油气藏评价.ppt
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k3-油气藏评价
另外还有一种经验统计型油田开发模型，它是建立在对生产数据和实验 资料进行整理的基础上的。经验统计模型可用来估算油田稳产年限、产量递 减规律、含水变化规律、采收率等。这是一种实用而又简便的分析油田动态 的方法。
地质模型， 相对于开发模型，还有地质模型 相对于开发模型，还有地质模型，地质模型是指描述油藏 特征的数据体，包括油藏的各个方面，例如构造、岩性、沉积 特征的数据体，包括油藏的各个方面，例如构造、岩性、 环境、流体特征等等。 环境、流体特征等等。 静态的描述
油藏评价
5、地面原油平均密度： 地面原油平均密度： 利用地面原油测定其密度， 利用地面原油测定其密度，选用不 含水或者含水比较低的原油进行分析， 含水或者含水比较低的原油进行分析， 可以采用算术平均法确定全区的数值。 可以采用算术平均法确定全区的数值。 对于原油密度变化比较大的油藏要分开 计算。 计算。 6、原油体积系数的确定： 原油体积系数的确定： 利用高压物性分析资料确定， 利用高压物性分析资料确定，一般采用样品块数平均方 法确定其平均值。 法确定其平均值。 注意储量计算的单位以及所给的参数单位。 注意储量计算的单位以及所给的参数单位。
确定六类参数的大小： 确定六类参数的大小：
1、含油面积：确定油水油气界面后，确定含油的范围，利用求积仪求出。 含油面积：确定油水油气界面后，确定含油的范围，利用求积仪求出。 2、有效厚度：扣除隔夹层后的有效厚度，由于厚度变化的范围比较大，厚度 有效厚度：扣除隔夹层后的有效厚度，由于厚度变化的范围比较大， 应该进行平均，主要采用厚度算术平均和面积加权平均两种方法。 应该进行平均，主要采用厚度算术平均和面积加权平均两种方法。
指连通的孔隙体积占总体积的百分数。 指连通的孔隙体积占总体积的百分数。一般根据岩心分析和测井解释 资料取得。当孔隙度变化比较大时，采用有效厚度加权平均， 资料取得。当孔隙度变化比较大时，采用有效厚度加权平均，变化不大时 可用算术平均。 可用算术平均。
地质模型， 相对于开发模型，还有地质模型 相对于开发模型，还有地质模型，地质模型是指描述油藏 特征的数据体，包括油藏的各个方面，例如构造、岩性、沉积 特征的数据体，包括油藏的各个方面，例如构造、岩性、 环境、流体特征等等。 环境、流体特征等等。 静态的描述
油藏评价
5、地面原油平均密度： 地面原油平均密度： 利用地面原油测定其密度， 利用地面原油测定其密度，选用不 含水或者含水比较低的原油进行分析， 含水或者含水比较低的原油进行分析， 可以采用算术平均法确定全区的数值。 可以采用算术平均法确定全区的数值。 对于原油密度变化比较大的油藏要分开 计算。 计算。 6、原油体积系数的确定： 原油体积系数的确定： 利用高压物性分析资料确定， 利用高压物性分析资料确定，一般采用样品块数平均方 法确定其平均值。 法确定其平均值。 注意储量计算的单位以及所给的参数单位。 注意储量计算的单位以及所给的参数单位。
确定六类参数的大小： 确定六类参数的大小：
1、含油面积：确定油水油气界面后，确定含油的范围，利用求积仪求出。 含油面积：确定油水油气界面后，确定含油的范围，利用求积仪求出。 2、有效厚度：扣除隔夹层后的有效厚度，由于厚度变化的范围比较大，厚度 有效厚度：扣除隔夹层后的有效厚度，由于厚度变化的范围比较大， 应该进行平均，主要采用厚度算术平均和面积加权平均两种方法。 应该进行平均，主要采用厚度算术平均和面积加权平均两种方法。
指连通的孔隙体积占总体积的百分数。 指连通的孔隙体积占总体积的百分数。一般根据岩心分析和测井解释 资料取得。当孔隙度变化比较大时，采用有效厚度加权平均， 资料取得。当孔隙度变化比较大时，采用有效厚度加权平均，变化不大时 可用算术平均。 可用算术平均。
第七章 油气藏(田)评价(8学时)
资料
评价井钻探的目的主要在于录取资料，在该过程中应注意
以下几个方面的问题：
（1）资料录取要全面，包括录井资料、测井资料、测试与试 油资料、测温测压资料等，因为评价井钻探的主要目的就在于取 全、取准第一手资料，查明已发现油气田的工业价值，提交探明 储量，为油田顺利投入开发作好准备。
（2）较大规模的油田必须有油基钻井液或者是密闭取心资料，
（三）油气藏评价
油气藏评价的主要内容可以概括为：
（1）油气藏地质评价：评价圈闭特征、储层特征、流体特征， 建立油气藏构造模型、储层结构模型、储层参数模型、流体分类 模型。
（2）储量与经济评价：包括储量评价、储能和产能评价，确定
合理的采油速度。 （3）开发特征评价： 温度特征、压力特征、驱动类型、生产特性，制定合理的开 发措施和开发方案。 油气藏描述是油气藏评价主要的技术方法，它充分利用地震、 测井、地质资料和各种分析化验资料和测试资料，对油气藏几何 形态、储层内部结构与特征、油气水分布状况进行全面的综合分 析与评价。其目的在于对油气藏地质特征和开发特性进行综合评 价，建立含油气地质格架，揭示油气藏的内部结构和油气藏内油 气水分布状况，为计算储量提供参数。
2．构造解释
查明圈闭（油气藏）的准确形态，落实断层、高点分布等构造细
节，提交接近油气藏顶面的精细构造图。
3．目标处理和储层横向预测
储层解释一般采用制作模型和已有资料标定的方法，做出
主要含油层系的砂岩厚度或砂岩百分比预测图、储层孔隙 度解释预测图，并根据新钻井资料及时进行校正，经过反 复多次的精细目标处理解释，提高预测准确性。特别要重 视垂直地震剖面、地层倾角测井的应用，要对砂体发育状 况、延伸方向等做出补充解释。
第二章_油气藏评价
• 从这个意义上讲，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，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 DM公司的评估，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。
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
一、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
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
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
（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。
《油气藏评价》PPT课件
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、溶解气驱
2、采收率5％～25％；
3、气压驱动
3、采收率20～40％；
4、水驱动
4、采收率35％～75％；
5、重力驱动
5、采收率80％；
6、复合驱动
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。
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
一、油藏的压力系统
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：
油层折算压力（Pc）：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。
一、油藏的压力系统
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。
p0: 余压
pi=p0 + GpD
•判断流体类型
1.0g/cm3 水
GP 0.5~1g/cm3 油
g
<0.5g/cm3 气
•确定流体界面
p
po p0o Gpo D
油藏描述第12章油藏综合评价精品PPT课件
1．储能参数(R，单位:m)
为有效厚度(he)、有效孔隙度(φ)和含油饱和度 (So)三者的乘积，其物理意义为纯油厚度。该参数反映
油藏的含油程度，也包含了储层物性的信息。
2．渗透率(K，单位：×10-3μm2)
反映油层的渗流能力，是评价产能大小的重要指标 之一。 3．原油性质(P)
主要包括原油的粘度和密度两个参数，该参数反映 原油性质好坏，因为流体性质对产能有直接影响，也是 选择生产工艺的依据。凝固点对产能也有一定影响，可 用作参考指标。
不同开发阶段，不同开发目的油藏评价， 首先体现在选择哪些参数作为评价指标，以及 给以各项参数“权重” 的大小上。
一项参数从一个方面表征油藏的特性，全面评价一 个油藏，必须采用多项参数，但描述油藏的参数众多， 其中许多参数相互关联，关联性强的参数都参加油藏评 价，就会使评价结果出现错误。
评价参数的确定一般采用主成分分析法和线性回归 分析法、聚类分析法等。
(5) 计算主成分贡献率和累计贡献率
主成分Zi贡献率为
i
m
i
i 1
累计贡献率为
i
k
k 1 m
i
i 1
(6) 确定主成分数目：取累计贡献率>85%的特征值λ1， λ2，…，λp 所对应的第1, 第2, 第p个主成分。
(7)计算各参数在主成分Zj上的载荷lij
lij i Eij (i 1,2,..., m, j 1,2,...p)
D(X)= E[X-E(X)]2
Cov(X,Y)=E[(X-E(X))(Y-E(Y))]
(3) 构造相关系数矩阵
x1,x1 x2 ,x1
...
xm
,
Hale Waihona Puke x1x1 ,x2 x2 ,x2
jbs2油气藏评价
3.3 油田的单储系数（SNF）
定义：单位面积内的原油储量
SNF N Ah 100 1 S wi o Boi
油气藏评价
4. 气田储量计算（容积法）
G 0.01AhS gi Bgi
G－气田的地质储量，104t；（地面的） Sgi－油层平均原始含气饱和度，小数； Bgi－原始的原油体积系数，表示为：
油气藏评价
一、油气藏类型及其模型
3.
油田开发模型
地质模型、油藏流体渗流模型、经验统计模型、经济评价模型 。
（1）地质模型：描述储层地质结构特征和油藏流体在三维空
间的变化及分布规律。是进行油藏经营管理的基础。 （2）渗流模型：气藏模型、黑油模型、组分模型。 地质模型与油藏开采过程中的具体渗流模型进行组合，即构成
定容封闭气藏可采储量计算：
气田储量计算（容积法）
Tsc 1 Pi Pa GR 0.01AhS gi T Psc Z Z a i
GR－定容封闭气藏可采储量，108m3；Pa-废弃压力，MPa； Pa/Za－废弃视油层压力，MPa；
油气藏评价
4.2 气田的地质储量丰度（ Ωs）
油气藏评价
二、储量计算 3.1 地层原油中原始溶解气储量
4
Gs 10 N Rsi
Gs－溶解气的地质储量，108t；（地面的） Rsi－原始溶解油气比， m3 / t 。
油气藏评价
3.2 油田的储量丰度（Ωo）
定义：单位面积内的原油储量
o N A 100h 1 S wi o Boi
Tsc 1 Pi G 0.01hS gi T Psc Z i
4.3 气田的单储系数（ SGF）
Tsc 1 Pi SGF 0.01S gi T Psc Z i
定义：单位面积内的原油储量
SNF N Ah 100 1 S wi o Boi
油气藏评价
4. 气田储量计算（容积法）
G 0.01AhS gi Bgi
G－气田的地质储量，104t；（地面的） Sgi－油层平均原始含气饱和度，小数； Bgi－原始的原油体积系数，表示为：
油气藏评价
一、油气藏类型及其模型
3.
油田开发模型
地质模型、油藏流体渗流模型、经验统计模型、经济评价模型 。
（1）地质模型：描述储层地质结构特征和油藏流体在三维空
间的变化及分布规律。是进行油藏经营管理的基础。 （2）渗流模型：气藏模型、黑油模型、组分模型。 地质模型与油藏开采过程中的具体渗流模型进行组合，即构成
定容封闭气藏可采储量计算：
气田储量计算（容积法）
Tsc 1 Pi Pa GR 0.01AhS gi T Psc Z Z a i
GR－定容封闭气藏可采储量，108m3；Pa-废弃压力，MPa； Pa/Za－废弃视油层压力，MPa；
油气藏评价
4.2 气田的地质储量丰度（ Ωs）
油气藏评价
二、储量计算 3.1 地层原油中原始溶解气储量
4
Gs 10 N Rsi
Gs－溶解气的地质储量，108t；（地面的） Rsi－原始溶解油气比， m3 / t 。
油气藏评价
3.2 油田的储量丰度（Ωo）
定义：单位面积内的原油储量
o N A 100h 1 S wi o Boi
Tsc 1 Pi G 0.01hS gi T Psc Z i
4.3 气田的单储系数（ SGF）
Tsc 1 Pi SGF 0.01S gi T Psc Z i
第二章油气藏评价
P
LU O P EI
t
Chongqing University of Science & Technology
厚德 博学(Solution 砺志 笃行 Gas Drive) （二） 溶解气驱
当地层压力下降到饱和压力以下时，溶解气从原 油中分离出来膨胀而驱油的驱动方式称为溶解气驱。 以溶解气为主要驱油能量的油藏称为溶解气驱油藏。
I E � 油藏无边(底)水及注入水，或边(底)水不活跃； P � 无气顶或气顶很小； O U � 地层压力低于饱和压力。 L
形成条件： Chongqing University of Science & Technology
LU O P EI
厚德 博学 砺志 笃行
开采特征：
� 地层压力快速下降； � 油产量快速下降； � 气油比快速上升，达 到峰值后快速下降； � Re=1%～10%,平均3 ％）。
� 天然水域体积较大，且与油藏 连通性好； � 人工注水时，保持注采平衡。 PR Qt RP Qo
开采特征：
I E � 地层压力保持不变； P � 油井见水前产油量不变，见水 O 后产液量不变而产油量下降； U � 生产气油比不变。 L
� Re=35％～75％。
LU O P EI
刚性水驱油藏生产特征曲线
LU O P EI
厚德 博学 砺志 一、 油气藏驱动类型
笃行
油藏中的流体只有在受到外力作用并克服了各 种阻力时才能流动。 所谓驱动类型是指油藏在开采过程中所主要依 靠的驱动能量的类型。油藏的主要驱动能量有：
I ① 油藏中流体和岩石的弹性能； E ② 溶解于原油中天然气的膨胀能； P O ③ 边水和底水的压能和弹性能； U ④ 气顶气的膨胀能； L
LU O P EI
t
Chongqing University of Science & Technology
厚德 博学(Solution 砺志 笃行 Gas Drive) （二） 溶解气驱
当地层压力下降到饱和压力以下时，溶解气从原 油中分离出来膨胀而驱油的驱动方式称为溶解气驱。 以溶解气为主要驱油能量的油藏称为溶解气驱油藏。
I E � 油藏无边(底)水及注入水，或边(底)水不活跃； P � 无气顶或气顶很小； O U � 地层压力低于饱和压力。 L
形成条件： Chongqing University of Science & Technology
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厚德 博学 砺志 笃行
开采特征：
� 地层压力快速下降； � 油产量快速下降； � 气油比快速上升，达 到峰值后快速下降； � Re=1%～10%,平均3 ％）。
� 天然水域体积较大，且与油藏 连通性好； � 人工注水时，保持注采平衡。 PR Qt RP Qo
开采特征：
I E � 地层压力保持不变； P � 油井见水前产油量不变，见水 O 后产液量不变而产油量下降； U � 生产气油比不变。 L
� Re=35％～75％。
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刚性水驱油藏生产特征曲线
LU O P EI
厚德 博学 砺志 一、 油气藏驱动类型
笃行
油藏中的流体只有在受到外力作用并克服了各 种阻力时才能流动。 所谓驱动类型是指油藏在开采过程中所主要依 靠的驱动能量的类型。油藏的主要驱动能量有：
I ① 油藏中流体和岩石的弹性能； E ② 溶解于原油中天然气的膨胀能； P O ③ 边水和底水的压能和弹性能； U ④ 气顶气的膨胀能； L
3—6 油气储量评价
Байду номын сангаас
储量综合评价
• 1、按产能大小评价 • 产能的大小直接关系油田的产量、采油速度和 开发经济效益。产能的大小主要取决于油藏地 质条件的优劣。因此，产能大小是储量品质的 重要指标。 • 对于原油储量应根据千米井深的稳定产量、每 米采油指数和流度（渗透率与黏度的比值）划 分为高产、中产、低产、特低产四个等级。而 对于天然气储量仅根据千米井深的稳定产量划 分为高产、中产、低产三个等级。
三、特殊储量
• 3．非烃气储量 • 非烃类天然气包括硫化氢、二氧化碳及 氦气等。工业气井中非烃类天然气含量 大于一定标准者应单独计算非烃气的储 量。例如，当硫化氢含量大于0.5％时即 应单独计算储量；在二氧化碳的含量大 于5％及氦气的含量大于0.05％时，也应 单独计算它们的储量。
三、特殊储量
• 在我国已发现的天然气藏中，烃类天然气占绝对优势， 其比例约为98％。相比之下，非烃类气藏较少，其比 例仅占2％左右。在非烃气藏中，二氧化碳气发现较 多，目前已在我国东部地区发现二氧化碳气田28个， 它们主要位于松辽盆地、渤海湾盆地、苏北地区、广 东三水地区、东海、莺歌海及珠江口海域等东部地区， 其中苏北黄桥二氧化碳气田探明二氧化碳储量达 200×108m3，二氧化碳的主要储集层含量高达92 ％—98％。该黄桥二氧化碳气田的一些气层还含氦气 0.13％--0.16％，最高1.34％。硫化氢气藏也时有报道， 例如河北赵兰庄气田孔店组一段的硫化氢气藏，其硫 化氢含量就高达92％。
表3-6-2 油气藏储量综合评价
评价 等级 高丰度 中等丰度 低丰度 特低丰度 • （按储量丰度） 储量丰度 油(万吨/公里2) 气(亿米3/公里2) ＞300 100--300 50--100 ＜50 ＞10 2--10 ＜2
储量综合评价
• 1、按产能大小评价 • 产能的大小直接关系油田的产量、采油速度和 开发经济效益。产能的大小主要取决于油藏地 质条件的优劣。因此，产能大小是储量品质的 重要指标。 • 对于原油储量应根据千米井深的稳定产量、每 米采油指数和流度（渗透率与黏度的比值）划 分为高产、中产、低产、特低产四个等级。而 对于天然气储量仅根据千米井深的稳定产量划 分为高产、中产、低产三个等级。
三、特殊储量
• 3．非烃气储量 • 非烃类天然气包括硫化氢、二氧化碳及 氦气等。工业气井中非烃类天然气含量 大于一定标准者应单独计算非烃气的储 量。例如，当硫化氢含量大于0.5％时即 应单独计算储量；在二氧化碳的含量大 于5％及氦气的含量大于0.05％时，也应 单独计算它们的储量。
三、特殊储量
• 在我国已发现的天然气藏中，烃类天然气占绝对优势， 其比例约为98％。相比之下，非烃类气藏较少，其比 例仅占2％左右。在非烃气藏中，二氧化碳气发现较 多，目前已在我国东部地区发现二氧化碳气田28个， 它们主要位于松辽盆地、渤海湾盆地、苏北地区、广 东三水地区、东海、莺歌海及珠江口海域等东部地区， 其中苏北黄桥二氧化碳气田探明二氧化碳储量达 200×108m3，二氧化碳的主要储集层含量高达92 ％—98％。该黄桥二氧化碳气田的一些气层还含氦气 0.13％--0.16％，最高1.34％。硫化氢气藏也时有报道， 例如河北赵兰庄气田孔店组一段的硫化氢气藏，其硫 化氢含量就高达92％。
表3-6-2 油气藏储量综合评价
评价 等级 高丰度 中等丰度 低丰度 特低丰度 • （按储量丰度） 储量丰度 油(万吨/公里2) 气(亿米3/公里2) ＞300 100--300 50--100 ＜50 ＞10 2--10 ＜2
《油气藏评价》课件
3
油气藏开发的关键技术
讨论实施油气藏开发所需的关键技术、设备和方法。
第五分：油气藏评价的应用
油气公司的发展决策
说明油气藏评价对于油气公司制定 发展战略和决策的重要性。
能源战略的制定
解释油气藏评价在能源战略制定中 的应用和决策过程。
油气工作者的进修与发展
讲述油气藏评价对油气工作者进修 和发展的指导作用。
《油气藏评价》PPT课件
这是《油气藏评价》的PPT课件，将为您介绍有关油气藏评价的基本知识和重 要内容。您将了解到油气藏的概念、分类、储层特征以及勘探与开发的过程。
第一部分：介绍油气藏
概念与分类
解释油气藏的含义，并介绍其 常见的分类方法。
储层的形成与特征
探讨油气储层是如何形成的， 并描述其特征和性质。
勘探与开发
讲解油气藏的勘探和开发过程， 以及其中涉及的关键步骤和技 术。
第二部分：油气藏评价的基本内容
1 油气资源量评价
介绍如何评估油气藏中的资源量，以支持决策和规划。
2 油气储量评价
讲解评估油气储量的方法，以及与储量计算相关的因素和工具。
3 油气藏分布与规模评价
探讨油气藏的分布模式和规模评价方法，以帮助识别潜在的生产区域。
结束语
总结油气藏评价的基础和重要性，并探讨未来油气工业的发展趋势和挑战。
第三部分：油气藏评价的方法
地质方法
使用岩石学、古地理学和地球物理学等方法来评价油 气藏的地质特征。
工程方法
包括储层物性测试、动态数据分析和模拟技术等工程 手段来评价油气藏。
第四部分：油气藏预测与开发
1
油气藏预测与评价的重要性
说明油气藏预测与评价对于有效开发和生产的重要性。
油气藏储量评价
●年度剩余可采储量：目前剩下的可采储量 ，即原始可 采储量减目前的累积采油量。
●储采比（reserve-production ratio）:又称为储量寿 命（reserves life），为某年度的剩余可采储量与当年产 量之比值，是分析油气田、油气区、乃至全国油气开发形势 的重要指标。
n 1.年度剩余可采储量的计算
资源量 为目的，在评价钻探过程中钻
l推 测 了少数评价井后所计算的储量
资源量 。 C-D级储量，精度：>50%。
地质 储量
l探明 储量
l控制 储量
储
l预测
量
储量
在地震详查以及其他方法所提供 的圈闭内，经过预探井钻探获得 油气流、油气层或油气显示后， 经过区域地质条件分析和类比， 按容积法估算的储量。 D-E级储 量，精度：20-50%。
56
油田储量大小 （单位：108 t）
储量丰度 （单位：104 t/km2）
油藏埋藏深度 （单位：m）
10：特大油田 1—10：大型油田 0.1—1：中型油田 < 0.1：小型油田
>300：高丰度 100—300：中丰度 50—100：低丰度 < 50：特低丰度
<2000：浅层 2000—3200：中深 3200—4000：深层 >4000：超深层
式中：N——石油地质储量，104 t； A—— 含油面积，km2； h——平均有效厚度，m；(与渗透率下限有关) f——平均有效孔隙度，小数； Swi——平均油层原始含水饱和度，小数； ρo ——平均地面原油密度，t/m3； Boi——平均原始原油体积系数。
重点与难点：各参数的准确取值
常用方法：
●分油砂体迭加计算总地质储量。 ●根据h、f、Swi等等值图,按单元体 积法迭加计算每个油砂体的地质储 量。
●储采比（reserve-production ratio）:又称为储量寿 命（reserves life），为某年度的剩余可采储量与当年产 量之比值，是分析油气田、油气区、乃至全国油气开发形势 的重要指标。
n 1.年度剩余可采储量的计算
资源量 为目的，在评价钻探过程中钻
l推 测 了少数评价井后所计算的储量
资源量 。 C-D级储量，精度：>50%。
地质 储量
l探明 储量
l控制 储量
储
l预测
量
储量
在地震详查以及其他方法所提供 的圈闭内，经过预探井钻探获得 油气流、油气层或油气显示后， 经过区域地质条件分析和类比， 按容积法估算的储量。 D-E级储 量，精度：20-50%。
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油田储量大小 （单位：108 t）
储量丰度 （单位：104 t/km2）
油藏埋藏深度 （单位：m）
10：特大油田 1—10：大型油田 0.1—1：中型油田 < 0.1：小型油田
>300：高丰度 100—300：中丰度 50—100：低丰度 < 50：特低丰度
<2000：浅层 2000—3200：中深 3200—4000：深层 >4000：超深层
式中：N——石油地质储量，104 t； A—— 含油面积，km2； h——平均有效厚度，m；(与渗透率下限有关) f——平均有效孔隙度，小数； Swi——平均油层原始含水饱和度，小数； ρo ——平均地面原油密度，t/m3； Boi——平均原始原油体积系数。
重点与难点：各参数的准确取值
常用方法：
●分油砂体迭加计算总地质储量。 ●根据h、f、Swi等等值图,按单元体 积法迭加计算每个油砂体的地质储 量。
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p0: 余压
pi=p0 + GpD
•判断流体类型
1.0g/cm3 水
GP 0.5~1g/cm3 油
g
<0.5g/cm3 气
•确定流体界面
p
po p0o Gpo D
pw p0w Gpw D
D
poc p0o GpoDc
pwc p0w GpwDc
Dc
p0o p0w
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
一、油藏的压力系统
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：
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。
油层折算压力（Pc）：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。
一、油藏的压力系统
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。
•判断压力系统 p
D
一、油藏的压力系统
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
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
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
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。
第一节 油藏温压系统
一、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：
油藏的静温梯度图
T=A+BD
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、溶解气驱
2、采收率5％～25％；
3、气压驱动
3、采收率20～40％；
4、水驱动
4、采收率35％～75％；
5、重力驱动
5、采收率80％；
6、复合驱动
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。
压力系数（ap）：指原始地层压力与同深度静水柱压力之 比值。
压力系数
pw pair w gD D
pf pair w gD + C
>0, 超压 C=
<0, 欠压
pw: 静水压力 pf: 地层压力
pair
p
D
pw
•异常原因 砂层不连续 流体不连通
D pf
pf pw pair w gD
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。
我国东部地区各油气田的静温梯度约为 3.5～4.5 ℃/100m。
第二节 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。
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
GD =dPi /dD=0.01ρ
式中: ρ —井筒内的静止液体密度，g/cm3。
一、油藏的压力系统 2、原始油层压力的确定
（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。
D
pf
pf pw pair w gD
•压力系数
pf = pw
>1.2 异常高压 0.8~1.2 正常 <0.8 异常低压
•高产 •井喷
•低产 •泥浆漏失
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
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
油藏剖面与压力梯度图
第一节 油藏温压系统
一、油藏的压力系统 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。
油藏压力(原始条件)
p0
p
D
pi=p0 + GpD
(w o)g
第一节 油藏温压系统
一、油藏的压力系统
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。
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； Pe 2、产量下降； Qo 3、气油比稳定。
采收率： 1％～10％，
R
平均3％。
Pe Qo
R
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： 驱油机理：