油气储量计算Word文档格式.docx
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指油层中具有产油能力部分的厚度，即工业油井中具有可动油的储集层厚度。
主要是利用岩心录井、地层测试、试油资料、测井资料：
首先以地层石油资料为依据，对岩心资料进行充分试验和研究，制定出有效厚度的岩性、物性、含油下限标准，以测井解释为手段，应用测井定性、定量解释方法，制定出油气层划分标准，包括油、水层标准，油、干层标准和夹层扣除标准，用测井曲线及其解释参数确定油气层有效厚度
3、油层有效孔隙度：
油层有效孔隙度的确定以实验室直接测定的岩心分析数据为基础。
对于未取心的井采用测井资料来求取有效孔隙度，并与岩心分析数据对比。
油层原始含油饱和度：
是指在油层未开采时的含油饱和度，一般通过先确定油层束缚水饱和度，再确定原始含油饱和度。
常采用的方法有岩性分析孔隙度、测井解释孔隙度、地面孔隙度压缩校正。
4、地层原油体积系数：
是将地下原油体积换算到地面标准条件下的脱气原油体积的重要参数
5、地面原油密度：
根据一定数量有代表性的地面样品分析结果确定
5）单元体积法计算油气储量：
原理与容积法完全相同，它是将油藏划分为若干个大小不等的单元，然后用容积法的公式分别计算各个单元内的油气储量，最后将各个单元内的油气储量累加，便得到整个油藏的储量总和。
考虑油层参数的差异性，一般在平面上以区、块为单元，纵向上以油层组为计算单元。
根据我国的经验纵向上一般取30～50米厚的油层组比较合适。
2.油气采收率预测
1、可采储量的计算问题，实际上就是一个预测油气采收率的问题。
采收率是在储量计算中十分重要，但在实际中也比较难确定，主要是影响原油采收率的因素很多。
石油采收率一般在10%到45%间。
2、影响采收率的因素主要有地质因素和开发技术水平两个方面：
1）地质因素主要包括：
储层物性、油层非均质性、油层润湿性和粘土矿物敏感性、原油粘度、油层厚度
2）开发技术水平包括：
开发层序组合划分、井网井距适应性、开发战略与策略、技术工业措施水平
3、计算方法常用的包括：
驱动类型估算法、经验公式法、岩心分析法、产量递减法、驱替特征曲线法和类比法
1）驱动类型估算法：
根据国内外不同驱动类型油藏最终的采收率经验值来确定，由于该方法太粗，问题太大，所以在实际工作中一般不采用。
2）经验公式法：
是根据已经开发结束或快结束的油田资料，采用回归的方法，建立起具有统计规律的数学关系式，来测算油气采收率的经验公式。
我国和国外的一些学者都建立了一些实用的经验公式。
3）岩心分析法：
主要有三种方法，第一种就是用岩心驱油实验法；
第二就是分析常规岩心残余油饱和度法；
第三就是检查井密闭取心确定采收率。
3.剩余油
1、研究目的和意义：
我国已开发油田经过长期的开发注水，目前大部分油田已进入高含水期，认识剩余油的分布规律，采取有针对性的技术政策和调整挖潜措施，合理有效开发好剩余油、提高油田采收率是十分有重要的。
2、剩余油检测研究方法：
目前，剩余油分布的检测研究方法已有很多。
主要的检测方法有：
微观模型试验法、生产测井分析法、水淹层测井解释法、剩余油测井法、检查井密闭取心检测法、数值模拟法、生产动态分析法等。
1）微观模型实验法：
该方法根据目的层典型铸体薄片资料，将孔喉系统复制刻蚀在玻璃表面，以再现地层孔喉网络情况，然后进行水驱油的实验，并在显微镜下观察或录像。
2）生产测井方法：
主要采用注水井吸水剖面测试资料与采油井出液剖面测试资料，判定油层剖面动用状况及剩余油分布情况。
3）水淹层测井解释法：
该方法利用在已注水开发多年的老油田中新钻的调整井、更新井、检查井等各类新钻井的完井电测曲线进行对比。
其原理是，由于长期注入淡水，导致油藏储集层的岩性、物性、电性、水性和含油性都发生变化，因此在测井曲线上必然出现独特的响应。
4）剩余油测井法：
包括碳氧比能谱测井、示踪剂测井等。
5）生产动态分析法：
依据油田生产动态资料，通过分析油井见水、见效及产量、压力、含水、汽油比的平面分布变化情况，结合油藏静态地质特征和生产测井资料，来推断地下油水分布运动状况和变化趋势，据此判断储量动用情况和剩余油分别情况。
该方法资料丰富，可长期连续追踪分析、费用低，是现场应用的重要方法。
3、剩余油分布研究：
剩余油分布是油田开发地质研究的核心问题。
主要从剩余油的剖面分布、平面分布和微观分布来说明：
1）剩余油的剖面分布：
层间差异导致低渗透层中的剩余油（多层合采的情况下，高渗透层吸水快，推进快，水洗充分；
而低渗透层相反，剩余油较多）、厚油层剖面水洗导致上部存在的剩余油（对厚层来说，注入水在水平推进的同时，由于油水密度差异明显，在重力作用下注入水存在一个下渗的作用，导致下部水洗好而上部水洗差）、注采缺乏连通的剩余油（砂体局部方法有采油井而不注水井，或者相反情况）、水锥和气锥形成的剩余油（底水油藏开发时，底水快速上窜造成油井过早水淹）
2）剩余油平面分布：
受两个方面的因素控制，一是油层平面非均质性，尤其渗透率的平面非均质性的影响；
二是受井网条件的控制。
一般规律是渗透率高的地带，水洗程度高，剩余油较少；
渗透率低的地带，注入水进入少，剩余油较多。
离采用井点近的地方，水洗程度高，反之在远离采油井的部位，剩余油较多。
具体特征包括：
1）平面非均质性较强的油层，局部低渗透带有较多的剩余油；
2）两口相邻井的中间部位有较多的剩余油；
3）局部井网不完善的部位有较多的剩余油；
4）井间构造的正向构造部位有较多的剩余油；
5）平面水窜的情况，其剩余油多分布在通道两侧。
微观剩余油主要是两类：
1）宏观水洗区微观未波及的剩余油；
2）微观水洗区各种附着于岩石颗粒表面、孔隙和吼道狭窄处，以及死角部位的剩余油。
4、剩余油类型：
1）基本未动用的剩余油：
井网控制不住的剩余油；
局部低渗透区带存在的剩余油；
层间差异严重的低渗透未动用层中的剩余油；
两口相邻采油井中间部位存在的剩余油；
局部微构造中的剩余油；
平面水窜形成的剩余油；
水锥和气锥形成的剩余油；
剖面上漏划和漏射的剩余油
2）采出程度不高的剩余油：
正韵律油层上部及中部存在的剩余油；
厚油层上部或内部存在的剩余油；
层间干扰造成低渗透层水洗较差形成的剩余油；
局部夹层遮蔽影响的剩余油；
局部细孔、细喉等部位存在的微观剩余油；
岩石颗粒表面水洗程度不高的剩余油。
4.油层水洗规律
一、在油层内部，决定油水分布运动的动力有三种：
注入水驱动压力、重力、毛细管力。
油层内部遇到的阻力主要有：
外摩擦力、内摩擦力、相摩擦力、毛细管阻力。
二、油层剖面水洗特征：
1、油层厚度的影响：
一般油层薄，易于水洗，但若油层较厚时，由于重力分异作用，中上部难于水洗。
2、渗透率的差异的影响：
1）渗透率下高上低的正韵律油层：
往往表现为下部水洗好，上部水洗差，注水效果不明显；
2）渗透率下低上高的反韵律油层：
由于注入水重力作用，使得下部由此的吸水得以加强，其结果是整体水洗效果较好，最终采收率较高；
3）复合韵律油层：
水洗、水淹介于正韵律、反韵律之间。
3、局部夹层的影响：
夹层分布越稳定，油层的水洗厚度就越大；
在夹层分布不稳定的注采井组，仍然是下部水洗好，上部水洗差。
4、水锥与气锥的影响：
一般油层剖面非均质性较强，水锥来得较快，高度也更大。
三、油层平面水洗特征：
主要受渗透率的平面差异和油水井点位置的影响，平面上在高渗透方向或地带，油层吸水多，水锥快，水洗好；
在低渗透方向或地带，油层吸水少，水推慢，水洗差。
1）平面上高产区带水洗好、动用好，地产区带则较差；
2）油层渗透率的方向性；
3）油水井位置的影响；
4）油层微构造的影响
5.油藏开发期地质特征
一、前言：
油藏投入开发后，随着油气的逐步采出和注入剂的不断注入，油藏将显示出比较特殊的开发地质特征，研究油藏在开发过程中的地质特征，是深入认识油藏，搞好油田开发的基础。
1、油藏分类：
层状砂岩油藏、气顶砂岩油藏、层状低渗透砂岩油藏、裂缝低渗透砂岩油藏、断块油藏、砾岩油藏、碳酸盐油藏、变质岩、火山岩油藏、常规稠油油藏、热采型稠油油藏、高凝油油藏、凝析气藏。
2、常用的技术指标：
产能（生产能力或采油能力；
理想状况）、水平（日产油水平、日产液水平、日注水水平等；
平均后的）、含水率、汽油比、采油速度（年采油量占地质储量的比）、采出程度与采收率、含水上升率（采出1%的地质储量含水上升的百分数）、注采比。
3、油田开发阶段：
投产阶段、高产稳产阶段、产量递减阶段、地产阶段
二、目的和意义：
由于油气采出引起的地层压力下降，或者由于注水注气补充能量引起的压力上升，或者由于注入水与油层岩石的相互作用，以及其它一些变化等，常常导致油藏地质条件出现变化。
研究中心变化的原因及其对油藏开发的影响，对于掌握油藏地质特点与改进、提高开发效果，都有着重要的实际意义。
三、油层岩石润湿性的变化：
所谓油层岩石的润湿性，是指在地层条件下，当存在两种非混相流体时，某一流体在岩石表面附着或延展的倾向性。
根据在油藏条件下，根据不同流体附着在岩石表面的容易程度，分为亲水性和亲油性岩石。
1、影响油层岩石润湿性的影响因素主要有：
1）岩石的矿物成分：
一般石英、云母、长石等为亲水矿物；
硫磺、滑石、石墨等为亲油矿物；
粘土矿物一般为亲水的。
2）流体的性质：
水中的表面活性物质浓度；
石油中某些极性物质的含量；
固液两相接触时间的长短；
粘土矿物的含量与分布
2、油层岩石润湿性在注水开发过程中的变化：
随着开发时间的延长与注入水量的增加，油藏岩石孔隙中的含水饱和度逐渐增大，油层岩石表面的润湿性也将出现变化，其亲水性将逐渐增强而亲油性将逐渐减弱。
3、润湿性变化对开发效果的影响：
试验表明，亲水油层比亲油油层的注水开发效果更好，在同样注水条件下，亲水油层可以获得比亲油油层高得多的原油采收率。
根据这一特点，所以我国新疆、江汉等许多油田多采用间歇性注水、变强度注水等方法，效果不错。
四、油层孔隙度结构和储渗性质的改变：
油藏注水对油层孔隙度和渗透率影响较大，主要体现在以下几个方面：
1、注入水对岩石矿物和孔隙的作用：
1）注入水对粘土矿物的影响：
一是水化作用，二是机械搬运作用；
水化作用是使得粘土矿物遇水膨胀，结构破坏；
结构破坏后的粘土矿物微粒从原处搬走，在其它地方聚集，往往是在小孔喉附件聚集，结果是大孔道更畅通，小孔道反而可能被堵塞，使两者的差异加剧。
2）注入水对油层孔隙的影响：
最常见的作用是溶蚀作用，虽然溶解度很低，但是长期积累作用的结果也是可观的，主要体现在采出水的矿化度总是高于注入水。
以上这些分析可以看出，对中低渗透油层的影响比好油层严重。
2、水洗后油层孔隙度和渗透率的变化：
一般孔隙度变化的幅度较小，渗透率变化显著：
例如胜利油田，渗透率提高了1334%，孔隙度提高5.3%
3、油层孔隙特征参数的变化：
实验表明，水驱后油层非均质性更严重
4、大孔道是问题的焦点：
使得注入水形成低效——无效循环，很难再扩大波及体积，提高驱油效率，对油田稳产和采收率造成严重影响。
5、油层结垢问题
五、油层温度的变化：
油藏流体的流动能力尤其原油粘度受温度影响很大。
一般来说，温度下降10度，原油粘度将增加一倍左右。
1、稠油油藏埋藏深度一般在1000～4000米，油田注水多采用地表水或者浅层地下水，其温度比油藏温度低很多。
因此，大量冷水注入，将一定程度上引起油层温度下降，从而影响油田开发效果。
一般都是表现在油田的开发中后期。
但与注入水驱所增加的采收率比，其影响算很小一部分。
六、原油性质的变化：
1、地面原因性质的变化：
随着开采时间的延长和采出程度的增加，原油的密度和粘度都是逐渐上升的。
此外，原油平均相对分子质量与胶质含量也有不同程度的增加。
其原因是：
1）原油中轻组分流动性好并优先采出；
2）注入水对原油的氧化；
3）注入水对原油轻组分的溶解。
2、地层原油性质的变化：
随着开采时间的延长和水洗程度的增加，地面原油的饱和压力和溶解汽油比出现下降，且都随含水率增加，下降幅度增加；
地层油密度、粘度随着含水的增加逐渐上升。
注入水对原油中轻组分的溶解和注入水对原油的氧化。
七、断层裂缝的变化：
1、在油田注水开发过程中，由于油藏地层压力的变化，以及注入水使得粘土矿物膨胀导致的地应力变化，有可能诱发某些断层复活，导致断层不封闭，沿断层发生水窜、水淹，断层附件的井出现套管错断、变形、损坏。
2、在油田开发过程中，油藏裂缝的变化主要表现为：
在降压开采中，裂缝闭合明显。
6.小层对比
一、目的、基础和对比依据
1、目的：
通过油层对比，掌握地层及油气层的岩性、厚度、分布特征及其变化规律，对油气田的勘探和开发有重要意义。
2、基础：
区域地层对比的基础上，确定相同层位内的油气层连续关系的对比。
实质上是地层对比在油层内部的继续和深化
3、对比依据：
1、岩性特征：
岩性特征指岩层的颜色、成分、结构、构造等；
其基本原则是同一沉积环境下所形成的沉积物，其岩性特征应相同；
不同环境中所形成的沉积物，其岩性特征不同；
2、沉积旋回：
指在地层剖面上，若干相似的岩性在纵向上有规律地重复出现的现象。
这种规律性可以在岩石的颜色、岩性、结构、构造等方面表现出来，最明显的是表现在岩石的粒度上，称之为韵律性。
主要原因：
地壳周期性的升降运动引起的。
正旋回：
地壳下降，发生水进，水体由浅变深，剖面上形成自下而上由粗变细的水进序列；
反旋回；
完整旋回。
地壳的升降运动是不均衡的，表现在规模上有大小；
且在总体上升或下降的背景上还有小规模的升降运动。
因此，地层剖面上的旋回就表现出级次，这就是“旋回对比，分级控制”的道理：
1）四级沉积旋回：
包含一个单油层在内的一个岩石序列组合；
2）三级沉积旋回：
同一岩相段内几种不同类型的单层或者四级旋回组成的旋回性沉积、相当于砂岩组，由局部构造控制、上下泥岩隔层分布比较稳定，作为确定旋回界限的依据；
3）二级沉积旋回：
由不同沉积的岩相段组成的旋回性沉积；
包含几个油层组，是一套可以组成开发单元的油层组合；
上下有适当厚度（10米）的泥岩与相邻油层组完全分隔；
标准层或辅助标准层来控制旋回界限。
由二级构造运动控制；
4）一级沉积旋回：
由一套包含若干油层组在内的旋回性沉积组成，相当于生油层和储油层的组合，或者储油层与盖层的组合；
古生物或微体古生物标准层来控制旋回界限。
3、地球物理特征：
电性标准层。
二、油层对比方法：
1、确定标准层及建立油田综合柱状图；
2、单井资料准备及选择水平对比基线；
3、油层对比的步骤：
1、利用标准层划分；
2、利用沉积旋回对比砂层组；
3、利用岩性和厚度比例对比单油层；
4、连接对比线
4、油层对比成果图表的编制和应用：
解决两个基本的问题，1、油层的分布情况：
厚度变化趋势、形态分布特征、上下层位的连通关系；
2、油层内储集物性及孔隙结构的变化
5、结果：
小层数据表的编制和应用：
1）小层划分数据表；
2）单层对比数据表
三、对比实例：
冀东油田柳南浅层油藏描述及开发调整方案
1、区域地层概况：
钻井资料显示，柳南地区沉积地层主要为第四系平原组，上第三系明化镇组、馆陶组，下第三系东营组和沙河街组。
该地区主要开发目的层为上第三系Nm、Ng组地层，其沉积特征与高尚堡地区和老爷庙地区类似，都属上第三系河流相沉积，地层以砂泥岩互层为主。
2、地层划分与对比
由于柳南逆牵引背斜处在高柳断层下降盘断裂破碎带上，断层比较发育，地层产状变化大，大部分井为斜井，再加上油水关系的影响，造成对比关系复杂。
根据沉积旋回特征、电性特征、地层厚度比例关系、电测解释油水关系，并充分应用录井资料、地震资料对完钻井的地层进行精细划分与对比。
通过对比分析，柳南地区明、馆浅层从下至上存在三个较为明显的对比标志层：
Ng：
为顶粗—中细—底粗（底砾岩）沉积序列，其中部细段存在一套深灰色泥岩，沉积稳定，分布范围广，全区可追踪，可作为区域对比标志层。
底部砾岩层部分井未钻遇，仅作为局部对比标志层。
Nm下：
底部低阻泥岩与下伏馆陶组顶部的高阻砂砾岩对比，岩性特征变化大，电性特征明显，且分布比较稳定，可作为区域对比标志层。
Ⅰ、Ⅱ油组底界泥岩单层厚度大，电性特征明显，故可作为辅助对比标志层。
在区域对比标志和辅助标志的控制下，明化镇组、馆陶组地层按含油气情况进一步细分了油组和小层，其划分结果如下：
明化镇组划分为明上段和明下段，其中明下段细分为三个油组，23个小层，主力油组为Ⅱ、Ⅲ油组。
Ng组划分为四个油组，20个小层，主力油组为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ油组。
1、油藏构造与断层研究
一、油藏构造描述内容：
构造决定了油藏的规模大小、圈闭特征和内部复杂情况；
对油藏的构造研究，主要需要描述总体构造形态和基本构造特征；
具体包括：
1）构造位置及其与周围构造的关系；
2）构造高点的位置及特点；
3）圈闭范围及幅度；
4）整体构造形态及斜部位产状；
5）构造成因；
6）构造内的断层；
7）构造纵向的继承性与复合性；
8）建立构造总体几何形态的三维数据体。
二、构造研究方法：
进行油田开发后，构造研究的内容更多更细，主要是进行微构造的分析，对构造进行精细描述。
其研究手段有很多，包括：
1）地震方法；
2）钻井和测井方法；
3）动态方法
三、油层微构造研究：
对研究剩余油研究分布的意义
一、油藏驱动类型是地层中驱动油、气流向井底以至采出地面的能量类型；
也叫驱动方式；
分为天然驱动能量和人工驱动能量。
1、油层岩石和其中流体的弹性能：
1）流体流出，在上覆压力作用下，油层岩石变形，孔隙度变小，孔隙类流体因为压力减小而膨胀；
2）结果流体向压力降低了的井底流动，形成压降漏斗；
3）代表性：
高于饱和压力的超高压油藏。
2、含气区的弹性能和露头水柱压能：
底水（边水）驱动；
天然水压驱动。
3、油藏含油区内溶解气的弹性能：
溶解气驱油藏。
4、油藏气顶的弹性膨胀能：
气顶驱油藏。
5、油藏的重力驱动能：
重力驱动油藏
二、影响因素：
影响因素分内部能量和外部能量。
前者与岩石和流体本身的结构或成分密切相关；
后者与地层的沉积环境和油气藏形成时的构造形态等因素密切相关
驱动类型的转化
三、油气藏驱动类型与油气采收率：
采收率是采出储量与地质储量的比值。
1）影响因素：
地质因素和开发要素；
2）主要的地质因素：
1、油气藏类型；
2、油气藏储层性质；
3、油气藏的天然能量类型；
4、原油和天然气的性质；
3）主要的开发因素：
1、开发方式：
消耗性开发方式、注水、注气、干气回注等；
2、布井方式：
布井方式和布井密度；
3、开采的技术水平和增产增注的效果
2、油层细分沉积相
1油层细分沉积相
不同成因的砂体，具有明显不同的开发特点，且不同砂体在注水开发过程中表现出不同的油气流动规律及开发效果，具有明显不同的开发特点。
因此，对油层进行细分沉积相研究，为揭示油层的非均质性、掌握油气运动规律、预测砂体的分布特征及提高油气的采收率具有特别重要的意义。
油田上的沉积相研究，其特点是——细：
其含义包括垂向上研究的层段要细分到单层，平面上沉积环境要细分到亚相，并要确定每口井、每个层位所处的相带位置，进一步划分砂体的沉积类型。
其步骤概括分为：
首先应以全油田稳定分别的最小沉积旋回——砂层组为单元确定沉积大相，建立砂层组的沉积模式，划分出不同的沉积分区的相带；
其次划分沉积时间单元，确定各时间单元的相互关系及所属亚相类型。
1.1以砂岩组为单元划分沉积大相
主要依据的资料有：
1、区域岩相古地理研究成果
2、岩心观察和分析化验资料
3、砂岩体的几何形态
4、测井曲线资料
1.2划分沉积时间单元
沉积时间单元，是指在相同的沉积环境背景下的物理作用、生物作用所形成的同时沉积。
沉积单元细分到单砂层
区别：
湖相和三角洲前缘相通常具有稳定沉积的油层，所划分的单层，基本上就属于一个沉积时间单元
河流相，由于沉积环境变化比较快
常采用等高程法，是以岩性——时间标准层作控制，以砂层顶面距岩性——时间标志层等距离的方法进行的。
一、石油地质学发展历史、我国油气资源的分布及非常规油气藏的最新进展
我国油气工业的发展大致经过了三个时期：
1、恢复和发展阶段，1949到1960年：
该阶段初步形成了中国陆相生油理论，包括强调古气候对陆相生油的重要性，强调“深水坳陷”对油气分布的控制作用等，初步形成了中国陆相生油理论。
2、高速发展阶段，从1960到1978年：
陆相石油理论得到不断的深化和系统化，通过大庆油田勘探，总结出了一套坳陷盆地砂岩背斜油藏的勘探思路和油气聚集理论，即“源控论”；
在渤海湾20勘探的基础上，总结出一套断陷盆地复式油气聚集带的理论。
以及以任丘油田为代表的“新生古储”潜山油气聚集理论。
3、稳定发展阶段：
这一时期，西部地区勘探取得了较大的进展。
以陆相生油理论为重点，中国石油地质理论进一步完善和发展，在天然气勘探和理论方面都取得了巨大发展，初步构筑了中国石油天然气地质学。
今年来，随着科技的进步，在非常规气藏方面的研究也取得较大的进展。
主要有深盆气藏、煤成气藏和甲烷水化合物三类非常规油气藏。
二、石油成因理论及石油成因模式综述
油气成因争论的核心是起源物质和油气生成过程。
因此，油气成因学说历来是无机起源和有机起源两大学派对垒。
而在有机学派中，又分为早期成油说和晚期成油说两种。
有机说的核心是指油气起源于有机质即生物物质，通过沉积作用进入沉积物中并被埋藏下来的那部分有机质叫沉积有机质。
有机质随着沉积物埋藏成岩演化而逐渐生成油气。
因此，有机质成烃演化阶段与沉积物成岩作用一一对应。
通常，我们将有机质成烃演化过程划分为三个阶段，即：
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