油藏-課程設(shè)計(jì)學(xué)位論文

PAGEI 目錄第1章油藏地質(zhì)概況 11.1 油藏構(gòu)造特征 11.1.1構(gòu)造類型 11.1.2構(gòu)造形態(tài) 21.1.3圈閉研究 21.1.4斷層研究 21.1 油藏儲(chǔ)層特性分析 21.2.1儲(chǔ)層巖石分布及物性分析 21.2.2儲(chǔ)層孔滲性特征評(píng)價(jià) 31.2.3儲(chǔ)層非均質(zhì)性評(píng)價(jià) 31.2.4儲(chǔ)層敏感性分析 4第2章油藏流體物性分析 62.1油水關(guān)系 62.1.1油水界面的判定 62.2油水常規(guī)物性分析 62.2.1油的常規(guī)物性 62.2.2天然氣的常規(guī)物性 62.2.3油田水常規(guī)物性 62.3油氣水的高壓物性 72.3.1地層原油的高壓物性 72.3.2地層水的高壓物性 82.3.3天然氣的高壓物性 92.3.4油氣水的高壓物性 102.4滲流物理特性 102.4.1潤(rùn)濕性 102.4.2相滲曲線 112.4.3毛管壓力曲線 11第3章油藏溫度、壓力系統(tǒng) 133.1油藏壓力系統(tǒng) 133.2油藏溫度體系 14第4章油藏儲(chǔ)量計(jì)算 154.1油藏儲(chǔ)量計(jì)算方法 154.2油藏儲(chǔ)量的計(jì)算和評(píng)價(jià) 184.3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 205.1油藏驅(qū)動(dòng)類型 205.2驅(qū)動(dòng)方式 215.3天然能量分析 215.4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) 236.1開發(fā)層系的劃分 236.2開發(fā)速度的設(shè)計(jì) 236.3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第1章油藏地質(zhì)概況油藏構(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(guò)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）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(zhǎng)軸長(zhǎng)：4.5Km,短軸長(zhǎng):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(guò)溢出點(diǎn)的構(gòu)造等高線所圈閉的面積?！?.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?！?50m1.1.4斷層研究?jī)蓚€(gè)斷層：西北斷層延伸4.89km，東南斷層延伸2.83km。油藏儲(chǔ)層特性分析1.2.1儲(chǔ)層巖石分布及物性分析礦物分析樣品數(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。表1礦物成分分析成分石英長(zhǎng)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。粒度分析表2儲(chǔ)層粒度分析數(shù)據(jù)粒徑(mm)<0.010.01~0.10.1~0.250.25~0.50.5~11~22~55~10>10含量%4.039.1429.536.5512.723.053.231.290.49含量最高的是粒徑為0.25mm-0.5mm——因?yàn)榱?lt;0.01mm的含量為4.03%小于5%，所以儲(chǔ)層巖石的膠結(jié)類型為接觸膠結(jié)，而且是泥質(zhì)膠結(jié)物，所以，儲(chǔ)層巖石的固結(jié)程度不高。1.2.2儲(chǔ)層孔滲性特征評(píng)價(jià)平均孔隙度（加權(quán)平均法）按油層厚度加權(quán)的平均孔隙度：（1-1）平均滲透率（加權(quán)平均法）按油層厚度加權(quán)的平均滲透率：（1-2）表3儲(chǔ)層巖石（砂巖）孔隙度評(píng)價(jià)表井號(hào)厚度（m）滲透率k(mD)孔隙度（%）VC140200200.4C24021019.50.3C330190200.5通過(guò)查表得出C1井孔隙度極好，滲透性好；C2井孔隙度好，滲透性好；C3井孔隙度極好，滲透性好。由公式求得：平均孔隙度%，平均滲透率。1.2.3儲(chǔ)層非均質(zhì)性評(píng)價(jià)油藏非均質(zhì)性研究是油藏描述和表征的核心內(nèi)容。所謂油藏非均質(zhì)性是指油藏在沉積、成巖及后期構(gòu)造作用的綜合影響下，儲(chǔ)層的空間分布及內(nèi)部屬性的不均勻變化。這種非均質(zhì)性變化具體地表現(xiàn)在儲(chǔ)層空間分布形態(tài)，儲(chǔ)層巖性和厚度，泥巖夾層的多少和厚薄，以及儲(chǔ)層內(nèi)部的物性、孔隙結(jié)構(gòu)、所含流體性質(zhì)等方面。儲(chǔ)層非均質(zhì)性的分類儲(chǔ)層非均質(zhì)性可以根據(jù)非均質(zhì)性規(guī)模、成因和對(duì)流體影響程度來(lái)進(jìn)行分類。目前國(guó)內(nèi)已普遍采用陸相注水開發(fā)油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性分類方案，該分類將碎屑巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性由小到大分成四級(jí)，微觀孔隙非均質(zhì)性、層內(nèi)非均質(zhì)性、平面非均質(zhì)性、層間非均質(zhì)性。二、層內(nèi)非均質(zhì)性層內(nèi)非均質(zhì)性是指一個(gè)單砂層在垂向上的儲(chǔ)層性質(zhì)變化，包括層內(nèi)垂向上滲透率的差異程度、高滲透段所處的位置、層內(nèi)粒度韻律、滲透率韻律及滲透率的非均質(zhì)程度、層內(nèi)不連續(xù)的泥質(zhì)薄夾層的分布。滲透率的非均質(zhì)程度可用下列參數(shù)表征。滲透率突進(jìn)系數(shù)Tk：即砂層中最大滲透率與砂層平均滲透率的比值。（1-5）式中TK——滲透率突進(jìn)系數(shù)；Kmax——層內(nèi)最大滲透率。一般當(dāng)Tk<2為均勻型，當(dāng)2≤Tk≤3時(shí)為較均勻型，當(dāng)Tk>3時(shí)為不均勻型。滲透率變異系數(shù)Vk:（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；——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)Vk<0.5時(shí)為均勻型，當(dāng)0.5<Vk<0.7時(shí)為較均勻，當(dāng)Vk>0.7時(shí)為不均勻型。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。（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：（1-8）式中DKV——速敏性導(dǎo)致的滲透率傷害率，無(wú)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，；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，。（2）速敏指數(shù)IV定義為：（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(wú)速敏指數(shù)>0.070.40~0.700.10~0.400.05~0.10<0.05速敏指數(shù)為IV=0.08，故為弱速敏。二、水敏水敏現(xiàn)象是指儲(chǔ)層巖石與不配伍的外來(lái)流體接觸后，引起儲(chǔ)層巖石內(nèi)的粘土膨脹、分散運(yùn)移而導(dǎo)致滲透率下降的現(xiàn)象。水敏指數(shù)IW定義為：（1-10）式中IW——水敏指數(shù)，無(wú)量綱；KW——去離子水的滲透率，；KL——巖樣沒(méi)有發(fā)生水化膨脹等物理化學(xué)作用時(shí)的液體滲透率，通常為標(biāo)準(zhǔn)鹽水滲透率或地層水滲透率，。表5水敏程度分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)水敏程度極強(qiáng)強(qiáng)中等偏強(qiáng)中等偏弱弱無(wú)水敏指數(shù)>0.900.70~0.900.50~0.700.30~0.500.05~0.30<0.05水敏指數(shù)為IW=0.10，故為弱水敏。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（%）C14835-4875403.86.6920C24810-4850403.719.5C34900-4930303.7204930-4940100.610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(wú)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：；脫氣原油密度：；凝固點(diǎn)：；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：；天然氣組成見下表：表7天然氣性質(zhì)數(shù)據(jù)表組分C1C2C3C4C5C6N2CO2air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：；PH=6.5；總礦化度：TSD=243869ppm。表8地層水物性數(shù)據(jù)表離子ppm846418935502148220235692.3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：（2-1）式中Vg——地層油在地面脫出的氣量，；VS——地面脫氣原油或稱儲(chǔ)罐油體積，；Rs——在壓力P、溫度T時(shí)原油的溶解氣油比，。隨著壓力的增加，溶解氣油比越來(lái)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(wú)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?，地層?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：（2-2）式中Vf——在地層某一壓力、溫度下原油的體積，；Vs——地層體積為Vf原油在地面脫氣后的原油體積，。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：（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：（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，；Vws——地層水在地面條件下的體積，。地層水隨溫度的增大而增大，隨壓力的增大而減??；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：（2-5）式中Cw——地層水的壓縮系數(shù)，；Vw——地層水體積，；——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(lái)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：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：對(duì)于真實(shí)氣體：對(duì)理想氣體特定的情況，Z=1.00，而，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)。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。2.3.4油氣水的高壓物性綜合彈性壓縮系數(shù)：式中Ct——儲(chǔ)層總壓縮系數(shù)，；Co、Cg、Cw、CL和Cf——油、氣、水、液體和巖石的壓縮系數(shù)，；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(m3/m3)；飽和壓力下的體積系數(shù)Bob=1.12；地層水粘度。2.4滲流物理特性2.4.1潤(rùn)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(rùn)濕性而定。巖石潤(rùn)濕性是巖石一流體綜合特性。潤(rùn)濕性是研究外來(lái)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(rùn)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(chǎng)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(rùn)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(rùn)濕現(xiàn)象。所謂潤(rùn)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(rùn)濕性評(píng)價(jià)表潤(rùn)濕指數(shù)親油弱親油中性弱親水親水油濕指數(shù)1~0.80.7~0.60.50.3~0.40~0.2水濕指數(shù)0~0.20.3~0.40.50.7~0.61~0.82.4.2相滲曲線原始含油飽和度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(zhǎng)、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(zhǎng)，說(shuō)明巖石喉道的分布越集中，分選越好。平緩段位置越靠下，說(shuō)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(lái)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(shuō)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(jiǎn)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。毛管力曲線應(yīng)用毛管壓力資料在巖石孔隙結(jié)構(gòu)研究中的應(yīng)用。根據(jù)毛管力曲線形態(tài)評(píng)估巖石儲(chǔ)集性能好壞。引用毛管力曲線確定孔隙的表面積。根據(jù)毛管力曲線資料定義的若干綜合系數(shù)。應(yīng)用毛管力曲線確定油層的平均毛管壓力函數(shù)。用毛管力曲線法研究驅(qū)油效率。確定油（水）飽和度與油水過(guò)渡帶高度之間的關(guān)系。應(yīng)用注入和退出曲線確定平均孔—喉體積比。毛管壓力資料確定儲(chǔ)層巖石的潤(rùn)濕性。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?？稍谑覂?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。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(℃)C1C2C3C1C2C3480052.6452.5352.09120120.8119.8450050.2950.1849.74113.8113.6113.9420047.9447.8347.39107.5107.9107.4390045.5945.4845.04101.3101.1101.4360043.2343.1242.6895.195.295.3330040.8840.7740.3392.99392.8測(cè)試日期2007.062007.092007.122007.062007.092007.123.1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；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：式中——井筒內(nèi)的靜止流體密度，；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：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：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：式中——儲(chǔ)量豐度，；SNF——單儲(chǔ)系數(shù)，；N——油藏原油的原始地質(zhì)儲(chǔ)量，。A——含油面積，；——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(guò)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：在油藏的原油中，溶解氣的原始地質(zhì)儲(chǔ)量為：式中Gs——溶解氣的原始地質(zhì)儲(chǔ)量，；Rsi——原始溶解氣油比，。（2）氣藏的容積法為：；式中G——?dú)獠氐脑嫉刭|(zhì)儲(chǔ)量，Soi——原始含氣飽和度；Boi——天然氣的原始體積系數(shù)；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：式中Gt——凝析氣藏的總原始地質(zhì)儲(chǔ)量，；Gd——干氣的原始地質(zhì)儲(chǔ)量，；No——凝析油的原始地質(zhì)儲(chǔ)量，；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；——凝析油的密度，；——凝析油的含量，；——凝析油的相對(duì)密度；GOR——凝析氣藏的原始?xì)庥捅龋?；GEo——凝析油的氣體當(dāng)量體積，；Mo——凝析油的相對(duì)分子質(zhì)量，。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：3.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：用于定容氣藏的壓降法；用于定容氣藏的彈性二相法；用于水驅(qū)油藏的水驅(qū)曲線法；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；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=6.69h=31.156m%（加權(quán)平均可求得）Soi=0.68（相滲曲線可知）Boi=1.08，Rsi=100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：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。為高豐度；為特低豐度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：式中ER——采收率；K——算術(shù)平均的絕對(duì)滲透率，；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：式中——原始地層壓力下的地層水粘度，mPa·s；——原始地層壓力下的地層原油粘度，mPa·s；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：式中——飽和壓力下的地層原始粘度，mPa·s；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(guó)水驅(qū)砂巖油藏的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)公式由我國(guó)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：復(fù)相關(guān)系數(shù)為0.7614。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(guò)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(wú)邊水（或底水、注入水），無(wú)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(méi)有斷層遮擋；（4）生產(chǎn)過(guò)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(lái)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(wú)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(wú)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(wú)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：式中NPb——總的彈性產(chǎn)油量，；Pi——原始地層壓力，MPa；Pb——飽和壓力，MPa。已知Boi=1.08；Bob=1.12；；；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。；取3年；z=（2598.5-189）×10000×3%÷300÷56.4÷3=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