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

3、内储量。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

4、液体的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(

5、气)层开采以前的地层压力,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

6、油效率是指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

7、差)地下体积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

8、度λW与被驱替相(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

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