埕北潜山油藏描述及开发技术政策研究 油藏描述技术在油田开发中的应用
杜玉山 张敬轩 田同辉 张强 王爱景 曲全工
摘要 埕北30潜山是渤海湾南部浅海海域的一个高产含油构造，具有古生界、太古宇两套储油层。潜山的内幕构造、断裂系统极其复杂；储集层的发育受多种因素控制，非均质性极强，储集空间既有裂缝，又有孔、洞；原油性质特殊，油藏内既有黑油，又有挥发油。完钻探井数及录取的基础资料较少，储量尚不落实。针对这一复杂裂缝性潜山油藏，应用精细构造解释、裂缝成像测井、古地磁分析、应力场模拟、CT分析、双重介质数值模拟等多种新技术、新方法，开展了油藏描述及开发方案设计中的一系列探索研究。解决了构造形态及断裂系统展布、裂缝发育特征、储集层物性、储集层分布、油藏类型、开发技术政策等关键问题；加深了地质认识，落实了油气地质储量，编制了开发方案；同时总结形成了一套在少井条件下裂缝性潜山油藏描述及开发方案设计的方法。
关键词 埕北30潜山 油藏 储集层预测 裂缝系统 储量计算 数值模拟 开发技术政策
一、引言
埕北30潜山位于渤海南部极浅海海域，水深10～16m，构造上位于渤中坳陷与济阳坳陷交会处的埕北低凸起的东部，勘探面积约50km2。5口完钻井中有4口井获高产油气流，1口井获低产油气流。油藏具有古生界、太古宇两套储油层，以太古宇为主。古生界地层断缺、剥蚀严重，平面上分布层位、厚度变化很大；太古宇以巨厚区域变质岩为主，夹火山岩侵入体，变质岩横向分布较为稳定。储集层具有双重介质特征，古生界储集层为灰岩、白云岩，孔、洞、裂缝均较发育；太古宇储集层储集空间以裂缝为主，少量溶蚀孔洞。裂缝是该潜山油藏主要的储集空间及渗流通道，具有多期次、多组系特点。油藏原油性质特殊，构造高部位为挥发油，构造低部位为黑油。潜山高部位顶面埋藏深度3100m，试油未见明显油水界面，潜山含油高度大于1000m，储量规模在2000×104t以上。
二、埕北30潜山油藏描述技术
1.裂缝产状及分布规律
综合应用调查类比技术、岩心描述技术、室内分析技术、裂缝成像测井技术、地质录井技术、应力场数值模拟技术等多种方法，对构造裂缝发育产状及分布规律进行了综合研究，包括裂缝宽度、开启程度、组系、走向、倾向、倾角、密度、发育期次、平面分布状况及规律等（图1），取得了较好的研究效果。
图1 裂缝产状描述流程图
1）模拟调查类比法。
（1）相似油田类比研究
运用相似油藏类比方法，从静态、动态两个方面研究了东胜堡、王庄、华北等相似油藏的储集体发育规律，主要有：平面上，距离断层越近，储集体越发育，油井产能越高；纵向上，潜山上部储集体发育好于下部储集体；油藏为块状潜山油藏，裂缝以高角度缝为主。
（2）地表露头调查类比潜山储集体发育规律
通过选取与油藏在区域构造、储集体层位、储集体岩性、应力环境相似的露头地区进行野外调查，利用野外可以横向连续追踪和大面积测量的优点，研究储集空间成因、构成，表征储集体的各项参数及参数的变化规律，增加对储集体发育特征的认识，指导潜山油藏分布特征的研究。野外露头的研究成果可与油藏储集体研究成果相互补充，解决油藏因钻井揭示地质信息的局限性给研究带来的困难。对山东省莱芜市某地区太古宇裂缝发育特征进行的地面测量表明，71%的测点发育3～4组裂缝，65%的裂缝其倾角分布在60°～90°范围内。裂缝密度一般为5.5～65条/m2，主要在10～30条/m2范围内。裂缝面孔率最大可达10.2%，主要分布在0.18%～4.3%范围内，裂缝面孔率明显受边界断层的影响，在距主断层3000m范围内，裂缝面孔率与测点距主断层距离的关系为：
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式中：Sf—面孔率，%；
x—距主断层的距离，m。
2）地质录井研究
钻井动态分析是利用钻井过程中发生的诸如油气显示、钻速异常、泥浆漏失、井涌、井漏等特殊地质现象，综合研究地下储集体发育特征的技术方法。其对于岩溶孔洞性、应力裂缝性潜山储集体评价尤为重要。该方法适用于储集体发育特征、储集体含油特征等方面的研究，具有及时、高效、低成本的特点。
（1）钻时曲线
钻时曲线受岩石矿物、岩石结构、裂缝发育程度等多方面的影响，对于岩石性质较均一的片麻岩地层，钻时曲线主要受储集体发育程度的影响。致密片麻岩地层的每米钻时一般大于20分钟，由于片麻岩一般不易溶蚀，不发生钻具放空现象，若每米钻时小于10分钟，则可能预示钻遇裂缝发育带。
（2）井涌、井漏
井涌、井漏现象是裂缝发育程度高的重要标志。由于硅酸盐储集体不易发生溶蚀现象，对裂缝性油藏，这种地质现象并不多见。目前仅在王庄油田见到泥浆漏失现象，这与该油田长期裸露于地表，裂缝发生微弱溶蚀加宽有关。
（3）岩屑录井
岩屑录井可以提供地层岩性、地层层位等信息，同时也可以研究片麻岩的裂缝发育情况。岩性的变化可以形成较发育的裂缝系统，如片麻岩中的伟晶岩一般可作为较好储集体，煌斑岩等侵入岩及其围岩可以形成较好的裂缝储集空间。利用岩屑录井中次生矿物的类型、发育程度、结晶形态也可较准确判识裂缝发育情况。岩屑中出现黄铁矿一般表明，裂缝的开启程度较高；当具有较好自形晶形态的方解石、石英时，表明该段地层半充填裂缝发育，具有较好的储集性能；半自形和它形石英和方解石次生矿物则表明该地层裂缝以全充填为主，储集性能一般较差。
3）岩心观察
通过观察取心井岩心，直接测量肉眼可见的大、中裂缝发育宽度、开启程度、倾角、纵向发育密度、裂缝组系等特征。
4）实验室研究
应用室内分析技术，通过岩石薄片分析、铸体薄片、扫描电镜、CT分析等方法，研究、描述其微、细裂缝发育的宽度、长度、密度、配置关系等特征。
（1）扫描电镜—图像分析仪系统分析储集体结构
室内利用扫描电镜—图像分析仪系统研究储集空间的微观形态、储集空间连通特征、粒内及粒间微空隙特征、各原生矿物和次生矿物的赋存特征和成岩特征等。
（2）薄片分析法
在薄片观察中，用下式描述裂缝的发育程度，效果较好。
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式中：Φi——计算裂缝孔隙度，%；
ei——薄片中实测的第i条裂缝宽度，mm；
li——薄片中的第i条裂缝长度，mm；
S——薄片面积，mm2。
（3）计算机层析技术
计算机层析技术（CT）是80年代以后发展起来的、基于射线衰减理论确定岩心基本物理参数的一项新技术。其优点在于不用破坏岩石的原有结构，对于有限的岩心资料可同时进行多项储集体参数研究，并可通过切片，研究储集空间在三维空间的分布；可利用不同研究手段获取储集体参数，采用不受岩性和流体限制的图像分析法，对孔隙度边界像素的CT值进行准确判断后求取岩样孔隙度，获得较好的应用效果。
（4）古地磁定向分析研究裂缝走向
古地磁定向是利用地球最后一次磁场倒转后构造变形弱的特点，通过研究现代磁场下形成的粘滞剩磁进行岩心定向的研究方法。应用该技术对没有进行裂缝成像测井的井，根据具有规则裂缝面的岩心，研究确定不同组系裂缝的走向及倾向。该方法还可结合岩石磁组构分析对片麻岩进行片麻理定向，研究岩心裂缝的发育特征。实践表明，岩心的磁性分析和成像测井有机结合可以准确确定岩心裂缝发育特征。
5）裂缝成像测井分析
通过常规测井、地层倾角测井、裂缝识别测井等资料，尤其是裂缝成像测井（包括电成像和声成像测井），研究裂缝发育诸要素。其包括走向、倾向、倾角、组系、发育密度、在纵向上的分布规律等，可解决岩心资料无法直接解决的裂缝走向及倾向问题。
6）地应力数值模拟法
应用古应力场恢复、岩石力学性质、岩石破裂准则，通过有限元法模拟裂缝可能的走向、不同潜山部位应力的大小，判断裂缝发育的强度。
7）相干体分析方法
潜山储集体中高角度裂缝发育带、较大断层，可以导致不同地震道之间数据的差异，相干体分析技术就是利用这种差异，研究地震道之间数据相似性的一种数学方法。通过相干体分析与构造分析相结合，研究高角度裂缝的发育情况。
根据埕北30潜山太古宇相干体分析结果，将研究区高角度裂缝划分为三类区。Ⅰ类区高角度裂缝占裂缝总数的40%左右，Ⅱ类区高角度裂缝占裂缝总数的20%左右，Ⅲ类区高角度裂缝不发育。
通过应用以上研究技术，对埕北30潜山太古界发育的构造裂缝取得以下认识。
根据岩心、成像测井资料分析，裂缝主要为倾角大于40°的中、高角度裂缝（＞80%）；裂缝以宽度小于1mm的细缝、微缝为主，占总裂缝数的68%；裂缝充填较为严重，开启缝约占裂缝总数的45%，中缝以上级别裂缝多被充填，有效缝一般为微细缝；裂缝组系较多，平面上各地区发育不一，主要有北东向、北北东向、东西向三组裂缝；纵向上，有效裂缝6～60条/m。
2.储集体预测
根据岩心、试油、测井及录井等资料，经综合研究，预测了埕北30潜山的储集层（图2）。其太古宇累积储集体厚度一般在100m左右。其中，因多条断层交汇潜山南部连续储集体厚度大于200m，南部储集体发育程度好于潜山北部。
图2 储集层预测研究流程图
3.储集体物性研究
双重介质储集层的储集空间类型复杂，空隙结构多变，物性变化大，非均质程度高，裂缝系统和岩块系统具有不同的储集空间结构及渗流机理。因此，对储集体的物性特征有必要分为两大系统进行研究。
（1）测井二次解释技术
通过常规测井和核磁共振测井资料，应用Schumberger公司的EIANPLUS解释软件可以解释总孔隙度及裂缝系统孔隙度，两者相减求得岩块系统孔隙度。
太古宇声波测井速度与测井解释孔隙度的统计关系为
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式中：Φ——孔隙度，%；
V——速度，km/s。
太古宇声波测井速度与测井解释渗透率的统计关系：
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式中：k—渗透率，10－3μm2；V—声波时差，μs/ft。
（2）岩心分析技术
室内分析化验的小岩样孔隙度、渗透率，反映的是储集体基质岩块的孔渗特征，含有10μm以下微细裂缝的全直径样品的孔渗分析结果基本反映岩块系统的孔渗特征。因此，可以通过全直径及小岩样的覆压孔、渗透分析资料来认识、评价储集体岩块系统的孔隙度、渗透率特征，这也是研究储集层物性的一种常规手段。
（3）现代试井分析技术
试井解释储集体参数是裂缝性储集体物性评价比较先进的方法。它应用双重空隙介质油藏模型、由试井得到的压力、时间拟合值和拟合参数，通过半对数分析法和霍诺分析法来计算油藏、油井的参数，对储集体物性进行研究和储渗系统的划分。对储能比和窜流系数进行分解得到裂缝系统和基质系统各自的孔隙度和渗透率，从而推导出新的物性计算公式：
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式中：Kf——裂缝渗透率，10-3μm2；
a——裂缝倾角，（°）；
λ——窜流系数；
ω——储能比；
rc——井筒有效半径，m；
Cm——岩块系统压缩系数，MPa-1；
h——裂缝性油层厚度，m；
Cf——裂缝系统压缩系数，MPa-1；
t——时间，s；
Φf——裂缝孔隙度，%；
Ctf——裂缝系统综合压缩系数，MPa-1；
tD——无因次时间；
Φm——岩块孔隙度，%；
μ——原油粘度，mPa·s。
（4）开发地震技术
通过油井二次解释、岩心分析、现代试井分析等方法，研究储集层物性（图3）。
通过以上研究，认为太古宇储集体岩心统计面孔率一般在0.3%左右，其中花岗片麻岩裂缝发育程度高于煌斑岩，缝隙度一般大于0.3%，未见明显溶蚀现象发生；煌斑岩缝隙度0.24%，具有一定的溶蚀现象，洞隙度可达0.1%左右。小岩样物性分析平均孔隙度1.53%，平均渗透率0.21×10-3μm2。
图3 储集层物性研究流程图
测井解释太古宇潜山上部（即潜山面以下70m）平均孔隙度4.58%，其中裂缝孔隙度1.34%，岩块孔隙度3.24%；单层渗透率0.14×10-3～19.77×10-3μm2，平均6.05×10-3μm2。潜山下部（距潜山顶面70m以下）平均孔隙度3.9%，其中裂缝孔隙度0.6%，岩块孔隙度3.3%。潜山上部的储集能力优于潜山下部。
埕北30潜山多口井的压力恢复测试计算的裂缝孔隙度为1.2%，渗透率1.21×10-3μm2；岩块孔隙度2.8%，渗透率0.0001×10-3μm2。解释结果与测井解释结果符合程度较好。
4.油藏特征研究
（1）原油性质及分类研究 埕北30潜山油藏地面原油密度为0.7755～0.8076g/cm3，平均0.7949g/cm3；地面原油粘度为0.04～1.92mPa·s，平均0.68mPa·s；含硫0.02%～0.6%，平均0.22%；凝固点7～22℃。为低密度、低粘度、低含硫轻质原油。
根据埕北301、303井的高压物性分析，油藏构造高部位与低部位地下原油性质相差较大（表1）。
表1 埕北30潜山油藏原油高压物性分析表
研究发现，原油性质与油藏深度变化有明显规律，经回归分析，地面原油密度与埋藏深度的关系为：
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原油体积系数与埋藏深度的相关关系：
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原始气油比与埋藏深度的相关关系：
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式中：ρo——地面原油密度，g/cm3；
Boi——原油体积系数；
D——地层深度，103m。
Rsi——原始气油比，m3/t；
埕北30潜山油藏存在黑油和挥发油两种原油，根据原油类型划分标准，按原油体积系数2.0作为挥发油和黑油的分类界限，根据原油体积系数与埋藏深度关系式，计算两者分界深度为3438m；按气油比300m3/m3作为挥发油和黑油的分类界限，根据原始气油比与埋藏深度关系式，计算两者分界深度为3461m。根据以上计算结果，综合确定该油藏挥发油和黑油在纵向上分界深度为3450m，在该深度以上为挥发油，该深度以下为常规黑油。平面上挥发油主要分布在潜山北部埕北301井区的构造高部位，其他大部分范围内为黑油。
（2）油藏连通性研究
据地层测试资料，油层压力系数为0.99～1.12，属正常压力系统。温度梯度3.7℃/100m，属偏高温系统。
在不同油藏部位、不同深度试油，原油性质存在较大差别。纵向上，埕北30潜山古生界油藏与太古宇油藏是否连通一直是研究的重点，油藏在纵横向的连通性将直接影响储量计算和开发方案的制定。
从地质角度分析，古生界和太古宇储集层之间没有稳定分布的隔层，纵向上是由断层及裂缝沟通的一个整体连通体；根据从温度压力特征，尚不具备说明埕北30潜山油藏具有多套油水系统的证据。为了进一步说明问题，应用了原油全烃色谱分析技术。
原油全烃分析技术是近年才发展起来的一项新技术，该方法直接将原油进到色谱仪的汽化室，通过组分分离研究流体组成，分析井间或层间连通性。
分别选取4口探井6个（埕北30、302、303井太古宇，埕北302古生界，埕北301、303古生界、太古宇合层）原油样品作中烃组分对极性图（C8～C17）、轻烃星图和原油全烃色谱分析谱图。中烃组分对极性图表明埕北30潜山油藏不同位置、不同深度原油样品特性基本相似；轻烃星图中，埕北302井的两层原油样品轻烃对比性很好，说明原油成藏后发生的次生变化相同，即占生界油藏、太古宇油藏在纵向上是连通的。
以上研究表明埕北30潜山油藏整体属于同一油藏的可能性较大。
（3）油藏类型确定
依据对储集层发育特征、温度压力系统、油水系统、原油性质等方面的研究认识，埕北30潜山为低渗透裂缝性储集层、常压偏高温系统、地层不整合油藏，构造高部位为挥发油藏、低部位为高油气比黑油油藏。油层埋藏深度约在3100～4400m，含油高度1300m左右。
5.储量计算及三维建模技术
（1）计算方法及参数确定
储量计算采用容积法。对于双重介质油藏，裂缝系统和岩块系统的含油性、驱油机理以及最终采收率相差很大，需要针对两大系统分别计算储量。同时，油藏内存在挥发油和黑油两种原油，亦应分别计算挥发油及黑油储量，以便科学地评价总储量的构成。
按裂缝、岩块两大系统分别确定储量计算参数。其中含油面积、油层厚度、原油密度、原油体积系数、气油比等参数两大系统取值相同。取值不同的是孔隙度和含油饱和度。裂缝系统孔隙度取值为1.2%，含油饱和度取值为95%；岩块系统孔隙度取值为2.8%，含油饱和度取值为50%。
分别按挥发油区、黑油区确定储量计算参数。
（2）计算结果
埕北30潜山油藏含油面积18.2km2，石油地质储量2638×104t，天然气地质储量63.74×108m3。其中，古生界含油面积11.8km2，石油地质储量813×104t，占总储量的30.8%；太古宇含油面积18.2km2，石油地质储量1825×104t，占总储量的69.2%。
裂缝系统石油地质储量1193×104t，占总储量的45.2%；岩块系统石油地质储量1445×104t，占总储量的54.8%。其中，古生界裂缝系统石油地质储量374×104t，岩块系统石油地质储量439×104t；太古宇裂缝系统石油地质储量819×104t，岩块系统石油地质储量1006×104t。
挥发油含油面积5.9km2，石油地质储量346×104t，占总储量的13.1%；黑油含油面积18.2km2，石油地质储量2292×104t，占总储量的86.9%。
6.建立油藏三维地质模型
应用Earthvision三维可视化地质建模软件，根据地质、测井、储集层预测等综合研究取得的成果及认识，建立了太古宇油藏的三维地质模型。
根据太古界顶面构造解释结果及地震储集层预测描述的储集层顶面埋深图，建立了太古界储集层构造模型。
根据探井实钻资料和地震储集层预测结果，建立储集层厚度模型。
按裂缝系统和岩块系统分别建立了裂缝系统孔隙度模型和岩块系统孔隙度模型；按储渗体系的划分，分别建立裂缝系统X轴、Y轴、Z轴三个方向和岩块系统渗透率模型。
按挥发油和黑油两种原油性质建立流体模型。
根据“一套油水系统，油水界面深度4400m，水体体积是油藏体积的5倍左右，常压偏高温系统”建立了油藏模型。
三、油藏工程研究
1.双重介质储集层岩石压缩系数
岩块系统和裂缝系统的储集空间结构差异较大，因此，分别研究它们的岩石压缩系数是十分有意义的。仅靠常规试验分析方法无法实现这一目的，而将岩石压缩系数分析仪与计算机层析仪（CT）联合应用则可实现研究双重介质压缩系数的目的。首先，利用计算机层析（CT）分析仪，对岩石横断面进行扫描，描述岩石样品的空间结构，研究样品的储集空间类型，确定样品是属于岩块还是裂缝系统；然后应用岩石压缩系数分析仪测定样品的压缩系数；最后将上述两方面的研究结果相结合，可分别确定岩块和裂缝系统的压缩系数。
应用卜述技术分别确定了埕北30油藏岩块和裂缝系统的岩石压缩系数，前者为8.8×10-4MPa-1，后者为90×10-4MPa-1。
2.油藏产能
双重介质油藏储集层非均质性严重，不同储集层、不同井区油藏产能相差比较大。根据油藏已有的4口探井取得的试油成果，分别对古生界和太古宇分不同井区、不同层位、不同储集层类型（Ⅰ类、II类储集层）进行了产能研究。
（1）古生界
埕北30油藏目前试油的4口探井钻遇古生界层位不一致，因此试油时的产能也存在一定差异。埕北30井试油层位为古生界的冶里—亮甲山组，采油指数为0.9t/(d·MPa·m）；埕北301井试油层位为古生界府君山组，每米采油指数为0.62t/(d·MPa·m）；埕北302井古生界的试油层位为冶里—亮甲山组和马家沟组，每米采油指数为0.7t/(d·MPa·m）。
根据古生界储集层在平面分布规律及试油时产能的差异，将古生界储集层按6个井区分别确定了每米采油指数。
（2）太古宇
根据埕北302井对太古宇试油结果，采油指数为0.15t/(d·MPa·m）。根据地质研究储集层预测、相干分析结果，埕北302井位于Ⅱ类区，采油指数取值为0.15t/(d·MPa·m）。在此基础上，根据储集层物性差异Ⅰ类区采油指数取值0.2t/(d·MPa·m），Ⅲ类区采油指数取值0.1t/(d·MPa·m）。
3.相似油藏类比
通过对国内外已投入开发的15个相似油藏实例进行了类比分析，取得了如下认识：①保持地层压力高于饱和压力是挥发油油藏取得较好开发效果的必要条件；②国内已开发的6个相似油藏开发实践表明，裂缝性潜山油藏注水开发采出程度一般为16%～30%。
4.油藏数值模拟
针对埕北30潜山油藏储集层和流体特征，应用三维三相黑油双重介质数模软件SimbesetⅡ进行了数值模拟研究，共计算了24个方案，研究、优选了合理的开发技术政策。
1）挥发油区开采的可行性
数模结果表明（表2），在相同井距条件下，避采挥发油区比开采挥发油区采出程度略高0.3%～0.5%，但由于避采挥发油区比开采挥发油区要少打1～4口井，故在相同井距条件下，避采挥发油区比开采挥发油区平均单井累积产油量提高（2～4.8）×104t。因此，避采挥发油区开发效果要好于开采挥发油区。
表2 开采/避采挥发油数模研究数据表
2）开发方式
（1）天然能量开发
采用750m井距、避采挥发油的布井方案对天然能量开发进行了数模研究。结果表明，天然能量开发初期采油速度2.2%，开发15年末采出程度可以达到20.2%。
（2）注水开发
注水方式 分别研究了内部注水、边缘注水、内部＋边缘注水三种注水方式。数值模拟结果表明（表3）：三种注水方式的初期采油速度和开发15年末采出程度比较接近，但由于采用内部注水方式总井数比其他两种注水方式要少打6口井，故开发15年末内部注水方式的平均单井累积产油量比其他两种注水方式要高4.2万吨，因此，埕北30油藏适合采用内部注水的开发方式。
表3 不同注水方式数值模拟研究数据表
注水时机及压力保持水平 研究了两种注水时机，即原始地层压力和0.75倍原始地层压力（即平均地层压力降至30MPa）。数值模拟结果表明，开发15年末，原始地层压力注水采出程度24%,0.75倍地层压力注水采出程度22%，比原始地层压力注水只降低了2%。因此，原始地层压力注水和0.75倍原始地层压力注水对开发效果影响不太大。考虑到采油工艺的要求，确定埕北30油藏注水时机为稍高于0.75倍原始地层压力，取值32MPa，即压力降至32MPa时注水保持该压力。
注采比 研究了三种注采比（0.2、0.5、0.6）的注水方案。三种方案的计算结果对比表明，初期采油速度比较接近，在2.3%～2.4%；开发15年末采出程度随注采比的不同而变化，当注采比从0.2增加到0.5时，采出程度由22.2%增加到24.1%，当注采比从0.5增加到0.6时，采出程度不再增加。因此，埕北30潜山注水开发时合理注采比为0.5～0.6。
（3）注气开发
采用750m井距的均匀布井方案，以位于油藏顶部的三口井为注气井，进行注气非混相驱开发数值模拟研究。计算结果表明，注气开发初期采油速度2.4%，开发15年末采出程度为24.6%。
（4）开发方式的确定
受数值模拟计算软件本身的限制，在进行天然能量、注水、注气开发数值模拟研究时有些因素未考虑或考虑不够，对计算结果将产生如下影响。
第一，天然能量开发数值模拟研究中，没有考虑因地层压力下降而使部分开启缝不同程度闭合，导致储集层渗透率下降的影响，这使数值模拟开发计算结果比实际情况要好，预计要高3%～4%；另外边底水能量严重不足也将影响其采出程度，预计要影响2%～3%左右。
第二，注水开发数值模拟研究中，对受含水上升而使无因次采液（油）指数下降的影响因素考虑不够，使注水效果比实际要偏好，预计采出程度要高3%左右。
第三，数值模拟中，没有考虑具有充足气源条件下的非混相驱及混相驱，仅是考虑将采出气回注并按照非混相驱来计算，其采出程度比注水略高。从国外油田注气开发的实际效果来看，非混相驱采收率一般在20%～30%左右，混相驱一般在30%～40%左右。因此，埕北30潜山油藏若注气量充足并实现混相驱，则其采出程度有望达到30%以上。
综上分析，天然能量开发采出程度可能在14%左右，注水开发采出程度在21%左右，注气开发尚需进行深入研究。因此，埕北30潜山油藏的开发方式应立足于补充能量开发。在目前没有注气开发研究的可靠成果之前，能量补充方式暂按注水开发方式考虑，地层压力保持水平为32MPa左右，注采比为0.5～0.6。
3）布井方式及井距
（1）布井方式
为了研究油藏非均质性对开发效果的影响，设计了均匀和不均匀布井两种布井方案。数模计算结果表明，不均匀布井方案开发效果好于均匀布井方案。在相同的生产井数下，不均匀布井方案初期采油速度比均匀布井方案可提高0.2%，开发15年末采出程度提高2%，平均单井累积产油量可以提高5×104t。
（2）井距
研究了750、900、1200m三种井距。计算结果表明，随着井距的增加，单井控制储量增加，初期采油速度降低，开采末期原油采出程度降低。750m井距和900m井距方案，平均单井控制储量分别为91×104t和152×104t，采油速度分别为1.8%和2.2%，说明这两个方案既有较好的单井控制储量，又有较高的初期采油速度；当井距增加到1200m时，虽然单井控制储量比较高，达到了228×104t，但初期采油速度比较低，只有 1.5%。因此，埕北30油藏合理井距应控制在750～900m。
依据上述研究所确定的开发技术政策，在埕北30潜山共部署17口井，其中利用已有探井3口，新井14口，动用含油面积18.2km2，石油地质储量2638×104t，建成年产油能力33×104t。
致谢 在研究过程中，得到了王端平副院长的指导；周英杰、王军、隋淑玲、张秉政等高级工程师参加了该项目的部分研究；滩海室范崇海、郑舰、王玉芹、宋美虹、姜书荣、王峰、崔映坤等同志参加了研究工作，在此一并表示感谢。
主要参考文献
[1]赵树栋.任丘碳酸盐岩油藏.北京：石油 工业出版社，1997.
[2]揭克常.东胜堡变质岩油藏.北京：石油 工业出版社，1997.
[3]王华芬.王庄变质岩油藏.北京：石油工业出版社，1997.
[4]柏松章，唐飞.裂缝性潜山基岩油藏开发模式.北京：石油工业出版社，1997.
[5]柏松章.碳酸盐岩潜山油田开发.北京：石油 工业出版社，1996.
[6]张学汝.变质岩储集层构造裂缝研究技术.北京：石油工业出版社，1999.
[7]王志章.裂缝性油藏描述及预测.北京：石油工业出版社，1999.
济阳坳陷潜山复杂岩性储集层测井评价技术——以埕北潜山为例~
史建忠 才巨宏 张玲 杨英珍 田莹
摘要 碳酸盐岩、花岗片麻岩潜山油藏的主要特点是岩性复杂、储集空间类型多、非均质性强，储集层评价比较困难。文章以埕岛油田埕北30潜山为例，对该类储集层定量解释中的几个关键参数进行了深入细致的探讨，初步形成一套适用于复杂岩性潜山油藏的储集层测井评价技术。
关键词 济阳坳陷 埕岛油田 潜山 碳酸盐岩 变质岩 储集层 测井评价
一、引言
埕岛油田埕北30块油藏类型为潜山内幕型易挥发轻质油藏，储集层为古生界的碳酸盐岩和太古宇的花岗片麻岩，储集空间类型有裂缝、溶蚀孔洞、晶簇孔等多种，其基质也具有一定的储集能力。由于岩性复杂、储集空间类型多、储集层非均质强，给测井定量评价工作带来了很大困难。为此，结合该区实际情况，借助新的测井方法、新的测井解释软件，初步建立了一套基于复杂岩性储集层的测井定量评价方法，实际应用效果比较显著。
二、孔隙度解释技术
1.总孔隙度
埕北30潜山原生孔隙不发育，对油气富集高产起决定作用的是次生孔隙，具有缝、洞、孔三大类，另外，荧光分析发现，其基质也具有一定的储油能力。埕北30潜山孔隙度解释主要使用由 Schumberger公司引进的Petrophysics软件包进行解释，核心程序是ELAN，解释时需结合岩心分析和核磁共振测井资料。
ELAN软件的基本思路是以实际测井值为基础，根据地层矿物组分建立合适的解释模型和测井响应方程，通过合理选择解释参数，反算相应的理论测井值，并与实际测井值比较，按非线性加权最小二乘法原理建立目标函数，不断调整未知储集层参数，使目标函数达到极小值。其优点是充分利用所有测井信息，采用最优化技术使解释结果最为合理。单井处理过程包括填写参数卡、初步解释、解释结果与岩心分析对比、修改参数卡、再解释等五个步骤。
在对各井进行处理时，首先根据测井曲线及地区地质经验，填写参数卡进行初步解释，然后将解释结果与岩心分析进行对比，如果处理井段没有岩心分析数据，则根据反算的理论曲线和实测曲线的拟合情况适当修改参数卡，直到与岩心分析数据吻合或理论曲线与实测曲线拟合较好为止。
为了更好地利用好井眼段的核磁共振测井资料，做了好井眼井段的核磁孔隙度与声波、密度、中子三种测井视孔隙度的关系研究，发现相互对应关系均比较好（图1）。
图1 埕北302井古生界核磁孔隙度与补偿中子关系图
视孔隙度求取公式为：
胜利油区勘探开发论文集
式中：ΦD——视密度孔隙度，%；
ΦS——视声波孔隙度，%；
ρb——补偿密度测井值，g/cm3；
t——补偿声波测井值，μs/m。
那么，在好井眼段用核磁孔隙度；在坏井眼段核磁共振测井失真，密度未受影响时用视密度孔隙度与核磁孔隙度的关系求得核磁共振孔隙度；如果核磁共振、密度测井都不可信，则用视声波孔隙度与核磁共振孔隙度的关系求取核磁共振孔隙度，得出一条综合的“核磁共振孔隙度”曲线，将其作为一条输入曲线，参加ELAN的反演。这样，既利用了核磁孔隙度的准确性，又充分利用了其他测井曲线，提高了ELAN解释结果的准确性和可靠性。为检验解释结果的可靠性，进行了精度分析。从图2中可看出，在致密段，因为岩心分析代表的是总孔隙度，测井解释与岩心分析吻合较好；在储集层段，由于缝、洞的存在，测井解释孔隙度大于岩心分析孔隙度，也是比较合理的。
2.裂缝孔隙度
埕北30潜山油藏具有双重孔隙结构特征，油田开发中裂缝孔隙度是一个重要参数。根据专业文献资料，裂缝孔隙度一般不超过1%，考虑有与裂缝连通的溶洞的存在，包括缝洞的裂缝系统孔隙通常低于2%。裂缝孔隙度通常根据双侧向测井资料求得，A.M.Sibbit和Q.Faivre提出的利用双侧向电阻率计算裂缝孔隙度公式为：[1]
图2 埕北303井太古宇测井解释与岩心分析孔隙度交会图
油气层
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水层
胜利油区勘探开发论文集
式中：mf——裂缝孔隙度指数；
Rm——泥浆电阻率，Ω·m；
Rth——岩块电阻率，Ω·m；
Rlls——浅侧向电阻率，Ω·m；
Kr——双侧向畸变系数，低角度缝取1.2，斜交缝取1.1，垂直缝取1.0；
Rw——地层水电阻率，Ω·m。
对于进行了岩心分析的井段，可以认为岩心分析为岩块系统孔隙度，测井解释为总孔隙度，用测井解释孔隙度减去岩心分析孔隙度后可得该井段裂缝孔隙度，然后以此对mf和Kr进行刻度，也可根据成像资料或录井资料确定mf和Kr的值。埕北30潜山解释4口井，平均裂缝孔隙度为1.44%，其中埕北303井解释裂缝孔隙度为1.15%，岩块孔隙度为2.75%，这与试井解释的裂缝孔隙度1.2%、岩块孔隙度2.8%对应较好，说明裂缝孔隙度解释比较可靠，用岩心刻度法求取裂缝参数是可行的。
三、渗透率解释技术
在双重孔隙结构的裂缝性地层中，渗透率为岩块渗透率和裂缝渗透率的综合反映，由于岩块系统渗透率非常低，大都小于0.1×10-3μm2，因此储集层渗透率主要为裂缝渗透率的反映。
1.经验建模法
根据该区全直径岩心分析资料，建立了孔隙度和渗透率的经验关系模型（图3），由于全直径分析样品比较少，这种方法计算的渗透率代表性较差，仅供参考。
图3 埕北30潜山全直径岩心分析 孔隙度、渗透率关系图
2.核磁共振测井解释
核磁共振测井解释渗透率为：
胜利油区勘探开发论文集
式中：k——渗透率，10-3μm2；
Φnmr——核磁测井有效孔隙度，小数；
T2g——T2几何平均值，ms；
C、m、n——经验系数。
根据埕北302井古生界、太古宇 14块岩心样品的核磁测试数据，对上式中的经验系数进行刻度，古生界 6块岩样的C、m、n平均值分别为1.639、2.711、2.531，太古宇8块岩样的C、m、n平均值分别为43.632、2.524、2.089,T2g根据核磁测试古生界、太古宇平均值分别为28.88ms和7.71ms，用（5）式分别对埕北302、303两口井好井眼段进行了解释。由于公式中的各项参数均经过岩心刻度，且好井眼段核磁测量孔隙度是可靠的，用该式解释的渗透率基本代表井眼的实际情况。
3.ELAN软件解释
ELAN软件解释渗透率为一种地球化学算法，公式如下：
胜利油区勘探开发论文集
式中：Φt——总孔隙度，小数；
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N——地层中矿物总数；
Fi——第i种矿物的渗透率因子；
Wi——第 i种矿物的重量百分比，%。
这种算法既考虑了总孔隙度，又考虑了各种矿物组分及其百分含量，是一种比较合理的渗透率解释方法。
4.试井解释
该区对埕北301、302、303井进行了试井，并用试井解释软件进行解释，利用压力恢复典型曲线拟合分析解释了渗透率各参数（表1）。
表1 试井解释成果表
对比上述四种方法解释结果（表2），经验公式法、ELAN、试井解释三种方法解释结果比较接近，再将ELAN和核磁共振解释结果进行了对比（图4），两种解释结果吻合较好。结合地质、油藏方面的研究成果，认为经验公式、核磁、ELAN、试井等四种方法解释结果符合地下实际情况，由于经验公式及试井解释的局限性，最终结果以ELAN和核磁共振解释为准。
表2 渗透率解释对比表
四、含油饱和度解释技术
针对埕北30潜山没有进行密闭取心和油基泥浆取心分析，以及裂缝性油藏其裂缝的发育程度和分布是多变的，采用以下几种方法获取油藏原始含油饱和度资料。
图4 埕北302井古生界 ELAN解释渗透率与核磁共振解释渗透率交会图
1.阿尔奇方程
阿尔奇方程是建立在均匀孔隙基础上的饱和度解释方程[2]，即：
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式中：Sw——含水饱和度，小数；
Φ——孔隙度，小数；
m——胶结指数；
Rw——饱水电阻率，Ω·m；
Rt——岩块电阻率，Ω·m；
n——饱和度指数；
a、b——岩电系数，一般取1。
由于该区无法做岩电实验分析，式中 m、n等参数均根据理论值选取，m=n=2,a=b=1。在裂缝性地层中，泥浆侵入深度大，而且侵入深度的变化范围也很大，求得的饱和度值是在侵入带至原状地层之间变化。对于缝、洞不发育的孔隙性储集层，用该方程解释的饱和度基本反映原状地层情况。
2.ELAN软件
ELAN软件采用双水模型，由于缝、洞的影响可能使部分层解释的含油饱和度偏低。
3.压汞资料处理
对有代表性的岩心样品，经J函数处理后转换成含油高度与含油饱和度的关系，依据油藏的平均含油高度可确定油藏的含油饱和度。
4.核磁共振解释
核磁共振测井可以求得地层可动流体和束缚流体孔隙度，由于本地区几口井均未见到明显油水界面，因此地层中的可动流体应为油，所以可用核磁测井资料解释含油饱和度
胜利油区勘探开发论文集
式中：So——含油饱和度，%；
MBVM——可动流体孔隙度，%；
MPHI——核磁共振测井总孔隙度，%。
这种方法的关键是求准 T2截止值，根据岩心样品的核磁共振实验分析，古生界的T2截止值平均为39.1ms，太古宇的T2截止值平均为14.4ms。利用核磁测井资料和 T2截止值可求出每口井的含油饱和度。
以上各种方法求得的含油饱和度具有不同的含义，油藏的含油饱和度选值应综合考虑。
五、结论和认识
埕岛油田埕北30潜山具有岩性复杂、储集类型多、非均质强的特点。利用新的测井方法——核磁共振测井，结合取心统计、试井解释、压汞处理对孔隙度、渗透率、饱和度等参数进行分析，建立了储集层参数的解释模型，并论证了参数的解释精度。利用该方法处理埕岛油田埕北30潜山5口探井，均达到较好的应用效果。该套方法也适用于类似的复杂岩性、裂缝型油藏。
主要参考文献
[1]周文.裂缝性油气储集层评价方法.成都：四川科学技术出版社，1998.
[2]柏松章等.碳酸盐岩潜山油田开发.北京：石油工业出版社，1996.
王德明 王贺林
【摘要】 油藏描述技术自我国开始引进、发展以来，已在油田勘探、开发领域得到了广泛的应用，尤其是“八五”以来新技术、新方法的应用和各生产、研究单位的攻关努力，使油藏描述技术有了明显的进展；油藏描述定量化与半定量化研究内容和程度的丰富和提高，使储层横向预测技术、测井多井评价技术、储层形态、储层参数和含油性预测等方面的地质建模技术更接近地下实体；成果显示的可视化程度和预测模拟技术进一步提高。目前油藏描述技术已成为油田科技人员地质研究的重要手段。
【关键词】 油藏描述 地震横向预测 测井多井评价 随机建模 神经网络
一、概述
油藏描述是70年代末开始出现、80年代发展起来并在不断完善的一项对油气藏进行综合研究和评价的新技术。国内外学者对油藏描述技术都进行了不同的定义，国内大多数学者认为，油藏描述是把地质、地震、测井、生产测试和计算机技术等融为一体，对油藏的格架、储层属性及其内部的流体性质、空间分布等进行全面性的综合研究和描述，最终建立一个三维、定量的油藏地质模型的一套综合应用技术，从而为合理开发油（气）藏制定开发战略和技术措施提供必要的和可靠的地质依据。
国外首先提出油藏描述概念的斯伦贝谢测井公司认为，油藏描述技术服务（或油藏研究）以测井为主。斯伦贝谢公司提出油藏描述应分为：①油田地质构造与储集体几何形态的研究；②关键井研究；③油田测井资料标准化；④测井相分析；⑤油田参数转换与渗透率的研究；⑥井与井间的地层对比；⑦单井综合测井地层评价；⑧储集层参数的汇总与作图；⑨计算油田的油气地质储量；⑩单井动态模拟；⑪测井数据库的建立与应用等11个研究内容。他们并提出，油藏描述的核心是测井油藏描述。到1985年斯伦贝谢公司才将三维地震资料及VSP（垂直地震）资料引入到油藏描述的测井井间相关的研究中，但它所强调的油藏描述仍是以测井为主体模式的技术、多学科的协同研究及最终的储层三维模型。
我国开始引进油藏描述（reservoir description）这一术语是在80年代中期，并从多方面开展了综合研究攻关工作。进入90年代，油藏描述工作在我国各大油田得到了全面开展，通过各油田、石油院校、研究单位的共同努力，逐步形成了一些适应我国陆相储层和多断块特点的油藏描述方法，形成了以地质、地震、测井、综合录井、测试等资料为研究内容的油藏描述系统。
二、在油田开发中的应用
油藏描述在油气田应用较为广泛，为更多的在油田开发领域工作的技术人员所接受，并逐渐完善、规范，形成了具有开发特色的油藏描述理论技术，如精细沉积微相研究技术、微构造研究技术、随机建模技术、综合储层预测技术、综合地质建模技术、裂缝预测技术、确定剩余油技术，等等。
为了更精确地研究油气田开发过程中的地质变化、指导油气田生产，我们应根据油气田所处的不同的开发阶段，提出不同的研究内容和技术要求。也就是在油田发现、评价、开发、设计等开发准备阶段，确定为早期油藏描述；在方案实施、调整等主体开发阶段确定为主体阶段油藏描述；在油田进入高含水期提高采收率阶段确定为精细油藏描述。
1.早期油藏描述
油田开发早期，油田刚被勘探发现确定，主要研究目的是油田的评价、开发设计，尽可能真实地描述地下状况。这一阶段资料来源少，主要以应用地震、探井地质资料为主，其主要研究内容和技术包括：
（1）以区域背景和地震资料为基础，从成因分析入手，确定油藏的基本骨架（构造骨架、沉积骨架、地层骨架）；
（2）以储层沉积学为基础，应用地质知识库的沙体空间分布预测技术，应用比较沉积学原理，在正确分析沉积环境的基础上，依靠古代和现代的同类型沉积类似物的已有地质知识来进行推理，进行储层建模；
（3）应用地震横向预测资料建立概念地质模型；
（4）以确定储层骨架空间分布为重点的随机建模技术；
（5）油气水分布确定。
2.主体开发阶段油藏描述
油田主体开发阶段，也就是开发方案实施、监测、调整阶段。这一阶段工作的核心内容就是最大限度地提高二次采油的采收率，推迟三次采油甚至四次采油阶段的到来。这一阶段钻井、录井、测井、测试资料丰富，油藏描述研究的内容具体丰富，主要内容可依据开发的需要分为二个小阶段。
第一个小阶段是主体开发初级阶段油藏描述，具体研究内容包括以下7项：
（1）构造落实；
（2）地层划分及对比，全区统层；
（3）各种地质图件（对比图、剖面图、栅状图、平面图）的编制；
（4）各种基础数据的统计，分析整理，如
沙体形态，长、宽延伸方向，连通程度，韵律性
夹层类型、成因、分布、厚度、密度、频率、渗透性
裂缝发育状况，发育的位置、岩性、层位、井段、强度、开启性、作用等；
（5）编制射孔方案
从地质上分析储量动用程度，打开程度的完善性
根据储层、油气水分布确定射孔井段的位置
检查井身结构，固井质量；
（6）编制配产配注方案
储层连通性，受益井多少
储层微观孔隙结构及敏感性，提出注水水质要求
分析高渗透带可能造成的水窜性
分析边底水能量
出砂；
（7）编制措施治理方案（酸化、压裂）
储层成岩作用，胶结物成分及含量
现地应力大小及方向
构造发育史，古地应力场演变，裂缝发育分布及方向等。
第二个小阶段是主体开发中后期油藏描述，用越来越多的动态资料验证静态资料的准确性，修正地质模型，具体研究内容包括以下6项：
（1）深化储层沉积研究，通过动态、静态资料的结合进行沉积相再认识，细分对比单元；
（2）通过动态资料补充修改储层的对比连通关系；
（3）利用生产测试和试井资料验证断层及隔层的封闭性；
（4）通过注采井见效快慢，评价储层平面非均质性及储层渗透率的方向性，进而预测注水波及效率及死油区的分布；
（5）利用产液剖面、吸水剖面研究储层水淹厚度，进行储层层内非均质程度的再评价；
（6）研究同一套开发层系内不同渗透率储层的动用状况，进行层间非均质性研究。
这一阶段油藏描述的研究精度明显提高，主要应用技术有：
（1）小层划分对比及全区统层技术；
（2）落实构造系统，包括三维地震、地层倾角测井、钻井地层对比、RFT测试、油气水分布关系、注示踪剂等；
（3）测井多井储层评价技术；
（4）动态跟踪研究；
（5）测试方法综合应用；
（6）储层静态模型建立方法技术。
3.高含水期提高采收率油藏精细描述阶段
这一阶段油田开发已进入后期，地下油气分布减少而且零散。因此这一阶段油藏描述的主要特点是研究精度高，研究单位小，与动态结合更紧，计算机化程度高，预测符合率高，最终能更精确、直观地描述地下状况。主要应用的技术、方法是：
（1）微地质界面研究；
（2）沉积微相、微流动单元研究；
（3）储层物性动态变化空间分布规律研究；
（4）流动单元空间结构研究；
（5）储层预测随机模型建立；
（6）地质、油藏、数值模拟一体化研究剩余油分布规律。
随着油藏描述技术的广泛应用，一些新的技术、新的方法也得到了充分的应用，如地质统计分析、灰色系统分析、模糊数学、神经网络及分析几何学等，以及先进的计算机、工作站技术的普遍应用，从而使油藏描述技术的应用更加科学化、精细化和定量化，图象显示直观可视化（图1）。
图1 现代油藏描述流程图
油藏描述技术的应用，为我们认识高含水、高采出油田的剩余油潜力分布状况，低渗、稠油、构造岩性复杂油田投入开发进行概念设计，制定开发方案，提供了先进的技术和方法，并取得了很好的效果。如“八五”以来应用现代油藏描述方法，对东河塘、丘陵、彩南、埕乌、小捞、塔中4等油田进行早期描述，编制概念设计，制定开发方案，不仅节约了资金而且创出了90年代开发工作新水平。再者，应用精细油藏描述技术，对高含水油田进行研究，指导对重点519个区块开展了控水稳油工作，年平均含水上升率由1990年的1.9%降到1995年的0.25%，自然递减率一直控制在14%以内，综合递减率控制在7%以内，创造了显著的经济效益。
三、今后的发展方向
油藏描述技术是一种多学科交叉，地震、测井、石油地质、随机模拟和计算机科学相互综合应用的技术；油藏描述技术今后的发展应用，主要是解决地下复杂地质体模式判别问题、油藏参数空间分布、连续定量反应问题、储层流体渗流动态显示问题、最优工程方案确定问题等。因此油藏描述的发展趋势关键取决于提高多学科协同分析地质问题的综合程度，随着模拟技术的深入应用和计算机功能的高速发展，用更准确的模型来实现对储层结构和油藏参数的高精度预测会是不久的将来的事。
埕北潜山油藏描述及开发技术政策研究
答：针对这一复杂裂缝性潜山油藏,应用精细构造解释、裂缝成像测井、古地磁分析、应力场模拟、CT分析、双重介质数值模拟等多种新技术、新方法,开展了油藏描述及开发方案设计中的一系列探索研究。解决了构造形态及断裂系统展布、裂缝发育特征、储集层物性、储集层分布、油藏类型、开发技术政策等关键问题;加深了地质认识,落实了...
油藏描述技术及发展趋势
答：“一大特点”是指油藏描述是以综合为本,即综合运用了地质、物探、测井、分析化验、地层测试等各项资料;“两个层次”是指油藏描述按描述的阶段不同,可以分为油藏描述和油藏管理;而“三条支柱”是指油藏描述是以地质理论、物探技术和油藏工程技术为基础的,在这三条支柱中,地质理论是最重要的;最后,油藏描述的研究内容...
油藏描述概念
答：产能预测以及研究油气田在开发过程中储层孔隙流体特性与储层基本参数的变化，从而达到对油气藏进行精细描述与综合评价的目的。这项技术不仅是在全油田基础上进行的更高水平的测井统一解释与多井评价，最大限度地发挥地质、物探、测井、钻井和地层测试等在油气田综合研究与评价中的作用；而且还为寻找隐蔽油气...
油藏描述技术在油田开发中的应用
答：【摘要】 油藏描述技术自我国开始引进、发展以来,已在油田勘探、开发领域得到了广泛的应用,尤其是“八五”以来新技术、新方法的应用和各生产、研究单位的攻关努力,使油藏描述技术有了明显的进展;油藏描述定量化与半定量化研究内容和程度的丰富和提高,使储层横向预测技术、测井多井评价技术、储层形态、储层参数和含油...
油藏描述的科学定义
答：油藏描述就是对油藏进行综合研究和评价。它是以沉积学、构造地质学、储层地质学和石油地质学的理论为指导，综合运用地质、地震、测井和试油试采等信息，最大限度地应用计算机手段，对油藏进行定性、定量描述和评价的一项综合研究的方法和技术。其任务在于阐明油藏的构造面貌，沉积相和微相的类型和展布，储...
济阳坳陷潜山复杂岩性储集层测井评价技术——以埕北潜山为例
答：摘要 碳酸盐岩、花岗片麻岩潜山油藏的主要特点是岩性复杂、储集空间类型多、非均质性强,储集层评价比较困难。文章以埕岛油田埕北30潜山为例,对该类储集层定量解释中的几个关键参数进行了深入细致的探讨,初步形成一套适用于复杂岩性潜山油藏的储集层测井评价技术。 关键词 济阳坳陷 埕岛油田 潜山 碳酸盐岩 变质岩 ...
油气藏描述的基本内容
答：油（气）藏描述是一项利用获取的地下信息来研究和定量描述油（气）藏开发地质特征，并进行评价的技术，简称RDS技术服务（Reservoir Description Service）［1］，也称为油（气）藏表征技术服务（Reservoir Characterization Service）。裘怿楠等指出［2］：油藏描述是指一个油（气）藏发现后，对其开发地质特征...
海上油气藏精细描述技术
答：静态模型称为油气田地质模型,动态模型称为油气藏模型。 油气藏精细描述技术,在我国海上是20世纪80年代中期对外合作期间引进发展起来的新技术,是一项融油气田地质、开发地震、岩石物理、油气藏工程研究等技术为一体的油气藏地质综合研究。中国海油使用这项新技术以来,取得了很多曾引起国外专家高度重视和肯定的成果。 最...
精细油藏描述的目标与内容
答：而上述内容与油田开发初期和中期的地质研究内容相对应，但开发后期地质研究对象的规模显然要小得多，研究难度也相应提高，因而也发展了相应的研究技术和方法。精细油藏描述以现代沉积学、储层沉积学、开发地震学、测井地质学及油藏工程等相关学科为指导，以测井资料 （包括生产测井、测试等资料） 为主，利用...
草古1潜山稠油油藏开采特征数值模拟分析
答：从草古1油藏的开发现状分析,目前存在的主要问题是对草古1潜山油藏开采动态所暴露出来的油井出水机理、含水变化规律、平面动用状况和开采效果等问题没有足够的认识。本次数值模拟研究的主要目的就是要利用先进的油藏数值模拟技术,对草古1油藏开发规律进行研究。 二、地质概况及开发简况 草古1潜山碳酸盐岩稠油油藏是...
