1.3油藏分类.

第三章油气藏分类第一节油气藏分类原则和因素一、油气藏分类一般遵循的原则1、油藏的地质特征，包括油藏的圈闭、储集岩、储集空间、压力等特征；2、油藏的流体性质及分布特征；3、油藏的渗流物理特性，包括岩石的表面润湿性，油水、油气相对渗透率，毛管压力，水驱油效率等；4、油藏的天然驱动能量及驱动类型。

二、油藏的分类因素（一）、原油性质1、低粘度油层条件下原油粘度 <5 mPa .s为低粘度原油。

2、中粘度油层条件下原油粘度在5~20 mPa .s为中粘度原油。

3、高粘度油层条件下原油粘度在20~50 mPa .s为高粘度原油。

4、稠油油层条件下原油粘度 > 50 mPa .s，相对密度 > 0.920为稠油。

稠油又可细分为3大类4级（表1.3.1）。

表1.3.1 稠油分类标准注：1）指油层条件下粘度，其它指油层温度下脱气油粘度5、凝析油指在地层条件下介于临界温度和临界凝析温度之间的气相烃类，一般相对密度<0.800。

6、挥发油流体系统位于油气之间的过渡区内，而其特性在油藏内属泡点系统，呈液体状态，相态上接近临界点，在开发过程中挥发性强。

7、高凝油为凝点 > 40℃的轻质高含蜡原油。

（二）、圈闭构造圈闭，地层圈闭、水动力圈闭、复合圈闭。

（三）、储集层岩性砂岩、砾岩、碳酸盐岩、泥岩、火山碎屑岩、侵入岩、变质岩。

（四）、渗透性1、高渗透储集岩空气渗透率 > 500×10-3μm2。

2、中渗透储集岩空气渗透率50—500×10-3μm2。

3、低渗透储集岩空气渗透率10—50 ×10-3μm2。

4、特低渗透储集岩空气渗透率 < 10×10-3μm2。

（五）、油、气、水产状边水、底水、气顶。

（六）、储集层形态层状（单层、分层、低倾角、高倾角）、块状。

（七）、储集空间类型孔隙型、裂缝型、双重介质型。

（八）、地层压力常压（压力系数0.9~1.2）、异常高压（压力系数 > 1.2）、异常低压（压力系数 < 0.9）。

（九）、原油中气饱和度未饱和、饱和、过饱和。

（十）、埋藏深度浅层（< 1500m）、中深（1500~2800 m）、深层（2800~4000 m）、超深层（> 4000 m）。

（十一）、润湿性1、亲水岩石表面优先被水润湿，自发吸入法测定时，吸水量明显大于吸油量。

2、中性岩石表面被水与被油润湿能力相近，自发吸入法测定时，吸水量基本等于吸油量。

3、亲油岩石表面优先被油润湿，自发吸入法测定时，吸油量明显大于吸水量。

（十二）、天然驱动类型天然水驱、气顶驱、溶解气驱、弹性驱、重力驱动、综合驱动。

三、命名原则油藏命名采用多因素主、次命名法，次要因素在前，主要因素在后。

1、最主要因素构成基本类型名称。

2、较主要因素冠在基本名称之前构成大类名称。

3、其次的因素冠在大类名称之前构成亚类名称。

第二节分类结果及实例根据上述命名原则将油藏划分为18类，现分述举例如下：一、层状高渗透砂岩油藏储集层为砂岩，空气渗透率 > 500×10-3μm2，呈层状。

这类油藏在胜利油区分布十分广泛，油藏埋藏相对较浅，多以中浅层为主。

由于储集层压实较差，胶结作用弱，因而渗透率较高。

如孤东油田馆陶组油藏即为典型的层状高渗透砂岩油藏。

此外孤岛油田、埕东油田、埕岛油田的馆陶组油藏也属于这一类型。

孤东油田位于济阳拗陷沾化凹陷东北部桩西—孤东潜山披覆构造带南端，东临桩东凹陷，西与孤南洼陷相接，南北与垦利断裂带和长堤油田相邻。

距孤岛油田15Km。

孤东构造是在中生界潜山背景上发育起来的以第三系沉积为主的披覆构造，受五号桩大断层的影响，将构造划分为东西两翼，东翼构造平缓而简单，西翼构造陡而较复杂。

平面上由于断层的切割划分为7个区，主力区块为东翼的七区和六区（图1.3.1 ）。

图1.3.1 孤东披覆背斜油气藏平面及剖面图孤东油田具有6套含油层系，其主要含油层系为上第三系馆陶组油藏，油藏埋藏深度1100~1450米，储层为河流相沉积的正韵律砂体，具有埋藏浅、结构疏松、高孔高渗等特点，平均孔隙度34%，储层平均空气渗透率1560×10-3μm2，油藏呈层状分布，具有多套油水系统。

除在1420米存在一个主要油水界面外，在不同的砂体中还存在多个次要油水界面。

控制着油藏的油水分布。

油藏属于典型的层状高渗透砂岩油藏。

孤东油田是一个受构造影响比较大的油田，因此油藏名称应突出“构造”因素，属于构造层状高渗透砂岩油藏，而且考虑到孤东油田馆陶组的油性属于普通稠油，因此在名称里还需加上“普通稠油”，孤东油田馆陶组油藏类型的亚类名称为“层状构造高渗透砂岩普通稠油油藏”。

孤东油田发现于1984年8月，1985年5月开辟开发试验区，1986年编制500×104t整体开发方案，同年5月组织孤东油田大会战，当年钻井1000作口，年产油454×104t，初步建成年产油500×104t的生产规模。

1987年初，组织防砂、转注会战，当年完成1100余口油井防砂、241口注水井转注任务，形成13个注水开发单元，注水储量2亿吨，奠定了油田稳产基础，从1988年注水见效到1992年，平均年产油480×104t左右，采油速度2%以上，连续稳产5年，实现了总体方案规划的高速高效开发稳产5年的目标。

1993年油田产量开始递减，为了减缓产量递减，控制含水上升，加大力度增加科技投入，陆续开展了室内基础研究、精细油藏描述、数值模拟、测井二次解释、水平井、现代试井、边部难动用储量热采、三次采油等十几项科学研究及推广应用技术，加强了“控水稳油”、“产液结构调整”、“双低单元改造”、“堵水调剖”等综合治理措施，见到明显的经济效益和社会效益，油田含水上升率下降到0.2%左右，采油速度保持在1%以上，年产油量维持在300×104t以上。

截止到1999年5月，油田累积产油5510×104t，采出程度20.6%，实现了高速高效开发的设想。

但是，油田开发也面临着严峻的开发形势，油层水淹严重，剩余油高度分散，含水高，挖潜措施效果变差，产量递减加快等。

今后油田将以精细油藏描述、剩余油分布研究等为主攻方向，致力于油田综合治理和三次采油技术，以经济效益为中心，不断提高油田的最终采收率。

二、层状中渗透砂岩油藏储集层为砂岩，空气渗透率 50~500×10-3μm2，呈层状。

五号桩油田沙三上油层组、滨南油田滨二区沙三下等皆属于层状中渗透砂岩油藏。

五号桩油田位于沾化凹陷东部五号桩潜山披覆构造带西侧深凹陷内。

其主要含油层位沙三段中、下部，储集层为近源浊积扇砂岩体。

根据岩性特征及含油特征，可以分为上、下两个油层组，上油层组以含砾砂岩和细砂岩为主，岩心分析，平均渗透率240×10-3μm2，平均孔隙度18.1%。

该套油层初期产能较高，为五号桩油田主力开发层系，已探明和控制含油面积13.1Km2。

五号桩油田沙三段上油组油藏主要是由于岩性影响形成圈闭，因此油藏类型如果进一步细分，其亚类名称为“岩性层状中渗透砂岩油藏”（图1.3.2 ）。

图1.3.2 五号桩油田构造及油藏剖面图三、低渗透砂岩油藏储集层为砂岩，空气渗透率 10~50×10-3μm2，呈层状。

低渗透砂岩油藏在胜利油区分布比较广泛，如渤南油田、牛庄油田、商河油田、纯化油田等。

这些油田油藏类型多样，既有构造油藏（如渤南油田），也有岩性油藏（如牛庄油田），还有薄层层状油藏（如纯化油田）。

由于储集层渗透率低，因而开发难度较大，通过最近几年攻关研究，取得了一定进展，但总体开发效果较差。

1、渤南油田渤南油田是胜利油区最大的低渗透油田，其地质储量超过亿吨。

主要含油层系为下第三系沙三段（储量占90%以上），是一个深湖—半深湖沉积的、埋藏深、低渗透、低粘、低饱和的受岩性控制的断块油藏。

渤南油田储集层厚度较大，单层厚度5~20米，岩性以粉细砂岩为主，平均空气渗透率小于50×10-3μm2，平均孔隙度17.6%。

原油性质好，地面原油密度0.84~0.88g/cm3，地面原油粘度9~16 mPa .s。

考虑上述因素，渤南油田的名称为层状性构造低渗透砂岩油藏（图1.3.3）图1.3.3 渤南油田构造及油藏剖面图该油田1971年试采，1973年投产，1975年开始注水，1987年全面开发，主要经历了三个大的开发阶段：第一阶段（73~86年）为局部投产，低速开发阶段；第二阶段（87~90年）为全面扩建稳产阶段；第三阶段（91~目前）产量递减阶段。

开发过程中存在的主要问题有：产量递减大、液量递减快、吸水指数下降等，虽经过近几年综合治理，但开发效果仍然较差。

2、纯化油田与渤南油田不同，纯化油田沙四段低渗透油藏除构造复杂外，最突出的特点是层薄、岩性多变，既有砂岩、又有碳酸盐岩，二者间互。

其油藏分类名称为“薄层状岩性构造低渗透油藏”。

纯化油田于1965年发现，1971年5月投入开发，1976年进行注水开发，先后经历了三个开发阶段：第一阶段，大段合采，弹性能量开发阶段；第二阶段，大段合采，注水开发阶段；第三阶段，细分开发层系，综合调整阶段。

到1996年6月底，共投产油水井547口，其中油井373口，目前开井287口，日产油水平1067t，平均单井日产油3.7 t，累积采油919×104t，采出程度17.7%，采油速度0.75%，综合含水79.4%，累计注采比0.94，目前地层压力为20.7Mpa。

3、牛庄油田牛庄油田沙三段油藏主要是由于岩性圈闭形成的，其油藏分类名称为“岩性低渗透砂岩油藏”(图1.3.4)。

图1.3.4 牛庄油田王39砂体油藏剖面图四、特低渗透砂岩油藏储集层为砂岩，储集岩空气渗透率 < 10×10-3μm2。

大芦湖油田、小营油田等均为特低渗透砂岩油藏。

下面以大芦湖油田为例进行说明。

大芦湖油田区域构造属于济阳拗陷东营凹陷博兴洼陷西北部，正理庄—大芦湖鼻状构造带北端，面积约120Km2。

其主要含油层系为下第三系沙三中段，沉积环境为深湖—半深湖相沉积，储集层具有反韵律和复合韵律特点，岩性多为长石粉砂岩，粒度较细。

油藏埋藏深度2800~3250米，岩石成岩作用强，突出的特点就是储层渗透性极差，经岩心分析，平均孔隙度12.3~15.5%，平均渗透率1.8~8.0×10-3μm2，而且储层非均质非常强，对油田开发产生严重影响。

该油田有六个开发单元，从1991年8月~1993年月12月陆续投入开发。

1993年实行全面注水开发后，当年产量创历史最高纪录22.2×104t。

截止到1996年底，采出程度6.48%，综合含水38%，采油速度1.18%，含水上升率5.86%，平均单井液量9.1t/d。