油气田地下地质学名词解释

【专家解说】：　　从油、气田发现直到开采终了的全部过程中，为查清油、气田地下地质状况以及油田在开采中发生的变化所进行的地质工作，其目的是为正确评价油、气田的开采价值,编制合理的开发设计,进行投产后的科学管理和调整，并为选用提高石油采收率方法提供地质依据。具体工作内容是以油、气藏为单元，综合研究它的开发地质特征：①构造形态、断层分布、节理裂隙的发育程度；②储层的岩石性质、物理性质、几何形态、连续性和储油孔隙性以及渗透能力的空间变化；③隔层的岩石性质、厚度和分布；④储层内油、气、水饱和度，油、气、水层的分布及其在开采过程中的变化；⑤油、气、水的物理、化学性质及其相互关系；⑥油层原始压力和温度场的分布及其在开采过程中的变化；⑦天然驱动方式及其能量大小；⑧分级、分层、分区计算油、气原始地质储量；⑨与钻井、开采和集输工艺有关的其他油田地质问题，如松散易塌易漏层、高水敏性的易膨胀层、异常高压层、易损坏钻井泥浆的膏盐层、易腐蚀钢管的水层分布及矿区的天然地震、新构造活动等。 　　储层 油、气藏中具有为油气储存、流动空间的岩层，分碎屑岩储层和碳酸盐岩储层两大类。碎屑岩储层中最常见的是砂岩储层，砂岩的储油空间是砂粒的粒间孔隙或以原有组构为骨架的次生溶蚀孔。半径以微米计，具有毛细管性质，有时裂缝也可以是砂岩储层的重要渗流通道。碳酸盐岩储层除粒间孔隙外还有大量裂缝，以及成岩后溶蚀形成的次生孔隙和各种溶洞。有时也根据石油在孔、洞、缝这些空间中的渗流方式把储层分为孔隙型、裂缝型和孔隙裂缝双重型三大类。 　　砂岩储层 由许多个沉积成因不同的砂岩体组成。这些互相隔开的、相对独立的油、气、水运动单元的砂岩体称为油砂体。不同性质的油砂体在垂直方向上的叠加，构成了油层的层间非均质性。油砂体的形态、面积、延伸方向、各向连续性、厚度、孔隙度以及渗透率在平面上的变化等，构成油砂体的平面非均质性。一个数米厚的砂岩储层，内部颗粒粗细、渗透率大小、层理构造类型仍有很大差异。这种差异受沉积成因的影响，有一定的规律性，或上粗下细，或下粗上细，可以有几个粗细相间的韵律,有时夹有不连续的薄泥质隔层或纹层,构成了油砂体的层内非均质性。砂岩储层的微观孔隙结构非常复杂（见彩图）。堆集的砂粒之间形成孔隙(P),砂粒的相互接触形成很窄的喉道(Th)，流体通过喉道在孔隙之间流动。有的孔隙是完全孤立的。孔隙内一般充填有更细的粘土矿物，不同产状和晶形的粘土不同程度地破坏孔隙，这些构成了油砂体微观结构的非均质性。砂岩储层的非均质性，直接影响着开发时油、气、水的运动，是决定各项开发措施的重要依据。 　　碳酸盐岩储层 这种储层中孔、缝、洞的成因和分布比砂岩储层中的孔隙复杂得多。其基本孔隙是粒间孔、粒内孔、晶间孔、印模孔、生长格架孔等受原始岩石组构控制的原生和次生孔隙。溶洞的发育取决于古岩溶条件。裂缝以构造缝为主，其分布和发育程度取决于构造应力的分布和岩石性质。裂缝沟通孔、洞所构成的一个统一的连通单元，称一个裂缝系统。一个油田可以有若干个完全独立的裂缝系统，也可以是由一系列裂缝沟通而成的一个完全连通的开发单元。 　　隔层 油砂体之间的不渗透岩层。稳定分布的隔层一般是泥质岩类或石膏、岩盐等蒸发岩类，致密的灰岩也可形成良好的隔层。其他如钙质充填、沥青充填层等都可成为隔层，但不稳定。隔层的分布特点是对比划分油砂体的依据之一，也是划分开发层系和应用分层开采工艺的重要条件。隔层内有无明显的或潜在的裂缝及其岩石力学性质，是决定注水压力、油层压力水平和压裂增产措施时必须考虑的因素。一旦层间串流，分层开采将无法进行。 　　决定储层特征的地质因素 可归结为地质历史中沉积、成岩和构造三大作用。沉积作用形成的岩石性质是储层的基础，石油开发地质工作者应用各种地质资料复原一个储层的古沉积环境，与现代相同环境的沉积模式比较，描述、解释和预测这个储层的各种特征。这种储层沉积相研究方法是一个重要的油矿地质工作方法，用以研究砂岩储层，已有显著成效。储层沉积相研究配合开发地震地层学，能更有效地发挥作用。 　　油气藏中的油、气、水 原油 与开发有关的原油物理性质是密度、粘度、含蜡量、凝固点等。粘度影响油层的生产能力,注水开发时原油粘度愈大,则无水采收率愈低，耗水量愈大。重质油一般用热采方法开发（见稠油开采）。开采原油时,石蜡从原油中析出,沉积于油管或输油管线中，形成蜡堵。当石蜡熔点接近油层温度时,由于注冷水带来的油层降温,可能使蜡固体堵塞油层孔隙喉道，因此注水开发时需要采取特别措施。原油凝固点高低，一般决定于含蜡量。高凝固点原油给集输带来困难。在油层条件下，原油中溶解有一定数量的天然气,天然气溶于石油中可以导致石油的体积膨胀,比重和粘度降低，有利于石油的开采。当油层压力降低到某一界限时,所溶解的天然气开始从原油中逸出,这时的压力称原油的饱和压力(或称泡点)。泡点（bubble point）关系到开始注水的时机和压力水平等重大问题的决定。 　　天然气 在地下储层中，以气顶气、溶解气或纯产气层等各种产状存在，其物理性质如比重、粘度对气层的开采影响较小，而组分尤其是相态，在开采天然气时必须认真研究，以便采取措施，避免重组分的损失。 　　油田水 其化学组分（包括总矿化度、含盐量、Na+、Ca2+、Mg2+、Cl、SO厈和HCO婣等六种常见离子及其他微量元素的含量），反映油藏的形成和保存条件，也关系到矿场地球物理测井解释的准确性。一些离子如钙、镁的含量，是筛选提高采收率方法的重要指标。有些油田水中含有较多的稀有元素，可以成为有经济价值的矿床。 　　油、气、水分布 包括油、气、水界面的位置，是层状边水还是块状底水；边水或底水的水体大小及其与含油、气区的连通好坏；油藏存在气顶时油气界面的位置及气顶的大小；仅为一个气、油、水系统还是多个系统等。油、气、水分布状态反映油藏形成时的圈闭条件，并影响将采取的开发措施。油、气、水在油藏内部的分布，反映了油藏中各种力的平衡（特别是重力和毛细管力之间的关系）。在开采中油、气、水的分布反映了开采的效果，并为油田开发的调整提供依据。 　　油层压力 反映油藏的承压状况，是表示油田水动力条件和不同水动力系统的重要指标。油层压力与储层及其内部油、气、水的分布紧密相关（特别在油藏投入开发以后）。分析油田的原始压力场的分布及其在开采中的变化，不仅是制定各种开发措施的重要依据，还可借以了解其他开发地质特征。 　　油藏温度 油藏热力学条件的一个重要参数，通常同埋深和地区的温度梯度有关。油藏开发一般是一个等温过程，温度变化极小。 　　油藏的天然驱动方式 油藏中自然存在着某一种起主导作用的驱动力,由储层的物理性质和非均质程度,流体性质，油、气、水的分布及相互连通关系，边缘水区的岩层结构和水体大小等决定。它影响着石油的最终采收率以及提高采收率措施的选择。有水压驱动、弹性水压驱动、气顶驱动、溶解气驱动和重力驱动五种。 　　水压驱动 油藏采出石油后的空间可由边、底水的进侵补充，而边水、底水又由露头或地下潜水面的承压补充。这种油藏的开采，不用人工补充能量，即可保持较高的生产能力和采收率。 　　弹性水压驱动 油藏开采后，油层压力下降，由流体（主要是边水）和岩石膨胀而得到的弹性能量来驱油。边水也要进侵油区，但得不到足够的水源补给，不能全部补充采出体积，因而压力下降。在水区比油区体积大数百倍以上时，依靠弹性水压驱动也可得到较高的采收率。在水压驱动油田初期，水体与油区之间建立起稳定压差之前，也呈现出弹性水压驱动。 　　气顶驱动 依靠气顶气的压头和气体膨胀的能量驱动石油。这类油藏的石油采收率，由气顶指数（气顶体积与油区体积之比）决定。条件有利时，气顶驱油的效率甚至可能比水驱更好。 　　溶解气驱动 依靠油层压力下降时，从原油中逸出的溶解气的气泡膨胀，把石油从油层驱向油井井底。单靠溶解气驱动开采石油，采收率很低。 　　重力驱动 依靠石油本身的重力，沿倾斜的油层向下运动，是在其他驱动能量消耗完后出现的一种驱动方式。油层倾角、油层连通性和垂向渗透率对重力驱动影响很大；在条件十分有利时，也可能得到接近气顶驱动的采收率。 　　驱动方式的变化 各种驱动方式的出现，除客观存在的天然条件外，还取决于油藏的开采速度与天然能量补给之间的平衡。现代油田开发，在油藏驱动方式和能量不利于提高采收率时，一般都采用人工注水改变天然驱动方式，以达到相当于水压驱动方式的较高采收率。 　　气藏的天然驱动方式 只有水压驱动、气压驱动或两者混合的驱动方式。在一般情况下，气压驱动方式的采收率比水压驱动的高。 　　油藏地质资料 搞清一个油田的开发地质特征，必须取得大量的基础资料。这些资料来自五个方面：①地震测量，一般在早期钻井较少时应用；②岩心研究；③地层测试、试井；④生产动态；通过这四种方法所获得的资料可以直接了解油藏基本特征，但是由于费时、成本高，在一个油田上不可能每井每层都这样做；⑤地球物理测井，在每口井中都可进行，因此，通过各种定性、定量的测井资料，间接取得油藏的各项参数，是油、气田开发地质工作中非常重要的手段。 　　开发地质的综合研究 储层、油、气、水及把油、气圈闭在储层内的构造、围岩和水动力条件，形成油、气藏的一个整体。这些地质特征之间在油藏内是相互影响制约的，必须加以综合研究，搞清它们之间的内在联系，才能从总体上对油藏作出全面正确的评价。 　　现代油藏数值模拟技术的发展，要有正确的地质模型作基础。因此，必须提出一套完整的地质模型，包括各种不同非均质特征的储层单体地质模型（见图），以及反映油、气藏全貌的整体地质模型，以便进行典型解剖和全面分析。油、气藏的地质特征在开采中是不断变化的，长期注水后储层结构、原油组分和溶解气量都会变化，在开采中还会发现一些初期没有认识到或认识不完全正确的地质现象。油田开发地质研究必须在油田开采全过程中持续进行。