齊亞林 李濤濤 徐 龍 郭懿萱 韓天佑 張曉磊 邵曉州

(①低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室；②中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院；③中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司勘探事業(yè)部；④中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第二采氣廠)

0 引 言

平?jīng)霰蔽挥诙鯛柖嗨古璧匚髂喜?，處于天環(huán)坳陷與西緣沖斷帶兩大構(gòu)造單元結(jié)合部[1-2]。由此導(dǎo)致該區(qū)地層、構(gòu)造、烴源巖以及成藏控制因素等相對(duì)于盆地內(nèi)部更為復(fù)雜。目前已在延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段、長(zhǎng)3段和侏羅系延安組獲得發(fā)現(xiàn)，其中長(zhǎng)8段為主力目的層，總體表現(xiàn)為儲(chǔ)集層厚度大，油氣顯示較為普遍，單井產(chǎn)液量較低；或者產(chǎn)液量雖較高，但油產(chǎn)量較低，絕大多數(shù)井低產(chǎn)或產(chǎn)水，僅有少量井獲得工業(yè)油流，勘探成功率較低。2018年完試的M 19井長(zhǎng)8段試油獲得日產(chǎn)6.97 t工業(yè)油流[3]，不同于研究區(qū)長(zhǎng)8段其他油流井原油，該井原油的密度、粘度較高，顯示流體性質(zhì)局部更為復(fù)雜，此前的試油出水井和低產(chǎn)井需要重新評(píng)價(jià)認(rèn)識(shí)。試油層段的優(yōu)選及油層改造工藝或方案的優(yōu)化需要以油水層的準(zhǔn)確判識(shí)和油層的精細(xì)評(píng)價(jià)為前提，由于長(zhǎng)8段油藏分布規(guī)律不明，油水層的準(zhǔn)確判識(shí)和油層的精細(xì)評(píng)價(jià)難度較大，導(dǎo)致有針對(duì)性地優(yōu)化油層改造工藝或方案難度大。按照地質(zhì)工程一體化思路，以長(zhǎng)8段油層的地質(zhì)、地化研究為基礎(chǔ)，運(yùn)用有機(jī)地球化學(xué)分析手段，系統(tǒng)開(kāi)展典型油藏的構(gòu)造解剖和構(gòu)造-成藏演化史恢復(fù)，以期提高油水層識(shí)別精度，為研究區(qū)試油層段優(yōu)選、油層改造工藝或方案優(yōu)化提供依據(jù)，為盆地西緣具有類(lèi)似成藏背景油藏的油水層準(zhǔn)確判識(shí)、油層精細(xì)評(píng)價(jià)和油層改造方案優(yōu)化提供借鑒。

1 含油性控制因素

研究區(qū)長(zhǎng)7段局部發(fā)育烴源巖，雖然其有機(jī)質(zhì)豐度、熱演化程度、生烴強(qiáng)度等指標(biāo)較盆地內(nèi)部略差，但仍為一套有效烴源巖[4]。不同于長(zhǎng)3段以上及侏羅系油藏的盆地內(nèi)部長(zhǎng)7段烴源巖長(zhǎng)距離供烴、側(cè)向運(yùn)移、源外成藏特點(diǎn)，長(zhǎng)8段油藏具有本地長(zhǎng)7段烴源巖就近供烴[4-6]、垂向運(yùn)移、近源成藏的特點(diǎn)，分屬于兩套獨(dú)立的含油氣系統(tǒng)。為了評(píng)價(jià)和揭示長(zhǎng)8段儲(chǔ)集層含油性及影響因素，開(kāi)展了典型油藏的構(gòu)造解剖和構(gòu)造-成藏演化史恢復(fù)研究。

1.1 構(gòu)造解剖

為了揭示今構(gòu)造與油藏的關(guān)系，明確油水空間分布規(guī)律，開(kāi)展了典型油藏的構(gòu)造解剖。

H 52井至H 20井長(zhǎng)8段油藏位于研究區(qū)北部，近東西向展布，垂直于天環(huán)坳陷軸部，從H 20井到H 52井今構(gòu)造逐漸抬升(圖1)。油藏構(gòu)造剖面和油藏特征(表1)顯示，當(dāng)油層的聲波時(shí)差大于240.0 μs/m，密度小于2.45 g/cm3時(shí)，隨著今構(gòu)造抬升，油層電阻率逐漸升高，含油飽和度升高，油產(chǎn)量逐漸增高，水產(chǎn)量逐漸降低直至不含水。當(dāng)油層的聲波時(shí)差小于240.0 μs/m，密度大于2.45 g/cm3時(shí)，即使今構(gòu)造繼續(xù)抬高，含油飽和度將不是升高而是降低，此時(shí)會(huì)油水同出。投產(chǎn)數(shù)據(jù)相對(duì)于試油數(shù)據(jù)更能反映油層的充注特征。處于今構(gòu)造下傾方向的H 46井長(zhǎng)8段投產(chǎn)初期含水97.2%，投產(chǎn)6個(gè)月含水96.2%；而處于今構(gòu)造上傾方向的H 45井投產(chǎn)初期含水36.2%，投產(chǎn)6個(gè)月含水為11.2%。這表明當(dāng)物性相對(duì)較好時(shí)，含油性主要受今構(gòu)造控制，構(gòu)造高部位為純油，構(gòu)造下傾方向油水同出，而構(gòu)造低部位試油為純水，今構(gòu)造嚴(yán)格控制了油水分異；僅當(dāng)物性變差時(shí)，含油性受物性控制，油水無(wú)明顯分異。

1.2 構(gòu)造-成藏演化史恢復(fù)

研究區(qū)油氣顯示普遍，儲(chǔ)集層總體存在流體性質(zhì)變化大，全烴、重?zé)N曲線數(shù)值對(duì)直觀判識(shí)儲(chǔ)集層流體性質(zhì)指示確定性不強(qiáng)，測(cè)井曲線分析儲(chǔ)集層含油性難度大，常規(guī)測(cè)錄井評(píng)價(jià)手段難以實(shí)現(xiàn)油水層的準(zhǔn)確判識(shí)，油層的精細(xì)評(píng)價(jià)存在困難等問(wèn)題，由此導(dǎo)致試油和投產(chǎn)結(jié)果與對(duì)油層的認(rèn)識(shí)存在較大偏差。研究區(qū)構(gòu)造演化較為活躍，天環(huán)坳陷最早形成于晚侏羅世,后期受燕山晚期及喜馬拉雅山期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響,坳陷核部逐漸向東遷移至現(xiàn)今位置[7]。研究區(qū)油藏晚侏羅世末小規(guī)模成藏，早白堊世末大規(guī)模成藏[8]。天環(huán)坳陷形成與油氣成藏一致，構(gòu)造演化勢(shì)必控制油藏及其演化，并控制含油性。為明確油水分布規(guī)律，揭示油氣顯示普遍的成因，針對(duì)典型油藏進(jìn)行了構(gòu)造-成藏演化史恢復(fù)研究(圖2)。

圖1 平?jīng)霰盚 52井-H 20井長(zhǎng)8段油藏剖面圖

表1 平?jīng)霰盚 52井-H 20井長(zhǎng)8段油藏基本特征

M 53井-Y 59井長(zhǎng)8段油藏位于研究區(qū)南部，北西-南東向展布，與天環(huán)坳陷軸部斜交。5口井取心均為油斑級(jí)含油，油氣顯示普遍，但試油和投產(chǎn)結(jié)果差別較大，油水分布規(guī)律復(fù)雜。M 53井晚侏羅世末小規(guī)模成藏期處于構(gòu)造低部位，未能成藏(圖2a)；早白堊世末大規(guī)模成藏期處于構(gòu)造高部位，油氣成藏(圖2b)；現(xiàn)今處于構(gòu)造低部位，已成藏的油氣發(fā)生二次運(yùn)移調(diào)整(圖2c)；該井取心為油斑級(jí)含油，測(cè)井解釋油層，歷經(jīng)兩次試油，均未見(jiàn)油流。M 61井、Y 59井構(gòu)造-成藏演化史與M 53井類(lèi)似，取心為油斑級(jí)含油，測(cè)井解釋油層，試油均未獲油流，表明所見(jiàn)油斑級(jí)含油是二次運(yùn)移調(diào)整后的殘余油。M 20井晚侏羅世末小規(guī)模成藏期處于構(gòu)造高部位，油氣成藏(圖2a)；早白堊世末大規(guī)模成藏期處于構(gòu)造低部位，油氣發(fā)生調(diào)整(圖2b)；現(xiàn)今處于構(gòu)造高部位，成為油氣運(yùn)移聚集的有利部位，形成油藏(圖2c)；該井取心為油斑級(jí)含油，測(cè)井解釋油層，試油獲得高產(chǎn)，投產(chǎn)結(jié)果較好。M 60井構(gòu)造-成藏演化史與M 20井類(lèi)似，取心為油斑級(jí)含油，測(cè)井解釋油層，試油均獲工業(yè)油流。

研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)集層較為發(fā)育，長(zhǎng)7段烴源巖生烴強(qiáng)度和生烴量較盆地內(nèi)部低[4]，生烴量相對(duì)于圈閉可容納空間不足，加之儲(chǔ)集層物性較好，長(zhǎng)7段烴源巖能夠就近供烴[4-6]，垂向運(yùn)移，并在長(zhǎng)8段儲(chǔ)集層近源成藏；后期的構(gòu)造變形導(dǎo)致圈閉變形，毛管力不足以克服浮力將油氣束縛在儲(chǔ)集層中，油氣能夠在浮力作用下上浮和二次運(yùn)移，并在新的圈閉高部位聚集成藏。該源儲(chǔ)運(yùn)聚配置決定了研究區(qū)油藏受構(gòu)造控制的特點(diǎn)，也是與盆地本部巖性油藏成藏控制因素的本質(zhì)差異。前述油藏構(gòu)造-成藏演化史恢復(fù)表明，研究區(qū)構(gòu)造活動(dòng)較為活躍，自晚侏羅世末成藏開(kāi)始經(jīng)歷了多次構(gòu)造反轉(zhuǎn)，導(dǎo)致油藏調(diào)整、再聚集，控制了含油性，多次構(gòu)造反轉(zhuǎn)也是研究區(qū)油氣顯示普遍的主要原因。生儲(chǔ)圈配置和油氣在系列古構(gòu)造圈閉內(nèi)的差異聚集控制了油、水的原生空間分布；后期的構(gòu)造及圈閉變形導(dǎo)致油氣在圈閉內(nèi)發(fā)生調(diào)整，使油氣顯示普遍，并使油氣在構(gòu)造高部位聚集成藏。研究區(qū)油藏受古今構(gòu)造共同控制，古構(gòu)造控制油藏大致范圍，今構(gòu)造嚴(yán)格限定了油藏的發(fā)育部位。構(gòu)造-成藏演化史的恢復(fù)研究有助于實(shí)現(xiàn)油水層的準(zhǔn)確判識(shí)和油層的精細(xì)評(píng)價(jià)，彌補(bǔ)常規(guī)測(cè)錄井手段難以準(zhǔn)確判識(shí)油水層和精細(xì)評(píng)價(jià)油層的不足。井控程度及構(gòu)造-成藏演化史恢復(fù)的精度決定了有利圈閉識(shí)別的精度，從而決定了油水層的準(zhǔn)確判識(shí)和油層的精細(xì)評(píng)價(jià)精度。

2 油層分類(lèi)和評(píng)價(jià)

油層的精細(xì)分類(lèi)和評(píng)價(jià)是勘探的重要環(huán)節(jié)，也是決定改造方案合理與否的關(guān)鍵[9]。以研究區(qū)油藏構(gòu)造解剖、構(gòu)造-成藏演化史恢復(fù)、飽和烴色譜分析、試油及投產(chǎn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，綜合油層結(jié)構(gòu)、分析含油水飽和度、分析物性、地面原油物性，并考慮試油方案和工藝的合理性，將油層分為2大類(lèi)5小類(lèi)(表2)。

2.1 正常油層

該油層的地化特征為：飽和烴色譜∑nC21-/∑nC22+為0.30～1.0，(nC21+nC22)/(nC28+nC29)為0.80～2.0；主峰碳為nC18；Pr/nC17為0.33～0.67，Ph/nC18為0.33～0.67，Pr/Ph為0.90～1.20，正構(gòu)烷烴分布完整，類(lèi)異戊二烯烷烴含量較低，油僅遭受輕微的生物降解(圖3)，試油為工業(yè)油流。可劃分為3類(lèi)。

Ⅰ類(lèi)：物性相對(duì)較好，處于構(gòu)造高部位，含油飽和度高，無(wú)明顯油水分異(以M 20井、H 45井為代表)，表現(xiàn)為油層。

表2 平?jīng)霰遍L(zhǎng)8段油層綜合評(píng)價(jià)分類(lèi)

Ⅱ類(lèi)：物性相對(duì)較好，構(gòu)造下傾方向，存在明顯油水分異且上部含油飽和度較高的油層(以Y 67井、Y 132井、H 46井為代表)，表現(xiàn)為油水層。

Ⅲ類(lèi)：物性較差，無(wú)明顯油水分異的油層(以H 52井、M 56井為代表)，表現(xiàn)為油水層或差油層。

正常油層地面原油密度小于0.84 g/cm3，粘度小于8.0 mPa·s，凝固點(diǎn)低于18℃，油質(zhì)正常(M 20井)；或試油為水層，但處于構(gòu)造低部位(Y 98井)。

圖3 平?jīng)霰遍L(zhǎng)8段正常油層典型井飽和烴氣相色譜圖

2.2 降解油層

原油被降解后，其色譜基線鼓包，生物標(biāo)志化合物和微量元素發(fā)生變化[9-10]，密度增大，粘度升高[10-12]。具有降解特征的油層可劃分為兩類(lèi)，部分降解和完全降解。

Ⅰ類(lèi)：部分降解油層。其地化特征為：飽和烴色譜∑nC21-/∑nC22+為0.05～0.30，(nC21+nC22)/(nC28+nC29)為0.20～1.0，均有所降低；主峰碳為Pr、Ph或nC18、nC17，Pr/nC17為0.67～2.0，Ph/nC18為0.67～2.0，Pr/Ph為0.75～1.05，正構(gòu)烷烴被部分降解，類(lèi)異戊二烯烷烴含量明顯升高，油遭受中等程度的生物降解(圖4)。表現(xiàn)為差油層或油層，油產(chǎn)量較低；地面原油密度大于0.84 g/cm3，粘度大于8.0 mPa·s，凝固點(diǎn)高于18℃，具有密度大、粘度大、凝固點(diǎn)高的特征(M 16井、M 19井、M 22井)。

Ⅱ類(lèi)：完全降解油層。其地化特征為：飽和烴色譜∑nC21-/∑nC22+為0.05～0.30，(nC21+nC22)/(nC28+nC29)為0.30～1.0，均有所降低；主峰碳為Pr、Ph，Pr/nC17大于2.0，Ph/nC18大于2.0，Pr/Ph為0.65～1.10，正構(gòu)烷烴被嚴(yán)重降解，類(lèi)異戊二烯烷烴含量較高且得到較好的保留，油遭受強(qiáng)烈的生物降解(圖5)。表現(xiàn)為含油水層，試油多數(shù)為僅見(jiàn)油花或純水(M 15井、M 53井)。

圖4 平?jīng)霰遍L(zhǎng)8段部分降解油層典型井飽和烴氣相色譜圖

圖5 平?jīng)霰遍L(zhǎng)8段完全降解油層典型井飽和烴氣相色譜圖

地面原油密度、粘度、凝固點(diǎn)是原油成分的反映[12]，選擇性生物降解使油的組分被不同程度改造，改變了油的密度、粘度、凝固點(diǎn)等性質(zhì)，從而改變了地層條件下原油的流動(dòng)性[12]，較為活躍的構(gòu)造活動(dòng)是選擇性生物降解得以發(fā)生的重要條件[9]。研究區(qū)自晚侏羅世末成藏開(kāi)始經(jīng)歷了多次構(gòu)造反轉(zhuǎn)，使油、水空間分布復(fù)雜化，也使得流體性質(zhì)進(jìn)一步復(fù)雜化，表現(xiàn)為地面原油既有正常性質(zhì)的原油，也有發(fā)生生物降解的具有高密度、高粘度、高凝固點(diǎn)特點(diǎn)的次生原油，顯示局部油藏被降解甚至被完全改造，從而導(dǎo)致常規(guī)改造的產(chǎn)液性質(zhì)、產(chǎn)量與對(duì)油層性質(zhì)的初始認(rèn)識(shí)不符，增大了油水層準(zhǔn)確判識(shí)的難度。

3 油層改造

油層改造成效取決于方案制定和工藝技術(shù)選擇的合理性，取決于對(duì)油層認(rèn)識(shí)的準(zhǔn)確程度?；仡櫤涂偨Y(jié)歷年來(lái)長(zhǎng)8段油層的改造方案、工藝選擇及試油結(jié)果、投產(chǎn)過(guò)程并進(jìn)行分析，有助于深化油層的認(rèn)識(shí)。研究區(qū)長(zhǎng)8段受西南物源控制下的近物源沉積，以厚層分流河道砂體相互疊加為主，砂體厚15～20 m,孔隙度15.0%～20.0%，滲透率0.5～20.0 mD。改造方式有初產(chǎn)、爆燃?jí)毫?、常?guī)加砂壓裂、CO2伴注壓裂、液氮伴注壓裂、自生熱壓裂液壓裂等。針對(duì)前述分類(lèi)評(píng)價(jià)的2大類(lèi)5小類(lèi)油層改造進(jìn)行分析，以期為后續(xù)改造提供借鑒。

3.1 正常油層

(1)M 20井長(zhǎng)8段取心為油斑級(jí)含油，分析孔隙度15.8%，分析滲透率23.07 mD，分析含油飽和度26.82%，分析含水飽和度43.25%，測(cè)井解釋油層19.2 m，上下隔夾層發(fā)育，采用常規(guī)加砂改造，獲高產(chǎn)純油。H 53井取心為油斑級(jí)含油，分析孔隙度12.7%，分析滲透率3.61 mD，分析含油飽和度22.52%，分析含水飽和度44.61%，測(cè)井解釋油層13.1 m,采用常規(guī)加砂壓裂，獲高產(chǎn)純油。兩井的共同特點(diǎn)是油層厚度大，物性好，為典型的構(gòu)造油藏，處于構(gòu)造高部位，含油性好，無(wú)明顯油水分異，試油為純油，油層未經(jīng)歷降解，投產(chǎn)結(jié)果較好，其中M 20井，初期產(chǎn)油4.17 t/d，含水39.2%，投產(chǎn)3年后產(chǎn)油2.23 t/d，含水11.8%，累計(jì)產(chǎn)油超4 000 t。鑒于該類(lèi)油層分布較為局限，改造思路上宜繼續(xù)保持適度規(guī)模。

(2)Y 67井頂部巖屑錄井為油斑級(jí)含油，測(cè)井解釋油層4.1 m，緊鄰其下為超過(guò)40.0 m的連續(xù)砂層，取心無(wú)顯示，測(cè)井解釋為水層；該層為底水型油藏，歷經(jīng)初產(chǎn)、爆燃?jí)毫?、加砂壓?次措施，其中第2次的爆燃?jí)毫勋@得2.55 t/d的低產(chǎn)油流，為提高單井產(chǎn)量，加砂壓裂改造，結(jié)果水量增大，油量減小。Y 132井長(zhǎng)8段取心為油斑級(jí)含油，分析孔隙度16.7%，分析滲透率10.62 mD，分析含油飽和度18.2%，分析含水飽和度52.5%，射孔求初產(chǎn)，采用抽汲排液，由于排液效率低，僅見(jiàn)少量油花，以產(chǎn)水為主；隨后采用射流泵排液，獲低產(chǎn)油流，產(chǎn)水21.3 m3/d，油層潛能得到釋放。上述兩口井的共同特點(diǎn)是油層厚度較大，物性好，含油性差，油水分異明顯，下部含水明顯，為典型的構(gòu)造油藏，油層未經(jīng)歷降解；射孔求初產(chǎn)，可能獲得低產(chǎn)純油，也有可能高產(chǎn)水；提高改造強(qiáng)度，液量普遍上升，水產(chǎn)量普遍較大，甚至純水，風(fēng)險(xiǎn)加大。以Y 67井為例，投產(chǎn)初期產(chǎn)液4.0 t/d，含水80.0%，截至目前已累計(jì)產(chǎn)油近千噸。該類(lèi)油層普遍發(fā)育，也是勘探突破的現(xiàn)實(shí)目標(biāo)，改造思路上宜采用循序漸進(jìn)的改造強(qiáng)度，同時(shí)控制抽汲強(qiáng)度，單井油產(chǎn)量有望提高。

(3) H 52井長(zhǎng)8段取心為油斑級(jí)含油，分析孔隙度7.8%，分析滲透率0.23 mD，分析含油飽和度16.88%，分析含水飽和度39.15%，測(cè)井解釋油層4.1 m；常規(guī)改造，油水同出，達(dá)到工業(yè)油流。M 56井長(zhǎng)8段取心為油斑級(jí)含油，分析孔隙度14.6%，分析滲透率0.58 mD，分析含油飽和度23.52%，分析含水飽和度57.09%，測(cè)井解釋油層7.9 m；為提高地層能量和排液效率，采用CO2伴注加砂改造，油水同出，達(dá)到工業(yè)油流。兩井的共同特點(diǎn)是油層物性相對(duì)較差，含油性較差，無(wú)明顯油水分異，具有巖性油藏特征。該類(lèi)油層分布局限，改造思路上宜提高改造強(qiáng)度，通過(guò)提液實(shí)現(xiàn)提高油產(chǎn)量。

3.2 降解油層

(1)M 16井長(zhǎng)8段取心為油斑級(jí)含油，分析孔隙度15.0%，分析滲透率9.17 mD，分析含油飽和度23.58%，分析含水飽和度43.22%，測(cè)井解釋油層19.7 m；常規(guī)加砂改造僅獲低產(chǎn)純油，地面原油密度0.82 g/cm3，粘度3.1 mPa·s，凝固點(diǎn)20℃。M 19井長(zhǎng)8段巖屑錄井為油斑級(jí)含油，視孔隙度15.7%，視滲透率3.31 mD，測(cè)井解釋油層31.6 m；為提高壓裂液返排能力，采用液氮伴注加砂壓裂，僅達(dá)工業(yè)油流，結(jié)果與對(duì)油層認(rèn)識(shí)不符；采取二次加砂壓裂改造，油產(chǎn)量有所提高，結(jié)果與認(rèn)識(shí)依舊不符；該層地面原油密度0.94 g/cm3，粘度22.1 mPa·s，凝固點(diǎn)20℃。上述兩口井的共同特點(diǎn)是油層厚度大，物性好，試油為純油，顯示含油性較好，地層供液能力不足，產(chǎn)液量較低，與對(duì)油層的認(rèn)識(shí)不符。主要原因是前者雖然原油的物性分析顯示密度、粘度、凝固點(diǎn)正常，但油砂分析顯示油層已經(jīng)歷降解作用，地層條件下可動(dòng)油含量較低；后者原油的密度、粘度、凝固點(diǎn)較高，影響了地層條件下原油的可動(dòng)性。該類(lèi)油層局部發(fā)育，針對(duì)原油密度和粘度較大、地層供液能力不足等實(shí)際，改造工藝上，繼續(xù)探索試驗(yàn)“前置CO2增能體積壓裂”，該類(lèi)油層需要從提高油層溫度，改善地層條件下原油流動(dòng)性方面解決，以期提高單井油產(chǎn)量。

(2)M 15井長(zhǎng)8段取心為油斑級(jí)含油，分析孔隙度14.5%，分析滲透率0.90 mD，分析含油飽和度18.58%，分析含水飽和度41.85%，測(cè)井解釋差油層6.2 m；常規(guī)改造，僅見(jiàn)油花，以產(chǎn)水為主。對(duì)該類(lèi)型的油藏可以采取加熱，降低粘度，提高油氣流體流動(dòng)性的方法提高單井油產(chǎn)量。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)生儲(chǔ)圈配置和油氣在系列古構(gòu)造圈閉內(nèi)的差異聚集控制了油、水的原生空間分布；油藏受古今構(gòu)造共同控制，古構(gòu)造控制油藏大致范圍，今構(gòu)造嚴(yán)格限定了油藏的發(fā)育部位。

(2)自晚侏羅世末成藏開(kāi)始經(jīng)歷了多次構(gòu)造反轉(zhuǎn)，導(dǎo)致油藏調(diào)整、再聚集和油氣顯示普遍，導(dǎo)致局部發(fā)生生物降解并使流體性質(zhì)進(jìn)一步復(fù)雜化，加大了油水層準(zhǔn)確判識(shí)和油層精細(xì)評(píng)價(jià)的難度。

(3) 油層的精細(xì)評(píng)價(jià)要以油藏構(gòu)造解剖、構(gòu)造-成藏演化史恢復(fù)、飽和烴色譜分析、試油及投產(chǎn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，綜合油層結(jié)構(gòu)、油層物性、含油水飽和度、地面原油物性等分析，并考慮試油方案和工藝的合理性；地質(zhì)工程一體化有助于實(shí)現(xiàn)油水層的準(zhǔn)確判識(shí)和油層的精細(xì)評(píng)價(jià)，彌補(bǔ)常規(guī)測(cè)錄井手段難以準(zhǔn)確判識(shí)油水層和精細(xì)評(píng)價(jià)油層的不足。