地層原油物性分析方法

Ⅰ 有機地球化學方法（地質色層效應）

隨著乾酪根高級生油理論和分析手段的快速發展，許多地球化學指標都可用於分析油氣運移過程中烴類成分的變化規律，並追蹤運移的方向、通道和距離等。現已證實，在自然界中油氣運移所引起的烴成分變化與實驗室的色層效應極為相似，因此根據系統取樣分析，可以了解油氣運移的總趨向。

自從D.T.Day（1897）提出地質色層效應的原始設想以來，這一原理逐步得到了應用。我國石油工作者根據源岩和原油中生物標志化合物、碳同位素δ¹³C/δ¹²C、色譜、紅外光譜、卟啉含量以及原油物性等指標的變化規律，研究了大慶（楊萬里，1982）、酒泉盆地（中國科學院蘭州所，1977）、大港（北京石勘院，1977）等油田的二次運移問題；B.M.Krooss（1991）對地質色層分析的發展歷史、定義、本質、處理技術分類等進行了詳細的述評，對其機理進行了重點闡述，並進行了定量模擬；C.M.Bethke等（1991）對伊利諾斯盆地石油的長距離運移進行了研究，等等。對於天然氣的運移，則主要利用甲烷碳同位素（δ¹³C₁）、氫同位素（δD）、氬同位素（⁴⁰Ar/³⁶Ar）值等進行氣源分析。例如，用δ¹³C₁可區分煤成氣和油成氣（陳文義等，1987）；用δ¹³C₁與R_o的關系追蹤氣源及運移路線（Stahl,1980；廖永勝，1984；王秉海等，1992）。總之，盡管地質色層效應的機理比較復雜，在具體分析地質條件的前提下，仍可用來判斷油氣運移的方向。

另外，隨著測試工藝技術的發展，目前已應用高壓物性取芯獲得地層狀態下的原油物性（密度、粘度、油氣比、飽和壓力等）研究油氣運移的方向和距離。如地層原油物性菱形圖（劉孝漢，1987）、運移系數（P.C.卡西莫夫，1978）等都是指示油氣運移的良好方法。目前，熒光顯微分析技術、原油孢粉分析等也為研究油氣的運移提供了直接的時空證據（曹志雄等，1988；江德昕，1977;1990;Chepikov等，1971；范太雍，1978）。盡管地球化學方法是定性為主的，然而卻是重要和必要的，是建立理論模型和模擬的基礎。

Ⅱ 封閉性分析

儲層壓力的控制因素與其封閉性有直接關系，開放型儲層的地層壓力多受潛水面深度的控制，而封閉型儲層的地層壓力則受多種因素的綜合影響。因此，判斷油藏封閉性是異常低壓形成機制研究的重要前提。

1.地層水特徵

地層水礦化度的高低反映出地層流體交替程度的強弱。根據花土溝油田55個水樣分析結果，花土溝油藏地層水屬極高礦化度(圖7-6)，總礦化度為104627～256752mg/L，平均190945mg/L，為鹵水型(表7-1)，並且有隨地層埋深增加而逐漸加大的趨勢，這是封閉條件下長期的地層內循環經濃縮變質作用的綜合結果。地層水pH值為6.0～9.0，平均7.3，地層水顯弱鹼性。

表7-1 花土溝油田地層水數據

3.壓力體系沉積構成

花土溝油區自古近紀開始，其相對湖水面逐漸上升(退積)，至中新世早、中期(N₁)可能上升到最高點，發育淺湖-半深湖沉積環境。此後相對湖水面整體上處於下降狀態(進積)，其中中新世中晚期—上新世早期(N₁—N¹₂)總體上處於河流-辮狀三角洲沉積。花土溝油田中新世—上新世位於西北、西南方向兩個物源之間的過渡帶，其沉積類型和沉積特徵受此影響較大。西北物源來自阿爾金山，西南物源來自昆侖山。兩個物源注入花土溝地區的碎屑礦物成分無明顯差異，但其碎屑物質的輸入量和輸入頻率對花土溝地區的沉積類型和儲集層厚度均產生很大影響。

根據岩性資料和測井資料對花土溝油田典型井進行單井相分析，對研究區段地層進行沉積微相劃分，結果表明，花土溝油田低壓封存箱屬於遠砂壩沉積微相，其岩性較細，多為中薄層粉砂岩、泥質粉砂岩和泥岩，粉砂岩和泥岩互層較常見;其相序主要由正粒序層組成，細-粗-細的復合粒序也很常見。由於遠砂壩沉積多為粉砂岩和泥岩互層，其上下多為厚層泥岩形成的前三角洲泥、濱淺湖泥或藻丘沉積，對遠砂壩沉積內流體進行良好封閉，形成壓力封存箱，阻擋了箱內流體與箱外進行物質與能量交換，形成獨立的壓力系統(圖7-9)。遠砂壩相與前三角洲泥、濱淺湖泥或藻丘相相比，其孔滲性較好，多發育小型交錯層理、波狀交錯層理和波狀層理，為油氣的保存提供了條件。

同時，可以推斷研究區斷層具有很好的封閉性，如果與低壓系統相連通的斷層是開啟的，則油藏壓力將表現為靜水壓力，地層水特徵也將與地表水相同，原油物性也會變差。

總之，花土溝油田新近系油藏具有很好的保存條件，油藏封閉性很好，與外部不發生流體溝通。對於這種封閉性很好的油藏，潛水面對其中壓力的影響很小。

Ⅲ 石油地層性質怎麼分類

你問的問題好像有點讓人不懂，石油有本身的性質，地層又會有自己的性質，你把二者連起來說就讓人不明白了。如果非要說的話，只能說淺地層多是稠油，深地層多是稀油，再深的話大多的就為天然氣了！

Ⅳ 剩餘油研究方法

剩餘油通常用剩餘可動油飽和度或剩餘可采儲量來表徵。為了求取剩餘可動油飽和度或剩餘可采儲量，國外現有確定剩餘油飽和度的測量技術可分為3類：單井剩餘油飽和度測量、井間測量、物質平衡法。單井剩餘油飽和度測量包括岩心分析 （常規取心、海綿取心）、示蹤劑測試、測井 （裸眼井測井和套管並測井）、單井不穩定測試；井間測量包括電阻率法、井間示蹤劑測試；物質平衡法是利用注、採的動態資料來求取油藏的剩餘油飽和度。

美國和前蘇聯等國非常重視油田開發後期的剩餘油分布研究。美國於1975年組織有關專家編寫了 《殘余油飽和度確定方法》一書，系統介紹了各種測量方法，並對其進行了分析比較。前蘇聯研究油田水淹後期剩餘油分布情況主要採用了以下方法：(1)物質平衡法；(2) 以岩心分析及注水模擬為基礎的方法；(3)地球物理方法；(4)水動力學方法。

我國許多老油田在剩餘油分布研究方面做了許多工作，主要是應用水淹層測井解釋、油藏數值模擬、油藏工程分析及地質綜合分析等4項技術，搞清剩餘油的層間、平面、層內分布及其控制因素，尋找油藏開發的潛力所在，提出油藏調整挖潛措施。

1. 常規測井資料求取水淹層剩餘油飽和度

開發後期含水飽和度Sw是評價水淹層的基本參數，S_o＝1-S_w則為相應的剩餘油飽和度。它們都是研究儲層水淹後含油狀況最直接的參數。

在測井解釋中，阿爾奇公式仍是電阻率法求飽和度的基本公式：

油氣田開發地質學

式中：S_w——含水飽和度，％；φ——岩石孔隙度，小數；S_o——含油飽和度，小數；R_t——地層真電阻率，Ω·m；a，b——與岩性有關的系數；R_z——油層水淹後變成混合液電阻率，Ω·m；m——孔隙指數，與岩石孔隙結構有關；n——飽和指數，與孔隙中油、氣、水分布狀況有關。

為了省去確定方程中a與m，將上式變為：

S_w=[F·b·R_z/R_t]^1/n

式中：F——地層因素，即為100％飽和水的岩石電阻率與地層水電阻率的比值。

根據勝坨油田二區40塊岩樣岩電實驗資料研究，發現F值不僅與φ有關，而且與R_z有關。通過多元回歸分析，建立的關系式為：

F=e^K

式中：K₁，K₂，…，K₅——經驗系數，由回歸統計得。

為了確定含水飽和度中的b和n值，根據勝坨油田3口井40塊岩樣，模擬5種不同礦化度 （5256～92019mg/L） 的地層水，實驗測定了258組數據，研究發現b和n為非定值，它們不僅與岩性和油、氣、水在孔隙中的分布狀況有關，而且與岩樣中所飽和的地層混合液電阻率Rz有關，即：

b=A₁e^A

油氣田開發地質學

式中：A₁，A₂，A₃，A₄——經驗回歸系數。

盡管阿爾奇公式是常規測井資料求取剩餘油飽和度的理論基礎。但是，由於注入水與地層水混合，求取地層水電阻率變成了求取注入水與地層水的混合液電阻率。目前，求取混合液電阻率仍是剩餘油飽和度計算的難點。有如下幾種方法供參考。

（1） 過濾電位校正自然電位研究與地層混合液電阻率計算

在目前常規測井資料中，自然電位是唯一能夠較好反映地層混合液電阻率變化的測井信息。測井中測得的自然電位主要包括薄膜電位 （擴散吸附電位） 和過濾電位，當泥漿柱壓力與地層壓力之間的壓差很小時，過濾電位可以忽略不計。根據國內外資料分析，當壓差大於3.4MPa時，過濾電位對自然電位的影響已比較明顯。此時，應著手研究過濾電位對自然電位進行校正和分析。從水淹層研究發現，水淹過程中地層壓力下降較多，儲層內壓力變化較大。因此，必須研究過濾電位校正自然電位，以便能准確地計算地層混合液電阻率。

過濾電位大小可以由亥姆霍茲 （Helmholtz） 方程表示：

油氣田開發地質學

式中：U_φ——過濾電位，mV；R_mf——泥漿濾液電阻率，Ω·m；ε——泥漿濾液介電常數；ξ——雙電層中擴散層的電位降，mV；μ——泥漿濾液的粘度，mPa·s；△P——泥漿柱與地層之間的壓力差，MPa；A_φ——與岩石物理化學性質有關的過濾電動勢系數 （A_φ＝εξ/4π）。

由上式可以看出，過濾電位大小與壓差ΔP有關，即泥漿壓力減去地層壓力。而泥漿濾液電阻率R_mf與泥漿性質、液體粘度有關。

考慮到ξ的確定困難，採用油田實際應用的實驗方程：

油氣田開發地質學

當地層有過濾電位時，自然電位幅度為：

油氣田開發地質學

實際的自然電位 （擴散吸附電位） 為：

油氣田開發地質學

自然電位取負值lg（R_mf/R_z）＝SSP/K，則：

R_z=10^(lgR (SSP=SP-U_φ,K=64.7683+0.2372t)

式中：R_z——地層混合液電阻率；Ω·m；K——擴散吸附電位系數；t——井下溫度，℃；ΔP——通過泥漿比重和選擇壓力系數確定。

（2） 利用沖洗帶電阻率計算地層混合液電阻率

在高含水飽和度地層中，由於地層含水飽和度與沖洗帶含水飽和度趨於一致（S_w＝S_xo），R_z還可以直接用下式計算：

油氣田開發地質學

（3） 水樣分析資料估算地層混合液電阻率

採用水樣分析資料，以其離子濃度換算成等效NaC1離子濃度，再以相應圖版轉換成樣本電阻率。利用各井有代表性的樣本地層水電阻率，作為估算和確定地層混合液電阻率的基礎資料。水樣分析資料及其電阻率變化都比較大，為此利用上述過濾電位校正自然電位，結合水樣分析資料，分兩個階段目的層段地層混合液電阻率 （R_z）進行估算選用。

2. 生產測井資料確定水驅油藏產層剩餘油飽和度

油水相對滲透率和流體飽和度等參數的關系已有一些學者進行了研究，至今沒有公認的二者之間關系的解析方程，在實際應用中大多採用經驗公式。根據毛細管滲流模型和毛細管導電模型可以推導出親水岩石油水相對滲透率和產層流體飽和度關系方程為：

油氣田開發地質學

式中：S_wD——驅油效率，S_wD＝（S_w-S_wi）/（1-S_wi），小數；S_w——含水飽和度，小數；S_wi——產層束縛水飽，小數；S_or——產層殘余油飽和度，小數；n——阿爾奇方程中飽和度指數；m——經驗指數。

油水相對滲透率與含水率的關系：

油氣田開發地質學

得含水率與含水飽和度的公式：

油氣田開發地質學

利用生產測井解釋可以確定產層產水率f_w，從而利用上式可計算出產層的含水飽和度S_w，進而得到產層剩餘油飽和度S_o＝1-S_w。

（1） 產水率的確定

主要利用生產測井持水率 （γ_w） 資料轉化為產層的產水率。對於油、水兩相流，持水率主要由以下幾種方法來確定。

1） 放射性密度計

油氣田開發地質學

式中：ρ_m——測量的混合液密度，g/cm³；ρ_o和ρ_w——油和水密度，g/cm³。

2） 壓差密度計

油氣田開發地質學

式中：ρ_m——壓差密度計讀數，g/cm³；θ—油層傾角，（°）。

3） 高靈敏度持水率計直接測得

得到持水率後，將其轉化成產層產水率。目前在實際中大多採用滑脫速度模型，根據該模型產層的產水率公式為：

f_w=1-(1-γ_w)(1+γ_w·V_S/U)

式中：V_s——油水滑脫速度，常根據經驗圖版確定，m/s；U——油水混合液總表觀速度，由流量測井求得，m/s。

4） 由地面計量產水率轉化到產層產水率

對單一產層或單一砂組情況，也可由地面計量產水率f_wd經油、水地層體積系數B_o和B_w轉化到油層產水率：

油氣田開發地質學

（2） n和m

n和m值的確定對於利用f_w計算S_o起到較大的影響。利用岩心分析油水相對滲透率資料和生產動態資料確定n和m值的方法如下。

首先根據岩心分析油水相對滲透率資料分別求得n和m值：

油氣田開發地質學

但由於岩心分析油水相對滲透率資料有限，不可能每個油層都有，利用取心點處的相滲代表整個產層或整個砂組的相滲可能會產生較大的誤差，因此必須對已求得的n和m值進行修正，使之更具有代表性。對於每套開發層系，平均含水飽和度可以表示成：

油氣田開發地質學

式中： —某套開發層系平均采出程度，小數； ——某套開發層系平均束縛水飽和度，小數。

因此，根據生產動態資料可以做出某套開發層系的平均產水率和平均含水飽和度的關系圖版，進而對岩心分析資料確定的n和m值進行驗證和修正。

（3）μ_o和μ_w的確定

在泡點壓力以上的產層原油粘度可以根據Vazques和Beggs經驗公式確定：

μ_o=μ_ob(p/p_b)^b

b=956.4295p^1.187·exp(-0.013024p-11.513)

式中：μ_ob——泡點壓力p_b下的地層原油粘度，mPa·s，一般由地面脫氣原油粘度和相對密度根據經驗公式計算；p——產層壓力，MPa。

產層水的粘度μ_w一般受產層壓力影響比較小，通常由地面溫度下分析值根據經驗公式轉化到產層溫度下粘度。

（4） S_wi和S_or

根據岩心分析數據和測井聲波時差 （AC）、自然伽馬 （GR） 回歸經驗公式計算獲得。

3. 油藏工程分析研究剩餘油分布

油藏工程方法很多如水驅曲線、遞減曲線、物質平衡等都可以研究剩餘油分布，下面列舉幾種常用的油藏工程方法。

（1） 利用甲型水驅曲線研究剩餘油分布

甲型水驅曲線中b/a值能夠反映水驅方式下的水洗程度：

N_o=blgN_w+a

式中：N_o——累積產油量，10⁴t；N_w——累積產水量，10⁴t；a，b——常數。

當水驅油麵積 （F）較大，油層厚度 （H）較厚，原始含油飽和度 （S_o） 較高時，水驅曲線中的常數a和b值都大，所以a和b應是F，H及S_o的函數。b值反映了水將油驅向井底的有效程度，b值大則驅油效果好。而a值反映了油藏在某種驅動方式下原油的通過能力。b/a的值小，水洗程度好，屬於水淹區，反之則水洗程度差，屬於潛力區。

剩餘油飽和度 （S_o） 可以由下式獲得：

油氣田開發地質學

式中：S_oi——產層原始含油飽和度，小數；R——采出程度，小數；f_w—油田或油井的含水率，小數；N——動態儲量，10⁴t；A₁，B₁——常數，A₁＝a/b，B₁＝b。

動態儲量 （N） 可由童氏經驗公式計算：

N＝7.5/B₁

如果編制開發單元各井的甲型水驅曲線，並利用測井資料計算出原始含油飽和度S_oi，這樣就可以求得各井的剩餘油飽和度。

（2） 產出剖面資料計算剩餘油飽和度

產出剖面資料能明確地確定井下產出層位、產量及相對比例，是一定時間、一定工作制度下油層產能的客觀反映，必然與油層參數有內在聯系。目前，由於直接測量評價產層剩餘油飽和度方面存在困難，用產出剖面資料評價產層剩餘油飽和度具有重要的意義。

在地層條件下，油、氣、水層的動態規律一般服從混相流體的滲流理論。根據這一理論，儲層的產液性質可由多相共滲的分流量方程描述。當儲層呈水平狀，油、氣、水各相分流量可表示為：

油氣田開發地質學

式中：Q_o，Q_g，Q_w——產層中油、氣、水的流量，cm³/s；μ_o，μ_g，μ_w——油、氣、水的粘度，mPa.s；K_o，K_g，K_w——油、氣、水的有效滲透率，μm²；A——滲透截面積，cm²；ΔP/ΔL——壓力梯度，MPa/m。

為了解各相流體的流動能力，更好地描述多相流動的過程，往往採用相對滲透率，它等於有效滲透率與絕對滲透率的比值：

K_rw=K_w/K,K_ro=K_o/K,K_rg=K_g/K

根據分流方程，可進一步導出多相共滲體系各相流體的相對含量，它們相當於分流量與總流量之比。對於油水共滲體系，儲層的產水率可近似表示為：

油氣田開發地質學

在油水兩相共滲透體系中，瓊斯提出了如下經驗公式：

油氣田開發地質學

則可推導出含水飽和度S_w的計算公式，進而就可計算出剩餘油飽和度S_o。

（3） 小層剩餘油飽和度的求取

水驅特徵曲線法的出現已有30多年的歷史，隨著對油水運動機理認識的加深和水驅特性分析式在理論上的成功推導，該方法已突破油藏范圍的使用，越來越多地應用到單井和油層組上。但一般在油藏開發中很少收集到自始至終的分層油水生產數據，故無法應用實際資料建立各生產層組 （下稱 「目標層組」，可以是油層組，砂岩組或是小層） 的水驅特徵曲線，所以以往使用水驅特徵曲線法進行剩餘油方面的研究，最多取得整個油層組的平均含油飽和度值，它作為剩餘油挖潛研究顯得太粗，實用價值不大。需進行 「大規模」級別上的驅替特徵分析，確定目標層組上各油井出口端剩餘油飽和度值。

以某油井j和第k目標層組為例進行討論 （j＝1，2，…，m；k＝1，2，…，n，m與n分別是油藏生產井總數和j井所在開發層系劃出的目標層組數目）。作為簡化，下標j視為默認，不作標記。

根據油水兩相滲流理論，可以由滲飽曲線系數推求單井水驅曲線系數：

油氣田開發地質學

式中：μ_o，μ_w——地層油、水的粘度，mPa·s；B_o，B_w——油、水地層體積系數，小數；d_o，d_w——地層油、水的相對密度；S_oi，S_wi——原始含油飽和度和束縛水飽和度，小數；N——單井控制石油地質儲量，10⁴t；N_p——累積產油量，10⁴t；B₄，A₄——j井滲飽曲線斜率和截距；B₁，A₁——J井甲型水驅曲線斜率和截距。

對於j井，它的第k目標層組的石油地質儲量可以表示成：

油氣田開發地質學

式中：h_k——j井第k目標層組的油層厚度。

j井第k目標層組對應的水驅特徵曲線斜率B_1.k：

油氣田開發地質學

式中：B_4.k——j井k層組的滲飽曲線斜率，它和B₄都可以由相滲資料分析得到的統計關系式計算：

油氣田開發地質學

式中：a₁，b₁——統計系數；K_k，K——k層組j井點處的地層滲透率和j井合層的地層滲透率，10^-3μm²。後者由各層組滲透率依油層厚度加權得到：

油氣田開發地質學

第k目標層組甲型水驅曲線：

油氣田開發地質學

式中累積產水W_p.k可以由乙型和丙型水驅特徵曲線聯立解出：

W_p,k=WOR_k/2.3B_1,k

式中：WOR_k——k層組的水油比。水油比可由含水率f_w，k計算：

W_p,k=f_w,k/(1-f_w,k)

含水率f_w，k通過分流方程計算：

油氣田開發地質學

式中下標k對應於第k目標層組。對一特定油藏，油水粘度比μ_w/μ_o相同。油水兩相的相對滲透率之比K_o/K_w由與k層組對應的滲飽曲線計算：

[K_o/K_w]_k=e^A

滲飽曲線截距A_4.k由相應的統計式根據該井點地層滲透率K_k計算：

A_4,k=e^a

式中：a₂，b₂——統計常數。

如果給定k層組j井點處含水飽和度S_w，則由上幾式能分別計算出j井在k層組的累積產水量 （W_p，k）、累積產油量 （N_p，k）、水驅曲線斜率 （B_1，k）、滲飽曲線斜率 （B_4，k），將它們代入根據單井水油比和含水率導出的出口端含水飽和度關系式，就可以計算出k層組j井點處的含水飽和度：

油氣田開發地質學

對應的剩餘油飽和度S_o為：

S_o＝1-S_w

總的說來，利用生產動態資料求取剩餘油飽和度不失為一個簡單易行的方法。但是，受含水率這個參數本身的局限，由此而求出的剩餘油飽和度是絕對不能反映一個暴性水淹地區的真實剩餘油飽和度的。至於根據各種方法將含水率劈分到各小層，從而得到各個小層的剩餘油飽和度，則其可信度值得懷疑，只能說是有勝於無。

4. 油藏數值模擬

油藏數值模擬技術從20世紀50年代開始研究至今，已發展成為一項較成熟的技術。在油田開發方案的編制和確定，油田開采中生產措施的調整和優化，以及提高油藏採收率方面，已逐漸成為一種不可或缺的主要研究手段。油藏數值模擬技術經過幾十年的研究有了大的改進，越來越接近油田開發和生產的實際情況，油藏數值模擬技術隨著在油田開發和生產中的不斷應用，並根據油藏工程研究和油藏工程師的需求，不斷向高層次和多學科結合發展，它必將得到不斷發展和完善。

油藏數值模擬中研究的問題大部分為常規的開采過程，所用模型以黑油模型為主，組分模型的使用有增加的趨勢。在混相開採的模擬中，尤其是在實驗室研究階段，也使用組分模型。當使用組分模型時，流體的變化由狀態方程來描述。注蒸汽的開采過程模擬也較為普遍。但研究地層中燃燒的模擬少見，因為這種開采方式本來就少見，且難以模擬和費用高。大多數油藏數值模擬向全油田的方向發展，水平井模擬的研究也有較大的發展。

油藏模擬通過各種模型擬合生產歷史，可以得出剩餘油分布的詳細信息，是目前求取剩餘油分布的較好方法。但是也存在著模型過於簡單、油田生產過程過於復雜、難以較好地擬合等問題。

剩餘油分布研究目前最有效的辦法仍然是動靜資料結合的綜合分析方法，只在准確建立各種河流沉積模型的基礎上，深入研究儲層分布對注采系統的影響，細致地開展油層水淹狀況分析，才能對剩餘油分布狀況得出較正確的認識。

總之，油層的非均質是形成剩餘油的客觀因素，開采條件的不適應是形成剩餘油的主觀因素。

5. 數學地質綜合分析法

影響剩餘油形成和分布的各類地質及生產動態等因素是極其復雜的，因此在剩餘油分布研究中需要考慮各種地質和動態因素，有助於提高剩餘油預測精度。能考慮多種因素研究剩餘油分布的方法很多，這里以多級模糊綜合評判方法為例，建立剩餘油潛力分析量化模型。

多級模糊綜合評判是綜合決策的一個有力數學工具，適應於評判影響因素層次性及影響程度不確定性項目。通過對儲層剩餘油形成條件、分布規律及其控制因素分析研究，剩餘油形成主要受沉積微相、油層微型構造、注采狀況等多種因素控制。這些因素共同確定了剩餘油的分布狀況，具體表現為剩餘油飽和度、剩餘石油儲量豐度及可采剩餘儲量的平面和縱向差異性。

在考慮影響剩餘油形成與分布因素的基礎上，結合儲層嚴重非均質性特點，選取剩餘油飽和度、儲量豐度、砂體類型、砂體位置、所處位置、連通狀況、微型構造形態、注水距離、射孔完善程度、注采完善程度、滲透率變異系數等11項靜態和生產動態指標組成評價因素集。在上述各因素中，剩餘油飽和度與剩餘儲量豐度的大小是各類靜態和動態綜合作用的結果，是剩餘油潛力評價的主要指標。因此，在實際評價中，首先圈定剩餘油飽和度及其剩餘石油儲量豐度高值區，然後應用多級模糊綜合評判的數學方法，對剩餘油富集區進行綜合評判。

在剩餘油富集區評價中採用的數學模型為：

設U＝ ｛u₁，u₂，u₃，u₄，u₅，u₆，u₇，u₈，u₉，u₁₀，u₁₁｝ 為評價因素集，V＝｛v₁，v₂，v₃｝ 為剩餘油潛力等級集，評價因素集與剩餘油潛力等級集之間的模糊關系用矩陣來表示：

油氣田開發地質學

單因素評價矩陣R＝［r_ij］_n×m（0≤r_ij≤1），其中rij為第i因素對第j評語的隸屬度。矩陣R中的R＝ ｛r_i2，r_i2，r_i3｝ 為第i個評價因素ui的單因素評判，它是V上的模糊子集。隸屬度主要根據檢查井資料和單層測試資料分級分類統計求取。

由於影響剩餘油的諸因素對剩餘油潛力劃分作用大小程度不同，因此必須考慮因素權重問題。假定a₁，a₂，a₃，a₄，a₅，a₆，a₇，a₈，a₁₀，a₁₁分別是評價因素u₁，u₂，u₃，u₄，u₅，u₆，u₇，u₈，u₉，u₁₀，u₁₁的權重，並滿足a₁＋a₂＋a₃＋a₄＋a₅＋a₆＋a₇＋a₈＋a₁₀＋a₁₁＝1，令A＝｛a₁，a₂，a₃，a₄，a₅，a₆，a₇，a₈，a₁₀，a₁₁｝，則A為權重因素的模糊集，即權向量。權系數的求取主要根據實踐經驗並結合剩餘油富集特點綜合考慮。

由權向量與模糊矩陣進行合成得到綜合隸屬度B，則通過模糊運算：

B＝A ·R

式中：B——綜合評判結果；A——權重系數；R——單因素評價矩陣；·——模糊運算符。

據上式求出模糊集：

油氣田開發地質學

根據最大隸屬度准則，b_i0＝max ｛b_j｝ （1≤j≤3） 所對應的隸屬度即為綜合評判值，依據綜合評判結果B值將剩餘油潛力分為3類：B≥0.5為最有利的剩餘油富集區；0.1<B<0.5為有利的剩餘油富集區；B≤0.1為較最有利的剩餘油富集區。

分析各種影響因素可以看出，對剩餘油潛力進行綜合評價宜採用二級評價數學模型，在實際評價中，首先根據地質綜合法和數值模擬結果，圈定剩餘油飽和度和剩餘油儲量豐度高值區，進而對這些井區的砂體類型、砂體位置、所處位置、連通狀況、微型構造形態、注水距離、射開完善程度、注采完善程度、滲透率變異系數等參數均按3類進行一級評判，對剩餘油飽和度和儲量豐度按不同層對各個井區歸一化後賦值，然後從以下11個方面對剩餘油潛力進行評判，分別為：剩餘油飽和度A、儲量豐度B、砂體類型C、砂體位置D、所處位置E、連通狀況F、微構造形態G、注水距離H、射開完善程度I、注采完善程度J、滲透率變異系數K。

多級模糊綜合評判的數學模型簡單易行，關鍵是確定權系數及其評判矩陣。研究中根據影響剩餘油富集的重要程度，採取專家打分和因子分析相結合的方法確定權重系數：A＝｛A，B，C，D，E，F，G，H，I，G，K｝＝｛0.2，0.15，0.12，0.06，0.08，0.05，0.05，0.07，0.08，0.09，0.05｝。由此可見，在各因素中，剩餘油飽和度與剩餘儲量豐度、砂體類型是影響剩餘油潛力的主要因素。其次，砂體連通狀況、注采完善程度、射孔完善程度對剩餘油富集具有重要的控製作用。在具體評價中，對影響剩餘油富集的地質因素及注采狀況等因素，如砂體類型、微構造類型、注采完善程度等非量化指標，對各種類型按最有利、有利、較有利分別賦予權值 （表8-7），非均質性、注水井距離等定量指標按其值范圍賦予權值。

表8-7 剩餘油富集區地質因素評價

對M油田A層剩餘油富集區進行了多級模糊綜合評價。首先根據油藏數值模擬結果和綜合地質分析法圈定潛力井組，對各井組按上述11項指標分類進行二級評價，然後根據所建立的模糊矩陣，結合權向量進行綜合評判，結果見圖8-30。

A層Ⅰ類潛力區主要分布在F5-4，F5-5，F11-11，F9-11，F7-2，F11-4等井區，Ⅱ類潛力區主要分布在F11-5，F10-5，F9-4，F7-3，F7-6，F5-2，F3-2，F2-5等井區，Ⅲ類潛力區主要分布在F9-6，F1-4等油砂體邊部，盡管儲量動用程度低，剩餘油飽和度較高，但有效含油厚度較小，因而潛力較小。

圖8-30 A層剩餘油潛力評價

Ⅳ 地層原油體積系數與溶解氣油比

原始地層原油體積系數是原油在地下的體積與其在地面脫氣後的體積之比，是確定油藏體積的一個關鍵參數，可以根據油氣本身的性質和油藏的原始壓力、溫度計算出來。

溶解氣油比是溶解氣地質儲量占原油地質儲量的百分比。

實際工作中，可以通過對所研究油藏的實驗室高溫高壓數據來確定。當油藏數據不充分時，可以借用類比油藏的數值。原始地層原油體積系數和平均地面原油的密度可以通過取樣、生產測試和生產動態開發數據等手段確定。此外，還可以利用諸如束縛水飽和度、泥質含量和原始測井數據等資料來確定。溶解氣油比還可以採用初期穩定生產氣油比，經過分析後代替氣油比。

Ⅵ 地層原油的黏度

原油的黏度是影響油井產量的重要因素之一。原油的化學組成是決定黏度高低的最基本因素。原油中重烴含量和非烴含量，特別是膠質－瀝青含量的多少對原油黏度有著重大的影響。膠質、瀝青含量多，將增大分子的內摩擦，使原油黏度增大。

無論是地面原油還是地下原油，其黏度都對溫度的變化非常敏感。除原油組成和溫度影響之外，主要影響原油黏度的則是油中溶解氣量的多少。隨溶解氣量增加，油的黏度也就隨之相應地降低。

壓力對於地層原油黏度的影響，如圖2－7所示。當壓力p高於飽和壓力p_b時，隨壓力的增加，油被彈性壓縮、密度加大，液層間摩擦阻力增大，原油的黏度相應增大，但增幅度不是很大；但當地層壓力低於飽和壓力時，隨著地層壓力的降低，油中溶解氣不斷分離出去，地層原油黏度急劇增加。原油黏度與壓力、溫度的關系，如圖2－8所示。

圖2－8 原油黏度與壓力溫度的關系

Ⅶ 如何對油氣藏進行一般體檢

對油層中的流體即油、氣、水和油層岩石的現場取樣岩心進行實驗分析，像給油氣藏例行體檢一樣，為認識和科學開發油氣藏提供依據。
（1）原油常規分析。不同油藏的原油性質不同。為了全面了解各種原油的物理化學性質，需要對原油的密度、粘度、酸值、膠質、瀝青含量、凝點、含蠟、含硫、餾分組成、含鹽、閃點、灰分、含砂等進行分析檢測。對稠油還要測試粘度隨溫度的變化關系曲線。例如，克拉瑪依油田經過大量原油樣品分析實驗，制定了原油的分類標准。將原油分為0號的普通原油，1號、2號、3號低凝原油及黑油山特低凝原油等五類，確定了各類原油的性質和組成。
原油的「特殊化驗」有兩項：一是地層原油高壓物性分析。它是評價油氣在地層條件下物理性質的重要手段。其分析結果是編制油田開發方案，計算地質儲量，進行流體力學計算和採油工程、油氣集輸工藝設計的重要依據。二是地層流體相態實驗。它對確定油氣藏類型，油氣性質及分布規律，開采過程中氣、液兩種相態的轉化及動態預測，采氣工藝優化，合理有效地開發凝析氣藏都具有重要意義。
（2）地層水分析。通過分析研究可了解地層水的活動特徵，對油氣田的勘探、開發，提高原油採收率和保護油氣層有重要意義。分析內容包括密度、粘度、各種鹽類離子含量及有關的特殊成分。
除了對油藏中的流體進行分析化驗外，還必須對組成油氣藏骨架的岩石進行「骨科檢查」。
（3）「骨架」常規體檢，就是指油氣層的岩心常規分析。它包括一系列的「體檢指標」，如孔隙度、滲透率、飽和度、粒度、碳酸鹽與氯鹽含量等。通過這些指標我們可以正確認識油氣層，科學開發油氣田。
（4）「骨架」特殊體檢，是指油氣層的微觀物性分析和岩石特殊物性測試。前者通過鑄體薄片、掃描電鏡、X衍射、粘土礦物分析等資料，評價油氣層的孔隙結構、孔隙類型及孔隙中粘土礦物的類型、形態、分布特徵等，為油氣藏精細描述提供依據。後者通過對油氣層岩石的潤濕性、毛細管壓力和相對滲透率的測試得出岩石表面與流體的潤濕關系，岩石孔隙大小與分布，以及多相滲流的特點，為油氣層特徵研究、油藏工程計算與開發動態分析，提供最基礎的微觀岩石物性參數。
（5）碎屑岩粒度分析，是對沉積物顆粒大小進行測量統計和數據處理，求得碎屑顆粒的粒度分布，即大小不同顆粒所佔的百分數。目的是了解油層岩石不均質性的程度。
（6）室內驅油實驗。它是通過物理模型，模擬不同驅替流體、不同多孔介質、不同滲流特徵、不同驅替速度及不同流度比等條件下的驅油效率，為合理開發油田、提高原油採收率研究提供技術支持。
（7）油氣層敏感性評價。為了避免在鑽井、完井、修井、注水、壓裂、酸化等作業過程中所用的入井液體對油氣層造成傷害，致使近井地帶滲透率下降，滲流阻力增加，必須藉助儀器設備，預先測定油氣層岩石與外來流體作用前後的滲透率變化，認識和評價油氣層被傷害的程度，提出防止或抑制油氣層受到傷害的措施，保護好油氣層。

Ⅷ 原油的基本物理特徵

景谷盆地大牛圈油田的原油物理性質如表3-1所示。由表可以看出，景谷盆地目前已發現的原油密度為0.87～0.93g/cm³，隨著埋深增大而密度變小。原油密度偏高，油質偏重，位於全國低熟油密度（0.8～0.94g/cm³）范圍之內，與我國其他油氣區構成熟原油相比，景谷原油的密度偏高，油質也偏重。原油粘度為46～78MPa·S。原油高壓物性分析表明，在地層原油飽和壓力為0.527MPa的條件下，在72.2℃時測得地層原油粘度為12.195MPa·S。原油凝固點分布范圍為27～37℃之間，含硫小於2.4%，含蠟量為33%～41%，明顯高於高蠟原油蠟量（15%～25%）。顯然，景谷原油應屬於高蠟原油。

表3-1大牛圈油田牛二、牛四塊原油性質統計表

國內外的石油地質研究早已證明，高蠟原油的存在總是與相當豐富的、甚至是占優勢的陸源有機質密切相關。這類原油中的蠟主要來源於陸生植物中的生物蠟，是由一種高級脂肪酸與高級一元醇生成的脂類化合物。淡水沉積物中陸源有機質、特別是陸生植物類脂物及其降解產物的存在，是高蠟原油形成的物質基礎。這表明，景谷原油的生油母質有相當一部分來源於陸源有機質，所以，應屬於陸相石蠟型原油。

Ⅸ 石油（原油）的分類及其物理性質

石油（原油）是一種由碳氫化合物（烴類）及少量氧、硫、氮化合物所組成的混合物，其狀態取決於溫度、壓力和分子間的作用力。根據原油中某些物質的含量，可以對原油進行分類。具體的分類原則是：

1.按膠質-瀝青質含量分類

（1）少膠原油——原油中的膠質和瀝青含量在8%以下；

圖2-4-4 地層水的黏度與溫度的關系

（a）純水；（b）含鹽量為60000mg/L的水

（2）膠質原油——原油中的膠質和瀝青含量在8%～25%之間；

（3）多膠原油——原油中的膠質和瀝青含量在25%以上。

2.按含蠟量分類

（1）少蠟原油——含蠟量在1%以下；

（2）含蠟原油——含蠟量在1%～2%之間；

（3）高含蠟原油——含蠟量在2%以上。

3.按含硫量分類

（1）少硫原油——硫的含量在0.5%以下；

（2）含硫原油——硫的含量在0.5%以上。

膠質-瀝青質在原油中形成膠體結構，對原油的流動性有很大的影響。膠質-瀝青質含量過高可形成高黏度的原油。原油中的含蠟量影響原油的凝固點。含蠟量越高，其凝固點越高。原油中的硫是一種有害物質，對用鋼製成的煉油設備有腐蝕作用。

石油的物理性質主要有溶解氣油比、體積系數、壓縮系數、黏度。

1.溶解氣油比

原油的溶解氣油比定義為原油在地面脫出的氣量與地面脫氣原油的體積之比：

岩石物理學基礎

式中：V_g為在地面狀態下由原油中脫離出來的氣體體積；V_o為地面脫氣原油的體積；R_s為在溫度和壓力保持不變的條件下的溶解氣油比，單位是m³/m³。在物理上，溶解氣油比表示在地面上單位體積的原油在地下的溫度和壓力條件下所能溶解的天然氣體積。

2.體積系數

體積系數定義為原油在地下的體積與其在地面脫氣後的體積之比：

岩石物理學基礎

式中：V_fo為原油在地層中的體積（在某一溫度、壓力下）；V_so為原油在地面脫氣後的體積（20℃，0.1 MPa）。

圖2-4-5 某地層中的油在飽和壓力下的相對體積系數（體積系數與飽和壓力下的體積系數之比）

①直線；②實測數據；③實測數據與直線的離差值

根據實踐經驗，地下溶解氣和熱膨脹的影響遠遠地超過了壓力對原油彈性壓縮的影響，因此地層油的體積系數一般大於1。這意味著，原油在地面的體積一般小於其在地層內時的體積。原油在地面上由於脫氣而使體積變小的現象稱為原油的收縮，收縮系數為1/B_o。

地層原油的體積系數除了與溶解氣油比有關外，還與溫度和壓力有關（圖2-4-5）。

3.壓縮系數

令α_o代表地層原油的等溫壓縮系數，則

岩石物理學基礎

地層原油的壓縮系數主要取決於原油的溶解氣量、溫度、壓力。如果原油中含有的氣體多，則原油的密度下降，壓縮系數變大。

4.黏度

原油的黏度主要由原油的化學組成所決定。地面脫氣原油的黏度具有很大的變化范圍，從零點幾到幾千萬毫帕秒（圖2-4-6，圖2-4-7）。

Ⅹ 計算實例分析

將上述計算方法編制了程序，以勝坨油田二區沙二段4～6砂層組為例進行了開發指標的計算。勝坨油田二區沙二段4～6砂層組從1975年開始進行注水開發，共18個小層合採。目前采出程度達到35.49%，綜合含水率96.5%。

根據18個小層的儲層物性和流體物性建立了剖面模型，注采井距為300m。各小層的物性參數見表1-1。

表1-1 小層物性參數與計算的開發現狀

1)圖1-2為採用本書所述模型計算的沙二段4～6砂層組合採的含水與采出程度的關系曲線，其中儲層滲透率和原油黏度隨含水率的變化採用式(1-9)和式(1-10)計算。經過30多年的開發，計算出目前綜合含水率95.8%，采出程度35.4%，與目前的開發現狀吻合較好，說明計算方法能夠反應層間非均質性對開發的影響，具有較好的准確性和可靠性。

圖1-2 計算出的含水率與采出程度關系曲線

2)表1-1中列出了利用本書模型計算出的目前各小層的含水率和采出程度，根據計算結果，對層系進行了重組，將儲層物性較好、含水率和采出程度較高的主力層4¹，4²，5²，5⁵，6⁵組合為一套層系，其餘為另一套層系，進行了開發指標的預測，預測結果見圖1-3。從圖中可以看出層系重組後含水率出現下降，預測層系重組10年後采出程度增加2.85%。

圖1-3 層系重組後的開發效果預測曲線

3)在計算過程中考慮儲層物性和流體參數的變化使得計算結果更加接近實際。在相同條件下，不考慮儲層滲透率和地層原油黏度變化，計算出的開發效果變好(圖1-4)。不考慮儲層物性和原油黏度計算的采出程度達到42.97%，與實際采出程度35.49%相差7.48%，誤差較大;在考慮儲層物性和地層原油黏度變化後計算的采出程度為35.36%，與實際吻合。

圖1-4 儲層滲透率和原油黏度變化對計算結果的影響

本節基於油水兩相不穩定滲流理論，考慮儲層物性參數和地層原油黏度的變化，建立了多層組合下的開發指標計算模型;以各小層的滲流阻力和注采壓差為權重進行單井產量的分配，採用隱式差分法進行壓力求解，採用流線模型計算飽和度分布，增加了計算的穩定性。該模型可以進行不同層系組合下的開發指標計算，以及不同開發階段任意層系組合後的開發指標計算。這將為水驅油藏層系組合的優化計算提供了一種快速簡便的計算方法。

該模型是基於一維多層剖面模型進行的，沒有考慮平面非均質性和注采井網的影響，以後可以進行改進，使得模型計算結果更加接近實際。