《油气藏评价》PPT课件

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第二章油藏评价本章主要内容：油气藏的压力系统、温度系统和驱动类型油气藏的储量分类分级采收率的计算方法

1一、油藏的压力系统第一节油藏温压系统油藏能量的重要标志工程破坏的主要原因

2第一节油藏温压系统一、油藏的压力系统1、有关地层压力的概念原始油层压力〔Pi)：压力系数〔ap)：指油层未被钻开时,处于原始状态下的油层压力.指原始地层压力与同深度静水柱压力之比值.

3D压力系数C=>0,超压pw:静水压力<0,欠压+Cpf:地层压力

4异常原因砂层不连续Dppairpw流体不连通

5Dpf

6Dpf

7>1.20.8~1.2<0.8异常高压正常异常低压压力系数=高产井喷低产泥浆漏失

8油层折算压力〔Pc)：一、油藏的压力系统1、有关地层压力的概念第一节油藏温压系统为了消除构造因素的影响,把已测出的油层各点的实测压力值,按静液柱关系折算到同一基准面上的压力.压力梯度〔Gp)：地层海拔高程每相差一个单位相应的压力变化值.

9一、油藏的压力系统第一节油藏温压系统井底流动压力〔Pwf)：目前油层压力〔P)：在开发后某一时间测量的油层压力.一般用油层静止压力〔Pws)和井底流动压力〔Pwf)来表示.油层静止压力〔Pws)：油井生产一段时间后关闭,待压力恢复到稳定状态后,测得的井底压力值.油井正常生产时测得的井底压力.

102、原始油层压力的确定一、油藏的压力系统〔1)井口压力推算法第一节油藏温压系统Pi=a+GDD式中:Pi——原始地层压力,MPa；a——关闭后的井口静压,MPa；GD——井筒内静止液体压力梯度,MPa/m；D——埋深,m.井筒内的液体静止梯度,由下式表示：GD=dPi/dD=0.01ρ式中:ρ—井筒内的静止液体密度,g/cm3.

112、原始油层压力的确定一、油藏的压力系统〔2)压力梯度曲线法具有同一水动力系统的油气层是一个连通体,油气层不同部位厚度中点的海拔高度与相应的原始压力值之间成一线性关系,此关系曲线称为原始地层压力梯度曲线.第一节油藏温压系统油藏剖面与压力梯度图

12通过压力梯度曲线,可解决的问题：2、原始油层压力的确定一、油藏的压力系统第一节油藏温压系统〔1)地层压力可以通过回归得到.〔2)可以通过压力梯度的大小判断地层液体类型.〔3)可以确定油水、油气界面.

13油藏压力<原始条件>Dpp0pi=p0+GpDp0:余压

14判断流体类型1.0g/cm3pi=p0+GpD0.5~1g/cm3<0.5g/cm3水油气

15pD确定流体界面

163、压力系统的判断一、油藏的压力系统第一节油藏温压系统压力系统：也称为水动力学系统,是指在油气田的三维空间上,流体压力能相互传递和相互影响的范围.判断油气田内压力系统分布的常用方法有：压力梯度曲线法：用各油层或同一油层不同部位所测得的原始压力资料,绘制成压力梯度曲线.如果绘制出的原始压力梯度曲线只有一条,则说明各油层或同一油层的各点属于一个水动力学系统；如果有数条压力梯度曲线时,则说明各油层或同一油层的各点不属于同一水动力系统.

17判断压力系统pD

18折算压力法：3、压力系统的判断一、油藏的压力系统第一节油藏温压系统对于无泄水区,具同一水动力系统的油藏来说,油藏未投入开采时,位于油藏不同部位的各井点处,其原始油层压力折算到同一个折算基准面后,折算压力必相等.油层压力变化规律法：油层一旦投入开发,油层压力就开始发生变化.如果处于不同油层或同一油层的不同位置的各井点油层压力同步下降,可说明各井点处于同一水动力系统中；反之,则不为一个水动力系统.

19一、油藏的温度系统第一节油藏温压系统由于油藏在常温层以下,其温度随深度的增加而增加.油藏的温度随埋深的变化情况通常可用地温梯度和地温级度来表示.地温梯度：指地层深度每增加100m时,地层温度增高的度数,单位为℃/100m.地温级度：指地温每增加1℃所需增加的深度值,单位为m/℃.地温梯度与地温级度互为倒数关系,地温梯度更常用.

20油气藏的温度系统：指由不同探井所测静温与相应埋深的关系图,也可指静温梯度图.一、油藏的温度系统第一节油藏温压系统油藏的静温梯度图油气藏的静温主要受地壳温度的控制,而不受储层的岩性及其所含流体性质的影响.因此,任何地区油气藏的静温梯度图,均为一条静温随埋深变化的直线关系,由下式表示：我国东部地区各油气田的静温梯度约为3.5～4.5℃/100m.T=A+BD式中：T—油气藏不同埋深的静温,℃；A—取决于地面的年平均常温,℃；B—静温梯度,℃/100m；D—埋深,m.

21第二节油气藏驱动类型及其开采特征目的：了解油藏动态特征,预测未来生产动态.驱动方式：油层在开采过程中主要依靠哪一种能量来驱油.有六种基本驱动能量——驱动方式：1、岩石及流体弹性驱1、驱替效率最低2、采收率5％～25％；3、采收率20～40％；4、采收率35％～75％；5、采收率80％；6、比溶解气高,比水驱低.2、溶解气驱3、气压驱动4、水驱动5、重力驱动6、复合驱动

22第二节油气藏驱动类型及其开采特征1％～10％,平均3％.一、封闭弹性驱动形成条件：〔1)油藏无边底水或边水不活跃；〔2)Pi>Pb.驱油机理：油层岩石和流体的弹性膨胀,地层压实生产特征：1、压力下降；2、产量下降；3、气油比稳定.采收率：

23第二节油气藏驱动类型及其开采特征二、溶解气驱动形成条件：1、无气顶；2、无边底水或边底水不活跃；3、Pi≤Pb.驱油机理：溶解气膨胀

24第二节油气藏驱动类型及其开采特征二、溶解气驱动——生产特征生产气油比油藏压力油产量

25第二节油气藏驱动类型及其开采特征二、溶解气驱动溶解气驱动生产特征特征变化趋势油藏压力迅速、不断降低气油比增加到最大然后降低产水量无井况要求早期用泵抽原油采收率5％～25％

26第二节油气藏驱动类型及其开采特征三、水压驱动形成条件：1、有边底水；2、或人工注水刚性水驱：供液速度＝采液速度〔供液充足)弹性水驱：供液速度<采液速度〔无露头,边水不活跃)

27第二节油气藏驱动类型及其开采特征三、水压驱动刚性水驱的形成条件：〔1)油藏有边底水或注入水,且与边底水相连通.〔2)水层有露头,且存在良好的供水源,与油层的高差也大.〔3)油水之间没有断层遮挡.〔4)生产过程中地层压力基本保持不变；〔5)油藏是靠边底水或注入水驱动原油.

28第二节油气藏驱动类型及其开采特征三、水压驱动驱油机理：刚性水驱——水的压能刚性水驱生产特征：〔1)油藏压力不变；〔2)产液量不变,油井见水后产油量急剧下降；〔3)生产油气比始终不变.

29第二节油气藏驱动类型及其开采特征三、水压驱动弹性水驱的形成条件：〔1)油藏边底水不活跃,一般无露头,或有露头但水源供应不足,不能补充采液量.〔2)存在断层或岩性变坏的影响等方面的原因.〔3)若采用人工注水,注水速度赶不上采液速度.驱油机理：弹性水驱——水的压能＋油水区的弹性膨胀能

30第二节油气藏驱动类型及其开采特征三、水压驱动生产特征：弹性水驱〔1)地层压力不断降低；〔2)产量随时间而下降；〔3)气油比保持不变.

31第二节油气藏驱动类型及其开采特征三、水压驱动一个水驱油藏的生产数据

32第二节油气藏驱动类型及其开采特征三、水压驱动水驱油藏生产特征特征变化趋势储层压力保持较高程度地面气油比保持较低值产水量见水较早，数量逐渐增加井动态一直生产到高含水原油采收率35％～75％

33第二节油气藏驱动类型及其开采特征四、气压驱动形成条件：1、有气顶；2、无水驱或弱水驱；3、Pi＝Pb.驱油机理：气顶气膨胀—前缘驱替刚性气驱：弹性气驱：Pe＝Pb〔气顶很大或人工注气)气顶体积较小,没注气

34第二节油气藏驱动类型及其开采特征四、气压驱动气油比油藏压力产油量刚性气驱——生产特征弹性气驱气油比产油量油藏压力

35一个气顶驱油藏生产数据：第二节油气藏驱动类型及其开采特征四、气压驱动

36第二节油气藏驱动类型及其开采特征四、气压驱动〔1)油藏压力：油藏压力不断缓慢衰减,压力保持水平高于一般衰竭式开采油藏,压力保持程度取决于气顶体积与油区体积的比值.——生产特征〔2)产水量：不产水或产水量可忽略不计.〔3)气油比：气油比在构造高部位的井中不断升高,当膨胀的气顶到达构造高部位井时,该井气油比将变得很高.〔4)最终采收率：气顶驱机理实际上是前缘驱替,采收率会比溶解气驱大得多,预测采收率为20％～40％.〔5)井的动态：气顶膨胀保持了油藏压力,同时使井筒中液柱重量降低,因此气顶驱比溶解气驱自喷时间更长.

37第二节油气藏驱动类型及其开采特征四、气压驱动影响气顶驱动采收率的因素：1、原始气顶的大小废弃压力采收率油藏压力m=2m=3m=42、垂向渗透率3、原油粘度4、气体的保持程度5、采油速度6、倾角

38第二节油气藏驱动类型及其开采特征五、重力驱动形成条件：1、油层比较厚、倾角大；2、渗透性好；3、开采后期生产特征：RpQoPePeQoRpt

39第二节油气藏驱动类型及其开采特征六、复合驱动最常见的驱动机理是油藏中的水和自由气同时产生驱动作用.在复合驱动中有两种驱动力：〔1)溶解气驱和弱水驱〔2)小气顶驱和弱水驱

40第二节油气藏驱动类型及其开采特征应注意：〔1)油藏中存在一种驱动方式是少见的,多数情况下可能同时存在几种驱动能量,而某一种能量起主导作用.〔2)驱动方式会转化,要时刻注意Pi、Qo、Rp生产动态变化,采用合理的驱动方式.〔3)要监测油藏压力变化,要保持合理的油藏压力水平.

41第四节油气藏储量评价对油、气储量关注的不仅是石油工作者,而且政策决策人、经济学家和油、气加工的下游产业的人员也都关注.本节讨论三个问题：1、明确有关储量的一些概念2、了解储量的分级3、地质储量计算

42第四节油气藏储量评价一、有关油、气储量的概念油气总资源量：是指在自然环境中,油气资源所蕴藏的地质总量.原始可采储量：又称为总可采储量或最终可采储量,它是在现代工业技术条件下,能从已探明的油气田或油气藏中,可以采出的具有经济效益的商业性油气总量.剩余可采储量：是指已经投入开发的油气田,在某一指定年份还剩余的可采储量.剩余可采储量随时间而变化,因此,需要年年计算.原始地质储量：是指已发现资源量的部分,是根据地震、钻井、测井和测试,以及取心和液体取样等取得的各项静动态资料,利用确定参数的容积法计算的油气地质储量.

43第四节油气藏储量评价二、储量的分类分级石油资源/储量分类主要是根据各个阶段对油气藏的认识程度进行分类的.1977年储量分级标准：〔三级)三级储量：待探明储量〔预测)：三口井以上发现工业油流,精度>50％——进一步勘探的依据二级储量：基本探明储量〔控制)：探井、资料井、取心井参数落实,精度>70％——制定开发方案依据一级储量：探明储量〔开发)：第一批生产井〔基础井网)参数落实,有生产资料,精度>90％——生产计划,调整方案依据

44远景资源量第四节油气藏储量评价二、储量的分类分级1984～1988年我国油气储量分类分级情况：总资源量地质储量潜在资源量推测资源量探明储量（一级）控制储量（二级）预测储量（三级）已开发探明储量（I类）未开发探明储量（II类）基本探明储量（III类）远景资源量：是根据地质、地球物理、地球化学资料统计或类比估算的尚未发现的资源量.它可推测今后油〔气)田被发现的可能性或规模的大小,要求概率曲线上反映出的估算值具有一定合理范围.

45远景资源量第四节油气藏储量评价二、储量的分类分级1984～1988年我国油气储量分类分级情况：总资源量潜在资源量推测资源量探明储量（一级）控制储量（二级）预测储量（三级）已开发探明储量（I类）未开发探明储量（II类）基本探明储量（III类）地质储量已开发探明储量：指在现代经济技术条件下,通过开发方案的实施,已完成开发井钻井和开发设施建设,并已投入开采的储量.该储量是提供开发分析和管理的依据,也是各级储量误差对比的标准.

46第四节油气藏储量评价二、储量的分类分级1984～1988年我国油气储量分类分级情况：总资源量地质储量潜在资源量推测资源量探明储量（一级）控制储量（二级）预测储量（三级）已开发探明储量（I类）未开发探明储量（II类）基本探明储量（III类）远景资源量未开发探明储量：指已完成评价钻探,并取得可靠的储量参数后所计算的储量.它是编制开发方案和进行开发建设投资决策的依据,其相对误差不得超过正负20％.

47第四节油气藏储量评价二、储量的分类分级总资源量地质储量探明储量（一级）控制储量（二级）预测储量（三级）已开发探明储量（I类）未开发探明储量（II类）基本探明储量（III类）潜在资源量推测资源量远景资源量1984～1988年我国油气储量分类分级情况：基本探明储量：多层系的复杂断块、复杂岩性和复杂裂缝型油气田,在完成地震详查或三维地震并钻了评价井后,在储量参数基本取全、面积基本控制的情况下所计算的储量.该储量是进行"滚动勘探开发"的依据.其相对误差应小于正负30％.

48第四节油气藏储量评价二、储量的分类分级总资源量地质储量探明储量（一级）控制储量（二级）预测储量（三级）已开发探明储量（I类）未开发探明储量（II类）基本探明储量（III类）潜在资源量推测资源量远景资源量1984～1988年我国油气储量分类分级情况：控制储量：在某一圈闭内预探井发现工业油气流后,以建立探明储量为目的,在评价钻探阶段的过程中钻了少数评价井后所计算的储量.其相对误差不超过正负50％.

49第四节油气藏储量评价二、储量的分类分级总资源量地质储量探明储量（一级）控制储量（二级）预测储量（三级）已开发探明储量（I类）未开发探明储量（II类）基本探明储量（III类）潜在资源量推测资源量远景资源量1984～1988年我国油气储量分类分级情况：预测储量：是在地震详查提供的圈闭内,经过预探井钻探获得油气流、或油气显示后,根据区域地质条件分析和类比的有利地区按容积法估算的储量.是制定评价勘探方案的依据.

50第四节油气藏储量评价三、石油与天然气储量计算方法〔1)类比法〔经验法)〔2)容积法〔3)动态法物质平衡方法产量递减法水驱特征曲线法统计方法

51第四节油气藏储量评价三、石油与天然气储量计算方法——容积法N=100AhΦ<1-Swi>ρo/Boi式中：N——104t；A——km2；h——m；ρ——m3/t油田地质储量：Gs=10-4NRsi式中：Gs——108m3；N——104t；Rsi——m3/t溶解气储量：

52第四节油气藏储量评价三、石油与天然气储量计算方法——容积法气田地质储量：G=0.01AhΦSgi/Bgi式中：G—108m3；A—km2；h—m下标：i—原始条件；sc—地面标准条件式中：Pi/Zi—原始视地层压力,MPa.

53第四节油气藏储量评价三、石油与天然气储量计算方法——容积法当气层地层压力pi下降到废弃压力pa时,气藏中剩余储量为：气藏的可采储量：式中：Pa/Za—放弃视地层压力,MPa.

54第四节油气藏储量评价三、石油与天然气储量计算方法——类比法类比法：利用已知相类似油气田的储量参数,去类推尚不确定的油气田储量.储量丰度：单位面积控制的地质储量.Ωo=N/A=100hΦ<1-Swi>ρo/Boi单储系数：单位面积单位厚度控制的地质储量.SNF=N/Ah=100Φ<1-Swi>ρo/Boi在利用类比法取得储量丰度或单储系数的数值之后,分别乘上估计的含油面积或含油面积与有效厚度的乘积,即可得到估算的原始地质储量.

55第四节油气藏储量评价四、储量综合评价储量规模分类

56第四节油气藏储量评价四、储量综合评价储量丰度分类

57第四节油气藏储量评价五、年度剩余可采储量和储采比1、年度剩余可采储量的计算Ni+1RR=NiRR+△NR1+△NR2+△NR3+△NR4+△NR5－△NR6±△NR7－Q2、储采比的计算及测算储采比：又称为储量寿命,它是某年度的剩余可采储量与当年产量之比值.NRR=NR－NP

58第五节油藏采收率测算方法原油采收率：是指可采储量与地质储量的比值.原油采收率不仅与其天然条件有密切关系,而且也和油田开发及油田开采的技术水平有关.油田采收率是逐渐增长的.一般通过生产实验、经验的积累与应用、大量的科学研究工作,再加上对储油条件、驱油机理等客观因素的逐步认识,先进采油工艺技术的应用等,油田的实际采收率远远超过依靠天然能量开采所能达到的15～20％的数值,平均每10年,采收率提高6％～10％左右.

59最终采收率：是油田废弃时采出的累积总采油量与地质储量之比值.无水采收率：是油田在无水期〔综合含水小于2％)采出的总油量与地质储量的比值；阶段采收率：在油田某一开采阶段采出的油量与地质储量的比值；采出程度：截至计算时间为止所采出的总采油量和地质储量的比值.第五节油藏采收率测算方法

60第五节油藏采收率测算方法一、影响采收率的因素分析1、地质因素对采收率的影响〔1)天然驱动能量的大小及类型〔2)油藏岩石及流体性质〔3)油气藏的地质构造形态

61第五节油藏采收率测算方法一、影响采收率的因素分析2、油田开发和采油技术对采收率的影响〔1)油气藏开发层系的划分.〔2)布井方式与井网密度的选择.〔3)油井工作制度的选择和地层压力的保持程度〔4)完井方法与开采技术.〔5)增产措施以及采用新技术、新工艺的效果.〔6)提高采收率的二次、三次采油方法的应用规模机效果.

62第五节油藏采收率测算方法二、采收率的测算方法一般常用的方法有以下几种：〔1)油田统计资料获得的经验公式.〔2)室内水驱油实验法〔3)岩心分析法〔4)地球物理测井法.〔5)分流量曲线法.〔6)油田动态资料分析法.

631、油田统计资料获得的相关经验公式第五节油藏采收率测算方法二、采收率的测算方法1)水驱油藏的相关经验公式：2)溶解气驱的相关经验公式

643)我国水驱砂岩油藏的相关经验公式1、油田统计资料获得的相关经验公式第五节油藏采收率测算方法二、采收率的测算方法

652、室内水驱油实验法第五节油藏采收率测算方法二、采收率的测算方法岩心原油采收率按下式确定：式中：Soi——原始含油饱和度,小数；Soc——水驱岩心残余油饱和度,小数实验室求出的只是岩心的洗油效率.最终采收率是宏观波及系数与微观驱油效率的乘积,即,式中：ER——最终采收率,小数；ED——驱油效率系数,小数；EV——油层波及系数,小数.

663、岩心分析法第五节油藏采收率测算方法二、采收率的测算方法用失水量较大的水基钻井液钻井取出的岩心受到钻井液虑液的冲刷,接近水驱过程的情况,所以可按岩心分析估算残余油饱和度.另外考虑到取心过程中由于原油脱气使残余油饱和度减少,而偏大的采收率应在最终采收率中扣除.

674、分流量曲线法第五节油藏采收率测算方法二、采收率的测算方法根据油水相对渗透率曲线,可用下面的公式计算采收率：5、另外,还有动态分析法〔物质平衡方法、经验公式法)数值模拟方法

68思考题1、设有一油田,既有边水,又有气顶,如图1所示,其中A、B、C分别为三口生产井,试分别画出A、B、C三井的开采特征曲线〔包括压力、产量、生产气油比随时间变化的曲线),并说明原因.12341－原始油气界面2－含油区3－水侵后油水界面4－原始油水界面ABC2、已知某油田的储量计算参数为：A=20km2；h=25m；Φ=0.25；Soi=0.80；Boi=1.25.试求该油田的原始地质储量、储量丰度和单储系数的大小.