陌路阑珊

考研（保研）导师选择之浅见-转自萃园站

a@b.com (石油科技博客) — Fri, 04 Jul 2008 13:55:27 +0800

新的一学年就快要结束了，许多大三的学弟学妹可能正在计划着考研了或者已经开始准备了，面对着如今的考研热，这已经不是什么稀奇事。以前关于考研的帖子已经很多了，在此我仅谈谈导师的选择。
许多人选择导师的首要标准是看这个老师是不是“大牌”。对于这种心理我们大家都能理解，就像每个人都想考取名牌大学一样。但是首要的是你得考虑你自己是不是有这个能力，我班上有几位同学就是因为报考的导师比较有名而撞车，被推给别的老师（值得一提的是老师问我同学喜欢学习哪个方向的，给推荐一个那方面比较厉害的老师，结果巧的是不同的同学说了不同的方向结果都推给了相同的老师，难道这是巧合？）。
当然，选择名师的话，座下弟子肯定很多，以后毕业后可能有师兄师姐照着你。这点确实不假，但是我个人认为每个人的成就都是靠自己的努力挣来的，哪个有成就的人不曾经“受苦”过，导师的名头至多能算得上成果道路上的辅助工具之一。我班上有个保研的（成绩非常好），到现在为止，可能在老师办公室都待了快一年吧，见过老师的面不超过5次，而且都是匆匆见面，我同学曾对我说他和老师见过两次面之后，结果老师还是不认识他。嗨………
还有的是选导师的时候，还得先了解导师的脾气，万一当你上了研究生的时候，发现导师与你性格不和，哈哈，那你只有委曲求全了。不过需要说明的是上研一定要有思想准备，因为导师通常对自己的研究生都比较严格（可能是望“子”成龙吧）。
你选导师的时候还应该考虑导师能带的方向是不是你感兴趣的，我想一个人要在某个方向有所成就，除了刻苦专研外，我想兴趣也是很重要的。不要随波逐流，听到哪个方向好就业就报哪个方向（但这往往很多人是做这样的选择）。
有些导师可能很年轻，但很有潜力，我觉得这样的导师也值得一报。众所周知，在我国不管是教龄还是工龄都特别重要，所有必然导致一些年轻的才俊们可能在职称或者其它称号上还不是很完善。所有学弟学妹们得多向师兄师姐咨询（建议最好不要找你想报考的导师的学生咨询，其中缘由……..）。

油藏描述

a@b.com (石油科技博客) — Fri, 04 Jul 2008 10:12:43 +0800

油藏描述(Reservoir Description， Reservoir Characterization)是油田开发工作中的一项最基础的工作，油田自发现之日起到最后废弃，每一项开发战略的决策、修订、实施均以油藏描述为基础，80年代以来，国内外越来越重视，要求也越来越高。

油田投入开发以前

油藏描述的任务是搞清地下油气藏的构造模型、地层模型和流体模型，建立一个三维、定量的油藏静态模型。在油田投入开发以后，油藏描述的任务是进一步落实油藏静态模型，同时描述油藏开发以后的动态模型，这也称为油藏精细描述。油藏精细描述技术与油藏工程相结合，分析剩余油饱和度变化规律，为油田挖潜和提高采收率提供依据。

油藏描述技术主要包括：测井技术、细分流动单元技术和井间参数定量预测技术。

大庆外围已开发油田状况

a@b.com (石油科技博客) — Wed, 02 Jul 2008 10:41:26 +0800

随着外围油田注水开发技术的不断发展和创新，外围“三低”油藏开发规模不断扩大，开发水平不断提高：开发层位由黑帝庙油层、萨尔图油层、葡萄花油层和高台子油层延伸扶余和杨大城子油层；开发油藏类型从构造油藏发展到构造岩性油藏和复杂岩性油藏；开发储层类型从中渗透孔隙性储层拓展到低、特低渗透裂缝性储层及裂缝不发育的致密储层；开发井网上由400×400m、350×350m的稀井网反九点注水转为普遍的300×300m反九点注水和相对密的160×450m矩形线状注水等。

1．开发历程

分析外围油田的开发历程可分为三个阶段：

第一阶段：1982-1985年，注水开发准备阶段。该阶段开展了葡萄花油层和萨尔图油层不同井网密度、不同驱油方式和不同注水方式开发试验，同时对葡萄花油层和萨尔图油层注水开发技术进行了研究。经过试验研究，表明外围中渗透葡萄花油层和萨尔图油层可以经济有效开发。至1985年底，有杏西、宋芳屯和龙虎泡3个油田较大规模投入开发，动用石油地质储量1380×10⁴t，年产油15.85×10⁴t，采油速度1.15％，累积产油30.72×10⁴t，采出程度2.23％，累积注采比0.33。

第二阶段：1986-1993年，上产阶段。在加大葡萄花油层开发步伐，产油量稳步增长的基础上，在朝阳沟、榆树林和头台油田开展了扶杨油层开发试验，并对中渗透萨葡油层和裂缝性低、特低渗透油层注水开发调整技术进行了研究，取得了以分层注水为核心的注采结构调整技术和以单砂体为主的注采系统调整技术。经过试验和研究，外围萨葡和扶杨油层开发规模不断扩大。至1993年底，外围共有11个油田大规模投入开发，动用地质储量20083×10⁴t，年产油208.03×10⁴t，采油速度1.24％，累积产油1048.4×10⁴t，采出程度6.28％，综合含水20.22％，累积注采比1.11。

第三阶段：1994-2003年，快速发展及稳产阶段。该阶段通过开展特低渗透油藏井网优化试验，应用地震砂体预测技术，使一些储量品质相对较低的储量投入了开发，同时加大了外围老开发区注采系统和注水结构调整的力度，并开展井网加密试验和井网加密，同时还开展了两类油层合采、提捞采油以及蒸汽吞吐、微生物吞吐等非常规油田开发试验研究。由于外围油田开发技术和综合调整技术的不断提高，该阶段随着新区快速开发和老区控制递减，使外围油田年产油量在1999年达到406×10⁴t。

到2003年底，外围已开发22个油田1个气田油环，动用含油面积940.5km²,地质储量45167×10⁴t,投开发井11819口，其中油井8566口，注水井3253口，年产油420.93×10⁴t，采油速度0.93%，累积采油4737.32×10⁴t，采出程度10.49%,，累积注采比2.01，综合含水 43.3%。并使外围油田年产油在400×10⁴t以上连续稳产了五年

低渗透油藏研究目的和意义

a@b.com (石油科技博客) — Tue, 01 Jul 2008 13:44:57 +0800

在特低渗透油藏开发的过程中，由于其孔喉细小、孔喉比大、小喉道连通的孔隙体积比例高、岩石表面油膜量大、原油边界层较厚、毛管力的影响显著等，致使流体渗流偏离达西定律，出现非线性—拟线性非达西渗流规律，这与中高渗透油藏的渗流规律有很大的出入，主要的标志是特低渗油藏存在启动压差，加之特低渗油藏储层渗流阻力大，注采井之间压力损耗大，为了指导特低渗透油藏的油藏工程设计，从理论上优化注采井之间合理的井距，控制注采井之间的驱替压力，以减少井间的压力损耗，是特低渗透油藏开发的关键。

目前，在特低渗透油藏的开发过程中，由于生产井附近地层压力下降快，产量迅速递减，递减率高达30%~40%。注水开发的特低渗透油藏，由于储层物性较差，注入水向周围扩散较慢，生产井一般在注水半年后才开始见效，而且注水效果远不如中高渗透油藏明显，同时注水井周围局部憋压很高，随着注水时间的不断延长，注水井周围的压力不断增加，使注水井启动压力不断增加。这样就出现了“注不进，采不出”的现象。造成特低渗透油藏注采系统矛盾突出，难以建立有效驱替系统的原因很多。与注水相比，特低渗透油藏的吸气能力相对较强，并且能够保持稳定，易于实现注采平衡。但是由于我国注气试验起步晚，经验少，措施不当容易造成气窜现象影响开发效果。所以建立合理的驱替系统，选择有效的动用方式，提高采收率，有利于指导特低渗透油田的开发。

塔河油田

a@b.com (石油科技博客) — Tue, 01 Jul 2008 13:42:02 +0800

塔河油田位于天山南麓、塔克拉玛干沙漠北缘的戈壁荒漠地区。地处新疆维吾尔自治区的库车县和轮台县境内。构造位置为塔里木盆地北部沙雅隆起中段阿克库勒凸起西部。阿克库勒凸起西邻哈拉哈塘凹陷，东靠草湖凹陷，南接顺托果勒隆起及满加尔坳陷。阿克库勒凸起为前震旦系变质岩基底上的一个长期发展的古凸起，发育了震旦系—泥盆系海相沉积、石炭系—二叠系海陆交互相沉积、三叠系—第四系陆相沉积。塔河油田揭示中—下奥陶系最厚427m(未钻穿)。塔里木盆地北部古生界海相碳酸盐岩的古岩溶地貌总体呈北高南低的宽缓斜坡，自北西向东南分为岩溶隆起区、斜坡区和凹地区，各地貌单元之间的古岩溶地质特征有显著差异。塔河油田可分为九个开发区。目前塔河油田奥陶系油藏主要分布在一、二、三、四、六、七区。这些开发区均获得了较高的油气产能，在其外围有的地区也获得了高产油气流，目前的井控含油气面积约1800km，显示出塔河油田所处的阿克库勒凸起西南斜坡奥陶系呈大面积连片含油特征，具有极大的油气勘探开发潜力。至2004年，塔河油田年产油量已达358×10⁴t。

油藏工程知识点

a@b.com (石油科技博客) — Mon, 30 Jun 2008 13:50:56 +0800

计算井底流压是为了合理控制生产压差，适时调整工作制度，达到最佳生产效果。
计算井底静压是为了了解地层能力保持水平，适时调整开发方案，提高油气藏整体开发效果。
两者的区别大，都很常用。

很多井都有封隔器，大部分井都有节流器。因此，套压数据只能算是一个参考，封隔器是否失效需要自己判断了，如果失效则用套压计算的井底压力还是比较方便的；用油压数据推算井底压力，因为有节流器准确的计算井底压力非常困难。

流压常用，是动液面压力加由层压力中部压力
静压是关井后测的

油田开发的研究方法

a@b.com (石油科技博客) — Mon, 30 Jun 2008 09:48:52 +0800

(1) 直接观察法

直接观察法是指钻观察井，通过取心分析确定油层流体的分布以及井下测试获得油层的压力分布。通过直接方法获得的资料是最准确的，当然也是最宝贵的，直接方法是认识油田的一个途径，而且认识程度取决于钻井数量、井点分布和测试周期，显然钻井越多认识程度越高。然而油田开发的客观性，特别是各种生产条件的限制以及有限的检测技术和不尽完善的资料解释方法，使得单纯通过大量直接方法获得油层中流体和压力分布是不现实的，有的甚至不可能办到。

(2) 模拟法

模拟就是用模型来研究物理过程。油藏模拟就是用模型来研究油藏中的流体运动规律，以确定合理的开发方案和提高采收率的措施。

① 物理模拟法

物理模拟发就是根据相似原理，把自然界中的原型按比例缩小，制成物理模型。然后使原型中的物理过程按一定的相似关系在模型中展现。这样人们就可以通过短期的小型试验，迅速直接地观察到油层中的渗流规律，用以指导开发实践。

物理模拟又可分为：

定性模拟：了解油层中所发生的现象，一般采用单管模型。

定量模拟：得到油田开发中有关定量数据，一般采用三维缩小模型。

② 数学模拟

数学模拟就是通过求解某一物理过程的数学方程组来研究这个物理过程变化规律的方法。随着数值方法进步和计算机的迅速发展，大多采用数值方法来求解数学方程组，这就是数值模拟。

物理模拟和数学模拟简称为双模，它们相辅相成。物理模拟多用于机理研究，并为数学模拟提供必要的参数，验证数学模拟的结果，提出新的数学模型。数学模拟可模拟各种复杂因素的实际问题，只要取得准确的静动态参数和实验数据，则能迅速而准确地得出所需要的各种数据。

油藏数值模拟就是用数值的方法来解油藏中流体(相或组分)渗流的偏微分方程组。所谓数值方法是一种近似的解法，即用离散化的方法把连续函数转变成离散函数，用计算机来求解。通常用的方法有有限差分法，也可用有限元法和谱分析方法，但大多使用有限差分法。而材料力学用有限元法，天气预报用谱分析方法。

油藏数值模拟技术相对于其他研究油田开发的方法有其自身的特点：

a．能重复进行，可以进行所谓的“多次开发”。

b．可以在短时间内进行开发，成本较低。比进行大量的物理模拟在经济上更具优势。

c．可以模拟各种非均质情况及复杂流体流动，研究操作参数和开发方式对开采效果的影响。

生产测井

a@b.com (石油科技博客) — Sun, 29 Jun 2008 14:32:16 +0800

一、生产测井

生产测井是近年来为适应油田开发的需要而建立起来的一个测井分支。它涉及的范围很广，解释的方法也与勘探井中测井资料的解释不相同，所求参数有很大差异。生产动态测井是在油井进入生产开发阶段，人们为了掌握在产液和注水过程中井内流体的动态参数和了解井内环境故障情况的一种测井组合。它是以测量流体动态参数为主，综合了工程测井和借鉴了勘探井中常用的一些测井方法组成的。目前生产动态测井常用的仪器有：流量计(目前有连续流量计、全井眼流量计、封隔式流量计、伞式流量计)、井温仪、井径仪、压差密度计、压力计、；持水率计等，近年来，我国油田生产动态测井中使用了组合测井仪，如四参数(流量、含水率、温度、磁定位)组合仪和加有压力计、井径仪的六参数组合仪。生产动态测井就是在井内稳定流动和关井条件下测量流体密度、粘度、压力、和流动速度等表征流体动态特性参数的方法，然后经资料分析确定相态流型，经过校正推算估算出流体流量，确定井下流动剖面，监视油气在井下的变化。

1．压力测井

油田开发中，井眼压力是个重要参数。探井中进行压力测量可以提供储集层的原始压力；在生产井中所测压力参数可以监视井眼内流动压力及生产层压力变化情况，是制定、调整开发方案的重要依据。井眼压力参数是用专门的压力计放入井内进行测量的。可以连续测量，主要用于评价井内生产动态；亦可以点测，通常是为研究吸水层和生产层的特性提供数据。目前，使用的测量仪器有振弦压力计、应变压力计和石英压力计三种类型。三种压力计的原理各不相同，测量精度也相差很大。

在油气藏动态分析和开发地质研究中，利用压力测井资料可以估计油气层产能，分析井内流动动态，确定入井流量关系以及评价井的生产特性和工作条件。并为估算储层产量和特性参数提供依据。

2．温度测井

温度测井又叫井温测井，最初井温测井主要用于裸眼井中研究地热分布和确定产层以及在固井之后确定水泥面上返高度等。随着生产动态测井的形成和发展，井温测井资料成为生产动态测井解释中的重要依据，应用十分广泛。目前在生产动态测井中常用的井温仪有梯度井温仪和梯度微差井温仪，梯度井温仪主要反映井内温度梯度变化情况，微差井温仪测量的是井轴上一定间距两点间温度变化情况。井温测井资料主要用于确定区域地温梯度、测定注水剖面、测定产液层位以及寻找事故位置、检查增产措施实施效果等方面。

由于在局部地区，正常条件下热场分布一般是稳定的，地温梯度一般为一常数，如果在井内温度测量发现温度梯度或径向温度分布有明显的异常变化，则可判断为井下发生异常情况。

任丘油田储集类型

a@b.com (石油科技博客) — Sun, 29 Jun 2008 09:02:50 +0800

潜山碳酸盐岩储层的孔隙类型以构造溶蚀孔洞缝等次生孔隙为主，储集渗透空间形态多样，大小悬殊，分布不均，以其形态和成因大致可划分为三类十八种。

(1) 洞

主要由溶蚀作用形成，少量为砾石支撑砾间小洞。洞穴的空隙体形较大，直径大于500mm者称为大洞，根据任丘雾迷山组复合型储层统计，大洞的孔隙度约为0.5%左右，主要分布于大断层带和风化壳附近；直径小于500mm、大于10mm者为中洞，大于2mm、小于10mm称为小洞，分布于粗结构藻云岩层中，并与断裂裂缝有依存关系，复合型储层中小型洞孔隙度约为0.3%左右。故溶洞在复合型储层中的孔隙度约为0.8%，而裂缝溶洞型储层溶洞孔隙度占总孔隙度比例较大，一般均超过50%。

(2) 孔

孔是碳酸盐岩储层中数量最多的空隙空间，一般直径仅几微米至几百微米，其成因类型比较复杂，有晶间孔、粒间孔、藻架孔和溶蚀孔等。由各种微孔及微细构造缝组成的孔隙称为基质孔隙系统，其孔隙度可达1.8%～3.5%。基质孔隙发育程度受岩石结构控制，粗结构的藻云岩，凝块石云岩及粗粉一细晶云岩基质孔隙较发育，而细结构的泥云岩、泥晶灰岩基质孔隙很少。

(3) 缝

缝是渤海湾碳酸盐岩油藏中极其发育的孔隙类型，主要是构造成因的构造缝和构造溶缝，其次是层理缝，压溶缝较少。

构造缝具下列特征：

①裂缝成组系分布，主要裂缝组系平行边界断层，另有两组斜交缝。

②以高角度缝为主，大于75º占80%，75º～45º占14%，小于45º仅占6%。

③裂缝具等级性(详见裂缝系统)，高级别的大裂缝数量少，低级别的小裂缝数量多。

④各级裂缝为不等距分布，一般大缝间距大，小缝间距小，离边界主断层越远裂缝间距越大，离主断层越近间距越小。

⑤裂缝多数被充填或半充填，半充填缝残留有效宽度较小，一般仅几毫米至几微米。

碳酸盐岩储集空间的组合形式既决定了储层的储集能力又决定储层中流体运动特点(渗流特点)，其研究内容包括储集空间与连通喉道的形态、大小、多少、组合关系及其分选分布、孔喉比等。

(1) 储集空间的连通喉道

碎屑岩孔与孔之间的连通喉道以粒间隙为主，喉道短窄，形态简单。碳酸盐岩储层喉道复杂，以裂缝晶间隙等片状喉道为主，少数不规则的细管喉道。

(2) 储集空间与喉道组合

储集空间与喉道组合可以形成如下集中几何结构：①大缝洞型；②微缝孔隙型；③缝洞孔复合型。

油层物性

油层主要参数：油藏埋深2800-2960m，平均有效厚度32.2-167m，原始地层压力32.6MPa，压力系数1.022，油层温度120℃，温度梯度1.7～1.9℃/100m，原始油水界面3510-4100m。

流体物性：原始含油饱和度65-80%，地面原油相对密度0.8887, 地下原油粘度8.21mPa·s，油体积系数1.083，原油压缩系数9.04×10^-4MPa^-1，原始气油比4.4m³/t。

任丘碳酸盐岩油藏

a@b.com (石油科技博客) — Sun, 29 Jun 2008 08:59:11 +0800

国外一些盛产石油的国家都分布有碳酸盐岩的大油田，在世界已探明的油气储量中，碳酸盐岩储量规模(如中东石油储量)引起了人们的广泛关注。碳酸岩盐作为储层，已成为重要的勘探对象，是油气工业的重要研究目标。我国继七十年代初在东部的华北任丘发现大型碳酸盐岩古潜山油气田之后，八十年代在西部的四川、陕西、新疆等地的碳酸盐岩储层中油气勘探中叉有大的进展。我国己发现的碳酸盐岩储油气层大都是裂缝加岩溶型储层，因此，对这类储层的研究就成了焦点。

碳酸盐岩油藏，在油藏成因、储层结构、开发特征、水驱机理等方面均与碎屑岩沉积的砂岩油藏存在着较大的差异。因此，这类油藏在其开发程序、方案设计、技术政策结线、工艺技术系列上均与碎屑岩油藏存在着很大的区别。

任丘油田位于冀中拗陷饶阳凹陷南部, 是一个上部新生代地层生油,下部碳酸盐岩古潜山为储集层的“新生古储型”油气藏，上部陆相碎屑岩建造厚约3000 m,与下伏古生界及中上元古界海相碳酸盐岩呈不整合接触受不同时代断层的切割,碳酸盐岩形成了断块状古潜山, 高部位储油的蓟县系雾迷山组是油田的主力油层, 以藻团粒粉晶—中晶白云岩, 迭层石白云岩和凝块石白云岩为主, 孔、洞、缝发育。