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1、第五节 流体性质和油气水系统,油藏地质研究方法和技术,流体（油、气、水）性质与分布规律的研究，目的在于揭示油藏内流体性质基本特征、分布规律和控制因素，探讨流体性质非均质性及对油井产能的影响，为油藏评价、储量计算、油藏地质模型的建立和油藏综合评价提供必要参数，最终为油田选择合理开采工艺、改善开发效果提供依据。,1、流体界面的确定,单井油气水层划分确定流体界面的基础，主要依据岩心、录井、试油等直接观察和测试的手段，最终利用测井解释方法划分每口井的油气水层。,流体界面确定方法统计法：统计某油藏的每口井的油顶、气顶、油底等深度，确定界面作图法：做油藏剖面图，确定界面,压力梯度法：利用测压资料求压力梯度
2、，确定界面,原始油层压力和流体密度法：估算流体界面的方法，初期才使用,油层和水层各钻一口井,只有一口井并钻油层，且为正常压力系统,2、流体性质,流体性质参数原油密度、粘度、含蜡量、含胶量、凝固点、初馏点、溶解系数、体积系数等天然气密度、甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和非烃气体含量等地层水密度、粘度、硬度、总矿化度、K+、Na+、Ca2+、Mg2+等离子含量水型：Na2SO4(rNa-rCl)/rSO41 地壳水文地质封闭性好NaHCO3(rNa-rCl)/rSO41 过渡型MgCl2(rCl-rNa)/rMg1 过渡型,流体非均质性陆相油田地质背景复杂，流体非均质性强，原油性质变化快。变异系数、突进系
3、数、级差等流体性质参数间的相关性原油性质相关性反映原油性质好坏及原油组分地层水性质相关性反映地层水总矿化度与各组分间的关系流体性质分布规律通过各种平面图、剖面图及变化趋势图来反映,地质因素分析生油条件：热演化程度、有机质丰度干酪根类型、生排烃期及配置断裂构造：大断层控制流体分布，小断层使流体复杂化开启断层使流体复杂化，封闭断层使流体较好保存运移：距离，重分配次数，流体变化次数次生变化：水洗，降解，氧化等,3、油气水压力系统,油气层压力是油气层能量的反映，是推动油气水在岩石中流动的动力。主要描述内容包括确定原始地层压力，识别不同压力系统，分析异常压力。,A、原始地层压力的确定在原始地层条件下测得
4、的地层压力，通常用第一口探井所测的压力来代表。实测法：第一口井诱喷下压力计后，关井待压力恢复后所测油气层中部的压力。试井法：投产不久据不稳定试井作压力恢复曲线。作图法：据一系列压力资料作图求原始压力。,B、压力系统流体压力能相互传递和影响的范围，又称水动力系统。压力系统四条件：处于同一构造单元，储层纵横向连通性好油气层内部各处的原始折算压力相同压力梯度曲线重合各井压降速度基本一致，同期测的静压大体相等研究方法：地质条件分析：断层，隔层、区域不整合、岩性剧变、裂缝压力资料分析：算原始折算压力，压降速度、压力梯度、静压数值井间干扰试验,C、异常压力分析压力系数：原始地层压力与同深度静水柱压力的比值
5、压力系数1.2或0.9称为异常压力造成异常压力的原因：地层承压条件变化：剥蚀：压力不变形成相对高压，压力下降过快形成低压构造：保持原压则升高成高压下降成低压，断层串通成异常地层欠压实：不平衡压实造成高压，蒙脱石脱水造成高压其他因素：油气运移、烃生成、胶结、地温升高、生物化学,异常压力与油气关系(1)异常高压减小了作用于岩石骨架上的有效压力，从而减小因压实导致的孔隙度损失，利于储层孔隙的保存；(2)异常高压影响生油门限深度，加大了液态烃存在的深度；(3)异常高压对油气运移是一种重要的动力，异常高压体系为烃类初次运移提供了动力，同时异常高压还起到减缓泥岩压实进程，使泥岩在深部仍保留有相对较大的孔隙
6、度及渗透性，进而加快烃类排驱的作用；(4)盖层异常高压又能增加盖层的性能形成压力封闭，压力封闭与毛细封闭相比是一种更有效的封闭机制；(5)异常高压和异常低压与深部高压气藏和深盆气的形成有密切关系；(6)异常高压与裂缝性泥岩油气藏有密切关系。,第六节 储层非均质性研究,储层性质直接影响产能及最终采收率。储层非均质研究是油藏描述的核心之一。为了解决不同的问题，非均质研究的对象和内容也不尽相同。就目前的研究方法和程度来说，概括起来主要包括宏观非均质和微观非均质研究，以及平面和垂向非均质研究后者又可分为层内和层间非均质研究。本节内容主要是介绍宏观的层内、层间和平面非均质性的研究方法。这里所说的宏观非均
7、质性主要是指岩性、物性、含油性以及砂体连通程度在纵横方向上的变化。,1、层内非均质性,指单砂层垂向上储层性质的变化，是控制和影响砂层组内一个单砂层垂向上注入剂波及体积的关键因素。不同部位储层性质的变化，它表示储层不同部位的岩性、物性特别是渗透率分布情况不同方向渗透率不同、矿物颗粒排列不同等。,粒度的韵律性：单砂体内部粒度大小在垂向的变化序列,沉积构造的垂向演变各种层理类型由于不同粒度的纹层的产状和排列组合不同，从而影响渗透率在垂向上的变化，即影响垂向非均质。层内不连续薄夹（隔）层对流体起不渗透或极低渗透作用，对驱油过程影响极大。类型：泥质、细粉砂质、灰质、沥青等厚度、分布范围及产状出现的频率和
8、密度分布规律和成因,层内非均质定量评价方法和参数以渗透率为主线，配合其它参数变异系数：层内渗透率标准偏差与平均值的比值，反映偏离整体平均值的程度，越小越均匀。突进系数：层内渗透率极大值与平均值的比值，反映离散程度，越小越均匀。级差：层内渗透率最大值与最小值的比值，反映渗透率变化幅度，越小越均匀。夹层频数：单位有效厚度内的夹层数，反映层 内夹层的发育程度，越小越均质。有效厚度系数：有效厚度与砂层厚度的比值，反映层内油气的饱满程度，越大越均质。,平均砂层厚度：砂层总厚度与总层数的比值，反映砂体的分散程度，越大越均质。砂岩钻遇率：钻遇砂岩的井数与总井数的比值，其值越大砂体分布越广。连通系数：砂厚大于
9、平均厚度的井数与总井数的比值，反映砂层厚度的变化，越大连通性越好。分布系数：钻遇油层的井数与钻遇砂层的井数的比值，反映油层的分布范围，越大油层分布越广。,指一个储层砂岩体的几何形态、大小尺寸、连续性和砂体内孔隙度、渗透率等参数的空间分布，以及孔隙度、渗透率的空间分布所引起的非均质性。研究砂体的平面展布特征，包括砂体的几何形态及其连通性，以及所含油层在平面分布的非均质性。平面非均质性在相同压差注水和采油条件表现出严重的平面矛盾，这类非均质性还受于井网形式和注采工作制度等的影响。,2、平面非均质和砂体连续性,砂体连续性：砂体各向长度及宽厚比砂体钻遇率一定井网下的控制程度砂体形态：毯状砂体，长宽比接
10、近1：1，宽厚比1000土豆状，长宽比100条带状，3：1长宽比30线带状，长宽比20：1，宽厚比30,砂体连通性：连通形式：多边式：侧向相互连通多层式：垂向相互连通孤立式：未与其它砂体连通描述内容：砂体配位数砂体连通程度：连通面积与总面积比连通体大小：砂体个数，总面积、厚度砂体接触处的渗透能力渗透率平面非均质：渗透率非均质参数在平面分布的规律重点研究渗透率的 方向性,层间非均质性是指某一单元内各砂层之间垂向差异性的总体研究，如在小层范围内，用单砂层的参数平均值研究小层内各砂层间的变化特征；在油组范围内用小层的参数平均值研究油组内各小层间的变化特征。对油层岩性、储层物性、原油性质、渗流特征等各
11、方面的垂向差异性的总体研究。层间非均质性研究是选择开发层系及分层开采工艺技术的依据，。层间非均质性是储层非均质性研究的主要内容。,3、层间非均质性,沉积旋回性：沉积旋回性是层间非均质的沉积成因正旋回：向上变细，物性变小，厚度变薄反旋回：向下变细，物性变小，厚度变薄复合旋回：正、反旋回的不同组合主要参数：分层系数：被描述层系内砂层的层数砂岩密度：砂岩总厚度与地层总厚度比VK，SK，NK主力层与非主力层的配置关系,4、微观非均质孔间非均质性：颗粒间孔隙大小不同、孔隙与孔隙间的通道的多少不同等所造成的非均质，造成孔间矛盾，是降低孔隙利用系数的主要因素，一般使用孔隙半径中值、孔隙分选系数等指标进行描述
12、。孔道非均质性：孔道形状、长短、连通关系、孔径及弯曲程度的不同所形成的非均质，给孔隙驱油效率带来影响。表面非均质性：颗粒表面的极性、粘土矿物分布及束缚水分布状况的不同，造成岩石不同颗粒、不同孔隙以至同一孔隙不同部位润湿性不同，表现出的非均质性，对孔隙驱油效率有直接影响。微观非均质性会给油田开发带来影响：贾敏效应和自吸现象；造成亲油岩石水线前缘油水乳化带；孔间非均质性导致油水相对渗透率曲线不同，及储层可流动孔隙半径变化。,4、隔层和夹层,隔层是指油田开发过程中对流体运动具有隔挡作用的不渗透岩层，是非均质多油层油田正确划分开发层系，进行各种分层工艺措施时必须考虑的一个重要因素。隔层标准：岩石类型：
13、泥质岩、致密岩、岩盐、沥青等物性标准电性标准厚度标准：视射孔水平及井下作业水平而定,5、非均质综合指数,储层非均质性是储层的岩性、岩相、构造等多方面因素综合效应的结果，应当综合考虑各个方面的因素，而传统的非均质性定量评价参数只从某一方面对非均质性进行评价，特别是集中研究渗透率非均质性，而忽略沉积相、岩相、岩性、构造等因素对储层非均质性的影响。采用模糊数学、灰色判别等方法,第七节 储量计算,油气储量是指导油田勘探开发，确定投资规模的重要依据，是油气勘探工作的最终成果。通过合理选择储量计算单元、计算方法，准确求取储能参数和储量参数，得到高精度的储量，进而探讨储量增减的影响因素，进行储量评价。,1、
14、储量的分级分类,一级探明储量 类已开发探明储量 类未开发探明储 类基本探明储量二级控制储量三级预测储量,A类比法适用于钻井前未探明的地区。它根据已经枯竭，或者接近枯竭的油、气藏，计算出在1公顷面积上1米油、气层厚度中的油、气储量的平均值。将此平均值外推到和这一面积在地质上相类似的邻近面积或新油、气藏。类比法一般只用于远景储量的估算，计算的储量数字可能有较大的误差。B容积法是计算油、气藏地质储量的主要方法，应用最广泛。容积法适用于不同勘探开发阶段、不同的圈闭类型、不同的储集类型和驱动方式。计算结果的可靠程度取决于资料的数量和质量。对于大、中型构造砂岩储集层油、气藏，计算精度较高，而对于复杂类型油
15、、气藏，则准确性较低。,2、储量计算方法,C物质平衡法是利用生产资料计算动态地质储量的一种方法，适用于油、气藏开采一段时间，地层压力明显降低（大于1MPa），已采出可采储量的10以上时，方能取得有效的结果。对于封闭型的未饱和油藏、高渗透性小油、气藏和连通性好的裂缝型油、气藏，其精度较高。对于低渗透的饱和油藏，精度较差。应用物质平衡方程式时，必须查明油、气藏的驱动类型，取全取准阶段的产量、压力等资料。D产量递减法适用于油、气藏开发后期，油、气藏已达到一定的采出程度，并经过开发调整之后，油、气藏已进入递减阶段。根据递减阶段的产量与服从一定的变化规律，利用这一递减规律，预测达到经济界限时的最大累积产
16、油、气量、将此数据加上递减之前的总产油、气量，即可得到油、气藏的可采储量数值。由于影响油、气藏产量递减的因素很多，因此正确判断油、气藏是否已真正进入递减阶段和取得真实的递减率参数，是用好产量递减法的关键。,E矿场不稳定试井法是利用出油、气的探井，进行矿场不稳定试井的测试工作，在保持产量稳定的条件下，连续地测量井底流动压力随时间的变化关系，以确定油、气井控制的断块或裂缝、岩性油、气藏的地质储量。该法对于渗透性、连通性差的油、气藏效果不好，计算结果一般偏低。F水驱特征曲线法是在油藏投入开发含水率达到50以后，利用油藏的累积产水量和累积产油量在半对数坐标上存在明显的直线关系外推到含水率为98时求油藏
17、可采储量的方法。用该法求得的储量只反映油藏当前控制的可采储量，使用时应充分考虑开发调整、采油工艺对它的影响。G统计模拟法在国内外已逐渐成为储量计算的常规方法，在资源评价中更得到广泛应用。该法以随机变量为对象，以概率论为理论基础，计算的结果是提供一条储量概率分布曲线，根据该曲线，可以获得不同可靠程度的储量数字，统计模拟法对复杂油、气藏的储量计算十分有用，可以提供一个合理的储量范围值。,3、容积法N=100AhSoo/BoiGs=10-4NRsiA、含油面积确定油气水边界试油资料毛管压力资料,确定油藏类型构造油藏：纯构造油藏可根据统一的油水界面确定含油面积。断块油藏：由断层边界、油气边界和岩性边界
18、组成，无统一边界，一般以含油外边界圈定含油面积。岩性油藏：以岩性体形态及岩性边界圈定含油面积复合油藏：综合考虑多因素，并扣除岩性区,B、储能参数计算,有效厚度标准：物性、电性、岩性孔隙度含油饱和度计算方法：面积权衡、算术平均、经验取值,C、原油密度、体积系数密度采用地面密度折算体积系数来自高压物性分析,第八节 油藏地质模型,油藏地质模型是油藏描述综合研究的最终成果，它是对油藏类型、砂体几何形态、规模大小、储层参数和流体性质空间分布及微观储层特征的高度概括，它是油藏综合评价的基础，可以反映本地区油藏形成条件、分布规律和油气富集控制因素等复杂的地质条件，在勘探开发过程中起到预测作用。,1、概念完整
19、的油藏地质模型应包括：构造格架模型：油藏构造形态及断层分布；储层地质模型：储层建筑结构及各种属性的空间分布流体特征模型：储层内油气水分布，即各种流体饱和 度分布和流体性质的空间变化。其中关键是储层地质模型。储层地质模型把储层各项物理参数在三维空间的分布定量地表征出来。通常的模型是把储层网格化，给每个网格赋以各自的参数值，来反映储层参数的三维空间变化。网格的尺寸愈小表明模型愈细；每个网格的参数值与实际值误差愈小，表明模型的精度愈高。,概念模型是针对某一种沉积成因类型的储层把其特征抽象出来，加以典型化和概念化，建立一个对这类储层在研究区内有代表意义的储层地质模型，该模型广泛应用于油田开发早期。静态
20、模型是针对某一具体的一个储层，将其储层特征在三维空间的变化和分布如实地加以描述而建立的储层地质模型，应用于开发井网钻成以后阶段。预测模型是对控制点间及以外地区的储层参数作一定精度的内插和外推的预测应用于开发后期剩余油分布和三次采油。,2、油藏地质模型的级别与规模,四级概念模型,油藏地质模型：油藏地质模型是反映油田规模的地质模型。能够确定全油田的基本特征。小层沉积模型：反映在小层范围内储集体规模的沉积模型。旨在阐明储集体规模的宏观非均质，特别是侧向连通情况。单砂体单元模型：旨在阐明单砂体规模的物性变化，重点是渗透率在剖面和平面的变化及其对油水运动的影响。微观结构模型：指储集空间填隙物主要是粘土矿
21、物的类型、数量、产状及其与孔隙空间的位置关系。揭示填隙物潜在敏感性。,储层结构模型 碎屑沉积环境的三种基本储层类型（和L.C.Van Geuns,1989）,储 层 非 均 质 模 型（W.J.E.Van De Graaff等，1989）,（1）油田范围的非均质模型（约110公里范围）,（2）油藏范围的非均质模型（约0.11公里范围）,（3）油藏至成因砂体范围的非均质模型（约0.010.5公里范围）,（4）小范围储层非均质模型（约0.011米范围）,定量流动模型等1989年地质模型：沉积、成岩、构造、地球化学四个子模型渗透率模型：沉积模型基础上加岩石物性参数流动单元模型：流动特征参数,岩石物性
22、物理模型Robert Ehrlich等1991年孔隙度模型渗透率模型地层因子模型胶结指数模型,3、储层建模方法,确定性建模方法,地面露头 地下钻水平井井间地震井间插值,随机建模方法,离散型模型连续型模型,确定+随机建模方法,基于目标体的模拟,地质几何体的三维模拟模拟沉积历史统计数据来自:岩芯、测井、地震、和露头,基于象素的模拟,岩性、孔隙度、渗透率的三维模拟表征主要非均质性和统计特征统计数据来自:岩芯、测井、地震、和露头,模拟是一种有效的试验方法，它用一种模型来模仿、拟合地质现象或地质过程。估计和模拟具有本质的区别，克立格估计是一种线性无偏最优估计方法，该法利用已知数据的加权平均估计未知点，平
23、滑效应很大，估计的结果只能反映大范围的趋势，小尺度的变异性则被平滑掉了。,克立格插值法是对未采样点提供一种最优局部估计，没有考虑估值结果的空间统计特征模拟首先考虑模拟结果的总体空间结构特征和统计特性,建模程序,第一步，建立井模型；第二步，建立层模型；第三步，建立参数模型。,随机建模步骤基础地质研究选择原型模型确定统计特征选择模拟方法分两步模拟结果选择,地质模型可视化,第九节 油藏综合评价,油藏描述的最终成果，也是油藏描述的目的所在。,油藏综合评价参数,有效厚度：其它参数相差不大时，该参数反映储量丰度和多少有效孔隙度：与有效厚度组合反映储量丰度，单独使用时反映层间非均质含油饱和度：与、组合使用有效厚度钻遇率：反映含油面积、单层时还可反映砂体规模大小渗透率：岩石渗流能力，与产能直接相关泥质含量和粘土矿物：影响大，特别是低渗储层孔隙结构参数：影响开采工艺原油性质：开采工艺、产能,油藏综合评价标准,依据总公司标准，结合当地情况而定,评价及其表示方式,分层系，分断块进行，按总公司标准,定量评价方法,模糊评价、灰关联、聚类分析等,
