油气田开发工程常用术语.docx

油气田开发工程常用术语.docx

《油气田开发工程常用术语.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《油气田开发工程常用术语.docx（78页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

油气田开发工程常用术语

油气田开发工程常用术语

目次

前言

1范围

2开发地质

3油藏物性

4渗流机理

5试井分析

6油气藏数值模拟

7油气藏开发工程

8提高采收率

附录A（提示的附录）汉语拼音字母顺序索引

附录B（提示的附录）英文名称字母顺序索引

前言

制定本标准的主要目的是要统一油气田开发工程常用术语，使其科学化、规范化，便于油田开发工程方面的方案设计、技术报告和论文的编写以及技术交流，本标准是油气田开发专业通用基础标准。

本标准的附录A、附录B都是提示的附录。

本标准由油气田开发专业标准化委员会提出并归口。

本标准由大庆石油管理局勘探开发研究院起草。

本标准起草人袁庆峰罗昌燕孙长明高树堂田东辉周显民

油气田开发工程常用术语

1范围

本标准规定了油气田开发工程专用术语。

本标准适用于油气田开发工程领域，也适用于石油工业的其他领域。

2开发地质

2.01圈闭

能够阻止储集层中的油气继续运移，并在其中储存起来形成油气聚集的场所。

2.02闭合度

从圈闭的最高点到溢出点之间的垂直举例。

2.03闭合面积

通过溢出点的构造等高线所圈定的闭合区的面积。

2.04圈闭容积

一个圈闭能聚集油气的容积。

2.05含油组合

相邻的一组生油层、储油层、盖层的总称。

2.06油藏

具有独立压力系统和统一油水界面、无游离天然气的聚集石油的单一圈闭。

2.07气藏

具有独立压力系统和统一气水界面，且只聚集有天然气的单一圈闭。

2.08油（气）藏

具有独立压力系统和统一油水界面，且只聚集有石油和游离天然气的单一圈闭。

2.09构造油（气）藏

因构造运动使底层发生变形或变位而形成的油（气）藏。

2.10背斜油（气）藏

由背斜圈闭形成的油（气）藏

2.11断层遮挡油（气）藏

受断层遮挡形成的油（气）藏

2.12凝析气藏

因压力、温度下降，部分气相烃类反转凝析成液态烃的量不小于150g/m3的气藏。

2.13油田

同一个二级构造带内若干油藏的集合体。

2.14气田

同一个二级构造带内若干气藏的集合体。

2.15油（气）田

同一个二级构造带内若干油气藏的集合体。

2.16特大油田

石油地质储量大于10×108t的油田。

2.17大型油田

石油地质储量大于1×108~10×108t的油田

2.18中型油田

石油地质储量为0.1×108~1×108t的油田

2.19小型油田

石油地质储量小于0.1×108t的油田。

2.20大型气田

天然气地质储量大于300×108m3的的气田。

2.21中型气田

天然气地质储量为50×108~300×108m3的气田。

2.22小型气田

天然气地质储量小于50×108m3的气田。

2.23工业油（气）藏

在现有的技术和经济条件下具有开采价值的油（气）藏。

2.24盐丘油（气）藏

由盐丘作用形成的油（气）藏。

2.25地层油（气）藏

因沉积连续性中断或储集层岩性变化形成的油（气）藏。

2.26地层不整合油（气）藏

形成原因与地层不整合面有关的油（气）藏。

2.27潜山油（气）藏

古地貌残丘、古断块山等古地形突起因风化、淋滤作用形成储集体，地壳下沉后又为不渗透所覆盖形成的油（气）藏。

2.28岩溶油（气）藏

岩溶发育的碳酸盐岩地层被不渗透岩层覆盖形成的油（气）藏。

属于地层油（气）藏的地层不整合油（气）藏。

2.29岩性油（气）藏

由于储集层岩性变化而形成的油（气）藏。

2.30生物礁块油（气）藏，

生物礁被不渗透层覆盖形成的油（气）藏。

2.31水动力圈闭油（气）藏

由水动力遮挡阻止油气继续运移而形成的油（气）藏。

2.32复合圈闭油（气）藏

由两种或两种以上因素联合圈闭而形成的油（气）藏。

如构造—地层复合圈闭、地层—流体复合圈闭、流体—构造复合圈闭及构造—地层—流体三元复合圈闭等油（气）藏。

2.33块状油（气）藏

储集层厚度不小于10m、没有不渗透岩层间隔而呈整体块状，具有统一油（气）水界面的油（气）藏。

2.34层状油（气）藏

储集层呈层状分布的油（气）藏。

2.35裂缝性油（气）藏

以裂缝为主要储渗空间的油（气）藏。

2.36重质油油藏

油藏温度下原油的粘度为0.1~10Pa·s、密度为943~1000kg/m3的油藏。

2.37焦油砂油藏

油藏温度下原油的粘度超过10Pa·s、密度高于1000kg/m3的油藏。

2.38饱和油气藏

原始油藏压力、温度下石油已饱和了天然气的油藏。

2.39未饱和油藏

原始油藏压力、温度下石油尚未饱和天然气的油藏。

2.40原生油（气）藏

在主要生油期后，分散状态的油气发生区域性运移，并在圈闭中聚集起来所形成的油（气）藏。

2.41此生油（气）藏

原生油（气）藏受构造运动破坏，油气沿构造运动产生的断裂面或沿不整合运移到新的圈闭中聚集起来形成的新油（气）藏。

2.42原生气顶

油气藏开发之前，在储层的压力和温度下，部分游离气因重力分异升至圈闭顶部的储层中而形成的气顶。

2.43次生气顶

油藏在开发过程中，压力降至饱和压力以下，从油中释出的部分气体未能随油产出，因重力分异积聚在圈闭高处而形成的气顶。

2.44油田水

油田区域内的地下水。

2.45油层水

在油田范围内直接与油层连通的地下水。

2.46层间水

夹在油（气）层之间地层中的水。

2.47束缚水

油气运移进储层后残留在储层孔隙中与油气共存、在油气开采过程中不能流动的地层水。

2.48边水

油（气）藏含油（气）外边界以外的油（气）层水。

4.49底水

油（气）藏含油（气）外边界以内直接从底部托着油（气）的油（气）层水。

4.50含油面积

含油外边界所圈闭的面积，即含纯油区面积与油水过渡面积之和。

4.51含油内边界

油藏中油水接触面与油层底面交线在水平面上的投影。

2.52含气外边界

气藏中气水接触面与气层顶面或油气藏中气油接触面与油气层顶面交线在水平面上的投影。

2.53含气内边界

气藏中气水接触面与气层底面交线或油气藏中气油接触面与油气层底面交线在水平面上的投影。

2.54纯油区

油藏含油内边界以内或油气藏含气外边界以外的含油区。

2.55油水过渡带

油藏含油内边界至含油外边界之间的地带。

2.56油气过渡带

油气藏含气内边界至含气外边界之间的地带。

2.57气水过渡带

气藏含气内边界至含气外边界之间的地带。

2.58油水接触面

油藏中油与水之间的接触界面。

油水界面并非使一个截然分开的面，而是一个具有一定厚度的油水过渡段。

为了确定油藏参数，人为地确定油水过渡段中某一深度为该油藏的油水接触面。

2.59气水接触面

气藏中气与水之间的接触界面。

2.60油气接触面

油气藏中油与气之间的接触界面。

2.61油藏高度

油水接触面与油藏最高点之间的垂直距离。

2.62气藏高度

气水接触面与气藏最高点之间的垂直距离。

2.63油气藏高度

油藏高度与气顶高度之和为油气藏高度。

2.64油砂体

含油砂岩中被低渗透的岩石所分隔的一些相对独立的含油砂岩体。

它是组成储油层的最小沉积单元，是控制地下油水运动的相对独立单元。

2.65单层

同一时间单元沉积的油砂体的统称。

2.66砂岩组

上、下以比较稳定的泥岩分隔的相互靠近的单层的组合，在垂向上是一个小的岩性沉积旋回。

2.67油层组

包括几个砂岩组，是相似沉积环境下连续沉积的油层组合，其顶底有较厚的稳定隔层分隔。

2.68含油产状

指岩心沿轴线劈开后，在新鲜断面上含油部分所占面积大小（即含油面积百分数）以及岩心含油饱满程度。

可分为五级，即：

油迹——含油面积小于5%；油斑——含油面积5%~40%；油浸——含油面积41%~75%；含油——含油面积76%~90%；油砂——含油面积大于90%。

2.69有效厚度

油（气）层中具有产油（气）能力部分的厚度，即工业油（气）井内具有可动油（气）的储集层厚度。

2.70夹层

储层间或有效厚度之间的不渗透或低渗透性岩层。

可分为层间夹层和层内夹层。

2.71隔层

储层之间，在注水开发过程中，对流体具有隔绝能力的不渗透或低渗透性岩层。

2.72标准层

岩性和测井反映明显，分布广泛，易区别于上、下邻层的稳定沉积岩层。

2.73旋回

一套沉积地层在垂向上不同岩性的演变序列，反映了区域性构造变动或水进、水退等沉积过程的变化。

2.74正旋回

自下而上岩性逐渐变细的旋回。

2.75反旋回

自下而上岩性逐渐变粗的旋回。

2.76复合旋回

自下而上岩性逐渐由粗变细再变粗或由细变粗再变细的正、反旋回的连续组合。

2.77韵律

一个砂层内部垂向上不同粒级或渗透率的演变序列。

2.78正韵律

自下而上粒度逐渐变细或渗透率逐渐变低的韵律。

2.79反韵律

自下而上粒度逐渐变粗或渗透率逐渐变高的韵律。

2.80复合韵律

自下而上粒度逐渐变粗再变细（或逐渐变细再变粗）或渗透率变高再变低（或逐渐变低在变高）的连续韵律。

2.81粒度分析

岩石中不同粗细颗粒含量的分析。

2.82粒度中值

粒度累计曲线上重复百分比为50%处所对应的粒径。

2.83沉积环境

是指沉积物沉积时自然地理条件、气候状况、生物发育状况、沉积介质的物理化学性质及地球化学条件等的总和。

2.84沉积相

是指一定的沉积环境和沉积特征的总和。

2.85沉积模式

根据现代沉积环境及古代沉积相的研究，对于古代沉积作用机理所区分出的一种具有代表性的成因类型。

2.86沉积亚相

在一个沉积区内依据水动力条件和沉积特征对沉积相所作的进一步划分。

目前沉积相级别的划分一般是：

陆相、海相、海陆过渡相为一级相；洪积相、河流相、三角洲相、湖泊相等为二级相；从二级相中进一步划分出的相区即为沉积亚相。

如河流相可分为河道亚相、堤岸亚相、河漫亚相等。

2.87沉积微相

是沉积亚相的进一步细分，即四级相。

如河道亚相进一步细分为边滩沉积微相、心滩沉积微相、滞留沉积微相；堤岸亚相可分为天然堤沉积微相、决口扇沉积微相等。

2.88洪积相

洪积相是近物源区的一种沉积相。

主要分布于盆地边缘和基底潜山山麓，岩性为粗碎屑物，分选及磨圆度极差，泥质胶结，无明显层理构造，不含生物化石，见少量植物残体，岩体平面多呈扇形，属暴雨洪积产物。

2.89河流相

由河流作用形成的沉积相。

沉积物主要由河道砂体和洪泛沉积物构成。

其底部常有一冲刷面，冲刷面之上为含钙砾、泥砾及火成岩砾石的砂岩，具交错层理，向上碎屑粒径变细，演变为过渡性岩性，旋回顶部为泥岩。

河道砂体平面上呈条带状分布，横剖面上岩性呈突变。

河间为洪泛时的细粒沉积。

属氧化环境，除少量植物根系、碳化树干外，很少发现其他生物化石。

2.90分流平原亚相

河流在三角洲分流以后所形成的沉积相。

是河流所携带的大量泥砂及有机物质充填了部分蓄水体，后又被分流携带的泥砂所加积而形成的三角洲水上部分。

分流平原位于泛滥平原与湖泊（海）的过渡地带。

垂向岩性层序为沙泥岩及粉细砂岩呈不等厚互层，一般呈正旋回。

2.91三角洲前缘亚相

是三角洲的水下部分形成的沉积相。

沉积物以河口坝、三角洲前缘席状砂、水下河道砂为主。

砂层中以粉、细砂为主，常见低角度交错层理、重力滑动变形层理、席状砂与河口坝一般为反韵律或复合韵律。

泥岩常为绿、灰及黑色、含少量植物化石及生物碎片。

2.92滨—浅湖亚相

三角洲之间湖水深度在波及面以上的沿湖岸浅水形成的沉积相。

沉积物岩性为泥岩、粉砂岩、生物灰岩。

是河流沉积、生物沉积及化学沉积经湖水再搬运堆积而成。

常见水平层理、不规则层理、波状层理、压扁层理及团块、干裂、虫孔、虫迹等构造。

化石丰富，为弱还原环境。

2.93较深—深湖亚相

在湖浪波及面以下水体较深部位还原环境中所形成的沉积相。

底栖生物无法生存，以浮游生物为主，化石保存完好，沉积物岩性为粘土岩、油页岩、泥灰岩。

粘土岩具水平层理，常见自生的黄铁矿分散于粘土岩层面上，有机质含量高，是良好的生油岩。

2.94静水柱压力

静止水柱的重力所形成的压力。

2.95孔隙压力

地层孔隙中所承受的流体压力。

2.96覆岩压力

某一深度的地层所承受的上面覆盖的岩层压力。

是该深度从地下到地表岩石颗粒的重力与孔隙中流体承受的压力的代数和。

2.97压力梯度

单体长度或深度上的压力变化值。

2.98地层异常压力

地层的压力梯度比正常的静水柱压力梯度偏低或偏高的压力。

前者称异常低压，后者称异常高压。

2.99地层破裂压力

使地层破裂时所需施入的压力。

2.100地层压力系数

某一深度的原始地层压力与同深度的静水柱压力的比值。

具有正常地层压力的油藏，其压力系数为0.7~1.2。

在此范围外则称压力异常，大于1.2者为高压异常，小于0.7者为低压异常。

2.101预探井

根据初步的地质及地球物理调查结果，在有潜在油、气圈闭的地区，为证实有无油、气蕴藏而钻的井。

2.102评价井

对一个已证实有工业性发现的油（气）流圈闭，为查明油、气藏类型，构造形态，油、气层厚度及物性变化，评价油（气）田的规模、生产能力（产能）及经济价值，最终以建立探明储量为目的而钻的探井。

同义词：

详探井

2.103探边井

是评价井的一种，为确定有可采价值油（气）藏的边界而钻的井。

2.104资料井

为了取得编制油（气）田开发和调整方案所需资料而钻的取心井。

2.105生产井

在已知有开发价值的油（气）藏的边界内，按开发方案的布井格局钻成的用来生产油（气）的井。

2.106注入井

在开发过程中，为补充、维持及加强油（气）藏的驱替能量，专门用于注入驱油（气）介质的井。

如注水井、注气井等。

2.107角井

正、反九点法面积注入井网中，井位在几何图形四个角点处的井。

2.108边井

正、反九点法面积注入井网中，井位在几何图形四个侧边中点处的井。

2.109中心井

面积注入井网中如按四点、五点、七点或九点法布井时，位于几何图形中心位置的井。

它可以是注入井，也可以是生产井。

2.110定向井

按规定方位角和倾斜度钻达目的层的井。

2.111水平井

是指在油藏中打开油层部分井段的斜度超过85○，水平井段延伸长度约为产层厚度10倍以上的井。

2.112丛式井

在一个井场或平台上钻出的井底方位不同的一组井。

2.113加密井

为改善开发效果，增加可采储量或提高采油速度而补充钻的新井。

2.114更新井

因油井或水井的技术状况变差不能再继续使用使用而报废后所钻的代替井。

2.115检查井

油（气）田开发到某一阶段，为了认识各类油（气）层的剩余油饱和度分布和储层性质的变化以及各项挖潜措施的效果而钻的取心井。

2.116监测井

在已投入开发的油（气）藏中，为了录取油（气）藏开发动态资料而设置的井。

可以设置专用监测井，也可以由生产井兼用。

2.117干井

钻达规定深度和层位并且经过工艺措施仍未得到有开采价值的油、气流的井。

2.118报废井

因地质原因或工程原因而永久不能用于油（气）田开发的井。

2.119积压井

因工程或其他原因暂时不能使用的井。

3油藏物性

3.1岩石物理性质

指岩石的力学、热学、电学、声学、放射学等的各种特性参数和物理量，在力学特性上包括渗流特性、机械特性（硬度、弹性、压缩和拉伸性、可钻性、剪切性、塑性等）。

3.2油藏物理性质

油气储集层的岩石物理性质，储层流体的物化性质及其在地层条件下的相态和体积特性，以及岩石—流体的分子表面现象和相互作用，油气水的驱替机制，统称为油藏的物理性质。

3.3岩心

利用钻井取心工具取出的岩石样品。

3.4井壁取心

用井壁取心器从井壁不同部位获取的不同层位的岩石样品。

3.5岩心收获率

指取出岩心的长度与取心时钻井进尺之比，以百分数表示。

3.6密闭取心

用特殊取心技术，使取出的岩心保持钻井时地层条件下流体的饱和状态。

3.7压力取心

用特别取心的工艺和器具，使钻出的岩心保持地层的压力，称为压力取心。

3.8定向取心

取心时能知道所取岩心在地层中所处方位的取心技术。

3.9冷冻岩心

是一种用冷冻保持岩心的方法，其目的是要防止岩心中的流体损失和疏松砂岩岩心的破碎。

3.10常规岩心分析

常规岩心分析可分为部分分析和全分析。

部分分析可使用新鲜的或者经过保持处理的小柱状岩心进行孔隙度和空气渗透率的测定。

全分析必须使用新鲜的或者经过保护处理的小柱状岩心进行空气渗透率，孔隙度，粒度，盐酸盐含量以及油、气、水饱和度的测定。

3.11特殊岩心分析

是指毛细管压力、液体渗透率、气—油相对渗透率、水—油相对渗透率、敏感性试验和湿润性等实验分析。

3.12全直径岩心分析

利用取心钻头取出的全直径岩心，于实验室内进行分析测定有关参数。

3.13岩屑

钻井过程中收集到的岩层碎屑。

3.14砾

颗粒直径大于或等于1mm的石英、长石类或其他矿物颗粒。

3.15粗砂

颗粒直径在0.5~＜1mm的石英、长石类或其他矿物颗粒。

3.16中砂

颗粒直径在0.25~＜0.5mm的石英、长石类或其他矿物颗粒。

3.17细砂

颗粒直径在0.1~＜0.25mm的石英、长石类或其他矿物颗粒。

3.18粉砂

颗粒直径在0.01~＜0.1mm的石英、长石或其他矿物颗粒。

3.19粘土

颗粒直径小于0.01mm的各种矿物质。

3.20胶体颗粒

水中含有的小于2μm的固态矿物质。

3.21次微粒子

水中含油的小于1μm的微粒固体物质。

3.22悬浮液

指粒径1~100μm的固体为分散相、流体为分散介质的分散胶体体系。

3.23岩石的粒度组成

构成砂（砾）岩的各种大小不同颗粒的含量。

通常用重量百分数表示。

3.24筛选

用筛网测定岩石颗粒组成的一种方法。

3.25沉速分析

按颗粒在流体中的下沉速度来去定岩石颗粒组成的一种方法，其依据使斯托克公式。

3.26斯托克公式

是用来确定球形固体颗粒在液体中下沉速度的公式

3.27粒度组成分布曲线

指某一粒径范围的直径与其所含颗粒的重量百分数的关系曲线，一般用直方图表示。

3.28粒度组成累积分布曲线

指颗粒的累积重量百分数与其直径对数的关系曲线。

3.29不均匀系数

指砂岩粒度组成累积分布曲线上某两个累积重量百分数所对应的颗粒寂静之比。

如累积重量为60%的颗粒直径d60与累积重量为10%的颗粒直径d10之比。

显然，不均匀系数越接近1，表明粒度组成越均匀。

因此，不均匀系数是反映粒度组成不均匀程度的一个数值指标。

3.30储层岩石的孔隙性

在储层岩石中，由于颗粒大小、形状及排列各异，加之胶结物的多样化，构成孔隙具有极不规则而又复杂的孔隙网络和不同的孔隙大小。

3.31岩石的绝对孔隙度

包括有效孔隙和无效孔隙在内的总孔隙体积νtp与岩石外表体积νf的比值称为绝对孔隙度φa。

用小数或百分数表示。

3.32岩石的有效孔隙度

岩石中流体可以竟如其中的连续或互相连通的孔隙体积Vep与岩石外表体积Vf的比值称为有效孔隙度φe，用小数或百分数表示。

3.33岩石的原生孔隙

岩石在其沉积和成岩后未受到任何物理或化学作用而存在的孔隙体积称为原生孔隙。

3.34岩石的次生孔隙

岩石受到成岩后的地应力作用或地表水的淋滤作用或其他物理、化学作用，产生裂缝、节理、溶洞和再结晶作用，或上述作用综合影响所产生的孔隙称为次生孔隙。

3.35孔隙体积

指岩心或所研究的储层内有效孔隙的总容积。

3.36孔隙大小分布

常用的定义是孔隙体积按具体孔隙大小分布的概率密度函数。

习惯上理解为多孔介质中孔隙大小及其所占孔隙空间比例的分布情况。

3.37孔隙平均值

多孔介质孔隙平均值因定义及计算方法而异，例如可按孔隙体积的加权平均而得出，但更多地按“平均水动力学直径”DM的含义从流体力学的意义上取平均值，通常定义为DM=4（V/S），式中V/S是孔隙采取算术方法求平均值。

3.38孔隙结构模型

模型一般分为三类：

一类是由球形颗粒排列而成的球粒模型；另一类是由毛细管排列成的毛细管束模型，主要用于研究其毛细特性关系；第三类是各种结构的网络模型。

球粒模型对毛管滞后，为求得水饱和度及剩余油饱和度提供了简便定性解释，但一般不用于毛细压力的定量计算。

3.39网络模型

网络模型又分为网络物理模型和网络数学模型。

网络物理模型是一种由人工经一定工艺过程而构成的孔隙结构模型，这种模型较接近于实际多孔介质的结构。

网络数学模型又分二维和三维模型，由弥渗理论研究孔隙结构参数对介质中渗流的影响。

3.40孔隙结构

指多孔介质中孔隙的大小、几何形态及分布特性。

3.41孔隙喉道

孔隙喉道亦称孔颈，是多孔介质中流体通过的孔隙通道中的狭窄部位。

3.42闭端孔隙

指那些只有一端是互相连通的孔隙。

即使它们通常可以为流体所渗入，但在正常渗流中流线并不穿过此类孔隙，所以对流体的运移的贡献微不足道。

有时亦称盲孔或孔穴。

3.43迂曲度

渗流过程中流体质点实际走过的平均路程长度Le与宏观渗流方程中所假定的流体质点通过的路程长度L的比值的平方（Le/L）2定义为迂曲度T。

3.44储层总和弹性系数

指油层压力每降0.1MPa，由于流体膨胀和岩石孔隙缩小，使单位体积岩石内所能驱出的流体体积Co。

3.45储层的总压缩系数

指储层岩石的孔隙压缩系数与所含流体压缩系数之和。

3.46岩石的压缩系数

指油层压力每降低0.1MPa，单位体积岩石内孔隙体积的变化值。

3.47岩石孔隙压缩系数

指地层压力改变0.1MPa压力时，单位孔隙体积的变化值，也称岩石有效压缩系数。

3.48砂岩的比面

是指单位体积岩石孔隙内部的表面积或颗粒的总面积，单位：

m2/m3，它表示砂岩的分散程度。

3.49岩石的渗透性

在一定的压差下，岩石允许流体通过的性质称为渗透性，渗透性的大小用渗透率K来表示。

3.50岩石的绝对渗透率

以岩石不起物化作用的、一定粘度μ的流体，在压差△p=p1—p2作用下，通过长度为L、截面积为A的岩石，所测出的流体流量为Q。

对不同的岩石，当几何尺寸、外部条件、流体性质恒定时，流体的通过量Q的大小则取决于反映岩石渗透性比例常数K的大小，K称为岩石绝对渗透率，单位：

μm2。

3.51岩石的相对渗透率

当岩石中为多相流体共存时，每相的有效渗透率与绝对渗透率的比，称为岩石的相对渗透率，以小数或百分数表示。

3.52岩石的有效渗透率

当岩石中多相流体共存时，其中某一相流体在岩石中通过的能力，称为有效渗透率或相渗透率。

岩石的有效渗透率之和总是小于该岩石的绝对渗透率。

3.53相对渗透率比值

指任何两种流体的相