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