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油气田开发工程常用术语

发布:多吉利        来源:www.duojili.cn  
油气田开发工程常用术语
SY/T6174-1995
 
目次
 
前言
1         范围
2         开发地质
3         油藏物性
4         渗流机理
5         试井分析
6         油气藏数值模拟
7         油气藏开发工程
8         提高采收率
附录A(提示的附录) 汉语拼音字母顺序索引
附录B(提示的附录) 英文名称字母顺序索引
 
前言
制定本标准的主要目的是要统一油气田开发工程常用术语,使其科学化、规范化,便于油田开发工程方面的方案设计、技术报告和论文的编写以及技术交流,本标准是油气田开发专业通用基础标准。
本标准的附录A、附录B都是提示的附录。
本标准由油气田开发专业标准化委员会提出并归口。
本标准由大庆石油管理局勘探开发研究院起草。
本标准起草人   袁庆峰  罗昌燕  孙长明  高树堂  田东辉  周显民
油气田开发工程常用术语
1    范围
本标准规定了油气田开发工程专用术语。
本标准适用于油气田开发工程领域,也适用于石油工业的其他领域。
2    开发地质
            2.01  圈闭 
                能够阻止储集层中的油气继续运移,并在其中储存起来形成油气聚集的场所。
            2.02  闭合度  
                从圈闭的最高点到溢出点之间的垂直举例。
            2.03  闭合面积 
                通过溢出点的构造等高线所圈定的闭合区的面积。
            2.04  圈闭容积  
                一个圈闭能聚集油气的容积。
            2.05  含油组合 
                相邻的一组生油层、储油层、盖层的总称。
            2.06  油藏 
                具有独立压力系统和统一油水界面、无游离天然气的聚集石油的单一圈闭。
            2.07  气藏 
                具有独立压力系统和统一气水界面,且只聚集有天然气的单一圈闭。
            2.08  油(气)藏  
                    具有独立压力系统和统一油水界面,且只聚集有石油和游离天然气的单一圈闭。
            2.09  构造油(气)藏  
                因构造运动使底层发生变形或变位而形成的油(气)藏。
            2.10  背斜油(气)藏 
                由背斜圈闭形成的油(气)藏
            2.11  断层遮挡油(气)藏 
                受断层遮挡形成的油(气)藏
            2.12  凝析气藏 
                因压力、温度下降,部分气相烃类反转凝析成液态烃的量不小于150g/m3的气藏。
            2.13  油田 
                同一个二级构造带内若干油藏的集合体。
            2.14  气田 
                同一个二级构造带内若干气藏的集合体。
            2.15  油(气)田 
                同一个二级构造带内若干油气藏的集合体。
            2.16  特大油田 
                石油地质储量大于10×108t的油田。
            2.17  大型油田 
                石油地质储量大于1×108~10×108t的油田
            2.18  中型油田 
                石油地质储量为0.1×108~1×108t的油田
            2.19  小型油田
                石油地质储量小于0.1×108t的油田。
            2.20  大型气田 
                天然气地质储量大于300×108m3的的气田。
            2.21  中型气田 
                天然气地质储量为50×108~300×108m3的气田。
            2.22  小型气田 
                天然气地质储量小于50×108m3的气田。
            2.23  工业油(气)藏 
                在现有的技术和经济条件下具有开采价值的油(气)藏。
            2.24  盐丘油(气)藏 
                由盐丘作用形成的油(气)藏。
            2.25  地层油(气)藏 
                因沉积连续性中断或储集层岩性变化形成的油(气)藏。
            2.26  地层不整合油(气)藏 
                形成原因与地层不整合面有关的油(气)藏。
            2.27  潜山油(气)藏 
                古地貌残丘、古断块山等古地形突起因风化、淋滤作用形成储集体,地壳下沉后又为不渗透所覆盖形成的油(气)藏。
            2.28  岩溶油(气)藏
                岩溶发育的碳酸盐岩地层被不渗透岩层覆盖形成的油(气)藏。属于地层油(气)藏的地层不整合油(气)藏。
            2.29  岩性油(气)藏
                由于储集层岩性变化而形成的油(气)藏。
            2.30  生物礁块油(气)藏
                生物礁被不渗透层覆盖形成的油(气)藏。
            2.31  水动力圈闭油(气)藏
                由水动力遮挡阻止油气继续运移而形成的油(气)藏。
            2.32  复合圈闭油(气)藏
                由两种或两种以上因素联合圈闭而形成的油(气)藏。如构造—地层复合圈闭、地层—流体复合圈闭、流体—构造复合圈闭及构造—地层—流体三元复合圈闭等油(气)藏。
            2.33  块状油(气)藏
                储集层厚度不小于10m、没有不渗透岩层间隔而呈整体块状,具有统一油(气)水界面的油(气)藏。
            2.34  层状油(气)藏
                储集层呈层状分布的油(气)藏。
            2.35  裂缝性油(气)藏
                以裂缝为主要储渗空间的油(气)藏。
            2.36  重质油油藏
                油藏温度下原油的粘度为0.1~10Pa·s、密度为943~1000kg/m3的油藏。
            2.37  焦油砂油藏
                油藏温度下原油的粘度超过10 Pa·s、密度高于1000 kg/m3的油藏。
            2.38  饱和油气藏
                原始油藏压力、温度下石油已饱和了天然气的油藏。
            2.39  未饱和油藏
                原始油藏压力、温度下石油尚未饱和天然气的油藏。
            2.40  原生油(气)藏
                在主要生油期后,分散状态的油气发生区域性运移,并在圈闭中聚集起来所形成的油(气)藏。
            2.41  此生油(气)藏
                原生油(气)藏受构造运动破坏,油气沿构造运动产生的断裂面或沿不整合运移到新的圈闭中聚集起来形成的新油(气)藏。
            2.42  原生气顶
                油气藏开发之前,在储层的压力和温度下,部分 游离气因重力分异升至圈闭顶部的储层中而形成的气顶。
            2.43  次生气顶
                油藏在开发过程中,压力降至饱和压力以下,从油中释出的部分气体未能随油产出,因重力分异积聚在圈闭高处而形成的气顶。
            2.44  油田水
                油田区域内的地下水。
            2.45  油层水
                在油田范围内直接与油层连通的地下水。
            2.46  层间水
                夹在油(气)层之间地层中的水。
            2.47  束缚水
                油气运移进储层后残留在储层孔隙中与油气共存、在油气开采过程中不能流动的地层水。
            2.48  边水
                油(气)藏含油(气)外边界以外的油(气)层水。
            4.49  底水
                油(气)藏含油(气)外边界以内直接从底部托着油(气)的油(气)层水。
            4.50  含油面积
                含油外边界所圈闭的面积,即含纯油区面积与油水过渡面积之和。
            4.51  含油内边界
                油藏中油水接触面与油层底面交线在水平面上的投影。
            2.52  含气外边界
                气藏中气水接触面与气层顶面或油气藏中气油接触面与油气层顶面交线在水平面上的投影。
            2.53  含气内边界
                气藏中气水接触面与气层底面交线或油气藏中气油接触面与油气层底面交线在水平面上的投影。
            2.54  纯油区
                油藏含油内边界以内或油气藏含气外边界以外的含油区。
            2.55  油水过渡带
                油藏含油内边界至含油外边界之间的地带。
            2.56  油气过渡带
                油气藏含气内边界至含气外边界之间的地带。
            2.57  气水过渡带
       气藏含气内边界至含气外边界之间的地带。
   2.58  油水接触面
       油藏中油与水之间的接触界面。油水界面并非使一个截然分开的面,而是一个具有一定厚度的油水过渡段。为了确定油藏参数,人为地确定油水过渡段中某一深度为该油藏的油水接触面。
   2.59  气水接触面
        气藏中气与水之间的接触界面。
2.60  油气接触面
    油气藏中油与气之间的接触界面。
2.61  油藏高度
    油水接触面与油藏最高点之间的垂直距离。
2.62  气藏高度
    气水接触面与气藏最高点之间的垂直距离。
2.63  油气藏高度
    油藏高度与气顶高度之和为油气藏高度。
2.64  油砂体
    含油砂岩中被低渗透的岩石所分隔的一些相对独立的含油砂岩体。它是组成储油层的最小沉积单元,是控制地下油水运动的相对独立单元。
2.65  单层
    同一时间单元沉积的油砂体的统称。
2.66  砂岩组
    上、下以比较稳定的泥岩分隔的相互靠近的单层的组合,在垂向上是一个小的岩性沉积旋回。
2.67  油层组
    包括几个砂岩组,是相似沉积环境下连续沉积的油层组合,其顶底有较厚的稳定隔层分隔。
2.68  含油产状
    指岩心沿轴线劈开后,在新鲜断面上含油部分所占面积大小(即含油面积百分数)以及岩心含油饱满程度。可分为五级,即:油迹——含油面积小于5%;油斑——含油面积5%~40%;油浸——含油面积41%~75%;含油——含油面积76%~90%;油砂——含油面积大于90%。
2.69  有效厚度
    油(气)层中具有产油(气)能力部分的厚度,即工业油(气)井内具有可动油(气)的储集层厚度。
2.70  夹层
    储层间或有效厚度之间的不渗透或低渗透性岩层。可分为层间夹层和层内夹层。
2.71  隔层
    储层之间,在注水开发过程中,对流体具有隔绝 能力的不渗透或低渗透性岩层。
2.72  标准层
    岩性和测井反映明显,分布广泛,易区别于上、下邻层的稳定沉积岩层。
2.73  旋回
    一套沉积地层在垂向上不同岩性的演变序列,反映了区域性构造变动或水进、水退等沉积过程的变化。
2.74  正旋回
    自下而上岩性逐渐变细的旋回。
2.75  反旋回
    自下而上岩性逐渐变粗的旋回。
2.76  复合旋回
    自下而上岩性逐渐由粗变细再变粗或由细变粗再变细的正、反旋回的连续组合。
2.77  韵律
    一个砂层内部垂向上不同粒级或渗透率的演变序列。
2.78  正韵律
    自下而上粒度逐渐变细或渗透率逐渐变低的 韵律。
2.79  反韵律
    自下而上粒度逐渐变粗或渗透率逐渐变高的韵律。
2.80  复合韵律
    自下而上粒度逐渐变粗再变细(或逐渐变细再变粗)或渗透率变高再变低(或逐渐变低在变高)的连续韵律。
2.81  粒度分析
    岩石中不同粗细颗粒含量的分析。
2.82  粒度中值
    粒度累计曲线上重复百分比为50%处所对应的粒径。
2.83  沉积环境
    是指沉积物沉积时自然地理条件、气候状况、生物发育状况、沉积介质的物理化学性质及地球化学条件等的总和。
2.84  沉积相
    是指一定的沉积环境和沉积特征的总和。
2.85  沉积模式
    根据现代沉积环境及古代沉积相的研究,对于古代沉积作用机理所区分出的一种具有代表性的成因类型。
2.86  沉积亚相
    在一个沉积区内依据水动力条件和沉积特征对沉积相所作的进一步划分。目前沉积相级别的划分一般是:陆相、海相、海陆过渡相为一级相;洪积相、河流相、三角洲相、湖泊相等为二级相;从二级相中进一步划分出的相区即为沉积亚相。如河流相可分为河道亚相、堤岸亚相、河漫亚相等。
2.87  沉积微相
    是沉积亚相的进一步细分,即四级相。如河道亚相进一步细分为边滩沉积微相、心滩沉积微相、滞留沉积微相;堤岸亚相可分为天然堤沉积微相、决口扇沉积微相等。
2.88  洪积相
    洪积相是近物源区的一种沉积相。主要分布于盆地边缘和基底潜山山麓,岩性为粗碎屑物,分选及磨圆度极差,泥质胶结,无明显层理构造,不含生物化石,见少量植物残体,岩体平面多呈扇形,属暴雨洪积产物。
2.89  河流相
    由河流作用形成的沉积相。沉积物主要由河道砂体和洪泛沉积物构成。其底部常有一冲刷面,冲刷面之上为含钙砾、泥砾及火成岩砾石的砂岩,具交错层理,向上碎屑粒径变细,演变为过渡性岩性,旋回顶部为泥岩。河道砂体平面上呈条带状分布,横剖面上岩性呈突变。河间为洪泛时的细粒沉积。属氧化环境,除少量植物根系、碳化树干外,很少发现其他生物化石。
2.90 分流平原亚相
    河流在三角洲分流以后所形成的沉积相。是河流所携带的大量泥砂及有机物质充填了部分蓄水体,后又被分流携带的泥砂所加积而形成的三角洲水上部分。分流平原位于泛滥平原与湖泊(海)的过渡地带。垂向岩性层序为沙泥岩及粉细砂岩呈不等厚互层,一般呈正旋回。
2.91  三角洲前缘亚相
    是三角洲的水下部分形成的沉积相。沉积物以河口坝、三角洲前缘席状砂、水下河道砂为主。砂层中以粉、细砂为主,常见低角度交错层理、重力滑动变形层理、席状砂与河口坝一般为反韵律或复合韵律。泥岩常为绿、灰及黑色、含少量植物化石及生物碎片。
2.92  滨—浅湖亚相
    三角洲之间湖水深度在波及面以上的沿湖岸浅水形成的沉积相。沉积物岩性为泥岩、粉砂岩、生物灰岩。是河流沉积、生物沉积及化学沉积经湖水再搬运堆积而成。常见水平层理、不规则层理、波状层理、压扁层理及团块、干裂、虫孔、虫迹等构造。化石丰富,为弱还原环境。
2.93  较深—深湖亚相
    在湖浪波及面以下水体较深部位还原环境中所形成的沉积相。底栖生物无法生存,以浮游生物为主,化石保存完好,沉积物岩性为粘土岩、油页岩、泥灰岩。粘土岩具水平层理,常见自生的黄铁矿分散于粘土岩层面上,有机质含量高,是良好的生油岩。
2.94  静水柱压力
    静止水柱的重力所形成的压力。
2.95  孔隙压力
    地层孔隙中所承受的流体压力。
2.96  覆岩压力
    某一深度的地层所承受的上面覆盖的岩层压力。是该深度从地下到地表岩石颗粒的重力与孔隙中流体承受的压力的代数和。
2.97  压力梯度
    单体长度或深度上的压力变化值。
2.98  地层异常压力
    地层的压力梯度比正常的静水柱压力梯度偏低或偏高的压力。前者称异常低压,后者称异常高压。
2.99  地层破裂压力
    使地层破裂时所需施入的压力。
2.100  地层压力系数
    某一深度的原始地层压力与同深度的静水柱压力的比值。具有正常地层压力的油藏,其压力系数为0.7~1.2。在此范围外则称压力异常,大于1.2者为高压异常,小于0.7者为低压异常。
2.101  预探井
    根据初步的地质及地球物理调查结果,在有潜在油、气圈闭的地区,为证实有无油、气蕴藏而钻的井。
2.102  评价井
    对一个已证实有工业性发现的油(气)流圈闭,为查明油、气藏类型,构造形态,油、气层厚度及物性变化,评价油(气)田的规模、生产能力(产能)及经济价值,最终以建立探明储量为目的而钻的探井。
    同义词:详探井
2.103  探边井
    是评价井的一种,为确定有可采价值油(气)藏的边界而钻的井。
2.104  资料井
    为了取得编制油(气)田开发和调整方案所需资料而钻的取心井。
2.105  生产井
    在已知有开发价值的油(气)藏的边界内,按开发方案的布井格局钻成的用来生产油(气)的井。
2.106  注入井
    在开发过程中,为补充、维持及加强油(气)藏的驱替能量,专门用于注入驱油(气)介质的井。如注水井、注气井等。
2.107  角井
    正、反九点法面积注入井网中,井位在几何图形四个角点处的井。
2.108  边井
    正、反九点法面积注入井网中,井位在几何图形四个侧边中点处的井。
2.109  中心井
    面积注入井网中如按四点、五点、七点或九点法布井时,位于几何图形中心位置的井。它可以是注入井,也可以是生产井。
2.110  定向井
    按规定方位角和倾斜度钻达目的层的井。
2.111  水平井
    是指在油藏中打开油层部分井段的斜度超过85,水平井段延伸长度约为产层厚度10倍以上的井。
2.112  丛式井
    在一个井场或平台上钻出的井底方位不同的一组井。
2.113  加密井
    为改善开发效果,增加可采储量或提高采油速度而补充钻的新井。
2.114  更新井
    因油井或水井的技术状况变差不能再继续使用使用而报废后所钻的代替井。
2.115  检查井
    油(气)田开发到某一阶段,为了认识各类油(气)层的剩余油饱和度分布和储层性质的变化以及各项挖潜措施的效果而钻的取心井。
2.116  监测井
    在已投入开发的油(气)藏中,为了录取油(气)藏开发动态资料而设置的井。可以设置专用监测井,也可以由生产井兼用。
2.117  干井
    钻达规定深度和层位并且经过工艺措施仍未得到有开采价值的油、气流的井。
2.118  报废井
    因地质原因或工程原因而永久不能用于油(气)田开发的井。
2.119  积压井
    因工程或其他原因暂时不能使用的井。
3   油藏物性
3.1  岩石物理性质
    指岩石的力学、热学、电学、声学、放射学等的各种 特性参数和物理量,在力学特性上包括渗流特性、机械特性(硬度、弹性、压缩和拉伸性、可钻性、剪切性、塑性等)。
3.2  油藏物理性质
    油气储集层的岩石物理性质,储层流体的物化性质及其在地层条件下的相态和体积特性,以及岩石—流体的分子表面现象和相互作用,油气水的驱替机制,统称为油藏的物理性质。
3.3  岩心
    利用钻井取心工具取出的岩石样品。
3.4  井壁取心
    用井壁取心器从井壁不同部位获取的不同层位的岩石样品。
3.5  岩心收获率
    指取出岩心的长度与取心时钻井进尺之比,以百分数表示。
3.6  密闭取心
    用特殊取心技术,使取出的岩心保持钻井时地层条件下流体的饱和状态。
3.7  压力取心
    用特别取心的工艺和器具,使钻出的岩心保持地层的压力,称为压力取心。
3.8  定向取心
    取心时能知道所取岩心在地层中所处方位的取心技术。
3.9  冷冻岩心
    是一种用冷冻保持岩心的方法,其目的是要防止岩心中的流体损失和疏松砂岩岩心的破碎。
3.10  常规岩心分析
    常规岩心分析可分为部分分析和全分析。
    部分分析可使用新鲜的或者经过保持处理的小柱状岩心进行孔隙度和空气渗透率的测定。
    全分析必须使用新鲜的或者经过保护处理的小柱状岩心进行空气渗透率,孔隙度,粒度,盐酸盐含量以及油、气、水饱和度的测定。
3.11  特殊岩心分析
    是指毛细管压力、液体渗透率、气—油相对渗透率、水—油相对渗透率、敏感性试验和湿润性等实验分析。
3.12  全直径岩心分析
    利用取心钻头取出的全直径岩心,于实验室内进行分析测定有关参数。
3.13  岩屑
    钻井过程中收集到的岩层碎屑。
3.14 
    颗粒直径大于或等于1mm的石英、长石类或其他矿物颗粒。
3.15  粗砂
    颗粒直径在0.5~<1mm的石英、长石类或其他矿物颗粒。
3.16  中砂
    颗粒直径在0.25~<0.5mm的石英、长石类或其他矿物颗粒。
3.17  细砂
    颗粒直径在0.1~<0.25mm的石英、长石类或其他矿物颗粒。
3.18  粉砂
    颗粒直径在0.01~<0.1mm的石英、长石或其他矿物颗粒。
3.19  粘土
    颗粒直径小于0.01mm的各种矿物质。
3.20  胶体颗粒
    水中含有的小于2μm的固态矿物质。
3.21  次微粒子
    水中含油的小于1μm的微粒固体物质。
3.22  悬浮液
    指粒径1~100μm的固体为分散相、流体为分散介质的分散胶体体系。
3.23  岩石的粒度组成
    构成砂(砾)岩的各种大小不同颗粒的含量。通常用重量百分数表示。
3.24  筛选
    用筛网测定岩石颗粒组成的一种方法。
3.25  沉速分析
    按颗粒在流体中的下沉速度来去定岩石颗粒组成的一种方法,其依据使斯托克公式。
3.26  斯托克公式
    是用来确定球形固体颗粒在液体中下沉速度的公式
3.27  粒度组成分布曲线
    指某一粒径范围的直径与其所含颗粒的重量百分数的关系曲线,一般用直方图表示。
3.28  粒度组成累积分布曲线
    指颗粒的累积重量百分数与其直径对数的关系曲线。
3.29  不均匀系数
    指砂岩粒度组成累积分布曲线上某两个累积重量百分数所对应的颗粒寂静之比。如累积重量为60%的颗粒直径d60与累积重量为10%的颗粒直径d10之比。显然,不均匀系数越接近1,表明粒度组成越均匀。因此,不均匀系数是反映粒度组成不均匀程度的一个数值指标。
3.30  储层岩石的孔隙性
    在储层岩石中,由于颗粒大小、形状及排列各异,加之胶结物的多样化,构成孔隙具有极不规则而又复杂的孔隙网络和不同的孔隙大小。
3.31  岩石的绝对孔隙度
    包括有效孔隙和无效孔隙在内的总孔隙体积νtp与岩石外表体积νf的比值称为绝对孔隙度φa。用小数或百分数表示。
3.32  岩石的有效孔隙度
    岩石中流体可以竟如其中的连续或互相连通的孔隙体积Vep与岩石外表体积Vf的比值称为有效孔隙度φe,用小数或百分数表示。
3.33  岩石的原生孔隙
    岩石在其沉积和成岩后未受到任何物理或化学作用而存在的孔隙体积称为原生孔隙。
3.34  岩石的次生孔隙
    岩石受到成岩后的地应力作用或地表水的淋滤作用或其他物理、化学作用,产生裂缝、节理、溶洞和再结晶作用,或上述作用综合影响所产生的孔隙称为次生孔隙。
3.35  孔隙体积
    指岩心或所研究的储层内有效孔隙的总容积。
3.36  孔隙大小分布
    常用的定义是孔隙体积按具体孔隙大小分布的概率密度函数。习惯上理解为多孔介质中孔隙大小及其所占孔隙空间比例的分布情况。
3.37  孔隙平均值
    多孔介质孔隙平均值因定义及计算方法而异,例如可按孔隙体积的加权平均而得出,但更多地按“平均水动力学直径”DM的含义从流体力学的意义上取平均值,通常定义为DM=4(V/S),式中V/S是孔隙采取算术方法求平均值。
3.38  孔隙结构模型
    模型一般分为三类:一类是由球形颗粒排列而成的球粒模型;另一类是由毛细管排列成的毛细管束模型,主要用于研究其毛细特性关系;第三类是各种结构的网络模型。球粒模型对毛管滞后,为求得水饱和度及剩余油饱和度提供了简便定性解释,但一般不用于毛细压力的定量计算。
3.39  网络模型
网络模型又分为网络物理模型和网络数学模型。网络物理模型是一种由人工经一定工艺过程而构成的孔隙结构模型,这种模型较接近于实际多孔介质的结构。网络数学模型又分二维和三维模型,由弥渗理论研究孔隙结构参数对介质中渗流的影响。
3.40  孔隙结构
    指多孔介质中孔隙的大小、几何形态及分布特性。
3.41  孔隙喉道
    孔隙喉道亦称孔颈,是多孔介质中流体通过的孔隙通道中的狭窄部位。
3.42  闭端孔隙
    指那些只有一端是互相连通的孔隙。即使它们通常可以为流体所渗入,但在正常渗流中流线并不穿过此类孔隙,所以对流体的运移的贡献微不足道。有时亦称盲孔或孔穴。
3.43  迂曲度
    渗流过程中流体质点实际走过的平均路程长度Le与宏观渗流方程中所假定的流体质点通过的路程长度L的比值的平方(Le/L)2定义为迂曲度T。
3.44  储层总和弹性系数
    指油层压力每降0.1MPa,由于流体膨胀和岩石孔隙缩小,使单位体积岩石内所能驱出的流体体积Co
3.45  储层的总压缩系数
    指储层岩石的孔隙压缩系数与所含流体压缩系数之和。
3.46  岩石的压缩系数
    指油层 压力每降低0.1MPa,单位体积岩石内孔隙体积的变化值。
3.47  岩石孔隙压缩系数
    指地层压力改变0.1MPa压力时,单位孔隙体积的变化值,也称岩石有效压缩系数。
3.48  砂岩的比面
    是指单位体积岩石孔隙内部的表面积或颗粒的总面积,单位:m2/m3,它表示砂岩的分散程度。
3.49  岩石的渗透性
    在一定的压差下,岩石允许流体通过的性质称为渗透性,渗透性的大小用渗透率K来表示。
3.50  岩石的绝对渗透率
    以岩石不起物化作用的、一定粘度μ的流体,在压差△p=p1—p2作用下,通过长度为L、截面积为A的岩石,所测出的流体流量为Q。对不同的岩石,当几何尺寸、外部条件、流体性质恒定时,流体的通过量Q的大小则取决于反映岩石渗透性 比例常数K的大小,K称为 岩石绝对渗透率,单位:μm2
3.51  岩石的相对渗透率
    当岩石中为多相流体共存时,每相的有效渗透率与绝对渗透率的比,称为岩石的相对渗透率,以小数或百分数表示。
3.52  岩石的有效渗透率
    当岩石中多相流体共存时,其中某一相流体在岩石中通过的能力,称为有效渗透率或相渗透率。岩石的有效渗透率之和总是小于该岩石的绝对渗透率。
3.53  相对渗透率比值
    指任何两种流体的相对渗透率的比值。
3.54  水平渗透率
    沿平行岩层层面方向所测出的渗透率,称为岩层水平渗透率Kh
3.55  垂向渗透率
    沿垂直岩层层面方面方向所测出的岩层渗透率,称为垂向渗透率Kv
3.56  滑脱效应
    滑脱效应亦称克林肯勃格效应。系指气体在岩石孔道中渗流特性不同于液体,即靠近管壁表面的气体分子与孔道中心气体分子的流速几乎没有什么差别,这种特性称为滑脱效应。
3.57  克林肯勃格渗透率
    在气测渗透率K与岩心入口的气体平均压力 的倒数的关系曲线图上,外推到 →∞,或K轴上的截距,称为‌克林肯勃格渗透率,它意味着消除了克林肯勃格效应后的渗透率,可理解为岩石的绝对渗透率,是比较不同岩性渗透性的绝对量度、与所用气体及 压力无关。
3.58  渗透率张量
    各向异性的多孔介质上某一给定点处的压力梯度矢量方向,往往不同于透绿速度矢量。因而要完整描述渗流现象,必须指定压力梯度及渗流速度矢量场。如果坚定介质可以相对于坐标系任意取向,并令压力梯度指向X,那么各向异性介质在X、Y、Z不同方向将有不同渗透速度。
3.59  宾州法
    系指在稳定态条件下,室内测定相对渗透率的一种方法,该方法采用三段岩心组合来消除末端效应。三段岩心包括混合段、测试段和消除末端效应段。
3.60  相对渗透率的数学模型
    在研究多孔介质中不混溶流体的微观渗流机理时,对于各相流体的相对渗透率,常需建立数学模型进行研究并与实测结果进行比较,此类数学模型主要包括有:
    a)毛细管模型
    b)统计模型
    c)经验模型
    d)网络模型
3.61  流体饱和度
    单位孔隙体积中各种流体占有相应的孔隙体积比例称为相应流体的饱和度。单位为小数或百分数。
3.62  原始流体饱和度
    原始状态下储层的流体饱和度。
3.63  共存水饱和度
    指油层被发现时存在于油层中的可动的水的饱和度。
3.64  束缚水饱和度
    束缚水在油气孔隙中所占的体积与孔隙体积之比,称为束缚水饱和度。
3.65  残余油饱和度
    在不同驱动方式下,不能再被采出而残留于单位岩层孔隙体积中的原油所占孔隙体积百分比。
3.66  剩余油饱和度
    在一定的开发方式和开采阶段,尚未被采出而剩留于单位岩层孔隙体积中的原油所占孔隙体积百分比。
3.67  湿润性
    指液体在分子作用下的固体表面的流散现象。
3.68  选择性湿润
    固体表面为一种流体L1所湿润,而不为另外一种流体L2所湿润,则称固体表面能被L1流体选择性湿润。
3.69  中间湿润
    固体表面可被两种流体以同样程度湿润。
3.70  接触角
    在油—水—岩石三相周界上,从选择性湿润流体表面做切线且与岩石表面成一夹角称为接触角。一般用符号θ表示。它的大小表征了岩石表面被液体选择性湿润的程度。θ角一般规定从极性的液体(水)那一方面算起。θ<900为水湿,而θ>900为油湿。
3.71  回复原态的岩心
    系指采用“三步法”使改变了油藏湿润性的岩心回复到原始油藏条件下湿润性的岩心。所谓“三步法”是指
    a)根据原油和岩石的性质选择化学溶剂进行清样;
    b)将油藏流体连续地注入到岩心中;
    c)在油藏温度下老化岩心足够长的时间(一般为40d),以便建立吸附平衡。
3.72  接触角滞后
    由于固——液表面受到污染,固体表面的粗糙度以及巨分子垢结使界面不易移动,后者例如固——液界面上流体中含油表面活性剂,其低流度会引起滞后,即前进角往往比后退角大得多,这一现象称为接触角滞后。
3.73  平衡接触角
    在测定油——水——岩石体系的接触角时发现,水的前进角经常随着油与固体表面接触时间的延长而变化,最后趋于一个平衡,到达平衡所需时间往往需要数十到数千小时,经常呈现出从亲水到亲油的巨大变化,表明固体对两种流体的接触时间有明显依存关系,最后趋于平衡的接触角称为平衡度接触角。
3.74  混合湿润性
    在混合湿润情况下,油湿部分的表面是指油能保持连续性分布,即对油的可渗性,所以允许排替油使其降至很低的残余油饱和度。
3.75  湿润反转
    指岩石表面在一定条件下亲水性和亲油性相互转化现象。
3.76  毛细管压力
    毛细管压力P0为毛细管中弯液面两侧非润湿相压力Pa和润湿相压力Pw之差,或为平衡弯曲液面两侧的附加压力,P0=Pa—Pw
3.77  贾敏效应
    当液——液、气——液两相在岩石孔隙中渗流时,液泡或气泡流动到毛细管孔道窄口处遇阻,如欲通过窄的喉道,则需克服毛细管阻力,这种阻力效应称为贾敏效应。
3.78  毛细管压力曲线
    油藏岩石的毛细管力与流体饱和度的关系曲线称为毛细管压力曲线。
3.79  饱和历程
    饱和历程也称饱和顺序,系指流体在渗流过程中采用的是排替过程或是吸吮过程。
3.80  排替过程
    在多孔介质中饱和湿润相液体,非湿润相在外压的作用下驱替湿润相,这一过程称为湿润相。
3.81  吸吮过程
    在多孔介质中饱和非湿润相流体,在与湿润相接触时,湿润相自发地驱替某些非湿润相,这一过程称为吸吮过程。如亲水岩石中水驱油过程称为吸吮过程。
3.82  初始排替毛细管压力曲线
    在毛细管压力曲线测定中,在外压作用下非湿润相驱替岩心中湿润相术语配体过程,所得毛细管压力与饱和度的关系曲线称为初始排替毛细管压力曲线。如系指被排替的湿润相饱和度从100%降至束缚水饱和度过程,称为初始排替毛细管压力曲线。
3.83  吸吮毛细管压力曲线
    在毛细管压力曲线测定中,降压用湿润相排驱非湿润相称为吸吮过程,所得到的毛细管压力与饱和度的关系曲线称为吸吮型毛细管压力曲线。在此过程中,使湿润相从舒服饱和度渗至为非湿润相剩余饱和度。
3.84  次级排替毛细管 压力曲线
    次级使湿润相从飞湿润相剩余饱和度降至舒服饱和度的排替过程。
3.85  湿润相
    岩石中存在两种流体时,能优先湿润岩石的流体称为湿润相。在亲水岩石中,水为湿润相。
3.86  非湿润相
    岩石中存在两种或多种流体时,不能优先湿润岩石的流体称为非湿润相。
3.87  自由水面
    毛细管压力等于零的水面称为自由水面。
3.88  杨氏方程
    在一个平滑固体表面上有一个液滴,周围为气相时,那么在固——液和液——气边界之间的接触线上呈现一定得接触角,在接触线上有一平行于表面的作用力σ1gcosθ,其中σ1g是液气界面的张力,θ为接触角;如无其他力抗衡,则不可能有平衡位置,因而在接触线上应存在另外一些与界面有关的力,如将固——气、固——液界面力分别记为σsg及  σs1,则平行于表面的纽曼三角定律中的分量可定成:σ1gcosθ=σsg—σs1,它表述了接触角和三个界面力之间的关系,此方程称为杨氏方程。
3.89  阀压
    非湿润相开始进入岩样最大喉道的压力,即驱替开始所需的启动压力称为阀压。
3.90  饱和度中值压力
    饱和度中值压力指在排驱毛细管压力曲线上50%饱和度所对应的毛细管压力。
3.91  网络的配位数
    多孔介质中某一孔隙与其周围连通孔隙的个数为网络的配位数。
3.92  莱维特J函数
    一种用于确立毛细管压力资料的相关关系的对比函数。J函数对同一地层的特定类型岩石的毛细管压力和岩性常有一定得相关关系,但这一关系对其他类型岩石并无普遍性。
3.93  压汞曲线
    非湿润相流体——汞,必须在施加压力之后才能进入岩样孔隙中,并且随着注入压力增大而逐渐占据较小的空隙空间。根据不同注入压力及在这个压力下进入孔隙系统中汞体积占孔隙体积的百分数所作出的毛细管压力——饱和度关系曲线称之为压汞曲线。
3.94  退汞曲线
    在压汞曲线测定之后,将系统压力逐渐降低,则压入 岩心孔隙中的汞会逐步退出,用退下来的不同压力和相应的汞饱和度绘出的毛细管压力曲线为退汞曲线。
3.95  退汞效应
    从注入最大压力降低到最小压力时,从岩石样品中退出汞的总体积与在同一压力范围内注入岩样的汞总体积的比值,用%表示。
3.96  毛细管准数
    用来判断注水末期紧闭在油层孔道内的油滴被驱出效率的一个无量纲数组,其值是作用在油滴上的粘滞力与毛细管力之比,称为毛细管准数或临界驱替比。
3.97  原始吸吮曲线簇
    在毛细管压力与饱和度关系的研究中,若沿二次排替曲线,在某些中间的饱和度值,即中途改换压力变化方向,形成了一些新的吸吮曲线,合称原始吸吮曲线簇。
3.98  原始排替曲线簇
    在毛细管压力与饱和度关系的研究中,若沿吸吮曲线,在某些中间的饱和度值,即中途改换压力变化方向,形成了一些新的排替曲线,合称原始排替曲线簇。
3.99  储层流体
    泛指烃类储集层在所处的压力和温度下所含的气相或液相。包括天然气、凝析液、石油及地层水。
3.100  注入流体
    泛指为各种处理储层目的而从地面沿井注入储层的各种流体。
3.101  产出流体
    指生产井中采出的来自储层或注入井的各种流体。
3.102  示踪流体
    加入化学剂或同位素示踪剂的注入流体。
3.103  牛顿流体
    是指流体运动时剪切应力与剪切速率之间的关系遵循牛顿内摩擦定律的流体。
3.104  非牛顿流体
    是指流体流动时剪切应力与剪切速率之间的关系不遵循牛顿内摩擦定律的流体。
3.105  塑性流体
    非牛顿流体中的一种,其特征是必须施加一定得外力才能使其从静态开始流动,在剪切应力达到一定数值后,剪切应力才与剪切速率成正比。
3.106  拟塑性流体
    非牛顿流体中的一种,其特征是一旦施加外力就立即开始流动,所以流动曲线通过远点并凸向剪切应力轴,其粘度不仅与温度及流体性质相关,而且当剪切速率增加时,其粘度下降。
3.107  溶胀流体
    非牛顿流体中的一种,流变曲线凹向剪切应力轴,粘度除与流体性质及温度有关外,且随剪切速率而增大。聚合物溶液在注入井底附近高剪速作用下,失去其拟塑性流体特性就会出现这种溶胀流体特性。
3.108  混相流体
    是指两种流体可以完全相互溶解,两相间界面张力等于零而不存在明显界面的流体。
3.109  地层油
    处在油层条件下的原油称作地层油。
3.110  脱气油
    通常指的是地下原油采至地面后,由于压力降到0.1MPa,溶解于油中的气体分离出以后的原油,亦称地面原油。油罐条件下所储存的原油就是脱气油。当其未加说明时一般均指处于常温条件。
3.111  地层流体物性
    是指地层油气在油藏压力和温度条件下的物理特性。
3.112  天然气
    地下采出的可燃气体称天然气,天然气是以石蜡族低分子饱和烃气体和少量非烃气体组成的混合物。
3.113  气藏气
    产自天然气藏得天然气。
3.114  伴生气
    溶解在地下原油中的天然气称为伴生气。
3.115  凝析气
    在较深气藏中所产出的气相中,除含有大量甲烷外,尚含有大量戊烷以上的轻质烃类,称为凝析气。
3.116  干气
    一般认为天然气中甲烷含量高于90%以上称为干气,又称贫气。
3.117  湿气
    当天然气中凝析油含量大于100g/cm3称为湿气。划分的含量标准与工艺发展水平有关。
3.118  净气
    天然气中含硫在1g/m3以下称为净气或甜气。
3.119  酸气
    当1m3天然气中含硫在1g以上或含相当数量的二氧化碳时统称为酸性气体。
3.120  天然气相对密度
    在相同温度、压力下天然气密度ρgρa之比,称为天然气相对密度γg
3.121  天然气的状态方程
    表征天然气的体积、压力和温度关系的方程称为天然气的状态方程,可以写为:
PV=ZNRT
式中:p——气体的压力;
      V——在压力p下的气体体积;
      T——热力学温度,K;
      N——气体的摩尔数;
      R——通用气体常数;
      N——气体压缩因子。
3.122  天然气密度
    指单位体积天然气的质量,单位为g/cm3
3.123  气体偏差系数
    气体偏差系数是在一定压力和温度下,实际气体占有体积与相同压力、温度下理想气体所占体积之比,一般利用有关图版求出。
3.124  天然气的拟临界压力
    天然气的拟临界压力ppc为天然气各组分的摩尔分数Yi,与各组分气体临界压力pci的加权值。
3.125  天然气的拟临界温度
    天然气的拟临界温度为天然气各组分的摩尔分数与气体各组分临界温度的加权值。
3.126  气体的对比压力
    气体的对比压力是指该气体所处压力与该气体的临界压力之比。
3.127  气体的对比温度
    气体的对比温度是指该气体所处温度与该气体的临界温度的比值。
3.128  气体的地层体积系数
    气体地层体积系数表示天然气在地层(或油层)条件下的体积与同样数量的气体在标准状况下所占体积的比值,其数值永远小于1。
3.129  天然气的压缩率
    天然气的压缩率是指在一定温度下,当压力每改变0.1MPa时,天然气体积的变化率。
3.130  真是气体势函数
    指研究气体渗流时,反映气体压缩因子的粘度随压力变化的一个综合量。
3.131  天然气的粘度
    天然气的粘度可以定义为天然气内摩擦阻力的量度,与压力、温度和相对分子质量有关。天然气的粘度可分为动力粘度和运动粘度,单位分别为帕[斯卡]秒(1厘泊=10—3Pa·s)和二次方米每秒(1厘托=10—6m2/s)。
3.132  溶解系数
    气体溶解系数a系指在一定温度下,每增大0.1MPa时,单位体积石油中所溶解的气量(标准条件下的),单位为m3/(m3·MPa),表示气体在石油中的溶解能力。
3.133  天然气的溶解度
    天然气在石油中的溶解度Rg,系指在压力为p时,在单位体积石油(地面原油)中所溶解的气量(标准条件下的),单位为m3/m3
3.134  气油比
    气油比通常指生产气油比,它实际是天然气产量(标准条件下的)与原油产量的比值,一般以m3/t为单位。
3.135  地层油的溶解气油比
    地层油的溶解气油比R系指在油藏温度和压力下,单位体积地层油中所溶解气量(标准条件下的),单位为m3/m3(地面原油)。
3.136  原始溶解气油比
    在油藏原始压力和油藏温度下的溶解气油比称为原始溶解气油比,通常以Rgi表示,单位为m3/m3(地面原油)。
3.137  闪蒸平衡
    指油藏烃类系统中,压力与温度变化可导致油、气两相之间发生传质和转移。如果这种传质和相间转移是在瞬间完成的,并达到平衡,则称这种平衡为闪蒸平衡。
3.138  接触分离
    在油气分离过程中所分离出的气体与原油始终保持接触,系统组成不变,这种油、气分离方式称为接触分离或一次脱气。
3.139  差异分离
    在油气分离过程中,在保持恒温下,不断将由于降低压力所分出的气体排除,系统组成逐级变化,这种油、气分离方法差异分离或多级脱气分离。
3.140  烃类系统的相态
    单一烃类或其混合物,由于温度和压力的变化所产生的相态变化。
3.141  油藏烃类相态图
    用来研究油藏烃类随地层压力、温度而发生的相态变化的图。
3.142  相态方程
    对于一个已知组成的烃类系统,可以用来计算不同压力和温度下液相数量和各组分在液相中浓度的变化,以及各组分在气相中的浓度和气相数量的公式。
3.143  反凝析压力
    当烃类系统温度处于临界温度及两相共存最高温度之间,压力在临界压力以上时,如系统压力降至某值,气相中出现液滴,该压力即称为反凝析压力。
3.144  露点压力
    露点压力是指开始从气相中凝结出第一批液滴的压力。
3.145  反凝析气
    某些烃类混合物在高于灵界温度下以气体凝析物形式存在,而当压力下降时,将产生气体的膨胀或液体的蒸发趋向凝析。相反,当压力增大时,它们蒸发而取代凝析。
3.146  反凝析现象
    在原始条件下凝析气藏中的烃类系统以气态存在,投产后,当压力降到某一数值前,相态已知发生变化,而降到某一压力数据,气相有液相析出,通常将这种现象称为反凝析现象。
3.147  地层油体积系数
    地层油的体积系数B0可定义为原油在地下的体积Vf(即地层油体积)与其在地面脱气后体积Vs的比值,即B0=Vf/Vs
3.148  地层油的两相体积系数
    地层油的两相体积系数U,是指油藏压力低于饱和压力时,在给定压力下地层油和其析出气体总体积(即两相体积)与地面脱气原油体积的比值。
3.149  油藏流体的压缩率
    油藏流体(油、气、水)的压缩率系指压力每改变0.1MPa压力时,流体体积的变化率。
3.150  饱和压力
    地层原油饱和压力,是在油层温度下全部天然气溶解于石油中的最小压力。也可以说是在底层温度下,从液相中分离出第一批气泡时的压力。亦称泡点压力。
3.151  平衡常数
    系指一定温度压力下,油、气两相达到热力学平衡时,某一组分在气、液两相中的比配比例,亦即该组分在气相和液相中的克分子分数比值。对理想溶液,当温度和压力一定时,上述比配比例是一常数,故称平衡常数;但对油、气系统,特别是当其处于高压下时,上述分配比例并非常数,它除与温度、压力有关系外,还和油、气系统的组成有关,故称平衡常数不是确切的,近来多将其称为平衡比。
3.152  达西粘度
    应用增溶活性剂、无机电解质、助活性剂及水配成稳定胶束溶液,在岩层孔隙中流动粘度随着流动速度增加而增大的粘度,称为达西粘度。
3.153  聚合物的结构粘度
    结构粘度系指由于聚合物中源自内旋转形成的卷曲结构,在溶液中相互交联而形成网状结构而导致急剧增大的粘度。
3.154  视粘度
    指在恒定温度时,某一剪切速率下,剪切应力与剪切速率的比值。视粘度不仅决定于温度,也决定于流动的压力梯度。
3.155  触变性
    复配的结构性溶液,在受剪切时切力自行降低(变稀),而静置后切力能自行恢复(变稠)的流体动力特性。
3.156  流变性
    流体的剪切应力与剪切速率之间的各种变异特性,主要是指流体的非牛顿流动特性。
3.157  粘——弹效应
    粘——弹效应系指其随剪切速度的高低不同而呈现粘性流体和弹性固体性质。
4    渗流机理
4.1  渗流力学
    研究流体通过各种多孔介质流动时的运动形态和运动规律的科学。
4.2  多孔介质
    以固相介质为骨架、含有大量孔隙、裂隙或洞穴的介质材料。若多孔介质对流体是可渗的,称为可渗多孔介质。
4.3  双重孔隙介质
    这类介质由两个系统组合而成,孔隙性介质构成岩块系统;裂缝性介质构成裂缝系统。两个系统按照一定规律发生彼此间的传质交换。
4.4  非均质地层
    地层参数随空间坐标而变化的油气层。
4.5  不可压缩流体
    随压力变化,体积不发生弹性变化的流体。
    同义词:刚性流体。
4.6  可压缩流体
    随压力改变,体积发生弹性变化的流体。
    同义词:弹性流体。
4.7  渗流速度
    流体通过多孔介质横截面积流动的速度。流体在多孔介质中流动的渗流速度不是流体质点的真实速度。
4.8  流体的流速
    流速即流体在多孔介质中的有效渗透率K与其粘度μ的比值。
4.9  流度比
    驱动相得流度与被驱动相流度的比值。
4.10  渗流
    流体在多孔介质中的流动。
4.11  稳定渗流
    流体在多孔介质中渗流时,密度和速度等物理量仅为空间函数而不为时间函数的渗流。
    同义词:定常流动;稳态流动。
4.12  不稳定渗流
    流体在多孔介质中流动时,各物理量不仅是空间的函数而且还是时间函数的渗流。
    同义词:非定常流动;非稳定流动。
4.13  拟稳定渗流
    油藏中各点的压力随时间的变化率为常量时的不稳定流动。
4.14  非线性渗流
    当渗流速度增大到一定程度之后,渗流速度与压力梯度之间不成线性关系。
4.15  单相渗流
    多孔介质中只有一种流体以一种状态参与流动。
4.16  两相渗流
    多孔介质中有两种流体同时参与流动。
4.17  多相渗流
    多孔介质中同时有两种以上互不混溶流体参与流动。
4.18  多组分渗流
    含油多种组分的烃质和非烃质混合的流体在多孔介质中的流动。在多组分渗流过程中,往往伴随着发生各相之间的物质传递或相变。
4.19  交互渗流
    不混溶的两相流体以相反方向交互渗流。例如一个被非湿润相饱和的系统当与湿润相流体接触时,湿润相将吸吮入孔隙中并以交互渗流方式排替出一些非湿润相流体,这是一种不稳定渗流,体系中空间各点的饱和度随时间而变化。
4.20  气体滑渗
    气体渗流时,在固体孔壁上的速度不为零,存在一个“滑移”速度。在气体分子的平均自由行程与孔隙大小的数量级大致相当时,“滑移”对气体渗流有明显影响。
4.21  点源
    在渗流中向四周发散流线的点叫做点源。例如注入井可作为点源处理。
4.22  点汇
    在渗流场中从四周汇集流线的点叫做点汇。例如生产井可作为点汇处理。
4.23  渗流的初始条件
    对渗流过程开始瞬间状况规定的条件。
4.24  渗流的边界条件
    由于对油气层建立的微分方程的通解中包含有许多待定系数和待定函数,因此必须给出一些条件来确定待定系数和函数。如果所给出的条件是对所研究区或空间物理位置而言的,那么这些条件称为边界条件。
4.25  边界效应
    在京的附近往往存在着各种边界(例如等势边界和不渗透边界),这些边界的存在对渗流场的等势线分布、流线分布和井的产量等都会产生影响,这种影响称为边界效应。
4.26  压降漏斗
    在平面径向流时,由于井的投产造成地层压力下降(从井壁到供给边缘)。压降形状从整个地层来看很像一个漏斗状的曲面,该曲面称为压降漏斗。
4.27  压力叠加原理
    油层中任何一点压力变化等于各井在该点上引起的压力变化的总和。
4.28  井间干扰
    在同一油层内,若两口以上的油井同时生产,如果其中任何一口井的生产对其他井发生影响,这种现象称为井间干扰。
4.29  供给边缘
    油藏外压力保持不变的能量供给边缘,称为油藏的供给边缘。在油藏开采过程中许多口井同时生产,在一口井的周围都自然地划分出一定得、大小不同的供油面积,这个面积的边缘称为油井的供给边缘。
4.30  二维渗流
    所有质点的运动轨迹和物理量都与空间两个坐标有关的渗流。
4.31  三维渗流
    所有质点运动轨迹和物理量与空间三个坐标都有关的渗流。
4.32  二维两相渗流
    如果在一个地层单元中,两相流体同时流动,并且流动是二维流动,则流体在该地层单元的渗流称为二维两相渗流。
4.33  多维多相多组分渗流
    当地下孔隙介质中流动的是一种含油多种组分的烃质混合物(液包含有一部分非烃质组分),这些组分可能以液体状态存在,也可能以气体状态存在,从而形成多种具有分解面相。它们在地层中作空间运动时称为多维多相多组分渗流。
4.34  达西定律
    一定流体通过多孔介质单位截面积渗流速度与沿渗流方向上的压力梯度成正比。
4.35  达西渗流
    流体在多孔介质中的流动服从达西定律,流速与压力梯度成直线关系的渗流。
4.36  非达西渗流
    流体在多孔介质中的流动不服从达西定律,流速与压力梯度偏离直线关系的其他渗流方式均称为非达西渗流。
4.37  径向流
    流体在平面上从四周向中心井点汇集或从中心井点向四周发散的流动方式。
4.38  单向流
    流线为彼此平行的直线,并且垂直于流动方向的每一个截面上各点渗流速度相等的渗流方式。
4.39  球形流
    流线呈直线向井点汇集,其渗流面积成半球形,这时的渗流方式称为球形径向流,简称球形流。
4.40  粘性指进
    两相不混溶流体驱替过程中,由于两相粘度的差异造成前沿驱替相呈分散液束形式(即象“手指”一样)向前推进,这种现象称为粘性指进。
4.41  水(气)锥
    如果在油(气)水接触面很大的油(气)藏得含油(含气)部分钻井,在开采过程中,使油(气)水接触面变形而成一“丘状”,这个“丘状”底水(气体)称做水(气)锥。
4.42  底水锥进
    以水压驱动方式开采底水油藏时,油井投产后,井底附近的油水接触面成锥形上升的过程,称为底水锥进。
4.43  交互窜流
    对重介质岩层中,裂缝系统和岩块系统之间的流体交换过程。
4.44  流动势
    在渗流理论中为了便于分析问题,引用一个新的参数φ=Kp/μ,参数φ称为“势”。其中p为流体压力;K为地层渗透率;μ为流体粘度。引入势这一概念后,达西渗滤定律可写成:v=—dφ/dL,即地层任一点上渗滤速度值等于该点上势对距离的一阶导数的负值。由于势与渗滤速度之间存在这样的关系,因而势亦称为流动势或速度势。
4.45  导压系数
    表示弹性液体在弹性多孔介质中不稳定渗流时,压力变化传递快慢的一个参数,单位是cm2/s,导压系数用希腊字母χ表示,它是地层有效渗透率K除以流体粘度μ与综合压缩系数Ct乘积μCt所得的商,即χ=K/(μCt)。
4.46  分流线
    流体流向两个点汇(生产井)时,在两个点汇之间存在有一条渗流左右分开的流线,这条流线称为分流线。
4.47  主流线
    连接两口注采井中心点的连线,称为主流线。主流线商流体质点流速比其他流线商的流速要快。
4.48  舍进
    在注采井网中沿主流线先期突进,在二维平面流线图上类似于舍形,称为舍进。
4.49  平衡点
    两口生产井的分流线上渗滤速度等于零的点称为平衡点。如果在均质地层中是两口等产量的生产井,并且以两井连线中点为坐标原点,则由于流体流向两口等产量生产井是互相对称的,所以坐标原点渗滤速度为零,是平衡点。如果两口生产井产量不相等,平衡点的位置偏向产量小的井一方。平衡点处渗滤速度为零,所以在平衡点附近形成死油区。改变两口井各自产量的比例,可使平衡点位置移动,从而缩小死油区的面积。
4.50  汇源反映法
    用来解决直线供给边缘这种类型的边界对渗滤规律的影响问题的一种方法。油井靠近直线供给边缘时,在这种边界影响下,流体向油井渗滤的规律与流体向无限大地层中单独一个点汇渗滤时的规律不一样,但与无限大地层中存在等产量的一源一汇(一口注入井和一口生产井)时的渗滤规律相同。因此,在均质地层中可以想象以直线供给边缘为镜面,在镜面的另一侧反映出一口油井的镜像,即一个与点汇产量相等的假想点源。这样,可以把井靠近直线供给边缘的渗流为题化成无限大地层中存在等产量的一源一汇的问题,从而求出油井的产量和底层中压力分布公式,这种方法叫汇源反映法。
4.51  流动系数
    表示油井产能大小的参数。它是地层有效渗透率K与有效厚度h的乘积。及Kh。
4.52  产能系数
    表示流体在底层中流动难易程度的参数。它是地层有效渗透率K与有效厚度h的乘积除以流体粘度μ所得的商,即Kh/μ。
4.53  压力函数H
    当油、气两相同时渗流时,引入一个压力函数H来代替压力p,压力函数H是一个与压力,地层流体性质有关的函数。
    同义词:赫里斯奇昂诺维奇函数。
4.54  渗流雷诺数
    用来判别渗流是否服从达西渗流定律的标准。较常用的是卡佳霍夫公式。
4.55  渗流指数
    表示渗流流量与压力梯度关系的指数方程Q=C(dp/dL)n,式中的指数n称为渗流指数。实验证明,n变化在1~1/2之间。当n=1时,渗流流量与压力梯度成线性关系,流体渗滤是线性渗滤;当1/2≤n<1时,流量与压力梯度间的线性关系被破坏,流体渗滤是非线性渗流。C为比例系数,它的大小取决于岩层和流体的性质。
4.56  等压线
    地层中折算压力相等的点构成等压面,它在平面上的投影称为等压线。在单向流和平面径向流时,一般选取与底层厚度相垂直的平面作为投影平面。许多条等压线组成一个等压线簇。
4.57  混相驱替
    多孔介质中一种流体驱替另外一种流体时,驱替过程发生了两种流体之间的扩散,传质等现象,两种流体间不存在分解面。
4.58  非混相驱替
    多孔介质中一种流体驱替另外一种流体时,两相流体不能相互溶解,彼此不发生扩散传质现象。
4.59  活塞式驱替
    多孔介质中一种流体驱替另一种流体时,两种流体之间存在一个明显的分解面,因而驱替过程中,分解面象活塞一样向前移动。这种驱替方式称为活塞式驱替。
4.60  非活塞式驱替
    实际储集层中由于存在岩层的微观非均质性,并且由于流体性质差异及毛细管现象的影响,当一种流体驱替另一种流体时,出现两种流体混合流动的两相渗流区,这种驱替方式称为非活塞式驱替。
4.61  渗流状态方程
    在渗流过程中,状态不断发生变化。由于与渗流有关的物质(岩石、流体)都具有弹性,因而随着状态变化,物质的力学性质发生变化。描述这种忧郁弹性而引起力学性质随状态而变化的方程式称为状态方程。
4.62  分流量方程
    莱弗里特于1941年推导出的一种方程。它表示水在总液流中的分量fw与流体的年度μ,相对渗流率K、总流度Ut,毛细管压力梯度以及重力有关。
4.63  前沿推进方程
    贝克莱和莱弗里特于1949年提出的一个方程。它表示,某一固定不变的驱替液饱和度Sw面得推进速度,相当于总流速乘以流速组成的由于驱替液饱和度微笑改变所引起的变化率。
4.64  威尔杰方程
    威尔杰于1982年推导出了一个方程,它反映了系统中驱替流体的平均饱和度Sw与该系统采出端饱和度Sw2相关的关系。
4.65  前沿不稳定性
    多孔介质中两相非混相驱替中,驱替前沿出现粘性指进现象,因而使得驱替前沿不能形成平滑的分解面,这种情况称为前沿不稳定性。
4.66  饱和度间断
    指多孔介质中非混相非稳态两相驱替渗流过程中,在驱替前沿处出现了驱替相饱和度双值或三值状况,这说明饱和度的分布的前沿处产生了不连续或“跃变”。这种现象称为饱和度间断,又称为饱和度跃变。产生饱和度间断的主要原因是毛细管力影响。
5    试井分析
5.1  稳定试井
    逐步地改变井的工作制度,测量出每一工作制度下稳定的井底压力、产油量、产液量、产气量、含砂量或注水量。
    同义词:系统试井。
5.2  流入动态方程
    油井稳定试井时所得出的指示曲线,可用如下方程式表示:q0=C(pn-pwfn,式中:pn、pwf——分别为地层 压力和井底压力;
q0——油井产量;
C、n——系数。
5.3  指示曲线
    根据稳定试井测得的油、气、水井产量或注入量及流动压力资料而绘制出的曲线。一般以产量或注入量为横坐标,以流动压力为纵坐标。
5.4  采油指数
    油井日产油量除以生产压差所得出的商。
5.5  比采油指数
    单位油层厚度的采油指数。
5.6  产液指数
    油井日产液量除以生产压差所得出的商。
5.7  吸水指数
    水井日注入量除以注水压差所得出的商。
5.8  等时试井
    气井以某一稳定流量q1生产一段时间t1,然后关井知道压力恢复至稳定状态;再开井以流量q2生产相同的时间,然后再关井知道压力恢复至稳定状态,如此循环进行三次以上流量的测试。最后一次流量测试,生产时间应延长至达到稳定流状态。除最后一个流动期外,每个流动期的时间相等;关井期间井底压力逐渐上升至近似等于平均地层压力,因此关井时间不相等。
5.9  气井产能方程
    根据气井产能测试资料处理所得到得描述气井产能的方程。
5.10  气井产能曲线
    根据气井产能测试资料整理绘制的曲线。
5.11  改进等时试井
    关井压力恢复时间与开井生产时间相等的等时试井。
5.12  真实气体势函数
    由下述积分定义:Φ(p)=2
  式中:Φ(p)——拟压力值;
         P0——任意一个基准压力;
         μ(p)——气体粘度;
         Z(p)——气体偏差系数。
    同义词:真实气体拟压力。
5.13  不稳定试井
    当井生产稳定后,改变井的工作制度,测量井底压力随时间发生的变化值。
5.14  压力恢复试井
    当井生产稳定后,关井并测量井底压力随时间的恢复值。
5.15  压力降落试井
    当关井达到稳定状态后,开井并测量井底压力随时间的降落值。
5.16  压力恢复(降落)曲线
    根据井底压力随时间恢复(降落)值绘制而成的曲线。
5.17  变流量试井
    逐步地改变井的工作制度,测量稳定的流量及井底压力随时间的恢复(降落)值。
5.18  两级流量测井
    改变井的两种流量,测量稳定的流量及井底压力随时间的恢复(降落)值。
5.19  井筒储存效应
    地面关井后,地层流体向井筒继续聚积,地面开井后,地层流体不能马上流入井筒,这种现象统称井筒储存效应。
5.20  井筒储存系数
    描述续流量大小的物理量。定义为整个续流段井筒内流体体积改变量与井底压力改变量的比值。
    同义词:续流系数。
5.21  地层测试器试井
    在钻井过程中和完钻后,利用地层测试器,取得地层产能、压力、流体性质等资料。
5.22  重复地层测试器试井
    适用于多层油藏的市井,该方法通过周期性地改变地面流量,使油层压力产生不稳定现象,记录井筒不同深度上压力和流量随时间的变化情况,即单层压力降或压力恢复试井资料。对上述试井资料进行解释,可以估算单层的渗透率、表皮系数和底层压力。
    对于一个未投入开发的油藏或者关闭一段长时间的油井,测试通常按下述步骤进行:
第一步:把测试工具放置在最上层的顶部,打开地面油嘴,以最大产量生产,记录井下压力和流量,可以得到全井的压降曲线,这一步骤和其他步骤持续的时间取决于油层渗透率的高低。
第二步:不改变地面流量,测全井的生产剖面,以分辨出不同的生产层。
第三步:将测试工具定位在底部层的顶部,将地面产量降低到第一步值的三分之二左右,记录井下压力和流量,可以得到底部层的 压力恢复曲线,在此阶段结束时测该井段的生产剖面。
第四步:将测试工具定位在底层的上一层的顶部,将地面产量提高到与第一步的流量相同,记录井下压力和流量,以便得到该层的压降曲线,在结束时间阶段测试时,测该井段的生产剖面。以此类推,将测试工具以此定位在上次测试层的上一层的顶部;每测试一个层改变一次地面流量,由于地面流量为上述两个值交替地升降,测得的试井曲线相应地为一条压力交替出现的连续曲线。在每个井段测试结束时测该井段的生产剖面。这一试井过程称为多次压降试井或者重复压降试井。
    对于多层油藏试井资料解释,目前比较新的方法,是用单井数值模拟模型,对所测试井数据进行历史拟合。
5.23  探测液面法试井
    探测液面高度随时间降低或者上升的规律,将液面高度换成成井底压力,获得压力降落或者压力恢复试井资料。
5.24  油藏探边测试
    通过井的压力降落(或者压力恢复)试井方法,测试时间足够长,达到拟稳态流动,利用拟稳态压力降落(或者压力恢复)数据,计算井道封闭边界的距离和确定油(气)井控制的供油(气)孔隙体积,进而计算单井控制的地质储量。
5.25  常规试井解释方法
    以压差为纵坐标,时间对数为横坐标的半对数曲线分析方法(包括MDH法和Horner法)。
5.26  现代试井解释方法
    运用系统分析概念和素质模拟技术,建立了双对数分析方法,确立了早期资料解释,给出了半对数直线段开始的大致时间,提高了半对数曲线分析的可靠性,并采用解释图版拟合法解释试井参数。
5.27  试井解释模型
    由以下三部分组成:反映油藏基本特征的基本模型;反映井筒及附近情况的内边界条件;反映油藏边缘情况的外边界条件。这三个部分中各种情形的任一组合都可以构成一个试井解释模型。
5.28  试井诊断图
    用来判断油藏类型和区分不同流动阶段的lgΔp与lgt双对数曲线。
5.29  试井解释图版
    根据不同的市井解释模型计算出的各种结果数据,在某种坐标系中画好的一组或若干组曲线。
5.30  样板曲线拟合法
    通过实测试井曲线与样板曲线的拟合,得到关于油藏及油井类型,流动阶段等方面的信息,计算流动系数、井筒储存系数、表皮系数等参数。
5.31  井底污染
    在钻井、射孔或修井剁成中,由于工作液渗漏入地层,使井底附近地区的底层渗透率降低,称为井底污染。
    同义词:井底损害。
5.32  表皮效应
    由于钻井、完井作业或者采取增产措施,使井底附近地层渗透率变差或变好,从而引起附加流动阻力的效应。
5.33  表皮系数
    表示井的表皮效应的一个无因次系数。表皮系数S可用完井半径rw除以折算半径rc所得商的自然对数来表示。
    同义词:井底阻力系数。
5.34  气井视表皮系数
    通常用S·表示,等于表皮系数S加上非达西渗流引起的压力损失D丨qw丨。
5.35  完善程度
    理想完善井的生产压差△p除以实际油井的生产压差△p所得的商。
5.36  油井完善指数
    油井的生产压差△p除以该井压力恢复曲线半对数直线段的斜率i所得的商。
5.37  井壁附加阻力
    产量相等的理想完善井的生产压差减去实际油井的生产压差所得的差值。
5.38  井的有效半径
    把表皮系数S转化为有物理意义的油井半径的一种表示方法。可用下式定义:
rc=rwe—S
式中:rc——井眼折算半径;
      rw——油井完井半径;
      S——表皮系数。
同义词:井的折算半径。
5.39  流动效率
    测试井的实际采油指数与其理想完善井采油指数的比值。
5.40  干扰试井
    选择若干个包括激动井的反映井在内的毗邻井组,通过改变激动井的工作制度,使反应井中压力发生变化,并用高灵敏度和高精度的微差压力计,连续记录反映井中压力变化,然后根据这些测试资料来诊断和确定地层的连通方向和断层的密封程度,求出井间地层的流动系数、导压系数和储能系数。
5.41  激动井
    进行干扰试验时,人为地改变工作制度,以便对相对邻井造成干扰的经。
5.42  反映井
    进行干扰试验时,在激动井周围,用来观测激动井改变工作制度后,在底层内引起了压力变化的经。
5.43  脉冲试井
    用一口激动井和若干口反映井组成测试井组,周期地改变激动井的产量或者开井关井,用高灵敏度和高精度的微差压力计连续记录反映井的 压力变化。根据这些压力变化资料,可以对同层的连通情况、油层的导压系数、流动系数和储能系数的分布,即油层的各向异性,做出描述。
6    油气藏数值模拟
6.1  数学模型
    对实际物理的、化学的、力学的、工程的或经济的问题,按其性质使用适当的数学原理与方法建立的数学问题的总称。
6.2  数值模型
    应用离散数学方法将数学模型(通常是连续型模型)转换为离散形式,再用适当的数值方法求解。这种离散化得模型称数值模型。
6.3  油藏数值模型
    用来描述和研究油气藏中流体运动规律的数值模型称油藏数值模型。
6.4  油藏数值模拟
    用适当的数值方法求解描述油气藏中流体流动问题,并以此方法研究油气藏中流体运动规律的一门技术,称油藏数值模拟。
6.5  计算机模型
    用于求解数值模型的一个或一组程序称为计算机模型。
6.6  油藏模拟器
    求解油藏数值模型的计算机模型通常称为“油藏模拟器”。
6.7  黑油模型
    在这种模型中烃类系统可用两组分描述:(1)非挥发组分(黑油);(2)挥发组分,即溶于油中的气。黑油模型也称低挥发油双组分模型。
6.8  油水两相模型
    油水两相模型是黑油模型的特殊情况,即气相饱和度Sg=0的情况。
6.9  组分模型
    在这种模型中,烃类物质按其组分研究相变化和组分转移。主要用于高挥发性烃类系统。
6.10  热采模型
    模拟热载体(热蒸汽、热水或燃烧油灯)在油藏中驱油,热能的转移和交换的数值模型。一般用于蒸汽吞吐、蒸汽驱,热水和火驱过程的模拟。
6.11  化学驱模型
    模拟有化学添加剂(聚合物、表面活性剂或碱等)的流体在油藏中驱油、液、固相间质量转移和交换的数值模型。一般用于聚合物驱、表面活性剂驱、碱水驱等驱油过程的模拟。
6.12  混相驱模型
    模拟能与原油在油藏条件下完全或部分混相的流体驱替过程的数值模型。一般用于烃类混相驱油法,高压干气驱油法,富气驱油法,CO2驱油过程的模拟。
6.13  双重介质模型
    模拟双重介质中流体运动的数值模型。
6.14  零维模型
    视油藏为一个 岩石和流动性质均匀的储容器,研究这一储容器物质守恒关系的模型,即物质守恒(方程)模拟。
6.15  一维模型
    模拟流体只在一个方向运动的模型。
6.16  二维平面模型
    模拟流体在X—Y平面运动的模型。
6.17  剖面模型
    模拟流体在X—Z或R—Z平面内流动的模型。
6.18  三维模型
    模拟流体在三维空间中流动的模型。
6.19  径向流模型
    模拟流体在r—θ方向运动的模型。
6.20  锥进模型
    模拟流体在r—z平面内或r—z—θ空间运动及流体在井附近锥进性质的模型。
6.21  网格
    离散后的几何空间的最小单元。
6.22  规则网格系统
    几何空间离散化时,若DX=constant,DY=constant及DZ=constant,则称离散化的几何空间为规则网格系统。
    同义词:均匀网格系统。
6.23  不规则网格系统
    几何空间离散化时,若DX≠constant,或DY≠constant,或DZ≠constant,则称离散化的几何空间为不规则网格系统。
    同义词:不均匀网格系统。
6.24  径向网格系统
    离散化的几何空间由以某点(一般为井点)为中心的环组成。
6.25  曲线网格系统
    离散化的集合空间由曲面六面体(网格)组成。
6.26  矩形网格系统
    离散化的几何空间由平行六面体组成。
6.27  点中心网格系统
    取剖分线的交点为网格中心的网格系统。
6.28  块中心网格系统
    以平行六面体或曲线六面体之中心为网格中心的系统。
6.29  有限元方法
    一种重要的离散数学方法。其思想是先将一个连续域划分为若干具有某种形态的单元,未知函数在单元内变化,用其在单元顶点处值的某种函数关系给出,然后将这些函数带入与原问题等价的泛函数中区,寻求泛函的极值,把问题化为求解以未知函数在单元顶点值为未知量的线性代数方程组。有限元方法得到的是半分析解。
6.30  有限差分法
    一种重要的离散数学方法。其思想是用差商代替偏导数(或导数),将偏微分(或微分)方程(组)离散化为差分方程(组)求解。有限差分法是油藏数值模拟中常用的方法。
6.31  差分格式
    指用差分方法离散时得到的差分方程组。用不同方法得到的差分格式进行形容性,稳定性和收敛性研究是有限差分研究的重要内容。
6.32  全隐式差分格式
    方程的所有未知量联立求解。例如黑油模拟中压力、水饱和度和气饱和度(或溶解气油比)作为隐式项。
6.33  有序求解差分格式
    这种差分格式每一迭代步分为压力预估和牛顿修正两步。在油藏模拟中,第一步是计算压力方程,第二步利用第一步求得的压力联立求解未知量(包括压力在内)。
6.34  IMPES差分格式
    这种方法基于下列假定:油藏中流体饱和度在一个时间阶段内变化不大。方法分两步。第一步隐式联立求解压力(差分)方程,第二步利用已求得的压力值显式求解流体饱和度(或浓度)。
6.35  初始化
    在油藏模拟中,根据地质的、油层物理的和力学的原理求得初始(t=0)条件下压力和流体的分布。
6.36  初始化数据
    给出问题在t=0时刻解的全部参数。例如油层深度,初始油水界面、油气界面位置,油水相得密度,原始地层压力,原始饱和压力和原始溶解气油比等。
6.37  油藏动态史拟合
    油藏动态史拟合是综合油田地质、油藏工程和油藏数值模拟的一门边缘技术。动态史拟合的目的是使模拟计算的油藏动态与实际观测值达到某种逼近(逼近程度由实际问题而定)。动态史拟合的基本思想是修改参数,最先被修改的是那些难以确定的参数,例如水体参数。
7    油气藏开发工程
7.1  地质储量
    在底层原始条件下具有产油(气)能力的储层中油(气)的总量。地质储量按开采介质划分为表内储量和表外储量。表内储量是指在现有技术经济条件下具有工业开采介质并能获得社会、经济效益的地质储量。表外储量是在现有技术经济条件下开采不能或得社会、经济效益的地质储量,但当原油(气)价格提高、工艺技术改进后,某些表外储量可以转为表内储量。
7.2  探明储量
    探明储量是在油(气)田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的储量,在现代技术和经济条件下可提供开采并能获得社会、经济效益的可靠储量。探明储量是编制油田开发方案,进行油(气)田开发建设、投资决策和油(气)田开发分析的 依据。
7.3  单储系数
    油(气)藏内单位体积油(气)层所含的地质储量。
7.4  地质储量丰度
    是指油(气)田单位面积所含的地质储量,它是储量综合评价的指标之一。
7.5  水驱储量
    直接或间接受注入水或边水驱动和影响的储量。
7.6  储量损失
    在目前已定的注采系统下无法采出的储量。
7.7  单井控制储量
    单井控制面积内的地质储量。
7.8  可采储量
    在现代技术和经济条件下能从储油(气)层中采出的那一部分油(气)储量。
7.9  剩余可采储量
    油(气)田投入开发后,可采储量与累积采油(气)量之差。
7.10  油藏驱动类型
    是指油层开采时驱油(气)的主要动力。
7.11  弹性驱动
    又称封闭弹性驱。当油藏边水、底水和注入水没有或不足,又无气顶时,驱动能量主要是含油(气)区岩石和流体由于压力降低而放出来的弹性能。
7.12  刚性水压驱动
    当油藏主要靠边水、底水或人工注水的压头来驱油时,地层压力基本保持不变,称刚性水压驱动。其特点是,能量供给充足。
7.13  弹性水压驱动
    在边水或底水供应不足时,在开发过程中油区和水区地层压力不断下降,流体和演示发生弹性膨胀,使油被驱替出来,这种过程称弹性水压驱动。
7.14  气压驱动
    气顶中的压缩气的膨胀成为驱油的主要能量时称为气压驱动。又称气顶驱动。人工注气也会形成气压驱动。在气藏中底水能量不足,靠自身气膨胀产生的驱动方式。
7.15  溶解气驱动
    油藏地层压力低于原油的饱和压力后,原油中所溶解的气不断分离出来,主要靠这种不断分离出来的溶解气的弹性作用来驱油的开采方式称为溶解气驱动。这种方式也称为衰竭式驱动。
7.16  重力驱动
    靠原油自身的重力将油排向井底的一种驱动方式。
7.17  综合驱动
    油(气)藏有两种或两种以上驱动同时起作用时称为综合驱动。
7.18  油(气)藏管理
    泛指油气藏的开发策略、方案,钻井采油计划,技术经济评价等内容的制定和实施。
7.19  油藏工程
    是一门以油层物理、油气层渗流力学为基础,进行油气田开发设计和工程分析方法的综合性石油技术科学。
7.20  油(气)田开发
    是指在认识和掌握油(气)田地质及其变化规律的基础上,采用一定数量的井,在油(气)藏上以一定的布井方式的投产顺序,在某种驱动方式下,通过调整井的工作制度和其他技术措施,把地下石油(气)资源采到地面的全部过程。
7.21  开发层系
    把特征相近的油(气)层组合在一起并用一套开发系统进行单独开发的一组油(气)层称为开发层系。
7.22  开发方式
    是指如何依靠天然气能量或人工保持压力开发油田。开发方式包括驱动方式,采用的层系井网、注水方式。开发方式的选择主要决定于油田的地质条件和对采油速度的要求。
7.23  油田开发方案
    就是针对具体油田的地质情况,根据油田开发方针政策,开发方式及油田生产的基本规律和工艺技术条件、经济技术评价,实施、检测要求所制订的进行油田开发工作的综合方案。
7.24  开发程序
    是指油田从详探到全面投入开发的工作顺序。
7.25  油田开发指标概算
    是指在编制油田开发方案时,用水动力学方法对开发过程中的产量、压力变化及开发年限、最终采收率等指标进行的预测。
7.26  油田开发阶段
    任何油田开发的全过程,按其年产量、含水、开发特征等的变化规律,大体上可以划分为若干个阶段。
7.27  开发测试区
    为了认识油田在正式投入开发以后的生产规律,对于准备开发的油田,在详探程度较高和地面建设条件比较有利的地区划出一块面积,用正规井网正式开发,进行生产试验,此区块称为开发实验区。
7.28  开发井网
    开发方式确定以后,用于开发某一层系所采用的井网,包括井别。布井方式和井距。
7.29  井网密度
    每平方千米上所钻出的生产井数。
7.30  基础井网
    以具有独立开发条件的含油层位目标,首先布置得一套较稀得井网。
7.31  泄油面积
    向每口油井供油的面积称为泄油面积。
7.32  泄油半径
    与泄油面积相等的圆的半径称为油井的泄油半径或供油半径。
7.33  地层压力
    地层中流体承受的压力称为地层压力。又称油藏压力。
7.34  原始地层压力
    油、气在未开采前的底层压力称为原始地层压力。
7.35  折算地层压力
    将压力折算到某一基准面的压力称为折算地层压力。
7.36  目前地层压力
    是采油过程中某一时期的地层压力。
7.37  油(气)层静压
    油(气)井长时间关井所测得的地层压力(目前地层压力)称为该井的静压。
7.38  一次采油
    利用油藏天然能量(溶解气驱、气顶能量驱、弹性能量驱、重力驱油)开采石油。
7.39  二次采油
    在一次采油过程中,油藏能量不断消耗,到依靠天然能量采油已不经济或无法保持一定的采油速度时,可由人工向油藏中注水或注气补充能量以增加采油量的方法。
7.40  压力保持法
    在油藏开采早期即对油藏进行注水或注气,使油藏压力保持在一定水平上,例如在饱和压力以上或在接近油藏原始压力下进行采油。亦称早期注水开发。
7.41  注水
    为了保持油层能量,通过注水井向油层中注水的工艺措施称为注水。
7.42  早期注水
    油田投入生产后不久就开始注水,使地层压力保持在较高水平。
7.43  注水方式
    就是注水井在油藏所处的部位及注水井与生产井之间的排列关系。又称注采系统。
7.44  边缘注水
    将注水井布在含水区内,或油水过渡区内,或含油边界以内不远的地方,均称边缘注水。
7.45  边外注水
    又称缘外注水。注水井按一定方式分布在外油水边界处,向边水中注水。
7.46  边内注水
    注水井部署在含油边界以内向油层中注水。
7.47  面积注水
    是指将注水井和油井按一定得几何形状和密度均匀地布置在整个开发区上进行注水和采油的系统。
7.48  注采井组
    一口注水井和几口生产井构成一单元称注采井组。又称注采单元。
7.49  四点法注水
    生产井布置在正三角形的中心,三角形的顶点为三口注水井。
7.50  五点法注水
    油、水井均匀分布,相邻井点位置构成正方形,油井在注水井正方形的中心,构成一个注水单元。
7.51  七点法注水
    生产井的井点位置构成正三角形,中心为注水井,而注水井构成正六边形,油井在中心。
7.52  反九点法注水
    每一个注水单元为一个正方形,其中有一口注水井和八口生产井。
7.53  九点法注水
    每一个注水单元为一个正方形,其中有一口生产井和八口注水井。
7.54  线状注水
    注、采井的排列关系为一排生产井和一排注水井,相互间隔,生产井与注水井可以对应也可交叉排列。
7.55  切割注水
    利用注水井排将油藏切割成若干区(或块),每个区作为一个独立的开发单元进行注水开发。
7.56  切割距
    切割注水时两相邻注水井排之间的距离。
7.57  切割区
    切割注水时两注水井排之间的区域或注水井排包围的地区。
7.58  顶部注水
    是一种油藏顶部布置注水井的注水方式。又称中心注水。
7.59  点状注水
    为一种不规则的注水系统。
7.60  配产与配注
    根据方案要求或生产需要,对注水井和油井按层段确定注水量和产油量的工作。
7.61  强化采油
    强化采油是指用增加生产井数、增大生产压差和油层改造等措施提高采液速度,进行强化开采的工作。
7.62  强化注水
    强化注水是指油田以高压(接近油层的破裂压力)、大排量注水和增加注水井数等措施来提高注水速度的工作。
7.63  有效厚度等值图
    按一定得厚度间隔,把油(气)层有效厚度相同的点连成互不相交的曲线以反映有效厚度在平面上变化的图。
7.64  渗透率等值图
    简称等渗图,是标在油层平面上、按一定得渗透率间隔把油层渗透率相同的点连成互不相交的曲线以反映渗透率在平面上变化的图。
7.65  油田动态分析
    通过油田生产数据和专门的测试资料来分析研究油田开采过程中地下油、气、水的运动规律,检验开发方案及有关措施的实施效果,预测油田生产情况,并为方案调整及采取新措施提供依据的全部工作统称油田动态分析。独立开发区块动态分析的定义同上。
7.66  单井动态分析
    通过单井生产数据和地质资料,分析该井工作状况及其变化情况、原因,进行单井动态预测,并为改善单井生产情况提供新的措施依据的全部工作统称单井动态分析。
7.67  油田动态指标
    指在油田动态分析中用来说明油田生产情况和地下油、气、水运动规律的各项指标。
7.68  滞油区
    在现有井网条件下,油层中没有被水波及到的地方,因其中残留着大量的油,故称之为滞油区或称死油区。
7.69  油层等压图
    按一定得 压力值间隔,把相同油层压力值的点连线所构成的图形。
7.70  水线推进图
    反映不同时间油层中注入水和边水前缘的平面图。
7.71  水线推进剖面图
    反映不同时间各小层注入水和边水前缘的剖面图。
7.72  水线推进速度
    指单位时间油、水边缘的移动距离。
7.73  水窜
    注入水并不是在整个厚度上均匀推进,而是呈指状或其他方式窜流入井。又称窜流。
7.74  层间干扰
    在多层生产和注水的情况下,由于各小层的渗透率和原油性质有差异,在生产过程中造成压力差异,影响一部分油层发挥作用的现象。
7.75  单层突进
    对于多油层注水开发的油田,由于层间差异引起注入水迅速沿某层不均匀推进的现象。
7.76  物质平衡方程
    任何驱动类型的油藏,流体渗流过程中都必须遵守物质守恒原理,即当油田开发到某一时刻,采出的流体量加上地下剩余的储存量等于流体的原始储量。根据这一原理所建立的方程称物质平衡方程。
7.77  驱动指数
    以百分率表示的油田开发过程中各种驱动能力大小的相对指标,如岩石和流体的弹性膨胀体积占总采出液体体积的百分比为弹性驱的驱动指数。
7.78  水侵
    地层压力下降后,边水或底水向油区推进的现象。
7.79  边水入侵量
    指油田开发过程中边水的累积侵入体积。
7.80  水侵系数
    是指油田开发过程中单位时间、单位压降下边水的侵入量。
7.81  定态水侵
    当油藏有地面水补充(供水区压力不变),且采出量与水侵量相当,油藏总压降不变时,则水侵是定态的。
7.82  准定态水侵
    当油藏有地面水补充,供水区压力不变,但采液速度大于或小于水侵速度时,则引起油区压力变化,水侵为准定态的。
7.83  非定态水侵
    单位时间的水侵量是随累积采出液量的增加而减少的,而单位压降下的水侵量则为一常数,称为非定态水侵。
7.84  井组动态分析
    通过对井组内的注水井和生产井情况的综合分析,以掌握井组范围内的油、水运动规律,注采平衡情况及其变化,并为改善井组注采状态提供进行调整措施的依据的全部工作称井组动态分析。
7.85  注采连通率
    注水井与采油井之间连通的厚度占射开总厚度的比例(用百分数或小数表示)。
7.86  油层动用程度
    是指油田在开采过程中,油井中采液量厚度或注水井中吸水厚度占射开总厚度的比例。
7.87  开采现状图
    在进行油田开发动态分析时,为了了解每口井的开采现状所绘制的图件。
7.88  驱替特征曲线
    又称水驱油藏油、水关系曲线或油藏水驱规律曲线。通常是指以油藏累积产水量的对数或水油比同累积产油量的关系所绘制的曲线。
7.89  递减率
    油、气田开发一定时间以后,单位时间内产量递减的分数。100递减率称为递减百分数。又称递减余率。
7.90  产油量的指数递减规律
    产油量的递减率为一个常数。
7.91  产油量的调和递减规律
    在生产过程中产油量的递减率不是一个常数。
7.92  产油量的双曲递减规律
    双曲递减是指产量随时间的变化规律符合于几何学中的双曲线函数。
7.93  自然递减率
    下阶段采油量在扣除新井及各种增产措施增加的产量滞后与上阶段采油量之差值,再与上阶段采油量之比称自然递减率。
7.94  综合递减率
    下阶段采油量扣除新井产量后与上阶段采油量的差值,再与上阶段采油量之比称为综合递减率。
7.95  静压梯度
    指油井关井后,井内每100m的静液柱产生的压力。
7.96  流压梯度
    指油井生产时油管内每100m的 压力变化值。
7.97  地层总压差
    油藏或开发层系原始平均地层压力与目前平均地层压力之差。
7.98  采油压差
    指油井地层压力与油井生产时的井底压力(流动压力)之差。对生产井又称“生产压差”,对排液井又称“排液压差”。
7.99  地饱压差
    地层压力与饱和压力之差。
7.100  油井流饱压差
    井底流动压力与饱和压力之差。
7.101  注水压差
    注水井注水时的井底压力(流动压力)与地层压力之差。
7.102  注采井流动压差
    注水井流动压力与油井流动压力之差,又称注采大压差。
7.103  采油速度
    年产油量除以油田地质储量,或年产油量除以可采储量(剩余可采储量),用百分数表示。
7.104  储采比
    油田年初剩余可采储量与当年产油量之比。
7.105  采液速度
    年产液量除以油田地质储量(可采储量),用百分数来表示。
7.106  注水速度
    年注水量除以油田地质储量,用百分数来表示。
7.107  折算年产量
    是指根据日产水平所计算的年产油量。
7.108  折算采油速度
    折算年产油量除以地质储量(可采储量),用百分数来表示。
7.109  无水采油期
    油井从投产到见水延续的时间。对整个油藏来说,无水采油期是指油藏从投产(或全面注水)直至明显见水(一般综合含水约为2%)为止所延续的时间。
7.110  含水采油期
    油田综合含水超过2%以后,一直开采到极限含水为止的时期。
7.111  采出速度
    是指一个油田开发至任一时间内累计采油量占地质储量(可采储量)的百分数。
7.112  稳产年限
    又称稳产期。指油田达到所要求的采油速度以后,以不低于此采油速度生产的年限。
7.113  稳产期采收率
    稳产期内采出的总油量与原始地质储量(可采储量)之比。
7.114  单位压降产量
    油藏平均地层压力下降一个单位压力所能采出的油量。
7.115  年产能力
    用日产能力计算的年产油量,即油田年产能力。
7.116  油井开采方式
    将油层中的液体举升到地面的方法。
7.117  自喷开采方式
    依靠油层本身的能量将油井中的油层液体举升到地面的开采方式。
7.118  人工升举方式
    油层中液体主要靠外加动力举升到地面的开采方式。
7.119  采油(液)强度
    单位厚度油层的日采油(液)量。
7.120  综合气油比
    是指实际产气量与产油量之比。
7.121  含水率
    指油井采出液体中水所占的质量百分数。
7.122  综合含水率
    是指油田月产液量中产水量所占的百分数。
7.123  含水上升率
    指每采出1%的地质储量时含水率的上升值。
7.124  含水上升速度
    指某一时间内油井含水率或油田综合含水的上升值。
7.125  极限含水
    是指由于油田含水上升而在经济上失去继续开采价值时的含水极限。
7.126  水油比
    日产水量与日产油量之比,通常用立方米每吨(m3/t)或立方米每立方米(m3/m3)表示。它表示每采出1t或1m3原油的同时所采出的水量,可作为表达油田出水程度的指标。
7.127  注水强度
    单位射开油层厚度的日注水量。
7.128  耗水量
    指注水开发的油田在含水采油期每采出1t原油所带出的水量。
7.129  注入孔隙体积倍数
    累积注入量与油层孔隙体积之比。
7.130  地下亏空体积
    在人工注水保持地层能量的过程中,注入水体积与油层采出液体体积之差,称为地下亏空体积。
7.131  注采比
    指某段时间内注入剂(水或气)的地下体积和相应的采出物(油、水和地下自由气)的地下体积之比。
7.132  存水率
    累积注入量减去累积产水量后占累积注水量的百分数。
7.133  注入水波及体积系数
    是指累积注水量与累积产水量之差除以油层有效孔隙体积,即油层水淹部分的平均驱油效率。又称扫及体积系数。
8    提高采收率
8.1  提高采收率
    天然能量已衰竭或用注气、注水法采油后(或注水、注气同时),运用更复杂的物理化学技术改变或改善其排出机理,从而提高采收率。也称强化开采。
8.2  三次采油
    系指油藏经一次、二次采油后,注入热介质化学剂或能混溶的流体开采剩余在油藏中的原油,以提高油藏的最终采收率。
8.3  岩心驱替试验
    系指在实验室内利用油层岩心或人工岩心进行的各种驱油物理模拟试验。
8.4  EOR先导性试验
    在油田较小范围内,应用相应的井网所进行的提高采收率的试验。
8.5  采收率
    采出油量占原始地质储量的百分数,以ER表示。
8.6  无水采收率
    一个油藏或一个开发区不含水时累积采油量与该油藏或开发区的地质储量之比。
8.7  最终采收率
    油藏经各种方法开采后,最终采出的总采油量占原始地质储量的百分率。
8.8  驱油效率
    由天然的或人工注入的驱替剂波及范围内所驱替出的原油体积与波及范围内的总含油体积的比值,以ED表示。
8.9  体积波及系数
    系指天然的或人工注入的驱替剂波及的部分油藏体积Vs与整个油藏含油体积V的比值,以E表示。
8.10  平面波及系数
    系指注入的驱油流体(包括天然的和人工的)在平面上波及的油藏部分的面积As与油藏整个含油面积A的比值,以EA表示。
8.11  垂向波及系数
    指流入流体(包括天然的和人工的)在垂向上波及的部分油藏厚度hs与油藏垂向厚度h的比值,以E表示。
8.12  驱油机理
    系指各种驱油剂驱替原油的各种作用机理。
8.13  毛管准数
    粘滞力与毛管力之比,称为毛管准数,是一个无因次参数群或数组。驱油效率与毛管准数密切相关。
8.14  泰柏准数
    Taber发现水驱不连续残余油的效率是△p/Lσ的函数,参见毛管准数。
8.15  结构难度指数
    剩余油的可采性显然与孔隙结构即与孔隙平均入口直径De和孔隙凸腔直径中值DM有关,为此可用结构难度指数D表示:D=l/De-l/DM
8.16  三次采油准数
    Mas Donald和Dullien在1954年将泰柏准数△p/Lσ与结构难度指数D结合起来,构成一个无因次的“三次采油准数”Nsaa。Nsaa=-(△p/L)l/σD
    式中:L——分散油脉长度。
8.17  捕集残余油
    经一次或二次采油后,油以不连续的泡滴状或油脉形成被湿润的驱替水所包围的残余油。
8.18  π准数
    是相似模拟中的各种无因次参数的组合。π=σ/μν
    式中:ν——驱替速度
8.19  随机游动模型
    一种运用统计理论来研究多孔介质混溶驱替过程流体力学弥散的理论模型。
8.20  随机——居留——时间模型
    指用于分析多孔介质中进行混溶驱替时的流体力学弥散作用、引用统计理论的一种模型方法。
8.21  热力采油法
    系指向油层注入热流体或使油层就地发生燃烧形成移动热流,使原油采出的采油方法。也称热驱。
8.22  热水驱
    向油层注高温水驱替原油的方法。
8.23  蒸汽驱
    通过适当井网,从一定数量的井中注入蒸汽,在注入井周围形成饱和蒸汽带,加热喝驱替原油到生产井的开采方法。
8.24  周期注蒸汽法
    即蒸汽吞吐开采法。在同一口井注蒸汽经关进浸泡后,开采一定时间,产量递减到不经济时,可在注入蒸汽。注蒸汽可以多次进行。
8.25  蒸汽段塞驱法
    向油藏注入一定孔隙体积的蒸汽,随后接着注水,在油层内形成一蒸汽段塞得驱油过程,称为蒸汽段塞驱油的开采方法。
8.26  蒸汽干度
    系指蒸汽发生器发生的蒸汽中含干蒸汽的程度。是蒸汽的质量指标。
8.27  汽——油比
    注蒸汽开发油藏时,注入多少吨蒸汽才能开采一吨原油的价值。
8.28  累积油汽比
    蒸汽驱达到某一阶段时,累积采出油量与累积注入蒸汽量的比值。
8.29  综合热驱方法
    综合热驱方法是在火燃油层的同时,即向油层中注空气的同时注水,有效地利用位于燃烧前沿后边岩层中的热量,加热油藏未燃烧部分岩层的驱油方法。
8.30  压裂辅助蒸汽驱工艺
    先对生产井油层压裂,并用蒸汽吞吐;再对诸如井压裂,造成注入井与生产井间的通道,再注入蒸汽驱油。
8.31  井下蒸汽发生器
    安置在井下发生蒸汽的装置。
8.32  电热采油
    将热电缆下入井底,使它与井筒内原油发生热交换,将油采出地面。
8.33  有效注入热量
    能在油藏中有效发挥作用的净注入热量。
8.34  蒸汽驱热能利用系数
    系指在蒸汽驱中有效注入热量与净注入热量之比。
8.35  热载体
    能够携带热量的流体即称热载体。
8.36  岩石热容量
    使单位体积 岩石温度升高1℃所需的热量,单位:kJ/(m3·℃)。
8.37 岩石导热系数
    岩石在单位时间内,单位长度上温度相差1℃所通过的仁亮,单位kJ/(h·m·℃)。
8.38  热扩散系数
    单位时间内的热扩散面积,单位:m2/h。
8.39  油层内燃驱油法
    采用适当井网,将空气或氧气自井中注入并用点火器将油层点燃,然后向注入井不断注入空气以维持油层燃烧的驱油方法。
8.40  点火井
    应用油层层内燃烧法驱油时,向油层注入空气或氧气,利用井下点火器将油层点燃的井。
8.41  正向燃烧法
    系指油层层内燃烧的燃烧前缘从注入井向生产井移动,因而与注入空气的流动方向一致的层内燃烧方法。
8.42  反向燃烧法
    通过点火井将油层燃烧后,经燃烧一段时间,改为向生产井注空气,驱动原油通过燃烧带,受热,将粘并向点火井推进的驱油方法。
8.43  干式燃烧
    油层层内燃烧时,向油层中注入的空气不含水的燃烧法。
8.44  湿式燃烧
    正向燃烧时,自注入井交替注空气和水,或同时注空气和水,注入的水受高温作用全部或部分汽化,穿过燃烧前缘形成蒸汽或热水带,从而提高热能效益的油层层内燃烧法。
8.45  局部淬火燃烧法
    应用湿式燃烧法进行油层层内燃烧时,当注水超过一定得水空气比时,可使燃烧部分熄灭,减少空气注入量的燃烧法。
8.46  燃烧前缘
    系指油层层内燃烧过程中,在已燃区前方温度最高的区带。
8.47  已燃区
    系指油层层内燃烧过程中已经燃烧过的区域。
8.48  结焦区
    在油层层内燃烧过程中,由于燃烧带的高温作用,油藏中的原油向前移动,残留下焦炭区带。
8.49  人工点火
    采用电点火、气点火、催化点火等点火器,在点火井中将油层点燃。
8.50  自燃点火
    向注入井持续注空气或氧气,在油层温度下,原油发生氧化反应达到燃烧。
8.51  水——空气比
    系指湿式燃烧时,油藏中水合空气的比值。
8.52  空气——油比
    系指油藏层内燃烧时,注入的空气量与采出的原油量的比值。
8.53  混相驱
    系指向油藏注入一种能与原油地层条件下完全或部分混相的液体驱替原油的开采方法。
8.54  可混性
    两种或多种流体混合后能达到的一种单一、均相得平衡状态性质。
8.55  烃类混相驱油法
    向油藏注入能与原油混相的轻质烃类以驱替原油的方法。
8.56  高压干气驱法
    对含油足够轻烃组分的油藏用高压注入天然气驱油的方法。
8.57  混相段塞驱油法
    向油藏内注入一定孔隙体积的轻质液态烃或溶剂,在油藏中形成与原油混相的段塞,然后再注天然气、干气或水推动段塞通过油层的驱油方法。
8.58  富气驱油法
    当地层中原有含重质烃组分较多时,可向油藏注入富含乙烷、丙烷、丁烷的天然气,富气中的较重组分不断凝析到原油中,最终使注入气与原油混相的驱油方法。
8.59  富气段塞驱油法
    先向油藏中注入一个富气段塞,然后用干气或干气和水推动段塞前进的驱油方法。
8.60  富气
    含有较大量的乙烷、丙烷、丁烷及戊烷等一种天然气。
8.61  混相流体富集带
    在混相驱替过程中,注入流体通过油层逐渐与原油形成混相的集中区。
8.62  混相前缘
    系指注入流体与原油相接触产生混相带的前缘。
8.63  汇集气带
    混相驱替过程中,注入油藏的气体受注入水驱替而形成的高含气饱和度带。
8.64  油墙
    残留而分散的原油被任何驱替流体所驱集而形成的高含油饱和度的区带。
8.65  二氧化碳混相驱油法
    向油藏高压注入二氧化碳,在油藏中二氧化碳不断与原油接触,最终与原油形成混相的驱油法。
8.66  最小混相压力
    注入的流体在油藏温度下可以与油藏中原有达到混相的最低压力。
8.67  一次接触混相
    混相注入剂与原油一经接触即可混相,称一次接触混相。
8.68  多次接触混相
    混相注入剂与原油多次接触、汽化和凝析过程,最后才使原油富化或使相注入剂富化而产生混相,称多次接触混相。
8.69  二氧化碳非混相驱油法
    在达不到与原油混相的条件下注二氧化碳,使原油将粘合体积膨胀的驱油方法。
8.70  二氧化碳吞吐法
    这种方法是向生产井中注入一定数量的二氧化碳,然后关井一段时间,使注入的二氧化碳溶于井底附近原油中降低原油粘度,增大体积,然后开井成产的方法。
8.71  二氧化碳水驱油方法
    将溶有二氧化碳的水注入油层的驱油方法。
8.72  交替注气和注水法
    向油藏交替地注气和水的驱油方法。
8.73  混气水驱油法
    在注入水中掺入气(空气、烟道气或天然气),利用气阻效应以降低水沿大孔道或高渗层、区的窜流,提高波及系数,改善驱油效果的方法。
8.74  平衡气驱
    在混相驱油过程中,被驱替的原油混合物同驱替气体之间没有或很少有组分交换的气体驱油方法称为平衡气驱。
8.75  重力分异
    由流体密度差引起的油层内流体的部分分离,称为重力分异。
8.76  重力分异注气
    把气注在油藏顶部或已存在的气顶中,有时也向气顶以下的油井注气,由于重力作用,气随后上升到构造顶部,这种驱油方式称为重力分异注气法。
8.77  重力稳定驱替
    利用地层倾角和密度差防止注入气体指进,提高气驱波及系数的驱替过程。
8.78  惰性气驱油法
    向油层中注入惰性气体作驱油剂的驱油方法。
8.79  烟道气驱油法
    利用烟道气作驱油剂的驱油方法。
8.80  泡沫驱油法
    向油藏注入起泡剂及稳定剂使气和水形成泡沫液用以驱油的方法。
8.81  泡沫特征值
    系泡沫中气体体积与泡沫总体积的比值。
8.82  化学驱油法
    利用注入油藏的化学剂改善油藏原油——化学剂溶液——岩石之间的物化特性,从而提高原油采收率的驱油法。
8.83  改良水驱法
    在诸如水中加入某些化学剂以提高注入水粘度或降低水的界面张力的注水驱油法。
8.84  表面活性剂——聚合物驱油法
    向油藏注入表面活性剂段塞,再用聚合物溶液驱替的驱油方法。
8.85  活性水驱油法
    利用低浓度活性剂溶液注入油层的驱油方法。
8.86  低浓度大段塞活性剂驱油法
    系指注入体系的活性剂浓度在1.3%~2.3%之间,注入体积为15%~16%孔隙体积的段塞驱油法。
8.87  超低界面张力
    不相混两相流体的界面张力低于10-2mN/m时,称为超低界面张力。
8.88  高浓度小段塞胶束驱油法
    系指注入体系的活性剂浓度在3%~20%之间,注入体积为2%~7%孔隙体积的段塞驱油法。
8.89  胶束——聚合物驱或微乳液——聚合物驱
    向油藏注入一个胶束(或微乳胶)段塞,再用聚合物溶液段塞驱替的采油方法。
8.90  聚合物驱油法
    向油藏注入高相对分子质量的水溶性聚合物溶液的驱油方法。
8.91  流度控制
    为了保证驱替体系的稳定性,要求驱替体系的流度接近于或小于被驱替流体的流度,称为流度控制。
8.92  阻力系数
    水的流度与聚合物溶液流度之比。
8.93  残余阻力系数
    聚合物溶液通过岩心前、后盐水渗透率的比值。
8.94  不可入孔隙
    渗流试验中,聚合物不能进入的小孔隙称为不可入孔隙。
8.95  聚合物滞留
    通过多孔介质的聚合物溶液,由于岩石的吸附和捕集作用而使岩心出口聚合浓度下降的现象。
8.96  聚合物捕集
    聚合物溶液通过多孔介质时,由于孔隙喉道及某些小孔隙使聚合物分子难以通过而停下来的现象。
8.97  筛网系数
    聚合物溶液粘弹性的一种简单量度。
8.98  聚合物的吸附
    当聚合物溶液流经孔隙介质时,由于聚合物分子与岩石孔隙之间发生相互作用,使聚合物分子吸着在固体表面上的现象。
8.99  微生物采油法
    通常指注入合适的菌种及营养物,使菌株在油层中泛指、代谢,产生气体或活性物质以提高石油采收率的方法。
8.100  生物“吞吐”/营养物驱
    将少量细菌接种到生产井中,经短期关井培养、释压、采油,如此反复循环驱油的方法。
8.101  碱水驱油方法
    对于含有有机酸的原油,通过注碱水溶液提高采收率的驱油方法。
8.102  酸值
    中和1g原油使其pH=7时,所需氢氧化钾的毫克数就是原油的酸值。
8.103  碱——聚合物驱
    在注入水中加入碱和聚合物以提高注入水的年度并降低界面张力的注水采油法。
8.104  表面活性剂——碱——聚合物复合驱
    在注入水中加入低浓度的表面活性剂、碱和聚合物的复合体系的三次采油法。
8.105  协同效应
    几种化学剂复配在一起使其效果高于分别使用的各化学剂的效果之和。
8.106  声波采油法
    声波采油法是向井下发射大功率声波,降低油水界面张力和毛管压力,并通过原油将粘作用,促进了原油的流动和聚集的采油方法。

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