先分类再分层
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先分类再分层
作者：傅兆翠
来源：《小学生学习指导_趣味课堂·高年级》2019年第04期
储层识别方法
储层识别方法 研究区储层物性可以反映在地球物理测井参数上，对于研究区的储层识别可以充分应该常规测井并结合测井新技术。储层的划分主要是依据自然电位曲线结合自然伽马曲线，并通过中子、密度、声波、电阻率曲线等特征判别储层好坏，若结合地质特征、钻井、录井显示、试油资料以及岩心分析等，更能综合准确分析储层的好坏。储层的测井划分标准： （1）好储层 岩性较纯，泥质含量较低。在井眼正常的情况下，常规测井自然电位负异常，并异常幅度大，一般大于20mV，自然伽马一般集中在40-70API；电成像图上呈棕黄色显示，排除暗色泥质条带和高亮度致密岩性。 孔隙度较大：常规测井上声波时差大于230μs/m；且随泥质含量增大而有所增大；井眼正常处，补偿密度值一般小于2.5g/cm3；核磁测井孔隙度较大，T2分布谱大多分布在T2截止值的右边，T2分布谱越靠右分布越好。 渗透性较好：常规测井上，储层井径正常或略有缩径，深浅双侧向（深中感应）电阻率有或无差异；在排除泥质影响情况下，斯通利波能量有衰减。 （2）中等储层 岩性较纯，泥质含量较低：井眼正常的情况下，常规测井自然电位负异常幅度中等-大，一般在10-20mV，自然伽马一般集中在60-95API； 孔隙度较大：常规测井上声波时差大于220μs/m；且随泥质含量增大而有所增大；井眼正常处，补偿密度值一般小于2.6g/cm3；核磁测井孔隙度较大，T2分布谱大多分布在T2截止值的中-右边，孔隙以中孔为主。 渗透性较好：常规测井上，储层井径正常或略有缩径，深浅双侧向（深中感应）电阻率有或无差异；在排除泥质影响情况下，斯通利波能量有衰减。 （3）差储层识别方法 岩性较纯，泥质含量较低：井眼正常的情况下，常规测井自然电位负异常幅度中等-大，一般在小于10mV，自然伽马一般集中在70-95API； 孔隙度较小：常规测井上声波时差小于220μs/m；且随泥质含量增大而有所增大；井眼正常处，补偿密度值一般大于2.6g/cm3；核磁测井孔隙度较大，T2分布谱大多分布在T2截止值的中-左边，孔隙以小孔为主。
储层微观特征及分类评价
4.储层微观特征及分类评价 4.1孔隙类型 本次孔隙分类采用以孔隙产状为主，并考虑溶蚀作用，结合本区实际，将孔隙分类如下： 1. 粒间孔隙 粒间孔隙是指位于碎屑颗粒之间的孔隙。它可以是原生粒间孔隙或残余原生粒间孔隙，即原生粒间孔隙在遭受机械压实作用、胶结作用等一系列成岩作用破坏后而保留下来的那一部分孔隙。多呈三角形，无溶蚀标志。另一方面它也可以是粒间溶蚀孔隙，即原生粒间孔隙经溶蚀作用强烈改造而成，或者是颗粒间由于强烈溶蚀作用的结果。粒间空隙一般个体较大，连通性较好。粒间孔隙是本区主要的孔隙类型。 2. 粒内（晶内）孔隙 这类孔隙主要是砂岩中的长石、岩屑等非稳定组分的深部溶蚀形成的，在研究区深层砂岩中普遍存在。长石等非稳定组分的溶蚀空隙可以进一步分为粒内溶孔和晶溶孔。晶内溶孔是指长石颗粒内的溶孔，而粒内溶孔是指岩屑等碎屑内部的易溶组分在深部酸性流体作用下形成。常常沿长石的解理缝、双晶纹和岩屑内矿物之间的接触部位等薄弱带进行溶蚀并逐渐扩展，因而常见沿解理缝和双晶结合面溶蚀形成的栅状溶孔。长石、岩屑等非稳定组分的溶蚀孔的发育常常使彼此孤立的、或很少有喉管项链的次生加大晶间孔的连通性大为改进，而且，这类孔隙的孔径相对较大，从而优化了深部储层的储集性能。 3. 填隙物孔隙 填隙物孔隙包括杂基内孔隙、自生矿物晶间孔和晶内溶孔。 杂基内孔隙多发育与杂基含量较高的（＞10%）砂岩中，孔隙数量多，个体细小，连通性差。自生矿物晶间孔隙发育在深埋条件下自生矿物，如石英、方解石、沸石、碳酸岩小晶体以及石盐晶体之间，个体小，数量多随埋深有增加之趋势。但由于常生长于粒间孔隙中，连通性较好，又由于其晶体小，比表面积大，孔隙结构复杂，影响流体渗流。因此在埋深3500米以下，孔隙度降低较慢，而渗透率降低很快。这类晶间孔隙在徐东-唐庄地区相对发育。另外，杜桥白地区深层还可见到丰富的碳酸盐晶内溶孔和石盐晶内溶孔。 4. 裂隙 裂缝在黄河南地区较不发育，在桥24井沙三段3547.5米砂岩中见一构造裂缝，此外多见泥质粉砂岩或细砂岩中泥质细条带收缩缝。一般绕裂缝在构造活动强烈部位发育，对储层物性改善很有作用。 4.2孔隙结构特征 1.孔隙结构分析 岩石的储集空间不是由单一的孔隙类型组成，而是由多种孔隙类型构成的变化多样的复杂的孔喉系统。
储层
储层：凡是能够储集和渗滤流体的地层的岩石构成的地层叫储层。 储层地质学：是一门从地质学角度对油气储层的主要特征进行描述、评价及预测的综合性学科。 研究内容：储层层位、成因类型、岩石学特征、沉积环境、构造作用、物性、孔隙结构特征、含油性、储集岩性几何特征储集体分布规律、对有利储层分布区的预测。有效孔隙度：指那些互相连通的，且在一定压差下（大于常压）允许流体在其中流动的孔隙总体积与岩石总体积的比值。 绝对渗透率：如果岩石孔隙中只有一种流体存在，而且这种流体不与岩石起任何物理、化学反应，在这种条件下所测得的渗透率为岩石的绝对渗透率。 剩余油饱和度：地层岩石孔隙中剩余油的体积与孔隙体积的比值 残余油饱和度：地层岩石孔隙中残余油的体积与孔隙体积的比值 储层发育的控制因素：沉积作用、成岩作用、构造作用低渗透储层的基本地质特征：孔隙度和渗透率低、毛细管压力高、束缚水饱和度高 低渗透储层的成因：沉积作用、成岩作用 论述碎屑岩储层对比的方法和步骤： 1、依据 2、对比单元划分 3、划分的步骤 1、依据：①岩性特征：指岩石的颜色、成分、结构、构造、地层变化、规律及特殊标志层等。在地层的岩性、厚度横向变化不大的较小区域，依据单一岩性标准层法，特殊标志层进行对比；在地层横向变化较大情况下依据岩性组合②沉积旋回：地壳的升降运动不均衡，表现在升降的规模大小不同。在总体上升或下降的背景上存在次一级规模的升降运动，地层剖面上，旋回表现出次一旋回对比分级控制③地球物理特征：主要取决于岩性特征及所含流体性质，电测曲线可清楚反映岩性及岩性组合特征，有自己的特征对比标志可用于储层对比；测井曲线给出了全井的连续记录，且深度比较准确，常用的对比曲线：视电阻率曲线、自然电位曲线、感应测井曲线 2、对比单元划分：储层层组划分与沉积旋回相对应，由大到小划分为四级：含油层系、油层、砂层组和单油层。储层单元级次越小，储层特性取性越高，垂向连通性较好 3、划分的步骤：沉积相的研究方法主要包括岩心沉积相标志研究、单井剖面相分析、连续剖面相对比和平面相分析四种方法 岩心沉积相标志的研究方法是以岩石学研究为基础，可分为三类：岩性标志，古生物标志和地球化学标；单井剖面分析是根据所研究地层的露头和岩化剖面，以单井为对象，利用相模式与分析剖面的垂向层序进行对比分析，确是沉积相类型，最后绘出单井剖面相分析图；连井剖面相对比分析主要表示同一时期不同井之间沉积相的变化，平面相分析是综合应用剖面相分析结果进行区域岩相古地理研究的方法。 碳酸盐岩与碎屑岩储层相比，具有哪些特征？ ①岩石为生物、化学、机械综合成因，其中化学成因起主导作用。岩石化学成分、矿物成分比较简单，但结构构造复杂，岩石性质活泼，脆性大②以海相沉积为主，沉积微相控制储层发育③成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。 扇三角洲储层特征？ ①碎屑流沉积。由于沉积物和水混合在一起的一种高 密度、高粘度流体，由于物质的密度很大，沿着物质聚集体内的剪切面而运动。②片汜沉积。是一种从冲积扇河流末端漫出河床而形成的宽阔浅水中沉积下来的产物，沉积物为呈板片状的砂、粉砂和砾石质。 。③河道沉积。指暂时切入冲积扇内的河道充填沉积物。④筛积物。当洪水携带的沉积物缺少细粒物质时，便形成由砾石组成的沉积体。 碎屑岩才沉积作用：垂向加积、前积、侧向加积、漫积、筛积、选积、填积、浊积 喉道：在扩大孔隙容积中所起作用不大，但在沟通孔隙形成通道中起着关键作用的相对狭窄部分，称为喉道。孔隙结构：岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布、相互连通情况以及孔隙与喉道间的配置关系。 碎屑岩的喉道类型：孔隙缩小型喉道、缩颈型喉道、片状喉道、弯片状喉道、官束状喉道 孔隙类型：原生孔隙、次生孔隙、混合孔隙 排驱压力：非润湿相开始进入岩样所需要的最低压力，它是泵开始进入岩样最大连通孔喉而形成连续流所需的启动压力，也称阀压。 成岩作用：指碎屑沉积物在沉积之后到变质之前所发生的各种物理、化学及生物的变化。 同生成岩作用：沉积物沉积后尚未完全脱离上覆水体时发生的变化与作用的时期。 表成岩作用：指处于某一成岩阶段弱固结或固结的碎屑岩，因构造抬升而暴露或接近地表，受到大气淡水的溶蚀，发生变化与作用的阶段。 成岩作用的基本要素：岩石、流体、温度、压力 孔隙水的流动方式和动力：压实驱动流、重力驱动流、滞流 碎屑岩主要的成岩作用有哪些？分别对孔隙有什么影响？ 根据成岩作用对储层孔隙演化的影响，可将碎屑岩的残岩作用分为两大类：一是降低储层孔渗性的成岩作用，主要有机械压实作用和胶结作用，其次压溶作用和重结晶作用；其中机械压实作用是沉积物在上覆重力及静水压力作用下，发生水分排出，碎屑颗粒紧密排列而使孔隙体积缩小，孔隙度降低，渗透性变差的成岩作用；胶结作用是指孔隙溶液中过饱和成分发生沉淀，将松散的
原油物性、碎屑岩储层分类简表
气藏采收率大致范围表单位：f 注：来源于《天然气储量规范》 气藏采收率大致范围表单位：f 注：来源于加拿大学者G.J狄索尔斯(Desorcy)归纳的世界不同类型气藏的采收率
1. 石油 (1) 按产能大小划分单井工业油流高产—特低产标准 千米井深的稳定日产量[t/(km.d)] 高产中产低产特低产 >15 >5-15 1-5 <1 (2)按地质储量丰度划分作为油田评价的标准： 地质储量丰度(1x104t/km2) 高丰度中丰度低丰度特低丰度 >300 >100-300 50-100 <50 (3)按油田地质储量大小划分等级标准： 石油地质储量(1x108t) 特大油田大型油田中型油田小型油田 >10 >1-10 0.1-1 <0.1 (4)按油气藏埋藏深度划分标准： 油气藏埋藏深度(m) 浅层油气世故(田) 中深层深层超深层<2000 2000-3000 >3200-4000 4000 此外，还有几种特殊石油储层的划分标准： 稠油储量指地下粘度大于50mPa·S的石油储量。 高凝油储量指原油凝固点在40℃以上的石油储量。
低经济储量指达到工业油流标准，但在目前技术条件下，开发难度大，经济效益低的石油储量。又有称为边界经济储量。 超深层储量指井深大于4 000m，开采工艺要求高的石油储量。 2.天然气 (1)按千米井深的单井稳定天然气产量划分标准： 千米井深稳定产量［104m3/(km·d)］高产中产低产 >10 3-10 <3 (2)天然气田储量丰度划分标准： 天然气储量丰度(108 m3/km2) 高丰度中丰度低丰度 >10 2-10 <2 (3)天然气田总储量划分大小标准： 田天然气田总储量(108m3) 大气田中气田小气田 >300 50-300 <50 (4)按气藏埋藏深度划分标准： 天然气藏埋深(m) 浅层气藏(田) 中深层深层超深层
第二章 系统的层次划分
第二章系统的层次划分 1．简述 N层的应用软件系统，由于其众多的优点，已经成为典型的软件系统架构，也已经为广大开发人员所熟知。在一个典型的三层应用软件系统中，应用系统 通常被划分成以下三个层次：数据库层、应用服务层和用户界面层。如下图 （图2.1）所示： 图2.1 其中，应用服务层集中了系统的业务逻辑的处理，因此，可以说是应用软 件系统中的核心部分。软件系统的健壮性、灵活性、可重用性、可升级性和可 维护性，在很大程度上取决于应用服务层的设计。因此，如何构建一个良好架 构的应用服务层，是应用软件开发者需要着重解决的问题。 为了使应用服务层的设计达到最好的效果，我们通常还需要对应用服务层 作进一步的职能分析和层次细分。很多开发者在构建应用服务层的时候，把数 据库操纵、业务逻辑处理甚至界面显示夹杂在一起，或者，把业务逻辑处理等 同于数据库操纵，等等，这些，都是有缺陷的做法。我们将就在这个方面进行 设计时可采用的方案进行一些探讨。 在一个分布式应用系统中，整个系统会部署在不同的物理设备上，如上面 所示的三层体系，用户界面和应用服务器可能在不同的设备上，这就涉及到不 同机器之间的通信问题，也就是层间的通信和交互问题。我们已经有了很多可 以用于分布式远程访问的技术，如CORBA，在Java平台上，我们还有Java RMI、EJB，在Windows平台上，从DCOM到COM+，再到.Net下的Web Service和.Net Remoting等。如何选用合适的远程访问技术，也是我们在系统 框架中需要考虑的问题。 为了使讨论更具有针对性，本文也会讨论一些比较流行的系统架构，例如 J2EE架构，以及JDO，然后，我们会讨论Websharp在这个方面的一些设计 理念。 2．设计的原则和评判标准 同软件工程的原则一样，应用服务层的设计，必须遵循的最重要的原则就 是高内聚和低耦合。软件分层的本来目的，就是提高软件的可维护性和可重用性，而高内聚和低耦合正是达成这一目标必须遵循的原则。尽量降低系统各个 部分之间的耦合度，是应用服务层设计中需要重点考虑的问题。
原油物性、碎屑岩储层分类简表
原油物性分类简表 碎屑岩储层分类表(石油天然气储量计算规范，DZ/T 0217-2005 ) f
1.石油 (1)按产能大小划分单井工业油流高产—特低产标准千米井深的稳定日产量[t/(km.d)] 高产中产低产特低产 >15 >5-15 1-5 <1 (2)按地质储量丰度划分作为油田评价的标准： 地质储量丰度(1x104t/km2) 高丰度中丰度低丰度特低丰度 >300 >100-300 50-100 <50 (3)按油田地质储量大小划分等级标准： 石油地质储量(1x108t) 特大油田大型油田中型油田小型油田 >10 >1-10 0.1-1 <0.1 (4)按油气藏埋藏深度划分标准： 油气藏埋藏深度(m) 浅层油气世故(田) 中深层深层超深层 <2000 2000-3000 >3200-4000 4000 此外，还有几种特殊石油储层的划分标准： 稠油储量指地下粘度大于50mPa ? S的石油储量。 高凝油储量指原油凝固点在40C以上的石油储量
低经济储量指达到工业油流标准，但在目前技术条件下，开发难度大， 经济效益低的石油储量。又有称为边界经济储量。 超深层储量指井深大于4 000m,开采工艺要求高的石油储量。 2.天然气 (1)按千米井深的单井稳定天然气产量划分标准： 千米井深稳定产量]104m3/(km ? d)] 高产中产低产 >10 3-10 <3 (2)天然气田储量丰度划分标准： 天然气储量丰度(108 m3/km2) 高丰度中丰度低丰度 >10 2-10 <2 (3)天然气田总储量划分大小标准： 田天然气田总储量(108m3) 大气田中气田小气田 >300 50-300 <50 (4)按气藏埋藏深度划分标准： 天然气藏埋深(m) 浅层气藏(田) 中深层深层超深层
储层精细划分
油田进入开发后期，进一步提高采收率、挖掘剩余油潜力的难度越来越大，必须 进行精细的地层划分、对比工作。建立在地震地层学、层序地层学基础之上的高分辨 率层序地层学1995 年引入我国油气勘探领域后，其地层划分与对比方法在油田开发 中得以应用并取得了很好的效果；20 世纪60 年代，我国的石油地质工作者依据陆相 盆地多级次震荡运动学说和湖平面变化原理，在大庆油田会战中创造出了适用于湖相 沉积储层精细描述的“旋回对比、分级控制、组为基础”的小层对比技术，80 年代 中期，在小层沉积相研究的基础上，又将这一方法进一步发展为“旋回对比、分级控 制、不同相带区别对待”的相控旋回等时对比技术[56-58]，使之更加适用于湖盆中的河 流-三角洲沉积，这项技术以其精细性和实用性，成为我国陆相油田精细油藏描述的 技术基础，得到了广泛应用。高分辨率层序地层对比与大庆油田的相控旋回等时对比 技术，一种理论性强，一种实用性强，均属于地层学中的精细地层划分、对比技术， 有许多相似之处，也各有其优缺点。本章首先简要介绍了高分辨率层序地层学的基本 原理和大庆油田的相控旋回等时对比技术，然后对这两种方法的作了比较，最后综合 应用两种方法，对商河油田南部沙二段地层进行了划分与对比，建立了研究区沙二段 的精细等时地层格架。 3.1 高分辨率层序地层学基本原理 层序地层学作为地层划分与对比的方法广泛应用于油气勘探的各个阶段。层序地 层学已发展成三个不同的学派，即Exxon 沉积层序、Galloway 成因层序及Cross 高分辨率层序地层学，它们已成为层序研究的三种基本方法。其共性是都与事件地层学相 关联，并且都是基于岩石地层旋回性以及相对地层格架的测定。主要差别在于旋回之 间界面的确定。Galloway 成因地层学使用了最大海（湖）泛面，Exxon 沉积层序使用 了不整合面，而Cross 的高分辨率测序地层则采用地层基准面原理。Cross 的高分辨 率层序地层与Galloway 成因地层和Exxon 沉积层序之间的差别在于前者采用二分时 间单元（地层基准面旋回），而后者采用的是三分时间单元。这三种方法各有其优缺 点，只要弄清楚用的是哪一种方法，或是在同一研究中使用几种方法都是可以的[59] 。由美国科罗拉多区矿业学院Cross 教授提出的高分辨率层序地层学理论，是近年 来新掘起的层序地层学新学派[33]。该理论经邓宏文、徐怀大等传入我国后，在我国 第三章地层的精细划分与对比 24 陆相盆地储层预测研究中发挥着重要的作用[22，60]，极大地提高了陆相盆地的储层预 测精度。高分辨率层序地层学是在现代层序地层学的基础上发展起来的，它所依据的 仍然是层序地层学的基本原理。它与盆地或区域规模的层序分析不同在于，它以露头、 岩心、测井和高分辨率地震反射剖面资料为基础，运用精细层序划分和对比技术，建 立油田乃至油藏级储层的成因地层对比骨架。这里所谓的“高分辨率”是指“对不同 级次地层基准面旋回进行划分和等时对比的高精度时间分辨率，也即高分辨率的时间 -地层单元既可应用于油气田勘探阶段长时间尺度的层序单元划分和等时对比，也适 合开发阶段短时间尺度的砂层组、砂层和单砂体层序单元划分和等时对比”[24]。 以郑荣才、邓宏文两位教授为代表的高分辨率层序地层专家将高分辨层序地层的 理论运用于我国含油气盆地储层预测的实践中，极大地丰富和发展了高分辨率层序地 层学理论。高分辨层序地层应用于陆相盆地层序分析中的关键技术之一是识别和划分 不同成因的界面与不同级次的基准面旋回[20-26]。郑荣才教授根据他在辽河、胜利、长庆、大庆及滇黔桂等油田的实践，将不同构造性质的湖盆在盆地构造-沉积演化序列 中的控制因素进行分类，根据界面成因特征提出了“巨旋回，超长周期旋回、长周期 旋回、中期旋回、短期旋回、超短期旋回”的划分方案，建立了各级次旋回的划分标
多重地层的划分
一般概念 1.1 地层学（Stratigraphy） 地层学学是研究构成的所有层状或似层状岩石体固有的特征和属性，并据此将它们划分为不同类型和级别的单位，进而建立它们之间的空间关系和时间顺序的一门基础地质学科。地层学的研究范围实际上涉及到岩层中所有能识别的特征和属性（包括形状、分布、岩性特征、化石内容、地质年龄、地球物理和地球化学性质等），及其形成环境或形成方式和演化历史。构成地壳的各类层状或似层状的岩石——沉积岩（包括固结的或未固结的沉积物）、火山岩及变质岩都属于地层学的研究范畴。 1.2 地层（Stratum, Strata） 地层是具有某种共同特征或属性的岩石体。能以明显界面或经研究后推论的某种解释性界面与相邻的岩层和岩石体相区分。 1.3 地层分类（Stratigraphic classification） 根据构成地壳的岩层、岩石体的不同方面的特征或属性，将其划分成不同类型的地层单位。地层所具有的特征是多样的，属性也不尽相同，每种特征或属性原则上都可以据以作为地层分类的依据。因此，地
层划分的类别也是多样的。如，岩石地层、生物地层、年代地层，等等。 1.4 地层区划（Stratigraphic regionalization） 由于中国地域辽阔，各个地区的地层发育特征和状况颇不相同，把不同地区的地层加以对比研究，找出其共同点和不同之处，阐明其原因，并划分出不同的地层区域，这即是地层区划。这种划分不但具有重要科学意义，而且也有很大的实用价值。 地层工划主要依据地层发育的总体特征来划分。而决定和影响这些特征的，主要是地壳的活动性、古地理与古气候条件、古生物群的变化等综合因素，其中构造环境起着控制作用。现行的地层区划，是综合各个层系共同特点的综合地层区划。 地层区划可分为两级。一级地层区划（即地层区），相当于大地构造分区上的一级构造单元（或构造域）；在同一地层区内，“系”级以上地层单位在岩相和生物区系上应可对比，“统”级地层单位可基本对比。二级地层区划（即地层分区），相当于大地构造分区上的二级构造单元（地块、褶皱带）；在同一地层分区内，要求“统”级地层单位在岩相和生物组合上完全可以对比，“组”级单位基本可以对比。根据实际需要，有时可进一步划分三级地层区划（即地层小区）,
地层划分
地史与大地构造 一、地史 （一）地质年代 地质年代又称为地质时代，是指各种地质事件(如地层的形成)发生的时代和年龄，它包括两方面的含义：一是指地质事件发生距今的实际年数，称为绝对地质年代。二是指地质事件发生的先后顺序，称为相对地质年代。 1、绝对地质年代 绝对地质年代，又称为同位素地质年龄，单位以百万年计。它是依据岩石中所含放射性元素及其蜕变产物的比例，用衰变常数（半衰期）进行计算和确定。 2、相对地质年代 相对地质年代是依据地层形成的顺序和生物演化规律的原理来划分和确定，分别叫做地层层序律和生物层序律。 (1)地层层序律 沉积物的形成是由下而上一层一层的叠置起来的，先沉积的在下面，后沉积地在上面，沉积岩层这种正常的层序关系，反映了沉积历
史的先后，具有下老上新的相对关系，称为地层层序律。地层层序律只能确定岩层的相对新老关系，而不能解决地层归属及不同地区地层时代对比问题。 沉积岩的正常层序 (2)生物层序律 地球上的生物，经历了由简单到复杂，由低级到高级的发展过程，而且生物的进化是不可逆的，也就说任何一种生物一经灭绝，在以后的演化过程中，绝对不再重复出现，同时生物演化的历史，又使生物不断适应生活环境的过程。在不同环境的地质历史时期，必定有不同的生物种属和生物群，所以地质年代越老的地层，保存的生物化石越低级简单，地质年代新的地层，保存的生物化石越高级复杂，称为生物层序律。利用生物层序律就可以确定地层时代的归属和不同地区地
层时代的对比问题。 生物演化系谱 3、地质年代表 通过对全世界各地区地层剖面的划分和对比，综合岩石同位素年龄测定和古生物研究资料，结合我国实际，将地球发展演化的历史，按从新到老的顺序，进行系统性的排列，编制而成的年表，称为地质年代表。地质年代表的内容包括了地质年代划分的顺序、名称、代号和绝对年龄，以及历次重大构造运动和生物演化规律。它简明扼要地反映了地壳发展的主要特征，便于地质工作对比应用。 （二）地层单位
油田开发层系的划分意义与原则
119 1?油层间非均质性的地质特性主要表现1.1?储层性质的不同 油田纵向上会存在很多储油层，一些储集层相互之间的差异性很大，主要表现在储集层岩性的差异，目前各类岩性的地层都可称为储集层。而各种岩性形成的储集层中的储集空间和渗流孔道差异很大，即使在同一类储集空间内的油层，其各个油层的渗透率也存在较大差异，而油层间渗透率的不同将直接影响油田开发效果。 1.2?储集层之间油水关系不同 田开发中，油气水的关系有的非常简单，有的却很复杂，常因油水关系的作用将油藏定性为相应名称，如存在底水、边水的油藏、存在气顶的油藏和纯油藏等。 1.3?油藏驱动方式的不同 油藏驱动大致可分为水驱、弹性能驱动、溶解气驱动、气顶驱动和重力驱动等驱动方式，如同一油田的不同油层或者不同区块都可能存在多种驱动方式，所以在油田的实际开发过程中，要根据油藏自身性质充分利用天然能量进行开发。 1.4?油层油气水性质的差异 由于不同油层中的原油黏度和油层压力系统存在差异，针对这种性质的油田，在开发过程中要采取不同的方式。所以要合理地划分开发层系，将储层的非均质性影响效果降至最低。 2?开发层系划分的意义 通过合理的划分开发层系，才能把特征相似的油层进行组合，然后利用同一套生产井网进行有效的开发，由于油田中各个油层纵向上的沉积条件和沉积环境的差异性，导致油层特性也不相同，在开发过程中会出现层间矛盾。所以在开发过程中将特征相似的油层组合在一起，使用同一套井网进行开采，既可以缓解层间矛盾，还能够充分发挥油层的生产能力，所以合理地划分开发层系对实现油田的稳产高产和提高油田最终采收率具有重要意义。 在多油层油田中，纵向上存在的多个油层不能在同一种开采工艺下都发挥最大作用，而实际生产过程中常常采用分层注水和分层开采的方式，目的是使各个油层都能均匀吸水，而目前所拥有的分层开采技术还不能达到逐层分开的效果，所以必须对性质相近的油层进行合理划分组合，这样才能发挥采油工艺的最大效果，发挥各油层的作 用，提高采油速度，最终实现油田经济效益最大化。 3?开发层系划分的原则 开发层系划分的目的就是将性质相近的油层组合到一块，然后采用同一套井网进行开采，所以在性质相近的油层组合时应注意以下几点： 1）性质相近的油层组合主要是为了减少开采过程中的层间矛盾，油层性质相近主要表现为，油藏的沉积条件相似，油层的渗透率相似。一般情况下，常以油层作为组合开发层系的基本单元，目前有的油田通过砂岩组的特征划分开发层系。 2）每个开发层系都应具有充足的油气储量，不同开发层系之间应具有良好的隔层，防止层系之间串通和相互干扰，而同一套开发层系中的压力系统、油水边界及原油性质应相似，在现有条件下，对不同的开发层系通常采用分层开采工艺，但在层系划分是不易过细，以便减少多余的工作量，提高工作效率。 3）当储集层岩性差异较大、油层渗透率差异较大、油层的压力系统不统一且驱动方式不同等情况下，各个油层不能采用同一套开发层系进行开发。 4?开发层系调整 对于拥有多油层的油藏，在注水条件下不能够使用同一套井网进行开发，所以在实际开发过程中，要将其划分为多个开发层系，针对各个层系的特性使用不同的井网开发方式。已经划分好的开发层系由于长期开发，其内部会产生新的注采平衡，而为了对油层更加合理的开发，又需要进一步对原有的开发层系进行划分，一种是原开发层系进一步细分，另一种是把原来相邻的开发层系中的开发效果较差的油层组合进去，从新形成一组新的开发层系，在开发层系的调整过程中要强调经济效益的重要性，避免对无效益的开发层系进行重新划分。 5?结束语 油田综合开发必须依靠合理的层系划分，通过对层系划分的原则和意义的深入了解，进一步确定层系划分在油田开发中的重要地位，确保油田达到较好的经济指标。 参考文献? [1]郎兆新.油藏工程基础[M].北京：石油大学出版社，1991[2]黎文清，李世安.油气田开发地质基础[M].北京：石油工业出版社，1993 [3]达克.油藏工程原理[M].北京：石油工业出版社，1984 油田开发层系的划分意义与原则 张帆?赵丹凤 延长油田股份有限公司吴起采油厂 陕西 延安 716000 摘要：油层具有非均质性会对多油层油田的开发部署和开采效果造成重大影响，采用合理的方式划分开发层系能够有效的解决多油层油田的非均质性。 关键词：开发层系?油层?非均质性 The?significance?and?principle?of?the?division?of?oil?field?development?strata Zhang?Fan?，Zhao?Danfeng Yanchang Oil ?eld Company ，Shanxi 716000 Abstract：The?heterogeneity?of?the?oil?layer?has?a?great?influence?on?the?development?and?deployment?of?the?multi?oil?reservoir?and?the?exploitation?effect.?The?rational?way?of?dividing?the?development?layer?can?effectively?solve?the?heterogeneity?of?the?oil?field. Keywords：development?layer；oil?layer；heterogeneity
毛管压力曲线分类标准
1.根据毛管压力曲线形态对储层定性分类 （1）大孔粗喉型储层 特点：孔隙个体大，喉道粗，分选连通好，歪度偏大，孔隙度、渗透率均好。 （2）小孔粗喉型储层 特点：喉道粗，孔隙个体小，分选连通较好，孔隙度低--中，渗透率中等--低。 （3）大孔细喉型储层 特点：孔隙个体大，喉道偏细，孔隙度中等，渗透率偏低。 （4）小孔细喉型储层 特点：孔隙个体小，喉道偏细，细歪度，孔隙度低，渗透率低。 粗喉、中喉、细喉、微喉的分级： 级别主要流动喉道直径um 特粗喉>30um 粗喉20~30 中喉10~20 细喉1~10 微喉<1 美国岩心实验室(Core Laboratories)根据孔喉半径大小将孔喉分为三种类型: 1.大孔喉(Macropores)—孔喉半径大于1.5μm; 2粗微孔喉(Coarse micropores)—孔喉半径在0.5～1.5μm; 3.细微孔喉(Fine micropores)—孔喉半径小于0.5μm。 于是该实验室在压汞毛管压力资料分析时计算这三类孔喉在岩石中所连通的孔隙体积百分数, 即: 1.大孔喉(>1.5μm)的孔隙体积百分数; 2.粗微孔喉(0.5～1.5μm)的孔隙体积百分数; 3.细微孔喉(<0.5μm)的孔隙体积百分数。 根据 E.S.米赛尔和W.V.安琪哈尔特的研究，吸附水膜的厚度一般可达0.1μm(有时可以变厚)。这就意味着, 在自然条件下, 水膜可以把半径≤0.1μm的管道全部堵死, 使石油无法进入。马丁·雷克曼也曾明确宣称:应当把半径<0.1μm 的孔隙当成岩石固体部分看待, 祝总祺等建议扬弃了半径<0.1μm的孔隙之后, 其余的半径大于0.1μm的孔隙空间代表石油能够进入的孔隙空间, 并将这部分空间体积称为“有用孔隙体积”。笔者认为, 可将半径小于0.1μm的孔喉称作极细微孔喉, 可从压汞毛管压力曲线上计算出极细微孔喉连通的孔隙体积百分数, 把
中国国家标准《石油天然气资源储量分类》
附件3 中国国家标准《石油天然气资源/储量分类》 （GB/T 19492-2004）与《联合国化石 能源和矿产储量与资源分类 框架》（2009）对接文件 2018年1月
目录 I.前言 (1) II.级别和亚级的直接对应 (13) III.GB/T 19492-2004级别细分为多个UNFC-2009亚级 (17) IV.GB/T 19492-2004勘探开发阶段划分与UNFC-2009项目划分对应的说明 (24) V.GB/T 19492-2004未界定和无分类数量的说明 (26)
I.前言 1.对接文件是说明在《联合国化石能源和矿产储量与资源分类框 架》（2009）（以下简称“UNFC-2009”）与资源分类专家组（EGRC）认可作为并行体系的另一分类体系之间关系的文件。文件提供了相应的说明和指南，指导用户利用UNFC-2009数字代码对并行体系产生的估算值进行分类。利用UNFC-2009数字代码报告估算值时，应明确相关的对接文件。 2.本文件对中国国家标准《石油天然气资源/储量分类》（GB/T 19492-2004）（以下简称“GB/T 19492-2004”）和UNFC-2009有关储量和资源量类别和级别进行了对比。 3.GB/T 19492-2004是指中华人民共和国国家质量监督检验检疫 总局中国国家标准化管理委员会于2004年4月30日发布，于2004年10月1日实施的《石油天然气资源/储量分类》（GB/T 19492 -2004）。该分类为中国的石油、天然气（游离气、气顶气和原油溶解气）和凝析油资源/储量的计算、评审和统计设立了统一的指导原则（图1）。
3 储层精细划分与对比(2003-10-20)
3 储层精细划分与对比 黄珏油田构造复杂，特别是次一级小断层发育，地层超覆明显，储层非均质性严重，标志层发育不全或不明显，给储层的对比带来极大困难。 3.1 对比策略 陆相地层精确的年代地层对比一直是困难的，具有不确定性和较低的分辨率。对于不同规模的储层，运用高分辨率陆相地层对比需要不同的策略。 针对黄珏油田复杂的地质特征， 因此试图利用高分辨率层序地层学的 原理和方法来研究本区储层沉积过程 与形成机制，掌握纵向变化规律来预 测储层横向变化趋势，从而指导储层 精细划分与对比。本次研究正是从这 一思路出发(附图3-1)，综合利用该油 田的新老地震资料、测井资料、岩心 资料和录井资料，从地震层序划分入 手，建立大规模地层旋回模式，在此 框架下，应用高分辨率层序地层学进 行等时地层划分与对比，建立该区的 等时地层对比格架，指导储层精细划 分与对比，并以短期旋回内砂体的叠 加样式为依据，实现井间追踪对比。 3.2 地震层序分析与划分 地震层序就是沉积层序在地震剖面上下的沉积响应，而沉积层序则是相对整合的、在成因上有相对联系的，以不整合面或与之可对比的整合面为界的地层单元。所以地震层序是由时代界面限制的年代地层单元，代表在单一地壳运动幕沉积下来的成因单元。因此地震层序最基本的划分原则是依据不整合面和地震反射终止关系(削截、顶超、上超、下超)。 3.2.1地震反射特征 黄珏地区地震反射最为明显的是T 23波组，其次为T 2 4、T 2 5波组，T 2 3 波组全区可连图3-1 黄珏油田戴南组对比策略
续追踪，T 24 、T 25 波组靠深凹部位反射连续性较好，靠构造高部位连续性较差。 垛一段早期的火山活动，形成分布广泛的顺层玄武岩，厚度2～10m 。电测曲线上，玄武岩表现为高阻、低电位、低时差特征。T 23波组在地震剖面上表现为强反射，非常醒目。由于吸收了大量的地震波高频成分，导致玄武岩层以下地层的地震波反射能量减弱，连续性变差。 由于“五高导”泥岩在本区发育不全，T 25波组连续性相对较差，由北往南高导段沉积厚度变薄，波组特征不明显。 戴南组内部地层组成比较均一，是导致戴南组地层内部反射结构不明显的一个 重要原因。录井资料统计研 究表明(图3-2)，戴南组内部基本是粉细岩与棕色泥岩互层，含砂率较低。戴南组平均含砂率为9.3%，其中戴一段为6.8%，戴二段为11%。 3.2.2地震层序划分 ⑴ 长期基准面旋回地震响应 长期基准面旋回是构造基准面旋回次一级的旋回。构造基准面旋回相当于Exxon 层序地层学派的三级层序。由于三级层序内不存在明显的不整合面，我们把长期基准面旋回划分为相对易于追踪对比的水进界面为界(Exxon 层序地层学派的四级层序)。 长期基准面旋回(LSC)是以边界断层活动性差异、物源供给的转换及A/S 比值的变化为依据来划分，本区戴南组可划分三套长期基准面旋回(附图3-1)。 除了戴二段顶部有一套稳定砂层产生的强反射外，LSC1(相当于戴二段上部)地震反射总体较弱，呈现出断续弱反射特征。在南北向地震剖面上，除了油田西部的地震剖面，其余剖面上该套地层反射均向边界断层方向减弱，甚至出现低频无反射。 LSC1与LSC2之间的界面为低角度上超面(附图3-2)。 LSC2(戴南组中部相当于戴二段中下部)表现出现几个强反射同相轴呈连续平行叠置特征。LSC2的下部反射同相轴常常上超终止于戴一段地层的顶面，向湖盆中央反射强度减弱。而LSC2的上部反射同相轴则向湖盆边缘反射强度减弱。同时，LSC2的反 图3-2 黄珏油田戴南组各油组含砂率分布
质量体系文件的层次划分情况
质量体系文件的层次 质量体系文件分不同层次，它们是： 第一层次质量手册； 第二层次程序性文件； 第三层次作业指导书（含检测细则、操作规程）； 第四层次质量记录（表格、报告、记录等）。 以上是将质量体系文件分为四个层次，也有分为三层次的，它们是： 第一层次质量手册； 第二层次程序性文件； 第三层次质量文件（含作业指导书、表格、报告等）。 质量手册是阐明一个实验室的质量方针，并描述其质量体系的文件。质量手册应描述质量体系范围，各过程之间相互接口关系，及各过程所要求形成的文件的控制程序，它对实验室的组织结构（含职责）、程序、活动能力即过程和资源作出规定。它不仅是质量体系表征形式，更是质量体系建立和运行的纲领。是实验室长期遵循的纲领性的文件。主要回答做什么的问题。质量手册通常为管理者及“用户”使用。 程序性文件是描述为实施质量体系要求所涉及到的各职能部门质量活动和具体工作程序的文件，并应对各职能部门质量活动和具体工作程序中的细则作出规定。主要回答如何做的问题，供该机构各部门使用，属支持性文件。以保证过程和活动的策划、运作得到有效组织并得到连续有效的控制。 作业指导书是供具体工作人员使用更详细的文件，是实施各过程和质量控制活动的技术依据和管理性文件的依据，主要回答依据什么执行的问题，为执行性文件。用以指导操作人员完成各项质量控制活动，主要为操作者个人使用。 质量记录为质量体系运行的证实依据，即是质量体系运行有效性的客观依据及完成某项活动的证据，主要回答执行结果如何，为证实监督文件。广义说质量记录它可以产生于实验室内部，也可能来自实验室外部。
负责体系管理的是从深圳过来的同事，文件共四阶，一阶是QM（质量手册）开头，二阶是QP（程序文件）开头，三阶（主要是管理标准、作业指导书等）是WI开头，四阶（主要是表单）是QP开头，为什么三阶是WI开头，四阶是QP开头 QM，是Quality Management的缩写，可以用来作为质量手册的开头（我公司使用的是业务手册，编号规则是BMS+公司名称缩写，其中BMS是Business Management System 的缩写）； QP，是Quality Procedure的缩写，一般用来作为程序文件的开头（我公司使用的编号规则是公司名称缩写+流水号） WI，是Work Instruction的缩写，一般用于三阶文件的开头（我公司的编号规则是部门代码+公司名称缩写+I或S+流水号，其中I代指部门内部文件，S代指部门共享文件） QF，是Quality Form的缩写，一般用于四阶表单的开头（我公司的编号规则是部门代码+公司名称缩写+F+流水号，其中F代表表单）以上，供参考。
A划分开发层系的原则
提高采收率的方法 经济有效地提高油气采收率是油气资源开发的永恒目标，为此发展了许多提高采收率的方法及其配套技术。然而如何有效的应用这些方法和技术都是有待不断研究的课题。 一些学者将提高采收率的方法可归结为两类不同范畴的技术，即：IOR技术（改善采油Improvement Oil Recovery）和FOR技术（强化采油Enhanced Oil Recovery），虽然它们共同的目标都是经济有效地开发剩余油以提高采收率。但从技术上讲它们却属于不同的技术范畴。因为其对象不同，技术思路不同，技术实施时机和方法也将会不同。 注水方案 在油田开发过程中，油井与油井之间，油井与注水井之间，注水井与注水井之间存在着强烈的相互影响。因而注水开发的油田必须把油田上相互连通的全部注水井和采油井作为一个整体来考虑，对整个开发区进行综合研究，综合设计，选择出一套最优的注水开发方案。它包括注水时间、注水速度、注水方式、注水层位四个方面。 A、注水时间 选择合适的注水时间是油田开发的最基本问题之一，直到目前国内外尚无统一的认识，综合国内外油田开发实践，主要有两种，一种是早期注水，一种是晚期注水。早期注水是指在油田或油层开发的早期就及时向地层注水，但各油田开始注水的时间有着较大的差别，一般要比油田投入开发的时间晚一至两年。早期注水由于及时补充了地层能量，驱替了油流的产出，因而能在一定程度上延长油井的自喷采油期，增加了自喷采油量，提高了主要开发阶段的采油速度，可在很长时间内实现稳产、高产，而且整个系统较灵活，易调整，效果较好。目前已成为注水开发的主要方式。晚期注水是指油田开发后期，地层天然能量枯竭或近于枯竭的注水方式，一般将它称为二次采油。这种方法单井产量一般不如早期注水高，而且产水量较高，但毕竟能提高最终采收率，多为一些老油田所采用。 B、注水速度 注水开发的另一个重要问题是注水速度，注水速度指注入水在油层内的流动速度，它决定了注水开发油田的采油速度。在地质条件相同的情况下，注水速度决定于注水压力，压力高则注水速度高，压力低注水速度则低。然而要选择一个合适的注水速度问题就不那么简单了。它不仅要考虑产层的物理特性、驱动类型和储量的采出程度，还要考虑经济发展的需要。注水速度地采油速度则低满足不了经济发展的需要；注水速度过高又会使油层过早的水淹，反而影响才最终采收率。因而应在详细了解储层地质物理特性的基础上，综合本油田的具体情况，制定合理的注水速度，而且还要经常根据动态监测的资料及时加以调整，一般要保持注水平衡，以保证注水油田始终保持较高的采油速度和提高最终采收率。 C、分层注水 以上讲的都是单个油层的注水开发问题，但在一套开采的层系井网中，经常有十几个或几十个含油小层，这些小层之间渗透率差别很大，有的小层渗透率高，而有的却很低，在注水井笼统注水之后，高渗透层吸水能力强，水向前推进的速度快，并且很快到了油井；而低渗透层吸水能力差，水线推进速度慢。因此，同在一口注水井中，却形成各小层之间水线推进非常不均匀的情况。如图11-14所示。 从采油井方面看，与注水井相连通的高渗透层早已见水，见水层的压力和含水上升，从而干扰和影响了其他小层的出油，其结果是油井含水上升，产油量下降，给油田生产带来了不利的影响。为了改善这种状况，大庆油田的石油工作者，创造出一整套分层注水、油水井配产配注、以及注水井调整吸水剖面等工艺技术措施，极大地改善了注水油田开采的状况。分层注水管柱是由井下油管、封隔器和配水器组成，它利用封隔器在油管与套管之间的环形
井震结合的稀疏井区相控储层分类与综合评价——以珠江口盆地WC-A油田珠江组为例
Journal of Oil and Gas Technology 石油天然气学报, 2020, 42(2), 17-26 Published Online June 2020 in Hans. https://www.360docs.net/doc/7d17288076.html,/journal/jogt https://https://www.360docs.net/doc/7d17288076.html,/10.12677/jogt.2020.422012 Facies-Controlled Reservoirs Classification and Comprehensive Evaluation in Sparse Well Areas Combined with Well-Seismic —Taking the Pearl River Formation of the WC-A Oilfield in the Pearl River Mouth Basin as an Example Feng Wei1, Guoqing Xue1, Cong Xiong2, Chengsheng Zhao2 1Zhanjiang Branch of CNOOC (China) Co. Ltd., Zhanjiang Guangdong 2Wuhan Times GeoSmart Science and Technology Co. Ltd., Wuhan Hubei Received: Mar. 4th, 2020; accepted: Apr. 7th, 2020; published: Jun. 15th, 2020 Abstract Reservoir classification and comprehensive evaluation is an important research content in the middle and late stage of oil and gas field development, especially for offshore oil and gas fields, the well pattern is sparse and the risk of well location deployment is high. Through reservoir classifi-cation and comprehensive evaluation, the development risk can be effectively reduced, which has an important guiding significance for the realization of fine adjustment and potential tapping of oil and gas fields. This paper takes the ZJ1-4 oilgroup of the Neogene in the WC-A oilfield in the Pearl River Mouth Basin as an example, and establishes three major categories and five subcategories through the optimization of sensitive geological parameters and the classification of facies-controlled logging reservoirs. In addition, the reservoir prediction thinking using analytic hierarchy has carved out the lithological and physical properties of the reservoir, and comprehensively eva-luated the plane distribution of different types of reservoirs. Using this research result, multiple adjustment wells were subsequently implemented, and the initial average production capacity reached 20 m3/d, which has achieved good development results, and provides a new research idea for the classification and development of sparse well pattern oil and gas field reservoirs. Keywords Grey System Theory, Reservoir Classification Controlled with Facies Controlled, Reservoir Prediction, Reservoir Comprehensive Evaluation