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1、基本地质知识讲座黄骅坳陷地质年代表 油气地质储量的分类 油气地质储量就是油气在地下油藏或油田中的蕴藏量，油以重量(吨)为计量单位，气以体积(立方米)为计量单位。地质储量按控制程度及精确性由低到高分为预测储量、控制储量和探明储量三级。油气储量的分类 预测地质储量-指在圈闭预探阶段，预探井获得了 油、气流或综合评价有油、气层存在时，对有进一步勘探 价值的、可能存在的油气藏(田)，估算得出的、确定性很 低的地质储量。油气储量的分类 控制地质储量-在圈闭预探阶段，预探井获得工业 油(气)流后，并经过初步钻探认为可提供开采后，估 算求得的、确定性较大的地质储量。油气储量的分类 探明地质储量-指在油气藏评

2、价阶段，经钻探证实 油、气藏(田)可提供开采，并能获得经济效益后，估 算出的、确定性较大的地质储量。油气储量的分类 可采储量-指从油、气地质储量中可采出的油、气 数量。这是一个可变的，是随着开发技术的提高而提高的。渗透率和孔隙度 孔隙度是衡量岩石储集空间多少及储集能力大小的参数，渗透率是衡量油气层岩石渗流能力大小的参数，它们是从宏观上表征油气层特性的两个基本参数。渗透率 在一定压差下,岩石允许流体通过的性质称为渗透性；在一定压差下，岩石允许流体通过的能力叫渗透率。渗透率（K）用来表示渗透性的大小。分类：分类：油藏空气渗透率/(m D)气藏空气渗透率/(m D)特高 1 000 500 高 50

3、01 000 100500 中 50500 10100 低 550 1.010 特低 5 1.0 绝对渗透率绝对渗透率用空气测定的介质渗透率叫绝对渗透率，也叫空气渗透率。它反映介质的物理性质。有效渗透率（相渗透率）有效渗透率（相渗透率）多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体的渗透率叫该项流体的有效渗透率，又叫相渗透率。相对渗透率相对渗透率多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体的相渗透率与该介质的绝对渗透率的比值叫相对渗透率，用百分数表示。孔隙度岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样体积的比值，称为该岩石的总孔隙度，以百分数表示。储集层的总孔隙度越大，说明岩石中孔隙空间越大。根据现场经验中粗

4、略的孔隙度估计，储集岩可以分为：孔隙度 05%无价值孔隙度 510%不好孔隙度 1015%中常孔隙度 1520%好孔隙度 2025%极好储层的敏感性 油气层岩石骨架是由矿物构成的，它们可以是矿屑和岩屑。从沉积物来源上讲，有碎屑成因、化学成因和生物成因之分。储层中的造岩矿物绝大部分属于化学性质比较稳定的类型，如石英、长石和碳酸盐矿物，不易与工作液发生物理和化学作用，对油气层没有多大损害。成岩过程中形成的自生矿物数量虽少，但易与工作液发生物理和化学作用，导致油气层渗透性显著降低，故这部分矿物多数属于敏感性矿物。它们的特点是粒径很小（37m），比表面大，且多数位于孔喉处，它们优先与外界流体接触充分,

5、作用速度快，易引起油气层损害。敏感性矿物的类型 根据矿物与流体发生反应造成的油气层损害方式，可以将敏感性矿物敏感性矿物分为四类。（1）水敏和盐敏矿物。与矿化度（或活度）不同于地层水的水基流体作用产生水化膨胀、或分散/运移等，并引起储层渗透率下降的矿物。主要有蒙皂石、伊/蒙间层矿物和绿/蒙间层矿物。（2）碱敏矿物。与高pH值工作液作用产生分散/运移，或新的硅酸盐沉淀和硅凝胶体，并引起储层渗透率下降的矿物。主要有高岭石等各类粘土矿物、长石和微晶石英。（3）酸敏矿物。与酸液作用产生化学沉淀或酸蚀后释放出微粒，并引起储层渗透率下降的矿物。酸敏矿物分为盐酸敏感矿物和氢氟酸敏感矿物。HF敏感的矿物主要有方

6、解石、白云石、长石、微晶石英、沸石、各类粘土矿物和云母；HCl敏感的矿物常见的包括富铁绿泥石、菱铁矿、黄铁矿、赤铁矿、铁方解石、铁白云石、黑云母、磁铁矿等。（4）速敏矿物。在高速流体流动作用下发生脱落、分散/运移，并堵塞喉道的微粒矿物。主要有粘土矿物及粒径小于37m的各种非粘土矿物，如微晶石英、菱铁矿、微晶方解石等。油气层岩石的润湿性油气层岩石的润湿性 岩石表面被液体润湿（铺展）的情况称为岩石的润湿性。岩石的润湿性一般可分为亲水性、亲油性和两性润湿三大类。油气层岩石的润湿性取决于矿物的晶体结构、地层流体的活性组分性质，工作液侵入也可以改变岩石的润湿性。润湿性的作用表现为下列3方面。（1）控制孔

7、隙中油气水分布。对于亲水性岩石，水通常吸附于颗粒表面或占据小孔隙角隅，油气则占孔隙中间部位；对于亲油性岩石，刚好出现相反的现象。（2）决定岩石孔道中毛管压力的大小和方向。毛管压力的方向总是指向非润湿相一方。当岩石表面亲水时，毛管压力是水驱油的动力；当岩石表面亲油时，毛管力是水驱油的阻力。（3）制约微粒运移的损害程度。当油气层中流动的流体润湿微粒时，微粒容易随之运移，否则微粒难以运移。油气层岩石的润湿性的前两个作用，可造成有效渗透率下降和采收率降低，而后一作用对微粒运移有较大影响。一次采油、二次采油和三次采油 通常把仅仅依靠岩石膨胀、边水驱动、重力、天然气膨胀等天然能量来采油的方法称为一次采油；

8、把通过注气或注水，提高油层压力的采油方法称为二次采油；把通过注入流体或热量，这些流体能改变原油粘度或改变原油与地层中的其他介质界面张力，用这种物理、化学方法来驱替油层中不连续的和难采原油的方法称为三次采油。一次采油 在一次采油阶段，在地层里沉睡了亿万年的石油，可以依靠天然能量摆脱覆盖在它们之上的重重障碍通过油井流到地面。这种能量正是来源于覆盖在它们之上的岩石对其所处的地层和地层当中的流体所施加的重压。在上覆地层的重压下，岩石和流体中集聚了大量的弹性能量。当油层通过油井与地面连通后，井口是低压而井底是高压，在这个压差的作用下，上覆地层就像挤海绵一样将石油从油层挤到油井中并举升到地面。随着原油及天

9、然气不断产出，油层岩石及地层中流体的体积逐渐扩展，弹性能量也逐渐释放，总有一天，当弹性能量不足以把流体举升上来时，地层中新的压力平衡慢慢建立起来，流体也不再流动，大量的石油会被滞留在地下。就像弹簧被压缩一样，开始弹力很强，随着弹簧体积扩展，弹力越来越弱，最终失去弹力。二次采油 在二次采油阶段，人们通过向油层中注气或注水，可以提高油层压力，为地层中的岩石和流体补充弹性能量，使地层中岩石和流体新的压力平衡无法建立，地层流体可以始终流向油井，从而能够采出仅靠天然能量不能采出的石油。但是，由于地层的非均质性，注入流体总是沿着阻力最小的途径流向油井，处于阻力相对较大的区域中的石油将不能被驱替出来。即便是

10、被注入流体驱替过的区域，也还有一定数量的石油由于岩石对石油的吸附作用而无法采出，这就像用清水冲洗不能去除衣物上沾染的油污一样。另外，有的原油在地下就像沥青一样根本无法在油层这种多孔介质中流动，因此，二次采油方法提高原油采收率的能力是有限的。三次采油在三次采油阶段，人们通过采用各种物理、化学方法改变原油的粘度和对岩石的吸附性，可以增加原油的流动能力，进一步提高原油采收率。三次采油的主要方法有热力采油法、化学驱油法、混相驱油法、微生物驱油法等。化学驱油法主要是通过注入一些化学剂增加地层水的粘度，改变原油和地层水的粘度比，减小地层中水的流动能力和油的流动能力之间的差距，同时，降低原油对岩石的吸附性，

11、从而扩大增粘水驱油面积，提高驱油效率。大庆油田和大港油田采用以聚丙稀酰胺为主体的注聚合物三次采油试验，明显地提高了原油采收率，取得了十分可观的经济效益。混相驱油法主要是通过注入的气体与原油发生混相，可以降低原油粘度和对岩石的吸附性，常用的气体有天然气和二氧化碳。微生物驱油法是利用微生物及其代谢产物能裂解重质烃类和石蜡，使石油的大分子变成小分子，同时代谢产生的气体CO2、N2、H2、CH4等可溶于原油，从而降低原油粘度，增加原油的流动性，达到提高原油采收率的目的。采出程度 定义：油田（区块）在某时间的累计采油量与地质储量的比值。采出程度=（某时间的累计采油量/地质储量）*100%综合递减率=1【

12、年实际产油量(t)-年新井产油量(t)】/【上年末标定老井日产量(td)年日历天数】采油速度 采油速度 年采出油量与地质储量之比。采油速度=年采油量(万t)/地质储量(万t)100%采收率 它是指在一定的经济极限内，在现代工艺技术条件下，从油藏中能采出的石油量占石油地质储量的比率数。采收率的高低与许多因素有关，不但与储层岩性、物性、非均质性、流体性质以及驱动类型等自然条件有关，而且也与开发油田时所采用的开发系统（即开发方案）有关。同时，石油的销售价格和地质储量计算准确程度对采收率也有很大影响 采收率是衡量油田开发水平高低的一个重要指标。采收率=累计采油量(万t)/地质储量(万t)100%提高采

13、收率的方法世界上已形成提高采收率四大技术系列，即化学法、气驱、热力和微生物采油。化学法又分为化学驱和化学调剖。化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱及其复配的二元、三元复合驱、泡沫驱等。调整吸水剖面包括浅调、深调和调驱三类技术。调剖剂分为无机类水泥、无机盐沉淀、有机聚合物凝胶、树脂类、颗粒类及泡沫类等。气驱包括混相、部分混相或非混相的富气驱、干气驱、CO2 驱、氮气驱和烟道气驱等，注入方式分为段塞注入、连续注入或水气交替注入。热力法包括热水驱、蒸汽法、火烧油层、电加热等。其中蒸汽法又包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、蒸汽与天然气驱；火烧油层又分为干式、湿式、水平井注空气等。微生物采油包括

14、微生物调剖或微生物驱油等。此外，声波物理法采油也有大量的研究报道。上述提高采收率技术，部分已进行工业化推广应用，部分开展了先导性矿场试验，部分处于理论研究之中。世界范围内已进行工业化推广或曾进行矿场试验的提高采收率技术包括蒸汽驱、火烧油层、蒸汽辅助重力驱、CO2 驱、烃类气驱，以及聚合物或活性剂等化学驱。诸多EOR 技术中，蒸汽驱仍是最主要的方法，其次为CO2 混相驱，烃类气体混相或非混相驱与氮气驱也起着相当重要的作用。油田开发调整方案的评价指标油田开发调整方案的评价指标 油田开发效果：由采收率、递减率、采油速度三项具体指标构成,其实就包含了采出量，含水率等等常用的数据了。经济效益：由净现值、

15、内部收益率、利润总额、投资回收期四项指标构成。成本费用：由总投资、单位成本两项指标构成.沉积岩 沉积岩是三种组成地球岩石圈的主要岩石之一（另外两种是岩浆岩和变质岩）。是在地表不太深的地方，将其他岩石的风化产物和一些火山喷发物，经过水流或冰川的搬运、沉积、成岩作用形成的岩石。以物质来源为主要考虑因素的分类，沉积岩被分成三类，即由母岩风化物质、火山碎屑物质和生物遗体形成的不同沉积岩。母岩分化产物形成的沉积岩是最主要的沉积岩类型，包括碎屑岩和化学岩两类。碎屑岩根据粒度细分为砾岩、砂岩、粉砂岩和黏土岩；化学岩根据成分，主要分出碳酸盐岩、硫酸盐岩、卤化物岩、硅岩和其他一些化学岩。碎屑岩的分级砾岩是粗碎屑

16、含量大于30%的岩石。绝大部分砾岩由粒度相差悬殊的岩屑组成，砾石或角砾大者可达1米以上，填隙物颗粒也相对比较粗。具有大型斜层理和递变层理构造。砂岩在沉积岩中分布仅次于黏土岩。它是由粒度在20.1毫米范围内的碎屑物质组成的岩石。在砂岩中，砂含量通常大于50%，其余是基质和胶结物。碎屑成分以石英、长石为主，其次为各种岩屑以及云母、绿泥石等矿物碎屑。粉砂岩中，0.10.01mm粒级的碎屑颗粒超过50%，以石英为主，常含较多的白云母，钾长石和酸性斜长石含量较少，岩屑极少见到。黏土基质含量较高。黏土岩是沉积岩中分布最广的一类岩石。其中，黏土矿物的含量通常大于50%，粒度在0.0050.0039mm范围以

17、下。主要由高岭石族、多水高岭石族、蒙脱石族、水云母族和绿泥石族矿物组成。沉积旋回和沉积韵律沉积旋回和沉积韵律 沉积旋回：沉积旋回：是指沉积作用和沉积条件按相同的次序不断重复沉积而组成的一个层序。沉积旋回以规模较大，常表现为岩性岩相的交替变化而区别于“沉积韵律”。沉积旋回主要是由于地壳周期性振荡运动引起的，而韵律的形成则多与局部的地区性因素有关。所谓沉积韵律沉积韵律，是指按颗粒从大到小、比重从大到小的顺序先后分层沉积而成岩层的规律，在地层剖面上，表现在从老到新的顺序上，岩层依粒度从粗到细，依次为粗砂岩中砂岩细砂岩粉砂岩泥岩。是辨别海进沉积还是海退沉积的法宝。规模较大的“沉积韵律”常构成“沉积旋回

18、”，但这时所强调的是沉积作用和过程的重复。大多数沉积韵律与地壳运动、海平面与气候以及沉积物变化引起沉积环境的周期性变化有关。沉积过程 流水在搬运碎屑时，在比重相同时，先卸粗粒、后卸细粒。被卸下的较粗砂砾会在海床或湖床继续滚动、跳动，在滚动、跳动过程中继续变小。最后沉积碎屑是泥屑，粒径小于0.03毫米，以粘土类为主，比重较石英、长石小。无论是海相、湖相、海陆过渡相沉积，均依比重和碎屑大小的沉积顺序排队沉积，我们也能够在那里看到沉积韵律：从粗砂中砂细砂粉砂泥屑的渐变。地质学也从此沉积韵律中得到启发，将地层剖面中看到的粒度从粗到细，时代从老到新，叠着的粗砂岩中砂岩细砂岩粉砂岩泥岩，认定为沉积岩的沉积

19、韵律，又叫正旋回沉积。反映了是海进沉积的过程。如果一个剖面的粒度由细到粗，叫反旋回沉积，反映了是海退沉积的过程。剩余油 主要指一个油藏经过某一采油方法开采后，仍不能采出的地下原油。一般包括驱油剂波及不到的死油区内的原油及驱油剂（注水）波及到了但仍驱不出来的残余油两部分。剩余油的多少取决于地质条件、原油性质、驱油剂种类、开发井网以及开采工艺技术，通过一些开发调整措施或增产措施后仍有一部分可以被采出。剩余油体积与孔隙体积之比成为剩余油饱和度。剩余油的分布 大港油田进入开发中、后期,表现为高含水、高采出程度和剩余油高度分散的“三高”特征,但地下仍分布有大量的剩余油。将按纵向和平面上介绍：明化镇油层剩

20、余油纵向上的分布 从垂向上，自下而上渗透率由高变低,最高渗透率段位于下部的单一正韵律型砂体或由2 个及2 个以上以泥质夹层相隔的单一正韵律组成的复合韵律型砂体。在油藏注水驱替过程中,由于层内渗流差异的控制作用,辅以注入水的重力作用,注入水通常沿单一正韵律型砂体中下部高渗透层段或复合韵律型砂体的各高渗透层段突进,形成高水洗层段,可动油被高程度采出。相反,在单一正韵律型砂体中上部或复合韵律型砂体的低渗透层段,则呈现弱水洗甚至未水洗状态,形成剩余油富集的滞流段。宏观上则形成一个剖面上呈叠瓦状、平面上呈新月形分布的剩余油富集区。港东油田明化镇油层剩余油分布示意图馆陶组油层纵向上的分布特征 对于以辫状河

21、砂体占主导地位的馆陶组油藏,其层内渗透性主要表现为层内差异较小的块状韵律,注入水推进和水洗程度比较均匀,主要原因是注入水的重力影响,垂向上分布在油层中、上部的剩余油略高于中、下部。剩余油平面分布特征(1)井网未控制的剩余油砂体:如在一些由决口水道、废弃河道、废弃曲流点坝成因的小型、孤立油砂体,由于其宽度小于常规井距,导致原井网条件下尚无钻遇井,油层仍保持原始状态,为完整的未动用剩余油层。(2)有注无采和有采无注基本未动用的剩余油层:由于原井网或基础井网是针对由若干单砂体叠加而成的开发层系而设计的,因而其中的一些小型和孤立油砂体实际上只有注水井而没有采油井。只注不采,因而不能形成对应注采关系,成

22、为憋高压的未动用剩余油层。(3)注采井网不完善形成的平面剩余油滞留区:对于一些有一定规模的油砂体,由于其形态不规则或规模不够大等原因,钻遇井数较少。虽然在井网中有一定的注采关系,但其不够完善,往往只有单向受益的一对一的注采关系,这样使注采井之间的油层很快被水淹,而采油井另一侧注入水未驱替到的部位则成为动用程度较低的剩余油滞留区。剩余油平面分布特征（4）油砂体边部:砂体边部多为主砂体(如河道)侧缘或为漫溢相(如天然堤、决口扇)砂体,砂体变薄,储层物性变差。且由于靠近砂体尖灭线,向外无泄流通道,注入水不容易驱替,剩余油饱和度一般相对较高。层间干扰造成的剩余油富集区 注水井层间干扰导致注采关系失效而

23、形成的剩余油:在一个注采井组中,若注水井内层间渗流差异明显,在笼统注水情况下,则高渗透层吸水能力强,使受益的采油井对应油层的水淹速度加快;而低透渗层则由于层间干扰而吸水能力弱或不吸水,使其对应的采油井中的对应层受益小或不能受益,从而形成剩余油滞留区。采油井层间干扰导致低渗透层的动用程度变差:从采油井产出剖面看出,当对具有不同渗流能力的储层合层开采时,物性好、渗流能力强的油层动用程度高,水淹程度高,剩余油分布少;物性差、渗流能力差的油层的动用程度低,水淹程度低,剩余油富集。统计表明,当层间渗透率比值大于118210 时,油层动用状况差距比较大。层间干扰造成的剩余油富集区底水油藏和边水油藏简单的定

24、义：在含油气构造中，当原油（天然气）聚集的高度超过储层厚度，且构造周边的天然气（原油）被水层所包围是，就是边水的。在含油气构造中，当原油（天然气）聚集的高度小于储层厚度，且构造高部位的天然气（原油）被水层所包围是，就是底水的。在开发过程中，边水油藏和底水油藏有很大的区别：边水油藏初期生产含水较低（0-3%）含水上升慢，水洗油程度高，最终采收率也很高。如港东油田一区六断块馆陶组，在70%左右。而底水油藏生产初期含水就很高（30-50%不等）含水上升快。另外，在测井曲线图上，边水油藏一般都是油层，同一构造同一层位的油层，在边部的油井，可能变成了油水同层或者就是水层。而底水油藏的油层，其电阻有一个明显的下降。底水油藏不适于高强度的开采，如大排量的提液，射开油层时，在油水边界也应该保留一定的厚度作为隔挡。