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介绍下受油田开发方式影响的宏观剩余油分布
可归纳为以下9种类型：
（1）井网控制不住型：剩余油主要是在原井网虽然钻遇但未射孔，或原井网钻遇新加密井未钻遇的油层中。
（2）成片分布的差油层型。含有这种类型的剩余油油层分布面积较大，原井网注采较完善，但由于油层薄，物性差，再加上原井网井距较大，因此动用差或不动用。
（3）注采不完善型。这类油层虽然原井网有井点钻遇，但由于隔层、固井质量等方面的原因不能射孔，造成有注无采或者有采无注或者无注无采形成剩余油。
（4）单向受效型。这类剩余油存在于原采油井远离注水井方向而另一个方向油层尖灭、变差或钻遇未射孔形成的剩余油。
（5）二线受效型。这类剩余油存在于原采油井远离注水井的位置，因采油井截流而形成的剩余油。
（6）滞留区型。这类剩余油主要是分布在相邻两、三口油井或注水井之间。
（7）层间干扰型。这类剩余油存在于纵向上物性相对较差的油层。在原井网条件下虽然已经射孔，注采关系也比较完善，但由于这部分油层在纵向上同其他同样射开的油层比，在岩性物性上差得多，因而不吸水，不出油，造成油层不动用而形成剩余油。
（8）层内未水淹型。这类剩余油存在于厚油层中。由于厚油层层内非均质性，一般底部水淹严重（对正韵律油层），如果层内有稳定的物性夹层，其顶部未水淹部分存在剩余油。
（9）隔层损失型。这类剩余油成因是原井网射孔时，考虑当时的工艺水平，为防止窜槽，作为隔层使用而未射孔的层造成剩余油。

       油田采收率是评价石油储量利用程度的重要指标，是油田开发分析的重要依据。目前水驱油田可采储量的计算方法，没有充分考虑油藏特征和储量动用状况,当油田进行大规模调整、治理，储量动用状况发生了变化或生产资料难以准确获得时，难以预测可采储量和采收率，且应用时无法具体到小层。
   根据注水开发油田的储量构成特点，考虑油藏基本特征和储量动用状况，注水开发油藏采收率不但与油藏特征（一次采收率、水驱油效率）有关，而且与储量动用状况（井网对储量的控制程度、水驱程度）有关：
                      ER=ZK×ERP + ZS ×(ED- ERP)    
      对不同类型注水开发油藏，尤其是复杂断块油藏，利用该方法可对小层可采储量、采收率进行计算计算评价，能对正在进行或将要进行重大调整、治理油藏的可采储量进行分析预测。实践证明，该方法方便可行，应用该方法可以深化油藏认识，对油藏潜力进行量化分析，为调整挖潜提供科学依据。

注蒸汽开采稠油中遇到的一些基本概念
蒸汽干度　　在一定压力下的沸腾点温度产生的蒸汽称为干饱和蒸汽，此时干度为1。但实际应用中很难产生100%的干蒸汽，通常都带有一定量的水滴。如果蒸汽中含有10%质量的水分，则蒸汽为90%的干度，即蒸汽干度为0.9。因此实际的湿蒸汽蒸发焓不是蒸汽表上所显示的hfg，而为干度x和hfg的乘积：实际蒸发焓 = 蒸发焓 x 干度
注采比     指注入剂（水或气）的地下体积与采出物（油、气、水）的地下体积之比。它是反映衡量阶段注采状况的一个指标。

为什么油气田开发存在不确定性？
1.油气田成藏过程长，沉积、成岩、构造、运移、排泄、聚集、破坏的过程，包含许多地质、物理、化学、力学作用，必然发生具有偶然的随机的事件。
2.各油气藏各不相同，“世界上没有完全相同的两个油田”
3.取得的资料有限，仅是“一孔之见”
4.现有勘探地质学思维方式：从已知现在出发，回推未知过去。是“反演”过程。开发地质学思路：从已知现在出发，去预测未知未来。是“正演”过程，两相交叉，多解性不可避免。
5.油气田开发始终处于动态之中，加上注水、注气等人工干预，地下为人工地质体，非常复杂。
6.政策上影响：环境、时代背景、决策者

油藏工程分析中经常要进行试油分析，介绍几个概念：
试油：利用一套专用的工具、设备和方法，对井下油气层进行直接测试，并取得有关资料（如产能、压力、液性、温度等）的工艺过程。
试油分为：常规试油和科学试油
常规试油：指二十世纪五十年代从前苏联引进的老的试油取资料方法。现在习惯上把地层测试以外的试油方式统称为常规试油。
主要工作内容：通过传统的试油工艺技术手段，取得地层的产能、压力、液性、温度等项资料，进而给该地区下结论（定性）。常规试油一般要求试油井段上、下无射孔井段。
地层测试：地层测试又叫钻杆测试，是利用一套特殊的工具（MFE、PCT等）在地层和井底之间形成压差，使地层的位能转化为动能，只要采出极少量的流体，就能达到快速准确评价地层的目的。

油藏的分类：
1）按油层条件下的原油粘度分
低粘油：μo≤5mpa.s（吐哈、塔里木）
中粘油：μo＞5～20 mpa.s
高粘油：μo＞ 20～50 mpa.s
稠油：μo＞50 mpa.s（辽河、新疆）
普通稠油：μo＞50～10000 mpa.s
特稠油：μo＞ 10000～50000 mpa.s
超稠油：μo＞ 50000 mpa.s
凝析油：一般原油相对密度＜0.8
挥发油：一般原油相对密度＜0.825，体积系数＞1.75
高凝油：凝固点＞40℃的轻质高含蜡原油
2）按空气渗透率
特高渗透：k≥1000×10-3μm2
高渗透：1000＞k≥500×10-3μm2
中渗透： 500＞k≥50×10-3μm2
低渗透： 50＞k≥5×10-3μm2
特低渗透： k＜5×10-3μm2
3）按储集层形态分类
层状：上下均被不渗透地层所封隔，受固定层位控制
单层状、多层状
块状：储集层厚度大，内部没有不渗透岩层间隔而呈整体块状，顶部为不渗透岩层覆盖，下部为底水衬托。
孔隙型：储集和渗流石油的空间主要为孔隙（＞90%）
双重介质型：储集和渗流石油的空间主要既有孔隙又有裂缝（孔隙＞10%，裂缝＞10%）
裂缝型：储集和渗流石油的空间主要为裂缝（＞90%）

关于储量的技术分析：储量的技术分析主要是采用油藏工程方法，主要使用4种方法。
1）经验统计法，它的计算结果只是一个范围，取平均值要作为代表，但其计算准确性较低而且使用条件也有限制。有代表性的是Bush—Helander法，其统计规律是由Oklahoma州有数的开发单元得出的，有一定局限性，而且只适用于先溶解气驱开采衰竭再注水开发的模式，对于早期注水开始或其它模式不太适用，也有局限性。
2）生产动态法。这是一种用油田实际生产数据直接计算可采油的方法。包括两种方法：Arps递减曲线法和水油比—累积产油量关系法。在国外，前者用于各种出现产量递减的油田，主要是衰竭开采的油藏，也可用于递减阶段的注水油藏，后者主要用于水驱油藏。这类方法是国外评价可采油量最主要的方法。
3）分析模型法。这种方法将油藏简化成不同的地质—数学模型，然后用渗流力学和物质平衡的原理求解，得出油藏的含水率与采出程度的关系，从而计算出所要求的含水所对应的采收率。这种方法主要适用于水驱油藏。在国外已提出20多种计算方法。但常用的是：Stiles 法，Dykstra—Parsons法，CGM法，二维流管法驱油效率—波及系数法。由于对实际油藏条件的简化，这种方法的计算结果具有概算性。在国外主要用于研究水驱油藏的动态变化，在单纯计算采收率方面用得较少或不常用。
4）数值模似法。在国外，数值模拟应用广泛，主要用于研究油藏的动态变化，预测不同方案的开发指标，用于方案的对比。同时也用于了解剩余油的分布，从而比较准确地评估资产，做出投资的决策。由于数值模拟法比其它方法费时、费力和费钱，因此，很少用于为了单纯计算油藏的采收率。即使做这种应用，除了选择适当的模型外，也要尽量简化模型，以节约开支。由于模型的简化，造成与实际地质条件相距甚远，而使计算结果果误差较大，这也是数值模拟较少用于确定油藏采收率的重要原因之一。

测试曲线含义

GR—自然伽马本底；单位：API
IT—同位素测井曲线；单位：API
CCL—磁定位曲线；单位：mv或v
DEMP-微差井温曲线；单位：摄氏度
TT1—静温曲线；单位：摄氏度
TT2—流温曲线；单位：摄氏度
CCCL—管柱生成曲线；无量纲      
PGR—归位曲线 ；无量纲    
PIT—归位曲线；无量纲    
XIT1—归位曲线；无量纲    
QIJP—流量曲线；无量纲

粘度测定有：动力粘度、运动粘度和条件粘度三种测定方法。
　　(1)动力粘度：ηt是二液体层相距1厘米，其面积各为1(平方厘米)相对移动速度为1厘米/秒时所产生的阻力，单位为克/里米•秒。1克/厘米•秒=1泊一般：工业上动力粘度单位用泊来表示。
　　(2)运动粘度：在温度t℃时，运动粘度用符号γ表示，在国际单位制中，运动粘度单位为斯，即每秒平方米(m2/s)，实际测定中常用厘斯，(cst)表示厘斯的单位为每秒平方毫米(即 1cst=1mm2/s)。运动粘度广泛用于测定喷气燃料油、柴油、润滑油等液体石油产品深色石油产品、使用后的润滑油、原油等的粘度，运动粘度的测定采用逆流法
　　(3)条件粘度：指采用不同的特定粘度计所测得的以条件单位表示的粘度，各国通常用的条件粘度有以下三种：
　　①恩氏粘度又叫思格勒(Engler)粘度。是一定量的试样，在规定温度(如：50℃、80℃、100℃)下，从恩氏粘度计流出200毫升试样所需的时间与蒸馏水在20℃流出相同体积所需要的时间(秒)之比。温度tº时，恩氏粘度用符号Et表示，恩氏粘度的单位为条件度。
　　②赛氏粘度，即赛波特(sagbolt)粘度。是一定量的试样，在规定温度(如100ºF、F210ºF或122ºF等)下从赛氏粘度计流出200毫升所需的秒数，以“秒”单位。赛氏粘度又分为赛氏通用粘度和赛氏重油粘度(或赛氏弗罗(Furol)粘度)两种。
　　③雷氏粘度即雷德乌德(Redwood)粘度。是一定量的试样，在规定温度下，从雷氏度计流出50毫升所需的秒数，以“秒”为单位。雷氏粘度又分为雷氏1号(Rt表示)和雷氏2号(用RAt表示)两种。
　　上述三种条件粘度测定法，在欧美各国常用，我国除采用恩氏粘度计测定深色润滑油及残渣油外，其余两种粘度计很少使用。三种条件粘度表示方法和单位各不相同，但它们之间的关系可通过图表进行换算。同时恩氏粘度与运动粘度也可换算，这样就方便灵活得多了。
　　粘度的测定有许多方法，如转桶法、落球法、阻尼振动法、杯式粘度计法、毛细管法等等。对于粘度较小的流体，如水、乙醇、四氯化碳等，常用毛细管粘度计测量；而对粘度较大流体，如蓖麻油、变压器油、机油、甘油等透明（或半透明）液体，常用落球法测定；对于粘度为0.1～100Pa•s范围的液体，也可用转筒法进行测定。
　　实验室测定粘度的原理一般大都是由斯托克斯公式和泊肃叶公式导出有关粘滞系数的表达式，求得粘滞系数。
　　粘度的大小取决于液体的性质与温度，温度升高，粘度将迅速减小。因此，要测定粘度，必须准确地控制温度的变化才有意义。粘度参数的测定，对于预测产品生产过程的工艺控制、输送性以及产品在使用时的操作性，具有重要的指导价值，在印刷、医药、石油、汽车等诸多行业有着重要的意义。

测井曲线英文与汉字名称对照
代码 名称
A1R1 T1R1声波幅度
A1R2 T1R2声波幅度
A2R1 T2R1声波幅度
A2R2 T2R2声波幅度
AAC 声波附加值
AAVG 第一扇区平均值
AC 声波时差
AF10 阵列感应电阻率
AF20 阵列感应电阻率
AF30 阵列感应电阻率
AF60 阵列感应电阻率
AF90 阵列感应电阻率
AFRT 阵列感应电阻率
AFRX 阵列感应电阻率
AIMP 声阻抗
AIPD 密度孔隙度
AIPN 中子孔隙度
AMAV 声幅
AMAX 最大声幅
AMIN 最小声幅
AMP1 第一扇区的声幅值
AMP2 第二扇区的声幅值
AMP3 第三扇区的声幅值
AMP4 第四扇区的声幅值
AMP5 第五扇区的声幅值
AMP6 第六扇区的声幅值
AMVG 平均声幅
AO10 阵列感应电阻率
AO20 阵列感应电阻率
AO30 阵列感应电阻率
AO60 阵列感应电阻率
AO90 阵列感应电阻率
AOFF 截止值
AORT 阵列感应电阻率
AORX 阵列感应电阻率
APLC 补偿中子
AR10 方位电阻率
AR11 方位电阻率
AR12 方位电阻率
ARO1 方位电阻率
ARO2 方位电阻率
ARO3 方位电阻率
ARO4 方位电阻率
ARO5 方位电阻率
ARO6 方位电阻率
ARO7 方位电阻率
ARO8 方位电阻率
ARO9 方位电阻率
AT10 阵列感应电阻率
AT20 阵列感应电阻率
AT30 阵列感应电阻率
AT60 阵列感应电阻率
AT90 阵列感应电阻率
ATAV 平均衰减率
ATC1 声波衰减率
ATC2 声波衰减率
ATC3 声波衰减率
ATC4 声波衰减率
ATC5 声波衰减率
ATC6 声波衰减率
ATMN 最小衰减率
ATRT 阵列感应电阻率
ATRX 阵列感应电阻率
AZ 1号极板方位
AZ1 1号极板方位
AZI 1号极板方位
AZIM 井斜方位
BGF 远探头背景计数率
BGN 近探头背景计数率
BHTA 声波传播时间数据
BHTT 声波幅度数据
BLKC 块数
BS 钻头直径
BTNS 极板原始数据
C1 井径
C2 井径
C3 井径
CAL 井径
CAL1 井径
CAL2 井径
CALI 井径
CALS 井径
CASI 钙硅比
CBL 声波幅度
CCL 磁性定位
CEMC 水泥图
CGR 自然伽马
CI 总能谱比
CMFF 核磁共振自由流体体积
CMRP 核磁共振有效孔隙度
CN 补偿中子
CNL 补偿中子
CO 碳氧比
CON1 感应电导率
COND 感应电导率
CORR 密度校正值
D2EC 200兆赫兹介电常数
D4EC 47兆赫兹介电常数
DAZ 井斜方位
DCNT 数据计数
DEN 补偿密度
DEN_1 岩性密度
DEPTH 测量深度
DEV 井斜
DEVI 井斜
DFL 数字聚焦电阻率
DIA1 井径
DIA2 井径
DIA3 井径
DIFF 核磁差谱
DIP1 地层倾角微电导率曲线1
DIP1_1 极板倾角曲线
DIP2 地层倾角微电导率曲线2
DIP2_1 极板倾角曲线
DIP3 地层倾角微电导率曲线3
DIP3_1 极板倾角曲线
DIP4 地层倾角微电导率曲线4
DIP4_1 极板倾角曲线
DIP5 极板倾角曲线
DIP6 极板倾角曲线
DRH 密度校正值
DRHO 密度校正值
DT 声波时差
DT1 下偶极横波时差
DT2 上偶极横波时差
DT4P 纵横波方式单极纵波时差
DT4S 纵横波方式单极横波时差
DTL 声波时差
DTST 斯通利波时差
ECHO 回波串
ECHOQM 回波串
ETIMD 时间
FAMP 泥浆幅度
FAR 远探头地层计数率
FCC 地层校正
FDBI 泥浆探测器增益
FDEN 流体密度
FGAT 泥浆探测器门限
FLOW 流量
FPLC 补偿中子
FTIM 泥浆传播时间
GAZF Z轴加速度数据
GG01 屏蔽增益
GG02 屏蔽增益
GG03 屏蔽增益
GG04 屏蔽增益
GG05 屏蔽增益
GG06 屏蔽增益
GR 自然伽马
GR2 同位素示踪伽马
HAZI 井斜方位
HDRS 深感应电阻率
HFK 钾
HMRS 中感应电阻率
HSGR 无铀伽马
HTHO 钍
HUD 持水率
HURA 铀
IDPH 深感应电阻率
IMPH 中感应电阻率
K 钾
KCMR 核磁共振渗透率
KTH 无铀伽马
LCAL 井径
LDL 岩性密度
LLD 深侧向电阻率
LLD3 深三侧向电阻率
LLD7 深七侧向电阻率
LLHR 高分辨率侧向电阻率
LLS 浅侧向电阻率
LLS3 浅三侧向电阻率
LLS7 浅七侧向电阻率
M1R10 高分辨率阵列感应电阻率
M1R120 高分辨率阵列感应电阻率
M1R20 高分辨率阵列感应电阻率
M1R30 高分辨率阵列感应电阻率
M1R60 高分辨率阵列感应电阻率
M1R90 高分辨率阵列感应电阻率
M2R10 高分辨率阵列感应电阻率
M2R120 高分辨率阵列感应电阻率
M2R20 高分辨率阵列感应电阻率
M2R30 高分辨率阵列感应电阻率
M2R60 高分辨率阵列感应电阻率
M2R90 高分辨率阵列感应电阻率
M4R10 高分辨率阵列感应电阻率
M4R120 高分辨率阵列感应电阻率
M4R20 高分辨率阵列感应电阻率
M4R30 高分辨率阵列感应电阻率
M4R60 高分辨率阵列感应电阻率
M4R90 高分辨率阵列感应电阻率
MBVI 核磁共振束缚流体体积
MBVM 核磁共振自由流体体积
MCBW 核磁共振粘土束缚水
ML1 微电位电阻率
ML2 微梯度电阻率
MPHE 核磁共振有效孔隙度
MPHS 核磁共振总孔隙度
MPRM 核磁共振渗透率
MSFL 微球型聚焦电阻率
NCNT 磁北极计数
NEAR 近探头地层计数率
NGR 中子伽马
NPHI 补偿中子
P01 第1组分孔隙度
P02 第2组分孔隙度
P03 第3组分孔隙度
P04 第4组分孔隙度
P05 第5组分孔隙度
P06 第6组分孔隙度
P07 第7组分孔隙度
P08 第8组分孔隙度
P09 第9组分孔隙度
P10 第10组分孔隙度
P11 第11组分孔隙度
P12 第12组分孔隙度
P1AZ 1号极板方位
P1AZ_1 2号极板方位
P1BTN 极板原始数据
P2BTN 极板原始数据
P2HS 200兆赫兹相位角
P3BTN 极板原始数据
P4BTN 极板原始数据
P4HS 47兆赫兹相位角
P5BTN 极板原始数据
P6BTN 极板原始数据
PAD1 1号极板电阻率曲线
PAD2 2号极板电阻率曲线
PAD3 3号极板电阻率曲线
PAD4 4号极板电阻率曲线
PAD5 5号极板电阻率曲线
PAD6 6号极板电阻率曲线
PADG 极板增益
PD6G 屏蔽电压
PE 光电吸收截面指数
PEF 光电吸收截面指数
PEFL 光电吸收截面指数
PERM-IND 核磁共振渗透率
POTA 钾
PPOR 核磁T2谱
PPORB 核磁T2谱
PPORC 核磁T2谱
PR 泊松比
PRESSURE 压力
QA 加速计质量
QB 磁力计质量
QRTT 反射波采集质量
R04 0.4米电位电阻率
R045 0.45米电位电阻率
R05 0.5米电位电阻率
R1 1米底部梯度电阻率
R25 2.5米底部梯度电阻率
R4 4米底部梯度电阻率
R4AT 200兆赫兹幅度比
R4AT_1 47兆赫兹幅度比
R4SL 200兆赫兹电阻率
R4SL_1 47兆赫兹电阻率
R6 6米底部梯度电阻率
R8 8米底部梯度电阻率
RAD1 井径（极板半径）
RAD2 井径（极板半径）
RAD3 井径（极板半径）
RAD4 井径（极板半径）
RAD5 井径（极板半径）
RAD6 井径（极板半径）
RADS 井径（极板半径）
RATI 地层比值
RB 相对方位
RB_1 相对方位角
RBOF 相对方位
RD 深侧向电阻率
RFOC 八侧向电阻率
RHOB 岩性密度
RHOM 岩性密度
RILD 深感应电阻率
RILM 中感应电阻率
RLML 微梯度电阻率
RM 钻井液电阻率
RMLL 微侧向电阻率
RMSF 微球型聚焦电阻率
RNML 微电位电阻率
ROT 相对方位
RPRX 邻近侧向电阻率
RS 浅侧向电阻率
SDBI 特征值增益
SFL 球型聚焦电阻率
SFLU 球型聚焦电阻率
SGAT 采样时间
SGR 无铀伽马
SICA 硅钙比
SIG 井周成像特征值
SIGC 俘获截面
SIGC2 示踪俘获截面
SMOD 横波模量
SNL 井壁中子
SNUM 特征值数量
SP 自然电位
SPER 特征值周期
T2 核磁T2谱
T2-BIN-A 核磁共振区间孔隙度
T2-BIN-B 核磁共振区间孔隙度
T2-BIN-PR 核磁共振区间孔隙度
T2GM T2分布对数平均值
T2LM T2分布对数平均值
TEMP 井温
TH 钍
THOR 钍
TKRA 钍钾比
TPOR 核磁共振总孔隙度
TRIG 模式标志
TS 横波时差
TT1 上发射上接受的传播时间
TT2 上发射下接受的传播时间
TT3 下发射上接受的传播时间
TT4 下发射下接受的传播时间
TURA 钍铀比
U 铀
UKRA 铀钾比
URAN 铀
VAMP 扇区水泥图
VDL 声波变密度
VMVM 核磁共振自由流体体积
VPVS 纵横波速度比
WAV1 第一扇区的波列
WAV2 第二扇区的波列
WAV3 第三扇区的波列
WAV4 第四扇区的波列
WAV5 第五扇区的波列
WAV6 第六扇区的波列
WAVE 变密度图
WF 全波列波形
ZCORR 密度校正值