第二章 油藏评价与开发可行性分析

一、概述二、储层沉积微相与构造特征研究三、储层的非均质性研究四、储层裂缝研究五、储层敏感性研究六、利用不稳定试井研究储层七、储层地质模型与储层综合评价

第一章开发储层评价复习

绪论第一章开发储层评价第二章油藏评价与开发可行性分析第三章注水开发油藏动态监测第四章油田开发过程的地质效应第五章气田开发地质研究第六章不同地质条件下提高采收率的方法

圈闭：阻止油气继续运移、并使油气聚集起来形成油气藏的地质场所。

油气藏：油（气）在单一圈闭中具有统一压力系统的基本聚集。

油气田：受同一局部构造面积内控制的油（气）藏的综合。油气藏类型(按成因分)：

（1）构造油藏：油（气）聚集在由于构造运动而使地层变形（褶曲）或变位（断层）所形成的圈闭中。常见的有背斜油藏、断块油藏。

（2）地层油藏：油（气）聚集在由于地层超覆或不整合覆盖而形成的圈闭中。最常见的为古潜山油藏。

（3）岩性油藏：油（气）聚集在由于沉积条件的改变导致储集层岩性发生横向变化而形成的岩性尖灭和砂岩透镜体圈闭中。常见的有砂岩透镜体、岩性尖灭和生物礁块油藏。一、油藏中流体分布与性质的研究二、油藏的压力和温度三、油藏的天然能量和驱动方式四、油藏类型及油藏地质模型五、油气储量评价六、开发层系的合理划分第二章油藏评价与开发可行性分析一、宏观分布规律

二、孔隙系统中的分布特征三、流体性质第一节油藏中流体分布与性质的研究

一个油气藏中的流体在垂向上按重力分异，气居顶部，油居中，水在下面。三者共存于储集层的孔隙系统中。一、油藏中流体宏观分布规律石油油田水天然气气油界面油水界面过渡带油气水按重力分异我国最大的整装气田之一克拉2大气田立体图水的产状：

边水底水夹层水束缚水

低渗透高含水饱和度油层中的可动水油层水底水边水非油层水上层水夹层水下层水聚集型天然气气的产状：溶解气气顶气夹层气纯气层气（1）高温高压，且石油中溶解有大量的烃类气体；（2）随温度、压力的变化，油藏流体的物理性质也会发生变化。同时会出现原油脱气、析蜡、地层水析盐或气体溶解等相态转化现象。储层流体的特点：原因烃类物质的组成是内因；温度、压力是外因。油水边界的确定(1)利用试油、测井、岩心资料确定油水界面(2)用毛细管压力曲线确定油水界面(3)利用测压资料确定油水界面(4)利用开发地震解释资料确定油水界面油水边界的确定试油资料油水边界的确定油层水层判断油水层岩性一致的储层由于所含流体的性质不同，SP、COND反应不同。油层的SP幅度<水层的SP、COND幅度

识别气层声波时差在气层上反映高的Δt值，在松散层含气时，会出现明显的周波跳跃现象。

密度测井二、油藏流体在孔隙系统中的分布特征1.亲水岩石中的油水分布(a)

当含水饱和度很低时,水附着于颗粒表面，围绕颗粒接触处形成水环,称之为“环状分布”。(b)

当含水饱和度增加时,水环的大小也随之增加,直至增到水环彼此连通起来,成为“迂回状”分布，参与流动。

(c)

随含水饱和度的进一步增加,最终油则失去连续性而破裂成油珠,称为“孤滴状”分布,油滴虽然靠水流能将其带走,但它很容易遇到狭窄的孔隙喉道而被卡住,形成对液流的阻力。湿相驱替非湿相的过程称为“吸吮过程”2.亲油岩石中的油水分布(f)含水饱和度较低时：油分布在岩石表面，水首先沿着大孔道形成曲折迂回的连续水流渠道,而油只是在水流的摩擦携带作用下沿孔隙壁面流动；(e)当继续注水时,水逐渐进入较小的孔道,并使这些小孔道串联起来形成另外一些水流渠道；

(d)当形成的水流渠道多得几乎使水畅通地渗流时,油实际上已被憋死,残余的油停留在一些小孔道内及在水流通道的固体表面上以油膜形式存在。非湿相驱替湿相的过程称为“驱替过程。”岩石润湿性对注水开发油田的影响固体表面的润湿性主要取决于固体和液体的性质。既有亲水油藏,也有亲油油藏,还有各种不同程度的中性润湿油藏。1.亲水岩石:位于孔道中间的油很容易被驱替出，水驱结束后孔隙空间只剩下被分割的油滴。2.亲油岩石:位于岩石颗粒表面和微孔隙中的油很难驱替出来。3.同样条件下亲水岩石的水驱采收率大于亲油岩石的水驱采收率。石油的物理性质三、油藏流体性质石油：是地下岩石中生成的、液态的、以碳氢化合物为主要成份的可燃性矿产。原油：从地下采出来的石油，没有经过加工提炼成各种产品以前通称为原油。

原油的化学元素：主要是碳、氢、氧、氮、硫，其中碳和氢所占的比例最高，含碳84-87%，含氢12-14%，剩下的1-2%为氧、氮、硫、磷、钒等元素。这些元素的大多数都是以化合物的形态出现，将其分成两大类，一类是由碳、氢元素组成的化合物，即通常称为烃类的化合物,如链烷烃、环烷烃、芳香烃，这是原油的主要成份。另一类是含氧、氮、硫的非烃化合物，如含氧的酚、醛、酮;含氮的叶琳;含硫的硫醇、噻吩等。

石油的物理性质

原油的物理性质最直观的就是丰富多彩的颜色，由浅到深有白色、淡黄色、褐色、黑绿色以至黑色。我们常见到的石油一般都是黑色的。颜色的深浅和其中含有的非烃类物质的多少有关，含量高的颜色就深。此外，用仪器测得的原油物理性质还有密度、粘度、凝固温度以及在荧光灯下发出颜色各异的荧光等。这些不同的物理性质都是与它的化学成分和含量有关。例如，原油的凝固温度就与蜡的含量有关，蜡含量高，凝固温度也高，反之，凝固温度就低。石油的物理性质颜色

千差万别：乳白色、淡黄色、黄绿色、褐色、黑色盐霜油苗塔里木盆地杨叶油苗、黑色比重20℃时，一般0.75~1.00轻质油：<0.90中质油：0.90-0.92重质油：0.92-0.94超重油：>0.94塔里木重质油采油方法石油的比重与颜色有一定关系，一般淡色石油的比重小，深色石油的比重大。但是，归根到底，石油的比重决定于其化学组成：胶质、沥青质的含量，石油组分的分子量，以及溶解气的数量。1.大庆油田白垩系原油粘度19~22×10-2Pa·s，2.任丘油田中、上元古界原油为53~84×10-2Pa·s，3.克拉玛依油田三叠系原油为50×10-2Pa·s。变化1.随温度升高，石油粘度则降低，所以石油在地下深处比在地面粘度小，且易流动。2.压力加大，粘度也随之增加。3.环烷及芳香烃含量高、高分子碳氢化合物含量高的石油，粘度也较大；4.而原油中溶解气量的增加则会使粘度降低。影响石油粘度是指石油流动时分子之间运动的内摩擦力所产生的阻力，它表示石油流动的难易程度，石油粘度越大就越不易流动。粘度单位常为帕斯卡秒（Pa·s）或毫帕斯卡秒（mPa·s）。粘度按物理性质对原油进行分类

荧光性：石油及其产品，除轻汽油和石蜡外，无论其本身或溶于有机溶剂中，在紫外线照射下，均可发光，称为荧光。石油的发光现象取决于其化学结构。石油中的多环芳香烃和非烃引起发光，而饱和烃则完全不发光。轻质油的荧光为浅蓝色，含胶质较多的石油呈绿和黄色，含沥青质多的石油或沥青质则为褐色荧光。哈1井，6161m，桔红色荧光塔中16，3824.8m龙口1，4714.54m吉南1井,5441m,黄绿色荧光塔中62井，4059m龙口1，4717.74m旋光性：是天然石油的一种重要特性。当偏光通过石油时，偏光面会旋转一定角度，这个角度叫旋光角。

引起石油旋光性的原因，在于其有机化合物分子结构中具有不对称的碳原子，如甾醇。石油的旋光性可用旋光仪来测定。它有随含油地层年代的增长而减小的趋势。溶解性：石油是各种碳氢化合物的混合物。由于烃类难溶于水。石油尽管难溶于水，但却易溶于许多有机溶剂，例如氯仿、四氯化碳、苯、石油醚、醇等等。天然气

天然气作为石油的伴侣，它也是以碳氢化合物为主要成分，而是以气体状态从地下岩石中来到地面的。从广义上来说，天然气除了以碳氢化合物组成的可燃气体外，凡经地下产出的任何气体都可称为天然气。如二氧化碳气、硫化氢气等。不过，通常所说的天然气都是指的可燃性气体。天然气

天然气作为石油的伴侣，虽然在组成上都是以碳氢化合物为主要成份的，但天然气的生成条件要比石油更为多样化。就生成阶段来说，石油要达到一定深度才能大量生成，而天然气从浅到深都能生成；就物质来源来说，生成石油主要以水中浮游的动、植物或称腐泥型有机质为主，而生成天然气，除此以外还可以有高等植物或称腐植型的有机质；就成因来说，有机成因的，也有无机成因的。天然气根据天然气的形成条件，大致可以分为五种类型:生物气－－在尚未固结成岩石的现代沉积淤泥中，有机质在细菌的作用下，可生成以甲烷为主的天然气，俗称沼气。早期成岩气－－沉积物中的有机质在其埋藏深度尚未达到生成石油深度以前，一部分腐植型的有机质即可开始生成甲烷气。油型气－－有机质进入生成石油深度以后，除大量地生成石油外，同时也伴随着生成天然气。随着埋藏深度的不断增加，生成的天然气也逐渐增加，而生成的石油却逐渐减少，直到生成的全部都是干气，即甲烷气时，就停止了生油。煤型气－－含有煤层的沉积岩层叫做煤系地层，煤型气就是指煤系地层在时间和温度的作用下生成的天然气，其主要成份也是甲烷。元素的构成：C、H(99.9%)。另有少氮、氧、硫及其它微量元素。化合物组成：以甲烷（CH4）为主，次为乙烷（C2H6）、丙烷（C3H8）、丁烷（C4H10）。含有数量不等的N2、CO2、H2S及其它惰性气体。根据甲烷的含量天然气可分为干气（>95%）和湿气（<95%）。天然气的化学组成

比重:

在标准状态下，单位体积天然气与同体积空气的重量比，即天然气的比重。一般为0.65—0.75，高者可达1.5，湿气的比重大于干气。

粘度:天然气的粘度随分子量增加而减小，随温度、压力增大而增大（0.001—0.09mpa.s）。

蒸气压力:

气体液化时所需施加的压力称蒸气压力。蒸汽压力随温度升高而增大。在同一温度条件下碳氢化合物的分子量越小，则其蒸气压力越大。天然气的物理性质天然气的物理性质

溶解性:在相同的条件下，天然气在石油中的溶解度远大于在水中的溶解度。当天然气重烃增多(丙烷的溶解性远大于乙烷，重烃含量多时溶解度高)，或者石油中的轻馏份较多时（低碳数烃含量多时，天然气易溶解），都可增加天然气在石油中的溶解度。天然气在水中的溶解度与压力成正比天然气在水中的溶解远远小于在石油中的溶解度1、气体低于泡点压力条件下，随压力增加而增加，高于泡点压力时，气体溶解度不变。2、天然气中的重烃含量愈高，溶解度应愈大，丙烷的溶解度比乙烷大得多。3、低碳数烃含量高的轻质原油比重质原油的溶解度要高得多。油田水油层水(与油同层)和外部水(与油不同层)的总称。地层水长期与岩石和地层油接触地层水中含有大量的无机盐底水边水层间水束缚水上层水下层水

油田水的来源和形成

最初，雨水与风化岩石、土壤和有机物质反应，多余的水不断渗入土壤而引起岩石和土壤侵蚀，形成槽沟以后，水通过它们更易流动，重力使水从高势区向低势区流动，随着水的流动，水中的溶解固体的浓度逐渐增加，某些水汇集后流向湖泊和大海，由于矿物溶解度的不同，改变了原来水的离子组合，水和油气的相互作用，也使得油田水具有一地下水中不常见的组分。来源沉积盆地的沉积水，大气的渗入水，粘土矿物的初生水和地球深处的深成水

油田水的化学组成溶解气有机组成无机组成地层水的矿化度1.地层水中的离子阳离子Na+、K+、Ca2+、Mg2+Cl-、CO32-、SO42-、HCO3-阴离子2.矿化度水中矿物盐的质量浓度，通常用mg/l表示地层水的总矿化度表示水中正负离子的和。

不同油藏的地层水矿化度差别很大MgCl223945121242813581375658712胜坨S2层NaHCO37711661724106310276442593渤海S2层CaCl2369610706022088187414112152临盘S3层CaCl2373986360244382522880641372304896331中原W层总矿化度CO32-HCO3-SO42-Cl-Ca2+Mg2+Na+(K+)水型离子质量浓度及总矿化度/（mg/L）油田名称我国部分油田地层水资料硬度主要指地层水中钙、镁等二价溶解盐离子的含量,用mgL-1表示。德国度：1度相当于10mgL-1浓度的CaO。水中钙、镁盐的含量碳酸盐硬度暂时硬度其它二价盐如铁、铝、锶、钡等盐的含量永久硬度

地层水的硬度对入井的化学药剂－－阳离子活性剂溶液影响极大,会使其产生沉淀而失效。地层水的分类苏林分类法具体思路

根据水中Na+（包括K+）和Cl-的当量比，利用水中正负离子的化合顺序，以水中某种化合物出现的趋势而命名水型。氯化镁(MgCl2)水型重碳酸钠(NaHCO3)水型硫酸钠(Na2SO4)水型氯化钙(CaCl2)水型地层水的高压物性

地层水溶解盐类是影响地层水高压物性的根本原因。1.溶解气很少

压力在10MPa下，1m3地层水中溶解天然气不超过2m3。

地面1m3水在地层压力、温度条件下所溶解的天然气体积，单位为标m3/m3。天然气在地层水中的溶解度：

压力：随压力的升高而升高；

温度：影响不大；

矿化度：随矿化度增大而下降。地层水中还可能溶有其它非烃类气体,如氯气、二氧化碳、硫化氢及稀有气体等。

地层水中溶解的天然气以甲烷气体为主：美国墨西哥湾沿岸地区的地压气藏气就是一种高压水溶气,其气体储量多达76.46×1012m3。具有工业开采价值地层水的体积系数油藏条件下的体积地面条件下的体积地层水体积系数受温度的影响大于受压力及溶解气的影响。温度：随温度的增加而增加；压力：溶解度：随压力的增加而减小；溶解有天然气的水比纯水的体积系数大些。等温压缩系数压力：温度：溶解气量：矿化度：随压力的升高而下降；随温度的升高先下降后上升；随溶解气量增大而显著上升。随矿化度的升高而降低。地层水的粘度a－水的粘度与温度、压力关系；1.0.1MPa；2.50MPab－水的粘度与温度、矿化度关系；1.纯水；2.矿化度60000mg/L地层水粘度与温度、压力、矿化度关系温度：地层水粘度随温度的上升急剧降低。压力溶解气矿化度影响不大

流体性质分布的非均质性

陆相地质背景复杂，流体性质分布的非均质性较强。

平面上：同一油组或小层内原油性质各项参数变化快，变化范围大；

纵向上：不同层位的原油性质也有变化。原生油藏：上轻下重、顶轻边重；次生油藏：上重下轻。

流体性质平面等值线图（原油密度、粘度、地层水总矿化度）分析流体性质在平面上的变化规律、分区性和构造对流体分布的控制作用。

影响流体性质变化的地质因素多方面:

母源区生油条件、断裂活动性、油气运移、次生变化等母源区生油条件生油岩热演化程度、有机质丰度、干酪根类型、生烃、排烃期等；断裂构造大断裂：控制流体性质的分布；小断裂：使流体性质复杂化。开启性断层：使原生油藏流体再分配；封闭性断层：流体保存较好。

油气运移运移距离越长，重新分配的次数越多，流体经历的变化越多，原油轻质组分流失越多，油质变差，地层水总矿化度降低，水型趋于复杂。次生变化水洗、生物降解、氧化作用、注水开发等。

流体性质与开发动态原油粘度原油粘度越大，密度越大，原油越不易流动，则产能往往越低；原油粘度越大，流度比越大，水驱开发效果越差

；原油密度开采动态

地层水性质（地层水总矿化度、水型）：地层水总矿化度越高，水型越单一，反映水动力条件越弱，对油气的聚集和保存越有利。油藏内地层水矿化度高值区是油气开发有利地区。油藏中流体分布与性质的研究小结

思考题：试述油藏中流体的分布规律和性质是什么？一、宏观分布规律二、孔隙系统中的分布特征三、流体性质一、油藏中流体分布与性质的研究二、油藏的压力和温度三、油藏的天然能量和驱动方式四、油藏类型及油藏地质模型五、油气储量评价六、开发层系的合理划分第二章油藏评价与开发可行性分析一、有关地层压力的概念二、油层压力分布的确定方法及应用三、油藏的温度系统第二节油藏的压力和温度一、有关地层压力的概念

1、油层压力油气层中流体所承受的压力。原始油层压力

指油层未被钻开时，处于原始状态下的油层压力。

原始油层压力分布（1）原始压力随埋深增大而增大（2）井底海拔相同时，流体性质相同，压力相等。流体密度小者压力大（3）气柱高度变化对气井压力影响很小2、

压力系数

指原始地层压力与同深度静水柱压力之比值。3、压力梯度

地层海拔高程每相差一个单位相应的压力变化值。MPa/10m4、油层折算压力

为消除构造因素的影响，把已测出的油层各点的实测压力值，按静液柱关系折算到同一基准面上的压力。

5、目前油层压力

油田投入开发后，原始油层压力将发生变化。在开发后某一时间所测的油层压力值，称为目前油层压力。一般用油层静止压力和井底流动压力来表示。油层静止压力油井生产一段时间后关闭，待压力恢复到稳定状态后，测得的井底压力值。

井底流动压力油井正常生产时测得的井底压力。它实际上代表井口剩余压力与井柱内液柱对井底产生的回压。使流体流到井底并进入井筒，甚至喷出地表的生产压差即为油层静止压力-井底流动压力。

二、油层压力分布的确定方法及应用1）实测法

通常在一个新油田的第一口探井中进行关井测压，待压力恢复达稳定时所测得的研究目的层的中部深度点的压力值代表该层的原始地层压力。

具有同一水动力系统的油气层是一个连通体，油气层不同部位厚度中点的海拔高度与相应的原始压力值之间成一线性关系，此关系曲线称为原始地层压力梯度曲线。实际应用时，先用数口已测压井点的海拔高度和压力数据，绘出压力梯度曲线，由梯度曲线求未知关井测压部位的原始地层压力值。2）压力梯度曲线法3、推算法井口压力计测量P井底流压=P井口+P井筒内静液柱4、试井法利用压力恢复数据求油井平均地层压力开发初期：霍纳法外推中后期：ＭＢＨ法、戴兹法、经验公式等应用1、压力分布及高压、低压异常分析

原始压力平面等值线图分析压力系数平面等值线图分析压力系数正常压力：0.9-1.2低压异常：<0.9高压异常：>1.2应用2、目前油层压力分布研究

目前油层压力等压图目前油层等压图的作用1）求油藏某一时期平均油层静止压力2）确定地层参数（流动系数）3）掌握地下流体动态4）了解油藏开采动态5）了解油层地质特征应用3、压力系统的判断压力系统：也称水动力学系统，是指在油气田的三维空间上，流体压力能相互传递和互相影响的范围。地质条件分析法压力梯度曲线法折算压力法原始油层压力等值线图法油层压力变化规律法井间干扰试验法

三、油藏的温度系统基本概念地壳温度分带：

变温带（外热带）—日变温带底面深度1~2m，年变温带是日变温带深度的15倍，即15~30m。

恒温带（中性层）—地球内热与太阳辐射的相互影响平衡的地带，厚度薄，可视为一个面。

增温带（内热带）—受制于地球的内热，随深度增加，地温增高。地温梯度—地温随深度的变化率。大地热流—岩石热导率与地温梯度的乘积。地温测量（1）关井实测地温—在油田第一批探井中测量。待井内温度与地层平衡后下入温度计。

（2）外推法求地层温度—测温前，循环泥浆，记录下循环时间t，待循环停止后，下入温度计于井底，记下下达井底的时间Δt，最后，起出温度计，读取温度值。每隔一段时间，重复一次。不少于三次。

一般用实测的各油区的地温梯度值反映全油田的地温分布特征。通常以地球的平均地温梯度3℃/100m为标准，地温梯度为3℃/100m称为正常，高于此值称为正异常，低于此值称为负异常。油层温度与开发动态

原油粘度对开发效果有极为重要的影响，而油层温度是影响原油粘度的一个最敏感的因素。油层温度的改变决定着其中原油粘度的变化。

应用：有利于采取合理的生产措施和工艺技术判断窜通层位（井筒温度剖面）建立吸水剖面（井温测井）研究热力采油技术（油层岩石比热、导热性）油藏的压力和温度小结

思考题：试述油层压力分布的确定方法？一、有关地层压力的概念二、油层压力分布的确定方法及应用三、油藏的温度系统一、油藏中流体分布与性质的研究二、油藏的压力和温度三、油藏的天然能量和驱动方式四、油藏类型及油藏地质模型五、油气储量评价六、开发层系的合理划分第二章油藏评价与开发可行性分析一、油藏天然能量分析二、油藏的驱动方式及其开采特征第三节油藏的天然能量和驱动方式

一、油藏天然能量分析驱油动力：

１、油藏的边水和底水的压能和弹性能量；２、气顶气的弹性膨胀能量；３、溶解于原油中天然气膨胀能量；４、油藏中流体和岩石的弹性驱动能量；

5、原油的重力能量。油层中的阻力：外摩擦力、内摩擦力、相摩擦力、贾敏效应毛细管阻力。

１、边、底水能量大小分析

水侵速度qe：单位时间的水侵量。

式中We——油藏开采t时间后的水侵量，m3；

t——油藏开采时间，h。水侵速度越大，说明水体补充条件越好。

１、边、底水能量大小分析

水侵系数ke：单位压降下的水侵速度。

式中Δp——含油区平均压力降，即原始地层压力和目前地层压力之差。水侵系数越大，反映天然水驱能量也越大。

水体和油砂之间的连通情况影响水体对油体的能力补充。

２、气顶能量大小分析气顶指数m

式中Ｖg——原始地下自由气体积，m3

；

Ｖoi——原始地下油体积，m3。

m值越大，反映气顶能量也越大。

３、溶解气的能量大小分析当油层压力低于原油饱和压力时，原油中的溶解气就会分离出来而膨胀驱油。地饱压差可以反映溶解气的能量状态。地饱压差小，溶解气易释放出来。原始溶解气油比，是反映溶解气大小的一个重要参数。气油比越高，说明溶解气能量越充分。

4、弹性能和重力能在压力降落过程中，岩石和流体本身膨胀，会产生弹性能量，同样有驱油作用。

弹性能量的大小取决于地饱压差的大小。地饱压差越大，弹性能量越大。

弹性能量、弹性产率、弹性采出程度

当油层较厚、倾角较大时，原油本身的重力能也能表现出来。

二、油藏的驱动方式及开采特征

油藏的驱动方式：就是指油藏在开采过程中主要依靠哪一种能量来驱出油气。驱动能量：

１、油藏的边水和底水的压能和弹性能量；２、气顶气的弹性膨胀能量；３、溶解于原油中天然气膨胀能量；４、油藏中流体和岩石的弹性驱动能量；

5、原油的重力能量。

在油层开采过程中，某一种能量起主导驱油作用，则为何驱动方式。油藏的驱动方式弹性驱动溶解气驱动水压驱动刚性水驱弹性水驱气压驱动刚性气驱弹性气驱重力驱动不同驱动方式的开采特征1.弹性驱动

弹性驱动油藏开采特征曲线特点：（1）油藏压力不断下降；（2）生产气油比不变；（3）在井底定压时，随生产时间增长，油井产量下降。条件：油藏无边底水，也无气顶，且原始地层压力高于饱和压力，随地层压力下降，依靠岩石和流体的弹性膨胀能量驱油。2.溶解气驱动

溶解气驱动油藏开采特征曲线特点：（1）油藏压力不断下降；（2）生产气油比先增加，后急剧下降；（3）在井底定压时，随生产时间增长，油井产量下降。条件：油藏无边底水、人工注水、无气顶；地层压力低于饱和压力。溶解气析出，气泡膨胀能量进行驱油。3.水压驱动刚性水驱油藏开采特征曲线特点：（1）油藏压力保持不变；（2）生产气油比不变；（3）油井水侵前产量不变，水侵后油井产量下降，但产液量可保持不变。条件：油藏存在边底水或人工注水；油水层具有良好的渗透性；油水区之间连通较好；能量供给充足，水侵量完全补偿了采液量，地层压力高于饱和压力。3.1刚性水驱弹性水驱油藏开采特征曲线特点：（1）油藏压力不断下降；（2）生产气油比不变；（3）井底定压时，油井产油量、产液量不断下降。条件：油藏存在边底水或人工注水但水侵量不足以补偿采液量，但地层压力始终高于饱和压力。3.2弹性水驱3.水压驱动4.气压驱动

刚性气驱油藏开采特征曲线特点：（1）油藏压力稳定不变；（2）

油井气侵前产量、生产油气比不变，气侵后油井产量下降、生产油气比上升。条件：油藏存在较大气顶或人工向气顶注气，且注气量或气顶膨胀能量足以补偿采液量，地层压力基本稳定不变。4.1刚性气驱弹性气驱油藏开采特征曲线特点：（1）油藏压力不断下降；（2）气油比不断上升；（3）

油井产量不断下降。条件：油藏存在不大气顶，气顶膨胀能量不足以补偿采液量，地层压力不断下降，后出现溶解气驱。4.2弹性气驱4.气压驱动5.重力驱动重力驱动油藏开采特征曲线特点：（1）油藏压力不断下降；（2）气油比不变；（3）

在含油边缘到达油井前，油井产量基本不变。条件：油藏开采末期；油层倾角较大、厚度大、渗透性好。6.驱动方式的转换油藏驱动方式，是油藏地质条件和开发中人工作用的综合结果，在开发过程中是变化的。驱动方式的选择和确定是油藏工程设计必须要进行论证的项目之一。选择驱动方式必须要合理利用天然能量，同时又能有效地保持油藏能量，达到合理的开采速度和稳产时间的设计要求。利用天然能量开发的油藏，预测开采期末的总压降必须在油藏允许的范围内。需要人工补充能量的油藏，要依据油藏地质和开采状况，确定补充能量时机（一般不低于饱和压力），对注入工作剂的确定需进行相关论证及室内实验研究。驱动类型与采收率类别驱动类型采收率，%油藏一次采油弹性驱2~5溶解气驱10~30水驱25~50气顶驱20~50重力驱30~70二次采油注水25~60注气30~50混相驱40~60热力驱20~50三次采油注聚合物等45~80气藏一次采气弹性驱70~95水驱45~70二次采气回注干气的凝析气藏65~80油藏的天然能量和驱动方式小结思考题：试述油藏的驱动方式及其开采特征？一、油藏天然能量分析二、油藏的驱动方式及其开采特征一、油藏中流体分布与性质的研究二、油藏的压力和温度三、油藏的天然能量和驱动方式四、油藏类型及油藏地质模型五、油气储量评价六、开发层系的合理划分第二章油藏评价与开发可行性分析一、油气藏开发地质分类

分类的意义分类方案二、油藏地质模型

1、概念2、模型建立方法第四节油藏类型及油藏地质模型一、油气藏开发地质分类

意义：指导油气田合理开发—不同类型的油气藏具有不同的地质特征和开采特点，需要采用不同的开发方案。

一、油气藏开发地质分类

分类方法：成因、边界、介质孔隙类型等。１、马克西莫夫分类依油藏的天然能量：

封闭型油、气藏具有活跃的地层水的油气藏

依石油的埋藏特点：

油藏全部或部分位于气顶之下的背斜油气藏

翼部为油藏（全部或部分为气顶）的层状油气藏受岩性或构造控制的油气藏

２、其它的分类方法

依油藏天然驱动方式：溶解气驱油藏气顶驱动油藏水驱动油藏弹性驱动油藏依油水分布状况：层状边水油藏块状底水油藏依储油空间：孔隙型油气藏裂缝型油气藏孔隙－裂缝型油气藏裂缝－孔隙型油气藏孔洞缝复合型油气藏依原油性质：稠油油藏稀油油藏凝析油气藏按成因分为：

（1）构造油藏：油（气）聚集在由于构造运动而使地层变形（褶曲）或变位（断层）所形成的圈闭中。常见的有背斜油藏、断块油藏。中原油田

（2）地层油藏：油（气）聚集在由于地层超覆或不整合覆盖而形成的圈闭中。最常见的为古潜山油藏。任丘油田

（3）岩性油藏：油（气）聚集在由于沉积条件的改变导致储集层岩性发生横向变化而形成的岩性尖灭和砂岩透镜体圈闭中。常见的有砂岩透镜体、岩性尖灭和生物礁块油藏。二、油藏模型

概念：是对油藏的构造特征、储层的沉积、成岩、微观孔隙结构特征和储层参数分布规律、流体性质与分布、渗流特征、油藏类型等全面的高度概括。

意义：反映油藏的基本开发地质特征，指导油田开发。

分类：

油藏静态模型－反映油藏原始的构造特征、储层特征、流体性质与分布、油藏类型等基本特征。是油田地质研究的基础和先行步骤。

油藏动态模型－描述油藏能量特征、渗流特征、水驱特征、开发生产动态参数及其变化规律等。是静态研究的完善和发展。油藏模型构成示意图构造模型流体模型成岩模型沉积模型孔隙规模单砂体规模小层规模油田规模储层地质模型

油藏静态模型动态模型

油藏模型油藏地质模型

沉积模型：反映储层的沉积环境、沉积相（微相）类型、沉积事件顺序、储层形状大小、储层内部结构特征、储层物性参数分布特征等。

成岩模型：反映储层成岩事件及序列、储层质量的演变和发展、成岩作用综合效应的定量化研究以及成岩作用造成的储层非均质性特征等。

构造模型：描述断层、裂缝、褶皱等构造形态类型、产状及分布特征、圈闭类型等。

流体模型：描述流体类型、各种流体的物理化学性质、流体性质参数在不同地区、不同层位的分布特征及其控制因素，以及流体性质与分布的非均质性等。

油藏类型及油藏地质模型小结思考题：试述油藏地质模型的建模方法？一、油气藏开发地质分类分类的意义分类方案二、油藏地质模型

1、概念2、模型建立方法一、油藏中流体分布与性质的研究二、油藏的压力和温度三、油藏的天然能量和驱动方式四、油藏类型及油藏地质模型五、油气储量评价六、开发层系的合理划分第二章油藏评价与开发可行性分析一、储量分级与分类二、储量计算方法三、容积法计算原油储量四、储量综合评价第五节油气储量评价

一、储量分级与分类

地质储量：指在地层原始条件下，具有产油、气能力的储集层中石油和天然气的总量。

可采储量：指在现代工艺技术和经济条件下，能从储集层中采出的那一部分油气储量。

剩余可采储量：可采储量与累积采出量之差。

剩余经济可采储量油、气储量是指导油气田勘探开发、确定投资与建设规模、评估油气田资源性资产的重要依据。

概念

油（气）田从发现起，大体经历预探、评价钻探和开发三个阶段。根据勘探、开发各个阶段对油气储量的认识程度，可将油气藏储量划分为探明储量、控制储量和预测储量三级。

探明储量：在油气田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量，并在现代技术、经济条件下可提供开采且能获得社会经济效益的可靠储量。探明技术可采储量、经济可采储量

探明储量是编制开发方案、进行油田开发建设投资决策和油气田开发分析的依据。对油田的探明储量，应分别计算石油及其溶解气的地质储量、可采储量和剩余可采储量。剩余经济可采储量

１）已开发探明储量：指在现代经济技术条件下，通过开发方案的实施，已完成开发井钻井和开发设施建设，并已投入开发的储量。

新油田在开发井网钻完后，即应计算已开发探明储量；当提高采收率的设施建成后，应计算所增加的可采储量。２）未开发探明储量：指已完成评价钻探，并取得可靠的储量参数后所计算的储量。

是编制开发方案和进行开发建设投资决策的依据，相对误差不得超过正负２０％。３）基本探明储量：多含油气层系的复杂断块油田、复杂岩性油田和复杂裂缝性油田，在完成地震详查或三维地震并钻了评价井后，在储量参数基本齐全、含油面积基本控制的情况下所计算的储量。

是进行“滚动勘探开发”的依据。在投入滚动勘探开发后的三年内，复核后可直接升为已开发探明储量。相对误差应小于正负３０％。探明储量分类

控制储量：在某一圈闭内预探井发现工业油气流后，以建立探明储量为目的，在评价钻探阶段的过程中钻了少数评价井后所计算的储量。控制储量可作为进一步评价钻探、编制中、长期开发规划的依据。重大开发建设投资所依据储量中所占比例应小于３０％。预测储量：在地震详查及其它方法所提供的圈闭内，经过钻探井钻探获得油气流、油气层或油气显示后，根据区域地质条件分析和类比的有利地区按容积法估算的储量（范围值）。

是制定评价勘探方案的依据。

一、储量分级与分类

远景资源量：根据地质、地球物理、地球化学资料统计或类比的尚未发现的资源量。它可推测今后油气田被发现的可能性和规模的大小，要求概率曲线上反映出的估算值具有一定合理范围。分为：

潜在资源量（圈闭法远景资源量）：按圈闭法预测的远景资源量。是根据地质、物探、地震等资料，对具有含油远景的各种圈闭逐个逐项类比统计所得出的远景资源量范围值。可作为编制预探部署的依据。

推测资源量：根据区域地质资料，与邻区同类型沉积盆地进行类比，结合盆地或凹陷初步物探普查资料，或参数井的储集层物性和生油岩有机化学资料进行估算的资源量；或是根据盆地模拟估算可能存在的油气资源量，并在不同的参数条件下，利用概率统计法给出一个范围值（即总资源量－已发现的储量－潜在资源量＝推测资源量）。

二、储量计算方法

类比法、容积法

、动态法。分别应用于油（气）田勘探开发的不同阶段。

（1）类比法（即经验法）通过与地质条件相类似的油田或区块进行类比而确定待研究油田（藏）或区块的储量。一般用在油（气）藏勘探开发的识别阶段。

在油气田勘探初期，准确的储量数字是很难确定的，只能在一定的误差范围内估算地质储量，并借助于类比法或经验公式法选定一个采收率，进而估算可采储量。

（2）容积法：应用于通过钻探、测井取得一定地质、流体物性参数阶段。为储量计算的主要方法。

容积法正是在油气田投产前利用有限的静态资料估算地质储量的主要方法。容积法在我国油、气储量计算中应用极为广泛，除了单一裂缝系统油、气藏外，对其它各种类型油气藏，包括不同圈闭类型、储集类型和驱动类型的油气藏均有应用。且适用于从油气田发现至开发中后期的各个阶段。

（3）动态法：用于具有一定开发动态资料的阶段物质平衡法

适用于：油气藏开采一段时间，地层压力明显降低，已采出可采储量的10%以上时的开发阶段；封闭型未饱和油藏、高渗透性小油气藏、连通性好的裂缝型油气藏。产量递减法

适用于：达到一定采出程度、进入递减阶段的油气藏，计算的是可采储量。水驱特征曲线法适用于：油气藏含水率达到50%以后；只反映油藏当前控制的可采储量；水驱油藏。矿场不稳定试井法

多用于勘探开发早期阶段，适用各类油藏，求出的是压力波波及区域的单井控制地质储量。统计模拟法（概率统计法）

复杂断块油藏、小透镜体岩性油藏、裂缝性油藏。计算公式：原始地质储量

N=100•

A

•

h•Φ•（1-Sw)•

ρo/Boi含油面积有效厚度平均有效孔隙度平均含油饱和度地面原油密度原油体积系数溶解气地质储量

Gs=10-4•

N

•

Rsi原始溶解气油比可采储量

NR=N

•

ER采收率三、容积法计算原油储量

式中，N——原油地质储量，104t；A——含油面积，km2；h——平均有效厚度，m；φ——平均有效孔隙度，%；So——平均含油饱和度，%；ρo——平均地面脱气原油密度，g/cm3；Boi——平均地层原油体积系数，无因次。

容积法储量计算的公式很简单，但要求准公式中的各项参数却并不容易。各个参数的误差对储量计算结果的影响程度各不相同，一般来讲，上式右边的参数对储量精度的影响依次减弱。这里将着重介绍式中前四个参数的相关概念、确定方法和不同方法的一般应用条件。参数确定含油面积构造油藏断块油藏参数确定含油面积岩性油藏X=L/(h+1)有效厚度的确定参数确定1.测试法有效厚度的确定参数确定3.含油产状法2.经验统计法：有效厚度下限无确切物理定量界限。中低渗透性油田，平均渗透率乘5%；高渗透性油田，乘比5%更小的数据。下限以下的砂层丢失的产油能力很小，可以忽略。有效厚度的确定参数确定4.钻井液侵入法：水基泥浆侵入岩心测试。渗透率较高的砂岩含水饱和度较高；渗透率降低到一定程度，泥浆水不能侵入。5.泥质含量法:砂泥岩过渡岩性，利用泥质含量与孔隙度的关系，确定油层有效厚度。1000050002000700300200100705030201074321有效厚度的确定参数确定测井标准有效厚度的确定参数确定建立典型曲线有效厚度的确定参数确定厚度量区夹层扣除低阻夹层：泥岩、粉砂质泥岩高阻夹层：砾岩、钙质层条带、硅质层条带、页岩、油页岩起算标准：0.2-0.5米有效孔隙度的确定参数确定岩心分析测井解释地面孔隙度压缩校正校正后的地面孔隙度地面岩心分析孔隙度静水压力作用下的三轴孔隙度转换因子岩石的泊松比D.Teeuw通过人造岩心模型的理论和实际岩心测试结果我国部分油区的经验公式：油层原始含油饱和度的确定参数确定１.岩心分析：油基泥浆或密闭取心，实验室分析２.测井解释：阿尔奇公式、取心－测井解释图版３.毛管压力资料计算实验室油藏地层原油体积系数参数确定

是将地下原油体积换算到地面标准条件下的脱气原油体积换算系数。通过高压物性分析结果得到。地面原油密度

根据一定数量的地面样品测定来确定。油田储量综合评价表储量评价项目级别产能储量丰度104t/km2储量大小108t埋藏深度m稳定日产量t/(d.km)采油指数t/(d.MPa.m)流度10-3µm2/(mPa.s)高中低特低>155-151-5<1>1.51-1.50.5-1<0.5>8030-8010-30<10>300100-30050-100<50特大型大型中型小型>101-100.1-1<0.1浅层中深层深层超深层<20002000-30003000-4000>4000油气储量评价小结思考题：试述容积法计算原油地质储量的方法？一、储量分级二、储量计算方法三、容积法计算原油储量四、储量综合评价一、油藏中流体分布与性质的研究二、油藏的压力和温度三、油藏的天然能量和驱动方式四、油藏类型及油藏地质模型五、油气储量评价六、开发层系的合理划分第二章油藏评价与开发可行性分析一、开发层系、划分与组合二、开发层系划分的意义三、划分开发层系综合考虑的因素及划分原则四、划分开发层系的一般方法第六节开发层系的合理划分开发层系、划分与组合

开发层系：指由一些性质相近的油层组合为具备一定产量和生产能力、上下又被不渗透层分隔，而适宜于一套井网开发的一套油层。

划分与组合：把纵向剖面上的各油层按照一定的原则分别进行组合，并依组合结果将多油层划分为几套油层（也可一套），使每一套油层适宜于用一独立生产井网进行开采，所划分的每一套油层就是一个开发层系。陆相湖盆沉积碎屑岩储油层沉积：多物源、多旋回，岩相、岩性变化大，非均质性极为严重。油田：上下由不同类型的油藏组成，或同一油藏上下由不同性质的各个油层组成，具有明显的多油层组合的特征。

国情

多油层油田层间非均性

1.储油层性质之间的差别

油层厚度、渗透率、岩性（岩性分砂岩、砾岩、泥岩、碳酸岩盐、变质岩和火成岩等储集层

）

2.各层油水关系的差别

油、气、水相互关系，气夹层、水夹层在油藏中的分布

3.各层间天然能量、驱动方式的差别

各油层占主导地位的天然能量类型及大小可能不同，为合理充分利用天然能量，各油层可采取不同的开发方式

4.各油层油气水性质、压力的差别

各油层的原油粘度和压力系统可以存在较大差别，对这类油田要采取不同的措施开采。1.合理划分开发层系，减缓了油层间的矛盾，有利于充分发挥各类油层的作用避免：高、低渗层间动用程度差别；高、低压层间的干扰及窜流划分开发层系的意义2.为部署井网和规划生产设施等提供基础依据对每一套开发层系独立进行开发设计，针对开发层系的划分情况，确定井网套数、井网部署、注采方式，并依其进行动态分析和调整，指定相应的工艺手段，规划地面生产设施。划分开发层系的意义井网现状图3.采油工艺技术发展水平要求

对多油层油田来说，往往其油层数目较多，有时开采层段上百米。而目前的分层采油、分层注水等工艺措施还达不到使各油层吸水均匀、出油均匀，充分发挥各油层作用的较高水平，因此必须通过划分开发层系来适应目前采油工艺水平，提高开发效果。4.油田高效开发需要

划分开发层系，对不同的层系用不同的井网同时开发，以提高采油速度，加速油田生产，提高开发效益。划分开发层系的意义1、矿场地质因素主要包括：油田剖面的分层性，产层的划分，产层的岩性特征，产层储集性质和渗流特征，流体性质，生产层间隔层的性质、分布、厚度，原始地层压力分布，地层含油井段总厚度、含油厚度、有效厚度，油水界面特征，储量在剖面上的分布特征，驱动类型，水文地质特征等。2、生产动态因素

每一油层的年采油量、采油动态，组合成开发层系后几个生产层的产能和开采动态，组合后开发层系的含水变化，开发各阶段持续的时间，每一油层或组合为层系的合理采油量等指标。划分开发层系综合考虑的因素3、技术工艺因素

主要包括：生产方法和技术可能性（如需要自喷生产的地层和需要深井泵生产的地层不能组合成一套层系），根据油井产量对油管和套管的选择问题，同井分采的可能性，分层测试的可能性，为每一生产层系布置生产井网的问题，各生产层系在开发过程中的监控和调整问题等。

4、经济因素

计算每一生产层系划分方案的经济指标，如油、水井的钻井基本费用、矿场建设投资、原油开采成本、生产利润、投资效益问题。选择使油田获得产量最高而原油成本最低、单位基本费用最少的开发层系划分方案。（经济评价）划分开发层系综合考虑的因素

1.一个独立的开发层系必须具有一定的储量，以保证油田满足一定的采油速度，并具有较长的稳产期和达到较好的经济指标。

油层数少，厚度小，产能会低些；油层数多，厚度大，层间矛盾也大。根据具体情况，两者兼顾。我国