哈尔滨石油学院石油工程油藏工程设计

1、目录第 1 章 油藏地质概况 11.1 油藏构造特征 31.2 油藏储层特性分析 4第 2 章 油藏流体物性分析 82.1 油水关系（边底水，气顶，溶解气） 82.2 油水常规物性分析 102.3 油气水的高压物性 112.4 渗流物理特性 11第 3 章 油藏温度、压力系统 153.1 油藏压力系统 153.2 油藏温度系统 17第 4 章 油藏储量计算 184.1 油藏储量计算方法 214.2 各种储量参数的获得 234.3 最终计算 N、 Gs 234.4 可采储量及采收率的预测 244.5 储量评价 25第 5 章 油藏驱动能量及开发方式的确定 265.1 天然能量分析 26第 6 章

2、 开发井网、开发层系及开采速度的设计 306.1 开发层系的划分 306.2 开发井网的设计 316.3 开发速度的设计 32第 7 章 开发方案的对比与经济评价 32第1章油藏地质概况油藏油气运移过程中，遇到一定的储集空间聚集下来，并且能够保存，形成 的具有封闭圈闭的含油区域，称之为油藏。油藏可分为构造油藏、岩性油藏。油藏具有孔隙度、渗透率、厚度、温压等重要特征，同时根据储集流体的特 征，又分为不同类别。油藏提供的石油资源，是当前全球能源结构下，不可或缺的能源。储油的孔隙性地层称储油层，简称油层。油层内不是所有地方都含有石油， 油层内独立含油地区称油藏。储油的最小单位。油藏工程中的油藏是：单

3、一圈闭中具有统一压力系统的基本聚集。孔隙度：岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样体积的比值，称为该岩石的 总孔隙度，以百分数表示。储集层的总孔隙度越大，说明岩石中孔隙空间越大。 从实用出发，只有那些互相连通的孔隙才有实际意义，因为它们不仅能储存油气， 而且可以允许油气在其中渗滤。因此在生产实践中，提出看了有效孔隙度的概念。 有效孔隙度是指那些互相连通的，在一般压力条件下，可以允许流体在其中流动 的孔隙体积之和与岩样总体积的比值，以百分数表示。显然，同一岩石有效孔隙 度小于其总孔隙度。所谓孔隙度是指岩石中孔隙体积（或岩石中未被固体物质充填的空间体积）与岩石总体积的比值。孔隙度的研究：陆相层序地层与

4、被动大陆边缘海相层序地层之间存在较大的 差异陆相盆地沉积受多种因素控制，而且不同类型盆地的主要控制因素又各不相 同，造就了陆相盆地沉积类型多、相变快、横向连续性差、纵向上层序厚度变化大 频繁的湖侵湖退使湖盆沉积垂向上韵律变化快；因此陆相层序地层的形成、结构和 模式更为复杂,研究更为困难.在研究与实践中，中国学者根据陆相盆地的边界特 征、体系域边界特征、初始湖泛面和最大湖泛面、是否有坡折带等因素 ，建立了符 合中国盆地沉积实际的坳陷型盆地和断陷型盆地层序地层格架和模式.控制陆相地层层序发育的因素主要是湖平面的变化、构造、气候、基准面的变化和物源的 供给，特别是构造和气候显得十分重要，它们直接控制

5、了湖平面的变化陆相地层层 序研究的方法体系主要包括露头层序研究方法、实验观测和分析方法、测井层序地层分析、地震层序地层分析和层序地层的数值模拟方法在油气勘探中的区带勘 探阶段、目标勘探阶段和开发阶段，层序地层学都能发挥不可替代的作用有效孔隙度：在自然状态下材料中的的孔隙体积与材料体积之比，叫材料的 孔隙度。它包括材料中所有的孔隙，不管它们是否连通。但在研究油贮的孔隙度 时，所测量的孔隙度为连通的孔隙空间与岩石的总体积之比，即有效孔隙度。在 一般情况下，有效孔隙度要比总孔隙度少 510%。 多数油贮的孔隙度，变化在 530%之间，最普通的是1020%范围之内。孔隙度不到5%的油贮，一般认为是 没

6、有开采价值的，除非里面存在有取出的岩芯或岩屑中所没有看到的断裂、裂缝 及孔穴之类。根据现场经验中粗略的孔隙度估计，储集岩可以分为：孔隙度05%无价值孔隙度510%不好 孔隙度1015%中常 孔隙度1520%好 孔隙度2025%极好 储层评价孔隙度是储层评价的重要参数之一 核磁共振（NMR ）孔隙度只对孔隙流体 有响应，在确定地层孔隙度方面具有其他测井方法无法比拟的优势但是，在中 国陆相复杂地层的应用中常常发现 NMR孔隙度与地层实际孔隙度存在差异，有 时差异甚至很明显，影响了 NMR测井的应用效果介绍了 NMR孔隙度的理论 基础，在对NMR孔隙度影响因素分析的基础上，重点考察了国内现有的NMR

7、孔隙度测井方法对测量结果的影响，通过对大量人造岩样和不同：占性的天然岩 样的实验测量，提出了适合中国陆相地层的孔隙度测井方法，改善了NMR孔隙度的测量效果针对中国陆相地层的复杂性，建议不同地区应根据；具体情况进 行岩心分析，确定恰当的NMR测井方法，以获得比较准确的 NMR孔隙度.孔隙度的定性方法：孔隙度的测定是在实验室中进行的，用的是小块的岩芯或岩屑。此外，还有 几种估计孔隙度的定性方法：（1）电测。测量岩石的自然电位（SP），计算单位为mv （毫伏）。对非渗透层， 电位低；对孔隙岩层，电位较高。（2） 放射性测井。伽玛射线测井是测量岩石中放出的自然伽玛射线，中子测井是 测量由于中子的作用而

8、从岩层中感应出来的伽玛射线。中子测井曲线主要是受了氢的影响，也就是因为岩石中有气、油及水等流体的反映；而流体的存在就证明 岩石中有孔隙。这两类测井曲线已广泛的用来证明石灰岩及白云岩储集层的孔隙 性。（3） 其他测井。微电极测井及声波测井对确定孔隙度是非常有用的。井径测井也 可以对孔隙带给予定性的指示，并且对于有其他测井定量的孔隙度的确定也可提供数据。（4）钻井岩屑的显微镜检查。微小裂缝中的油可以从它在紫外线下发出萤光而检 查出来对其相对数量用：紧、密、晶洞、针点、孔隙、多孔、晶间孔隙、粒间孔 隙等术语进行区别。（5）钻井时间录井。钻时记录上进尺突然增加，表示钻遇的是孔隙岩石。孔隙越 多，就越不

9、致密，就越容易钻穿。（6） 岩芯的短缺。岩芯短缺是因为储集层不坚实、有断裂和孔隙，而这些掉失的 部分无法由岩芯筒取出，只能作为钻井岩屑由泥浆带出。1.1油藏构造特征图1-1卫22区块油藏三维地质构造图构造类型 中央突起，西南和东北方向延伸平缓，东南和西北方向陡峭背斜构造 东南和西北方向被两条大断裂断开一一断层构造构造形态断背斜构造油藏，长轴长：4.5Km,短轴长:2.0Km比值：2.25:1，为短轴背斜。圈闭研究闭合面积：4.07km，闭合幅度150m。断层研究两条断层，其中西北断层延伸4.89km，东南断层延伸2.836km1.2油藏储层特性分析表1-1油层特征参数表井号井深(m)厚度(m)

10、R (Q m)含油面积(km)孔隙度()C14835-4875403.80.019720C24810-4850403.719.5C34900-4930303.7204930-4940100.610A= 4+班级号 /8+ 班内序号 /15=(4+9)/(8+36)/15=0.0197储层岩石分布及物性特征、矿物分析样品数量：C1井、C2井、C3、井岩样各50块进行矿物分析得到如下结果表1-2储层物性参数表成分石英长石岩屑泥质灰质含量76%4%20%5%7%最终可知储层岩石类型为一一岩屑质石英砂岩。、粒度分析含量最高的是粒径为 0.25mm0.5m中砂岩表1-3 储层粒度分析数据粒径(mm)&l

11、t;0.010.010.10.10.250.250.50.511225510>10含量(%)4.039.1429.536.5512.723.053.231.290.49因为粒径0.01mm的含量为4.03%小于5%,所以储层岩石的胶结类型为接触 胶结，而且是泥质胶结物，所以，储层岩石的固结程度不高。储层孔渗性特征评价表1-4储层岩石(砂岩)孔隙度评价表井号厚度(m)渗透率k(mD)孔隙度()VC140200200.4C24021019.50.3C330190200.5孔隙度：k= (20%+20%+19.5%) /3=19.67%，孔隙度较大。渗透率：(200+210+190)/3=20

12、0( mD)较好，以颗粒支撑的粒间孔隙的砂岩储 层。故为高孔低渗油藏。表1-5储集层孔隙度分级表(砂岩)孔隙度，%评价25 25极好20 15好15 10中等105差50无价值储集层渗透率评价表如表1 6所示:表1-6储集层渗透率分级表I级> 1(1000mD)渗透性极好U级10.1 小渗透性好川级0.11 小渗透性中等W级0.010.001 小渗透性微弱V级V 0.001(1mD)非渗透性的根据储集层孔隙度分级表和储集层渗透率分级表可知：该储集层的孔隙度 好，渗透率好。储层非均质性评价储层非均质性是指油气储层各种属性（岩性、物性、含油性及电性）在三维 空间上分布的不均匀性。表征渗透率非

13、均质程度的定量参数有变异系数、单层突进系数、级差及均质系数。一、储层渗透率突进系数（均质系数）maxk= 210= 200=1.05式中 Tk渗透率突进系数;Kmax层内最大渗透率，一般以砂层内渗透率最高的相对均质段的渗透率表示。T k = 1.05表示非均质程度弱;、储层渗透率变异系数Kav=0.39式中 Vk渗透率变异系数;Ki 层内某样品的渗透率值，i=1,2,3,，n；K层内所有样品渗透率的平均值;n层内样品个数。Vk= 0.39,表示非均质程度较弱；三、储层渗透率级差K max 210 Jk =1.105K min 190式中 Jk渗透率级差；Kmin 最小渗透率值，一般以渗透率最低

14、的相对均质段的渗透率表示。Jk =1.105,表示非均质程度较弱；综上三种参数分析，该储层非均质性较弱，利于开发。储层敏感性分析储层敏感性指储层某种损害的发生对外界诱发条件的敏感程度，主要包括速 敏、水敏、酸敏、盐敏和碱敏等。储层敏感性评价主要通过流动实验来实现。速敏指数：lv=0.08,由表1-7可知为弱速敏表1-7速敏程度与速敏指数关系强弱无数 指 敏 速水敏指数：Iw=0.10,由表1-8可知为弱水敏表1-8水敏程度分级标准强 极强弱无数 指 敏 速第2章油藏流体物性分析2.1油水关系（边底水，气顶，溶解气）气顶气指与石油共存于油气藏中呈游离气顶状态的天然气。它在成因上与石油关系密切，重

15、烃气含量可达百分之几到几十，仅次于甲烷, 属于湿气（富气）。随着地层压力的增减，气顶气可溶于石油或析出。在油气藏 中气顶体积的大小与化学组成及地层压力有关。气顶气：是指在油气藏中，由于重力分异作用导致天然气位于构造的顶部， 形成气顶。石油居中，形成油环；地层水位于下方或边部，形成底水或边水。英文对照： Gas in gas cap溶解气以溶解状态存在于原油或水中的天然气。任一油藏的原油，总是溶有数量不等的天然气。每吨油中溶解气的量，少则几立方米、几十立方米，多者可 达数百、乃至数千立方米。地下水中溶解气，有低压水溶气和高压地热型水溶气。 前者含量少，每吨水中溶解几立方米；后者含量很高，每吨水中

16、可溶解数十至数 百立方米，具有开采价值。溶解量取决于天然气及溶剂的成分、气体的压力，它 们之间的关系符合亨利公式（Henry's Law）Q= aP。式中Q为溶解量，a为溶解 系数，P为气体压力。天然气在水中的溶解度还取决于水的温度和含盐度。天然气易溶于石油或地下水。因此，在地质条件下，可区分为油内容解气和 水内溶解气，他们日益引起人们的注意。油内容解气常见于饱和或过饱和油藏中，其主要特点是重烃气含量高，有时 可达40%。水内溶解气的主要成分是甲烷和氮，重烃气和二氧化碳含量一般不超过10%12%。油水界面的判定油水界面(WOC、oil aqueous in terface)在油藏中，由

17、于流体的分异调整作用，石油占据油藏的高部位，水体则位于油藏 的底部或边部。石油与水体之间的接触面，即称为油水界面油水界面为圈闭中油与水的分界面，一般用符号WOC表示。表2-1油层特征参数表井号井深(m)厚度(m)R (Q m)含油面积(km)孔隙度()C14835-4875403.80.019720C24810-4850403.719.5C34900-4930303.7204930-4940100.610油水界面判定：C3井4930-4940m段电阻率为低值0.6，小于C1井4835-4875m C2井 4810-4850m、C 3井4900-4930m三井段高值3.8,故为水层，以上 3段为

18、油层。深度校正：平台高出地面6m，地面海拔94m，故油水界面在构造图上实际对应的等深线为 4930-(6+94)=4830.0m储层属于底水油藏，无气顶，含溶解气。由C1、C2、C3井的测井解释数据可知本设计研究中只有一个油层，没有隔层(见图 2-1 )。图2-1油藏构造图2.2油水常规物性分析油的常规物性°s=0.87g/cm3 ;凝固点 Ts地面脱气原油：粘度：os = 6.5mpa*s ;脱气原油密度:=-20° C;含蜡：4.03%;含硫：0.7%;胶 + 沥青：10%;初馏点：500C天然气的常规物性天然气：天然气相对密度r g=0.98;天然气组成见下表:表2-

19、2天然气性质数据表组分C1C2C3C4C5C6N2CO2air含量40%6%4%3%1%1%20%25%15%油田水常规物性地层水：密度 w=1.10g/cm3; pH=6.5;总矿化度：TSD=243869ppm。离子Na+Ca+Mg+Cl-SO42-HCO3-ppm84641893550214822023569表2-3地层水性质数据Cl Na=148220 84641Cl业红1且148220，=126.65>1Mg502为氯化钙水型，为深层封闭环境（气田水）2.3油气水的高压物性原始地层压力-油田还没有投入开发，在探井中测得的油层中部压力。油气比（gas-oil ratio）油井生产

20、时，油和气同时从井中排出，采出每吨原油所 带出的天然气体量（立方米）。又称气油比。中国习惯称为油气比。在地下油层 条件下，原油中溶解有一定数量的天然气，天然气溶于石油中可以导致石油体积 的膨胀，比重和粘度降低，降低流体液柱压力，使油井更易自喷，有利于石油开 采。当油层压力（原油的饱和压力）降低到某一界限时，所溶解的天然气开始从原 油中逸出。油层压力和油气比是油井自喷能力的主要指标。如油层驱动方式为水 压驱动时，在开采过程中，全部气体都呈溶解状态处于石油中，油气比相当于溶 解于石油中的气量。原始地层压力下油的体积系数 Boi=1.08;溶解气油比Rsi 100 （m3/m3）；饱和压力下的体积系

21、数Bob=1.12;地层水粘度 w 0.64mpa s2.4渗流物理特性渗流是一种假想。水在岩石空隙间的运动非常复杂，研究起来非常困难且意义 不大，人们就用一种假想水流来代替在岩石空隙运动的真实水流，这种假想水流具有下列性质：（1）通过任一断面流量与真实水流相等；（2）在某一断面水头和压力 和真实水流一样。这一假想水流就称渗流1解释渗流理论在水利、土建、给水排水、环境保护、地质、石油、化工等许多领域 都有广泛的应用。在水利工程中，最常用的渗流问题有：土壤及透水地基上水工 建筑物的渗漏及稳定，水井、集水廊道等集水建筑物的设计计算，水库及河渠边 岸的侧渗等等。这些渗流问题，就其水力学方面看，应注意

22、以下问题：一、确定渗流流量；二、确定浸润线的位置；三、确定渗透压强和渗透压力；四、确定渗透流速。液体在多孔介质中的流动。天然多孔介质包括土体和岩层等多孔性和裂隙性 介质。水利工程中有很多方面涉及渗流。例如水工建筑物的透水地基中以及与建筑 物连接的岩层或土体中的绕渗及渗流、挡水土坝中的渗流、灌溉抽水或施工排水 时在地层中引起的渗流等。主要研究的渗流问题是：渗流区域内的水头或地下水 位的分布、渗流量的确定、渗流作用于建筑物基底上的力、渗流速度分布及其引 起的土体结构变形等。由于作为渗流通道的孔隙尺寸微小但数量众多，且表面积很大，所以渗流阻 力较大,渗流流动速度较慢，因而惯性力和动能往往可以不计。2

23、基本定律渗流的基本定律是1856年法国工程师H.-P.-G.达西由实验总结而得的达西 定律，即：v=Q/A=kJ式中v为断面平均流速；u为点流速；Q为渗透流量；A为断面面积;k为土体渗 透系数,与土体及水的性质有关，由实验确定为水力坡度渗流问题的解法有：解析法（包括直接求解微分方程组、平面问题的复变函数 解及一维渐变渗流的分析法）、数值法（有限差分法、有限单元法、边界元法等）、 图解法（流网法）及实验法（包括砂模型及各种比拟模型电比拟、热比拟等）。渗流也可呈紊流流态，可用渗流雷诺来判别。式中v为渗流断面平均流速；d为土 体颗粒的有效粒径3为液体运动粘性系数。达西定律适用的层流渗流的雷诺数上 限

24、值变化范围约为110。大于此上限的称为非线性渗流，其水力坡度与流速的关系可一般地表示为J=a U+B U2。式中a、B为待定系数，由实验确定；U为渗 流流速。润湿性吸水指数0.5,吸油指数0.1，由表10可知为水湿。润湿指数IA=lw-lo=0.4.表2- 4 岩石润湿性评价表润湿指数亲油弱亲油中性弱亲水亲水油湿指数10.80.70.60.50.30.400.2水湿指数00.20.30.40.50.70.610.8相渗曲线表2-5相对渗透率数据表SwKroKrw0.3200.6760.00.3520.6095440.001870.3840.5453760.006490.4160.4837040

25、.01320.4480.4245280.021780.4800.3679520.032120.5120.3141840.044220.5440.2633280.073260.5760.2154880.073260.6080.1709760.089980.6400.1301040.108240.6720.093080.127820.7040.0604240.148830.7360.0328640.171270.7680.0116480.195030.8000.00.2354油水相渗曲线图2-2油水相对渗透率曲线由上图2 2可知：束缚水饱和度Swi =0.32，最大含水饱和度Swmax=0.8，原

26、始含油饱和度Soi 1 Swi0-68243毛管压力曲线4. <0. 3毛胃fF力"连呈5. JE诂4. 11*i1F-1I連利GOi100f 31图2-3毛管压力曲线（一）毛管压力曲线的应用1研究岩石孔隙结构由于一定的毛管压力对应着一定的孔隙喉道半径 （r 2 cos pc），因此, 毛管压力曲线实际上包含了岩样孔隙喉道的分布规律。曲线的右侧纵坐标上就直 接标出了孔隙半径大小。2根据毛管压力曲线形态评估岩石储集性能好坏毛管压力曲线形态主要受孔隙喉道的分选性和喉道大小所控制。所谓分选性 是指喉道大小的分散（或集中）程度。喉道大小的分布越集中，则分选越好，毛 管压力曲线的中间平缓

27、段也就越长，且越接近于横坐标平行。孔隙喉道大小及集 中程度主要影响着曲线的歪度（又叫偏斜度）。是毛管压力曲线形态偏于粗喉道或细喉道的量度。喉道越大，大喉道越多，则曲线越靠向坐标的左下方，称为粗 歪度。反之，曲线靠右上方，则称为细歪度。3.应用毛管压力曲线确定油层的平均毛管压力 J(Sw)函数般不同储层其J(Sw)函数曲线不同，同一储层中渗透率差别较大的毛管压力资料也不能获得统一的J(Sw)函数曲线。因此，J(Sw)函数整理毛管压力方法 一般多用在储层相对比较均匀的情况，在储层结构比较复杂，非均质比较严重 时，使用J(Sw)函数有较大误差。4确定油(水)饱和度随油水过度带高度之间的变化关系在此过

28、度带内，含水饱和度从下至上逐渐减少，由100%含水直至降到束缚水饱和度为止。5利用毛管压力回线法研究采收率在毛管压力曲线测量中，采用加压非湿相驱替岩心中湿相属于驱替过程，所 得的毛管压力曲线称为驱替毛管力曲线，简称驱替曲线；降低用湿相驱替非湿相 的毛管力曲线，简称吸入(或吸吮)曲线。在压泵法中，通常又把驱替叫注入。 把吸入叫退出。6毛管压力资料确定储层岩石的润湿性7.用毛管压力曲线可计算岩石的绝对渗透率和相对渗透率8应用高速离心机所测得的毛管压力曲线可在室内快速评定油井工作液对储 层的损害或增产措施的效果该方法的原理是：如果地层受到损害，则毛管压力曲线表现出高的入孔压力 和高的束缚水饱和度，即

29、曲线向右上方移动。因此，通过对比岩样在接触工作液 前后毛管压力曲线特征的变化，可判断储层是否受到损害以及评价各种工作液中 添加剂的处理效果。第3章油藏温度、压力系统3.1油藏压力系统油气藏的压力系统，是油气藏评价中的重要内容。对于每口探井和评价井， 必须不失时机地准确确定该井的原始地层压力，绘制压力于埋深的关系图，以便用于判断油藏的原始产状和分布类型，并用于确定储量参数和储量计算。对于任何具有气顶和边底水的油藏，或具有边底水的气藏，不同部位探井的 原始地层压力于埋深的关系，可表示如下：Pi a GdD式中 Pi原始地层压力，MPa ；a关闭后的井口静压，MPa ；Gd 井筒内静止液体压力梯度，

30、MPa. m ；D 埋深，m井筒内的静止液体梯度，由下式表示：GD dPj dD 0.01式中井筒内的静止液体密度，g cm3。由上式可以看出，压力梯度与地下流体密度成正比，即液体密度小的气顶部 分，比液体密度大的含油部分或边水部分，具有较小的压力梯度，而且压力梯度 乘以100即为地层液体密度。因此，可以通过压力梯度的大小判断地层液体类 型，并确定地层的液体密度。同时，代表不同地层液体直线的交点处，即为地层 流体的界面位置。该油藏静压力测试数据如表3-1所示：表3-1静压和静温测试数据测点深度（m）测点压力（Mpa）测点温度（摄氏度）C1C2C3C1C2C3480052.6452.5352.0

31、9120120.8119.8450050.2950.1849.74113.8113.6113.9420047.9447.8347.39107.5107.9107.4390045.5945.4845.04101.3101.1101.4360043.2343.1242.6895.195.295.3330040.8840.7740.3392.99392.8测试日期2007.062007.092007.122007.062007.092007.12测点压力(MP上4033SOr|30003500400045005000测点禅度(m)图3-1 压力梯度压力梯度=0.784 Mpa/100m。表3-2压力

32、梯度和温度梯度井号压力梯度方程中间深度m中间压力MpaC1P=0.0078h+ 15.006485552.875C2P=0.0078h+ 14.896483052.726C3P=0.0078h+ 14.456491552.793井号温度梯度方程中间深度m中间温度（摄氏）C1T=0.0208h + 20.324855121.3C2T=0.0212h + 18.544830120.9C3T=0.0205h + 21.464915122.23.2油藏温度系统油气藏的温度系统，也是油气藏评价的重要内容。它既涉及储层液体参数的 确定，也是计算油气藏储量的重要参数。油气藏的温度系统，是指由不同深井所 测静

33、温与相应埋深的关系图，也可称为静温梯度图。应当指出，油气藏的静温主要受地壳温度的控制，而不受储层的岩性及其所 含流体性质的影响。因此，任何地区油气藏的静温梯度图，均为一条静温随埋深 变化的直线关系，并由下式表示：T A BD式中 T油气藏不同埋深的静温，°C;A取决于地面的平均年平均常温，C；B 静温梯度，C m ;D埋深，m。实际资料表明，由于地壳温度受到构造断裂运动及其岩浆活动的影响，因 而，不同地区的静温梯度有所不同。比如，我国东北地区各油气田的静温梯度约 为3.54.5 C 100m。油气田的静温数据一般在深井进行测井和测压时由附带的 温度计测量。该油藏静温测试数据如表3-1

34、所示：80 .30003500400045005000测点探度Cm)测点為度(锻比度-c C图3-2温度梯度温度梯度=2.08°/100m。第4章 油藏储量计算油气藏是油气在单一圈闭中的聚集，具有统一的压力系统和油水界面，是油 气在地壳中聚集的基本单位（图 5-5）。圈闭中只聚集了油，就是油藏，只聚集 了气，就是气藏；既有油又有气，则为油气藏。所谓工业性油气藏：是指油气聚 集的数量足够大，具有开采价值的油气藏。一般用单井日产油量来衡量。如陆上 3000m井深，工业油流标准为3吨/日井；海上3000m井深，工业油流标准为30 吨/日井。油气藏（reservoir，pool）:是地壳上油

35、气聚集的基本单元，是油气在单一圈 闭中的聚集，具有独立压力系统和统一的油水界面的聚集。油藏：圈闭中只有石油的聚集气藏：圈闭中只有天然气的聚集油、气藏：圈闭中既有油也有气的聚集商业性油气藏（工业性油气藏，commercial reservoir）：在一定的政治、技术、经济条件下，具有商业开采价值的油气藏。单个油气藏中的油气水分布典型（重力分异）图4-1 塔里木油气田（1）底水油藏：油柱底下到处都有可动水的油藏。（油水界面海拔高度高于储层底面高点海拔）（2）边水油藏：油藏高点附近的油柱下无底水，边部才有底水的油藏（边水）（3）气顶油环油藏：油气藏高点附近气柱下无底油，油体呈环状分布。 油气藏形成的

36、基本条件：一、具有充足的油气来源；二、具备有利的生储盖组合;三、具备有效的圈闭；四、具备必要的保存条件。图4-2 东海油气田油气藏的类型有哪些：主要可分为五大类：构造油气藏，地层油气藏，岩性油气藏，水动力油气藏，复合油 气藏。1介绍油气在地壳中聚集的基本单位。圈闭内聚集了一定数量的油气后而形成。 一个 油气藏存在于一个独立的圈闭之中，具有独立压力系统和统一的油-水（或气-水）界面。只有油聚集的称油藏；只有天然气聚集的称气藏。油气藏具有工业开采价 值时，称工业性油气藏，否则称非工业性油气藏。工业性和非工业性的划分标准 是相对的，它取决于一个国家的油气资源丰富程度及工艺技术水平。油气藏按圈闭的成因

37、分类：构造油气藏，包括背斜油气藏、断层油气藏、裂 缝性背斜油气藏和刺穿油气藏。地层油气藏，包括岩性油气藏、地层不整合油气 藏、地层超覆油气藏和生物礁块油气藏。水动力油气藏，包括构造型水动力油气 藏和单斜型水动力油气藏。复合油气藏，包括构造-地层复合油气藏、构造-水动 力复合油气藏、地层-水动力复合油气藏和构造-地层-水动力复合油气藏。除上述 分类外，还有过去流传较广的布罗德分类。根据储集层的形态把油气藏分为：层 状油气藏，包括背斜穹窿油气藏和遮挡油气藏；块状油气藏，包括构造突起油气 藏、侵蚀突起油气藏和生物成因突起油气藏；不规则油气藏，包括在正常沉积岩 中的透镜体油气藏、在古地形凹处的砂岩体油

38、气藏、在孔隙度和渗透率增高地带 中的油气藏以及在古地形的微小突起中的油气藏。油气藏的破坏主要是由构造作用引起的。构造作用首先破坏圈闭的严密性， 引起油气逃逸或遭受氧化和水力冲刷，使油气藏部分或全部被破坏。原生油气藏 破坏后，也可能形成次生油气藏。地下深处的高温、高压作用也能使油气藏遭到 破坏。2油气藏描述油气藏描述是一项利用获取的地下信息来研究和定量描述油气藏开发地质特 征，并进行评价的新技术，简称 RDS技术服务（Reservoir Description Service其 描述的主要内容包括：油气藏构造形态、储层沉积特征及非均质性、储层物性及空 间结构、流体性质及渗流特征等。不同勘探开发阶

39、段，其描述内容有所差别和侧 重，但都要围绕油气藏具体特点和生产需要来进行。3油气藏物性指油气储层的岩石物理性质、储层内流体的物理化学性质及其在地层条件下 的相态和体积特性，以及岩石一流体的分子表面现象和相互作用，油、气、水的 驱替机理等。研究油气藏物性为油气田开发设计、开发动态分析，以及提高最终 采收率提供参数和依据，是油气田开发重要研究课题之一。4油气藏驱动类型 油气藏驱动类型依据油藏地质条件可以划分为以下几类：1、水压驱动（1）刚性水压驱动（2）弹性水压驱动2、溶解气驱动3、气压驱动4、重力驱动4.1油藏储量计算方法一、储量计算意义及储量分类油藏的储量包括原始地质储量、原始可采储量和剩余可

40、采储量。不同储量级别，具有不同的可靠程度或称之可信度。探明已开发可采储量的 可信度为1.0;探明未开发可采储量的可信度为 0.80.9;概算级可采储量的可信 度为0.40.6；可能级可采储量的可信度为 0.10.2。油藏储量计算方法，大体上可以划分为类比法、容积法和动态法三大类。、类比法类比法是利用已知相类似油气田的储量参数，去类推尚不确定的油气田储 量。类比法可用于计算未探明储量，为进一步地质勘探提供依据。类比法又可分为储量丰度法和单储系数法两种。前者定义为单位面积控制的 地质储量；后者定义为单位面积和单位厚度控制的地质储量。两者可分别表示 为：N鼻 100hSoi Boi上二式中SNF 丽

41、 100 ：100 SoL Boi储量丰度，104m kmSNF单储系数，104m(kmm）；N油藏原油的原始地质储量,10 mA含油面积，km2 ；有效孔隙度；小数;Boi 在原始地层压力下的原油体积系数;Soi原始含油饱和度，小数。二、容积法容积法是在油气田经过早期评价勘探，基本搞清了含油气构造、油气水分 布、储层类型及岩石物性与流体物性之后，计算油气田原始地质储量的主要方 法。用于计算探明未开发储量，为编制开发方案提供依据。容积法表示为：N 100Ah Soi . Boi式中各参数的意义及单位同上所注。三、动态法动态法用于计算探明已开发储量，为生产计划方案调整提供依据。在计算油气藏原始地

42、质储量和原始可采储量的工作中，有效的动态法有以下 几种：1用于定容气藏的压降法；2. 用于定容气藏的弹性二相法；3. 用于水驱油藏的水驱曲线法；4用于任何驱动类型油气藏进入递减期的产量递减法；5用于任何驱动类型油气藏的预测模型法。4.2各种储量参数的获得由提供的资料分析可得以下参数：A=4+ 班级号/8+班内序号 /15=(4+9)/(8+36)/15=0.0197h=31.156m；=0.198， Boi =1.08， Soi 1 Swi =0.68， os =0.87g cm3，3 J 3Rsi =100m . m ，4.3最终计算N GsN 100Ah Soi .Boi=100X).01

43、97 31.156 0.2 68/1.08=7.73 ( 104m3)Gs 10 4NRsi=10 4 X7.73 100= 0.0773 (108m3)储量丰度:N 100 hSoi.'Boi7.73392.4(104m3 km2)A0.0197单储系数:SNFNAH100SoiBoi712.6104ml (km2 m)0.0197 31.1564.4可米储量及米收率的预测、可米储量对于一个油气田，一个油气区，乃至一个国家来说，油气田的剩余可采储 量，也就是说目前的剩下的可采储量，是最有实际意义和最有实际价值的矿产资 源。对一个国家来说，它不但影响到今后产量指标的制定和完成，甚至会影

44、响到 国家经济的发展决策。同时，有年度剩余可采储量与年产量之比所得的储采比， 也是分析油气田、油气区。乃至全国油气开发形式的重要指标。可采储量的预测，也是采收率数值的预测，目前大都采用经验方法，即采用 由许多已开发油气田和室内实验数据总结出来的经验公式或图板进行综合分析加 以确定。本设计油藏采收率计算是根据 Guthrie和Greenberger法水驱砂岩的经验公 式，即采收率Er=0.11403+0.2719logK-0.1355logUo+0.25569Swi-1.538 <W.00115h代入参数求得Er=0.327817油藏可采储量Np =N Er=2.53Np = Nx Er

45、= 2.53 X 104ni3二、采收率原油采收率是指累积采油量占原始地址储量的百分比。它是衡量油田开发效 果和油田开发水平的最重要的综合指标，也是油田动态分析中最基本的问题之。最终采收率是油田废弃是采出的累计总采油量与地质储量之比。在油田开发 过程中，为评价不同开发阶段的效果和便于进行开发分析。目前我国广泛使用的是在水驱油田上绘制驱替曲线方法来预测水驱油田的采 收率，计算结果较符合实际，且方法简单。因影响采收率的因素很多，目前为 止，计算方法很多，但还没有一种直接而又精确的方法。一般都用两种以上的方 法计算，从中选择一个近似值。目前计算油田采收率总的趋向于利用油田实际资料，进行综合分析。一般

46、常 用的方法有：1.油田统计资料获得的经验方式。2室内水驱油实验法，将天然岩心模拟到油层条件下的水驱油实验，求出水驱油 效率，根据油田非均质性及流体性质加以校正，求出最终采收率3. 岩心分析法，此法有两种：一是在采油区内用失水量较大的水基钻井液取心，测得岩心中残余油量，求得采收率；另一是在油田的水淹区内取心，测定岩 心 中残余油量，求得采收率。4. 地球物理测井法，在水淹区的井内，用电阻法等算出残余油饱和度，确定采收率。5. 分流量曲线法，应用相对渗透率曲线，求分流量曲线，使用作图法求出水 淹区平均含水饱和度，测算采收率。6. 油田动态资料分析。4.5储量评价根据N> 10X l08t为

47、特大油田；N在（110） X 108t之间为大型油田；N在（0.11 ） X l08t之间为中型油田；NV0.1 X 108t为小型油 田。可 知N=7.73 （ 104m3 ）< 0.1 X 108t，所以该油田为小型油田。第5章油藏驱动能量及开发方式的确定油藏驱动类型是指油层开采时驱油主要动力。驱油的动力不同，驱动方式也 就不同。油藏的驱动方式可以分为五类：水压驱动、弹性驱动、气压驱动、溶解 气驱动和重力驱动。实际上，油藏的开采过程中的不同阶段会有不同的驱动能 量，也就是同时存在着几种驱动方式。水压驱动是油藏驱动方式的一种。驱油的主要动力是边水或底水的压力。造 成这种驱动的条件是水源

48、补给充沛 油层的连通性和渗透性良好。边水和底水的压 力也可以成为气藏的重要动力。然而，由于气藏的产量通常很高，要形成纯水压驱动 比较困难。弹性驱动是油藏驱动方式的一-种。驱油的主要动力是打开油层后由于地层压 力下降所引起的边水的弹性膨胀；其次是储油岩石和油藏中油的弹性膨胀。油气采出主要靠气体弹性膨胀能量的驱动，故称为弹性气压驱动。如有气顶存 在但气顶膨胀能量不足的油藏及封闭性的无水气藏的驱动方式都属于弹性气压驱 动方式,特点是压力随流体的采出而下降，气油比却不断上升。溶解气驱动是油藏驱动方式的一种。靠溶解气的弹性膨胀力排油的驱动。在 油藏中,天然气全部或大部分溶解在石油里，当钻开油层或开采时，

49、油层压力降低，井 底附近的溶解气便呈分散的微小气泡从石油中逸出，并随压力的降低而逐渐增加 其体积,依靠此种气体的弹性膨胀能力排挤石油流向井底。重力驱动是油藏驱动方式的一种。油层中石油靠其本身重量 （即重力）沿着油 层倾向下移而流向井底的驱动。当含油构造被破坏或石油已经从油藏大量采出的 油田中,地层压力、溶解气等能量都已消耗，这时石油重力驱动就成了仅有的动 力。只有当油层渗透较好、石油黏度较低、油层倾斜较陡时 ，重力驱动才能起明 显作用。5.1天然能量分析 驱动方式的选择原则：既要合理的利用天然能量又要有效的保持油藏能量以满足对开采速度和稳产 时间的要求。该油藏选择：天然驱动能量+人工补充能量天

50、然能量开采可行性分析天然驱动能量的形成条件：该油藏有底水，无气顶、含有溶解气且属于未饱 和油气藏。天然驱动能有：弹性驱动、水压驱动、溶解气驱动。(其中油藏最先释放的 是弹性驱动能)Npb 単 CeN(P Pb)Bob式中 N pb总的弹性采油量，m3 ；Pi原始地层压力，MPa ；Pb 饱和压力，MPa。Boi=1.08 ； Bob=1.12； Ce=19.82*10-4; N=已知；Pi=52.8MPa； Pb=14.76MPa。1 08Np19.82 10 4 7.73 (52.8 14.76)0.56(104m3)b 1.12采速度一般为2%4%,则预计该储量可开发多少年？所以这几年依靠

51、弹性 驱动能开发，每年开发300天，则日产量为Npb/300.若单井日产量56.4t/d,则需 要打多少口油井？每年开发300天，则日产量为Npb/300=18.66 m3若单井日产量56.4t/d，一口井三个月天采完需要打一口生产井人工补充能量开采研究由以上的分析，我们对该油田采用人工注水开发。这就需要我们选择一 个合理的注水时间。注水时间分为三类：早期注水、中期注水和晚期注水。（一）早期注水早期注水的特点是在地层压力还没有降到饱和压力之前就及时进行注水，使 地层压力始终保持在饱和压力以上。由于地层压力高于饱和压力，油层不脱气， 原油性质较好，注水后，随着含水饱和度增加，油层内只是油水两相流

52、动，其渗 流特征可由油水两相相对渗透率曲线所反映，油井产能高，采油速度高，具有较 长的稳产期。（二）晚期注水晚期注水的特点是油田开发初期依靠天然能量开采，在没有能量补给的情况 下，地层压力将逐渐降到饱和压力以下，原油中的溶解气析出，油藏驱动方式转 为溶解气驱，导致原油粘度增加，采油指数下降，产油量下降，气油比上升。但 这种注水方式初期生产投资少，原油成本低。（三）中期注水中期注水方式介于上述两者之间，即投产初期依靠天然能量开采，当地层压 力下降到低于饱和压力后，在气油比上升到最大值之前注水。此时油层中将由 油、气两相流动变为油气水三相流动，随着注水恢复压力，可以有两种情况：一种是压力恢复到一定

53、程度，仅低于饱和压力，在地层压力稳定条件下，形 成水驱混气驱动方式。当从原油中析出的气体尚未形成连续相时，这部分气体有 一定驱油作用，有利于提高采收率。另一种是通过注水，将地层压力恢复到饱和压力以上，此时脱出的游离气可 以重新溶解到原油中，但其过程并不可逆，溶解气油比和原油性质均不可能恢复 到初始情况，产能低于初值。但在地层压力高于饱和压力条件下，将井底流压降 到饱和压力下，尽管采油指数较低，然而由于采油井的生产压差大幅度提高，也 可能使油井获得较高的产量，从而获得较长的稳产期。结论：经过对该油藏的分析，我们选择早期注水。5.2开发方式的确定所谓注水方式，是注水井在油藏中所处的部位和注水井与生产井之间的排列 关系。目前国内外油田应用的注水方式归纳起来主要有四种：边缘注水、切割注 水、面积注水和点状注水。一、边缘注水边缘注水是指注水井按一定的方式分布在油水边界处。它的适用条件为油田 面积不大，构造比较完整，油层结构单一，油层稳定，边部与内部连通性好，油 藏原始油水边界位置清楚，流动系数较高，注水井吸收能力好，能保证压力传递 以使油田得到良好的注水效果。根据注水井排在油水界面的相对位置，边缘注水又可分为以下三种:1缘外注水。即将注水井布置在油水边界的纯水区，适用于边水比较活跃的 中、小油田，含水区的渗透性好，与含油