精细油藏描述技术规范共13页.docx

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精细油藏描述技术规范共13页

精细油藏描述技术规范

（试行）

中国石油勘探与生产分公司

精细油藏描述技术规范

一、总则

（一）精细油藏描述的定义

油田投入开发后，随着油藏开采程度的加深和生产动态资料的增加所进行的精细地质特征研究和剩余油分布描述，并不断完善储层的地质模型和量化剩余油分布，称为精细油藏描述。

（二）精细油藏描述技术规范的适用范围

本《技术规范》主要以“注水开发碎屑岩油藏”为主，重点是高含水阶段的精细油藏描述。

对于其它不同类型、不同开发方式油藏的精细油藏描述可参照本《技术规范》或已颁布的行业技术标准。

（三）精细油藏描述的目的和意义

油藏描述本身是一个动态的过程。

精细油藏描述是针对已开发油田的不同开发阶段，充分利用各阶段所取得的油藏静、动态资料，对油藏构造、储层、流体等开发地质特征做出现阶段的认识和评价，建立精细的三维地质模型，通过油藏数值模拟生产历史拟合即动态资料来验证或修正，最终量化剩余油分布并形成可视化的三维地质模型，为下一步油田开发调整和综合治理提供可靠的地质依据。

（四）精细油藏描述阶段的划分及主要任务

1、开发初期精细油藏描述

开发初期精细油藏描述是在油田正式开发方案实施后，开发基础井网全部完钻的新增资料基础上进行的精细油藏描述。

开发初期精细油藏描述的任务是油藏地质再认识，落实构造、断层、油层分布状况及砂体连通、油气水界面、储层参数等，检查开发方案设计的符合性，完善地质模型，为储量复算、射孔、井别调整等提供地质依据。

描述成果是建立开发初期的地质模型。

2、开发中期精细油藏描述

开发中期即为油田开发的主体开发阶段，该阶段一般可采出可采储量的50—60%。

开发中期精细油藏描述的主要目的是描述储层层间、平面的变化规律，认识各类油藏储量动用状况、水驱控制程度、水驱受效及水淹状况、可采储量测算、潜力大小及分布特点等，为井网局部、全部调整或层系调整提供地质依据。

3、开发后期精细油藏描述

开发后期油田是基本处于高采出程度和高含水的“双高”阶段。

开发后期精细油藏描述的主要任务是研究微构造、沉积微相、流动单元划分与对比、层内及微观非均质性、水驱后储层结构的变化、水淹层及低阻层，结合油藏工程的生产动态分析和油藏数值模拟历史拟合量化剩余油空间分布，建立油藏预测地质模型，为油田开发综合调整，增加可采储量，进一步提高采收率提供地质依据。

（五）精细油藏描述成果要求

精细油藏描述最终成果要求深化对各类油藏剩余油分布及潜力大小的认识，提供量化的剩余油分布和三维可视化、数字化的预测地质模型。

二、精细油藏描述的基础资料

（一）基础资料基本要求

1、必须重视各开发阶段静、动态资料的录取；

2、要求按各开发阶段有关有关资料录取要求和技术标准录取资料；

3、录取的资料必须满足不同开发阶段的精细油藏描述的需要；

4、已有的资料必须建立相应的数据库。

（二）基础资料

精细油藏描述的基础资料是指在油藏现阶段以前可以获取到的所有静、动态资料。

包括：

1、地震：

与地质条件相适应的满足精细油藏描述的地震资料；

2、地质：

所有井的地质，岩心等资料以及分阶段的密闭取心井资料等（开发中后期还应包括水淹，水洗效率，剩余油饱和度的测定等资料）。

3、测井：

按描述要求，测全各种曲线。

在开发中后期，要求有水淹层测井系列和层内细分测井等系列；

4、动态资料：

油田所有井动态资料，包括油产量、产水量、压力、试井、产液、吸水剖面等动态监测资料。

三、精细油藏描述内容

（一）精细油藏描述基本内容

以下内容为各阶段精细油藏描述的基本内容。

1.油层划分与对比

按照储层细分和对比的原则及方法，划分出合理的细分和对比单元。

并结合新增的油藏静、动态资料检验对比单元划分的准确性。

2.储层构造及断裂特征描述

结合以前对储层构造形态、倾角，断层分布及其密封性和裂缝发育程度的认识完善下列描述。

1）构造描述

在新增资料（特别是钻井资料）的基础上不断修正以前对储层构造的认识，分级描述构造的类型、形态、倾角、闭合高度、闭合面积等。

2）断裂特征

在新增资料的基础上，不断修正以前对断层的认识，分级描述断层的分布状态、密封程度、延伸距离及断层要素。

3.储层描述

储层描述基本单元为小层。

1）沉积微相描述

①岩石相及组合

描述不同岩石相类型的沉积特征以及其组合特征。

②测井相

依据岩心组合与测井曲线之间的对应关系，建立各类微相的测井响应模式，利用测井曲线进行全区单井沉积微相划分。

③沉积微相

确定出沉积微相类型，并描述不同沉积微相的特点，包括岩性、沉积构造、沉积韵律等。

④平面微相展布特征

描述微相平面展布特征，并编制出各小层的平面沉积微相图。

2）地应力及裂缝描述（裂缝油藏重点描述）

①地应力

描述地应力状况，包括最大主应力和最小主应力方向和大小。

②裂缝描述

结合以前对裂缝的认识，分组系描述裂缝性质、产状及其空间分布、密度（间距）、开度等。

3）储层微观孔隙结构

①孔隙类型

描述薄片、铸体、电镜观察到的储层孔喉情况，参考成因机制，确定储层孔隙类型（原生孔、或次生孔、或混杂孔隙类型等）。

并描述不同孔隙类型的特征。

②喉道类型

确定对储层储集和渗流起主导作用的喉道类型并描述其特征。

③孔隙结构特征参数

描述各类储层的毛管压力曲线特征，确定其孔隙结构特征参数，主要包括：

排驱压力（MPa）、中值压力（MPa）、最大孔喉半径（μm）、孔喉半径中值（μm）、吼道直径中值（μm）、相对分选系数、孔喉体积比、孔隙直径中值（μm）、平均孔喉直径比等。

④储层分类

以渗透率为主对孔隙结构特征参数进行相关分析，确定分类标准，并对孔隙结构和储层进行分类，描述各类储层的物性及孔喉特征。

⑤储层粘土矿物分布特征

确定出储层粘土矿物的主要类型，描述其在储层中的分布特征。

⑥储层敏感性分析

描述储层的敏感性特征。

⑦储层评价

通过以上的储层描述对储层进行分类评价。

4）储层物性及非均质性

①储层物性

研究储层的“四性”关系，建立储层物性参数的测井解释模型，根据模型解释储层物性参数。

②储层宏观非均质性

a.层内非均质性

描述砂层内渗透率在垂向上的差异，确定其非均质特征参数（渗透率非均质系数、变异系数、渗透率级差及突进系数等）。

划分层内夹层的成因类型，描述夹层分布特征及其对储层分隔和连通性的影响。

b.层间非均质性

根据储层隔层分布特征和非均质特征参数（厚度、变异系数、渗透率级差及突进系数等）综合描述储层层间非均质性。

c.平面非均质性

描述储层砂体在平面上的分布形态、规模及连续性，储层孔隙度和渗透率的平面非均质特征，并根据动态资料验证其正确性。

4.储层流体分布及性质

1）油气水分布特征

①油层、气层、水层再认识

在新增测井和试油资料基础上，修正油气水层解释模型或划分标准，重新解释油层、气层、水层。

测井解释符合率大于80%。

②油、水分布特征

在油层、气层、水层再认识的基础上，分析开发过程中油水运动规律，描述垂向和平面上的油、水分布特征。

2）流体性质

①地面原油性质和地层原油物性。

②天然气性质

③地层水性质

5.渗滤物理特征

1）岩石表面润湿性

依据岩样润湿性实验结果确定其表面润湿性。

2）相对渗透率

描述各类储层的相对渗透率曲线，确定其特征参数，主要包括：

束缚水饱和度、残余油饱和度、驱油效率、油水、油气共渗区等。

3）驱油效率

确定各类储层的驱油效率和残余油饱和度。

6.油藏的温度、压力系统

1）温度系统

确定油藏油层、气层、水层温度及温度梯度，描述油藏温度系统。

2）压力系统

确定油、气、水层压力及压力系数、压力梯度等，描述油藏压力系统，并计算地层破裂压力。

7.驱动能量和驱动类型

1）驱动能量

描述油藏的驱动能量，包括弹性能量，溶解气能量，气顶能量以及边、底水能量大小。

2）驱动类型

描述油藏流体驱动机理和驱动类型。

8.静态三维地质模型

建立一个描述构造、储层、流体空间分布的静态三维地质模型，计算地质储量。

9.油藏数值模拟

1）地质储量拟合

在静态地质模型网格粗化后形成的数值模拟地质模型的基础上，拟合地质储量。

拟合精度要求达到小层或单砂体，储量拟合误差≤1%。

2）生产历史拟合

油藏数值模拟生产历史拟合的开发指标主要包括：

产量及累积产量、含水、气油比、压力。

生产历史拟合时间点以月为拟合单位，也可根据油藏开采历史长短或实际需要选择日或年为时间单位。

生产历史拟合既要拟合产量及累积产量、含水、气油比、压力等开发指标的实际值，还要充分反映开采动态历史的变化状况和趋势。

生产历史拟合要求到单井，单层，各单井主要开发指标的拟合误差≤3%。

3）剩余油量化及分布

在油藏数值模拟生产历史拟合后，形成储层剩余油空间量化分布场。

10.预测地质模型

静态地质模型经过油藏数值模拟生产历史拟合修正后，即形成了油藏预测地质模型，该模型是进行开发调整和综合治理方案开发指标预测和未来开发效果评价的基础。

（二）各开发阶段精细油藏描述的特殊（精度）要求

不同开发阶段的精细油藏描述原则上要达到以下具体要求（包括精度要求）。

不能达到要求的可根据实际情况说明原因。

1.开发初期精细油藏描述

开发初期地质模型的平面网格精度要求：

200m×200m，垂向上视油藏具体情况至少达到小层。

2.开发中期精细油藏描述

1）描述内容的新要求

①结合静、动态资料，描述储层构造、断层切割程度及对油层连通的影响；

②进一步落实油气水分布；

③储层物性、非均质性及油层连通状况，基本单元是小层或单砂体，分别做出小层平面分布图；

④各类油层见水、水驱见效及水淹状况，做出分层水淹状况平面图。

沉积相细分到亚相或微相，描述不同沉积微相与小层水淹状况的特点；

⑤落实剩余可采储量；

⑥进一步完善地质模型。

2）描述精度要求

①构造幅度≥5m，等高线≤5m，应表现断距≥10m，长度＞100m的断层；

②测井解释分辨出0.5m隔、夹层，水淹测井解释分辨率≥2m。

③精细油藏描述成果应用符合率

成果应用后，油藏或区块的主要开发指标要达到方案预测指标的80%以上。

3.开发后期精细油藏描述

1）新增描述内容

①储层微构造

描述单砂体或流动单元本身的起伏变化所显示的微构造特征，进一步落实断层位置，包括小高点、小构造、小断层等，描述微构造与剩余油的关系，确定水驱可动剩余油富集区域的有利圈闭和潜力点，编制单砂体微构造图。

②储层成因微相及渗流差异

结合井资料和动态资料，检验和修正储层成因微相划分结果以及储层渗流差异。

根据不同的渗流差异特征描述剩余油分布状况。

③储层流动单元

a.渗流屏障分析及连通体的划分

划分并确定渗流屏障类型，描述各类渗流屏障的空间分布特征。

在渗流屏障分析的基础上，根据单砂体划分对比、沉积微相、储层结构及渗流屏障分布划分连通体。

b.流动单元分类

确定渗流主控参数，根据主控参数和层内渗透率突进系数，确定分类标准，划分出不同级别的储层流动单元，并描述各流动单元的特点。

c.流动单元的平面展布

描述不同级别的储层流动单元的平面分布特征，绘制小层或单层流动单元的平面分布图。

d.流动单元对储层油水运动的控制

根据流动单元的空间分布特征，结合动态资料，描述地下储层油水运动规律，确定出水驱可动剩余油分布状况。

④剩余油分布特征

a.水淹层解释及判断

根据储层水淹前后岩性、物性、含油性及电性变化特征在测井曲线上解释水淹层，根据测井曲线判断油层是否水淹，通过“查特征、比邻井、找水源”分析对比，综合评价后定性指出水淹层位。

结合动态资料，分析试油、压汞等资料，利用电阻率相对法建立水淹层模型。

利用激发极化电位和自然电位组合测井量化计算储层含油饱和度，划分水淹级别（弱、中、强水淹层）。

根据密闭取心井和检查井资料，重新修正水淹层解释，确定井间水淹层状况。

b.剩余油分布特征

定量确定油藏的空间剩余油分布。

并分析剩余油分布的主控因素，不同油砂体剩余油分布特征，确定剩余油富集区及今后挖潜的有利区带。

⑤注水开发后储层结构和流体的变化

a.储层结构的变化

确定长期水冲洗和各种人为措施影响前后的储层物性、孔隙结构、粘土矿物与润湿性、储层宏观非均质的变化，描述这些参数的变化规律。

确定大孔道及堵塞层的分布状况。

b.流体性质的变化

描述油藏注水开发后原油性质的变化。

2）描述精度要求

①构造与断层

表现幅度≥5m的构造，微构造图等高线≤3m；应表现断距≥5m，长度＜100m的断层。

②基本地层单元小

单砂体或流动单元，原则上应该尽可能描述出最小一级的地层单元。

③三维地质模型

三维地质模型要求反映平面上十米级的变化，纵向上分米级的变化。

④测井解释

测井解释能分辨出0.2m的隔、夹层，测井解释水淹层分辨率≥1.0m。

⑤.精细油藏描述成果应用符合率

成果应用后，油藏或区块的主要开发指标要达到方案预测指标的70%以上。

四、精细油藏描述部分可参考的行业标准

1、SY/T5355—2000“碳酸盐岩潜山油藏描述”

2、SY/T5579—93“砾岩储集层描述方法”

3、SY/T5579—2000“碎屑岩油气储层精细描述方法”

4、SY/T5830—93“火山岩储集层描述方法”

5、SY/T6164—1995“碎屑岩油气藏地质特征描述方法”

6、SY/T6191—1996“稠油油藏描述技术要求”

7、SY/T6286—1997“碳酸盐岩储层精细描述方法”

8、SY/T6165—1995“碳酸盐岩油藏地质特征描述方法”

9、SY/T6314—1997“沉积相描述方法——陆相部分”

10、SY/T6364—1998“油藏流体性质和分布描述方法”

11、SY/T5781—93“变质岩潜山油藏描述”

希望以上资料对你有所帮助，附励志名言3条：

1、有志者自有千计万计，无志者只感千难万难。

2、实现自己既定的目标，必须能耐得住寂寞单干。

3、世界会向那些有目标和远见的人让路。