第二章 油气藏评价 2
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第二章
油藏评价
主要内容：
油藏非均质性
油气藏的压力系统、温度系统 驱动类型 油气藏的储量分类分级
采收率的计算方法。
·
• 我理解油藏评价有三个关键点。 • 一是进一步落实储量，就是把石油控制储量上升到 探明储量，达到现有经济技术条件下可动用的程度。 其目标动用程度要达到90％以上。落实储量必须符 合新的储量规范，其核心是井控程度，比如岩性油 藏井控程度大约是每平方公里1口井。落实储量必 须具备满足SEC准则（美国证券交易委员会），也 就是说被井证实的可采储量，而可采储量与当时的 油价挂钩，达到经济可采储量的条件。落实储量必 须经得住评估，按SEC准则，突出剩余经济可采储 量，进行储量评估和价值评估，预测今后资源的价 值、成本和利润。
• 二是开发要先期介入。这是老话题，只有 一体化才能真正做到。先期介入主要做如 下工作：认识油藏,评估产能,选择主体技 术，包括开发方式、井网、井距、井型、 工艺流程、能量补充、技术政策、开发试 验等。而上述这些工作都要建立在基础资 料和数据之上。 • 三是编制开发方案，是油藏评价的根本目 的。油藏评价的过程就是开发方案编制的 过程，油藏评价的结束意味着开发方案的 结束，也标志着油田产能建设的开始。
• 油藏评价的目的,实际上就是进一 步落实上道工序提交的探明储量， 为下道工序编制开发方案做准备. 这样，才是真正意义上实现了勘探 开发一体化，大大缩短了解勘探开 发的距离。反之，如果做不到上述 三点，油藏评价就没有意义。
第一节 油藏非均质性
油田—多油层—非均质 油田开发部署
影响 开发效果 纵向上 平面上
注入水的利用率
各层储量的动用
水淹体积
最终采收率
1、层内矛盾
在同一个油层内，上下部位有差异，渗透
率大小不均匀，高渗透层中有低渗透条带，低
渗透层中也有高渗透条带。注入水沿阻力小的
高渗透条带突进，还有地下油水粘度、表面张 力、岩石表面性质的差异，形成了层内矛盾。
2、平面矛盾
一个油层在平面上由于渗透率高低不一样， 连通性不同，使井网对油层控制情况不同，因 而注水后，使水线在不同方向上推进快慢不一 样。使之压力、含水、产量不同，构成同一层 各井之间的矛盾，叫平面矛盾。 平面矛盾使高渗透区形成舌进，油井过早 见水，无水采收率和最终采收率降低。而中低 渗透区，长期见不到注水效果，造成压力下降， 产量递减。
3、层间矛盾
辛 68-45 井 吸 水 剖 面
沙二133 沙二134
永3断块各小层渗透率 S251 S261 S272 S281
层位
永3 断块各小层采出程度
S251 S261 S271 S273 S282 S291 S293 S2102 S211 0 10 20 30 40 50 60
S283 S291 S293 S2102 S2111 0 1000 2000 3000 渗透率（mdc）
采出程度
第一节
油藏温压系统
第二节
油藏的压力、温度系统
1、有关地层压力的概念
原始油层压力（Pi）： 指油层未被钻开时，处于原始状 态下的油层压力。 压力系数（ap）：指原始地层压力与同深度静水柱压力之 比值。 （ ap＝0.9～1.3，常压油藏；ap>1.3，异常高压油藏） 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。
第一节
油藏温压系统
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。 井底流动压力（Pwf）： 油井正常生产时测得的井底压力。
第一节
油藏温压系统
2、原始油层压力的确定
（1）井口压力推算法
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。
第一节
油藏温压系统
2、原始油层压力的确定
（2）原始地层压力梯度曲线法 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。
油藏剖面与压力梯度图
第一节
油藏温压系统
2、原始油层压力的确定
通过压力梯度曲线，可解决的问题： （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。
涠洲10-3油田压力梯度图
第一节
油藏温压系统
3、压力系统的判断
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的分布常用方法有： 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。
第一节
油藏温压系统
3、压力系统的判断
折算压力法： 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。
第一节
油藏温压系统
油藏的温度系统
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。
第一节
油藏温压系统
油藏的温度系统
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。
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：
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。
油藏的静温梯度图
我国东部地区各油气田的静温梯度约为 3.5～4.5 ℃/100m。
第三节
油气藏驱动类型及其开采特征
驱动方式：油层在开采过程中主要依靠哪一种能 量来驱油。
目的：了解油藏动态特征，预测未来生产动态。 有六种基本驱动能量——驱动方式： 1、岩石及流体弹性驱 2、溶解气驱 1、驱替效率最低 2、采收率5％～30％；
3、气压驱动
4、水驱动 5、重力驱动 6、复合驱动
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。
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
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。（3）无气顶 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。
Pe Qo
Pe Qo
采收率： 1％～10％，
R
R
平均3％。
t
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： 溶解气分离--膨胀—驱油
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
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
气油比 产水量 井况
迅速、不断降低
增加到最大然后降低 无 要求早期用泵抽
原油采收率
5％～30％
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
三、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： Pe＝ Pb （气顶很大
或人工注气）
弹性气驱：气顶体积较小，没注气
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
三、气压驱动 ——生产特征
刚性气驱 弹性气驱
油藏压力
Pe Qo R Qo
产油量
Pe
Pe Qo R Pe Qo R
气油比
Rp
气油比
产油量
油藏压力
t
t
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
三、气压驱动 ——生产特征
（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。 （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。
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
三、气压驱动
影响气顶驱动采收率的因素： 1、原始气顶的大小 2、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
油 藏 压 力 废弃压力
m=3 m=2
m=4
采收率
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
三、气压驱动
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、水压驱动
形成条件：1、有边底水；2、或人工注水 3、无气顶
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）
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
四、水压驱动
驱油机理： 刚性水驱——水的压能
弹性水驱——水的压能＋含水区的弹性膨胀能
生产特征：
刚性水驱 弹性水驱
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
四、水压驱动
水驱油藏生产特征
特征 变化趋势
储层压力
地面气油比 产水量 井动态 原油采收率
保持较高程度
保持较低值 见水较早，数量逐渐增加 一直生产到高含水 35％～75％
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
四、水压驱动
一个水驱油藏的生产数据
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：
Pe Qo
Qo Rp Rp
Pe
t
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
七、驱动方式的转换
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
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。
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。
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
基本探明储量（控制）：探井、资料井、取心井参数落实， 二级储量： 精度>70％ ——制定开发方案依据 探明储量（开发）：第一批生产井（基础井网）参数落实， 一级储量： 有生产资料，精度>90％
——生产计划，调整方案依据
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： 远景资源量 潜在资源量
油藏评价
主要内容：
油藏非均质性
油气藏的压力系统、温度系统 驱动类型 油气藏的储量分类分级
采收率的计算方法。
·
• 我理解油藏评价有三个关键点。 • 一是进一步落实储量，就是把石油控制储量上升到 探明储量，达到现有经济技术条件下可动用的程度。 其目标动用程度要达到90％以上。落实储量必须符 合新的储量规范，其核心是井控程度，比如岩性油 藏井控程度大约是每平方公里1口井。落实储量必 须具备满足SEC准则（美国证券交易委员会），也 就是说被井证实的可采储量，而可采储量与当时的 油价挂钩，达到经济可采储量的条件。落实储量必 须经得住评估，按SEC准则，突出剩余经济可采储 量，进行储量评估和价值评估，预测今后资源的价 值、成本和利润。
• 二是开发要先期介入。这是老话题，只有 一体化才能真正做到。先期介入主要做如 下工作：认识油藏,评估产能,选择主体技 术，包括开发方式、井网、井距、井型、 工艺流程、能量补充、技术政策、开发试 验等。而上述这些工作都要建立在基础资 料和数据之上。 • 三是编制开发方案，是油藏评价的根本目 的。油藏评价的过程就是开发方案编制的 过程，油藏评价的结束意味着开发方案的 结束，也标志着油田产能建设的开始。
• 油藏评价的目的,实际上就是进一 步落实上道工序提交的探明储量， 为下道工序编制开发方案做准备. 这样，才是真正意义上实现了勘探 开发一体化，大大缩短了解勘探开 发的距离。反之，如果做不到上述 三点，油藏评价就没有意义。
第一节 油藏非均质性
油田—多油层—非均质 油田开发部署
影响 开发效果 纵向上 平面上
注入水的利用率
各层储量的动用
水淹体积
最终采收率
1、层内矛盾
在同一个油层内，上下部位有差异，渗透
率大小不均匀，高渗透层中有低渗透条带，低
渗透层中也有高渗透条带。注入水沿阻力小的
高渗透条带突进，还有地下油水粘度、表面张 力、岩石表面性质的差异，形成了层内矛盾。
2、平面矛盾
一个油层在平面上由于渗透率高低不一样， 连通性不同，使井网对油层控制情况不同，因 而注水后，使水线在不同方向上推进快慢不一 样。使之压力、含水、产量不同，构成同一层 各井之间的矛盾，叫平面矛盾。 平面矛盾使高渗透区形成舌进，油井过早 见水，无水采收率和最终采收率降低。而中低 渗透区，长期见不到注水效果，造成压力下降， 产量递减。
3、层间矛盾
辛 68-45 井 吸 水 剖 面
沙二133 沙二134
永3断块各小层渗透率 S251 S261 S272 S281
层位
永3 断块各小层采出程度
S251 S261 S271 S273 S282 S291 S293 S2102 S211 0 10 20 30 40 50 60
S283 S291 S293 S2102 S2111 0 1000 2000 3000 渗透率（mdc）
采出程度
第一节
油藏温压系统
第二节
油藏的压力、温度系统
1、有关地层压力的概念
原始油层压力（Pi）： 指油层未被钻开时，处于原始状 态下的油层压力。 压力系数（ap）：指原始地层压力与同深度静水柱压力之 比值。 （ ap＝0.9～1.3，常压油藏；ap>1.3，异常高压油藏） 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。
第一节
油藏温压系统
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。 井底流动压力（Pwf）： 油井正常生产时测得的井底压力。
第一节
油藏温压系统
2、原始油层压力的确定
（1）井口压力推算法
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。
第一节
油藏温压系统
2、原始油层压力的确定
（2）原始地层压力梯度曲线法 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。
油藏剖面与压力梯度图
第一节
油藏温压系统
2、原始油层压力的确定
通过压力梯度曲线，可解决的问题： （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。
涠洲10-3油田压力梯度图
第一节
油藏温压系统
3、压力系统的判断
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的分布常用方法有： 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。
第一节
油藏温压系统
3、压力系统的判断
折算压力法： 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。
第一节
油藏温压系统
油藏的温度系统
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。
第一节
油藏温压系统
油藏的温度系统
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。
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：
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。
油藏的静温梯度图
我国东部地区各油气田的静温梯度约为 3.5～4.5 ℃/100m。
第三节
油气藏驱动类型及其开采特征
驱动方式：油层在开采过程中主要依靠哪一种能 量来驱油。
目的：了解油藏动态特征，预测未来生产动态。 有六种基本驱动能量——驱动方式： 1、岩石及流体弹性驱 2、溶解气驱 1、驱替效率最低 2、采收率5％～30％；
3、气压驱动
4、水驱动 5、重力驱动 6、复合驱动
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。
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
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。（3）无气顶 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。
Pe Qo
Pe Qo
采收率： 1％～10％，
R
R
平均3％。
t
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： 溶解气分离--膨胀—驱油
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
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
气油比 产水量 井况
迅速、不断降低
增加到最大然后降低 无 要求早期用泵抽
原油采收率
5％～30％
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
三、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： Pe＝ Pb （气顶很大
或人工注气）
弹性气驱：气顶体积较小，没注气
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
三、气压驱动 ——生产特征
刚性气驱 弹性气驱
油藏压力
Pe Qo R Qo
产油量
Pe
Pe Qo R Pe Qo R
气油比
Rp
气油比
产油量
油藏压力
t
t
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
三、气压驱动 ——生产特征
（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。 （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。
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
三、气压驱动
影响气顶驱动采收率的因素： 1、原始气顶的大小 2、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
油 藏 压 力 废弃压力
m=3 m=2
m=4
采收率
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
三、气压驱动
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、水压驱动
形成条件：1、有边底水；2、或人工注水 3、无气顶
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）
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
四、水压驱动
驱油机理： 刚性水驱——水的压能
弹性水驱——水的压能＋含水区的弹性膨胀能
生产特征：
刚性水驱 弹性水驱
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
四、水压驱动
水驱油藏生产特征
特征 变化趋势
储层压力
地面气油比 产水量 井动态 原油采收率
保持较高程度
保持较低值 见水较早，数量逐渐增加 一直生产到高含水 35％～75％
第二节
油气藏驱动类型及其开采特征
四、水压驱动
一个水驱油藏的生产数据
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：
Pe Qo
Qo Rp Rp
Pe
t
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
七、驱动方式的转换
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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
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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。
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。
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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
基本探明储量（控制）：探井、资料井、取心井参数落实， 二级储量： 精度>70％ ——制定开发方案依据 探明储量（开发）：第一批生产井（基础井网）参数落实， 一级储量： 有生产资料，精度>90％
——生产计划，调整方案依据
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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： 远景资源量 潜在资源量