王鐘遠(yuǎn)， 王桂成， 常偉麗， 魏笑迪

(1.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065； 2.河南省地質(zhì)礦產(chǎn)勘查開發(fā)局 第二地質(zhì)勘查院，河南 鄭州 450000；3.中國石油長慶油田分公司 第一采氣廠，陜西 靖邊 718500)

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直羅油田東北部長8油層組原始含油飽和度的確定

王鐘遠(yuǎn)1， 王桂成1， 常偉麗2， 魏笑迪3

(1.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065； 2.河南省地質(zhì)礦產(chǎn)勘查開發(fā)局 第二地質(zhì)勘查院，河南 鄭州 450000；3.中國石油長慶油田分公司 第一采氣廠，陜西 靖邊 718500)

直羅油田東北部長8油層主要是受巖性控制的構(gòu)造-巖性油藏，該區(qū)油水同層較為發(fā)育。針對本區(qū)這一特點(diǎn)，本文在采用密閉取心法、毛管壓力資料解釋法(壓汞法)和測井資料解釋法等常規(guī)方法的基礎(chǔ)上，依據(jù)前人研究成果，嘗試運(yùn)用相滲資料分析法對該區(qū)的原始含油飽和度進(jìn)行解釋校正。利用這四種方法對直羅油田東北部長8油層的原始含油飽和度進(jìn)行計(jì)算，并分析每種方法的優(yōu)缺點(diǎn)，從而確定符合本區(qū)長8油層實(shí)際情況的原始含油飽和度，進(jìn)而提高儲量計(jì)算的精度。結(jié)果表明，相滲資料分析法是適用于本區(qū)原始含油飽和度計(jì)算的最優(yōu)方法，最終確定原始含油飽和度取值為45.6%。

直羅油田；長8油層組；原始含油飽和度；相滲分析資料

直羅油田區(qū)域構(gòu)造位置屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡的東南部，構(gòu)造形態(tài)表現(xiàn)為西傾的單斜[1]，區(qū)內(nèi)在單斜主體構(gòu)造格架上，從深層到淺層均發(fā)育了一些低緩的鼻狀隆起。直羅油田東北部長8儲層埋深在1 500 m左右，根據(jù)對野外地質(zhì)露頭及典型取心井的巖心觀察，長8油層巖性主要為塊狀-厚層狀淺灰色細(xì)砂巖，屬于受巖性控制的構(gòu)造-巖性油氣藏。直羅油田東北部長8段儲層孔隙度主要分布在1.1%～15.6%，平均值為10.3%；滲透率主要分布在(0.03～0.72)×10-3μm2，平均值為0.21×10-3μm2。儲層主要為中低孔、特低滲儲層。同時(shí)，在實(shí)際的工作和研究中發(fā)現(xiàn)此區(qū)油水同層較為發(fā)育。

目前確定原始含油飽和度常用的方法主要有密閉取心法、毛管壓力資料解釋法(壓汞法)和測井資料解釋法三大類。密閉取心法是應(yīng)用較早，求取結(jié)果最為直觀準(zhǔn)確的方法，要求所取巖心需保持地下初始狀態(tài)，但該方法實(shí)際操作比較困難，難以達(dá)到理想狀態(tài)，且該方法費(fèi)用較高，難以獲取大量數(shù)據(jù)資料；毛管壓力資料解釋法早在1983年嚴(yán)衡文[2]、曲志浩[3]便利用毛管壓力曲線求取原始含油飽和度，經(jīng)過李興訓(xùn)[4]、潘和平[5]以及林景華等[4-6]學(xué)者的不斷改進(jìn)，該方法已經(jīng)得到了廣泛應(yīng)用。該方法對計(jì)算油層的平均含油飽和度最為適用；測井資料解釋法早在20世紀(jì)末便有國外學(xué)者[7-8]提出依據(jù)儲層巖性與測井曲線的關(guān)系特征，建立儲層的導(dǎo)電模型，從而確定儲層流體飽和度，而在2006年我國學(xué)者孫國紅等[9]也利用測井解釋資料建立了有效孔隙度和原始含水飽和度圖版并對其進(jìn)行校正，從而得到合理的有效孔隙度和原始含水飽和度取值，該方法至今也應(yīng)用較為廣泛。

綜上所述，經(jīng)過幾十年的發(fā)展，上述三種方法已成為目前求取原始含油飽和度的常用方法，但考慮到該區(qū)油水同層較為發(fā)育，上述方法均存在一定的局限性，故本文也嘗試依據(jù)閆偉林等[10]提出的利用相滲資料解釋油水同層原始含油飽和度的相關(guān)理論對該區(qū)的原始含油飽和度進(jìn)行解釋校正。本文分別利用這四種方法對該區(qū)的原始含油飽和度進(jìn)行計(jì)算，并分析每種方法的優(yōu)缺點(diǎn)，從而確定符合本區(qū)長8油層實(shí)際情況的原始含油飽和度，進(jìn)而提高儲量計(jì)算的精度。

1　常規(guī)方法

1.1密閉取心法

密閉取心法的基本原理是及時(shí)利用從地下取出的受鉆井過程中鉆井液沖刷和鉆井液侵入影響小、密閉非常嚴(yán)、盡量保壓防止油氣揮發(fā)的巖心樣品來直接測定流體的飽和度[11]。由于密閉取心受鉆井液影響較小且所得實(shí)驗(yàn)結(jié)果直觀可靠，故該方法適用性較廣。由于巖心從地下到地面的過程中失水，會產(chǎn)生一定的誤差，故需對原始含水飽和度值進(jìn)行失水校正。

本次原始含油飽和度的求取利用該區(qū)4口井的密閉取心資料。優(yōu)選出82組密閉取心樣品分析數(shù)據(jù)，分析數(shù)據(jù)的可靠性和系統(tǒng)性較好。確定原始含油飽和度的具體操作方法為：將這幾十組密閉取心樣品分析測定的巖心分析孔隙度與巖心分析含水飽和度作散點(diǎn)圖，并將φ～Sw的關(guān)系擬合為一條曲線。在確定該區(qū)的平均孔隙度后，便可利用上述φ～Sw的關(guān)系擬合曲線得到對應(yīng)的含水飽和度。

最終參考該區(qū)油層現(xiàn)場失水試驗(yàn)結(jié)果，確定其失水率約為4%，對得到的含水飽和度值進(jìn)行失水校正[12]。

應(yīng)用上述方法繪制密閉取心井的孔隙度與含水飽和度關(guān)系圖(見圖1)，并對其進(jìn)行失水校正。直羅油田東北部長8油層的有效孔隙度厚度加權(quán)平均值為9.9%，根據(jù)孔隙度與含水飽和度關(guān)系圖(圖1)，從擬合關(guān)系曲線上得到其所對應(yīng)平均含水飽和度值分別為49.7%，考慮該區(qū)油層失水率約為4.0%，則平均含水飽和度為53.7%，平均含油飽和度為46.3%。

圖1　長8油層密閉取心井孔隙度與含水飽和度關(guān)系

Fig.1The relationship of porosity and wter saturation of coring well in chang 8 layer

1.2毛細(xì)管壓力資料解釋法

毛細(xì)管壓力資料解釋法的基本原理是，在自由水面以上，油藏巖石內(nèi)的殘余水是毛細(xì)管壓力與驅(qū)動壓力平衡的結(jié)果。對于同類儲層而言，含油氣層中的殘余水?dāng)?shù)量則取決于驅(qū)動壓力，而實(shí)驗(yàn)室測量的毛細(xì)管壓力曲線正是反映了這種關(guān)系[11]。而利用J函數(shù)的換算是得到平均毛細(xì)管壓力資料的經(jīng)典方法。其具體方法如下：

通過本區(qū)20塊巖樣的壓汞資料，先對所有壓汞巖樣的毛細(xì)管壓力曲線進(jìn)行J函數(shù)處理，得到J函數(shù)與汞飽和度的關(guān)系圖，并擬合得到一條平均J函數(shù)曲線(見圖2)。其中J函數(shù)和毛管壓力pc的關(guān)系為：

(1)

(2)

圖2　長8油層平均J函數(shù)曲線

在平均J函數(shù)曲線的基礎(chǔ)上，再由pc=J/C換算得到一條平均毛管壓力的曲線(見圖3)。根據(jù)孔隙度(φ)與喉道中值半徑(r50)關(guān)系(見圖4)，取孔隙度下限(φ=7.1%)，對應(yīng)中值半徑(r50)值為0.6 μm，再根據(jù)中值半徑(r50)與排驅(qū)壓力(MPa)的關(guān)系(見圖5)，中值半徑(r50=0.6 μm)所對應(yīng)的壓力(pa)值為6.0 MPa，在平均毛細(xì)管壓力曲線上(見圖3)所對應(yīng)的含油飽和度(So)值為52.2%，再扣除掉2%的表皮系數(shù)，最終得到長8油層的原始含油飽和度為50.2%。

圖3　長8油層平均毛管壓力曲線

圖4　長8油層喉道中值半徑與孔隙度關(guān)系

Fig.4The relationship of throat median radius and porosity in chang 8 layer

圖5　長8油層喉道中值半徑與毛管壓力關(guān)系

Fig.5The relationship of throat median radius and capillary pressure in chang 8 layer

1.3測井資料解釋法

含油飽和度測井資料解釋的基本方法是利用巖石物性及電阻率測井資料對含水飽和度進(jìn)行解釋。由于地層水地層中的主要導(dǎo)電物質(zhì)，地層含水飽和度的變化直接導(dǎo)致地層電阻率的變化。地層的含水飽和度越高，電阻率測井值就越低，因此含水飽和度與地層電阻率之間存在正相關(guān)關(guān)系。目前地層含水飽和度的解釋主要還是基于阿爾奇公式[11]，該方法已在各類儲層中得以運(yùn)用。其具體方法如下：

利用本區(qū)45塊巖石樣品實(shí)驗(yàn)測得的地層因素(F)和孔隙度(φ)數(shù)據(jù)，建立地層因素(F)與孔隙度(φ)的關(guān)系，回歸得到一條冪函數(shù)曲線(見圖6)，其式為：

(3)

圖6　長8油層地層因素與孔隙度關(guān)系

Fig.6The relationship of formation factors and porosity in chang 8 layer

同時(shí)利用實(shí)驗(yàn)中測得的280組電阻增大率(I)和含水飽和度(Sw)數(shù)據(jù)，建立電阻率指數(shù)(I)與含水飽和度(Sw)的關(guān)系，回歸得到一條冪函數(shù)曲線(見圖7)，其式為：

(4)

將式(3)、(4)聯(lián)立，即可得到阿爾奇公式的表達(dá)式：

式中：Sw為原始含水飽和度，%；φ為地層孔隙度，%；Rt為地層電阻率，Ω·m；Rw為地層水電阻率，Ω·m；a、b、m、n為通過巖電實(shí)驗(yàn)所確定的參數(shù)，無量綱。

其中：a=1.188；b=1.004；m=2.063；n=1.511。

圖7　長8油層電阻增大率與含水飽和度關(guān)系

Fig.7The relationship of increasing rate of resistance and water saturation in chang 8 layer

根據(jù)實(shí)驗(yàn)分析結(jié)果，研究區(qū)長8油層地層水的總礦化度平均為1.83×104mg/L，折合NaCl當(dāng)量為1.74×104mg/L，測得油層的平均溫度為58.63 ℃，查圖版得到地層水電阻率(Rw)0.17 Ω·m。油層電阻率(Rt)取深感應(yīng)電阻率或4.0 m電阻率曲線的面積平均讀值；孔隙度(φ)采用聲波時(shí)差計(jì)算值。

利用上述方法中得到的阿爾奇飽和度解釋模型對含油面積內(nèi)的各井進(jìn)行含水(油)飽和度解釋，并采用孔隙度體積權(quán)衡法計(jì)算有效厚度范圍內(nèi)的平均原始含油飽和度。最終得到長8油層測井解釋平均含水飽和度51.7%，平均含油飽和度48.3%。

2　相滲資料分析法

相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果反映了儲層含水率與含水飽和度的關(guān)系[13-16]。在相滲實(shí)驗(yàn)中，當(dāng)含水率發(fā)生變化時(shí)，樣品的含水飽和度亦會發(fā)生變化。簡單來說，當(dāng)含水率為0時(shí)，儲層最初是純產(chǎn)油的，但隨著含水率的增大，儲層由最初的純產(chǎn)油漸漸轉(zhuǎn)變?yōu)橛退a(chǎn)，當(dāng)含水量最終達(dá)到100%時(shí)，儲層也變成純產(chǎn)水。所以，認(rèn)為含水率在10%～90%時(shí)所對應(yīng)的含水飽和度均為油水同層的含水飽和度[10]。當(dāng)含水率一定時(shí)，該含水率所對應(yīng)的油水同層的含水飽和度與純油層(含水率為0時(shí))含水飽和度的差值，可將其作為油水同層含水飽和度校正量△Sw(見圖8)[10,17]。

圖8　油水同層含水飽和度校正原理圖(含水率為40%)

Fig.8The revise principle of water saturation in oil-water layers(moisture content:40%)

2.1取心井油層的含水飽和度模型

利用密閉取心井巖心分析資料中束縛水飽和度和氣測滲透率的關(guān)系，建立束縛水飽和度的解釋模型，即根據(jù)氣測滲透率來確定油層的原始含水飽和度模型，從而得到常規(guī)取心油層的原始含水飽和度模型[9,17]。如上所述，由該區(qū)密閉取心得到的27塊樣品的巖心分析原始含水飽和度和氣測滲透率資料可知，其氣測滲透率分布范圍為(0.03～0.70)×10-3μm2，平均為0.25×10-3μm2，可以較好的代表全區(qū)氣測滲透率的變化。從而利用密閉取心的巖心分析資料，可得到氣測滲透率與油層原始含水飽和度的關(guān)系，如圖9所示。

其關(guān)系式為：

(5)

(6)

式中：Sw為原始含水飽和度，%；So為原始含油飽和度，%；x為圖9中的氣測滲透率K,mD。

圖9　氣測滲透率與油層原始含水飽和度關(guān)系

Fig.9The relation of air permeability and initial water saturation in oil layers

2.2未取心井油層的原始含水飽和度模型

由于式(5)模型僅對取心井且具有巖心分析資料的儲層較為適用，對于未取心井或缺少巖心分析資料的井來說，上述模型便不再適用。但可以利用取心井油層的巖心分析資料,基于上述模型獲得常規(guī)取心油層的原始含水飽和度，并讓其與有效孔隙度和與之對應(yīng)的深側(cè)向電阻率進(jìn)行二元回歸分析，將該模型作為未取心井油層的原始含水飽和度模型。如上所述，此處優(yōu)選出該區(qū)42個(gè)取心層，其有效孔隙度的變化范圍為1.8%～15.4%，平均為10.6%，其氣測滲透率的變化范圍為(0.05～0.41)×10-3μm2，平均為0.18×10-3μm2，可以較好地代表該研究區(qū)孔隙度及滲透率的變化。應(yīng)用式(5)計(jì)算這42個(gè)取心層的原始含水飽和度。利用計(jì)算出的原始含水飽和度與巖心分析有效孔隙度、深側(cè)向電阻率進(jìn)行二元回歸分析，從而建立起未取心井油層的原始含水飽和度解釋模型，即電性原始含水飽和度模型，其式為：

lgSw=1.931 05-0.101 2lgΦ-0.091 99lgRLLD

(7)

式中：Sw為原始含水飽和度，%；Φ為有效孔隙度，%；RLLD深側(cè)向電阻率，Ω·m。那么未取心井油層便可依次利用上述步驟得到有效孔隙度，并且將其與對應(yīng)的深側(cè)向電阻率一起帶入式(7)求得原始含水飽和度。

由于式(7)模型是基于油層建立的原始含水飽和度模型，故對于油層來說利用該模型計(jì)算得到的原始含水飽和度較為可信，但對于油水同層來說該模型計(jì)算得到的原始含水飽和度值必然與實(shí)際情況存在誤差，所以將利用該模型計(jì)算出來的油水同層原始含水飽和度稱為“視油層原始含水飽和度”。同時(shí)，對于該區(qū)油水同層比較發(fā)育的特點(diǎn)，接下來利用相滲分析資料對式(7)計(jì)算出的視油層原始含油飽和度進(jìn)行校正。

2.3油水同層原始含水飽和度校正模型

為了建立油水同層原始含水飽和度校正模型，優(yōu)選該區(qū)13塊樣品的相滲資料，其氣測滲透率的變化范圍為(0.16～0.41)×10-3μm2，平均為0.25×10-3μm2；有效孔隙度變化范圍為4.4%～10.5%，平均為8.7%，較好的代表了該區(qū)有效孔隙度和滲透率的變化。通過相滲資料表明，對于含水率一定的油水同層，其含水飽和度的校正量與孔隙度呈正相關(guān)關(guān)系；由于視油層含水飽和度與孔隙度呈負(fù)相關(guān)關(guān)系(見式(7))，所以，油水同層含水飽和度的校正量與視油層含水飽和度也呈負(fù)相關(guān)關(guān)系(見圖10)。

因含水率大小可由試油結(jié)果得到，那么就可以根據(jù)其含水率找到相應(yīng)的公式(見圖10)，再結(jié)合上述方法所計(jì)算出的該層的視油層含水飽和度，就可得到該油水同層的含水飽和度校正量，從而能夠確定該油水同層的含水飽和度。

(8)

其中，Sw,油水同層為油水同層含水飽和度，%；Sw為油水同層的視油層含水飽和度，%；△Sw為油水同層含水飽和度校正量，%。

圖10　不同含水率時(shí)，同層含水飽和度校正量與同層視油層含水飽和度的關(guān)系

Fig.10The relation of water saturation adjusted value in oil-water layers and untrue water saturation in oil layers when the moisture content is different

例如，選取研究區(qū)某口單井的目的層位作為研究對象，根據(jù)其測井資料數(shù)據(jù)得到其聲波時(shí)差(AC)值為220.875 μs/m，深側(cè)向電阻率(RLLD)值為57.7 Ω·m，該單層的有效孔隙度為9.3%。從而利用式(7)得到該層視油層含水飽和度為46.9%。由試油數(shù)據(jù)得，研究區(qū)該單層的含水率為54.8%，則選取圖10中含水率為50%～60%時(shí)對應(yīng)的公式，并將視油層含水飽和度帶入式中，計(jì)算出其對應(yīng)的校正量分別為7.7%、9.5%。最后，通過線性插值得到最終的校正量。其式如下：

(60-50)×1.8]/100=8.6%

此時(shí)，利用式(8)得到Sw,油水同層為55.5%，然后利用式(6)便可得出該油水同層的原始含油飽和度為44.5%。

依據(jù)該區(qū)各井的試油資料，利用上述含油飽和度解釋及校正模型對研究區(qū)內(nèi)的各單井進(jìn)行含油飽和度解釋，并采用孔隙度體積權(quán)衡法計(jì)算有效厚度范圍內(nèi)的平均原始含油飽和度。最終得到長8油層相滲資料解釋平均含水飽和度54.4%，則平均含油飽和度45.6%。

3　方法分析

應(yīng)用密閉取心法確定原始含油飽和度最為準(zhǔn)確可靠且適用于各類儲層，但若要準(zhǔn)確求得該研究區(qū)原始含油飽和度數(shù)值，需要大量樣品資料作為支撐，而這種技術(shù)方法成本較高，僅靠幾口井的的數(shù)據(jù)資料缺乏代表性。

毛細(xì)管壓力資料不僅摸擬了在具備地層應(yīng)力條件情況下的孔隙結(jié)構(gòu)，還摸擬了油氣聚集運(yùn)移排替水的方式和過程，利用該方法確定的原始含油飽和度較為符合地下油層的實(shí)際情況[18-19]。但在壓汞實(shí)驗(yàn)中，一定的排驅(qū)壓力可能也會將樣品中的部分束縛水排替出來，其所得到的含水飽和度并非實(shí)際束縛水飽和度[20]，這在中高滲樣品中尤為常見，可能會對最終結(jié)果產(chǎn)生影響。同密閉取心法類似，該方法需對大量巖樣進(jìn)行壓汞實(shí)驗(yàn)，將得到的幾十條甚至幾百條毛管壓力曲線進(jìn)行擬合，平均為一條能夠代表該區(qū)油層特征的毛管壓力曲線，才能得到較為準(zhǔn)確的且具有代表性的原始含油飽和度，且此方法無法計(jì)算單層的原始含油飽和度，故此方法存在一定的局限性。

利用測井資料解釋法得到的原始含油飽和度解釋模型對研究區(qū)內(nèi)各井有效儲層的原始含油飽和度進(jìn)行解釋，最終得到該區(qū)的平均原始含油飽和度。由于該解釋模型能夠?qū)Ω骶挠行佣歼M(jìn)行原始含油飽和度解釋，此方法得到的平均原始含油飽和度具有一定代表性。但是由于該區(qū)油水同層較為發(fā)育，且油層與油水同層的電性、物性較為相似，利用測井資料解釋法計(jì)算得到的原始含油飽和度往往偏高，難以保證儲量計(jì)算的準(zhǔn)確性，在這里并不適用。

考慮到該區(qū)油水同層較為發(fā)育，運(yùn)用常規(guī)方法難以求準(zhǔn)該區(qū)的原始含油飽和度，相滲資料分析法不僅能夠?qū)ρ芯繀^(qū)內(nèi)各井有效儲層的原始含油飽和度進(jìn)行解釋，且能依據(jù)各井含水率的不同對原始含油飽和度進(jìn)行校正。利用此方法得到的平均原始含油飽和度不僅具有代表性，而且能夠得到較為準(zhǔn)確的原始含油飽和度值，有利于提高儲量計(jì)算的精度。所以相滲資料分析法才是適用于本區(qū)的最優(yōu)方法(見表1)。

表1　長8油層原始含油飽和度取值表

4　結(jié)論

(1) 直羅油田東北部長8油層是主要受巖性控制的構(gòu)造-巖性油藏。該區(qū)長8段儲層孔隙度主要分布在1.1%～15.6%，平均值為10.3%；滲透率主要分布區(qū)間為(0.03～0.72)×10-3μm2，平均值為0.21×10-3μm2，儲層主要為中低孔、特低滲儲層。同時(shí)，在實(shí)際的工作和研究中發(fā)現(xiàn)該區(qū)油水同層較為發(fā)育。

(2) 綜合考慮成本、準(zhǔn)確性及本區(qū)實(shí)際情況等因素，運(yùn)用密閉取心法、毛細(xì)管壓力資料解釋法以及測井資料解釋法等常規(guī)方法計(jì)算原始含油飽和度具有一定的局限性，不利于儲量的精確計(jì)算。

(3) 考慮到該區(qū)油水同層較為發(fā)育，利用相滲資料分析法計(jì)算原始含油飽和度不僅能夠?qū)ρ芯繀^(qū)內(nèi)各井有效儲層的原始含油飽和度進(jìn)行解釋，且能考慮到各井含水率的不同對原始含油飽和度進(jìn)行校正，是適用于本區(qū)的最優(yōu)方法。同時(shí)，該方法也為類似區(qū)塊儲量計(jì)算中原始含油飽和度的確定提供了一種新方法，具有一定的借鑒意義。

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(編輯王亞新)

Determination of Original Oil Saturation for Chang 8 Layer in Northeastern Zhiluo Oilfield

Wang Zhongyuan1, Wang Guicheng1, Chang Weili2, Wei Xiaodi3

(1.SchoolofEarthSciencesandEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’anShaanxi710065,China; 2.No.2GeoexplorationPartyofHenanBureauofGeoexplorationandMineralDevelopment,ZhengzhouHenan450000,China;3.TheNo.1GasProductionPlant,ChangqingOilfieldCompany,PetroChina,JingbianShaanxi718500,China)

Chang 8 layer in northeastern Zhiluo oilfield of Ordos basin is a structural-lithologic reservoir controlled chiefly by lithology with many oil-water layers. There are many oil-water layers in this region. Aiming at this characteristic, on the basis of the methods of pressure coring, mercury injection and log data interpretation, the data of relative permeability analysis is used to to interpret and revise the original oil saturation in the area. The four methods are used to calculate the original oil saturation in Chang 8 layer of northeastern Zhiluo oilfield and the advantages and disadvantages of each method are analysized. The reasonable original oil saturation in Chang 8 layer of this area is determined, and the accuracy of calculation of reserves is improved. The method of relative permeability analysis data is the best method to calculate the original oil saturation in this area, eventually the original oil saturation value is 45.6%.

Zhiluo oilfield; Chang 8 layer; Original oil saturation; Data of relative permeability analysis

1006-396X(2016)02-0037-07

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-02-03

2016-02-26

陜西省自然科學(xué)基金資助(2013JM5006)。

王鐘遠(yuǎn)(1992-)，男，碩士研究生，從事油氣田開發(fā)地質(zhì)方面研究；E-mail:549674071@qq.com。

王桂成(1966-)，男，博士，教授，從事油氣勘探與開發(fā)地質(zhì)方面研究；E-mail:wanggch@xsyu.edu.cn。

TE357

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.02.008