1、气藏天然气储量计算公式,式中 天然气地质储量，108m3； Sgi原始含气饱和度，小数； Bgi天然气原始体积系数，小数。 上式中的单位是确定的，因为天然气储量都习惯用108m3做单位。 容积法是计算油气地质储量的主要方法。该方法适用于不同勘探开发阶段，不同圈闭类型、储集类型和不同驱动方式的油藏。计算结果的可靠程度取决于资料的丰富程度及精度。用于大、中型构造油藏的精度较高，而复杂类型油藏则精度较低。,二、储量参数的确定 容积法计算油气储量总共涉及6个参数：含油面积、有效厚度、有效孔隙度、原始含油饱和度、原油体积系数、原油密度。对这6个参数的选择确定，介绍如下。,含油面积的确定，本质上是确定油藏
2、中具工业产能的油气层的四周边界。油藏或油层的四周边界确定以后，求取含油面积可以采用求积仪或网格法等方法直接量取即可。因此，怎样确定含油边界，就成为确定含油面积的主要问题。,（一）含油面积,（4）油藏边外虽无落空井，但油藏边部有显著低产井，而且油层 对比明显变差时，含油边界定在该低产井附近。,含油边界确定的基本方法 含油边界的确定，需要有比较准确的油藏顶面构造图、边界断层平面剖面展布图、一定数量的探边井。这三项资料，至关重要。没有一定数量的探边井，就无法证实油藏边界的可靠位置，也难于准确勾画出油藏的顶面构造图和边界断层的空间展布图。 具体圈定含油边界时，现场通常采用以下判别方法：,（1）油藏边外
3、有落空井并且距边内正常生产井在一个开发井距左 右时，含油边界定在两口出油与不出油井的井距之半。,（2）油藏边外有落空井但距边内开发井明显超过正常井距时，含 油边界定在开发井外取正常井距之半。,（3）油藏边外有落空井，油藏边缘的油井又显著低产时，含油边 界定在该低产井附近。,2.有效厚度物性标准 确定有效厚度物性下限的方法有试油法、经验统计法、含油产状法等多种。各油田可根据具体地质条件和资料情况选择采用。,（二）油层有效厚度,.油层有效厚度的概念 油层有效厚度，就是指储油层中具有工业产油能力的那部分油层的厚度，即工业油井内具可动油的储集层的厚度。研究有效厚度的基础资料有岩心、试油和地球物理测井资
4、料。这三种资料必须综合运用，以提高全面性和准确度。,单层试油资料较多的大油田，可直接做每米采油指数和空气渗透率的关系曲线，每米采油指数大于零时，所对应的空气渗透率值，即为油层有效厚度的渗透率下限。再利用单层试油资料与岩心测定的孔隙度、渗透率资料作交会图，则可确定有效厚度的物性下限。,美国广泛使用经验统计法：对于中、低渗透性油田，将全油田的平均渗透率乘以5%，就可作为该油田的渗透率下限；对于高渗透性油田，或者远离油水界面的含油层段，则应乘以比5%更小的数字作为渗透率下限。他们认为，渗透率下限以下的储层产油能力很小，可以忽略，因而丢失的产油能力很小。,一般按岩心含油面积的大小和含油的饱满程度划分含
5、油产状级别如下： 油砂：含油面积大于75%， 含油：含油面积50%-75%， 油浸：含油面积25%-50%，不均匀条带含油， 油斑：含油面积小于25%， 在上述含油产状划分的基础上，选择岩心收获率高，岩性、含油性较均匀，孔隙度、渗透率有代表性的单层进行试油。通过试油搞清岩性、电性、物性和含油产状及产油能力之间的关系，就可依据含油产状划分有效厚度。,3.有效厚度的测井标准 由地球物理测井可知，油层的测井信息是油层岩性、物性及含油性等的综合响应，它可以间接地反映油层的“储油能力”和“产油能力”。因此，可以利用油层岩心、试油和物性分析资料，与测井资料建立相关关系，制定出有效厚度的测井标准。,研究表明
6、，定量解释的声波时差曲线和感应曲线能较好地反映油层储油和产油能力（图5-10）。从图上可清楚地看出，油层的感应幅度差的下限标准为100毫欧姆/米，声波的下限为250微秒/米。,夹层是指夹于连续油层内部的非有效层，其分布特点是不连续和小范围。夹层可以含油但无产油能力。在陆相碎屑岩中，储油层内局部常常夹有泥岩、粉砂质泥岩或钙质条带，由于孔渗条件变差，因而成为不含油或含油而不产油的夹层，应予扣除。一般按夹层图版定出的标准在微电极曲线上进行夹层扣除，如图5-11所示。,由于技术条件的限制，太薄的油层无法准确射孔予以开采，因此产生有效油层的起算厚度。国内50、60年代油层起算厚度定在0.4-0.5m，后
7、来由于技术进步，一般定在0.2m，就是说，大于0.2m的有效油层才计算有效厚度。同样，对夹层也采取大于0.2m者才予以扣除。,（三）油层有效孔隙度,孔隙性油层如砂岩的有效孔隙度的确定以实验室直接测定的岩心分析数据为基础，对于未取岩心的井则采用测井资料求取有效孔隙度，并用实测岩心孔隙度进行校正，以提高其精度。,裂缝性油层如某些碳酸盐岩油层、多数火山岩和变质岩油层的分析孔隙度变化很大，并且一般只能反映基质孔隙度大小，难以反映裂缝孔隙度情况，因此，需要综合应用各种孔隙度资料（分析孔隙度、测井解释孔隙度等）来确定比较接近油藏实际的孔隙度数值。,由于地层高压条件下的孔隙度与地面常压下测定的孔隙度有一定的
8、差别，因此，对地面岩心分析所获得的孔隙度应校正为地层条件下的孔隙度。,利用实验室提供的不同有效上覆压力下的三轴孔隙度对地面孔隙度进行压缩校正。根据美国岩心公司研究，三轴孔隙度转换为地层孔隙度的公式为： 式中 一校正后的地层孔隙度，小数； 地面岩心分析孔隙度，小数； 静水压力作用下的三轴孔隙度，小数； 转换因子。 通过对人造岩心模型的理论计算和实际岩心测试，得出转换因子式中 为岩石泊松比，无因次量。,（四）原始含油饱和度 油气在油层孔隙空间中所占的体积百分比，称含油饱和度。由于油层孔隙空间结构复杂、非均质性十分严重，因而其孔隙度的空间差异是十分巨大的。在这些孔隙空间中既有束缚水（常附着在亲水岩石
9、颗粒的表面和细小的孔隙喉道中），又有大量可动油和少量束缚油（常附着在亲油矿物颗粒表面）共存其中。因此，油层内部的含油饱和度各处不同、空间差异很大。 砂岩油藏储层物性越好，其原始含油饱和度越高，束缚水饱和度越低（图5-12）。,储量计算中所指的含油饱和度，如无特别申明，都是指油藏或油层的平均的含油饱和度。也只有选取油藏或油层的平均含油饱和度，才对油气储量计算有实际意义。 含油饱和度资料的来源有四：一是岩心含油饱和度测定；二是地球物理测井资料计算；三是毛管压力曲线计算；四是同类油藏进行类比。,（五）原油体积系数 地层原油体积系数，它定义为原油的油藏体积与其在地面脱气后的体积之比。由于地层油或多或少
10、都溶解有天然气，也由于地下温度高引起热膨胀，这都超过弹性压缩的影响，因而原油体积系数一般都大于1，高者甚至达到1.5-1.8上下。 原油体积系数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的基本参数。凡产油的预探井和部分评价井，都应在试油阶段录取准确的地层流体高压物性（PVT）样品，进行室内分析化验以获取包括地层油体积系数在内的高压物性数据。,（六）地面原油密度 石油储量计算结果，有两种单位，一种是体积单位，一种是质量单位。液体石油一般要将计算结果换算为质量单位。进行石油储量计算时，若要将原油体积量折算为质量，就需要地面原油密度参数。 地面原油密度资料容易取得，它只需要在油井的井口进行取
11、样分析就可获得。作为有一定井数和一定面积的油藏，应当有相当数量具代表性的井的原油分析样品，通过平均来确定地面原油密度。,第三节 压降法计算天然气储量.压降法的基本原理压力降落法又称为“压力图解法”，它是利用气藏压力（P/Z）与累积产气量(Gp)所构成的“压降图”来确定气藏的储量。利用压降法确定的储量又称为“压降储量”。实际上“压降图”是封闭型气藏物质平衡方程式的图解，而封闭型气藏的物质平衡方程式则是“压降图”的解析式。 ,式中 气藏的地质储量，108m3; Gp气藏的累积产出气量，108m3;,对于一个具有正常压力的封闭型气藏来讲，其视地层压力p/Z与累积产气量p成直线关系，其中pi/Zi为直
12、线的截距，pi/(ZiG)为直线的斜率。式中，当p/Z=0时，p=G。故将压降图上的直线外推 至p/Z=0处，直线与p轴相交，此交点之值便为气藏的原始地质储量即压降储量。,（2）累积产气量(Gp) 累积产气量是气藏各井点的累积产气量之和，它既包括了正常生产情况下的产气量，又包括了气井投入开采前的放空气量。实际上，放空气量的估计往往存在较大的误差，故在一定程度上影响了压降储量的精度。,2. 压降法参数的确定 目前地层压力p与相应的累积采气量Gp是压降法中的两个关键参数，压降储量是否可靠与这两个参数的准确程度密切相关。,（1）地层压力（p） 目前地层压力代表气藏在某一开采时期的平衡压力。关闭气井，
13、待压力恢复平稳以后，下入井底压力计直接测量，或根据气井井口压力计算求得。为了准确、可靠地取得压力资料，要求做到：测压时井内无积液；关井后，井口无窜漏现象；压力表与压力计必须经过校验，达到准确、无误。,3. 压降法应用条件 压降法是利用气藏压力和产量间的相互变化规律求储量的，它是物质平衡法在封闭性气藏的应用特例。一般情况下，气藏经过一段时间的开采（大约采出10%左右）后，便可使用压降法。压降法不需要任何地质参数，故对于那些地质结构复杂，而无法求准储气空间的气藏，例如碳酸盐岩裂缝性气藏，最好采用压降法计算天然气储量。,对于活跃的水压驱动气藏，由于在开采过程中压力不下降或下降不明显，因此，不能使用压
14、降法。如果边水不甚活跃，在气藏开采初期，边水还来不及大量侵入气藏，这时可以计算出单位压降的采气量，然后，根据气藏原始平均压力计算气藏的原始储量。 压降法计算气藏储量时，要求整个气藏是相互连通的。如果，气藏因断层或岩性尖灭被分割成几个互不连通的水动力系统，就应分别对各个水动力系统单独地进行储量计算，否则，就会得出错误的结果。,几种油气储量计算方法对比表,综合以上介绍的各种储量计算方法，一般认为：,容积法是计算油气储量的基本方法,缺点是复杂油藏难于取准含油面积、有效厚度和孔隙度等参数,物质平衡法是十分有用的储量计算方法,优点是不需要油藏的静态地质参数，因而对复杂油藏十分有用，而且还可预测地层压力变
15、化及天然水侵量；缺点是涉及的计算参数很多，其中的许多参数误差太大（甚至难于确定，如m、We等），因而计算结果精度不高；物质平衡法一般用来检验容积法储量的可靠性。,压降法是封闭型裂缝性气田进行储量计算的有效方法,统计对比法是一种经验估计法,它只有在周围具有一定数量的储量已知的油气田时才能应用，一般用于勘探早期进行储量预测,怎样根据油气田的勘探开发程度和所具备的资料种类及丰度，来合理地选择油气储量计算方法，怎样从众多的勘探开发原始资料中提取尽可能准确的储量计算参数，是储量计算的关键，也是储量计算人员终身努力的方向。由于石油储量本身所具有的重要性、科学性和严肃性，它值得石油地质工作者为之努力奋斗。,
16、第五节 油气储量评价 石油储量开发利用的经济效果不仅和油气储量的数量有关，还主要取决于油气储量的质量和开发的难易程度。对于油层厚度大、产量高、原油性质好、储层埋藏浅、油田所处地区交通方便的储量，其开发建设投资相对较少，开发经济效益较好；而油层厚度薄、产量低、原油性质差、储层埋藏深、交通不便的储量则开发投资大、开发效益差。分析勘探效果不仅要看探明储量的多少，还要综合分析探明储量的质量。所以，在我国颁发的油、气储量规范中明确规定，对申报的储量必须进行综合评价。,一、储量可靠性评价 鉴于油气储量对国民经济和国家战略安全的重要性，因此，在储量计算完成的同时，必须对本次储量计算的可靠性进行交底、评价：指
17、出本次储量计算哪些局部地区、哪些储量参数比较落实，而哪些局部地区、哪些储量参数还有疑问不落实，并对本次计算的储量精度级别做出评价。对于油、气储量计算的结果，一般应根据以下内容进行可靠性评价,(1)分析各种资料的齐全、准确程度，是否达到本级储量计算的要求；,(2)分析确定储量参数的方法及各种图版的精度；,(3)分析储量参数的计算与选用是否合理，并进行几种计算方法的对比 校验；,(4)分析油、气田的地质研究工作是否达到本级储量要求的认识程度；,(5)分析油、气藏储层类型及根据油、气藏类型所选择的储量计算方法 是否合理。,二、储量综合评价 针对油气储量的质量品位和开发效益进行的评价。储量综合评价是衡
18、量勘探经济效果，指导储量合理利用的一项重要工作。国家储量委员会规定，申报的油气储量必须按产能大小、储量丰度、储量规模和埋藏深度等四方面进行综合评价。具体要求如下。 1按产能大小评价产能大小是储量品质的重要指标。对于原油储量应根据千米井深的稳定产量、每米采油指数和流度划分为高产、中产、低产、特低产四个等级。而对于天然气储量仅根据千米井深的稳定产量划分为高产、中产、低产三个等级,油气储量综合评价（按产能）,2按储量丰度评价储量丰度定义为单位含油面积所拥有的油气地质储量，即 式中 QN储量丰度，104t/km2； N油气地质储量，104t； AO含油气面积，km2。 原油的储量丰度单位是：104t/
19、km2； 天然气的储量丰度单位是：108m3/km2 储量丰度描述油藏单位面积所拥有或控制的油气储量，它显示出油气储量的丰富程度，是油气储量评价的重要指标。 对原油储量按丰度划分，一般分为高丰度、中丰度、低丰度、特低丰度四个等级。而对气藏一般分为高、中、低三个等级,油气储量综合评价（按储量丰度）,此外，在油田开发界，还常常使用储量系数（也称单储系数）概念。储量系数定义为： 式中 qN储量系数，104t/m.km2； he油层平均有效厚度，m。 储量系数显示单位油层体积所拥有的油气储量，其定量的科学程度和横向比较的意义较储量丰度有提高，但应用尚不及后者广泛。,3按储量大小评价 由于油气田开发需要
20、建立注水、采油、井下作业、油气处理集输，以及交通、通讯等许多配套设施，显然，储量规模大的油田比储量小的油田开发成本要低得多。因此，储量的大小也是油气储量评价的重要指标。 油田地质储量大小，一般划分为特大型油田、大型油田、中型油田和小型油田四个等级；而对于气田我国只划分为大、中、小三个等级,4按储量埋藏深度评价 储量埋藏深度直接影响油田建设成本（尤其钻井成本）和开发难度。按埋藏深度一般将油、气储量划分为浅层、中深层、深层、超深层四个等级。气藏只在浅层、中深层的深度上与油藏划分标准略有差异。油气储量综合评价（按埋藏深度）,三. 特殊储量 特殊储量主要是指由于流体性质特殊，导致勘探开发难度很大和经济
21、效益显著较差的石油储量。这种储量在开发上往往需要采取特殊的技术工艺措施，才能予以有效的开采。因此储量规范要求将这类储量单独列出，并加以说明。属于特殊储量的主要有稠油储量、高凝油储量和非烃气储量。 1.稠油储量 稠油又称重油，由于稠油中轻质馏份少，沥青及胶质含量很高，所以稠油密度大、粘度高。稠油分类将地下原油粘度大于100mPa.s的原油划为稠油，并进一步划分为三个类别：,普通稠油: 原油粘度100-10000mPa.s,或密度大于0.92； 特稠油：原油粘度10000-50000mPa.s，或密度大于0.95； 超稠油：原油粘度大于50000mPa.s，或密度大于0.98。 目前对200mPa
22、.s以下的稠油采用常规方法可以开采。对500mPa.s以上的稠油，就必须利用热力方法进行开采。目前我国注蒸气开采稠油的技术已比较成熟，其深度可以达到1500-1800，可以开采的粘度达到50000mPa.s或更高。,.高凝油储量 原油凝固点在40以上的石油称高凝油。高凝油主要由于高含蜡导致其很高的凝固点，因而在开发中需要采取特别的井筒加温技术，才能保证高凝油从井底采出到地面的过程中不至于结蜡凝固。由于高凝油的开发需要特殊的开采工艺和集输技术，因此在储量计算中要特别指明并单独列出。,3.非烃气储量 非烃类天然气包括硫化氢、二氧化碳及氦气等。 工业气井中非烃类天然气含量大于一定标准者应单独计算非烃
23、气的储量。例如， 硫化氢含量大于0.5时即应单独计算储量； 二氧化碳的含量大于 氦气的含量大于0.05时，应单独计算它们的储量。,在我国已发现的天然气藏中，烃类天然气占绝对优势，其比例约为98%。非烃类气藏仅占2%左右。在非烃气藏中，二氧化碳气发现较多，目前已在我国东部地区发现二氧化碳气田28个，它们主要位于松辽盆地、渤海湾盆地、苏北地区、广东三水地区、东海、莺歌海及珠江口海域等东部地区，其中苏北黄桥二氧化碳气田探明二氧化碳储量达200108m3，二氧化碳的主要储集层含量高达92%-98%。该黄桥二氧化碳气田的一些气层还含氦气0.13%-1.06%，最高1.34%。硫化氢气藏也时有报导，例如河
24、北赵兰庄气田孔店组一段的硫化氢气藏，其硫化氢含量就高达92%。,谢 谢 ！,开发地质学,第六章 油藏开发地质设计第七章 开发过程中的油藏特征 第八章 剩余油研究第九章 油田动态分析,第一节 油藏开发地质基础 油藏投入开发以后，将要经历很长的时间过程。在这长长的开发过程中，既可依据其工作进程划分出几个大的工作阶段，又可依据其开采特征划分为不同发展变化过程的开发阶段，一些常用的开发指标经常用来描述展示这些阶段的开发效果与动态特点。这都是我们应当了解掌握的基本内容。此外，从开发的角度对油气藏进行分类，也是开发地质的一个基本内容。,第六章 油藏开发地质设计,一油藏开发分类 自然界的油藏在其地质结构、储
25、层特征、流体性质及分布、驱动能量与驱动类型等许多方面是千差万别的，这些差别对油田开发方式的选择，对开发效果和采收率都有巨大影响。基于勘探找油的目的，我们曾对油藏进行过以圈闭为主要依据的分类。这种分类有利于找油勘探，但对开发却难有帮助，因为即使圈闭条件完全一样的油藏，其储层性质、流体性质或驱动能量都可能存在很大差异，其开发方式和开发效果都可能完全不同。因此，基于开发的目的，我们有必要对油藏进行展示其开发地质特征的开发分类，用以指导油藏开发工作。 迄今为止，国内外已有多种油藏开发分类方案，它们各有优缺点，又都有其存在的历史，目前尚无统一的分类意见。,1. 裘怿楠分类1996年裘怿楠在油藏描述一书中
26、提出的油藏开发分类意见，吸收了国内外油藏开发分类的长处和优点，是迄今我国较完善、较科学、较合理的油藏开发分类方案。他对该分类阐述如下：1）油藏开发地质分类原则。 控制和影响油藏开发过程的地质因素很多，有构造的、储集层的、流体性质的、流体分布的、埋藏条件的等。若命名中全部加以考虑，势必陷入繁杂。采用分级命名的原则对油藏进行如下的开发分类：, 首先以决定开发方式最重要的开发地质特征作为油藏基本类型的命名，如原油性质已进入必须进行热采的稠油范围，则首先命名为稠油油藏；若油藏构造条件已属非常破碎的断块，则首先命名为断块油藏；若油藏储集层已进入低渗透范围，则应首先命名为低渗透油藏等。对于常规油藏，则以储
27、集层岩石类型为基本命名。, 其它的油藏开发地质特征，可视重要程度依次在基本命名前作为形容词，如按原油饱和程度分为高饱和、低饱和、带气顶，按油水接触关系分为层状边水、块状底水，按储集空间可分为孔隙型、裂缝型、双重介质型等。, 常规油藏特征不必在命名中出现，以简化命名，如孔隙型砂岩油藏，则在命名中可略去“孔隙型”；黑油油藏，则在命名中可略去原油性质的描述；常规非高倾角的背斜、单斜、鼻状等构造圈闭油藏，则构造条件不必在命名中出现等。, 根据我国基本石油地质规律和基本开发方针，考虑油藏分类标准。我国已发现和投入开发的油藏绝大多数赋存于陆相含油气盆地中，以碎屑岩储集层为主，因此对碎屑岩油藏分类应细，对海
28、相碳酸盐岩和其他岩类为储集层的油藏分类应粗。我国以注水为油田开发的基本方式，因此应以影响注水开发的油藏地质特征作为油藏的分类依据。,2）油藏基本类型分类标准及命名 以原油性质、构造条件、储集层渗透率、储集层岩石类型依次作为油藏基本类型命名的第、第、第、第判别标志。 每个基本类型，根据需要，可再进一步细分命名。 基本类型确定以后，其他低级次判别标志特征需要强调时，可作为辅助形容词命名应用，如砾岩稠油油藏、砂岩低渗透油藏、低渗透断块油藏等。,3）其他开发地质特征 其他开发地质特征，视重要程度，在基本油藏类型命名前可依次附加作为形容词。主要内容有：,依据储集层成层性及油气水产状，可分为边水层状油藏、
29、底水块状 油藏、气顶油藏。,依据原油饱和程度，可分为高饱和油藏（饱和程度大于50%）、低 饱和油藏（饱和程度小于50%）。,依据原始压力系数，可分为异常高压油藏（压力系数大于1.2）、 异常低压油藏（压力系数小于0.9）。,考虑天然驱动能量命名油藏类型时，一般依据天然能量大小来分类a. 强水驱油藏：边底水能量能满足以上的采油速度的能量补给；b. 弱水驱油藏：边底水能量能满足0.5%1%的采油速度的能量补给；c. 重力驱油藏：油层倾角大于10度时；,石油部开发司分类 1988年，原石油工业部开发司、科技司将我国投入开发的油气藏归纳为12种类型，并据此进行了全面系统的“中国不同类型油气藏开发模式”
30、研究。这12种油藏类型如下：,1)层状砂岩油藏,代表油藏为大庆油田萨葡层、玉门老君庙L层、胜坨沙二段、江汉王场潜三段等，以油层成层性好、砂体展布较宽广为其主要特征,2)气顶砂岩油藏,3)层状低渗透砂岩油藏,代表油藏有大庆喇嘛甸、辽河双台子、胜利永安永12块、中原濮城西区等，具明显的气顶是其主要特征,代表油藏有长庆马岭、大港港西、胜利渤南、大庆朝阳沟与榆树林、陕北安塞等，油层粒度偏细、孔隙结构复杂、渗透率低是其主要特点,4)裂缝型低渗透砂岩油藏,5)断块油藏,6)砾岩油藏,代表油藏有吉林扶余、克拉玛依八区乌尔禾系、新疆火烧山等，其特点是砂层渗透率低并有相当程度的裂缝发育,我国东部断块油藏广泛发育
31、，代表油藏有胜利东辛、江汉钟市、大港港中、中原文明寨等，油藏为断层圈闭,内部次级断层发育为其主要特点,典型油藏数克拉玛依，此外，河南的双河、二连的蒙古林也属砾岩油藏，油层岩石粒度变化大、孔隙结构复杂是其主要特征,7)碳酸盐岩油藏,我国较少，华北任丘、南海流花11-1等油藏,8)变质岩、火山岩油藏,变质岩油藏有辽河东胜堡、胜利王庄、玉门鸭儿峡等，火山岩油藏有克拉玛依的一区石炭系、新疆石西石炭系、克拉玛依七中区佳木河组、二连的阿北、哈南等油藏。孔隙结构复杂、裂缝发育是其主要特征,9)常规稠油油藏,10)热采型稠油油藏,11)高凝油藏,12)凝析油气藏,代表油藏胜利孤岛（原油地下粘度20130mPa
32、.s）、大港羊三木（原油地下粘度37-148 mPa.s，平均102.26 mPa.s）等，原油地下粘度介于稀油与稠油之间，常规开采有满意的效果是其主要特点,代表油藏辽河欢喜岭、克拉玛依六-九区、胜利单家寺等油藏，共同特点是原油粘度极高（数百-数万mPa.s）常规开采无产能，注蒸汽开采有满意的效果,代表油藏有辽河大民屯、大港小集、河南魏岗等油藏，原油凝固点高达40以上是其特点,主要有大港板桥、华北苏桥、新疆柯克亚等，其特点是产较高凝析油含量的凝析气,二油田开发常用技术指标 1. 产能在油田开发中，产能主要用在两个方面：单井产能与区块、油藏或油田的产能。单井产能是指油井在满时率工作时（全天开井生
33、产24小时）的日产油量，其单位是t/d或m3/d 。区块、油藏或油田产能是指该区块、油藏或油田的年产油能力，其单位是104t/y。油井在某一阶段（如月、季、年等）的产能可按如下公式计算： 式中 q为油井日产油能力，t/d； Q为该油井阶段实际产油量，t； n为与Q对应的实际生产天数，d。,2. 水平 在油田开发中，有日产油水平、日产液水平、日注水水平等指标。其单位为t/d或m3/d。因为油水井常因停电、井下作业、资料录取等原因短暂停产，也有井因为待修、低能、高含水、高气油比、控制关井等原因停产，导致一段时期生产时率不满。因此，井或区块、油田的日产（日注）水平一般低于其产能，在最好的情况下可以接
34、近或等于产能。 日产油（液）水平的计算公式为：式中 q为日产油（或日产液）水平，t/d; Q为该井阶段实际产油（或产液）量，t; m与Q对应的阶段日历天数，d。 从时间跨度上分，水平有：旬度水平、月度水平、季度水平、年度水平等。它们分别说明该段时间内的平均产量或平均注入量状况。与产能比较，水平能够更好地说明油井或油田的真实生产能力。,3. 含水比（率） 在油井或油田的采出液体中，由于注水、地层含可动水、或井下作业带入作业水等原因，常有一定的水量产出。其产出水量与产出液量的质量比，称为含水比或含水率。通常用百分比表示。即 式中 fw为含水比，%； Qw为产水量，t或m3; QL为产液量，t或m3
35、。,油井或油田的含水比（率）有两种：取样含水与综合含水。前者是油井或站、库取样化验得出的含水值；而后者则是一段时间内的平均含水，它或者是根据多个含水资料平均之后计算得出，或者根据该段时间内的累积采出水量与累积采出液量之比计算得出。取样含水由于影响因素甚多、数值起伏变化较大，其应用受到一定限制；而综合含水则由于有多个含水数值平均，其代表性更强，数值更加可靠。因此，在油田开发中通常所说的含水，一般都是指综合含水，在需要使用取样含水时，应当加以特别指明。,4. 气油比 由于油藏原油含溶解气甚至带有气顶气，在采出地面时所分离出的气量与油量之比，称为气油比（GOR），其单位为m3/t或m3/ m3。气油
36、比是油田开发分析研究的重要指标。由于历史的原因，我国很长一段时间有较多的人将气油比称为油气比，目前已有改正的趋势。与含水类似，气油比也有计量气油比与综合气油比之分，前者是油井或集油管线中的气与油的计量数值之比，后者则是某一阶段的平均气油比（可用多个计量气油比值平均，但更多使用阶段产气量与阶段产油量之比得出）。式中 Rs气油比，m3/t或m3/m3; Qg产气量，m3; Qo与Qg对应的产油量，t或m3。,气油比是判断油藏溶解气能量高低与开发过程中原油脱气程度及原油流动性的重要指标。一般稀油油藏原始溶解气油比高者可达200 m3/ m3、300 m3/ m3或更高，中等者在100 m3/ m3左
37、右，低者几-几十m3/ m3。稠油油藏气油比一般都低，仅几-十几m3/ m3。,5.采油速度 采油速度定义为年采油量占地质储量的百分比。即 100% 式中 V为采油速度，%; Q年采油量，104t; N原油地质储量, 104t。 采油速度是评价油田开采状况与开发效果的重要指标。油藏采油速度的高低，受油藏地质条件、开采手段、井网密度等许多因素影响。一般而言：油藏在其开发生产的旺盛时期，采油速度在1.5%左右为中等，小于1%则较低，高于2%则较高。,6.采出程度与采收率 采出程度定义为累积采出油气地质储量的百分数。即 100% 式中 R为采出程度，%； Q为累积采油（气）量，104t（或108m3
38、）; N为原油（天然气）地质储量，104t（或108m3）。,采收率有狭义与广义之分。狭义的采收率是指油藏开采结束（或预计结束）时的油气采出程度，也称最终采收率（或称设计采收率）。广义的采收率则与采出程度的含义相近，意指某时刻以前（或某阶段中）的油气采出量占地质储量的百分数。采出程度与采收率都是油田开发中常用的技术指标，从目前的应用情况看，有将二者的含义加以区别、采收率取其狭义为好的倾向。,7.含水上升率 每采出1%的地质储量含水上升的百分数。即 m= 1% 式中m为含水上升率，%； f1与f2为期初和期末的含水率，%； R1与R2为期初和期末的采出程度，%。 含水上升率是水驱油藏的重要开发指
39、标。含水上升率低，说明油藏水驱效果好，每采出1%的地质储量含水上升不多；反之，若含水上升率高，则说明油藏水驱效果差。水驱油藏在低含水或高含水生产时，其含水变化缓慢，含水上升率一般不高于2%；但在中含水阶段（25%-75%左右），含水上升较快，含水上升率一般在4%-5%左右。,8注采比油藏或油田注入的地下体积与采出的地下体积之比， 计算注采比时，注入和采出的物质都需要折算成地下体积，这样我们就能根据注采比的大小，判断油藏注采是否平衡，地下是否亏空：如果注采比在1.0左右，则注入与采出的地下体积基本平衡；如果注采比高于1.0较多（如1.1-1.3或更高），则注入高于采出较多，油藏压力将逐渐回升；如
40、果注采比小于1.0较多（如0.9以下），则油藏欠注，油藏压力将逐渐下降。在进行油藏注水开发设计时，一般采取平衡注水或温和注水的方针，将注采比保持在0.95-1.05左右；有时，为了弥补油藏压力和亏空，也可短期采取强注措施，将注采比提高到1.1以上；有时，为了控制含水上升速度，也常常采取减注、弱注措施，把注采比降到0.9以下。,油田开发是一个长期的过程，短者也需10-20年，长者往往需要30、50年或更长的时间。在油田的整个开发过程中，其产量、压力、含水、气油比、采油速度等主要开发指标都将发生变化，而且，这种变化往往具有阶段性特点，显示出油田开发由初期到中期再到后期的自然发展过程。显然，对油田整
41、个开发过程按其自身特点划分为恰当合理的若干开发阶段进行研究，是必要的。 油田开发阶段的划分方法较多，迄今尚无统一标准。但常见的划分方法主要有两种：一种是，主要依据产量变化情况进行划分；另一种是，主要依据含水变化情况进行划分。,三油田开发阶段划分,按产量变化划分开发阶段,油藏投产阶段,始于开发井开始投产之初，止于多数开发井投产完毕的某一时间，以油井逐渐投产、产量急剧增加为主要特点,高产稳产阶段,始于多数开发井投产完毕、产量达于高值的某一时间，而止于产量由高转低急剧变化的某一时间。此阶段以生产井数变化不大、油井与油田产能旺盛、产量变化较小为特征，是油田开发生产的黄金阶段。,产量递减阶段,始于油田由
42、稳产转下降时产量变化出现明显转折的某一时间，结束于产量经过长时期下降已经很低、其产量递减明显转缓的某一时间。此阶段以产量持续下降、产量递减长时期居高不下为特点，是油田开发中各种矛盾交织、调整控制频繁、采油成本急剧上升的阶段。,低产阶段,产量极低、生产井数因水淹或枯竭不断减少、产量递减则由于低产而变得平缓为主要特点。,按含水划分开发阶段,含水是水驱油田一项主要的开发指标，含水变化与采油速度、采出程度等重要开发指标均有很好的相关性，含水高低可以显示一个油田是处在青年期、中年期或老年期。因此，采取主要依据含水高低划分开发阶段的方法是十分自然的。,大庆油田70年代初 1.无水采油期： 不含水；2. 低
43、含水采油期：含水0-20%；3.中含水采油期：20%-70%；4. 高含水采油期：70%以上,缺点：一，油田无水采油期在早期注水时常常很短（1-3年），单独划分似显浪费；二，无水期与低含水期难于严格划分,三，含水70%以上即定为高含水期则时间太长,童宪章在上世纪80年代初 1.低含水阶段：含水0-25%；2.中含水阶段：含水25%-75%；3.高含水阶段：含水75%-90%；4.特高含水阶段：含水90%以上,优点：一，将无水期与低含水期合并，既免去了二者划分界限的争论，又使此阶段具有了较为合理的时间长度；二，将75%以上的高含水期划分为高与特高两个阶段，既适应了油田开发在含水75%-90%左右
44、时尚有许多稳油控水工作可做、而在含水90%以后则措施效果甚微的内在特点，又解决了原来所划高含水期太长的缺陷。已在油田得到广泛的应用。,第二节 油藏开发设计概要,一概述1油藏开发设计及重要性（1）油藏开发设计的概念油藏开发设计，就是对计划投入开发的油藏进行全盘的开发、开采规划。这里所指的全盘，既包含油藏的整体、又包含油藏开发的全过程、还包括油藏开发技术工艺的方方面面、甚至包括油气的输炼销售。油藏开发设计，就是要对涉及该油藏开发的方方面面进行科学的论证和周密的规划设计，并要形成正式的文件（即开发方案）。 油藏开发设计牵涉多个专业和多个方面，但主要涉及地质、油藏工程和采油工艺等方面。其中地质是整个开
45、发设计的基础和主体。,（2）油藏开发设计的重要性 油藏开发设计水平的高低，是油藏开发成败与经济效益高低的关键。由于油藏开发耗资巨大和历时长久，这种开发设计的失误所造成的经济损失往往是十分巨大的。 影响油藏开发设计水平的因素很多，主要有：（1）油藏地质认识的准确程度；（2）油藏开发方针、开发原则的科学合理正确程度；（3）该类型油藏开发经验的积累程度。 要保证油藏开发设计的正确性与高水平，应在以下三个方面努力：,加深对本油藏的地质认识、科学合理地开展试采与开发先导试验；研究借鉴国内外同类型油藏的开发实践资料，研究借鉴其开发中的 问题得失及原因对策并加以利用；研究采用符合本油藏条件、具一定可靠性与性
46、价比优势的技术工艺。,2油藏开发设计的基本任务 油藏开发设计是在油藏评价勘探和开发准备工作的基础上进行的。 评价勘探主要着眼于油藏的基本地质特征和探明储量计算， 开发准备阶段主要任务有二：,一是 钻资料井，补充岩心与试油资料，以加深对油藏内部非均质 性的认识； 二是 进行试采和开辟先导试验区进行开发先导试验，取得本油藏 开发生产的第一手资料，以此作为开发设计的重要依据。,开发先导试验一般应包括各种天然能量利用的试验、井网井距的试验、注水注气保持压力的试验、影响油田产能的主要因素和提高采油速度与采收率的措施方法试验，等，它们都是直接为油藏开发设计服务的重要方面。油藏开发方案应当包括以下10个方面的内容，,油藏地质情况,开发储量计算与评价。开发方针、开发原则与开发程序。开发层系、井网井距、 开发方式与能量利用接替钻井完井工艺与投产投注措施。采油、注水、集输工艺。稳产方式与技术措施。采油速度、采收率等开发指标。经济分析。方案实施要求,
