I 目 錄 第 1 章 油藏地質(zhì)概況 . 1 1.1 油藏構(gòu)造特征 . 1 1.1.1 構(gòu)造類型 . 1 1.1.2 構(gòu)造形態(tài) . 2 1.1.3 圈閉研究 . 2 1.1.4 斷層研究 . 2 1.1 油藏儲(chǔ)層特性分析 . 2 1.2.1 儲(chǔ)層巖石分布及物性分析 . 2 1.2.2 儲(chǔ)層孔滲性特征評(píng)價(jià) . 3 1.2.3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性評(píng)價(jià) . 3 1.2.4 儲(chǔ)層敏感性分析 . 4 第 2 章 油藏流體物性分析 . 6 2.1 油水關(guān)系 . 6 2.1.1 油水界面的判定 . 6 2.2 油水常規(guī)物性分析 . 6 2.2.1 油的常規(guī)物性 . 6 2.2.2 天然氣的常規(guī)物性 . 6 2.2.3 油田水常規(guī)物性 . 6 2.3 油氣水的高壓物性 . 7 2.3.1 地層原油的高壓物性 . 7 2.3.2 地層水的高壓物性 . 8 2.3.3 天然氣的高壓物性 . 9 2.3.4 油氣水的高壓物性 . 10 2.4 滲流物理特性 . 10 2.4.1 潤濕性 . 10 II 2.4.2 相滲曲線 . 11 2.4.3 毛管壓力曲線 . 11 第 3 章 油藏溫度、壓力系統(tǒng) . 13 3.1 油藏壓力系統(tǒng) . 13 3.2 油藏溫度體系 . 14 第 4 章 油藏儲(chǔ)量計(jì)算 . 15 4.1 油藏儲(chǔ)量計(jì)算方法 . 15 4.2 油藏儲(chǔ)量的計(jì)算和評(píng)價(jià) . 18 4.3 采收率及可采儲(chǔ)量的預(yù)測(cè) . 18 第 5 章 油藏驅(qū)動(dòng)能量及開發(fā)方式的確定 . 20 5.1 油藏驅(qū)動(dòng)類型 . 20 5.2 驅(qū)動(dòng)方式 . 21 5.3 天然能量分析 . 21 5.4 人工補(bǔ)充能量開采研究 . 22 第 6 章 開發(fā)層系、開采速度及開發(fā)井網(wǎng)設(shè)計(jì) . 23 6.1 開發(fā)層系的劃分 . 23 6.2 開發(fā)速度的設(shè)計(jì) . 23 6.3 開發(fā)井網(wǎng)的設(shè)計(jì) . 23 第 7 章 開發(fā)方案的評(píng)價(jià)及對(duì)比 . 24 1 第 1 章 油藏地質(zhì)概況 1.1 油藏構(gòu)造特征 1.1.1 構(gòu)造類型 地質(zhì)構(gòu)造：地層各 個(gè)組成部分的形態(tài)、互相結(jié)合方式和面貌特征的總稱。 地質(zhì)構(gòu)造分為褶皺構(gòu)造和斷裂構(gòu)造兩大類，巖層發(fā)生彎曲變形叫做褶皺構(gòu)造；巖層發(fā)生斷裂或錯(cuò)動(dòng)叫做斷裂構(gòu)造。 地表表面沉積的水平巖層，在地殼運(yùn)動(dòng)過程中受構(gòu)造力的作用，發(fā)生彎曲，未喪失其連續(xù)完整性，這樣的構(gòu)造稱為褶皺構(gòu)造。 褶皺構(gòu)造分為背斜構(gòu)造和向斜構(gòu)造。 所謂背斜構(gòu)造就是巖層向上拱起，核部由較老的巖層組成，翼部由較新的巖層組成，兩翼新巖層對(duì)稱重復(fù)出現(xiàn)在老巖層的兩側(cè)，正常情況下，兩翼巖層產(chǎn)狀相背傾斜 （即 中央突起，西南和東北方向延伸平緩，東南和西北方向陡峭 ） 。 向斜構(gòu)造指巖 層向下彎曲，核部由較新的巖層組成，翼部由老巖層組成，兩翼老巖層對(duì)稱重復(fù)出現(xiàn)在新巖層兩側(cè)。 斷裂是指巖層受力后破壞，發(fā)生了脆性變形，而喪失 了巖層原有連續(xù)性、完整性的一種地質(zhì)構(gòu)造。 地層因受力達(dá)到一定強(qiáng)度而發(fā)生破裂，并沿破裂面有明顯相對(duì)移動(dòng)的構(gòu)造稱為斷層。（ 東南和西北方向被兩條大斷裂斷開 ） 2 1.1.2 構(gòu)造形態(tài) 衛(wèi) 22區(qū)塊油藏三維地質(zhì)構(gòu)造圖 斷背斜構(gòu)造油藏 長軸長： 4.5Km, 短軸長 :2.0Km 比值： 2.25:1，為穹窿背斜構(gòu)造。 1.1.3 圈閉研究 閉合面積：通過溢出點(diǎn)的構(gòu)造等高線所圈閉的面積。 4.07km2 閉合高度：儲(chǔ)集層中最高點(diǎn)與溢出點(diǎn)之間的海拔高差。 150m 1.1.4 斷層研究 兩個(gè)斷層： 西北斷層延伸 4.89km，東南斷層延伸 2.83km。 1.1 油藏儲(chǔ)層特性分析 1.2.1 儲(chǔ)層巖石分布及物性分析 一、 礦物分析 樣品數(shù)量： C1 井、 C2 井、 C3 井巖樣各 50 塊進(jìn)行礦物分析得到如下表格。 3 表 1 礦物成分分析 成分 石英 長石 巖屑 泥質(zhì) 灰質(zhì) 含量 76% 4% 20% 5% 7% 最終可知儲(chǔ)層巖石類型為 巖屑質(zhì)石英砂巖。 二、 粒度分析 表 2 儲(chǔ)層粒度分析數(shù)據(jù) 粒徑 (mm) 10 含量 % 4.03 9.14 29.5 36.55 12.72 3.05 3.23 1.29 0.49 含量最高的是粒徑為 0.25mm-0.5mm 中砂巖 。 因?yàn)榱?3 時(shí)為不均勻型。 （ 2） 滲透率變異系數(shù) Vk: KKKiVkni 12( ）（ 1-6） 式中 VK 滲透率變異系數(shù)； Ki 層內(nèi)某樣品的滲透率值， i=1,2,3,n ； K 層內(nèi)所有樣品滲透率的平均值； n 層內(nèi)樣品數(shù)。 一般當(dāng) Vk0.7 時(shí)為不均勻型。 （ 3） 滲透率級(jí)差 Jk：即砂層中最大滲透率與最小滲透率的比值。 KKJk max（ 1-7） 式中 Jk 滲透率級(jí)差； Kmin 最小滲透率值。 滲透率級(jí)差越大，反映滲透率的非均質(zhì)性越強(qiáng)，反之非均質(zhì)性越弱。 1.2.4 儲(chǔ)層敏感性 分析 儲(chǔ)層巖石骨架中，除了構(gòu)成巖石骨架主體的顆粒外，還有使骨架成巖的各種膠結(jié)物以及空隙里的填充物，其中一些膠結(jié)物和充填物屬于敏感性礦物。儲(chǔ)層敏5 感性有速敏性、水敏性、酸敏性、鹽敏性等各種敏感性，現(xiàn)在以速敏性、水敏性為研究對(duì)象進(jìn)行研究。 一、 速敏 （ 1） 速敏是指當(dāng)注入（或產(chǎn)出）流體的流速逐漸增大到某一數(shù)值而引起滲透率下降的現(xiàn)象 。 由速敏性引起的滲透率傷害率 ： KlKKlDk v lm ax（ 1-8） 式中 DKV 速敏性導(dǎo)致的滲透率傷害率，無量綱 ； KL 小于臨界流速和臨界滲流速度時(shí)，測(cè)得的巖心原始滲透率 ， 3-10 m ； KLmin 大于臨界速度、小于臨界滲流速度時(shí)，測(cè)得的巖心最小滲透率值 ，m103- 。 （ 2） 速敏指數(shù) IV定義為 ： CKVV VDI （ 1-9） 式中 IV 速敏指數(shù) ， d/m； Vc 臨界流速 ， m/d。 表 4 速敏程度與速 敏指數(shù)的關(guān)系 速敏程度 強(qiáng) 中等偏強(qiáng) 中等偏弱 弱 無 速敏指數(shù) 0.07 0.400.70 0.100.40 0.050.10 0.90 0.700.90 0.500.70 0.300.50 0.050.30 0.05 水敏指數(shù)為 IW=0.10，故為弱水敏。 6 第 2 章 油藏流體物性分析 2.1 油水關(guān)系 2.1.1 油水界面的判定 表 5 油層特征參數(shù)表 井號(hào) 井深（ m） 厚度（ m） R（ m） 含油面積（ km） 孔隙度（ %） C1 4835-4875 40 3.8 6.69 20 C2 4810-4850 40 3.7 19.5 C3 4900-4930 30 3.7 20 4930-4940 10 0.6 10 油水界面的校正：平臺(tái) 6m，地面海拔 94m。 實(shí)際油水界面深度 4890m 儲(chǔ)層屬于底水油藏，無氣頂，含溶解氣。 2.2 油水常規(guī)物性分析 2.2.1 油的常規(guī)物性 地面脫氣原油： 粘度： smpaos 5.6； 脫氣原油密度 ： 3os /87.0 cmg； 凝固點(diǎn) ： CTS 020； 含蠟 ： 4.03%； 含硫： 0.7%； 膠 +瀝青 ： 10%； 初餾點(diǎn) ： 50 攝氏度 。 2.2.2 天然氣的常規(guī)物性 天然氣： 天然氣相對(duì)密度： 98.0gr；天然氣組成見下表： 表 7 天然氣性質(zhì)數(shù)據(jù)表 組分 C1 C2 C3 C4 C5 C6 N2 CO2 air 含量 40% 6% 4% 3% 1% 1% 20% 25% 15% 2.2.3 油田水常規(guī)物性 地層水： 密度： 3/10.1 cmgw ； PH=6.5；總礦化度： TSD=243869ppm。 7 表 8 地層水物性數(shù)據(jù)表 離子 aN aC Mg Cl 24SO 3HCO ppm 84641 8935 502 148220 23 569 2.3 油氣水的高壓物性 2.3.1 地層原油的高壓物性 原油是石蠟族烷烴、環(huán)烷烴和芳香烴等不同烴類以及各種氧、硫、氮的化合物所組成的復(fù)雜混合物。 （ 1）溶解氣油比。 原油的密度 ，原有的很多高壓物性（體積系數(shù)、壓縮率）都直接與原油中溶解氣量有關(guān)。為 表征原油中溶解氣量多少，其物性參數(shù)常用地層原油的溶解氣油比表示。 通常把在某一壓力、溫度下的地層油溶解氣油比。原油的溶解氣油比為： sgS VVR （ 2-1） 式中 Vg 地層油在地面脫出的氣量， 3m ； VS 地面脫氣原油或稱儲(chǔ)罐油體積 ， 3m ； Rs 在壓力 P、溫度 T 時(shí)原油的溶 解氣油比 ， 33 mm 。 隨著壓力的增加，溶解氣油比越來越大，當(dāng) P=Pb（飽和壓力）時(shí)，溶解氣油比為 Rsi。壓力繼續(xù)增大直到原始地層壓力，溶解氣油比不再變化而始終保持為飽和壓力下的溶解氣油比 Rsi。 這是因?yàn)楫?dāng)?shù)貙訅毫Ω哂陲柡蛪毫r(shí)，地層原油無氣體脫出，地層油中所溶解的氣量為最大，當(dāng)?shù)貙訅毫档椭列∮陲柡蛪毫螅貙觾?nèi)原油便有氣體逸出，溶解于原油中的氣量減少，故溶解氣油比減少。 （ 2）體積系數(shù)。地層原油體積系數(shù) BO 是指原油在地下的體積（即地層油體積）與其在地層脫氣后的體積 比，即： Sfo VVB （ 2-2） 式中 Vf 在地層某一壓力、溫度下原油的體積， 3m ； Vs 地層體積為 Vf 原油在地面脫氣后的原油體積， 3m 。 地層油的溶解氣油比越大，其體積系數(shù)也越大。 （ 3）地層油的壓縮系數(shù) 地層油的彈性大小常用壓縮系數(shù)或彈性體積系數(shù) Co表示。所謂 壓縮系數(shù)是8 指隨壓力的變化地層體積的變化率。在等溫條件下的原油壓縮率： pPVVVC bfo f-1 b （ 2-3） 式中 Co 原油等溫壓縮系數(shù)； Pb、 P 原油的飽和壓力和地層壓力； Vb、 Vf 在壓力 Pb 和 P 下的地層油體積 地層溫度越高，原油越輕，密度越小，彈性越大，則其彈性壓縮系數(shù)也越大。壓力增加，原油密度增大，則其彈性壓縮系數(shù)越小。 2.3.2 地層水的高壓物性 地層水是指 油氣層邊部、地部、層間和層內(nèi)的各種邊水、底水，層間水及束縛水的總稱。 （ 1）天然氣在地層水中的溶解度。 天然氣在地層水中的溶解度是指地面 1 3m 水，在地層壓力、溫度條件下所溶解的天然氣體積。 （ 2）地層水的體積系數(shù) 地層水的體積系數(shù)是指地層水在地下壓力、溫度條件下的體積與其在地面條件下的體積比值，即： WSWW VVB （ 2-4） 式中 Bw. 地層水的體積系數(shù)； Vw 地層條件下地層水的體積， 3m ； Vws 地層水在地面條件下的體積， 3m 。 地層水隨溫度的增大而增大，隨壓力的增大而減小；溶解有天然氣的水比純水的體積系數(shù)更大。 （ 4）地層水的壓縮系數(shù) 地層水壓縮系數(shù)是指單位體積的地層水在單位壓力改變條件體積的變化值。即： PVVC WWW1 （ 2-5） 式中 Cw 地層水的壓縮系數(shù)， 1aMP； Vw 地層水體積， 3m ； 9 PVW 恒溫下地層水體積隨壓力的變化值 。 2.3.3 天然氣的高壓物性 （ 1）天然氣的體積系數(shù) 現(xiàn)以地面標(biāo)準(zhǔn)下天然氣的體積 Vsc 為基準(zhǔn)作為標(biāo)準(zhǔn)量，以它在地下的體積 V為比較量來定義天然氣的體積系數(shù)，天然氣的體積系數(shù) Bg可定義為 ： SCg VVB 式中 Bg 天然氣體積系數(shù)； Vsc 天然氣在地面標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的體積； V 等量天然氣在地下的體積。 （ 2）天然氣的壓縮系數(shù) 所謂天然氣壓縮系數(shù)就是天然氣隨壓力變化的體積變化率。 天然氣的等溫壓縮系數(shù)是指在等溫條件下，天然氣體積隨壓力變化的變化率，其數(shù)學(xué)表達(dá)式為： Tg PVVC 1 對(duì)于真實(shí)氣體： PZZpCg 11對(duì)理想氣體特定的情況， Z=1.00，而 0PZ，因此 Cg僅與壓力倒數(shù)成正比；對(duì)烴類氣體，由于 Z 不等于 1，使PZZ1仍具有一定數(shù)值，不可忽略。 （ 3）天然氣的粘度 流體的粘度就是流體中任一點(diǎn)上單位面積的剪應(yīng)力與速度梯度的比值，它是流體內(nèi)摩擦而引起的阻力。粘度的高低表明流體流動(dòng)的難易，粘度越大，流動(dòng)阻力越大，越難流動(dòng)。 dzdv AF式中 流體粘度，又稱動(dòng)力粘度或絕對(duì)粘度； F/A 單位面積上剪應(yīng)力或內(nèi)摩擦阻力； dv/dZ 速度梯度。 10 2.3.4 油氣水的高壓物性 綜合彈性壓縮系數(shù)： fwwgofLt CSCSCSCCCC go 式中 Ct 儲(chǔ)層總壓縮系數(shù)， 1aMP； Co、 Cg、 Cw、 CL和 Cf 油、氣、水、液體和巖石的壓縮系數(shù)， 1-aMP； So、 Sg、 Sw 油、氣、水的飽和度，小數(shù)； 巖石孔隙度，小數(shù)。 原始地層壓力下油的體積系數(shù) Boi=1.08；溶解氣油比 100siR(m3/m3)；飽和壓力下的體積系數(shù) Bob=1.12；地層水粘度 smpaw 64.0。 2.4 滲流物理特性 2.4.1 潤濕性 油藏在注水開發(fā)情況下，巖石孔隙內(nèi)油、水共存，究竟是水附著到巖石表面把油吸起，還是水只能把孔隙中的油擠出，這都根 據(jù)巖石的潤濕性而定。 巖石潤濕性是巖石一流體綜合特性。潤濕性是研究外來工作液注入（或滲入）油層的基礎(chǔ)，是巖石與流體間相互作用的重要特性。研究巖石潤濕性十分重要，它是和巖石孔、滲、飽、孔隙結(jié)構(gòu)等同樣重要的一個(gè)儲(chǔ)層基本特性參數(shù)。 吸附現(xiàn)象是由于物質(zhì)表面的未飽和力場自發(fā)地吸附周圍介質(zhì)以降低其表面自由能的自發(fā)現(xiàn)象。潤濕現(xiàn)象也是自然界中的一類自發(fā)現(xiàn)象。它是當(dāng)不混相的兩相流體（如油、水）與巖石固相接觸時(shí)，其中的一相流體沿著巖石表面鋪開，其結(jié)果也使體系的表面自由能降低，我們稱這種現(xiàn)象為潤濕現(xiàn)象。 所謂潤濕性是指：當(dāng)存在兩種非 混相流體時(shí)，其中某一相流體沿固體表面延展或附著的傾向性。 吸水指數(shù) 0.5，吸油指數(shù) 0.1，則巖石為中性。 表 10 巖石潤濕性評(píng)價(jià)表 潤濕指數(shù) 親油 弱親油 中性 弱親水 親水 油濕指數(shù) 10.8 0.70.6 0.5 0.30.4 00.2 水濕指數(shù) 00.2 0.30.4 0.5 0.70.6 10.8 11 2.4.2 相滲曲線 相對(duì)滲曲線00.70.80 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9含水飽和度 Sw相對(duì)滲透率Kr油相滲透率水相滲透率原始 含油飽和度 Soi=1-0.32=0.68 束縛水飽和度 Swi=0.32；最大含水飽和度 Swmax=0.68。 2.4.3 毛管壓力曲線 毛管壓力曲線應(yīng) 用 （ 1）毛管力曲線的定性特征 12 一般毛管力曲線具有兩頭陡、中間緩的特征。 開始的陡段表現(xiàn)為隨壓力升高非濕相飽和度緩慢增加。此時(shí)，非濕相飽和度的增加大多是由于巖樣表面凹凸不平或切開較大孔隙引起的，并不代表非濕相已真正進(jìn)入巖心。有時(shí)，只有其中的一部分進(jìn)入巖心內(nèi)部。 中間平緩段是主要的進(jìn)液段，大部分非濕相在該壓力區(qū)間進(jìn)入巖心，故非濕相飽和度增大很快而相應(yīng)的毛管壓力變化則不太大。曲線中間段的長、短，位置的高低對(duì)分析巖石結(jié)構(gòu)起著重要的作用。毛管力曲線中間 平緩段 越長，說明巖石喉道的分布越集中，分選越好。平緩段位置越靠下，說明巖石喉道半徑越大。 曲線的最后陡翹段表示隨壓力的急劇升高，非濕相進(jìn)入巖心的量越來越小，直至非濕相完全不能進(jìn)入巖心為之。如果曲線陡翹段表現(xiàn)為與縱軸相平行，則說明再增加壓力，非濕相飽和度已不會(huì)變化。 （ 2）毛管壓力曲線的定量特征 1）排驅(qū)壓力 PT 所謂排驅(qū)壓力就是指非濕相開始進(jìn)入巖樣最大喉道的壓力，也就是非濕相剛開始進(jìn)入巖樣的壓力，因此有時(shí)又稱排驅(qū)為入口壓力、門檻壓力或閥壓，其對(duì)應(yīng)于巖樣最大喉道半徑的毛管壓力。 凡巖石滲透性好，排驅(qū)壓力均比較低；反 之排驅(qū)壓力越大，巖石物性越差。 2）飽和度中值壓力 Pc50 飽和度中值壓力 Pc50 是指在驅(qū)替毛管壓力曲線上飽和度為 50%時(shí)對(duì)應(yīng)的毛管壓力值。 Pc50 相應(yīng)的喉道半徑是飽和度中值喉道半徑 r50，簡稱中值半徑。 Pc50 值越小， r50 越大，表明儲(chǔ)油巖石的孔滲條件越好，產(chǎn)油能力越高。 3）最小濕相飽和度 Smin 最小濕相飽和度表示當(dāng)驅(qū)替壓力達(dá)到最高時(shí)，未被非濕相浸入的孔隙體積百分?jǐn)?shù)。 如巖石為親水，則最小濕相飽和度代表了束縛水飽和度，反正，若巖石親油，為最小濕相飽和度代表殘余油飽和度。 （ 3） 毛管力曲線應(yīng)用 1. 毛管壓力資料 在巖石孔隙結(jié)構(gòu)研究中的應(yīng)用。 2. 根據(jù)毛管力曲線形態(tài)評(píng)估巖石儲(chǔ)集性能好壞。 3. 引用毛管力曲線確定孔隙的表面積。 4. 根據(jù)毛管力曲線資料定義的若干綜合系數(shù)。 5. 應(yīng)用毛管力曲線確定油層的平均毛管壓力函數(shù)。 6. 用毛管力曲線法研究驅(qū)油效率。 7. 確定油（水）飽和度與油水過渡帶高度之間的關(guān)系。 8. 應(yīng)用注入和退出曲線確定平均孔 喉體積比。 9. 毛管壓力資料確定儲(chǔ)層巖石的潤濕性。 10. 用毛管力曲線可計(jì)算巖石的絕對(duì)滲透率和相對(duì)滲透率。 11. 可在室內(nèi)快速評(píng)定油井工作液對(duì)儲(chǔ)層的損害或增產(chǎn)措施的效果。 13 第 3 章 油藏溫度、壓力系統(tǒng) 表 9 靜壓和靜溫測(cè)試數(shù)據(jù) 測(cè) 點(diǎn)深度（ m） 測(cè)點(diǎn)壓力（ Mpa) 測(cè)點(diǎn)溫度 ( ) C1 C2 C3 C1 C2 C3 4800 52.64 52.53 52.09 120 120.8 119.8 4500 50.29 50.18 49.74 113.8 113.6 113.9 4200 47.94 47.83 47.39 107.5 107.9 107.4 3900 45.59 45.48 45.04 101.3 101.1 101.4 3600 43.23 43.12 42.68 95.1 95.2 95.3 3300 40.88 40.77 40.33 92.9 93 92.8 測(cè)試日期 2007.06 2007.09 2007.12 2007.06 2007.09 2007.12 3.1 油藏壓力系統(tǒng) 油藏壓力系統(tǒng)，是油藏評(píng)價(jià)中的重要內(nèi)容。對(duì)于每口探井和評(píng)價(jià)井，必須不失時(shí)機(jī)地準(zhǔn)確確定該井的原始地層壓力，繪制壓力與埋深的關(guān)系圖，以便以判斷油藏的原始產(chǎn)狀和分布類型，并用于確定儲(chǔ)量參數(shù)和儲(chǔ)量計(jì)算。 對(duì)于任何具有氣頂和邊、底水的油藏，或具有邊、底水的氣藏，不同部位探井的原始地層壓力與埋深的關(guān)系，可表示如下； DGP Dai 式中 Pi 原始地層壓力， MPa； a 關(guān)閉后的井口靜壓， MPa； GD 井筒內(nèi)靜止流體壓力梯度， MPa/m； D 埋深， m。 井筒內(nèi)的靜止流體壓力梯度，由下式表示： 01.0 dDdPGiD式中 井筒內(nèi)的靜止流體密度， 3cmg ； GD 壓力梯度， MPa/m。 壓力梯度與地下流體密度成正比，即流體密度小的氣頂部分，比流體密度大的含油部分或邊水部分，具有較小的壓力梯度，而且 壓力梯度乘以 100 即為地層流體密度。 由表 9 得到壓深關(guān)系 曲線： 14 壓深關(guān)系曲線y = 0.0078x + 14.456R2= 101020304050600 1000 2000 3000 4000 5000 6000深度壓力C 1 井 C 2 井 C 3 井 線性 ( C 3 井 )3.2 油藏溫度體系 油藏的溫度系統(tǒng)，是指由不同探井所測(cè)靜溫與相應(yīng)埋深的關(guān)系圖，也可稱為靜溫梯度圖。 任何地區(qū)油藏的靜溫梯度圖，均為一條靜溫隨埋深變化的直線關(guān)系，并由下式表示： T=A+BD 式中 T 油藏不同埋深的靜溫， ； A 取決于地面的年平均常溫， /m； B 靜溫梯度， /m； D 埋深， m。 由于地殼溫度受到構(gòu)造斷裂運(yùn)動(dòng)及其巖漿活動(dòng)的影響，因而不同地區(qū)的靜溫梯度有所不同。 由表 9 得到三口井的溫深關(guān)系曲線： 15 溫深關(guān)系曲線y = 0.0187x + 29.191R2= 0.98830204060801001201400 1000 2000 3000 4000 5000 6000深度溫度C 1 井C 2 井C 3 井線性 ( C 3 井 )第 4 章 油藏儲(chǔ)量計(jì)算 4.1 油藏儲(chǔ)量計(jì)算方法 一、油藏儲(chǔ)量的分類 油氣總資源量是指在自然環(huán)境中，油氣資源所蘊(yùn)藏的地質(zhì)總量。它可以包括原始地質(zhì)儲(chǔ)量、原始可采儲(chǔ)量和剩余可采儲(chǔ)量。 （ 1） 原始地質(zhì)儲(chǔ)量，是指已發(fā)現(xiàn)資源量的部分，根據(jù)地震、鉆井、測(cè)井 和 測(cè)試， 以及 取心和液體取樣 等 取得的各項(xiàng)靜動(dòng)態(tài)資料 ，利用確定參數(shù)的容積法 計(jì)算的油氣地質(zhì)儲(chǔ)量。 （ 2）原始可采儲(chǔ)量，又稱總可采儲(chǔ)量或最終可采儲(chǔ)量，它是在現(xiàn)代工業(yè)技術(shù)條件下，能從已探明的油氣田或油氣藏中，可以采出的具有經(jīng)濟(jì)效益的商業(yè)性油氣總量。 （ 3）剩余可采儲(chǔ)量，是指已經(jīng)投入開發(fā)的油氣田，在某一指定年份還剩余的可采儲(chǔ)量。 二、油藏儲(chǔ)量的分級(jí) 油藏儲(chǔ)量可分為：一級(jí)儲(chǔ)量、二級(jí)儲(chǔ)量、三級(jí)儲(chǔ)量。 三、油藏儲(chǔ)量計(jì)算方法 根據(jù)油氣田勘探開發(fā)所處的不同階段，及其取得資料的情況，石油與天然氣的儲(chǔ)量計(jì)算方法，大體上可以分為類比法、容積法和動(dòng)態(tài)法。 1.類比法 16 類比法是利用已知相類似油氣田的儲(chǔ) 量參數(shù)，去類推尚不確定的油氣儲(chǔ)量。 儲(chǔ)量豐度為單位面積控制的地質(zhì)儲(chǔ)量；單儲(chǔ)系數(shù)定義為單位面積和單位厚度控制的地質(zhì)儲(chǔ)量。兩者可表示為： oioi BShAN 100oioi BSANS N F 100h 式中 儲(chǔ)量豐度， 23410 kmm ； SNF 單儲(chǔ)系數(shù)， mkmm 23410 ； N 油藏原油的原始地質(zhì)儲(chǔ)量， 3410m 。 A 含油面積， 2km ； 有效孔隙度； Boi 在原始地層壓力下的原油體積系數(shù)； Soi 原始含油飽和度。 2.容積法 容積法是在油氣田經(jīng)過早期評(píng)價(jià)勘探，基本搞清了含油氣構(gòu)造、油氣水分布、儲(chǔ)層類型及巖石物性與流體物性之后，計(jì)算得到油氣田原始地質(zhì)儲(chǔ)量的重要或主要方法。 （ 1）油藏的容積法 表示為： oiBShAN oi100 在油藏的原油中，溶解氣的原始地質(zhì)儲(chǔ)量為： siNRG 4-s 10式中 Gs 溶解氣的原始地質(zhì)儲(chǔ)量， 3810m ； Rsi 原始溶解氣油比， 33 mm 。 （ 2）氣藏的容積法為： oiBSAhG oi01,0 scsc TPZTPB igi /； 式中 G 氣藏的原始地質(zhì)儲(chǔ)量， 38m10 Soi 原始含氣飽和度； Boi 天然氣的原始體積系數(shù)； 17 Pi 原始地層壓力， MPa； Psc 地面標(biāo)準(zhǔn)壓力； MPa； Tsc 地面標(biāo)準(zhǔn)溫度， K； T 地層溫度， K； Z 在 Pi 和 T 條件 下的氣體偏差系數(shù)。 （ 3）凝析氣藏的容積法為： git BSAhG gi01,.0 gtfGG dtGN 01.0o GORGEf g o11o610GEGOR o o24056MGE oo 式中 Gt 凝析氣藏的總原始地質(zhì)儲(chǔ)量， 38m10 ； Gd 干氣的原始地質(zhì)儲(chǔ)量， 38m10 ； No 凝析油的原始地質(zhì)儲(chǔ)量， t104 ； Bgi 凝析氣藏地層流體的原始體積系數(shù)； Z 凝析氣藏地層流體的偏差系數(shù)； fg 凝析氣藏干氣的摩爾質(zhì)量； o 凝析油的密度， 3mg ； 凝析油的含量， 3mg ； o 凝析油的相對(duì)密度； GOR 凝析氣藏的原始?xì)庥捅龋?33 m/m ； GEo 凝析油的氣體當(dāng)量體積， 33 mm ； Mo 凝析油的相對(duì)分子質(zhì)量， kmolkg 。 18 當(dāng)缺少凝析油取樣分析的相對(duì)分子質(zhì)量時(shí)，可由如下的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式確定： oooM 03.1 29.443.動(dòng)態(tài)法 在計(jì)算油氣藏原始地質(zhì)儲(chǔ)量和原始可采儲(chǔ)量的工作中，有效的動(dòng)態(tài)法有以下幾種： （ 1） 用于定容氣藏的壓降法； （ 2） 用于定容氣藏的彈性二相法； （ 3） 用于水驅(qū)油藏的水驅(qū)曲線法； （ 4） 用于任何驅(qū)動(dòng)類型油氣藏進(jìn)入遞減期的產(chǎn)量遞減法； （ 5） 用于 任何驅(qū)動(dòng)類型油氣藏的預(yù)測(cè)模型法。 4.2 油藏儲(chǔ)量的計(jì)算和評(píng)價(jià) 實(shí)例： 已知 A=6.69 h=31.156m 8.19 %（加權(quán)平均可求得） Soi=0.68（相滲曲線可知） Boi=1.08， Rsi=100 33 mm 計(jì)算出油藏儲(chǔ)量、儲(chǔ)量豐度、單儲(chǔ)系數(shù)、溶解氣儲(chǔ)量、并進(jìn)行評(píng)價(jià)。 解： t105.2 5 9 8t1008.1 68.0%8.19156.3115 18214100 44 oN根據(jù) 油藏儲(chǔ)量評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，該油藏儲(chǔ)量為 中 型油藏。 2424 1038869.6105.2 5 9 8 kmtkmto 為 高 豐度 ； tG s 44-4 109 8 5.25101 0 0105.2 5 9 8 2364 103 8 81 0 0103 8 8 kmmg 為 特低 豐度 )(1047.121 5 6.3169.6105.2 5 9 8 244 mkmtw o mkmmw g 2344 1012471001047.12 4.3 采收率及可采儲(chǔ)量的預(yù)測(cè) 原油采收率是指累積采油量占原始地質(zhì)儲(chǔ)量的百分比。 1）利用多元回歸分析法得到的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式為： 19 hSKE R 0 0 1 1 5.0538.12 5 5 6 9.0lg1 3 5 5.0lg2 7 1 9.01 1 4 0 3.0 we0 式中 ER 采收率； K 算術(shù)平均的絕對(duì)滲透率， 23- m10 ； Swe 原始含水飽和度； 有效孔隙度； h 有效厚度， m。 公式的復(fù)相關(guān)系數(shù)為 0.8694。 2）水驅(qū)油藏的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式。 對(duì)于 72 個(gè)水驅(qū)砂巖油田的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式為： 2159.0-a1903.0-we077.00422.0oi13 2 2 5.0 PPSKBSE ioiwiwiR 式中 wi 原始地層壓力下的地層水粘度 ， mPas ； oi 原始地層壓力下的地層原油粘度， mPas ； Pi 原始地層壓力， MPa； Pa 油田廢棄時(shí)的地層壓力，當(dāng)早期注水保持地層壓力時(shí)， Pa=Pi， MPa。 復(fù)相關(guān)系數(shù)為 0.958，標(biāo)準(zhǔn)差為 17.6%。 溶解氣驅(qū)的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式 根據(jù) 98 個(gè)砂巖、灰?guī)r和白云巖的實(shí)際開發(fā)數(shù)據(jù)，井多元回歸分析所建立的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式為： 1741.0b3722.0wi0979.01611.012126.0 aobobwiR PPSKB SE 式中 ob 飽和壓力下的地層原始粘度， mPas ； Pb 飽和壓力， MPa； Pa 溶解氣驅(qū)開發(fā)的最終廢棄壓力， MPa。 復(fù)相關(guān)系數(shù)為 0.932，標(biāo)準(zhǔn)差為 22.9%。 3）我國水驅(qū)砂巖油藏的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式 由我國東部地區(qū) 150 個(gè) 水驅(qū)砂巖油藏，統(tǒng)計(jì)得到的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式為： SKhE R 0 0 3 8 7 1.03 4 6 4.0lg0 8 4 6 1.00 5 8 4 2.00 復(fù)相關(guān)系數(shù)為 0.7614。 20 第 5 章 油藏驅(qū)動(dòng)能量及開發(fā)方式的確定 5.1 油藏驅(qū)動(dòng)類型 一、驅(qū)動(dòng)方式 彈性驅(qū) 依靠油層巖石和流體的彈性膨脹能驅(qū)油 的油藏為彈性驅(qū)油藏。條件：（ 1）油藏?zé)o原生氣藏；（ 2）油藏?zé)o邊水或底水、注入水，或邊水而不活躍；（ 3）開采過程中油藏壓力始終高于飽和壓力。 機(jī)理：依靠巖石和流體的彈性膨脹能。 溶解氣驅(qū) 溶解氣驅(qū)是指油層壓力低于 飽和壓力時(shí)，溶解狀態(tài)的氣體分離出的氣泡膨脹而將石油推向井底的驅(qū)動(dòng)方式。條件：（ 1）氣泡膨脹驅(qū)油向井底，氣泡膨脹驅(qū)動(dòng)能量為主要驅(qū)動(dòng)能；（ 2）油藏應(yīng)無邊水（或底水、注入水），無氣頂，或有邊底水而不活躍；（ 3）地層壓力低于飽和壓力。 水壓驅(qū) 1.剛性水驅(qū) 油藏驅(qū)動(dòng)能量主要依靠邊水（或底水 、注入水）的作用。形成剛性水驅(qū)的油藏條件：（ 1）油藏有邊水（或底水、注入水），油層與邊水或底水相連通；（ 2）水層有露頭，且存在良好的供水源，與油層的高差也大；（ 3）油水之間沒有斷層遮擋；（ 4）生產(chǎn)過程中地層壓力基本保持不變；（ 5）油藏是靠邊（底）水驅(qū)動(dòng)原油。 驅(qū)油機(jī)理 ：水的壓能。 2.彈性水驅(qū) 彈性水驅(qū)主要依靠隨著采出液體使含水區(qū)和含油區(qū)壓力降低而釋放出的彈性能量來進(jìn)行開采。油藏能形成彈性水驅(qū)的條件為：（ 1）地層壓力不斷降低；（ 2）產(chǎn)量隨時(shí)間而降低；（ 3） 氣油比保持不變。 驅(qū)油機(jī)理：采水區(qū)和含油 區(qū)的彈性膨脹能。 氣壓驅(qū) 當(dāng)油藏存在氣頂，氣頂中的壓縮氣為驅(qū)油的主要能量時(shí)稱為氣壓驅(qū)。 條件：（ 1）有氣頂；（ 2）無水驅(qū)或弱水驅(qū)；（ 3）地層壓力等于飽和壓力。 驅(qū)油機(jī)理：氣頂氣膨脹。 重力驅(qū) 無原始?xì)忭敽瓦叄ǖ祝┧娘柡突蛭达柡陀筒?，?dāng)其油藏儲(chǔ)層的向上傾斜度比較大時(shí)，就能存在并形成重力驅(qū)。條件（ 1）油層比較厚、傾角大；（ 2）滲透21 性好。 5.2 驅(qū)動(dòng)方式 驅(qū)動(dòng)方式分為天然能量驅(qū)動(dòng)與人工補(bǔ)充能量驅(qū)動(dòng)。其中，人工補(bǔ)充能量驅(qū)動(dòng)又分為人工注水方式和人工注氣方式。 選擇驅(qū)動(dòng)方式的原則：既要有效地保持油藏能量，又要合理地利 用天然能量，以滿足對(duì)開采速度和穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間的要求。 該油藏選擇：天然驅(qū)動(dòng)能量 +人工補(bǔ)充能量。 5.3 天然能量分析 天然驅(qū)動(dòng)能量的形成條件：該油藏有底水，無氣頂、含有溶解氣且屬于未飽和油氣藏。 天然驅(qū)動(dòng)能有：彈性驅(qū)動(dòng)、水壓驅(qū)動(dòng)、溶解氣驅(qū)動(dòng)。（其中油藏最先釋放的是彈性驅(qū)動(dòng)能） 彈性產(chǎn)油量： biooi PPNCBBNePb 式中 NPb 總的彈性產(chǎn)油量， 3m ； Pi 原始地層壓力， MPa； Pb 飽和壓力， MPa。 已知 Boi=1.08 ； Bob=1.12； 4-e 1082.19 C； t10804 43.4 5N ； Pi=52.8MPa；Pb=14.76MPa。 實(shí)例：油田的開采速度一般為 2% 4%（油田年產(chǎn)量 =開采速度 油藏地質(zhì)儲(chǔ)量，取開采速度為 3%）。預(yù)計(jì)彈性產(chǎn)油量可開發(fā)多少年（年數(shù) =彈性產(chǎn)油量 油田年產(chǎn)量） 則預(yù)計(jì)該儲(chǔ)量可開發(fā)多少年？所以這幾年依靠彈性驅(qū)動(dòng)能開發(fā)，每年開發(fā)300 天，則日產(chǎn)量為 Npb/(300年數(shù) )。 若單井日產(chǎn)量 56.4t/d，則需要打多少口油井？ 解： 含油面積 A=6.69，開發(fā)速度用 v 表示，年產(chǎn)量用 m 表示，年數(shù)用 n 表示，井口數(shù)用 z 表示。 t1078105.2598%3vm 44 N ； 年42.2107876.148.521082.19105.259812.1 08.1mn 44-4pb N 取22 3 年； z=（ 2598.5-189） 100003%30056.43=14.2 取 15 口油井。 5.4 人工補(bǔ)充能量開采研究 一般只依靠彈性能開采很難達(dá)到開采速度的要求，故第一年之后，要補(bǔ)充人工能量，有人工注水及注氣油藏的適應(yīng)條件可知該油藏適合人工注水 。 一、 從注水時(shí)間上大致分為三種類 型：早期注水、中期注水、晚期注水。 1） 早期注水 早期注水是指在地層壓力還沒有降到飽和壓力之前就及時(shí)進(jìn)行注水，使地層壓力始終保持在飽和壓力以上，