地层原油物性分析方法

Ⅰ 有机地球化学方法（地质色层效应）

随着干酪根高级生油理论和分析手段的快速发展，许多地球化学指标都可用于分析油气运移过程中烃类成分的变化规律，并追踪运移的方向、通道和距离等。现已证实，在自然界中油气运移所引起的烃成分变化与实验室的色层效应极为相似，因此根据系统取样分析，可以了解油气运移的总趋向。

自从D.T.Day（1897）提出地质色层效应的原始设想以来，这一原理逐步得到了应用。我国石油工作者根据源岩和原油中生物标志化合物、碳同位素δ¹³C/δ¹²C、色谱、红外光谱、卟啉含量以及原油物性等指标的变化规律，研究了大庆（杨万里，1982）、酒泉盆地（中国科学院兰州所，1977）、大港（北京石勘院，1977）等油田的二次运移问题；B.M.Krooss（1991）对地质色层分析的发展历史、定义、本质、处理技术分类等进行了详细的述评，对其机理进行了重点阐述，并进行了定量模拟；C.M.Bethke等（1991）对伊利诺斯盆地石油的长距离运移进行了研究，等等。对于天然气的运移，则主要利用甲烷碳同位素（δ¹³C₁）、氢同位素（δD）、氩同位素（⁴⁰Ar/³⁶Ar）值等进行气源分析。例如，用δ¹³C₁可区分煤成气和油成气（陈文义等，1987）；用δ¹³C₁与R_o的关系追踪气源及运移路线（Stahl,1980；廖永胜，1984；王秉海等，1992）。总之，尽管地质色层效应的机理比较复杂，在具体分析地质条件的前提下，仍可用来判断油气运移的方向。

另外，随着测试工艺技术的发展，目前已应用高压物性取芯获得地层状态下的原油物性（密度、粘度、油气比、饱和压力等）研究油气运移的方向和距离。如地层原油物性菱形图（刘孝汉，1987）、运移系数（P.C.卡西莫夫，1978）等都是指示油气运移的良好方法。目前，荧光显微分析技术、原油孢粉分析等也为研究油气的运移提供了直接的时空证据（曹志雄等，1988；江德昕，1977;1990;Chepikov等，1971；范太雍，1978）。尽管地球化学方法是定性为主的，然而却是重要和必要的，是建立理论模型和模拟的基础。

Ⅱ 封闭性分析

储层压力的控制因素与其封闭性有直接关系，开放型储层的地层压力多受潜水面深度的控制，而封闭型储层的地层压力则受多种因素的综合影响。因此，判断油藏封闭性是异常低压形成机制研究的重要前提。

1.地层水特征

地层水矿化度的高低反映出地层流体交替程度的强弱。根据花土沟油田55个水样分析结果，花土沟油藏地层水属极高矿化度(图7-6)，总矿化度为104627～256752mg/L，平均190945mg/L，为卤水型(表7-1)，并且有随地层埋深增加而逐渐加大的趋势，这是封闭条件下长期的地层内循环经浓缩变质作用的综合结果。地层水pH值为6.0～9.0，平均7.3，地层水显弱碱性。

表7-1 花土沟油田地层水数据

3.压力体系沉积构成

花土沟油区自古近纪开始，其相对湖水面逐渐上升(退积)，至中新世早、中期(N₁)可能上升到最高点，发育浅湖-半深湖沉积环境。此后相对湖水面整体上处于下降状态(进积)，其中中新世中晚期—上新世早期(N₁—N¹₂)总体上处于河流-辫状三角洲沉积。花土沟油田中新世—上新世位于西北、西南方向两个物源之间的过渡带，其沉积类型和沉积特征受此影响较大。西北物源来自阿尔金山，西南物源来自昆仑山。两个物源注入花土沟地区的碎屑矿物成分无明显差异，但其碎屑物质的输入量和输入频率对花土沟地区的沉积类型和储集层厚度均产生很大影响。

根据岩性资料和测井资料对花土沟油田典型井进行单井相分析，对研究区段地层进行沉积微相划分，结果表明，花土沟油田低压封存箱属于远砂坝沉积微相，其岩性较细，多为中薄层粉砂岩、泥质粉砂岩和泥岩，粉砂岩和泥岩互层较常见;其相序主要由正粒序层组成，细-粗-细的复合粒序也很常见。由于远砂坝沉积多为粉砂岩和泥岩互层，其上下多为厚层泥岩形成的前三角洲泥、滨浅湖泥或藻丘沉积，对远砂坝沉积内流体进行良好封闭，形成压力封存箱，阻挡了箱内流体与箱外进行物质与能量交换，形成独立的压力系统(图7-9)。远砂坝相与前三角洲泥、滨浅湖泥或藻丘相相比，其孔渗性较好，多发育小型交错层理、波状交错层理和波状层理，为油气的保存提供了条件。

同时，可以推断研究区断层具有很好的封闭性，如果与低压系统相连通的断层是开启的，则油藏压力将表现为静水压力，地层水特征也将与地表水相同，原油物性也会变差。

总之，花土沟油田新近系油藏具有很好的保存条件，油藏封闭性很好，与外部不发生流体沟通。对于这种封闭性很好的油藏，潜水面对其中压力的影响很小。

Ⅲ 石油地层性质怎么分类

你问的问题好像有点让人不懂，石油有本身的性质，地层又会有自己的性质，你把二者连起来说就让人不明白了。如果非要说的话，只能说浅地层多是稠油，深地层多是稀油，再深的话大多的就为天然气了！

Ⅳ 剩余油研究方法

剩余油通常用剩余可动油饱和度或剩余可采储量来表征。为了求取剩余可动油饱和度或剩余可采储量，国外现有确定剩余油饱和度的测量技术可分为3类：单井剩余油饱和度测量、井间测量、物质平衡法。单井剩余油饱和度测量包括岩心分析 （常规取心、海绵取心）、示踪剂测试、测井 （裸眼井测井和套管并测井）、单井不稳定测试；井间测量包括电阻率法、井间示踪剂测试；物质平衡法是利用注、采的动态资料来求取油藏的剩余油饱和度。

美国和前苏联等国非常重视油田开发后期的剩余油分布研究。美国于1975年组织有关专家编写了 《残余油饱和度确定方法》一书，系统介绍了各种测量方法，并对其进行了分析比较。前苏联研究油田水淹后期剩余油分布情况主要采用了以下方法：(1)物质平衡法；(2) 以岩心分析及注水模拟为基础的方法；(3)地球物理方法；(4)水动力学方法。

我国许多老油田在剩余油分布研究方面做了许多工作，主要是应用水淹层测井解释、油藏数值模拟、油藏工程分析及地质综合分析等4项技术，搞清剩余油的层间、平面、层内分布及其控制因素，寻找油藏开发的潜力所在，提出油藏调整挖潜措施。

1. 常规测井资料求取水淹层剩余油饱和度

开发后期含水饱和度Sw是评价水淹层的基本参数，S_o＝1-S_w则为相应的剩余油饱和度。它们都是研究储层水淹后含油状况最直接的参数。

在测井解释中，阿尔奇公式仍是电阻率法求饱和度的基本公式：

油气田开发地质学

式中：S_w——含水饱和度，％；φ——岩石孔隙度，小数；S_o——含油饱和度，小数；R_t——地层真电阻率，Ω·m；a，b——与岩性有关的系数；R_z——油层水淹后变成混合液电阻率，Ω·m；m——孔隙指数，与岩石孔隙结构有关；n——饱和指数，与孔隙中油、气、水分布状况有关。

为了省去确定方程中a与m，将上式变为：

S_w=[F·b·R_z/R_t]^1/n

式中：F——地层因素，即为100％饱和水的岩石电阻率与地层水电阻率的比值。

根据胜坨油田二区40块岩样岩电实验资料研究，发现F值不仅与φ有关，而且与R_z有关。通过多元回归分析，建立的关系式为：

F=e^K

式中：K₁，K₂，…，K₅——经验系数，由回归统计得。

为了确定含水饱和度中的b和n值，根据胜坨油田3口井40块岩样，模拟5种不同矿化度 （5256～92019mg/L） 的地层水，实验测定了258组数据，研究发现b和n为非定值，它们不仅与岩性和油、气、水在孔隙中的分布状况有关，而且与岩样中所饱和的地层混合液电阻率Rz有关，即：

b=A₁e^A

油气田开发地质学

式中：A₁，A₂，A₃，A₄——经验回归系数。

尽管阿尔奇公式是常规测井资料求取剩余油饱和度的理论基础。但是，由于注入水与地层水混合，求取地层水电阻率变成了求取注入水与地层水的混合液电阻率。目前，求取混合液电阻率仍是剩余油饱和度计算的难点。有如下几种方法供参考。

（1） 过滤电位校正自然电位研究与地层混合液电阻率计算

在目前常规测井资料中，自然电位是唯一能够较好反映地层混合液电阻率变化的测井信息。测井中测得的自然电位主要包括薄膜电位 （扩散吸附电位） 和过滤电位，当泥浆柱压力与地层压力之间的压差很小时，过滤电位可以忽略不计。根据国内外资料分析，当压差大于3.4MPa时，过滤电位对自然电位的影响已比较明显。此时，应着手研究过滤电位对自然电位进行校正和分析。从水淹层研究发现，水淹过程中地层压力下降较多，储层内压力变化较大。因此，必须研究过滤电位校正自然电位，以便能准确地计算地层混合液电阻率。

过滤电位大小可以由亥姆霍兹 （Helmholtz） 方程表示：

油气田开发地质学

式中：U_φ——过滤电位，mV；R_mf——泥浆滤液电阻率，Ω·m；ε——泥浆滤液介电常数；ξ——双电层中扩散层的电位降，mV；μ——泥浆滤液的粘度，mPa·s；△P——泥浆柱与地层之间的压力差，MPa；A_φ——与岩石物理化学性质有关的过滤电动势系数 （A_φ＝εξ/4π）。

由上式可以看出，过滤电位大小与压差ΔP有关，即泥浆压力减去地层压力。而泥浆滤液电阻率R_mf与泥浆性质、液体粘度有关。

考虑到ξ的确定困难，采用油田实际应用的实验方程：

油气田开发地质学

当地层有过滤电位时，自然电位幅度为：

油气田开发地质学

实际的自然电位 （扩散吸附电位） 为：

油气田开发地质学

自然电位取负值lg（R_mf/R_z）＝SSP/K，则：

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

式中：R_z——地层混合液电阻率；Ω·m；K——扩散吸附电位系数；t——井下温度，℃；ΔP——通过泥浆比重和选择压力系数确定。

（2） 利用冲洗带电阻率计算地层混合液电阻率

在高含水饱和度地层中，由于地层含水饱和度与冲洗带含水饱和度趋于一致（S_w＝S_xo），R_z还可以直接用下式计算：

油气田开发地质学

（3） 水样分析资料估算地层混合液电阻率

采用水样分析资料，以其离子浓度换算成等效NaC1离子浓度，再以相应图版转换成样本电阻率。利用各井有代表性的样本地层水电阻率，作为估算和确定地层混合液电阻率的基础资料。水样分析资料及其电阻率变化都比较大，为此利用上述过滤电位校正自然电位，结合水样分析资料，分两个阶段目的层段地层混合液电阻率 （R_z）进行估算选用。

2. 生产测井资料确定水驱油藏产层剩余油饱和度

油水相对渗透率和流体饱和度等参数的关系已有一些学者进行了研究，至今没有公认的二者之间关系的解析方程，在实际应用中大多采用经验公式。根据毛细管渗流模型和毛细管导电模型可以推导出亲水岩石油水相对渗透率和产层流体饱和度关系方程为：

油气田开发地质学

式中：S_wD——驱油效率，S_wD＝（S_w-S_wi）/（1-S_wi），小数；S_w——含水饱和度，小数；S_wi——产层束缚水饱，小数；S_or——产层残余油饱和度，小数；n——阿尔奇方程中饱和度指数；m——经验指数。

油水相对渗透率与含水率的关系：

油气田开发地质学

得含水率与含水饱和度的公式：

油气田开发地质学

利用生产测井解释可以确定产层产水率f_w，从而利用上式可计算出产层的含水饱和度S_w，进而得到产层剩余油饱和度S_o＝1-S_w。

（1） 产水率的确定

主要利用生产测井持水率 （γ_w） 资料转化为产层的产水率。对于油、水两相流，持水率主要由以下几种方法来确定。

1） 放射性密度计

油气田开发地质学

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

2） 压差密度计

油气田开发地质学

式中：ρ_m——压差密度计读数，g/cm³；θ—油层倾角，（°）。

3） 高灵敏度持水率计直接测得

得到持水率后，将其转化成产层产水率。目前在实际中大多采用滑脱速度模型，根据该模型产层的产水率公式为：

f_w=1-(1-γ_w)(1+γ_w·V_S/U)

式中：V_s——油水滑脱速度，常根据经验图版确定，m/s；U——油水混合液总表观速度，由流量测井求得，m/s。

4） 由地面计量产水率转化到产层产水率

对单一产层或单一砂组情况，也可由地面计量产水率f_wd经油、水地层体积系数B_o和B_w转化到油层产水率：

油气田开发地质学

（2） n和m

n和m值的确定对于利用f_w计算S_o起到较大的影响。利用岩心分析油水相对渗透率资料和生产动态资料确定n和m值的方法如下。

首先根据岩心分析油水相对渗透率资料分别求得n和m值：

油气田开发地质学

但由于岩心分析油水相对渗透率资料有限，不可能每个油层都有，利用取心点处的相渗代表整个产层或整个砂组的相渗可能会产生较大的误差，因此必须对已求得的n和m值进行修正，使之更具有代表性。对于每套开发层系，平均含水饱和度可以表示成：

油气田开发地质学

式中： —某套开发层系平均采出程度，小数； ——某套开发层系平均束缚水饱和度，小数。

因此，根据生产动态资料可以做出某套开发层系的平均产水率和平均含水饱和度的关系图版，进而对岩心分析资料确定的n和m值进行验证和修正。

（3）μ_o和μ_w的确定

在泡点压力以上的产层原油粘度可以根据Vazques和Beggs经验公式确定：

μ_o=μ_ob(p/p_b)^b

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

式中：μ_ob——泡点压力p_b下的地层原油粘度，mPa·s，一般由地面脱气原油粘度和相对密度根据经验公式计算；p——产层压力，MPa。

产层水的粘度μ_w一般受产层压力影响比较小，通常由地面温度下分析值根据经验公式转化到产层温度下粘度。

（4） S_wi和S_or

根据岩心分析数据和测井声波时差 （AC）、自然伽马 （GR） 回归经验公式计算获得。

3. 油藏工程分析研究剩余油分布

油藏工程方法很多如水驱曲线、递减曲线、物质平衡等都可以研究剩余油分布，下面列举几种常用的油藏工程方法。

（1） 利用甲型水驱曲线研究剩余油分布

甲型水驱曲线中b/a值能够反映水驱方式下的水洗程度：

N_o=blgN_w+a

式中：N_o——累积产油量，10⁴t；N_w——累积产水量，10⁴t；a，b——常数。

当水驱油面积 （F）较大，油层厚度 （H）较厚，原始含油饱和度 （S_o） 较高时，水驱曲线中的常数a和b值都大，所以a和b应是F，H及S_o的函数。b值反映了水将油驱向井底的有效程度，b值大则驱油效果好。而a值反映了油藏在某种驱动方式下原油的通过能力。b/a的值小，水洗程度好，属于水淹区，反之则水洗程度差，属于潜力区。

剩余油饱和度 （S_o） 可以由下式获得：

油气田开发地质学

式中：S_oi——产层原始含油饱和度，小数；R——采出程度，小数；f_w—油田或油井的含水率，小数；N——动态储量，10⁴t；A₁，B₁——常数，A₁＝a/b，B₁＝b。

动态储量 （N） 可由童氏经验公式计算：

N＝7.5/B₁

如果编制开发单元各井的甲型水驱曲线，并利用测井资料计算出原始含油饱和度S_oi，这样就可以求得各井的剩余油饱和度。

（2） 产出剖面资料计算剩余油饱和度

产出剖面资料能明确地确定井下产出层位、产量及相对比例，是一定时间、一定工作制度下油层产能的客观反映，必然与油层参数有内在联系。目前，由于直接测量评价产层剩余油饱和度方面存在困难，用产出剖面资料评价产层剩余油饱和度具有重要的意义。

在地层条件下，油、气、水层的动态规律一般服从混相流体的渗流理论。根据这一理论，储层的产液性质可由多相共渗的分流量方程描述。当储层呈水平状，油、气、水各相分流量可表示为：

油气田开发地质学

式中：Q_o，Q_g，Q_w——产层中油、气、水的流量，cm³/s；μ_o，μ_g，μ_w——油、气、水的粘度，mPa.s；K_o，K_g，K_w——油、气、水的有效渗透率，μm²；A——渗透截面积，cm²；ΔP/ΔL——压力梯度，MPa/m。

为了解各相流体的流动能力，更好地描述多相流动的过程，往往采用相对渗透率，它等于有效渗透率与绝对渗透率的比值：

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

根据分流方程，可进一步导出多相共渗体系各相流体的相对含量，它们相当于分流量与总流量之比。对于油水共渗体系，储层的产水率可近似表示为：

油气田开发地质学

在油水两相共渗透体系中，琼斯提出了如下经验公式：

油气田开发地质学

则可推导出含水饱和度S_w的计算公式，进而就可计算出剩余油饱和度S_o。

（3） 小层剩余油饱和度的求取

水驱特征曲线法的出现已有30多年的历史，随着对油水运动机理认识的加深和水驱特性分析式在理论上的成功推导，该方法已突破油藏范围的使用，越来越多地应用到单井和油层组上。但一般在油藏开发中很少收集到自始至终的分层油水生产数据，故无法应用实际资料建立各生产层组 （下称 “目标层组”，可以是油层组，砂岩组或是小层） 的水驱特征曲线，所以以往使用水驱特征曲线法进行剩余油方面的研究，最多取得整个油层组的平均含油饱和度值，它作为剩余油挖潜研究显得太粗，实用价值不大。需进行 “大规模”级别上的驱替特征分析，确定目标层组上各油井出口端剩余油饱和度值。

以某油井j和第k目标层组为例进行讨论 （j＝1，2，…，m；k＝1，2，…，n，m与n分别是油藏生产井总数和j井所在开发层系划出的目标层组数目）。作为简化，下标j视为默认，不作标记。

根据油水两相渗流理论，可以由渗饱曲线系数推求单井水驱曲线系数：

油气田开发地质学

式中：μ_o，μ_w——地层油、水的粘度，mPa·s；B_o，B_w——油、水地层体积系数，小数；d_o，d_w——地层油、水的相对密度；S_oi，S_wi——原始含油饱和度和束缚水饱和度，小数；N——单井控制石油地质储量，10⁴t；N_p——累积产油量，10⁴t；B₄，A₄——j井渗饱曲线斜率和截距；B₁，A₁——J井甲型水驱曲线斜率和截距。

对于j井，它的第k目标层组的石油地质储量可以表示成：

油气田开发地质学

式中：h_k——j井第k目标层组的油层厚度。

j井第k目标层组对应的水驱特征曲线斜率B_1.k：

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式中：B_4.k——j井k层组的渗饱曲线斜率，它和B₄都可以由相渗资料分析得到的统计关系式计算：

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式中：a₁，b₁——统计系数；K_k，K——k层组j井点处的地层渗透率和j井合层的地层渗透率，10^-3μm²。后者由各层组渗透率依油层厚度加权得到：

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第k目标层组甲型水驱曲线：

油气田开发地质学

式中累积产水W_p.k可以由乙型和丙型水驱特征曲线联立解出：

W_p,k=WOR_k/2.3B_1,k

式中：WOR_k——k层组的水油比。水油比可由含水率f_w，k计算：

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

含水率f_w，k通过分流方程计算：

油气田开发地质学

式中下标k对应于第k目标层组。对一特定油藏，油水粘度比μ_w/μ_o相同。油水两相的相对渗透率之比K_o/K_w由与k层组对应的渗饱曲线计算：

[K_o/K_w]_k=e^A

渗饱曲线截距A_4.k由相应的统计式根据该井点地层渗透率K_k计算：

A_4,k=e^a

式中：a₂，b₂——统计常数。

如果给定k层组j井点处含水饱和度S_w，则由上几式能分别计算出j井在k层组的累积产水量 （W_p，k）、累积产油量 （N_p，k）、水驱曲线斜率 （B_1，k）、渗饱曲线斜率 （B_4，k），将它们代入根据单井水油比和含水率导出的出口端含水饱和度关系式，就可以计算出k层组j井点处的含水饱和度：

油气田开发地质学

对应的剩余油饱和度S_o为：

S_o＝1-S_w

总的说来，利用生产动态资料求取剩余油饱和度不失为一个简单易行的方法。但是，受含水率这个参数本身的局限，由此而求出的剩余油饱和度是绝对不能反映一个暴性水淹地区的真实剩余油饱和度的。至于根据各种方法将含水率劈分到各小层，从而得到各个小层的剩余油饱和度，则其可信度值得怀疑，只能说是有胜于无。

4. 油藏数值模拟

油藏数值模拟技术从20世纪50年代开始研究至今，已发展成为一项较成熟的技术。在油田开发方案的编制和确定，油田开采中生产措施的调整和优化，以及提高油藏采收率方面，已逐渐成为一种不可或缺的主要研究手段。油藏数值模拟技术经过几十年的研究有了大的改进，越来越接近油田开发和生产的实际情况，油藏数值模拟技术随着在油田开发和生产中的不断应用，并根据油藏工程研究和油藏工程师的需求，不断向高层次和多学科结合发展，它必将得到不断发展和完善。

油藏数值模拟中研究的问题大部分为常规的开采过程，所用模型以黑油模型为主，组分模型的使用有增加的趋势。在混相开采的模拟中，尤其是在实验室研究阶段，也使用组分模型。当使用组分模型时，流体的变化由状态方程来描述。注蒸汽的开采过程模拟也较为普遍。但研究地层中燃烧的模拟少见，因为这种开采方式本来就少见，且难以模拟和费用高。大多数油藏数值模拟向全油田的方向发展，水平井模拟的研究也有较大的发展。

油藏模拟通过各种模型拟合生产历史，可以得出剩余油分布的详细信息，是目前求取剩余油分布的较好方法。但是也存在着模型过于简单、油田生产过程过于复杂、难以较好地拟合等问题。

剩余油分布研究目前最有效的办法仍然是动静资料结合的综合分析方法，只在准确建立各种河流沉积模型的基础上，深入研究储层分布对注采系统的影响，细致地开展油层水淹状况分析，才能对剩余油分布状况得出较正确的认识。

总之，油层的非均质是形成剩余油的客观因素，开采条件的不适应是形成剩余油的主观因素。

5. 数学地质综合分析法

影响剩余油形成和分布的各类地质及生产动态等因素是极其复杂的，因此在剩余油分布研究中需要考虑各种地质和动态因素，有助于提高剩余油预测精度。能考虑多种因素研究剩余油分布的方法很多，这里以多级模糊综合评判方法为例，建立剩余油潜力分析量化模型。

多级模糊综合评判是综合决策的一个有力数学工具，适应于评判影响因素层次性及影响程度不确定性项目。通过对储层剩余油形成条件、分布规律及其控制因素分析研究，剩余油形成主要受沉积微相、油层微型构造、注采状况等多种因素控制。这些因素共同确定了剩余油的分布状况，具体表现为剩余油饱和度、剩余石油储量丰度及可采剩余储量的平面和纵向差异性。

在考虑影响剩余油形成与分布因素的基础上，结合储层严重非均质性特点，选取剩余油饱和度、储量丰度、砂体类型、砂体位置、所处位置、连通状况、微型构造形态、注水距离、射孔完善程度、注采完善程度、渗透率变异系数等11项静态和生产动态指标组成评价因素集。在上述各因素中，剩余油饱和度与剩余储量丰度的大小是各类静态和动态综合作用的结果，是剩余油潜力评价的主要指标。因此，在实际评价中，首先圈定剩余油饱和度及其剩余石油储量丰度高值区，然后应用多级模糊综合评判的数学方法，对剩余油富集区进行综合评判。

在剩余油富集区评价中采用的数学模型为：

设U＝ ｛u₁，u₂，u₃，u₄，u₅，u₆，u₇，u₈，u₉，u₁₀，u₁₁｝ 为评价因素集，V＝｛v₁，v₂，v₃｝ 为剩余油潜力等级集，评价因素集与剩余油潜力等级集之间的模糊关系用矩阵来表示：

油气田开发地质学

单因素评价矩阵R＝［r_ij］_n×m（0≤r_ij≤1），其中rij为第i因素对第j评语的隶属度。矩阵R中的R＝ ｛r_i2，r_i2，r_i3｝ 为第i个评价因素ui的单因素评判，它是V上的模糊子集。隶属度主要根据检查井资料和单层测试资料分级分类统计求取。

由于影响剩余油的诸因素对剩余油潜力划分作用大小程度不同，因此必须考虑因素权重问题。假定a₁，a₂，a₃，a₄，a₅，a₆，a₇，a₈，a₁₀，a₁₁分别是评价因素u₁，u₂，u₃，u₄，u₅，u₆，u₇，u₈，u₉，u₁₀，u₁₁的权重，并满足a₁＋a₂＋a₃＋a₄＋a₅＋a₆＋a₇＋a₈＋a₁₀＋a₁₁＝1，令A＝｛a₁，a₂，a₃，a₄，a₅，a₆，a₇，a₈，a₁₀，a₁₁｝，则A为权重因素的模糊集，即权向量。权系数的求取主要根据实践经验并结合剩余油富集特点综合考虑。

由权向量与模糊矩阵进行合成得到综合隶属度B，则通过模糊运算：

B＝A ·R

式中：B——综合评判结果；A——权重系数；R——单因素评价矩阵；·——模糊运算符。

据上式求出模糊集：

油气田开发地质学

根据最大隶属度准则，b_i0＝max ｛b_j｝ （1≤j≤3） 所对应的隶属度即为综合评判值，依据综合评判结果B值将剩余油潜力分为3类：B≥0.5为最有利的剩余油富集区；0.1<B<0.5为有利的剩余油富集区；B≤0.1为较最有利的剩余油富集区。

分析各种影响因素可以看出，对剩余油潜力进行综合评价宜采用二级评价数学模型，在实际评价中，首先根据地质综合法和数值模拟结果，圈定剩余油饱和度和剩余油储量丰度高值区，进而对这些井区的砂体类型、砂体位置、所处位置、连通状况、微型构造形态、注水距离、射开完善程度、注采完善程度、渗透率变异系数等参数均按3类进行一级评判，对剩余油饱和度和储量丰度按不同层对各个井区归一化后赋值，然后从以下11个方面对剩余油潜力进行评判，分别为：剩余油饱和度A、储量丰度B、砂体类型C、砂体位置D、所处位置E、连通状况F、微构造形态G、注水距离H、射开完善程度I、注采完善程度J、渗透率变异系数K。

多级模糊综合评判的数学模型简单易行，关键是确定权系数及其评判矩阵。研究中根据影响剩余油富集的重要程度，采取专家打分和因子分析相结合的方法确定权重系数：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｝。由此可见，在各因素中，剩余油饱和度与剩余储量丰度、砂体类型是影响剩余油潜力的主要因素。其次，砂体连通状况、注采完善程度、射孔完善程度对剩余油富集具有重要的控制作用。在具体评价中，对影响剩余油富集的地质因素及注采状况等因素，如砂体类型、微构造类型、注采完善程度等非量化指标，对各种类型按最有利、有利、较有利分别赋予权值 （表8-7），非均质性、注水井距离等定量指标按其值范围赋予权值。

表8-7 剩余油富集区地质因素评价

对M油田A层剩余油富集区进行了多级模糊综合评价。首先根据油藏数值模拟结果和综合地质分析法圈定潜力井组，对各井组按上述11项指标分类进行二级评价，然后根据所建立的模糊矩阵，结合权向量进行综合评判，结果见图8-30。

A层Ⅰ类潜力区主要分布在F5-4，F5-5，F11-11，F9-11，F7-2，F11-4等井区，Ⅱ类潜力区主要分布在F11-5，F10-5，F9-4，F7-3，F7-6，F5-2，F3-2，F2-5等井区，Ⅲ类潜力区主要分布在F9-6，F1-4等油砂体边部，尽管储量动用程度低，剩余油饱和度较高，但有效含油厚度较小，因而潜力较小。

图8-30 A层剩余油潜力评价

Ⅳ 地层原油体积系数与溶解气油比

原始地层原油体积系数是原油在地下的体积与其在地面脱气后的体积之比，是确定油藏体积的一个关键参数，可以根据油气本身的性质和油藏的原始压力、温度计算出来。

溶解气油比是溶解气地质储量占原油地质储量的百分比。

实际工作中，可以通过对所研究油藏的实验室高温高压数据来确定。当油藏数据不充分时，可以借用类比油藏的数值。原始地层原油体积系数和平均地面原油的密度可以通过取样、生产测试和生产动态开发数据等手段确定。此外，还可以利用诸如束缚水饱和度、泥质含量和原始测井数据等资料来确定。溶解气油比还可以采用初期稳定生产气油比，经过分析后代替气油比。

Ⅵ 地层原油的黏度

原油的黏度是影响油井产量的重要因素之一。原油的化学组成是决定黏度高低的最基本因素。原油中重烃含量和非烃含量，特别是胶质－沥青含量的多少对原油黏度有着重大的影响。胶质、沥青含量多，将增大分子的内摩擦，使原油黏度增大。

无论是地面原油还是地下原油，其黏度都对温度的变化非常敏感。除原油组成和温度影响之外，主要影响原油黏度的则是油中溶解气量的多少。随溶解气量增加，油的黏度也就随之相应地降低。

压力对于地层原油黏度的影响，如图2－7所示。当压力p高于饱和压力p_b时，随压力的增加，油被弹性压缩、密度加大，液层间摩擦阻力增大，原油的黏度相应增大，但增幅度不是很大；但当地层压力低于饱和压力时，随着地层压力的降低，油中溶解气不断分离出去，地层原油黏度急剧增加。原油黏度与压力、温度的关系，如图2－8所示。

图2－8 原油黏度与压力温度的关系

Ⅶ 如何对油气藏进行一般体检

对油层中的流体即油、气、水和油层岩石的现场取样岩心进行实验分析，像给油气藏例行体检一样，为认识和科学开发油气藏提供依据。
（1）原油常规分析。不同油藏的原油性质不同。为了全面了解各种原油的物理化学性质，需要对原油的密度、粘度、酸值、胶质、沥青含量、凝点、含蜡、含硫、馏分组成、含盐、闪点、灰分、含砂等进行分析检测。对稠油还要测试粘度随温度的变化关系曲线。例如，克拉玛依油田经过大量原油样品分析实验，制定了原油的分类标准。将原油分为0号的普通原油，1号、2号、3号低凝原油及黑油山特低凝原油等五类，确定了各类原油的性质和组成。
原油的“特殊化验”有两项：一是地层原油高压物性分析。它是评价油气在地层条件下物理性质的重要手段。其分析结果是编制油田开发方案，计算地质储量，进行流体力学计算和采油工程、油气集输工艺设计的重要依据。二是地层流体相态实验。它对确定油气藏类型，油气性质及分布规律，开采过程中气、液两种相态的转化及动态预测，采气工艺优化，合理有效地开发凝析气藏都具有重要意义。
（2）地层水分析。通过分析研究可了解地层水的活动特征，对油气田的勘探、开发，提高原油采收率和保护油气层有重要意义。分析内容包括密度、粘度、各种盐类离子含量及有关的特殊成分。
除了对油藏中的流体进行分析化验外，还必须对组成油气藏骨架的岩石进行“骨科检查”。
（3）“骨架”常规体检，就是指油气层的岩心常规分析。它包括一系列的“体检指标”，如孔隙度、渗透率、饱和度、粒度、碳酸盐与氯盐含量等。通过这些指标我们可以正确认识油气层，科学开发油气田。
（4）“骨架”特殊体检，是指油气层的微观物性分析和岩石特殊物性测试。前者通过铸体薄片、扫描电镜、X衍射、粘土矿物分析等资料，评价油气层的孔隙结构、孔隙类型及孔隙中粘土矿物的类型、形态、分布特征等，为油气藏精细描述提供依据。后者通过对油气层岩石的润湿性、毛细管压力和相对渗透率的测试得出岩石表面与流体的润湿关系，岩石孔隙大小与分布，以及多相渗流的特点，为油气层特征研究、油藏工程计算与开发动态分析，提供最基础的微观岩石物性参数。
（5）碎屑岩粒度分析，是对沉积物颗粒大小进行测量统计和数据处理，求得碎屑颗粒的粒度分布，即大小不同颗粒所占的百分数。目的是了解油层岩石不均质性的程度。
（6）室内驱油实验。它是通过物理模型，模拟不同驱替流体、不同多孔介质、不同渗流特征、不同驱替速度及不同流度比等条件下的驱油效率，为合理开发油田、提高原油采收率研究提供技术支持。
（7）油气层敏感性评价。为了避免在钻井、完井、修井、注水、压裂、酸化等作业过程中所用的入井液体对油气层造成伤害，致使近井地带渗透率下降，渗流阻力增加，必须借助仪器设备，预先测定油气层岩石与外来流体作用前后的渗透率变化，认识和评价油气层被伤害的程度，提出防止或抑制油气层受到伤害的措施，保护好油气层。

Ⅷ 原油的基本物理特征

景谷盆地大牛圈油田的原油物理性质如表3-1所示。由表可以看出，景谷盆地目前已发现的原油密度为0.87～0.93g/cm³，随着埋深增大而密度变小。原油密度偏高，油质偏重，位于全国低熟油密度（0.8～0.94g/cm³）范围之内，与我国其他油气区构成熟原油相比，景谷原油的密度偏高，油质也偏重。原油粘度为46～78MPa·S。原油高压物性分析表明，在地层原油饱和压力为0.527MPa的条件下，在72.2℃时测得地层原油粘度为12.195MPa·S。原油凝固点分布范围为27～37℃之间，含硫小于2.4%，含蜡量为33%～41%，明显高于高蜡原油蜡量（15%～25%）。显然，景谷原油应属于高蜡原油。

表3-1大牛圈油田牛二、牛四块原油性质统计表

国内外的石油地质研究早已证明，高蜡原油的存在总是与相当丰富的、甚至是占优势的陆源有机质密切相关。这类原油中的蜡主要来源于陆生植物中的生物蜡，是由一种高级脂肪酸与高级一元醇生成的脂类化合物。淡水沉积物中陆源有机质、特别是陆生植物类脂物及其降解产物的存在，是高蜡原油形成的物质基础。这表明，景谷原油的生油母质有相当一部分来源于陆源有机质，所以，应属于陆相石蜡型原油。

Ⅸ 石油（原油）的分类及其物理性质

石油（原油）是一种由碳氢化合物（烃类）及少量氧、硫、氮化合物所组成的混合物，其状态取决于温度、压力和分子间的作用力。根据原油中某些物质的含量，可以对原油进行分类。具体的分类原则是：

1.按胶质-沥青质含量分类

（1）少胶原油——原油中的胶质和沥青含量在8%以下；

图2-4-4 地层水的黏度与温度的关系

（a）纯水；（b）含盐量为60000mg/L的水

（2）胶质原油——原油中的胶质和沥青含量在8%～25%之间；

（3）多胶原油——原油中的胶质和沥青含量在25%以上。

2.按含蜡量分类

（1）少蜡原油——含蜡量在1%以下；

（2）含蜡原油——含蜡量在1%～2%之间；

（3）高含蜡原油——含蜡量在2%以上。

3.按含硫量分类

（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。

胶质-沥青质在原油中形成胶体结构，对原油的流动性有很大的影响。胶质-沥青质含量过高可形成高黏度的原油。原油中的含蜡量影响原油的凝固点。含蜡量越高，其凝固点越高。原油中的硫是一种有害物质，对用钢制成的炼油设备有腐蚀作用。

石油的物理性质主要有溶解气油比、体积系数、压缩系数、黏度。

1.溶解气油比

原油的溶解气油比定义为原油在地面脱出的气量与地面脱气原油的体积之比：

岩石物理学基础

式中：V_g为在地面状态下由原油中脱离出来的气体体积；V_o为地面脱气原油的体积；R_s为在温度和压力保持不变的条件下的溶解气油比，单位是m³/m³。在物理上，溶解气油比表示在地面上单位体积的原油在地下的温度和压力条件下所能溶解的天然气体积。

2.体积系数

体积系数定义为原油在地下的体积与其在地面脱气后的体积之比：

岩石物理学基础

式中：V_fo为原油在地层中的体积（在某一温度、压力下）；V_so为原油在地面脱气后的体积（20℃，0.1 MPa）。

图2-4-5 某地层中的油在饱和压力下的相对体积系数（体积系数与饱和压力下的体积系数之比）

①直线；②实测数据；③实测数据与直线的离差值

根据实践经验，地下溶解气和热膨胀的影响远远地超过了压力对原油弹性压缩的影响，因此地层油的体积系数一般大于1。这意味着，原油在地面的体积一般小于其在地层内时的体积。原油在地面上由于脱气而使体积变小的现象称为原油的收缩，收缩系数为1/B_o。

地层原油的体积系数除了与溶解气油比有关外，还与温度和压力有关（图2-4-5）。

3.压缩系数

令α_o代表地层原油的等温压缩系数，则

岩石物理学基础

地层原油的压缩系数主要取决于原油的溶解气量、温度、压力。如果原油中含有的气体多，则原油的密度下降，压缩系数变大。

4.黏度

原油的黏度主要由原油的化学组成所决定。地面脱气原油的黏度具有很大的变化范围，从零点几到几千万毫帕秒（图2-4-6，图2-4-7）。

Ⅹ 计算实例分析

将上述计算方法编制了程序，以胜坨油田二区沙二段4～6砂层组为例进行了开发指标的计算。胜坨油田二区沙二段4～6砂层组从1975年开始进行注水开发，共18个小层合采。目前采出程度达到35.49%，综合含水率96.5%。

根据18个小层的储层物性和流体物性建立了剖面模型，注采井距为300m。各小层的物性参数见表1-1。

表1-1 小层物性参数与计算的开发现状

1)图1-2为采用本书所述模型计算的沙二段4～6砂层组合采的含水与采出程度的关系曲线，其中储层渗透率和原油黏度随含水率的变化采用式(1-9)和式(1-10)计算。经过30多年的开发，计算出目前综合含水率95.8%，采出程度35.4%，与目前的开发现状吻合较好，说明计算方法能够反应层间非均质性对开发的影响，具有较好的准确性和可靠性。

图1-2 计算出的含水率与采出程度关系曲线

2)表1-1中列出了利用本书模型计算出的目前各小层的含水率和采出程度，根据计算结果，对层系进行了重组，将储层物性较好、含水率和采出程度较高的主力层4¹，4²，5²，5⁵，6⁵组合为一套层系，其余为另一套层系，进行了开发指标的预测，预测结果见图1-3。从图中可以看出层系重组后含水率出现下降，预测层系重组10年后采出程度增加2.85%。

图1-3 层系重组后的开发效果预测曲线

3)在计算过程中考虑储层物性和流体参数的变化使得计算结果更加接近实际。在相同条件下，不考虑储层渗透率和地层原油黏度变化，计算出的开发效果变好(图1-4)。不考虑储层物性和原油黏度计算的采出程度达到42.97%，与实际采出程度35.49%相差7.48%，误差较大;在考虑储层物性和地层原油黏度变化后计算的采出程度为35.36%，与实际吻合。

图1-4 储层渗透率和原油黏度变化对计算结果的影响

本节基于油水两相不稳定渗流理论，考虑储层物性参数和地层原油黏度的变化，建立了多层组合下的开发指标计算模型;以各小层的渗流阻力和注采压差为权重进行单井产量的分配，采用隐式差分法进行压力求解，采用流线模型计算饱和度分布，增加了计算的稳定性。该模型可以进行不同层系组合下的开发指标计算，以及不同开发阶段任意层系组合后的开发指标计算。这将为水驱油藏层系组合的优化计算提供了一种快速简便的计算方法。

该模型是基于一维多层剖面模型进行的，没有考虑平面非均质性和注采井网的影响，以后可以进行改进，使得模型计算结果更加接近实际。