306、石307、石308),其中4口井(石301、石303、石304、石308)获高产工业油流,2口井(石305、石307)获低产油流。
同时,在油藏评价过程中,实现了勘探开发一体化,开发部署评价井7口,先后实施4口井(石309、石310、石313、石314),实施开发实验井组一个(8口井),目前除石314井(测井解释油层7.9m)待试外,其余11口井均获工业油流。
11月份,为了深化油藏认识和加快2005年产能建设节奏,提出部署实施5口开发井,目前完钻1口井(SN8116,测井解释油层5.5m)待投,其余井已做好上钻准备(见附图1-2)。
2004年12月,石南31井区上交白垩系清水河组油藏新增Ⅱ类探明石油地质储量为1782×104t,可采储量534.6×104t,探明含油面积30.0km2(见附图1-3)。
截止2004年12月底,石南31井区白垩系清水河组油藏正常生产17口井,平均单井日产油14.0t,综合含水5%;开发井全区累积产油1.15×104t,注水井SN8004井于2004年11月12日投注,目前日注水64m3/d,累积注水2548m3。
1.3取资料情况
截止2004年12月31日,石南油气田石南31井区共完成二维测线323km,三维地震268km2,面元25m×50m。
完钻井22口,进尺60078m;其中预探井和勘探评价井9口,进尺25139m(含油面积内6口井,进尺16795m);开发井数13口,其中开发评价井4口,进尺10912m,开发试验井组1个,试验井8口,进尺21327m;开发控制井1口,进尺2700m(见附表1-1);取心9口井,取心进尺238.28m,岩心实长234.11m,平均收获率98.25%,含油心长108.01m,反映白垩系清水河组油藏储层岩性、物性的分析样品共有17项3245块;试油试采18井19层,获工业油流16井17层(见附表1-2);探井全部采用EXCELL-2000测井系列,开发井SN8008采用EXCELL-2000与521平行测井,其余井用521测井系列;高压物性资料4个,系统试井6井层,复压资料5个,静压资料2个,原油全分析样46个,气分析资料42个,水分析资料8个。
2油田地质特征
2.1区域地质概况
在构造区划上,石南31井区位于准噶尔盆地腹部三南凹陷。
三南凹陷形成于海西末期,印支期相对稳定,燕山期振荡活动,具有明显的继承性。
其中,燕山运动对该区侏罗纪圈闭形成影响大,燕山运动造成基底抬升,使工区整体处于张应力环境,同时伴有剪切作用,在侏罗系形成一系列张性、张扭性断层和逆牵引构造,控制了局部构造圈闭的形成与分布。
燕山中期(Ⅱ幕)构造运动导致侏罗系抬升,并伴有正断层活动。
三南凹陷燕山构造运动造成地层的剥蚀,导致地层厚度分布不等,并伴有白垩系超覆、侏罗系削截等地质现象。
三南凹陷北靠三个泉凸起,西北为夏盐凸起,南邻石西凸起,西南临近盆1井西凹陷。
地化资料表明,石南31井区白垩系清水河组原油与石南21井区侏罗系头屯河组原油同源,油气均来自盆1井西凹陷乌尔禾组烃源岩。
可能为石西油田及其附近聚集成藏的晚期成熟度较高的原生油气藏在喜山期由于构造掀斜作用,使油气发生调整,由南向北运移,在石南31井区和石南21井区岩性圈闭内聚集形成次生油气藏。
油气运移首先通过侏罗系正断裂沟通至白垩系底部不整合面,然后沿不整合面运移,再通过垂向断裂沟通至储集层中。
2.2地层
根据地震及钻井资料,石南地区自下而上发育的地层为:
石炭系(C),三叠系克拉玛依组(T2k)、白碱滩组(T3b),侏罗系八道湾组(J1b)、三工河组(J1s)、西山窑组(J2x)、头屯河组(J2t),白垩系清水河组(K1q)、呼图壁河组(K1h)、胜金口组(K1s)、连木沁组(K1l)、艾里克湖组(K2a)。
该区缺失二叠系和侏罗系上统,其中石炭系与三叠系、侏罗系西山窑组与头屯河组、白垩系清水河组与侏罗系头屯河组为区域性不整合接触(见附图2-1)。
白垩系清水河组以中部高伽玛、高密度泥岩界为标志,自下而上分为两段:
清一段(K1q1)和清二段(K1q2),K1q2段地层厚度260m左右,上部为砂泥岩互层,下部为大套砂岩,主要为辫状河三角洲前缘沉积。
K1q1段地层厚度80~100m左右,根据岩性、电性及沉积序列特征,可分为上下两个砂层组,即K1q11、K1q12,K1q12主要为一套褐色泥岩,为前三角洲沉积。
主要目的层K1q11地层厚度40m~60m左右,根据沉积特征和测井响应特征,K1q11可分为三个砂层(表2-1)。
即K1q11-1、K1q11-2、K1q11-3(见附图2-2、2-3)。
根据沉积旋回、岩性组合、电性特征及砂体的连通性,K1q11-2可进一步细分为K1q11-2-1及K1q11-2-2两个单砂层。
K1q11-3可进一步细分为K1q11-3-1、K1q11-3-2、K1q11-3-3、K1q11-3-4四个单砂层(见附图2-4~附图2-8)。
K1q11-1:
主要由褐色泥岩、灰褐色粉砂质泥岩及泥质粉砂岩组成。
为非储层。
具低电阻率,高伽玛值电性特征。
厚度一般在20m~30m之间,北部薄,向南有增厚的趋势。
K1q11-2:
主要由褐灰色砂砾岩、含砾砂岩及粗砂岩组成,夹泥岩及粉砂岩,沉积厚度一般在5m~8m之间,石301井及石305井较厚,在10m以上。
根据电性、物性及含油性,K1q11-2可进一步细分为K1q11-2-1及K1q11-2-2两个单砂层,上部K1q11-2-1单砂层物性及含油性较差,沉积厚度一般在5m左右,北厚南薄,石301井较厚,约10m厚(见附图2-9)。
下部K1q11-2-2单砂层,由砂砾岩组成的油层段,厚度多在5米以下,石305井及石309井较厚(见附图2-10)。
表2-1石南31井区清水河组油层细分表
砂层组
砂层
单砂层
主要岩性
储集性
K1q11
K1q11-1
泥岩
K1q11-2
K1q11-2-1①
砂砾岩、
含砾砂岩
储层
K1q11-2-2②
油层
K1q11-3
K1q11-3-1③
泥岩、泥质粉砂岩
隔层
K1q11-3-2④
中细砂岩、粗砂岩
油层
K1q11-3-3⑤
钙质砂岩、泥岩
隔夹层
K1q11-3-4⑥
中细砂岩、粗砂岩
油层
K1q11-3-1为K1q11-2、K1q11-3的隔层,主要由泥岩组成,夹粉砂岩,厚度一般在5m~8m间,中部较厚,向北、南方向减薄,SN8003、SN8006井缺失,石310井最厚,达17.5m(见附图2-11)。
K1q11-3-2:
为油层段,主要由中、细砂岩及粗砂岩组成,夹泥岩及粉砂岩薄层,厚度一般在3m~6m间,石308井及石310井最厚,东部石304井及石314井较薄(见附图2-12)。
K1q11-3-3:
主要由钙质砂岩、泥岩及粉砂岩组成,厚度一般在4m以下,北部厚度多在1m以下,石304井处最厚(见附图2-13)。
K1q11-3-4:
为油层段,主要由中、细砂岩及粗砂岩组成,夹泥岩及粉砂岩薄层,厚度一般在5m以下,石301及石310井控制区域较厚,最厚处达8m以上(见附图2-14)。
2.3构造特征
利用石南21、石南31、石304等井的地震合成记录(见附图2-15),对二维、三维区内白垩系清水河组K1q11顶部高伽马泥岩段、K1q11砂体、侏罗系西山窑组西一煤层(J2x1)进行精细标定对比。
根据标定结果,利用石南4井东三维及该区的二维资料对K1q11砂体进行追踪解释(见附图2-16、2-17),绘制出石南31井区K1q11砂体顶面构造图(见附图2-18)。
由构造图可知,构造形态整体上为一南倾的单斜,构造平缓,地层倾角2°~3°,断裂不发育。
砂体沿上倾方向逐渐尖灭,形成上倾尖灭型岩性圈闭,石302、石306、石307井砂体与石南31井砂体不是同一砂体。
2.4储层
2.4.1沉积特征
2.4.1.1沉积及砂体发育特征
石南31井区白垩系清水河组一段(K1q1)物源来自北部德仑山物源体系,物源方向大致为北偏东向。
砾石成分及岩屑组分主要为凝灰岩-安山岩-霏细岩-花岗岩,反映了母岩以火山岩为主。
该井区重矿物为褐铁矿-钛铁矿-石榴石-锆石组合,稳定系数、ZTR指数变化较大,水流方向的指向意义不明显。
K1q11整体亦为一个向上变深的非对称型旋回层序地层,可识别出三个短期旋回:
下部旋回和中部旋回为向上变浅的非对称型短期旋回,上部旋回为向上变深的非对称型短期旋回。
上部旋回全区变化稳定,为伽玛值较高的一套泥岩,是一良好的对比标志层。
K1q11总体为辫状河三角洲相沉积体。
K1q11-2和K1q11-3为本井区目的层,其岩性差异较大。
K1q11-3主要为灰色、褐灰色细、中砂岩、含砾中粗砂岩和砂质泥岩等,垂向上粒序有不同程度的变化,有的表现为正粒序,有的粒级几乎没有变化,还有的为反粒序,其厚度和粒级的粗细平面上也有较大变化。
沉积构造特征以块状层理为主,见槽状交错层理、楔状层理、波状交错层理及平行层理,砂层底部与下伏泥岩接触处常见冲刷构造。
顶部泥岩变形层理较发育,表明地形坡降较大,水体较深。
粒度曲线表现为以跳跃总体为主的多段式,在C-M图上样品点集中在OP段,K1q11-2与之最大的不同是粒径大了一个数量级,粒度曲线以滚动总体为主的一段式或二段式,C-M图上样品点集中在ON段。
但它们都表现为牵引流的沉积特征,只不过水动力的强弱差别很大(见附图2-19)。
综合确定K1q11-3沉积相为辫状河三角洲相,由三角洲前缘及前三角洲2个亚相组成,沉积微相有水下分流河道、河口砂坝、远砂坝、支流间湾、前三角洲泥及滑塌沉积。
K1q11-2主要为褐色、灰褐色砾岩、砂砾岩、含砾中粗砂岩、砂岩和泥岩等,整体上为向上变粗的反粒序层序,砂体内部常为多期向上变细的正粒序河道叠置而成。
每一期水道冲刷面明显,有滞留砾岩沉积,为明显正粒序。
下部见交错层理,至砂体顶部细粒级中发育少量砂纹层理。
砂砾岩中冲刷充填构造明显,砾岩分选差,具有一定的磨圆性,且砾岩长轴的定向性较好,牵引流特征明显,反映沉积体为经过了一定距离搬运、较快速沉积的特征。
根据岩性组合、沉积构造及粒度分布等特征认为K1q11-2为一套能量较高的辫状河三角洲沉积,亚相为三角洲前缘,沉积微相有水下分流河道、河口砂坝、远砂坝及支流间湾。
K1q11-1为一套稳定的灰色、深灰色泥岩沉积,夹中—薄层状泥质粉砂岩、粉砂岩,在少数井中,该层中下部不同程度地发育有砂岩、粉砂岩以及泥质砂岩沉积。
泥岩中层理构造有块状层理、变形层理、水平层理,偶见透镜状层理等,这套地层为三角洲前缘沉积(见附图2-20、2-21、2-22)。
2.4.1.2砂体及沉积微相展布
K1q11-3砂体厚度在平面上变化较大,为5m~20m,砂岩百分比为35%~95%,基本呈由北向南席状展布(见附图2-23、2-24)。
厚度最大的在石308井控制区域,最小的在石304—石307井控制区域及油藏边部。
石306井砂体与其西侧的主力砂体相互独立,其间以泥岩相隔,为两期河道的叠置。
石306井的岩性组合明显不同于其它井,为前三角洲中滑塌沉积,与石314井之间应为前三角洲泥沉积。
石307井中砂体同东部含油区间明显有一前三角洲泥条带相隔,亦为前三角洲中滑塌沉积。
石302井处砂体以分流间湾相与东部含油区范围内的砂体相对独立,为另一支水下分流河道沉积体,它们之间可能×岩性变细、物性变差。
从绝大多数井的资料看,水下分流河道微相占主导地位,其次可见河口砂坝、远砂坝及支流间湾沉积(见附图2-25)。
研究区河口砂坝微相不发育的主要原因是地形坡降小、可容纳空间(A)与沉积物供给量(S)比值较低,水下分流河道改道频繁,不仅它们之间相互冲刷、切割,而且对河口砂坝的改造、破坏更是频繁,没有能较好地保存下来。
K1q11-2砂砾层厚度较薄,一般为3m~7m,砂砾岩百分比为30%~95%,平面上展布方向和形态与K1q11-3砂体基本一致(见附图2-26、2-27)。
石305井最厚为12m,最小的在石308井控制区域,厚度为3m左右。
石301-石313井以西各井的砂砾岩厚度比较稳定,基本在5m~6m之间;以东和以南地区则变化较大,从3m到12m不等。
K1q11-2沉积体的厚度、大小在垂向及平面上都有较大变化;为辫状河三角洲前缘亚相中水下分流河道、河口砂坝、远砂坝及支流间湾微相组成(见附图2-28)。
2.4.2储层岩矿特征
石南31井区K1q11-2储层主要为杂色、褐色砂砾岩,砾石成分含量为14%~75%,平均54%;砂质成分含量20%~75%,平均40%,岩屑主要以凝灰岩、霏细岩为主,次为安山岩、花岗岩、石英岩、流纹岩等。
砾石以次圆状为主,分选差。
杂基含量5%~8%,平均6.8%,主要有泥质和高岭石;胶结物含量3%~6%,平均4.2%,方解石占主体,其次为硬石膏。
胶结方式主要为孔隙-压嵌型,接触方式以点-线接触为主。
K1q11-3储层主要为褐灰色、灰褐色细粒长石岩屑砂岩,其次为中细粒长石岩屑砂岩及不等粒长石岩屑砂岩。
砂岩中石英含量15%~43%,平均32%;长石含量5%~27%,平均22%;岩屑含量39%~63%,平均46%,岩屑中以凝灰岩为主(25%~53%,平均31%),其次为霏细岩、硅质岩、千枚岩、泥岩、花岗岩及安山岩等。
碎屑颗粒以次棱角状为主,次为次圆-次棱状;分选以中等为主,少数为好,个别差。
杂基含量1%~13%,平均4.3%,主要为高岭石,其次为氧化铁染泥质及泥质;胶结物含量0%~12%,平均3.0%,主要为方解石,少量硅质和黄铁矿等。
胶结类型主要为孔隙-压嵌型,其次为压嵌-孔隙型,部分为孔隙型。
颗粒接触方式主要为点-线接触,其次为线-点接触,部分为点接触。
总体上,K1q1两套储层表现为成分成熟度和结构成熟度均较低的特征。
2.4.3储集空间类型
根据铸体薄片和扫描电镜资料分析,石南31井区K1q11-2储层孔隙类型主要以原生粒间孔(25%~95%,平均51%)、剩余粒间孔(15%~95%,平均44%)为主(见附图2-29),见有少量的粒内溶孔(0.5%~37%,平均5%),高岭石晶间孔、方解石溶孔的含量极少。
孔隙直径14.87μm~339.09μm,平均142.05μm。
喉道主要为中细、中粗喉道,孔喉配位数0.14~1.65,平均0.94。
平均孔喉比平均14.36,扫描电镜资料表明孔喉连通性较好。
K1q11-3储层孔隙类型主要以原生粒间孔(33%~85%,平均54%)、剩余粒间孔(2%~35%,平均42%)为主(见附图2-30),见有少量的粒内溶孔(0.5%~26%,平均4%),高岭石晶间孔、微裂缝的含量极少,仅石304井含砾砂岩中见微裂缝。
孔隙直径12.5μm~174.3μm,平均73.7μm。
喉道主要为中细喉,孔喉配位数0.03~1.45,平均0.68。
平均孔喉比平均11.00。
扫描电镜资料表明孔喉连通性中等。
K1q11两套储层孔隙组合类型主要以原生粒间孔+剩余粒间孔组合型,两者占总孔隙的95%左右。
K1q11-2储层比K1q11-3孔径大、孔喉配位数高,孔喉的连通性更好。
2.4.4储集层孔隙结构
压汞资料表明,K1q11-2储层饱和度中值压力为0.07MPa~3.31MPa,平均为1.39MPa;饱和度中值半径为0.22μm~10.46μm,平均为2.19μm;排驱压力为0.01MPa~0.31MPa,平均为0.09MPa;最大孔喉半径为2.38μm~87.21μm,平均为18.89μm;平均毛管半径为0.90μm~21.09μm,平均为5.95μm;非饱和孔隙体积百分数为6.27%~36.44%,平均为20.07%。
由K1q11-2段油层J函数曲线和平均毛管压力曲线确定饱和度中值压力0.802MPa,饱和度中值半径0.945μm,排驱压力0.07MPa,最大孔喉半径10.83μm,平均毛管半径4.61μm,非饱和孔隙体积百分数19.8%,平均退汞效率为21.8%。
K1q11-3储层毛管压力曲线形态为粗中歪度,其储层饱和度中值压力为0.13MPa~7.94MPa,平均为1.17MPa;饱和度中值半径为0.09μm~5.66μm,平均为1.51μm;排驱压力为0.03MPa~1.53MPa,平均为0.17MPa;最大孔喉半径为0.48μm~164.75μm,平均为10.94μm;平均毛管半径为0.16μm~99.69μm,平均为4.58μm;非饱和孔隙体积百分数为2.09%~37.83%,平均为14.25%。
由K1q11-3油层J函数曲线和平均毛管压力曲线确定饱和度中值压力0.403MPa,饱和度中值半径1.88μm,排驱压力0.06MPa,最大孔喉半径12.63μm,平均毛管半径3.42μm,非饱和孔隙体积百分数12.00%,平均退汞效率为23.2%。
(见表2-2及附图2-31)。
压汞资料表明:
K1q11储层具有较低的排驱压力、中值压力和孔隙结构较好的特征,为中低孔、中低渗的中等储集层。
表2-2石南31井区清水河组K1q11各砂层孔隙结构特征表
层位
毛管压力特征
毛管压力曲线特征
中值压力
(MPa)
中值半径
(μm)
排驱压力
(MPa)
最大孔喉半径
(μm)
平均毛管半径
(μm)
非饱和孔隙
体积百分数
(%)
孔喉
类型
K1q11-2
0.07~3.31
1.39
0.22~10.46
2.19
0.01~0.31
0.09
2.38~87.21
18.89
0.90~21.09
5.95
6.27~36.44
20.07
粗中喉
粗中歪度
K1q11-3
0.13~7.94
1.17
0.09~5.66
1.51
0.03~1.53
0.17
0.48~164.75
10.94
0.16~99.69
4.58
2.09~37.83
14.25
中细喉
中细歪度
2.4.5储层物性特征
2.4.5.1孔隙度、渗透率分布
据常规物性分析资料,石南31井区K1q11-2储层孔隙度为4.6%~18.9%,平均为13.2%;渗透率为0.10×10-3μm2~510×10-3μm2,平均为20.35×10-3μm2。
其油层孔隙度为11.2%~18.9%,平均为15.4%;渗透率为2.88×10-3μm2~510×10-3μm2,平均为55.23×10-3μm2(见附图2-32)。
K1q11-3砂层孔隙度为2.0%~20.0%,平均为14.6%;渗透率为0.011×10-3μm2~760×10-3μm2,平均为12.9×10-3μm2。
本段油层孔隙度为10.7%~18.9%,平均为15.3%;渗透率为0.6×10-3μm2~358×10-3μm2,平均为23×10-3μm2(见附图2-33)。
清水河组K1q11储层段孔隙度为2.0%~20.0%,平均为14.4%;渗透率为0.011×10-3μm2~760×10-3μm2,平均为13.7×10-3μm2。
K1q11油层孔隙度为10.7%~18.9%,平均为15.3%;渗透率为0.6×10-3μm2~510×10-3μm2,平均为26×10-3μm2(见附图2-34)
K1q11-2砂砾岩与K1q11-3砂岩相比具有低孔高渗的特征,主要原因是K1q11-2的孔喉直径大、平均毛管半径大、孔喉配位数高、孔隙结构较好。
K1q11-2砂砾岩平均孔隙直径、平均孔喉配位数、平均孔喉比为142.05μm、0.94、14.36,较K1q11-3砂层(平均孔隙直径、平均孔喉配位数、平均孔喉比为73.7μm,0.68,11.00)高93%、38%、31%,表明砂砾岩孔隙较大、孔喉连通性较好。
其中值半径、最大孔喉半径、平均毛管半径的平均值为2.19μm、18.89μm、5.95μm,较K1q11-3砂层(中值半径、最大孔喉半径、平均毛管半径的平均值为1.51μm,10.94μm,4.58μm)高45%、73%、30%;而排驱压力为0.09MPa,较K1q11-3砂层(排驱压力为0.17MPa)低47%,砂砾岩孔喉分布偏向粗孔喉一侧。
因此,K1q11-2砂砾岩具有相对低的孔隙度和较高渗透率的特征。
另外,统计K1q11-2砂砾岩段全直径(36个样品)与小岩样(32个样品)所测定的孔隙度、渗透率值进行对比,发现孔隙度差别不大,而全直径渗透率明显较大,说明全直径更能真实反映砂砾岩段储层渗透性(见附图2-35)。
2.4.5.2孔隙度、渗透率关系
K1q11-2储层、油层孔隙度与渗透率之间的相关性略差,它们分别为0.8006、0.802(见附图2-36),K1q11-3储层、油层孔隙度与渗透率之间具有较好的正相关性,相关系数为0.8172、0.946(见表2-3、附图2-37)。
各段储层和油层的孔隙度与渗透率相关关系式见表2-3。
表2-3石南31井区清水河组K1q11孔渗关系式统计表
砂层
经验关系方程
样品数N
相关系数R
K1q11-2
Log(K)=0.4681Φ-3.2297
64
0.8006
K1q11-2油层段
Log(K)=0.4837Φ-3.4539
42
0.802
K1q11-3
Log(K)=0.7056Φ-8.0388
340
0.8172
K1q11-3油层段
Log(K)=0.7796Φ-8.9613
236
0.946
2.4.5.3水平、垂直渗透率关系
通过7口井69个样品实测的水平渗透率和垂直渗透率值建立K1q11-3相关性分析,其相关式如下:
Kv=0.5081Kh1.0015R=0.8506N=69(2-1)
水平渗透率和垂直渗透率的几何平均值分别为11.812×10-3μm2和6.024×10-3μm2。
利用上式,可得出与K1q11-3油层水平渗透率23×10-3μm2对应的垂直渗透率为11.7×10-3μm2,其水平渗透率与垂直渗透率比值为1.96。
通过4口井1
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