油藏工程论文题目

石油工程的主干学科是石油与天然气工程，主要课程有：技术经济学、油气田开发地质、工程力学、计算机程序设计、流体力学、渗流力学、钻井工程、采油工程、油藏工程、油田化学、钻采新技术等。主要实践性教学环节包括普通地质实习、金工实习、生产实习、毕业实习、毕业设计等（一般安排30周）。相近专业有采矿工程 /石油工/ 矿物加工工程/ 勘察技术与工程/ 资源勘察工程 /地质工程/ 矿物资源工程 /油气储运工程/ 煤及煤层气工程 /资源勘查工程等。下边我详细解释一下石 油 与 天 然 气 工 程石油与天然气工程是研究石油与天然气勘探、评估、开采、油气分离、输送理论和技术的工程领域。其工程硕士学位授权单位培养从事石油与天然气生成环境、勘探、油气井工程设计、测井数据采集和处理、油气田开采、油气储运以及工程管理的高级技术人才。研修的主要课程有：政治理论课、外语课、工程数学、弹塑性力学、计算机应用技术、高等流体力学、高等渗流力学、油藏数值模拟、油田化学、采收率原理、现代油气勘探技术、现代油气井工程、现代凿井工程、天然气工程、高等油藏工程、高等采油工程、高等输油管道工程、高等输气管工程、油气田采输系统、油气管道运行模拟、天然气液化技术、高等管理学基础、能源经济等。石油与天然气工程是一个运用科学的理论、方法、技术与装备高效地钻探地下油气资源、最大限度并经济有效地将地层中的油气开采到地面，安全地将油气分离、计量与输运的工程技术领域。石油与天然气作为人类社会能源的重要组成部分，由于其不可替代性和自身的不可再生性，在世界经济的发展、人类社会生活与文明中占有极其重要的地位。由于石油与天然气存在着储层埋藏深，物性有低渗、超低渗，油品有稠油、超稠油，加之高压高温、地层非均质、井眼形成难等特点，给钻探与开发增加了很大的困难。目前，我国石油与天然气采收率还比较低、地质条件复杂，深井与超深井钻探与开采成本还比较高，因此是一项高投入、高风险、但效益明显的产业。在我国，2l世纪将是石油与天然气工程得以迅速发展的时代。石油与天然气工程涉及工程力学、流体力学、油气地质、渗流物理、自控理论、计算机技术等基础和应用学科，需要解决的工程问题有钻井、完井、测试、油气藏开发地质、油气渗流规律、油气田开发方案与开采技术、提高采收率、油气矿场收集处理、长距离输送、储存与联网输配等工程问题。本工程领域与矿产普查与勘探、地球探测与信息技术、采矿工程、工程力学、化学工程、机械工程、交通运输工程等学科相关。培养目标是培养从事石油与天然气工程领域所属油气井工程、油气田开发工程、油气储运工程中科技攻关、技术开发、工程设计与施工、工程规划与管理的高层次人才。石油与天然气工程领域工程硕士应具有本工程领域坚实的基础理论和宽广的专业知识及管理知识，掌握解决工程问题的先进方法和现代化技术手段，具有独立担负工程技术或工程管理工作的能力以及解决工程实际问题的能力，具有较好的综合素质和较强的创新能力和适应能力。掌握一门外语，能较熟练地使用计算机。领域范围有以下几个方面：油气井工程：油气井工程力学，油气井工作液的化学和力学，油气井工程测量与过程控制，油气井测井数据采集、处理与解释。油气田开发工程：油气藏描述及开发地质建模的理论与方法，渗流理论和油气藏数值模拟，油气田开发理论与方法，采油采气工程理论与技术，提高采收率理论与技术，采油采气化学工程与理论。油气储运工程：油气长距离管输技术，多相管流及油气田集输和油气处理技术，油气储运及营销系统优化，油气管道和储罐的强度研究，油气储运设施施工及安全、防腐技术。石油与天然气工程管理。课程设置;基础课：科学社会主义理论、自然辩证法、外语、工程数学、应用弹塑性力学、计算机应用基础、技术经济学等。技术基础课：高等流体力学、高等渗流力学、油藏数值模拟、油田化学、提高采收率原理、渗流物理、油气藏经营管理、运筹学等。专业课：现代油气井工程、现代完井工程、天然气工程、高等油藏工程、高等采油工程、高等输油管道工程、高等输气管道工程、油气田集输系统、油气管道运行模拟、项目管理、能源经济学等。上述课程可定为学位课程和非学位课程。此外，还可以由培养单位与合作企业根据实际需要确定其他课程。课程学习总学分不少于28学分。学位论文方面，论文选题应直接来源于生产实际或者具有明确的生产背景和应用价值，或者是一个完整的工程技术项目的设计或研究课题，或者是技术攻关、技术改造专题，或者是新工艺、新设备、新材料、新产品的研制与开发，也可以是工程管理课题。选题要求有难度、有新意、有足够的工作量。对于技术攻关的成果，应有与国内外同类理论、方法与技术的对比分析；对于新工具、新工艺设计与开发的技术成果，论文应具有设计方案的比较、评估、参数计算模型与结果、完整的图纸；对于重大工程项目管理的成果，必须给出项目的系统组成、目标分析、风险与效益分析、计划与管理方案及措施、收益与创新管理方法。不知道上面这些介绍对这位同学有没有帮助。别人怎么说都只是了解，只有自己才是自己最好的老师！既然这位同学对石油工程这么有兴趣，那么我在这里祝你能心想事成！

杜玉山　张敬轩　田同辉　张强　王爱景　曲全工摘要　埕北30潜山是渤海湾南部浅海海域的一个高产含油构造，具有古生界、太古宇两套储油层。潜山的内幕构造、断裂系统极其复杂；储集层的发育受多种因素控制，非均质性极强，储集空间既有裂缝，又有孔、洞；原油性质特殊，油藏内既有黑油，又有挥发油。完钻探井数及录取的基础资料较少，储量尚不落实。针对这一复杂裂缝性潜山油藏，应用精细构造解释、裂缝成像测井、古地磁分析、应力场模拟、CT分析、双重介质数值模拟等多种新技术、新方法，开展了油藏描述及开发方案设计中的一系列探索研究。解决了构造形态及断裂系统展布、裂缝发育特征、储集层物性、储集层分布、油藏类型、开发技术政策等关键问题；加深了地质认识，落实了油气地质储量，编制了开发方案；同时总结形成了一套在少井条件下裂缝性潜山油藏描述及开发方案设计的方法。关键词　埕北30潜山　油藏　储集层预测　裂缝系统　储量计算　数值模拟　开发技术政策一、引言埕北30潜山位于渤海南部极浅海海域，水深10～16m，构造上位于渤中坳陷与济阳坳陷交会处的埕北低凸起的东部，勘探面积约50km2。5口完钻井中有4口井获高产油气流，1口井获低产油气流。油藏具有古生界、太古宇两套储油层，以太古宇为主。古生界地层断缺、剥蚀严重，平面上分布层位、厚度变化很大；太古宇以巨厚区域变质岩为主，夹火山岩侵入体，变质岩横向分布较为稳定。储集层具有双重介质特征，古生界储集层为灰岩、白云岩，孔、洞、裂缝均较发育；太古宇储集层储集空间以裂缝为主，少量溶蚀孔洞。裂缝是该潜山油藏主要的储集空间及渗流通道，具有多期次、多组系特点。油藏原油性质特殊，构造高部位为挥发油，构造低部位为黑油。潜山高部位顶面埋藏深度3100m，试油未见明显油水界面，潜山含油高度大于1000m，储量规模在2000×104t以上。二、埕北30潜山油藏描述技术裂缝产状及分布规律综合应用调查类比技术、岩心描述技术、室内分析技术、裂缝成像测井技术、地质录井技术、应力场数值模拟技术等多种方法，对构造裂缝发育产状及分布规律进行了综合研究，包括裂缝宽度、开启程度、组系、走向、倾向、倾角、密度、发育期次、平面分布状况及规律等（图1），取得了较好的研究效果。图1　裂缝产状描述流程图1）模拟调查类比法。（1）相似油田类比研究运用相似油藏类比方法，从静态、动态两个方面研究了东胜堡、王庄、华北等相似油藏的储集体发育规律，主要有：平面上，距离断层越近，储集体越发育，油井产能越高；纵向上，潜山上部储集体发育好于下部储集体；油藏为块状潜山油藏，裂缝以高角度缝为主。（2）地表露头调查类比潜山储集体发育规律通过选取与油藏在区域构造、储集体层位、储集体岩性、应力环境相似的露头地区进行野外调查，利用野外可以横向连续追踪和大面积测量的优点，研究储集空间成因、构成，表征储集体的各项参数及参数的变化规律，增加对储集体发育特征的认识，指导潜山油藏分布特征的研究。野外露头的研究成果可与油藏储集体研究成果相互补充，解决油藏因钻井揭示地质信息的局限性给研究带来的困难。对山东省莱芜市某地区太古宇裂缝发育特征进行的地面测量表明，71%的测点发育3～4组裂缝，65%的裂缝其倾角分布在60°～90°范围内。裂缝密度一般为5～65条/m2，主要在10～30条/m2范围内。裂缝面孔率最大可达2%，主要分布在18%～3%范围内，裂缝面孔率明显受边界断层的影响，在距主断层3000m范围内，裂缝面孔率与测点距主断层距离的关系为：胜利油区勘探开发论文集式中：Sf—面孔率，%；x—距主断层的距离，m。2）地质录井研究钻井动态分析是利用钻井过程中发生的诸如油气显示、钻速异常、泥浆漏失、井涌、井漏等特殊地质现象，综合研究地下储集体发育特征的技术方法。其对于岩溶孔洞性、应力裂缝性潜山储集体评价尤为重要。该方法适用于储集体发育特征、储集体含油特征等方面的研究，具有及时、高效、低成本的特点。（1）钻时曲线钻时曲线受岩石矿物、岩石结构、裂缝发育程度等多方面的影响，对于岩石性质较均一的片麻岩地层，钻时曲线主要受储集体发育程度的影响。致密片麻岩地层的每米钻时一般大于20分钟，由于片麻岩一般不易溶蚀，不发生钻具放空现象，若每米钻时小于10分钟，则可能预示钻遇裂缝发育带。（2）井涌、井漏井涌、井漏现象是裂缝发育程度高的重要标志。由于硅酸盐储集体不易发生溶蚀现象，对裂缝性油藏，这种地质现象并不多见。目前仅在王庄油田见到泥浆漏失现象，这与该油田长期裸露于地表，裂缝发生微弱溶蚀加宽有关。（3）岩屑录井岩屑录井可以提供地层岩性、地层层位等信息，同时也可以研究片麻岩的裂缝发育情况。岩性的变化可以形成较发育的裂缝系统，如片麻岩中的伟晶岩一般可作为较好储集体，煌斑岩等侵入岩及其围岩可以形成较好的裂缝储集空间。利用岩屑录井中次生矿物的类型、发育程度、结晶形态也可较准确判识裂缝发育情况。岩屑中出现黄铁矿一般表明，裂缝的开启程度较高；当具有较好自形晶形态的方解石、石英时，表明该段地层半充填裂缝发育，具有较好的储集性能；半自形和它形石英和方解石次生矿物则表明该地层裂缝以全充填为主，储集性能一般较差。3）岩心观察通过观察取心井岩心，直接测量肉眼可见的大、中裂缝发育宽度、开启程度、倾角、纵向发育密度、裂缝组系等特征。4）实验室研究应用室内分析技术，通过岩石薄片分析、铸体薄片、扫描电镜、CT分析等方法，研究、描述其微、细裂缝发育的宽度、长度、密度、配置关系等特征。（1）扫描电镜—图像分析仪系统分析储集体结构室内利用扫描电镜—图像分析仪系统研究储集空间的微观形态、储集空间连通特征、粒内及粒间微空隙特征、各原生矿物和次生矿物的赋存特征和成岩特征等。（2）薄片分析法在薄片观察中，用下式描述裂缝的发育程度，效果较好。胜利油区勘探开发论文集式中：Φi——计算裂缝孔隙度，%；ei——薄片中实测的第i条裂缝宽度，mm；li——薄片中的第i条裂缝长度，mm；S——薄片面积，mm2。（3）计算机层析技术计算机层析技术（CT）是80年代以后发展起来的、基于射线衰减理论确定岩心基本物理参数的一项新技术。其优点在于不用破坏岩石的原有结构，对于有限的岩心资料可同时进行多项储集体参数研究，并可通过切片，研究储集空间在三维空间的分布；可利用不同研究手段获取储集体参数，采用不受岩性和流体限制的图像分析法，对孔隙度边界像素的CT值进行准确判断后求取岩样孔隙度，获得较好的应用效果。（4）古地磁定向分析研究裂缝走向古地磁定向是利用地球最后一次磁场倒转后构造变形弱的特点，通过研究现代磁场下形成的粘滞剩磁进行岩心定向的研究方法。应用该技术对没有进行裂缝成像测井的井，根据具有规则裂缝面的岩心，研究确定不同组系裂缝的走向及倾向。该方法还可结合岩石磁组构分析对片麻岩进行片麻理定向，研究岩心裂缝的发育特征。实践表明，岩心的磁性分析和成像测井有机结合可以准确确定岩心裂缝发育特征。5）裂缝成像测井分析通过常规测井、地层倾角测井、裂缝识别测井等资料，尤其是裂缝成像测井（包括电成像和声成像测井），研究裂缝发育诸要素。其包括走向、倾向、倾角、组系、发育密度、在纵向上的分布规律等，可解决岩心资料无法直接解决的裂缝走向及倾向问题。6）地应力数值模拟法应用古应力场恢复、岩石力学性质、岩石破裂准则，通过有限元法模拟裂缝可能的走向、不同潜山部位应力的大小，判断裂缝发育的强度。7）相干体分析方法潜山储集体中高角度裂缝发育带、较大断层，可以导致不同地震道之间数据的差异，相干体分析技术就是利用这种差异，研究地震道之间数据相似性的一种数学方法。通过相干体分析与构造分析相结合，研究高角度裂缝的发育情况。根据埕北30潜山太古宇相干体分析结果，将研究区高角度裂缝划分为三类区。Ⅰ类区高角度裂缝占裂缝总数的40%左右，Ⅱ类区高角度裂缝占裂缝总数的20%左右，Ⅲ类区高角度裂缝不发育。通过应用以上研究技术，对埕北30潜山太古界发育的构造裂缝取得以下认识。根据岩心、成像测井资料分析，裂缝主要为倾角大于40°的中、高角度裂缝（＞80%）；裂缝以宽度小于1mm的细缝、微缝为主，占总裂缝数的68%；裂缝充填较为严重，开启缝约占裂缝总数的45%，中缝以上级别裂缝多被充填，有效缝一般为微细缝；裂缝组系较多，平面上各地区发育不一，主要有北东向、北北东向、东西向三组裂缝；纵向上，有效裂缝6～60条/m。储集体预测根据岩心、试油、测井及录井等资料，经综合研究，预测了埕北30潜山的储集层（图2）。其太古宇累积储集体厚度一般在100m左右。其中，因多条断层交汇潜山南部连续储集体厚度大于200m，南部储集体发育程度好于潜山北部。图2　储集层预测研究流程图储集体物性研究双重介质储集层的储集空间类型复杂，空隙结构多变，物性变化大，非均质程度高，裂缝系统和岩块系统具有不同的储集空间结构及渗流机理。因此，对储集体的物性特征有必要分为两大系统进行研究。（1）测井二次解释技术通过常规测井和核磁共振测井资料，应用Schumberger公司的EIANPLUS解释软件可以解释总孔隙度及裂缝系统孔隙度，两者相减求得岩块系统孔隙度。太古宇声波测井速度与测井解释孔隙度的统计关系为胜利油区勘探开发论文集式中：Φ——孔隙度，%；V——速度，km/s。太古宇声波测井速度与测井解释渗透率的统计关系：胜利油区勘探开发论文集式中：k—渗透率，10－3μm2；V—声波时差，μs/ft。（2）岩心分析技术室内分析化验的小岩样孔隙度、渗透率，反映的是储集体基质岩块的孔渗特征，含有10μm以下微细裂缝的全直径样品的孔渗分析结果基本反映岩块系统的孔渗特征。因此，可以通过全直径及小岩样的覆压孔、渗透分析资料来认识、评价储集体岩块系统的孔隙度、渗透率特征，这也是研究储集层物性的一种常规手段。（3）现代试井分析技术试井解释储集体参数是裂缝性储集体物性评价比较先进的方法。它应用双重空隙介质油藏模型、由试井得到的压力、时间拟合值和拟合参数，通过半对数分析法和霍诺分析法来计算油藏、油井的参数，对储集体物性进行研究和储渗系统的划分。对储能比和窜流系数进行分解得到裂缝系统和基质系统各自的孔隙度和渗透率，从而推导出新的物性计算公式：胜利油区勘探开发论文集式中：Kf——裂缝渗透率，10-3μm2；a——裂缝倾角，（°）；λ——窜流系数；ω——储能比；rc——井筒有效半径，m；Cm——岩块系统压缩系数，MPa-1；h——裂缝性油层厚度，m；Cf——裂缝系统压缩系数，MPa-1；t——时间，s；Φf——裂缝孔隙度，%；Ctf——裂缝系统综合压缩系数，MPa-1；tD——无因次时间；Φm——岩块孔隙度，%；μ——原油粘度，mPa·s。（4）开发地震技术通过油井二次解释、岩心分析、现代试井分析等方法，研究储集层物性（图3）。通过以上研究，认为太古宇储集体岩心统计面孔率一般在3%左右，其中花岗片麻岩裂缝发育程度高于煌斑岩，缝隙度一般大于3%，未见明显溶蚀现象发生；煌斑岩缝隙度24%，具有一定的溶蚀现象，洞隙度可达1%左右。小岩样物性分析平均孔隙度53%，平均渗透率21×10-3μm2。图3　储集层物性研究流程图测井解释太古宇潜山上部（即潜山面以下70m）平均孔隙度58%，其中裂缝孔隙度34%，岩块孔隙度24%；单层渗透率14×10-3～77×10-3μm2，平均05×10-3μm2。潜山下部（距潜山顶面70m以下）平均孔隙度9%，其中裂缝孔隙度6%，岩块孔隙度3%。潜山上部的储集能力优于潜山下部。埕北30潜山多口井的压力恢复测试计算的裂缝孔隙度为2%，渗透率21×10-3μm2；岩块孔隙度8%，渗透率0001×10-3μm2。解释结果与测井解释结果符合程度较好。油藏特征研究（1）原油性质及分类研究 埕北30潜山油藏地面原油密度为7755～8076g/cm3，平均7949g/cm3；地面原油粘度为04～92mPa·s，平均68mPa·s；含硫02%～6%，平均22%；凝固点7～22℃。为低密度、低粘度、低含硫轻质原油。根据埕北301、303井的高压物性分析，油藏构造高部位与低部位地下原油性质相差较大（表1）。表1　埕北30潜山油藏原油高压物性分析表研究发现，原油性质与油藏深度变化有明显规律，经回归分析，地面原油密度与埋藏深度的关系为：胜利油区勘探开发论文集原油体积系数与埋藏深度的相关关系：胜利油区勘探开发论文集原始气油比与埋藏深度的相关关系：胜利油区勘探开发论文集式中：ρo——地面原油密度，g/cm3；Boi——原油体积系数；D——地层深度，103m。Rsi——原始气油比，m3/t；埕北30潜山油藏存在黑油和挥发油两种原油，根据原油类型划分标准，按原油体积系数0作为挥发油和黑油的分类界限，根据原油体积系数与埋藏深度关系式，计算两者分界深度为3438m；按气油比300m3/m3作为挥发油和黑油的分类界限，根据原始气油比与埋藏深度关系式，计算两者分界深度为3461m。根据以上计算结果，综合确定该油藏挥发油和黑油在纵向上分界深度为3450m，在该深度以上为挥发油，该深度以下为常规黑油。平面上挥发油主要分布在潜山北部埕北301井区的构造高部位，其他大部分范围内为黑油。（2）油藏连通性研究据地层测试资料，油层压力系数为99～12，属正常压力系统。温度梯度7℃/100m，属偏高温系统。在不同油藏部位、不同深度试油，原油性质存在较大差别。纵向上，埕北30潜山古生界油藏与太古宇油藏是否连通一直是研究的重点，油藏在纵横向的连通性将直接影响储量计算和开发方案的制定。从地质角度分析，古生界和太古宇储集层之间没有稳定分布的隔层，纵向上是由断层及裂缝沟通的一个整体连通体；根据从温度压力特征，尚不具备说明埕北30潜山油藏具有多套油水系统的证据。为了进一步说明问题，应用了原油全烃色谱分析技术。原油全烃分析技术是近年才发展起来的一项新技术，该方法直接将原油进到色谱仪的汽化室，通过组分分离研究流体组成，分析井间或层间连通性。分别选取4口探井6个（埕北30、302、303井太古宇，埕北302古生界，埕北301、303古生界、太古宇合层）原油样品作中烃组分对极性图（C8～C17）、轻烃星图和原油全烃色谱分析谱图。中烃组分对极性图表明埕北30潜山油藏不同位置、不同深度原油样品特性基本相似；轻烃星图中，埕北302井的两层原油样品轻烃对比性很好，说明原油成藏后发生的次生变化相同，即占生界油藏、太古宇油藏在纵向上是连通的。以上研究表明埕北30潜山油藏整体属于同一油藏的可能性较大。（3）油藏类型确定依据对储集层发育特征、温度压力系统、油水系统、原油性质等方面的研究认识，埕北30潜山为低渗透裂缝性储集层、常压偏高温系统、地层不整合油藏，构造高部位为挥发油藏、低部位为高油气比黑油油藏。油层埋藏深度约在3100～4400m，含油高度1300m左右。储量计算及三维建模技术（1）计算方法及参数确定储量计算采用容积法。对于双重介质油藏，裂缝系统和岩块系统的含油性、驱油机理以及最终采收率相差很大，需要针对两大系统分别计算储量。同时，油藏内存在挥发油和黑油两种原油，亦应分别计算挥发油及黑油储量，以便科学地评价总储量的构成。按裂缝、岩块两大系统分别确定储量计算参数。其中含油面积、油层厚度、原油密度、原油体积系数、气油比等参数两大系统取值相同。取值不同的是孔隙度和含油饱和度。裂缝系统孔隙度取值为2%，含油饱和度取值为95%；岩块系统孔隙度取值为8%，含油饱和度取值为50%。分别按挥发油区、黑油区确定储量计算参数。（2）计算结果埕北30潜山油藏含油面积2km2，石油地质储量2638×104t，天然气地质储量74×108m3。其中，古生界含油面积8km2，石油地质储量813×104t，占总储量的8%；太古宇含油面积2km2，石油地质储量1825×104t，占总储量的2%。裂缝系统石油地质储量1193×104t，占总储量的2%；岩块系统石油地质储量1445×104t，占总储量的8%。其中，古生界裂缝系统石油地质储量374×104t，岩块系统石油地质储量439×104t；太古宇裂缝系统石油地质储量819×104t，岩块系统石油地质储量1006×104t。挥发油含油面积9km2，石油地质储量346×104t，占总储量的1%；黑油含油面积2km2，石油地质储量2292×104t，占总储量的9%。建立油藏三维地质模型应用Earthvision三维可视化地质建模软件，根据地质、测井、储集层预测等综合研究取得的成果及认识，建立了太古宇油藏的三维地质模型。根据太古界顶面构造解释结果及地震储集层预测描述的储集层顶面埋深图，建立了太古界储集层构造模型。根据探井实钻资料和地震储集层预测结果，建立储集层厚度模型。按裂缝系统和岩块系统分别建立了裂缝系统孔隙度模型和岩块系统孔隙度模型；按储渗体系的划分，分别建立裂缝系统X轴、Y轴、Z轴三个方向和岩块系统渗透率模型。按挥发油和黑油两种原油性质建立流体模型。根据“一套油水系统，油水界面深度4400m，水体体积是油藏体积的5倍左右，常压偏高温系统”建立了油藏模型。三、油藏工程研究双重介质储集层岩石压缩系数岩块系统和裂缝系统的储集空间结构差异较大，因此，分别研究它们的岩石压缩系数是十分有意义的。仅靠常规试验分析方法无法实现这一目的，而将岩石压缩系数分析仪与计算机层析仪（CT）联合应用则可实现研究双重介质压缩系数的目的。首先，利用计算机层析（CT）分析仪，对岩石横断面进行扫描，描述岩石样品的空间结构，研究样品的储集空间类型，确定样品是属于岩块还是裂缝系统；然后应用岩石压缩系数分析仪测定样品的压缩系数；最后将上述两方面的研究结果相结合，可分别确定岩块和裂缝系统的压缩系数。应用卜述技术分别确定了埕北30油藏岩块和裂缝系统的岩石压缩系数，前者为8×10-4MPa-1，后者为90×10-4MPa-1。油藏产能双重介质油藏储集层非均质性严重，不同储集层、不同井区油藏产能相差比较大。根据油藏已有的4口探井取得的试油成果，分别对古生界和太古宇分不同井区、不同层位、不同储集层类型（Ⅰ类、II类储集层）进行了产能研究。（1）古生界埕北30油藏目前试油的4口探井钻遇古生界层位不一致，因此试油时的产能也存在一定差异。埕北30井试油层位为古生界的冶里—亮甲山组，采油指数为9t/(d·MPa·m）；埕北301井试油层位为古生界府君山组，每米采油指数为62t/(d·MPa·m）；埕北302井古生界的试油层位为冶里—亮甲山组和马家沟组，每米采油指数为7t/(d·MPa·m）。根据古生界储集层在平面分布规律及试油时产能的差异，将古生界储集层按6个井区分别确定了每米采油指数。（2）太古宇根据埕北302井对太古宇试油结果，采油指数为15t/(d·MPa·m）。根据地质研究储集层预测、相干分析结果，埕北302井位于Ⅱ类区，采油指数取值为15t/(d·MPa·m）。在此基础上，根据储集层物性差异Ⅰ类区采油指数取值2t/(d·MPa·m），Ⅲ类区采油指数取值1t/(d·MPa·m）。相似油藏类比通过对国内外已投入开发的15个相似油藏实例进行了类比分析，取得了如下认识：①保持地层压力高于饱和压力是挥发油油藏取得较好开发效果的必要条件；②国内已开发的6个相似油藏开发实践表明，裂缝性潜山油藏注水开发采出程度一般为16%～30%。油藏数值模拟针对埕北30潜山油藏储集层和流体特征，应用三维三相黑油双重介质数模软件SimbesetⅡ进行了数值模拟研究，共计算了24个方案，研究、优选了合理的开发技术政策。1）挥发油区开采的可行性数模结果表明（表2），在相同井距条件下，避采挥发油区比开采挥发油区采出程度略高3%～5%，但由于避采挥发油区比开采挥发油区要少打1～4口井，故在相同井距条件下，避采挥发油区比开采挥发油区平均单井累积产油量提高（2～8）×104t。因此，避采挥发油区开发效果要好于开采挥发油区。表2　开采/避采挥发油数模研究数据表2）开发方式（1）天然能量开发采用750m井距、避采挥发油的布井方案对天然能量开发进行了数模研究。结果表明，天然能量开发初期采油速度2%，开发15年末采出程度可以达到2%。（2）注水开发注水方式 分别研究了内部注水、边缘注水、内部＋边缘注水三种注水方式。数值模拟结果表明（表3）：三种注水方式的初期采油速度和开发15年末采出程度比较接近，但由于采用内部注水方式总井数比其他两种注水方式要少打6口井，故开发15年末内部注水方式的平均单井累积产油量比其他两种注水方式要高2万吨，因此，埕北30油藏适合采用内部注水的开发方式。表3　不同注水方式数值模拟研究数据表注水时机及压力保持水平 研究了两种注水时机，即原始地层压力和75倍原始地层压力（即平均地层压力降至30MPa）。数值模拟结果表明，开发15年末，原始地层压力注水采出程度24%,75倍地层压力注水采出程度22%，比原始地层压力注水只降低了2%。因此，原始地层压力注水和75倍原始地层压力注水对开发效果影响不太大。考虑到采油工艺的要求，确定埕北30油藏注水时机为稍高于75倍原始地层压力，取值32MPa，即压力降至32MPa时注水保持该压力。注采比 研究了三种注采比（2、5、6）的注水方案。三种方案的计算结果对比表明，初期采油速度比较接近，在3%～4%；开发15年末采出程度随注采比的不同而变化，当注采比从2增加到5时，采出程度由2%增加到1%，当注采比从5增加到6时，采出程度不再增加。因此，埕北30潜山注水开发时合理注采比为5～6。（3）注气开发采用750m井距的均匀布井方案，以位于油藏顶部的三口井为注气井，进行注气非混相驱开发数值模拟研究。计算结果表明，注气开发初期采油速度4%，开发15年末采出程度为6%。（4）开发方式的确定受数值模拟计算软件本身的限制，在进行天然能量、注水、注气开发数值模拟研究时有些因素未考虑或考虑不够，对计算结果将产生如下影响。第一，天然能量开发数值模拟研究中，没有考虑因地层压力下降而使部分开启缝不同程度闭合，导致储集层渗透率下降的影响，这使数值模拟开发计算结果比实际情况要好，预计要高3%～4%；另外边底水能量严重不足也将影响其采出程度，预计要影响2%～3%左右。第二，注水开发数值模拟研究中，对受含水上升而使无因次采液（油）指数下降的影响因素考虑不够，使注水效果比实际要偏好，预计采出程度要高3%左右。第三，数值模拟中，没有考虑具有充足气源条件下的非混相驱及混相驱，仅是考虑将采出气回注并按照非混相驱来计算，其采出程度比注水略高。从国外油田注气开发的实际效果来看，非混相驱采收率一般在20%～30%左右，混相驱一般在30%～40%左右。因此，埕北30潜山油藏若注气量充足并实现混相驱，则其采出程度有望达到30%以上。综上分析，天然能量开发采出程度可能在14%左右，注水开发采出程度在21%左右，注气开发尚需进行深入研究。因此，埕北30潜山油藏的开发方式应立足于补充能量开发。在目前没有注气开发研究的可靠成果之前，能量补充方式暂按注水开发方式考虑，地层压力保持水平为32MPa左右，注采比为5～6。3）布井方式及井距（1）布井方式为了研究油藏非均质性对开发效果的影响，设计了均匀和不均匀布井两种布井方案。数模计算结果表明，不均匀布井方案开发效果好于均匀布井方案。在相同的生产井数下，不均匀布井方案初期采油速度比均匀布井方案可提高2%，开发15年末采出程度提高2%，平均单井累积产油量可以提高5×104t。（2）井距研究了750、900、1200m三种井距。计算结果表明，随着井距的增加，单井控制储量增加，初期采油速度降低，开采末期原油采出程度降低。750m井距和900m井距方案，平均单井控制储量分别为91×104t和152×104t，采油速度分别为8%和2%，说明这两个方案既有较好的单井控制储量，又有较高的初期采油速度；当井距增加到1200m时，虽然单井控制储量比较高，达到了228×104t，但初期采油速度比较低，只有 5%。因此，埕北30油藏合理井距应控制在750～900m。依据上述研究所确定的开发技术政策，在埕北30潜山共部署17口井，其中利用已有探井3口，新井14口，动用含油面积2km2，石油地质储量2638×104t，建成年产油能力33×104t。致谢　在研究过程中，得到了王端平副院长的指导；周英杰、王军、隋淑玲、张秉政等高级工程师参加了该项目的部分研究；滩海室范崇海、郑舰、王玉芹、宋美虹、姜书荣、王峰、崔映坤等同志参加了研究工作，在此一并表示感谢。主要参考文献[1]赵树栋任丘碳酸盐岩油藏北京：石油 工业出版社，[2]揭克常东胜堡变质岩油藏北京：石油 工业出版社，[3]王华芬王庄变质岩油藏北京：石油工业出版社，[4]柏松章，唐飞裂缝性潜山基岩油藏开发模式北京：石油工业出版社，[5]柏松章碳酸盐岩潜山油田开发北京：石油 工业出版社，[6]张学汝变质岩储集层构造裂缝研究技术北京：石油工业出版社，[7]王志章裂缝性油藏描述及预测北京：石油工业出版社，