油气田开发常用名词解释

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1、一、名词解释1渗透率突进系数：是反映层内渗透率非均质性差异程度的一个定量统计参数（TK）指单砂层内渗透率极大值与平均值的比值。即TK=Kmax/K。TK是评价层内渗透率非均质的一个重要参数，即TK≥1。TK值越小，说明垂向上渗透率变化小，注入剂厚度波及系数大，驱油效果好。数值越大，说明渗透率在垂向上变化大。注入剂易由高渗透程突进，波及系数小，水驱油效果差。2层内夹层：层内夹层是指位于单砂层内部的相对低渗层或非渗透性岩层。在注水开发过程中，夹层对地下流体具有隔绝能力或遮挡作用，因而对水驱油过程有很大影响。常见的夹层有泥（页）岩、粉砂质泥岩、

2、钙质泥岩、含砂泥岩等，此外还包括成岩过程中形成的硅质、钙质条带等。3溶解气驱：溶解气驱的驱油动力是从石油中分逸出来的溶解气体的膨胀力。溶解气驱动能量的大小主要取决于原油溶解气体的数量。实现溶解气驱的条件是：油藏与外部水体连通极差或完全封闭（如岩性油藏），或者采出量大大超出水体的补给能量，又没有气顶存在，且油藏压力低于饱和压力时，溶解气从油中分离出来，从分散的泡状存在于油中，当压力降低时气泡膨胀把油推向井底。4表外储量：是指在现有经济技术条件下，开采不能获得社会经济效益的地质储量；当原油价格提高或工艺技术改进后，某些表外储量可以转变为表内储

3、量。5油藏动态监测：油田全面投入开发以后，地下油层中油水处于运动和变化中，而这些变化的各项第一性资料，就必须进行油田动态监测。油藏动态监测的内容一般包括：①流量监测②油水井压力监测③油井产出剖面和注水井吸水剖面监测④井下技术状况监测⑤油层水淹监测。除此之外还有特殊类型的油藏动态监测，如：稠油高凝油田；有气顶油藏；底水油藏和凝析油气藏的监测。6沉积时间单元7储层敏感性：储层中存在的粘土、碳酸盐、硅酸盐、硫酸盐等敏感矿物与外来的钻井液、洗井液、压井液、压裂液、酸化液等所携带的固体微粒接触，导致储层渗流能力及产能的的下降。储层对于各种类型液体的

4、敏感程度称为储层的敏感性。8采油速度：年产油量（Q）与地质储量（N）之比采油速度（v），即v=(Q/N)×100%，用上述公式可以计算油田、开发区、排间、井组、单井的采气速度。它是表示油田开发快慢的一个指标。9层内非均质性：指油层内部各段在岩性、物性、层理构造、韵律等方面的差异。层内非均质性是造成层内矛盾的内因，是影响油层水洗厚度大小和驱油效率高低的主要因素之一。10层间非均质性：指各油（气）储层之间在岩性、物性、产状、产能等方面的差异。层间非均质性是造成层间矛盾的内因，是多油层注水开发油田中最为突出的矛盾。11原始地层压力：油（气）层开

5、采以前的地层压力，称为原始状态下的地层压力，单位为MPa。原始地层压力一般都是通过探井、评价井（资料井）试油时，下井底压力计至油（气）层中部测得。原始地层压力也可以用试井法、压力梯度法等求得。12测井相分析：利用有效的测井方法所获取的地下岩层信息来判断和划分沉积相。首先在取心井中选择有效测井方法，根据测井曲线形态或参数划分测井相，然后与岩心分析的沉积相进行相关对比，建立测井相模式，以此为标准，对各井进行测井相分析。目前有曲线分析（定性测井相分析）和自动测井相分析（定量测井相分析）两种方法。13储层非均质：14驱油效率与采收率：驱油效率是指

6、在驱油剂波及范围内，所驱替出的原有体积与总含油体积的比值称为驱油效率，也叫微观波及系数。其计算方法：ED=1—SOr/SO式中ED—驱油效率；SOr—驱替后的剩余油饱和度；SO驱替前的含油饱和度。采收率是指油（气）田采出的油（气）量占地质储量的百分数。15层内夹层：位于单砂层内部的相对低渗透率层或非渗透性岩层。16开发层系：在多油（气）层油（气）田中，把地质特征相近的若干油（气）层组合在一起，单独用一套井网及注采系统进行开发，这套油、气层叫开发层系。17注入水波及体积系数：又称扫油体积系数，是指存水量（累积注水量与累积产水量之差）地下体积

7、与油层有效孔隙体积之比，即油层水淹部分的平均驱油效率。是反映驱油效率大小的一个指标。18储层敏感性评价：19压力系数：指实测地层压力与同深度静水压力之比值。压力系数是衡量地层压力是否正常的一个指标。压力系数为0.8—1.2为正常压力，大于1.2为高压异常，小于0.8为低压异常。20流度与流度比：流体的流度（λ）是指流体在多孔介质中流动，有效渗透率（K）与其粘度（μ）的比值。如水和油的流度（λW，λO）可表示为λW=KW/μW；λO=KO/μO流度表示流体流动能力的大小。流度越大，流动能力越大。流度比（M）是指驱替相（水）的流度λW与被驱替

8、相（油）的流度λO的比值，即M=λW/λO21变异系数与突进系数：22原始油层压力与目前油层压力：23生产压差：24采液指数：指单位采油压差下油井的日产液量。它代表油井见水后生产能力的大小。2