油藏工程特色版新人赚分专区 [复制链接]

               针对有些果友反映论坛内赚果果比较困难的现象。特在本版块设立一个有油藏工程特色的新人赚分专区，为了跟论坛的活动专区区分开，避免总版主把我这个帖子给“枪毙”了，所以要加一些特色。先将约束条件定制如下： 


            1.参与级别要求：威望小于5，财富小于500。每人回帖不得多于2次。
  
            2.参与版块要求：要求在油藏工程版块发帖和回帖数之和大于5。

            3.回帖内容要求：  （1）：油藏工程有关概念定义和名词解释：例如圈闭，试井的详细定义。越详细奖励力度越大。

          
                                             （2）：油藏工程方法的评价和心得：结合你自己的理解，谈谈自己的想法或援引别人的评价。

                
                                             （3）：提出现场油藏工程方法的应用情况：注重实际应用的介绍。

  
                                            （4）：油藏工程方法目前的前沿突破和原有方法的优缺点。


                                            （5）：其他你认为与油藏工程相关的各个方面。


          果友们不要觉的有难度阿，可以发表个人观点，自由发挥，没有必要太追求学术性，也可以简单介绍一些方法。总之，你只要认真参与，就有奖励阿，如果你准备的很充分，奖励力度肯定不会让你们失望的。支持油藏版块就回帖的时候顶一下我们版块吧！^_^[

油藏温度梯度:每100米地层温度所上升的值.一般为3.5摄氏度/100米
今天在弄超低渗的东西,结果弄出来温度梯度为4.8-5.0摄氏度/100米左右,甚是奇怪,难道这是超低渗的特点还是我自己弄错了,或者是数据本身有误...
   还有地层温度方面的其它评价方法么??

油藏内流体的压力（简称为油藏压力或孔隙压力）常常等于或相当于其埋深的静水柱压力，二者的比值在0.9-1.1之间。由于考虑水的含盐度等其它因素，因此这个比值在1.0左右而不是严格的1.0。此时的油藏压力，称为正常压力。然而，如果测得的油藏压力与其相应的静水柱压力之比，大于1.2或小于0.8称为异常压力。并按其压力的高低分别称为异常高压或异常低压。

我现在主要做试井方面的工作，对于试井与测井的区别，可以归纳为以下几点：
试井(广义)：既包括压力和温度及其梯度的测量、高压物性样品的获取，不同工作制度下的油、气、水流量的测量，甚至探测砂面以了解地层出砂情况等均可以称为试井的范畴。
试井(狭义)：仅指井底压力的测量和分析，以及为了进行压力校正而进行的温度测量和为了分析压力而进行的产量计量。
测井(Well Logging)：主要用电法等来测试井筒附近区域的地层渗透率、饱和度等地层特征。
生产测井(Production Test)：主要研究井筒问题，如出油层位、出水层位、分层流量及井壁损坏等。
试井(Well Testing):主要通过测试压力数据和产量数据来求取生产井流动区域范围内的有效地层参数，如渗透率、表皮系数、井筒存储系数以及井与断层的距离。
    由于“试井”和“生产测井”同样都是使用绳索（电缆或者钢丝）向井中下入仪器，测取资料进行研究，特别是近年来随着电子压力计的发展和应用，使得试井和生产测井在现场施工方式上趋于接近，统称为“电缆作业”，但是研究方法、研究对象和所依据的理论截然不同，因而只能是彼此渗透，不能混为一谈。

我也说一下基本的油藏名词吧：
原生孔隙 primary pore
储集岩层内的储集空间形成于岩石形成时的时期，如砂岩颗粒之间的孔隙，是砂岩沉
积时形成的，叫原生孔隙。
次生孔隙 secondary pore
储集岩层内的储集空间形成于岩石成岩以后的时期，如裂缝、溶蚀孔、洞等。
油层物性 petrophysical property
主要是指油层岩石的孔隙性和渗透性能，这两种物性决定了储层所含油气的产能。
总孔隙度 bulk porosity
岩石样品中所有孔隙空间体积与该岩样总体积的比值，称该岩样的总孔隙度或称绝对
孔隙度，以百分数表示。
有效孔隙度 effective porosity
岩样中那些互相连通的且在一定压力条件下，流体在其中能够流动的孔隙体积与岩石
总体积的比值，以百分数表示。
渗透率 permeability
在一定压差条件下，岩石能使流体通过的性能叫岩石的渗透性，岩石渗透性的好坏以
渗透率数值表示，流体通过孔隙介质时服从达西公式。
绝对渗透率 absolute permeability
岩石中只有一种流体通过时，求的得渗透率值称绝对渗透率。
有效渗透率 effective permeability
岩石中有两种或三种流体，岩石对其中每一相的渗透率称有效渗透率或相渗透率。
相对渗透率 relative permeability
有效渗透率与绝对渗透率的比值称相对渗透率。

我来说一下地质建模中的随机模拟方面：
油藏的随机模拟分为条件和非条件2 种。非条件模拟只是要求再现地质特征的空间相关性, 而条件模拟不仅要求再现地质特征的空间相关性, 而且还要求在指定的位置具有指定的特性, 如通过观测数据点。
随机模拟与克里金估计的区别:
目前储层建模主要有确定性建模和随机性建模2 种途径。确定性建模方法试图从已知确定资料的控制点出发, 给出确定的、惟一的储层结构和参数分布。传统的井间参数插值方法一般有反距离平方法和克里金法。克里金估计实际上是一种线性的最佳无偏估计。克里金估计原理具有如下特点:
(1) 克里金方法区别于其他传统方法关键之处, 就在于他不仅考虑已知点对待估点的影响, 而且也考虑已知点之间的相互影响, 即强调数据构形的作用。不同位置相互影响的大小是用协方差函数或变异函数来定量描述的。
(2) 从克里金方程组可看出克里金估计通过已知数据点, 故克里金估计方法是严格内插方法。
(3) 利用最小均方误差标准式知道, 克里金估计实际上是对条件数学期望的估计, 在线性无偏估计类中是最优的。
克里金估计方法由于是一种光滑的内插方法而不能定量评价储层空间的非均质性, 由于克里金估计给出的是一种单一的数值模型, 是一种对平均值的估计, 所以不能反映隐含在随机场概率模型中的整体相关结构, 不能反映储层空间的非均质性, 不能反映储层内的沉积相和沉积微相的空间分布。

历史拟合和生产预测
    历史拟合的第一步是应用可获得的最可靠的数据来计算油藏动态。拟合结果与油田的实际动态相比较。如果拟合结果不太令人满意，那么可以调整每一个计算机的渗透率，相对渗透率和孔隙度，直至获得比较满意的拟合结果。然后，模拟器用于预测在开采方式变化情况下油藏动态。
    油藏的动态受到许多因素的影响，如渗透率，孔隙度，油层厚度和饱和度分布，相对渗透率等等，但总也得不到这些参数的精确值。工程师们所确定的参数是用于历史拟合调整之后的综合值。这个综合值不是唯一的，所以不能精确地代表油藏状况。拟合结束之后，模拟器用于进行生产预测，在模拟器中对油藏的描述能给出与实际油藏相接近的结果，但这是不确定的。总而言之，历史拟合的时期越长，对油藏动态的预测越可信。这使得工程师们定期将预测结果与实际动态相结合，从而及时更新对油藏的描述。
    油藏模拟的中心目的是在不同开采方式下评价油藏动态。

我也来说说 现在在做剩余油方面的东西：
目前确定剩余油饱和度的方法主要有：
（1）开发地质学方法
开发地质学方法就是在精细油藏描述的基础上，从研究储层的非均质方面入手，分析剩余油的空间分布。该方法采取动静结合，以地质情况指导生产开发，以生产资料验证地质特征。
（2）监测资料分析法
利用监测资料可直接获得地层有关数据、为数值模拟和地质分析提供基础。用监测方法获取储层剩余油相关数据的方法有较多，常用的主要有：岩心分析、测井、地震、示踪剂测试等。
（3）油藏工程方法
主要包括：
物质平衡法：物质平衡法的基本原理是把油藏看作为一个容器，根据油藏生产过程中表现出来的产量、压力以及随压力变化的油气性质来研究油藏中的物质（油、气、水）在油藏开采前后的平衡及变化情况，从而对油层中的剩余油进行研究。该方法可用于区块、井组的平均剩余油饱和度、剩余储量、剩余可动油饱和度、剩余地质储量丰度等，计算方法相对简单，能够明确纵向小层的挖潜层位，但不能指出油藏平面上剩余油分布的具体情况。
渗饱-水驱曲线法：水驱油实验中岩样油水相对渗透率曲线是油水两相渗流特征的综合反映，根据储层性质及油井含水率可以直接求得目前含油饱和度，但是油水相对渗透率曲线只是反映了储层应具有的渗流特征和应达到的理想效果，而开发过程中作业措施、注入采出比的变化以及井点之间的相互干扰都能影响流体的实际流动动态，因此，利用渗饱-水驱曲线法，结合反映实际生产状况的水驱特征曲线，求生产井出口端含油饱和度以及其他剩余油指标可以更可靠的反映地下流体分布状态。该方法对于相渗资料较为齐全的层系或区块，应用效果较好。而对于相渗资料较少的层系或区块，由于储层物性变化大，相渗曲线代表性变差，因而在取心井周围区域计算效果较好，而远离该区块计算效果相对变差。
水驱特征曲线法：1998年我国颁布了石油天然气行业标准，在“开发中后期可采储量计算”部分的水驱特征曲线法中，共规定了6种水驱特征曲线：纳扎罗夫水驱曲线、马克西莫夫—章宪章水驱曲线、西帕切夫水驱曲线、沙卓诺夫水驱曲线、张金庆水驱曲线和俞启泰水驱曲线。水驱特征曲线法可用于计算小层、区块、单井点的水驱控制储量、水驱可采储量、剩余油可采储量、可采储量采出程度及剩余油饱和度等，适用于水驱油田高含水期、特高含水期层系或单井的剩余油定量描述。该方法得到的是平均值，不能反映剩余油分布的平面差异，对于生产不正常或未形成累积产油—累积产水直线关系的单井，其应用效果也会变差。
水线推进速度法：根据达西定律求出注入水在不同段上的推进速度，然后根据水驱速度与产量的关系，分析每个相对均质段采出程度及储量动用状况，可得到剩余油储量及剩余油饱和度。该方法可用于注水开发初期层内或层间各相对均质段水线推进速度、剩余储量、剩余油饱和度等的计算。通过研究层内或层间水线推进速度并借助取心井、C/O测井、同位素测井等矿场资料，可以了解层间或层内水淹状况的差异及其剩余油分布特征。
试井技术：试井确定的井筒压力是地层流体渗流的直接反映，它携带了地层流体以及储层特性的信息，其中包括剩余油分布的信息。因此，用试井方法进行剩余油分布的研究，不仅可以得到整个泄油范围内的剩余油饱和度，并且在油田开发过程中可随时测取，能反映油藏全面的、动态的特征和开发现状。
数值模拟技术：值模拟技术是定量研究剩余油分布的重要手段，能更好的再现油藏开发历史，认清当前剩余油分布状况，挖潜剩余油潜力。目前国内外应用的油藏数值模拟模型包括黑油模型、组分模型、混合驱模型、热采模型、化学驱模型等。目前常用的数值模拟软件包括WORBENCH、CMG.、ECLIPSE等。

在说一下剩余油的相关概念吧 挣几个果果
一般地讲，在可采储量中未采出的那一部分原油笼统地称为剩余油，在概念上严格地讲，注水开发后地下剩余油还应该包括残余油。
剩余油是指油层在开发过程中的某一时刻仍保存在油层孔隙空间的那部分原油，通过加深对地下地质体的认识和改善生产工艺等措施，可以采出这部分原油。例如，构造高部位水未波及到的原油；河道边差部位低渗透夹层内和水绕过带的剩余油；井间未被钻遇到的透镜状砂体中的原油；局部不渗透遮挡（如断层）处的原油等。这部分油在宏观上是连续分布的，其形成与油藏平面和厚度上的宏观非均质性、注采井网的布置以及注入剂的流度和性质等有关。
残余油是指在一定的开采条件下不能被采出的那部分原油；也可以说在一定的开采条件下水波及区内或孔道内已驱过区域仍然残留、未能被驱走的原油。例如，毛细管力束缚的残余油，它残留在工作剂通过的地带，而在细小的孔隙中完全被毛细管力束缚的油；或由于压力梯度小，油不流动，或岩石表面的薄膜油等。这类油分布是微观的，且大多不连续。
虽然两个概念不同，且它们在地下所处的状态不同，但通常人们只从它们未被采出而残余在地下这一角度、这一事实出发，统称它们为丌发后期的剩余油。
与剩余油相关的还有以下几个概念：
剩余石油可采储量：油(气)田投入开发后，可采储量与累积采油(气)量之差。
经济可采储量：是指在一定技术经济条件下，出现经营亏损前的累积产油量。经济可采储量可以定义为油田的累计现金流达到最大、年现会流为零时的油田全部累积产油量。
剩余经济可采储量：油(气)田投入开发后，经济可采储量与累积产油量之差。
剩余油饱和度：在一定的开采方式和开采阶段，尚未被采出而剩余在油层中的油的饱和度。
剩余储量丰度：为单位面积上的剩余储量，它反映着剩余储量集中的程度。

渗透率是油气田开发专业的重要概念，这里主要讲一下这方面的一些基本知识和概念。
岩石的渗透性   Rock Permeability
在一定的压差下，岩石允许流体通过的性质称为渗透性。其数值大小用达西公式计算，单位是“μm^2”或“×10-3μm^2”。
岩石的绝对渗透率   absolute permeability of rock
与岩石不起物化作用、一定粘度μ的流体，在压差Δp=p1-p2作用下，通过长度为L、截面积为A的岩石，所测出的流体流量为Q，以达西方程表示。对不同的岩石，当几何尺寸、外部条件、流体恒定时，流体的通过量Q的大小则取决于反映岩石渗透性的比例常数K的大小，K称为岩石的绝对渗透率，通常取岩样的气测渗透率值。
水平渗透率   horizontal permeability
按水平方向取样所测得的岩样渗透率，为水平渗透率Kh。
垂直渗透率   vertical permeability
按垂直方向取样所测得的岩样渗透率，为垂向渗透率Kv。
径向渗透率   radial permeability
在全直径岩心分析中，用径向流方式测取的岩心渗透率为径向渗透率。
侧向渗透率   lateral permeability
在全直径岩心分析中，用岩心对应柱面（pi/2）测取的渗透率为侧向渗透率，一般主侧面选取在渗透性好或裂缝发育对应的柱面。
有效渗透率   effective permeability of rock
当岩石中为一相流体充满时，测得的岩石渗透率。
相渗透率   phase permeability
当岩石中存在多相流体时，某相流体的有效渗透称为该相的相渗透率。岩石各相有效渗透率之和总是小于岩石的绝对渗透率。
岩石的相对渗透率   relative permeability of rock    
当岩石中多相流体共存时，某相的有效渗透率与绝对渗透率（或其他定义为基准的渗透率）的比，称为岩石该相的相对渗透率，以小数或百分数表示。
相对渗透率比值   relative permeability ratio
指任何两种流体的相对渗透率的比值。
克林肯勃格渗透率   klinkenberg permeability
经滑脱效应（称克林肯勃格效应）校正后获得的岩样渗透率为岩样的克林勃格渗透率（克氏渗透率）。校正的方法是在不同压力下测岩样渗透率，然后用各压力值下的渗透率值和压力值的倒数作关系曲线，曲线与渗透率轴的交点即为该岩样的克氏渗透率值，相当于该岩样的理论绝对渗透率值。
滑脱效应   slip effect
滑脱效应亦称克林肯勃格效应（klinkenberg effect）。系指气体在岩石孔道中渗流特性不同于液体，即靠近管壁表面的气体分子与孔道中心气体分子的流速几乎没有什么差别，这种特性称为滑脱效应。
渗透率张量   permeability tensor
各向异性的多孔介质上某一给定点处的压力梯度矢量方向，往往不同于渗透率速度矢量，因而要完整描述渗流现象，必须指定压力梯度及渗流速度矢量场。如果假定介质可以相对于坐标系任意取向，并令压力梯度指向X，那么各向异性介质在X、Y、Z不同方向将有不同渗透速度，通称渗透率张量。
相对渗透率的数学模型   mathematical models of relative permeability
在研究多孔介质中不混溶流体的微观渗流机理时，各相流体的相对渗透率，常需建立数学模型进行研究并与实测结果进行比较，此类数学模型主要包括有：
a）毛细管模型（capillaric model）；
b）统计模型（statistical model）；
c）经验模型（empirical model）；
d）网络模型（metwork model）。