油田开发概论Word文档格式.docx
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③确定储层中流体的性质与分布；
④确定储层的产能大小；
⑤了解储层中油气的动用程度和水淹状况；
4．开发地震资料
油田发现以后，用三维地震测量，配以部分重直地震剖面（VSP）测量，通过各种特殊处理用于对储层进行评价，由于其具有一定的优越性，而广泛受到重视。
（VSP是井下检波器在地层内反射而附近拾取的反射波剖面，为高保真记录的一维反射图象。
由于它用时间显示，未经速度投标，因此，通过VSP与钻井地剖面进行对比，可直接建立时、深关系。
并可VSP剖面上确定开发地震资料主要用于：
各地层界面的反射同相轴，将两者站在一起确定共相应的地质层位
①通过地震相识沉积相。
地震相是特定沉积相或地质体的响应。
根据地震反射特征，如反射外形，内部结构，顶底及侧向接触关系，以及振幅的强弱等主要参数，确定出地震相类型，从而定出沉积相类型来。
②精查储层的构造形态，断裂分布发育情况。
通过三维地震测量往不能补充，修正原有的构造解释。
③识别储层的岩性，确定储层的厚度，分布、形态，特别是可用合成地震测井等进行储层横向追踪，确定砂体的类灭位置等。
④利用各种声波信息判断储层中的孔隙发育带，用名种地震烃类检测技术判断储层中流体类型和确定油水、油气界面。
⑤监测储层开发过程中流体流体的变化，如气顶的变化，底水的推进，热蒸气和吞吐前人的位置等。
以上四大类资料用于储层评价“岩心是基础，地球物理（测井与地震）”是手段，测试是验证，必须强调综合运用各种技术方法，才能保证对储层作出科学评价。
三．开发储层评价工作程序及其各阶段评价内容
每个开发阶段具有的资料基础不同，所要解决的开发任务不同；
1．开发准备阶段：
①对各含油层系进行地层对比。
开发层系油层组划分，做出油层综合柱状，油层对比剖面图。
②描述各油层组岩性特征。
③分油层组统计有效厚度，分油层组的有效厚度等值图。
做含油面和图，描述砂体的连续性，稳定性、方向性。
④沉积亚相分析：
分析各亚相带的旋回性、韵律性等，做出相模式图。
⑤开发储层孔隙结构研究；
（各种测试方法）如压录等
⑥物性分析；
统计Q、K分布，各油层组或含油层系间的渗透率很差，变异系数，做水均质评价。
做出含油饱和度统计。
⑦渗流特征分析；
分含油层系，油层组确定润湿性，做出相对渗透率曲律，做出敏感性评价。
⑧隔层研究：
确定隔层标准，统计含油层系，油层组间的隔层厚度，隔层的孔渗性、裂缝、钻遇、描述隔层的岩性，做出隔层平面等厚图。
⑨在上述研究的基础上初步建立储层的概念模型。
2．开发方案设计与实施阶段
①进行油层对比，将含油层系细分到小层。
做连通图，小层平面分布图。
②开展小层沉积相研究，将沉积相带划分到微相。
③孔隙结构研究“控制成因单元砂体的最小一级沉积环境”
④成岩作用研究
⑤水均层性研究：
以小层为单元，进行平面、层间、层内水均质性描述，统计变异系数，水均质系数，很差等数据。
⑥渗流特征分析；
分区块、分油层组
⑦隔层研究
⑧根据对小层特征的上述研究，以小层为单元，对其作出评价分析分类。
⑨进一步完善储层概念模型，建立出储层静态模型。
3．开发方案的调整与完善阶段
油田开发方案全面实施基本结束后，根据开发生产和油田动监测资料，结合前段静态资料，对小层进行认识，加深对储层特征认识，掌握油水运动规律，搞清剩余油分布，为油田开发方案的调整与完善提供较精细（确）的储层静态模型，并研究和建立更精细的对井间水控制参数点有实际预测意义的储层预测模型。
①开发方案实施后，对储层的各种特征进行全面的系统的认识，检验沉积微相划分的合理性；
②研究开发过程中（主要是注水开发过程）中储层特性的变化，流体分布的变化，水淹规律和剩余油的分布规律等。
③进一步研究高孔隙带，高渗透带的分布规律；
加强对渗储层特征的研究；
④为编制三次采油方案而进行的储层评价工作；
如经初步分析，本油田宜采用热力采油技术，则需要进一步评价储层岩石的密度、比热、导热系数，层内水均质特征、，原油的粘、度密度、燃烧特点等。
第二节砂体的沉积微相分析
一、油田开发中的沉积微相分析概念
储层沉积学理论指出，沉积环境是沉积物形成条件，而沉积相是在该环境下形成的岩石特征的组合。
沉积相是沉积环境的产物，是沉积环境的物质表现。
砂体的沉积环境和沉积条件，控制着砂体的分布状况和内部结构特征。
大量的实验和生产动态研究表明，不同环境成因的砂体其储层性质不同，流体在其中的运动规律不同，开发特征也不同。
对于开发储层评价而言，进行相分析必须逐级分析到微环境和微相。
所谓“微环境”是指控制成因单元砂体——即具有独特储层性质的最小一级砂体的环境（装示楠1990）。
如研究曲流河环境沉积的砂体，应进一步细分为点坝、决口扇、中沟和废弃河道等微相，它们虽属同一曲流河上的沉积。
但储层特性完全不同，开发效果差别很大。
开发与勘探阶段中的相分析所研究的目的不同，资料不同，所详细程度不同，勘探相分析一般比纵向上划分到群、组、段、平面上划分到大相；
而开发中的相分析，垂向上要细分到单层，平面上要细分到微环境，确定每口井，每个油层气处的微相类型。
因此，人们往往把油田内的油层沉积相研究称为“细分沉积相”。
二、砂体沉积相分析方法：
开发储层沉积相分析一般的程序为：
分析区域沉积背景，划准大相和亚相，确定油田所处的相带位置；
划分沉积时间单元；
确定各沉积时单元的向相类型。
1．划准大相和亚相
油田开发中储层沉积相分析总是在一个油田范围内进行的，研究范围比较局限，若脱离大相的控制，直接进行微相分析，就容易发生“窜相”。
因此，识别微相必须在识别大相，亚相的前提下级进行。
一般利用区域岩相古地理研究成果，分析区域沉积背景，结合岩心观察和分析化验资料，以及测井相分析和地震相分析，划定大相和亚相。
2．划分沉积时间单元
所谓沉积时间单元，系指在相同沉积环境背景下的物化作用，生物作用所形成的同时沉积。
同一单砂层就是同一沉积时间单元的沉积产物。
进行单克砂体沉积微相分析时，划分的沉积单元应当是一个一次连续沉积的单砂层。
不同的沉积环境下形成的沉积其稳定不同。
划分沉积时间单元的方法也不同。
（1）对于湖相和三角洲前缘相比较稳定的沉积环境下沉积的油层，因其大多具有明显的多级次沉积旋回和清晰的多标准层，岩性和厚度的变化均有一定的规律可循，所以常用“旋回对比，分级控制”的旋回—厚度对比油层的方法，即在标准层控制下，按照沉积旋回的级次和厚度比例关系，从大到小逐级对比，直到每个单层。
（2）对于河流沉积环境下的不稳定沉积而言，由于沉积环境变化快，河流侧向摆动与下切巨烈而导致砂层厚度不稳定，厚度与岩性变化，就不能采用前述方法。
如图1-1中2井钻遇河床下切中心，存在1井及3井中的2号砂层因河床下切而被冲蚀掉，此时如果不考虑沉积和条件将2井中的厚砂层劈分为1、2、3号三层后与1井3井连接对此线，势必混清了沉积时间的顺序搞乱了沉积时间单元，该认识和指导合理开发带来了困难，所以一般采用“等高程”对比法。
（地下地质讲过）
该方法的原理是：
同一河流内的同期沉积物特别是河道末期因淤塞而形成的以悬浮物为主的泛滥平原沉积物，其顶面就是等时面（地下地质讲过）。
3．进行各沉积时间单元微相分析
（1）单井相分析：
依据各巧综合资料建立单井相分析柱状图。
主要反映砂层的定相标志，确定相类型和在纵向上的相层序，以及选定的指相测井曲线，单井相分析的可靠程度直接影响着相分析的最终结果。
（可用图说明）。
在建立单井相剖面的基础上，根据加密井网测井相解释成果，可以得出砂体沉积微相平面分析状况。
进而可以建立全区的沉积模式。
（2）砂体沉积相类型与开发动态
一定沉积成因的油砂体必然有一定的结构，构造特征，注水开发时也知必然不一定的生产特征也是不同的。
如大庆油田研究河道砂岩体中的注入水水淹规律为“局部突进条带水淹”，得于河道砂体主体部位的油井多为“高产短命井”；
而注入水在河口砂坝砂岩体中的水淹要比在河道砂体中均匀，且多形成“高产稳产”。
从砂体的成因入手，总结不同相类型砂体的沉积特征与注水开发动态的关系，对指导油田合理开发有着十分重要的意义。
第三节储层的水均质性研究
一、关于储层水均质性的概念
1．储层水均质性的概念
储层水均质是指表征储层特征的参数在空间上的不均匀性。
储层的不均质性是储层的普遍性，完全绝对的均质储层是不存在的。
在开发储层评价，对储层的水均质的评价具有双重性质的，即对赋存流体的岩石的水均质性和岩石空间中赋存的流体的性质的水均质性的评价。
岩石的水均质性和流体水均质性，往往是相互关联又相互制约的。
但岩石水均质性又往往是首要的，主导的因素。
岩石的水均质性主要是原始沉积过程中形成的，也可能是后业形成作用，构造变动造成的可以说沉积环境主要控制着储层岩石水均质性，而岩石的水均质性又进而控制着储层孔隙空间中流体的分布和流动，因此，影响流体在其中分布和流动的那些性质及其变化，这就是油田开发中储层描述和评价的重点。
2．储层水均质性的分类
根据水均规模大小，成因和对流体的影响程度来进行分类。
目前较为流行的多种分类方法基本上都是按规模大小来分的。
如Pettijohn（1973年）等提出的五咱种类型（图），Haloidsen（1986）分为四个级别（图）即微观（孔隙和砂粒），宏观（岩心规划），大型（模拟网格观模）；
和臣型（地层和区域规模），第二届国际储层表征技术研讨会（1989）上有人分为微观（孔隙规模）；
宏观（井间）；
中观（层规模）及宇观（油田规模）四级。
我国学者裘亦楠，根据我国陆相储层特征及生产实践，把碎屑岩储层的水均质由小到大分成四级即：
①微观孔隙水均质性；
包括孔隙分布、孔隙类型、粘土基质等；
②层内水均质性；
包括粒度韵律性，层理构造变序列，渗透率差异程度及高渗段位置，层内不连续泥质灰层分布频率和大小，以及其它不渗透隔层特征，全层规模的水平垂直渗透率比值等；
③平面水均质性；
包括砂体成因单元连通程度，平面孔隙度和渗透率的变化及水均质程度，渗透率的方向性，
④层间水均性；
包括层系的旋回性，砂层间渗透率的水均质程度，隔层分布，特殊类型层的分布，层组和小层划分等。
这一分类方案更加明确，而且适合生产中应用。
目前应用较广泛。
3．研究储层水均质的意义
在注水开发中，关键是解决好开发中表现出的层间、层内和平面矛盾，而储层的层间，层内和平面水均质性不是导致这三大矛盾的根本原因。
同时，储层水均质性直接影响水驱系收率的大小。
微观水均质性有直接影响驱油效率高低；
而层内、层内、层间水均质性直接影响厚度波及系数的大小；
平面水均质性直接影响面积波及系数的大小。
在搞清储层各种水均质性的前提下，采取各种合理的开发措施，是提高采收率的关键。
二、砂体几何形态与连续性的确定
1．砂体几何形态分类
砂体几何形态是砂体各向大小的相对反映。
砂体几何形态的地质描述一般以砂体的长宽比分为：
①席状砂体：
长宽比近于，平面上呈等轴状；
宽厚比＞1000；
②土豆状砂体：
长宽比＜3：
1形状似“土豆”
宽厚比＞100；
③条带状砂体呈带状分布若长宽比＜20称为条带状，＞20，则可称之鞋带砂体
宽厚比＞30；
④不规则状砂体；
形态不规测，一般有一个主要延伸方向，但在其它方向也有延伸。
长宽比＞20：
1
2．砂体连续性的概念
砂体连续性指砂体在各向上的规模大小，重点是研究它的长度和宽度，反映砂体的侧向连续性。
表达砂体连续性，通常用砂体实际延伸的长度和宽度，砂体的宽厚比，砂体宽度与井距之比，钻遇率（钻遇砂层的井数与总井数之比）来表示。
砂体连续性按延伸的长度可宽度可分为五级；
一级：
砂体延伸大天2000米，连续性极好；
二级：
“”1200—200米，连续性好‘
三级：
“”600—1200米“”中等；
四级L“”300—600米“”差；
五级：
砂体处伸小于300米，连续性极差；
3．砂体形态与连续性的判断与确定方法
①用沉积概念模式来判断
在储层沉积学理论中，建立了较完整的沉积模式，并指出了相同成因的砂体有大致相近可相同几何形态与连续性。
如三角洲前缘砂岩体，海滩砂岩体通常为席状；
河道砂岩体往往是条带状；
事实上，砂体的形态也可作为划相的标志之一。
②用井眼资料确定
油田现场主要是利用井眼资料作出单砂层厚度等值线图，勾画出砂体平面变化趋势，然后着重进行砂体几何形态和连续性研究。
③用地震资料来确定
方法主要有：
合成志波测井法，波形振幅分析法，三维地震技术VSP（垂直地震）技术等。
确定砂体的几何形态和侧向连续性，对开发中采取的布井方式和井网密度有实际有指导意义。
大面积稳定分布的油层。
一般适用于切割排状注水，且较稀井网就可对油层有较好控制。
小面积分散规划分布朱稳定油层，则往往需要采取面积。
注水和较密井网来开发。
研究表明；
大面积稳定规则分布的油层，注入水波及系数大，剩余油量少；
反之，注水效果要差。
三、砂体的连通性分析
连通性一般是指各成因单元有砂体在垂向上和侧向上相互接触连通的方式和程度。
如果相互间连通性好。
就必然扩大了储层的连续性。
砂体的连通性与前述的砂体的几何形态及连续性同为储层平面水均质性的研究内容。
1．砂体间的连能方式和连通程度
（1）连通方式
砂体之间的连通方式可概括为基本的三种形式
砂体间在侧面上连通为主；
砂体间在垂向上相互连通为主；
灰体彼此之相互连通
（2）连通程度
描述砂体之间相互连通的程度大小，一般可用下列几个参数；
①砂体配位数：
与某一个砂体连通接触的砂体数。
②连通程度：
指砂体连通面积部分占砂体总面积的百分数。
③连通系数；
连通砂体的层数占砂体层数的百分数。
④厚度连通系数：
连通砂体的厚度占砂体总厚度的百分数。
大庆将各井之间为同一砂体者称为一级连通；
同一进期沉积的不同河道砂体相交或相切接触时称为二级连通；
河道砂体与其它类型砂体连校时两者岩性、物性有很大的差异，称为三级连通。
2．孔隙连通单元
开发地质研究中研究砂体的连通性有二重含义。
一是砂体间的相互接触连通关系，二是储集砂体内的孔隙连通单元的分布情况。
油气分布在储层的孔隙中，而且只有分布在连通的孔隙中，才可以被开采出来。
特别是在注水开发中，注入井和采油井必须在同一个孔隙连通单元中才存在有驱替油气的作用。
对于注水开发油田来说，孔隙连通单元是油气开采的基本单元。
不弄清孔隙连通单元，要确定科学的注采井网是不可能。
如：
陕甘宁盆地长6.2储层的物性遮挡，渤海湾盆地中一个砂体被断层切割成几个孔隙连通单元有等实例。
3．砂体连通性的研究方法
（1）静态法：
①根据钻遇砂层实际数，统计砂体连通程度参数。
用表格或绘制砂体连通图。
②用艾伦（A.Allen,1978）提出的“河道砂体密度监界值法”来推测砂体连通情况的统计对比法。
成因单元砂体之间的连通程度取决于沉积体的沉积速度，沉积体的冲裂转移频率和盆地沉降速率之间的相对大小大系。
若沉降速度小于沉积速率，则砂层沉积数多，砂体连通程度高，反之就低。
且当河道砂体间垂向密度大于50%时，一般砂体连通性好，小于50%以上，砂体大面积、连通，扩大后的砂体宽度可超过数千米，而密度小于30%时，多属孤立的河道砂体，砂体密度在30—50%之间时，要作具体分析，可能会有局部连通。
③断层封闭性研究分析，（地下地质已讲过）。
断层两则岩性的接触关系（岩性）“岩性与断面物质的排驱压力的大小声波测井曲线等。
（2）动态法
研究一砂体与另一砂体接触连通后是否真不具有水动力联系，断层两侧储层是否同处一个压力系统，砂体中是否会有二个或二个以上的孔隙连通单元等问题，动态法要可靠的。
动态法主要包括：
干扰试井法，测压分析法，示踪剂测试法，油水井生产动态分析法等。
四、砂体微观孔隙结构特征的分析
（油层场理已讲了部分内容）
1．孔隙（喉）大小及分布特征分析
2．孔喉大小及其分布特征对驱油效率的影响等
五、储层的层内，层间水均质性研究
1．层内水均质性
层内水均质性是指一个单砂层规模，内部垂向上的储层性质变化。
它是直接影响和控制单砂层内水淹厚度波及系数的关键地质因素。
层内水均质性是生产中引起层内矛盾的内在原因。
层内水均质性重点分析的内容有：
（1）垂向粒度分布的韵律性：
①不韵律
②反韵律
③复合韵律：
即不、反韵律以上下组合，由不韵律组合称复合不韵律，由反韵律组合者为复合反韵律；
④均质韵律；
颗粒粗细上下变化不大，接近均匀分布；
⑤无韵律；
颗粒粒度在纵几上变化不规律可循；
（2）层理构造
碎屑岩储层中常发育有水平层理、斜层理、交错层理、层理的存在会引起渗透率的各向异性，从而影响注水及三次采油开发动态。
水平层理发育时，会影响流体的垂向流动（渗流），注入水易顺层理面推进，也很可能因注水压力高使层理面启开（开启），导致注入水沿层理而严重水窜，使驱油效果不好。
对于斜层理而言，渗透率的各向异性也很明显。
在顺层理、逆层理方向渗透率的差异，严重影响不同方向注水时的采收率大小，大庆油田对斜层理砂岩储层进行不同方向注水驱油模拟实验其结果；
不同注水方向驱油效果对比
注水方向
无水采收率
%
最终采收率
注入水占孔隙体积（PV）
顺层理
2.82
21.3
1.07倍
逆层理
19.4
48.5
2.5u
垂直层理
34.6
53.2
1.0
从上表的结果可看出，垂直于层理方向渗透率较低，采收率最高；
而顺层理方向的渗透率高，水淹快，无水采收率低，易形成较多的残余油，故驱油效率低，最终采收率也低。
交错层理的渗透率各向异性最强，且交错纹层组合愈复杂，各向异性程度愈高。
Weber（1983）通过研究指出，对于交错层来说，垂直于前程纹层（平行于吉河道轴）方向的驱替特性比主流动平行于前程纹层更有利。
事实上，渗透率的方向性控制着驱替特征的各向异性。
（3）层内夹层
层内夹层指位于单砂层内部的相对低渗透率层或作渗透性岩层。
在注水开采过程中，夹层对地下流体具有隔绝能力或遮挡作用
层内夹层常见的有泥（页）岩，粉细质泥岩、钙质泥岩、含砂泥岩等，此外还包括成岩过程中形成的硅质、钙质条带等。
常见是泥（页）岩夹层，一般厚度较薄，仅有数厘米至数十厘米，延伸的长度一般也不大。
但在不同相带砂体的延伸范围明显不同，如在三角洲前缘相中的延伸范围大于在分流河道砂体中，而分流河道中的处伸又大于在点坝砂体中，总的来说其侧向连续较差，有人分析认为，这种泥（页）岩夹层代表了在弱紊流地区水均匀地形中沉积的物质的细粒部分。
因此，夹层的厚度仅与沉积过程中的局部地形有关，似乎与夹层的延伸长度无关，这样就导致井与井之间夹层的不可对比性。
层内夹层的分布状态除可在单井岩心剖面上观察和露头调查外，也可用自然伽码—中子测井曲线来识别。
通过统计井剖面中的夹层频率（单位厚度岩层中夹层的层数，单位：
层/米）和夹层密度（夹层总厚度占所统计）的砂岩剖面总厚度的百分数来表示，也可绘制成夹层等密度设图来直观反映。
泥（页）岩夹层的产状决定了砂与泥之间的配置方式，进而对油水运动的空间轨迹，速度和采出状况有密切影响。
平行于砂层面分布的夹层对垂向渗透率有很大影响，而由于上下夹层合并可与层面方向斜交分布，或由于不规则的粘土层和相互交织。
也会阻碍流体的水平流动，并使流体运动更加复杂化。
（4）层内渗透率水均质性
描述层内渗透率的分布特征，一是要确定层内最高渗透率的处的位置，二是单砂层规模的垂直和水平渗透率的比值，三是层内渗透率的分布模式的差异程度。
①理论研究和数值模拟实验以及闭密取的分析油层水淹规律，均表明在其它条件一定时。
单砂层中最高渗透率段越靠近项、上部，水淹厚度波及系数越大，越接近衣部，水淹厚度波及系数越小，且油层厚度越大，重力作用越明显，底部突进现象越严重。
这不是不韵律厚油层在注水开发中面临的最大问师——严重的层内矛盾。
②全层规模的垂直渗透率与水平渗透率的比值，反映了流体在垂和水平方向流动能力的相对大小，它决定于砂粒，片状矿物的排列，层内夹层的存在，各种层理构中的泥质纹层等因素。
两者的比值越大，越有利于提高水淹厚度波及系数。
③单层渗透率的垂向分布模式可对应粒度的分布特征，也可分为不韵律反韵律，复合韵律（包括各种组合）等，不同渗透率模式，即对注水开发效果有很大的影响。
相对应的为开发效果差水淹厚度小，含水上升快和开发效果好的水淹厚度大（反韵律），介于中间的为复合韵律等。
层内渗透率的水均质性差异程度，通常用于列定量统计参数来。
表示：
①渗透率变异系数（Kv）:
单砂体内渗透率样品标准偏差与其平均值的比值
即：
其中
式中：
—样品标准偏差Ki—单个样品可各相对均质段渗透率率值，10-3um2
—样品平均值
—样口数
Kv反映样口偏离整体平均值的程度，Kv≥0。
Kv值越小，说明样品值越均匀，非均质性弱。
通常用Kv可粗略地评价层内水均质程度，即Kv＜0.5为均匀，0.5-0.7为较均匀，≥0.7为不均匀，当然还需综合其它条件。
②渗透率突进系数（KT）:
（非均质系数）
单砂层内渗透率极大值与平均值的比值：
即；
KT是评价层内渗透率非均质性的一个重要参数，KT≥1。
KT越小，说明垂向上渗透率变化小，注入剂厚度及系数小，驱渍效果好，反测向变化大，注入剂易由高渗段宗进，注入剂厚数波及系数小，水驱效果差。
③渗透率级差（KT）
单砂层内渗透率最大值与最小值比值。
即
所映渗透率变化的幅度，KT≥1。
数值越大，非均质性越强，数值越接近1，储层越均质。
研究表晃，层内平均渗透率分别与突进系数及变异系数虽反此关系
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