哈尔滨石油学院 石油工程 油藏工程设计.docx
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哈尔滨石油学院石油工程油藏工程设计
目 录
第1章油藏地质概况
油藏油气运移过程中，遇到一定的储集空间聚集下来，并且能够保存，形成的具有封闭圈闭的含油区域，称之为油藏。
油藏可分为构造油藏、岩性油藏。
油藏具有孔隙度、渗透率、厚度、温压等重要特征，同时根据储集流体的特征，又分为不同类别。
油藏提供的石油资源，是当前全球能源结构下，不可或缺的能源。
储油的孔隙性地层称储油层，简称油层。
油层内不是所有地方都含有石油，油层内独立含油地区称油藏。
储油的最小单位。
油藏工程中的油藏是：
单一圈闭中具有统一压力系统的基本聚集。
孔隙度：
岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样体积的比值，称为该岩石的总孔隙度，以百分数表示。
储集层的总孔隙度越大，说明岩石中孔隙空间越大。
从实用出发，只有那些互相连通的孔隙才有实际意义，因为它们不仅能储存油气，而且可以允许油气在其中渗滤。
因此在生产实践中，提出看了有效孔隙度的概念。
有效孔隙度是指那些互相连通的，在一般压力条件下，可以允许流体在其中流动的孔隙体积之和与岩样总体积的比值，以百分数表示。
显然，同一岩石有效孔隙度小于其总孔隙度。
所谓孔隙度是指岩石中孔隙体积（或岩石中未被固体物质充填的空间体积）与岩石总体积的比值。
孔隙度的研究：
陆相层序地层与被动大陆边缘海相层序地层之间存在较大的差异.陆相盆地沉积受多种因素控制,而且不同类型盆地的主要控制因素又各不相同,造就了陆相盆地沉积类型多、相变快、横向连续性差、纵向上层序厚度变化大,频繁的湖侵湖退使湖盆沉积垂向上韵律变化快;因此陆相层序地层的形成、结构和模式更为复杂,研究更为困难.在研究与实践中,中国学者根据陆相盆地的边界特征、体系域边界特征、初始湖泛面和最大湖泛面、是否有坡折带等因素,建立了符合中国盆地沉积实际的坳陷型盆地和断陷型盆地层序地层格架和模式.控制陆相地层层序发育的因素主要是湖平面的变化、构造、气候、基准面的变化和物源的供给,特别是构造和气候显得十分重要,它们直接控制了湖平面的变化.陆相地层层序研究的方法体系主要包括露头层序研究方法、实验观测和分析方法、测井层序地层分析、地震层序地层分析和层序地层的数值模拟方法.在油气勘探中的区带勘探阶段、目标勘探阶段和开发阶段,层序地层学都能发挥不可替代的作用.
有效孔隙度：
在自然状态下材料中的的孔隙体积与材料体积之比，叫材料的孔隙度。
它包括材料中所有的孔隙，不管它们是否连通。
但在研究油贮的孔隙度时，所测量的孔隙度为连通的孔隙空间与岩石的总体积之比，即有效孔隙度。
在一般情况下，有效孔隙度要比总孔隙度少5~10%。
多数油贮的孔隙度，变化在5~30%之间，最普通的是10~20%范围之内。
孔隙度不到5%的油贮，一般认为是没有开采价值的，除非里面存在有取出的岩芯或岩屑中所没有看到的断裂、裂缝及孔穴之类。
根据现场经验中粗略的孔隙度估计，储集岩可以分为：
孔隙度0~5%无价值
孔隙度5~10%不好
孔隙度10~15%中常
孔隙度15~20%好
孔隙度20~25%极好
储层评价
孔隙度是储层评价的重要参数之一．核磁共振（NMR）孔隙度只对孔隙流体有响应，在确定地层孔隙度方面具有其他测井方法无法比拟的优势．但是，在中国陆相复杂地层的应用中常常发现NMR孔隙度与地层实际孔隙度存在差异，有时差异甚至很明显，影响了NMR测井的应用效果．介绍了NMR孔隙度的理论基础，在对NMR孔隙度影响因素分析的基础上，重点考察了国内现有的NMR孔隙度测井方法对测量结果的影响，通过对大量人造岩样和不同：
占性的天然岩样的实验测量，提出了适合中国陆相地层的孔隙度测井方法，改善了NMR孔隙度的测量效果．针对中国陆相地层的复杂性，建议不同地区应根据；具体情况进行岩心分析，确定恰当的NMR测井方法，以获得比较准确的NMR孔隙度．
孔隙度的定性方法：
孔隙度的测定是在实验室中进行的，用的是小块的岩芯或岩屑。
此外，还有几种估计孔隙度的定性方法：
（1）电测。
测量岩石的自然电位（SP），计算单位为mv（毫伏）。
对非渗透层，电位低；对孔隙岩层，电位较高。
（2）放射性测井。
伽玛射线测井是测量岩石中放出的自然伽玛射线，中子测井是测量由于中子的作用而从岩层中感应出来的伽玛射线。
中子测井曲线主要是受了氢的影响，也就是因为岩石中有气、油及水等流体的反映；而流体的存在就证明岩石中有孔隙。
这两类测井曲线已广泛的用来证明石灰岩及白云岩储集层的孔隙性。
（3）其他测井。
微电极测井及声波测井对确定孔隙度是非常有用的。
井径测井也可以对孔隙带给予定性的指示，并且对于有其他测井定量的孔隙度的确定也可提供数据。
（4）钻井岩屑的显微镜检查。
微小裂缝中的油可以从它在紫外线下发出萤光而检查出来对其相对数量用：
紧、密、晶洞、针点、孔隙、多孔、晶间孔隙、粒间孔隙等术语进行区别。
（5）钻井时间录井。
钻时记录上进尺突然增加，表示钻遇的是孔隙岩石。
孔隙越多，就越不致密，就越容易钻穿。
（6）岩芯的短缺。
岩芯短缺是因为储集层不坚实、有断裂和孔隙，而这些掉失的部分无法由岩芯筒取出，只能作为钻井岩屑由泥浆带出。
1.1油藏构造特征
图1-1卫22区块油藏三维地质构造图
1.1.1构造类型
中央突起，西南和东北方向延伸平缓，东南和西北方向陡峭——背斜构造
东南和西北方向被两条大断裂断开——断层构造
1.1.2构造形态
断背斜构造油藏，长轴长：
4.5Km,短轴长:
2.0Km比值：
2.25:
1，为短轴背斜。
1.1.3圈闭研究
闭合面积：
4.07km，闭合幅度150m。
1.1.4断层研究
两条断层，其中西北断层延伸4.89km，东南断层延伸2.836km。
1.2油藏储层特性分析
表1-1 油层特征参数表
井号
井深（m）
厚度（m）
R（Ωm）
含油面积（km）
孔隙度（％）
C1
4835-4875
40
3.8
0.0197
20
C2
4810-4850
40
3.7
19.5
C3
4900-4930
30
3.7
20
4930-4940
10
0.6
10
A=4+班级号/8+班内序号/15=（4+9）/（8+36）/15=0.0197
1.2.1储层岩石分布及物性特征
一、矿物分析
样品数量：
C1井、C2井、C3、井岩样各50块进行矿物分析得到如下结果。
表1-2 储层物性参数表
成分
石英
长石
岩屑
泥质
灰质
含量
76%
4%
20%
5%
7%
最终可知储层岩石类型为——岩屑质石英砂岩。
二、粒度分析
粒径（mm）
<0.01
0.01~0.1
0.1~0.25
0.25~0.5
0.5~1
1~2
2~5
5~10
>10
含量（%）
4.03
9.14
29.5
36.55
12.72
3.05
3.23
1.29
0.49
含量最高的是粒径为0.25mm~0.5mm——中砂岩
表1-3 储层粒度分析数据
因为粒径<0.01mm的含量为4.03%小于5%，所以储层岩石的胶结类型为接触胶结，而且是泥质胶结物，所以，储层岩石的固结程度不高。
1.2.2储层孔渗性特征评价
表1-4储层岩石（砂岩）孔隙度评价表
井号
厚度（m）
渗透率k（mD）
孔隙度（％）
V
C1
40
200
20
0.4
C2
40
210
19.5
0.3
C3
30
190
20
0.5
孔隙度：
k=（20%+20%+19.5%）/3=19.67%，孔隙度较大。
渗透率：
（200+210+190）/3=200（mD）较好，以颗粒支撑的粒间孔隙的砂岩储层。
故为高孔低渗油藏。
表1-5储集层孔隙度分级表（砂岩）
孔隙度，%
评价
25～25
20～15
15～10
10～5
5～0
极好
好
中等
差
无价值
储集层渗透率评价表如表1—6所示：
表1-6储集层渗透率分级表
Ⅰ级
＞1μ㎡（1000mD）
渗透性极好
Ⅱ级
1~0.1μ㎡
渗透性好
Ⅲ级
0.1~1μ㎡
渗透性中等
Ⅳ级
0.01~0.001μ㎡
渗透性微弱
Ⅴ级
＜0.001μ㎡（1mD）
非渗透性的
根据储集层孔隙度分级表和储集层渗透率分级表可知：
该储集层的孔隙度好，渗透率好。
1.2.3储层非均质性评价
储层非均质性是指油气储层各种属性（岩性、物性、含油性及电性）在三维空间上分布的不均匀性。
表征渗透率非均质程度的定量参数有变异系数、单层突进系数、级差及均质系数。
一、储层渗透率突进系数（均质系数）
T
=
=
=1.05
式中
——渗透率突进系数；
——层内最大渗透率，一般以砂层内渗透率最高的相对均质段的渗透率表示。
T
＝1.05表示非均质程度弱；
二、储层渗透率变异系数
=0.39
式中
——渗透率变异系数；
——层内某样品的渗透率值，i=1,2,3，…，n；
——层内所有样品渗透率的平均值；
n——层内样品个数。
=0.39，表示非均质程度较弱；
三、储层渗透率级差
J
=
=
=1.105
式中
——渗透率级差；
——最小渗透率值，一般以渗透率最低的相对均质段的渗透率表示。
=1.105,表示非均质程度较弱；
综上三种参数分析，该储层非均质性较弱，利于开发。
1.2.4储层敏感性分析
储层敏感性指储层某种损害的发生对外界诱发条件的敏感程度，主要包括速敏、水敏、酸敏、盐敏和碱敏等。
储层敏感性评价主要通过流动实验来实现。
速敏指数：
Iv=0.08,由表1-7可知为弱速敏。
表1-7速敏程度与速敏指数关系
速敏程度
强
中等偏强
中等偏弱
弱
无
速敏指数
>0.70
0.40~0.70
0.10~0.40
0.05~0.10
<0.05
水敏指数：
Iw=0.10,由表1-8可知为弱水敏。
表1-8水敏程度分级标准
水敏程度
极强
强
中等偏强
中等偏弱
弱
无
速敏指数
>0.90
0.70~0.90
0.50~0.70
0.30~0.50
0.05~0.30
<0.05
第2章油藏流体物性分析
2.1油水关系（边底水，气顶，溶解气）
气顶气指与石油共存于油气藏中呈游离气顶状态的天然气。
它在成因上与石油关系密切，重烃气含量可达百分之几到几十，仅次于甲烷，属于湿气（富气）。
随着地层压力的增减，气顶气可溶于石油或析出。
在油气藏中气顶体积的大小与化学组成及地层压力有关。
气顶气：
是指在油气藏中，由于重力分异作用导致天然气位于构造的顶部，形成气顶。
石油居中，形成油环；地层水位于下方或边部，形成底水或边水。
英文对照：
Gasingascap
溶解气以溶解状态存在于原油或水中的天然气。
任一油藏的原油，总是溶有数量不等的天然气。
每吨油中溶解气的量，少则几立方米、几十立方米，多者可达数百、乃至数千立方米。
地下水中溶解气，有低压水溶气和高压地热型水溶气。
前者含量少，每吨水中溶解几立方米；后者含量很高，每吨水中可溶解数十至数百立方米，具有开采价值。
溶解量取决于天然气及溶剂的成分、气体的压力，它们之间的关系符合亨利公式（Henry'sLaw）Q=α·P。
式中Q为溶解量，α为溶解系数，P为气体压力。
天然气在水中的溶解度还取决于水的温度和含盐度。
天然气易溶于石油或地下水。
因此，在地质条件下，可区分为油内容解气和水内溶解气，他们日益引起人们的注意。
油内容解气常见于饱和或过饱和油藏中，其主要特点是重烃气含量高，有时可达40%。
水内溶解气的主要成分是甲烷和氮，重烃气和二氧化碳含量一般不超过10%~12%。
2.1.1油水界面的判定
油水界面（WOC、oilaqueousinterface）
在油藏中，由于流体的分异调整作用，石油占据油藏的高部位，水体则位于油藏的底部或边部。
石油与水体之间的接触面，即称为油水界面
油水界面为圈闭中油与水的分界面，一般用符号WOC表示。
表2-1油层特征参数表
井号
井深（m）
厚度（m）
R（Ωm）
含油面积（km）
孔隙度（％）
C1
4835-4875
40
3.8
0.0197
20
C2
4810-4850
40
3.7
19.5
C3
4900-4930
30
3.7
20
4930-4940
10
0.6
10
油水界面判定：
C3井4930-4940m段电阻率为低值0.6，小于C1井4835-4875m、C2井4810-4850m、C3井4900-4930m三井段高值3.8，故为水层，以上3段为油层。
深度校正：
平台高出地面6m，地面海拔94m，故油水界面在构造图上实际对应的等深线为4930-（6+94）=4830.0m
储层属于底水油藏，无气顶，含溶解气。
由C
、C
、C
井的测井解释数据可知本设计研究中只有一个油层，没有隔层（见图2-1）。
图2-1油藏构造图
2.2油水常规物性分析
2.2.1油的常规物性
地面脱气原油：
粘度：
=6.5mpa*s；脱气原油密度：
=0.87g/cm3；凝固点TS=-200C；含蜡：
4.03%；含硫：
0.7%；胶+沥青：
10%；初馏点：
500C
2.2.2天然气的常规物性
天然气：
天然气相对密度rg=0.98；天然气组成见下表：
表2-2天然气性质数据表
组分
C1
C2
C3
C4
C5
C6
N2
CO2
air
含量
40%
6%
4%
3%
1%
1%
20%
25%
15%
2.2.3油田水常规物性
地层水：
密度
=1.10g/cm3；pH=6.5；总矿化度：
TSD=243869ppm。
表2-3地层水性质数据
离子
Na+
Ca++
Mg++
Cl-
SO42-
HCO3-
ppm
84641
8935
502
148220
23
569
由
=
<1,且
=
=126.65>1为氯化钙水型，为深层封闭环境（气田水）
2.3油气水的高压物性
原始地层压力-----油田还没有投入开发，在探井中测得的油层中部压力。
油气比（gas-oilratio）油井生产时，油和气同时从井中排出，采出每吨原油所带出的天然气体量（立方米）。
又称气油比。
中国习惯称为油气比。
在地下油层条件下，原油中溶解有一定数量的天然气，天然气溶于石油中可以导致石油体积的膨胀，比重和粘度降低，降低流体液柱压力，使油井更易自喷，有利于石油开采。
当油层压力（原油的饱和压力）降低到某一界限时，所溶解的天然气开始从原油中逸出。
油层压力和油气比是油井自喷能力的主要指标。
如油层驱动方式为水压驱动时，在开采过程中，全部气体都呈溶解状态处于石油中，油气比相当于溶解于石油中的气量。
原始地层压力下油的体积系数Boi=1.08；溶解气油比
（m3/m3）；饱和压力下的体积系数Bob=1.12；地层水粘度
。
2.4渗流物理特性
渗流是一种假想。
水在岩石空隙间的运动非常复杂，研究起来非常困难且意义不大，人们就用一种假想水流来代替在岩石空隙运动的真实水流，这种假想水流具有下列性质：
（1）通过任一断面流量与真实水流相等；
（2）在某一断面水头和压力和真实水流一样。
这一假想水流就称渗流.
1解释
渗流理论在水利、土建、给水排水、环境保护、地质、石油、化工等许多领域都有广泛的应用。
在水利工程中，最常用的渗流问题有：
土壤及透水地基上水工建筑物的渗漏及稳定，水井、集水廊道等集水建筑物的设计计算，水库及河渠边岸的侧渗等等。
这些渗流问题，就其水力学方面看，应注意以下问题：
一、确定渗流流量；
二、确定浸润线的位置；
三、确定渗透压强和渗透压力；
四、确定渗透流速。
液体在多孔介质中的流动。
天然多孔介质包括土体和岩层等多孔性和裂隙性介质。
水利工程中有很多方面涉及渗流。
例如水工建筑物的透水地基中以及与建筑物连接的岩层或土体中的绕渗及渗流、挡水土坝中的渗流、灌溉抽水或施工排水时在地层中引起的渗流等。
主要研究的渗流问题是：
渗流区域内的水头或地下水位的分布、渗流量的确定、渗流作用于建筑物基底上的力、渗流速度分布及其引起的土体结构变形等。
由于作为渗流通道的孔隙尺寸微小但数量众多，且表面积很大，所以渗流阻力较大,渗流流动速度较慢,因而惯性力和动能往往可以不计。
2基本定律
渗流的基本定律是1856年法国工程师H.-P.-G.达西由实验总结而得的达西定律，即：
v=Q/A=kJ
式中v为断面平均流速；u为点流速；Q为渗透流量；A为断面面积;k为土体渗透系数,与土体及水的性质有关,由实验确定为水力坡度
渗流问题的解法有:
解析法（包括直接求解微分方程组、平面问题的复变函数解及一维渐变渗流的分析法）、数值法（有限差分法、有限单元法、边界元法等）、图解法（流网法）及实验法（包括砂模型及各种比拟模型──电比拟、热比拟等）。
渗流也可呈紊流流态,可用渗流雷诺来判别。
式中v为渗流断面平均流速；d为土体颗粒的有效粒径;ν为液体运动粘性系数。
达西定律适用的层流渗流的雷诺数上限值变化范围约为1～10。
大于此上限的称为非线性渗流，其水力坡度与流速的关系可一般地表示为J=αu+βu2。
式中α、β为待定系数，由实验确定；u为渗流流速。
2.4.1润湿性
吸水指数0.5，吸油指数0.1，由表10可知为水湿。
润湿指数IA=Iw-Io=0.4.
表2-４岩石润湿性评价表
润湿指数
亲油
弱亲油
中性
弱亲水
亲水
油湿指数
1~0.8
0.7~0.6
0.5
0.3~0.4
0~0.2
水湿指数
0~0.2
0.3~0.4
0.5
0.7~0.6
1~0.8
2.4.2相渗曲线
表2-5相对渗透率数据表
Sw
Kro
Krw
0.320
0.676
0.0
0.352
0.609544
0.00187
0.384
0.545376
0.00649
0.416
0.483704
0.0132
0.448
0.424528
0.02178
0.480
0.367952
0.03212
0.512
0.314184
0.04422
0.544
0.263328
0.07326
0.576
0.215488
0.07326
0.608
0.170976
0.08998
0.640
0.130104
0.10824
0.672
0.09308
0.12782
0.704
0.060424
0.14883
0.736
0.032864
0.17127
0.768
0.011648
0.19503
0.800
0.0
0.2354
图2-2油水相对渗透率曲线
由上图2—2可知：
束缚水饱和度
=0.32，最大含水饱和度
=0.8，原始含油饱和度
。
2.4.3毛管压力曲线
图2-3毛管压力曲线
（一）毛管压力曲线的应用
1.研究岩石孔隙结构
由于一定的毛管压力对应着一定的孔隙喉道半径（
），因此，毛管压力曲线实际上包含了岩样孔隙喉道的分布规律。
曲线的右侧纵坐标上就直接标出了孔隙半径大小。
2.根据毛管压力曲线形态评估岩石储集性能好坏
毛管压力曲线形态主要受孔隙喉道的分选性和喉道大小所控制。
所谓分选性是指喉道大小的分散（或集中）程度。
喉道大小的分布越集中，则分选越好，毛管压力曲线的中间平缓段也就越长，且越接近于横坐标平行。
孔隙喉道大小及集中程度主要影响着曲线的歪度（又叫偏斜度）。
是毛管压力曲线形态偏于粗喉道或细喉道的量度。
喉道越大，大喉道越多，则曲线越靠向坐标的左下方，称为粗歪度。
反之，曲线靠右上方，则称为细歪度。
3.应用毛管压力曲线确定油层的平均毛管压力
函数
一般不同储层其
函数曲线不同，同一储层中渗透率差别较大的毛管压力资料也不能获得统一的
函数曲线。
因此，
函数整理毛管压力方法一般多用在储层相对比较均匀的情况，在储层结构比较复杂，非均质比较严重时，使用
函数有较大误差。
4.确定油（水）饱和度随油水过度带高度之间的变化关系
在此过度带内，含水饱和度从下至上逐渐减少，由100%含水直至降到束缚水饱和度为止。
5.利用毛管压力回线法研究采收率
在毛管压力曲线测量中，采用加压非湿相驱替岩心中湿相属于驱替过程，所得的毛管压力曲线称为驱替毛管力曲线，简称驱替曲线；降低用湿相驱替非湿相的毛管力曲线，简称吸入（或吸吮）曲线。
在压泵法中，通常又把驱替叫注入。
把吸入叫退出。
6.毛管压力资料确定储层岩石的润湿性
7.用毛管压力曲线可计算岩石的绝对渗透率和相对渗透率
8.应用高速离心机所测得的毛管压力曲线可在室内快速评定油井工作液对储层的损害或增产措施的效果
该方法的原理是：
如果地层受到损害，则毛管压力曲线表现出高的入孔压力和高的束缚水饱和度，即曲线向右上方移动。
因此，通过对比岩样在接触工作液前后毛管压力曲线特征的变化，可判断储层是否受到损害以及评价各种工作液中添加剂的处理效果。
第3章油藏温度、压力系统
3.1油藏压力系统
油气藏的压力系统，是油气藏评价中的重要内容。
对于每口探井和评价井，必须不失时机地准确确定该井的原始地层压力，绘制压力于埋深的关系图，以便用于判断油藏的原始产状和分布类型，并用于确定储量参数和储量计算。
对于任何具有气顶和边底水的油藏，或具有边底水的气藏，不同部位探井的原始地层压力于埋深的关系，可表示如下：
式中
——原始地层压力，
；
——关闭后的井口静压，
；
——井筒内静止液体压力梯度，
；
D——埋深，m。
井筒内的静止液体梯度，由下式表示：
式中
——井筒内的静止液体密度，
。
由上式可以看出，压力梯度与地下流体密度成正比，即液体密度小的气顶部分，比液体密度大的含油部分或边水部分，具有较小的压力梯度，而且压力梯度乘以100即为地层液体密度。
因此，可以通过压力梯度的大小判断地层液体类型，并确定地层的液体密度。
同时，代表不同地层液体直线的交点处，即为地层流体的界面位置。
该油藏静压力测试数据如表3-1所示：
表3-1静压和静温测试数据
测点深度（m）
测点压力（Mpa）
测点温度（摄氏度）
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
测试日期
2007.06
2007.09
200
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