油气藏评价

油气藏评价图1-1油藏的剖面与压力梯度油气藏评价•对于任何具有气顶和边底水的油藏，或具有边底水的气藏，不同部位探井的原始地层压力与埋深的关系，可表示如下：式中：pi—原始地层压力，MPa；a—关闭后的井口静压，MPa；GD—井筒内静止流体的压力梯度，MPa/m；D—埋深，m。（1—1）井筒内静止流体的压力梯度，由下式表示：（1-2）式中：ρ—井筒内静止流体的密度，g/cm；由(1-2)式可以看出，压力梯度与地下流体密度成正比，即流体密度小的气顶部分，比流体密度大的含油部分或边水部分，具有较小的压力梯度，而且压力梯度乘以100即为地层流体密度。因此，可以通过压力梯度的大小判断地层流体类型，并确定地层的流体密度。同时，代表不同地层流体直线的交点处，即为地层流体的界面位置。在图1-2上给出了我国涠洲10-3油田的压力梯度图，从图中可以看出，由压力梯度的直线交会法，所得到的油气和油水界面的位置具有实际意义。油气藏评价图1-2涠洲10-3油田的压力梯度图油气藏评价•对于一个具有多层油水系统的油田，由于不同层位的边底水矿化度比较接近，地层水的密度也基本相同，因而，各油层可以形成统一的静水压力梯度线，并用于确定不同层位的油水界面位置。含油部分的压力梯度线，若偏离静水压力梯度线愈大，即两直线的夹角愈大，则表明油藏的含油高度愈大。油藏不同位置的压力系数(原始地层压力与静水压力之比)，由下式表示：（1-3）式中：ηo—压力系数；pi—原始地层压力，MPa；pws—静水柱压力，MPa；ρws—地层水密度，g/cm；ρo—地层原油密度，g/cm；Dowc—油水界面深度，m；D—探井打开油层的深度，m。由(1-3)式看出，油藏不同部位探井的压力系数各不相同。顶部高，翼部低，当D＝Dowc时ηo＝1，即油水界面位置的压力系数等于1.0。当已确定探井的压力系数之后，由(1-3)式改写的下式可以预测油水界面的位置：油气藏评价（1-4）当仅有一口探井打到含油部分，而未钻遇油水界面时，可由下式测算油水界面的位置：当一口探井打在含油部分，另一口探井打在含水部分，两者均未实际钻遇油水界面时，可由下式测算油水界面的位置：（1-6）（1-5）式中：Dw—打入含水部分水井的深度，m；Do—打入含油部分油井的深度，m；piw—水井的原始地层压力，MPa；pio—油井的原始地层压力，MPa。油气藏评价油气藏的温度系统，也是油气藏评价的重要内容。它既涉及到储层流体参数的确定，也是计算气藏储量的重要参数。油气藏的温度系统，是指由不同探井所测静温与相应埋深的关系图，也可称为静温梯度图，如图1-3所示。油气藏的温度系统图1-3油藏的静温梯度图油气藏评价•应当指出，油气藏的静温主要受地壳温度的控制，而不受埋深不同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，并由下式表示：（1-7）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，℃/m；D—埋深，m。实际资料表明，由于地壳温度受到构造断裂运动及其岩浆活动的影响，因而，不同地区的静温梯度有所不同。比如，我国东部地区各油气田的静温梯度约为3.5℃～4.5℃/lOOm；中西部各油气田的静温梯度约为2.5℃～3.5℃/100m。油气田的静温数据，一般在探井进行测井和测压时，由附带的温度计测量。油气藏评价对于油藏来说，假若仅用天然能量开采，而不进行人工注水或注气保持地层压力的话，则称为一次采油。根据自然地质条件，一次采油可以利用的天然能量和驱动机理有：天然水驱、气顶气驱、溶解气驱、重力驱、压实驱和液体膨胀驱。对于一个实际开发的油藏，不可能只有一种驱动机理作用，而往往是二种，甚至是三种驱动机理同时作用。这时油藏的驱动类型称为综合驱动。应该指出的是，在综合驱动条件下，某一种驱动机理占据支配地位，不同驱动机理及其组合与转化，对油藏的采收率会产生明显的影响。对于气藏来说，在其投入开发之后，由于生产井的生产，造成地层压力的下降，因此，对于具有边底水的气藏，其主要驱动机理为，边底水的驱动，以及气藏本体内天然气和储层岩石与束缚水的弹性膨胀作用。对于没有边底水或边底水不活跃的气藏，其主要驱动机理为定容消耗式驱动。在相同的地质条件下，定容消耗式气藏的采收率会比水驱气藏要高出一倍左右，而且水驱愈活跃，则对气藏采收率的影响愈大。由于气藏的驱动机理比较简单，本节主要讨论油藏的驱动机理和驱动类型。油气藏的驱动类型油气藏评价在原始地层条件下，当油藏的边部或底部与广阔或比较广阔的天然水域相连通时，在油藏投入开发之后，由于在含油部分产生的地层压降，会连续地向外传递到天然水域，引起天然水域内的地层水和储层岩石的累加式弹性膨胀作用，并造成对油藏含油部分的水侵作用。天然水域愈大，渗透率愈高，则水驱作用愈强。如果天然水域的储层与地面具有稳定供水的露头相连通，则可形成达到供采平衡和地层压力略降的理想水驱条件。天然水驱，又可以根据油藏的类型和油水分布的产状，划分为边水驱动和底水驱动。在图1-4上给出了一个具有有限边水油藏的剖面图和俯视图。一.天然水驱图1-4天然水驱油藏的剖面图和俯视图油气藏评价天然水驱油藏的采收率与地层压力保持程度、油藏的非均质性、储层渗透率、地层原油粘度、井网密度、层系划分有密切的关系，一般范围在35%～75%之间。当然对于天然水驱的能量不足时，可以采用人工注水补充能量的措施，但从此时即转为二次采油或称为一次加二次采油阶段。在图1-5上给出了在天然水驱条件下，油藏开发的综合动态曲线。图1-5天然水驱的开发动态曲线油气藏评价在图1-6上表示具有原始气顶的油藏。当油藏含油区的油井投人生产之后，由于含油区形成了一定的动压降，因而引起气顶气向含油区的体积膨胀，驱动原油向生产井底流动。二.气顶驱图1-6具有原始气顶的油藏剖面图油气藏评价•气顶驱油藏的有效开发，有赖于气顶区的膨胀体积与含油区因开发的收缩体积之间保持平衡，因此，需要考虑拟定一个合理的采油速度生产。当采油速度过高时，会引起气顶气沿高渗透带形成气窜，而绕过低渗透带的原油，并在油气接触面的油井形成气锥，这将会大大影响到气顶驱的效率。当气顶气的过快膨胀，而引起油井的气油比显著增加时，为了保护气顶的能量，需考虑关闭构造高部位的高气油比井，或将其重新完井。•在有利的地质条件下，比如，气顶比较大、渗透率比较高、储层比较均匀和地层原油粘度比较低时，气顶驱的采收率可达60%，而一般的地质条件，采收率在20%～40%之间。•对于具有原始气顶的油藏，属于饱和类型的油藏，当含油区投入生产之后，由于地层压力的下降，除会引起气顶驱的作用外，在含油区还会形成气从原油中逸出而引起的溶解气驱。在地层条件下，当气体从原油中分离出来所形成的含气饱和度，达到可流动的临界饱和度之后，即会发生油气两相的同时流动，并随着含气饱和度的增加，气体的流动能力加强，原油的流动能力减弱，生产气油比显著升高。油气藏评价•如果允许气顶边缘的油井高气油比生产，则会引起气顶区的压力下降和气顶的收缩，并在收缩部分引起原油的侵入，而形成难以再采出的原油饱和度。气顶驱油藏的开发动态曲线，见图1-7所示。图1-7气顶驱油藏的开发动态曲线油气藏评价对于一个既无原始气顶又无边底水的饱和油藏，当油藏投入开发之后，由于地层压力的下降，即引起从生产井底到整个油藏的溶气驱机理，见图1-8所示。三.溶解气驱图1-8溶气驱油藏的剖面图油气藏评价•单纯的溶气驱，就是随着压力的下降，原油中的溶解气，将以气泡的形式逐步分离出来，并在其分离的过程中，引起地层原油体积的膨胀，驱动原油向低压处的生产井底流动。由于溶气驱是靠地层压降，溶解气分离，原油体积膨胀造成的驱动作用，因而它又被称为内在驱动或消耗式驱动。这一驱动过程可以一直延续到地层中临界含气饱和度形成之前。因为在此饱和度形成之后，随着地层压力的下降，气体从原油中的脱出，除会增加地层的原油粘度之外，还会形成油气的两相流动。同时，随着地层内含气饱和度的增加，增加了气体的相渗透率，降低了油的相渗透率，因而，引起油井产油量的连续下降和生产气油比的连续升高，直至达到峰值之后而进入溶气驱开发的枯竭期。油气藏评价在图1-9上给出了原始地层压力略高于饱和压力油藏的开发动态曲线。图1-9溶气驱油藏的开发动态曲线根据油藏的开发经验，不同地质条件的溶气驱油藏，采收率在5%～25%之间。当然，高溶解气油比、低地层原油粘度和连通性好、渗透率高的油藏，应当有比较高的采收率。对于地质构造条件比较好、溶解气油比比较高、垂向渗透率也比较高的油藏，有可能形成次生气顶。但因次生气顶一般较小，它和地层岩石及其束缚水的膨胀驱动能力，同溶气驱相比都可以忽略不计。油气藏评价对于一个无原始气顶和边底水的饱和型或未饱和油藏，当其油藏储层的向上倾斜度比较大时，就能存在并形成重力驱的机理，见图1-10所示。储层的倾角愈大、原油粘度愈低、垂向渗透率愈高，则重力驱的效率愈好。重力驱的采收率最高可达75%。对于地层倾角比较小、原油粘度比较高、垂向渗透率比较低的油藏，重力驱动机理的作用可以忽略不计。四.重力驱图1-10重力驱动油藏的剖面图油气藏评价•应当指出，假若油藏的产量低于重力驱油率时，则会产生比较好的重力驱动效果。反之，如果油藏的产量大于重力驱油率时，则会降低重力驱动的效果。在重力驱动条件下，油藏最高的产量，可由下式近似地加以确定：（1-8）式中：Qo—重力驱的最高产量，m/d；A—垂直地层倾角的流动截面积，m；Ko—地层原油的有效渗透率，mD；ρw—地层水的密度，g/cm；ρo—地层原油的密度，g/cm；μo—地层原油粘度，mPa·s；Bo—地层原油的体积系数；θ—地层倾角，（°）。油气藏评价•对于定容封闭异常高压的油藏或气藏，在原始地层条件下，上覆岩层的压力应当等于储层中的流体压力(或称为地层压力)与颗粒压力(或称为骨架压力)之和，并由下式表示：五.压实驱（1-9）式中：OP—上覆岩层压力，MPa；FP—流体压力(或地层压力)，MPa；GP—颗粒压力(或骨架压力)，MPa。当异常压力油藏或气藏投入开发之后，由于流体压力的下降，则会增加上覆岩层压力与流体压力之间的差值。从而，导致储层岩石颗粒的弹性膨胀和有效孔隙体积的减小，形成压实驱动的机理。对于异常高压、胶结性比较差的油藏或气藏，应当考虑储层压实驱动的作用，它除可以补充储层的能量外，还会因渗透率的下降，而降低油气井的产能，并会造成套管的破裂。油气藏评价•油气勘探的主要目的，是在己发现或未发现油气田的地区，寻找新的油气田或油气藏，储量评价则是油气勘探的重要成果。本节内容将涉及到油气资源与储量的分级分类、计算方法和年度剩余可采储量、储采比的计算等内容。•一.油气资源与储量的分类分级•资源是一个广义的物质名词。它是人类在地球上赖以生存与发展的物质基础。这些物质基础，除农业资源、森林资源、河流资源和海洋资源之外，还有风力资源、阳光资源和其它各种各类的矿产资源。石油与天然气就是众多矿产资源中的一种。•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。它包括己发现的资源量和末发现的资源量两部分。储量是资源量的延伸，它是一个泛指的名词。它可以包括：原始地质储量、原始可采储量和剩余可采储量。储量评价油气藏评价•原始地质储量，是在已发现资源量的部分，根据地震、钻井、测井和测试，以及取心和流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。•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，能从己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。它也是原始可采储量，与某一指定年份累积产量的差值。剩余可采储量随时间而变化，因此，需要年年计算，并上报国家有关管理部门。在国际上，无论是对一个油气田或油气藏，也无论是对一个油气区，乃至对于国家、地区或全球，剩余可采储量都是指目前还拥有的、可供开采的、剩余的商业可采储量，并通用一个英文名词“Reserv