油气田地下地质学第六章.docx
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油气田地下地质学第六章
第六章油藏评价与开发可行性研究（Chapter6reservoirdescription）
第一节油藏中流体分布
一、油藏内流体类型
油藏中的流体除石油外，还有水和气，产状有9种：
束缚水、边水、底水、夹层水、溶解气、气顶气、夹层气、纯气层气、低渗性高含水饱和度油层中的可动水等。
二、油藏内流体分布规律
油的相对渗透率为0时（含油饱和度约25%），不流动。
在油藏顶部纯油带中，仅含不可流动的束缚水；纯油带之下是只产油不产水带，含有少量自由水，含油饱和度降低。
油水同出带，自由水饱和度增大，达到可流动临界值，含油饱和度降低，生产时油水同出。
没有绝对的油水界线，只有过渡带，含油饱和度范围75%--
25%
只产水不产油带，含油饱和度很低，油的相对渗透率降为零，同时有很高的含水饱和度，故只产水不产油；最下面是纯含水带。
三、影响流体特征及分布的因素
油藏流体在孔隙系统中的分布特征表明：
在粗、中砂岩中，粗大孔隙之间彼此有较多的粗喉道相连通时，孔喉中几乎充满了油，并形成网络联系，成为统一的流动体系；而在细、粉砂岩中，原油一般多为孤立的分散状。
即不同岩性储层的孔隙结构特征不同，原油在其中的分布状态是很不相同的。
1、反映液体基本性质的参数
1流体性质参数包括：
原油密度、粘度、含蜡量、含胶量、凝固点和初馏点；饱和压力、气油比、体积系数、组分等；
天然气密度，甲烷、重烃和非烃气体含量等；油气田水化学成分、总矿化度、物理性质和水型等。
2油气按组分含量、密度、气油比等分为重油、黑油、挥发油、凝析油（气）、湿气、干气等多种类型。
2、流体分布非均质性
1原生油藏：
一般遵循上轻下重、顶轻边重的规律。
这是同一油藏内流体的重力分异作用和边水氧化作用的结果。
2次生油藏：
呈现比较复杂的现象，上下两组储层原油性质差异较大，而且是上重下轻。
原油性质的平面分布非均质性的研究，如原油密度、粘度、地层水总矿化度等的平面等值线图，可以分析构造对流体性质分布的控制作用。
3、影响流体和分布非均质性的地质因素
①生油区油气生成条件：
包括生油岩热演化程度、有机质丰度、干酪根类型和生烃、排烃期等因素，这些因素的配合关系是决定原油性质的内在因素。
②运移：
距离越长，轻质组分散失越多，油质变差，地层水总矿化度降低，水型趋于复杂。
3次生变化：
包括水洗、生物降解和氧化作用。
如在油水界面附近，由于边水长期缓慢的水洗作用，使低部位的原油变稠变重。
4断层影响：
规模较大的断层控制流体性质的分布，规模较小的断层使流体性质复杂化，增强非均质性。
开启性断层常使原生油藏遭受破坏，是流体再分配的通道。
在这类断层附近原油性质变差，缺乏天然气和轻质油，地层水矿化度低，水型复杂。
封闭性断层常形成圈闭，使流体得以保存，原油性质较好，地层水矿化度较高。
5储层非均质性：
6注水开发：
如原油密度、粘度、初馏点等增大，原油饱和压力、气油比降低等现象表现明显。
4、流体性质与开发特点
①原油性质好、储层孔渗高、含油饱和度高、有效厚度大的油井产能高。
②原油的粘度对产能的影响较大、粘度大的原油不易流动，产能往往较低。
如果原油粘度很大，水驱开发就无意义，只有靠采取其它特殊方法（如热力采油）来开采了。
3挥发油藏的开发，若能在油藏开发早期采取保持地层压力开采，则会获得较高的采收率。
如果没有补充能量，油层压力下降到泡点压力以下，使地层能量快速消耗，采收率降低。
四、油藏开发中流体变化
第二节油藏的压力与温度
一、油藏压力及压力系统
1油藏压力
原始油层压力（pi）：
指油层未被钻开时，处于原始状态下的油层压力。
压力系数（aP：
原始地层压力与静水柱压力之比值。
压力梯度（Gp）：
地层海拔高程每相差一个单位相应的压力变化值。
Gp的单位通常取
MPa/10m。
油层折算压力（pc）：
为消除构造因素的影响，把已测出的油层各点的实测压力值，按静液柱关系折算到同一基准面上的压力。
目前油层压力（p）：
在开发后某一时间所测量的油层压力值，称为目前油层压力。
1）油层静止压力（pws）：
油井生产一段时间后关闭，待压力恢复到稳定状态后，测得的井底压力值。
这一压力在油层的各个地方不一样，在同一地方不同时间也是不一样的，所以有人又称之为动地层压力。
2）井底流动压力（pwf）：
油井正常生产时测得的井底压力。
它实际上代表井口剩余压力与井筒内液柱对井底产生的回压。
使流体流到井底并进入井筒，甚至喷出地表的生产压差即为pws-pwf。
原始油层压力--油层在未被打开之前所具有的压力。
通常将第一口探井或第一批探井测得的油层压力近似代表原始油层压力。
原始油层压力
①基本来源--静水压头
②次要
天然气压力--将增加油层的压力；地静压力--在地静压力作用下，岩石孔隙容积缩小，造成油层中原始压力的增加。
油藏的测压面：
以供水露头海拔（+100m）为基准的水平面
油层在海拔+100m的地表具供水区；另一侧未露出地表，无泄水区。
油水界面原始地层压力=1井原始地层压力+1井底至油水界面水柱产生压力原始油层压力在背斜构造油藏上的分布特点：
A、原始油层压力随油层埋藏深度的增加而加大；
B、流体性质对原始油层压力分布有着极为重要的影响：
井底xx相同的各井：
井内流体性质相同t原始油层压力相等；
井内流体性质不同t流体密度大，原始油层压力小
流体密度小，原始油层压力大
C、气柱高度变化对气井压力影响很小。
当油藏平缓、含气面积不大时，油-气或气-水界面上的原始油层压力可以代表气顶内各处的压力。
假定单井生产，渗流场压力分布呈规则的同心圆状。
根据径向渗流公式可以计算出油井附近任意一点的压力。
从供给边界到井底，压力降落过程是按对数关系分布的，从空间形态看，平面径向流压消耗的特点是，压力主要消耗在井底附近，这是因为井底渗流面积小，渗流阻力大。
折算压力：
对于无泄水区，具统一水动力系统的油藏来说，油藏未投入开采时，位于油藏不同部位的各井点处，其原始油层压力折算到同一个折算基准面后，折算压力必相等。
静液柱高度：
通过地层压力可计算。
静液柱高度在海平面以下时，折算压力取负值。
2压力系统
①压力系统
也称水动力系统，是指在油气田的三维空间上，流体压力能相互传递和相互影响的范围。
压力系统研究的意义：
确定连通体的范围，也就是供液的范围，是确定注采井网的基本依据之
一。
②压力系统确定
地质条件分析法：
断层的分布和封闭条件；隔层的分布状况；储层岩性、物性的横向剧变；裂缝的发育和分布；区域性不整合面的存在等。
压力梯度曲线法：
测原始压力，绘制成压力梯度曲线。
如果梯度曲线只有一条，则说明各油层或同一油层的各点属于一个水动力系统。
折算压力法：
统一水动力系统的油藏，油藏未投入开采时，位于油藏不同部位的各井点处，折算压力必相等。
如我们需要判断各个油层或同一油层中各点是否属一个水动力系统，我们可以将各测点的原始压力都折算到原始油水接触面或海平面上，如果折算压力相等，我们可以认为各测点同处于一个水动力系统中。
始油层压力等值线图法：
可实际绘出某油田的原始油层等压图。
如果无断层或岩性尖灭等因素的影响，原始油层等压线的分布是连续的。
相反，如果原始等压线分布的连续性受到破坏，则该油田有若干个水动力系统。
油层压力变化规律法：
油层一旦投入开发，油层压力就开始发生变化。
如果处于不同油层或同一油层的不同位置的各井油层压力同步下降（压力变化速度基本一致），说明各井点处于同一水动力系统中；反之，则不为一个水动力系统。
井间干扰试验法：
使某井开采条件改变（产生激动），观察其周围其它井（观察井）的压力变化情况。
如果观察井的压力随激动井的开采条件变化而相应变化时，证明激动井与观察井处于同一压力系统中，反之亦然。
实际研究中，应采用多种方法相互验证，保证压力系统认识的正确性。
二、油藏温度及其测量
1、地温梯度和地温级度：
地温梯度（GT）：
指地层深度每增加100m时地层温度增高的度数，单位为°C/100m。
为了研究某区的地温随深度的变化情况，通常作地温梯度曲线。
地温级度（DT）：
指地温每增加1C,所需增加的深度值，单位为m/C。
地温梯度与地温级
度互为倒数关系，不过地温梯度更常用些。
2、地温分布与温度异常
地球的热力场是非均质的，所以地温梯度在各地不一。
一般都可用实测的各油区的地温梯度值反映全油田的地温分布特征。
通常以地球的平均地温梯度3C/100m为标准，地温梯度为3C/100m称为正常，高于此值称正异常，低于此值称负异常。
根据井温资料可编制井温与深度关系图，了解地温梯度在纵向上的变化
3、油层温度与开发动态
油层温度是影响原油粘度的一个最敏感的因素。
油层温度的改变决定着其中原油粘度的变化。
提高油层温度，如注热水，可增加原油的流动性；反之，如采取小井距大量注入冷水，会使原油粘度明显增大，影响油层产能。
开采过程中，如果地层压力下降并低于饱和压力时，石油中的溶解气大量逸出并膨胀，常使油层温度开采过程中，如果地层压力下降并低于饱和压力时，石油中的溶解气大量逸出并膨胀，常使油层温度下降。
特别是在井底附近，温度变化大，常造成井底附近油层胶结或结蜡，堵塞了原油流入井内的通道。
因此，对地温的研究，有助于采取合理的生产措施和工艺技术，防止上述现象发生。
由于单井剖面中深度不同的层位其流体温度不同，如果因固井质量不好发生窜通，则可通过对井筒温度剖面的研究来判断窜通层位。
还有一个很重要的应用就是通过井温测井来建立吸水剖面，了解各油层的吸水状况。
4.温度测量
测井筒温度剖面识别窜通位置
第三节油藏的天然能量与驱动方式
一、油藏天然能量类型
1.边水、底水能量大小分析
水体体积与油体体积的比值是反映水体能量大小的一个很重要的参数。
水体越大，能量越充足。
有两个参数：
水侵速度（单位时间的水侵量）、水侵系数（单位压降下的水侵速度）。
1.水侵速度qe,其意义为单位时间的水侵量
水侵速度越大，说明水体补充条件越好。
2.水侵系数ke,其意义为单位压降下的水侵速度
水侵系数更能反映边、底水活跃程度,其数值越大,反映天然水驱能量也大。
2.气顶能量大小分析
反映气顶能量大小的主要参数为气顶指数m.m值越大,反映气顶能量越大。
对于两个m值相同的油气藏来说,原始油层压力值大者,其气顶能量也大。
油、气层在垂向上的渗透率和水平渗透率比较接近,而且都较高时,越有利于气顶能量发挥作用。
3.溶解气能量大小分析
当油层压力低于原油饱和压力（当温度一定时,地层原油中分离出第一批气泡时的压力称为饱和压力）时,原油中的溶解气就会分离出来而膨胀驱油。
地层饱和压差可以反映溶解气的能量状况。
地层饱和压差小,溶解气易释放出来。
原始溶解气油比,是反映溶解气能量大小的一个重要参数,气油比越高,说明溶解气能量越充分。
当油层压力低于原油饱和压力时（泡点线）,气体逸出开始驱油。
4.弹性能和重力能
在压力降落过程中,岩石和流体本身膨胀,会产生弹性能量,同样有驱油作用。
有两个参数：
表示的是平均地层压力每下降一个单位可以产出的弹性储量；弹性采出程度：
是指完全靠油藏的弹性膨胀能可以产出的弹性储量占地质储量的百分数。
弹性产率值越大，弹性采出程度越高，油藏的弹性能量越大，天然弹性能
量可利用程度越高。
二、人工能量补充
三、油藏驱动方式
1.水压驱动
驱动方式（drive）指油藏在开采过程中主要依靠哪一种能量来驱出油气。
油藏开采后由于压力下降，周围水体（边水、底水、或人工注水）对油藏能量
进行补给，这就是水压驱动，分刚性水压驱动和弹性水压驱动两种。
1.i刚性水压驱动，其能量是边水或底水的静水压头或人工注水的水
力。
开采时，保持井底压力pw高于饱和压力pb，使气油比Rp保持不变。
但当
生产到一定程度时，边底水或人工注水会逐渐进入井底，油井见水并逐渐水
淹。
即产油量Qo逐渐下降，含水率逐渐上升。
实现刚性水压驱动的条件：
油层与水区连通性好，没有断层或岩性封闭，油层渗透率好且非均质性
弱，水源供给充足，这样水力对油藏中的压力变化反应敏感，油层的采液量与
水体推进补给量能达到平衡。
实际生产中，我们可以用人工注水来实现刚性水压驱动。
ii弹性水压驱动一水体的弹性膨胀驱油，压力下降.
油田一般先采取弹性水压驱动，然后注水变成刚性水压驱动
2.弹性水压驱动，没有边水或底水露头，或水体与油体之间连通性较差,存在断层或岩性等遮挡，或人工注水速度赶不上采液速度时产生弹性水压驱动。
油藏压力从其原始值降到饱和压力以下的这个阶段，都称为弹性水压驱动阶段。
在油藏的开采初期，水侵量达到采出量需要逐步平衡，在这段时间里不可避免地要出现一个弹性驱动阶段。
随着开采时间的增加，压力降落的速度会逐步缓慢，最后可能会达到补充与采出的平衡，即刚性水压驱动。
采收率高25—50%
2.气压驱动
气压驱动：
主要是气顶中压缩气体的弹性膨胀力驱动。
在开采过程中，采出的油量由气顶中气体的膨胀而得到补充。
气压驱动：
分刚性气驱和弹性气驱
弹性气驱：
气顶压力降低，体积增大驱油。
开采特征是：
油藏产量随压力下降而逐渐减少；同时随着油藏压力的下降，更多的溶解气将分离出来，使开采过程中的气油比逐步上升。
如果出现了气顶的锥进和气窜，便会造成气油比的急剧升高和油井产能的迅速降低—弹性气压驱动。
也可以用人为的方法向气顶注气，以延缓油藏压力的下降，甚至可以使油藏的压力不再下降—刚性气压驱动。
刚性气驱：
地层压力不变
采收率高25—50%
3.弹性驱动
驱油动力是油藏本身的弹性膨胀力，该类驱动的油藏常常是断层封闭或岩性封闭油藏，缺乏丰富的水源供给（边水、底水或人工注水），油藏压力高于饱和压力。
油藏开采时，随着压力的降低，油藏不断释放出弹性能驱油向井运移。
采收率2—5%
4.溶解气驱
实现溶解气驱的条件是：
采出量大大超出水体的补给能量，油藏压力低于饱和压力时，溶解气从油中分离出来，以分散的气泡存在于油中，当压力降低时气泡膨胀把油推向井底。
驱动能量的大小主要取决于原油溶解气体的数量.
溶解气驱初期压力降落较慢，但是，随后由于气体的流动远比石油大，因而它将抢先流入井底而被采出，使驱油的动力很快丧失，随着大量溶解气的采出，气油比又开始急剧的下降，问题是油藏的产量也相应降低。
溶解气驱T地层压力降低T气体从原油中脱出（原油的粘度增加）T油、气
两相流动T油的相渗透率降低T油井产量下降
没有边水和底水，也无气顶。
溶解气从油中分离出来，以分散的气泡存在于油中，当压力降低时气泡膨胀把油推向井底.
采收率高10—30%
5.重力驱动
靠原油自身的重力将油驱向井底时为重力驱油。
重力驱油要求油层倾斜大，厚度大。
重力是一种比较弱的驱动力。
只有当油藏开采到末期，其它驱动力都变得比较微弱时，重力驱油作用才明显的表现出来。
重力驱油要求：
油层倾斜
厚度大
采收率xx30—70%
饱和油藏：
无气顶、无边底水T溶解气驱动
无气顶、有边底水T溶解气驱动和天然水驱综合驱动
有气顶、无边底水T气顶驱和溶解气驱动综合驱动
有气顶、有边底水T气顶驱、溶解气驱动和天然水驱
第四节油气储量
一、储量与可采储量
储量（Reserves是从某一时间以后，预期从已知矿藏中可以商业性采出的石油数量。
所有的储量评估值都具有一定的不确定性。
不确定性的相对程度可将储量归为两大级别之一，即探明储量（已开发的、未开发的）和未探明储量（概算储量、可能储量）。
可采储量（Nr）--在现有经济技术条件下，可以从储油层中采出的油（气）总量。
二、静态法储量计算
1．计算依据
容积法计算石油地质储量，实质是计算石油在油层中所占的部份体积，根据体积和原油的密度等资料确定原油的重量—储量。
石油储量计算公式：
原始地质储量N=100?
A?
h?
①久1-Swi）?
p/BoiA含油面积h有效厚度①平均有效孔隙度（1-Swi）平均含油饱和度p地面原油密度Boi原油体积系数
2含油面积确定
⑴确定油水界面
1利用岩心、测井及试油资料确定油水界面
确定油水界面分3步：
A）算出某一油水系统中各井最低油层底界和最高水层顶界海拔高度。
B）投点--在图上依次点出各井油底、水顶位置。
C）在油底、水顶之间划油水
界面。
当资料较少，油底和水顶相距较远时，油水界面应偏向油底，以防面积增大。
2利用毛管压力资料确定油水界面；
从Sw=30%处开始，尽管压力不断增加，但含水饱和度上升很慢，即水很难有活动空间。
孔隙喉道越来越小了，储层中的水不流动了。
一般含水饱和度小于30%，不出水。
根据毛细管压力曲线特征及相渗透率曲线，按井的产出特征可以将油藏垂向油水分布自上而下可分为3段：
产纯油段、油水过渡段产纯水段。
油水界面一般指纯油段与油水段的分界面。
3利用压力资料确定油水界面。
含油面积：
般指油藏产油段在平面上的投影。
指具有工业性油流地区的面积。
纯含油区：
内含油边界控制部分
过渡带：
平均有效厚度该油层
油藏类型对圈定含油面积起着重要的控制作用。
在确定含油气面积时，首先初步确定油藏类型，了解控制油气分布主要因素。
I、简单的背斜油藏：
对于背斜油藏，主要搞清构造形态及确定统一的油水界面，之后，即可比
较准确地圈定含油面积。
有两种：
油层厚度稳定的背斜油藏、油层厚度不稳定的背斜油藏
II、断块（层）油藏：
含油面积由断层边界、岩性边界、油水（气）边界构成。
确定含油面积前，必须先确定：
断层的正确位置；搞清断块内油气水系统。
断块油藏圈定含油面积通常不分纯油区和过渡带，一般以外含油边界圈定（计算平均有效厚度时，应将过渡带厚度减薄的因素考虑在内）。
皿、构造-岩性油藏和岩性油藏：
该类油藏以岩性圈闭为主。
确定含油面积关键之一：
正确识别岩性油气藏；其次根据岩性边界圈定含油边界。
岩性油藏的识别--主要有2个易于识别的特点：
A剖面上水层多或泥质层多，油层少且分散，并且各井油层层位不同，不是同一砂岩体；B岩性油藏（尤其是透镜体砂岩油藏），储层封闭较好，常具有压力系数高、初期产量大、压力降落快等特点。
岩性油藏的含油面积：
仅受岩性边界控制。
岩性-构造油藏含油面积：
往往受岩性边界、油水边界控制含油面积的大小取决于：
产油层的圈闭类型、储集层物性变化、油水分布规律对于油层均质、物性
稳定、构造简单、很少有断裂的油藏根据油水边界确定含油面积。
对于地质条件复杂的油气藏含油边界由油水边界、油气边界、岩性边界和断层线等构成；须查明圈闭形态、断层位置、岩性尖灭位置等，方可圈定含油面积
⑵划定含油面积
3有效厚度确定
⑴概念
油层有效厚度--指现有经济技术条件下，油层中能够提供工业油流的厚度（储层中具有工业产油能力的厚度）。
即对全井达到工业油井标准有贡献的储层厚度。
有效厚度必须具备2个条件：
在现有工艺技术条件下可提供开发、油层内具有可动油；研究有效厚度的
基础资料：
岩心资料、试油资料、测井资料；三者各有局限性，必须综合利用：
岩心资料：
不能说明原油能否产出、且取心井数量较少；试油资料：
多为合层试油，分不清出油的确切部位；测井资料：
属于间接资料，需要第一性资料验证。
⑵有效厚度物性（下限）标准确定方法
有效厚度下限标准：
主要指物性标准，包括孔隙率、渗透率和含油饱和度3个参数的下限。
由于岩心资料难以求准油层原始含油饱和度，通常用孔隙度和渗透率参数
反映物性下限。
确定有效厚度物性下限的方法：
测试法、经验统计法、含油产状法。
1测试法--利用单层试油成果确定油层渗透率下限。
每米采油指数=0所对应的渗透率值--渗透率下限。
对于原油性质变化不
大、单层试油资料较多的大油田T直接编制每米采油指数和空气渗透率关系曲线确定。
孔隙度下限的确定：
渗透率下限确定后，根据孔隙度与渗透率关系曲线，查出相应的孔隙度下限。
2经验统计法--xx通常使用经验统计法对于中低渗透性油田，将全油田的平均渗透率乘以5%，就可作为该油田的
渗透率下限。
对于高渗透性油田，或远离油水界面的含油层段，则应乘以比5%更小的数
字作为渗透率下限。
3含油产状法，用岩心的含油产状确定有效厚度物性下限
适用范围：
碎屑岩储层中，含油产状与物性具有变化一致性的规律。
操作步骤：
划分岩心含油级别、通过试油确定岩性和含油产状的出油下限。
3用数理统计方法统计有效层物性下限。
⑶夹层
1夹层
夹层扣除:
指扣除不能产油的那一部分岩层的厚度。
2夹层识别
顶、底部渐变层T泥质含量增加而形成的过渡岩性。
自然电位曲线不对称--
随泥质含量f偏负幅度J;视电阻率曲线和微电极曲线呈斜坡状；微电极曲线无幅度差或幅度差很小。
量取厚度：
一般以不同曲线中所量取厚度最小者为准。
油层内：
（粉砂质）泥岩夹层、钙质加层或条带。
量取夹层厚度一般在微电极曲线上进行。
泥岩夹层TSP曲线上，偏负幅度较低或与基线一致；视电阻率或微电极曲线为低阻异常；在微电极曲线上无幅度差。
常以自然电位曲线作为泥质夹层判别标志。
钙质夹层T在SP曲线上偏负幅度甚小或为正值；视电阻率曲线高值；微电极曲线：
明显的尖刀高峰异常与油层截然分开。
尖刀状异常作为判别标志。
⑷单井油层有效厚度划分
①我国研究有效厚度的综合研究方法
以单层试油资料为依据，对岩心资料进行试验和研究，制定出有效厚度的
岩性、物性、含油性下限标准；
以测井解释为手段，广泛应用测井定性、定量解释方法，制定出油气层取舍标准（包括油、水层标准和油、干层标准）夹层扣除标准。
用测井曲线及其解释参数具体确定油、气层有效厚度。
②油层有效厚度的划分：
在油层岩心收获率很高（＞90%）情况下：
直接依据岩心资料划分有效厚度。
多数井未取心，主要利用测井资料划分
油层有效厚度。
主要步骤：
根据物性与测井标准确定出有效层；划分出产油层顶、底界限，量取总厚
度；从总厚度中扣除夹层厚度，得油层有效厚度。
油层有效厚度的划分：
利用测井资料划分油层顶、底界限
应综合考虑能清晰反映油层界面的多种测井曲线；如：
微电极、自然电位、视电阻率曲线等。
若各种曲线解释结果不一致，则以反映油层特征最佳的测井曲线为准。
一般利用收获率高的岩心，编制各类油层典型测井曲线图版。
储层有效厚度量取：
一般以不同曲线中所量取厚度最小者为准。
3油藏（层）有效厚度的确定
采用平均化处理，见下文
4油层有效孔隙度的确定
⑴以实验室直接测定的岩心分析数据为基础；测量岩样总体积、岩石颗粒体积、孔隙体积（测2项即可）
⑵对未取岩心的井采用测井资料求取有效孔隙度，声波测井、中子测井、密度测井--相关计算公式。
⑶将地面孔隙度校正为地层条件下孔隙度。
制定本地区地面孔隙度--地层孔隙度关系图版或建立相关经验公式。
5油层原始含油饱和度的确定原始含油饱和度：
指油层尚未投入开采，处于原始状态下的含油饱和度Soi。
一般，先确定油层束缚水饱和度Swi，然后求取So：
原始含油饱和度Soi=100%—含水饱和度Swi确定含油饱和度的方
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