1.8 简述油气藏的分类方法与主要类型答.油藏分类通常从以下几个方面进行:（1）.储集层岩性储集层岩石为砂岩，则为砂岩油气藏，如果为碳酸盐岩，则为碳酸盐岩油气藏2）.圈闭类型主要类型有断层遮挡油藏，岩性油气藏，地层不整合油气藏，潜山油气藏，地层超覆油气藏3）.孔隙类型 主要类型单一孔隙介质油气藏，如孔隙介质油藏；双重介质油气藏，如裂缝-溶洞型介质油藏，三重孔隙介质油气藏；如裂缝-溶洞-孔隙型介质油藏4）.流体性质 油藏按原油密度大小分为轻质油藏、中质油藏和重质油藏等；气藏根据凝析油含量的多少细分为干气藏、湿气藏和凝析气藏5）.接触关系如底水油藏，边水油藏；层状油藏，层状边水油藏等1.9 简述砂岩储集层与碳酸盐岩储集层的主要区别 答.大多数的碎屑岩都发育有开度较大的原生粒间孔隙，碳酸盐岩中发育了开度较大的次生孔隙（裂缝，溶洞等），则可以成为好的储集层碳酸盐岩与碎屑岩储层的区别：碳酸盐岩与碎屑岩相比，由于其化学性质不稳定，容易遭受剧烈的次生变化，通常经受更为复杂的沉积环境及沉积后的变化有以下几点区别： 1.碳酸盐岩储集层储集空间的大小、形状变化很大，其原始孔隙度很大而最终孔隙度却较低。
因易产生次生变化所决定 2.碳酸盐岩储集层储集空间的分布与岩石结构特征之间的关系变化很大以粒间孔等原生孔隙为主的碳酸盐岩储层其空间分布受岩石结构控制，而以次生孔隙为主的碳酸盐岩储层其储集空间分布与岩石结构特征无关系或关系不密切 3.碳酸盐岩储集层储集空间多样，且后生作用复杂构成孔、洞、缝复合的孔隙空间系统 4.碳酸盐岩储集层孔隙度与渗透率无明显关系孔隙大小主要影响孔隙容积2.1某天然气样品的摩尔组成为C1H4(0.90)，C2H6(0.06)和C3H8(0.04)若地层压力为30MPa,地层温度为80℃，试确定气体的相对密度和地层条件下的偏差因子；若把天然气视作理想气体，储量计算的偏差为多少？解.(1) 此天然气平均摩尔质量:M =相对密度：γg=M / Mair =17.96 /28.97 = 0.62气体拟临界压力： 气体拟临界温度：对比压力：对比温度：查图2.1.2 可得偏差因子为0.92,理想气体偏差因子为1(2)天然气储量计算公式：由此公式可以计算，按理想气体与按非理想气体所计算的储量的偏差为所以若按理想气体计算储量比实际气体会少8%2.2试导出天然气的体积系数计算公式。
解. (1) , (2) , (3)由（1）（2）（3）式得：3.4岩石孔隙度随深度变化的三个阶段是如何划分的？各个阶段的孔隙度变化机制如何？本体变形过程中的孔隙度不变性原则有什么意义？答. 岩石孔隙度随深度变化可以分为:压实阶段、岩石的压缩阶段和岩石的压熔阶段在压实阶段，随着深度的加大，沉积物受到的上覆压力也越来越大，疏松的沉积物受压不断趋于致密，骨架颗粒由疏松排列趋于紧凑排列，岩石孔隙度不断减小，孔隙度呈指数规律变化； 在压缩阶段，岩石的排列方式不发生变化，岩石的孔隙度保持为常数；在压熔阶段由于太高的地层温度和地层压力，岩石固体骨架颗粒开始熔化，孔隙度骤减直至为0，岩石矿物特征也开始消失本体变形过程中的孔隙度不变性原则在应用该原则进行油气储量计算时，直接采用地面岩心分析孔隙度即可，无需将其校正到地层条件，对油气藏的开发具有指导意义3.15试导出裂缝介质的渗透率与孔隙度和裂缝开度之间的理论关系式解.采用裂缝的密度n和宽度b来表示裂缝的特征n定义为：渗透面内裂缝的总长度与渗透面积的比，即 n= （1）裂缝的孔隙度 （2），A-裂缝岩样的渗滤面积 渗滤端面上单位长度裂缝的液体流量： (3)若端面上裂缝的总长度为l，则岩石端面上流过全部裂缝的液体流量为： （4）带入(2)式得 (5)另一方面，假设该裂缝岩石的等效渗透率为Kf,按达西定律: (6),由以上各式得4.1试计算3000m深度处正常压力地层中的上覆压力、骨架应力和流体压力。
假设地层岩石的孔隙度为20%,地层水密度为1g/cm3,骨架密度2.65g/cm3解.4.4试分析地层产生异常高压和异常低压的原因答：一般认为地层异常低压是由于从渗透性储层中开采石油、天然气和地层水而人为造成的；地层异常高压是由于地层压力系统基本上是“封闭”的，即异常高压地层与正常压力层之间有一个封闭层，阻止或者至少限制了流体的沟通，具体成因有以下几种：沉积物的快速沉积，压实不均匀；渗透作用；构造作用；储存的结构4.5某地层中聚集了密度为0.6g/cm3的原油，已知A点的深度为1000m，B点的深度为2000m，C点距FWL的垂向距离为500m，D点的深度为3000m，试计算A，B，C和D点的地层压力；试判断A，B，C和D点的压力状态；试计算A，B，C和D点的毛管压力；试分析A，B，C和D点地层流体的自喷能力解. （1）由图可知B 点为自由水面，则C 点深度为1500m，（2）由题意可以得到各点静水压力：所以所以A.B,C,D点都是正常地层压力（3）A、B、D 三点的毛管力都为0；C 点为油藏（4）A,B,D点的余压为对于C点：因为所以，A、B、D 三点无自喷能力，C 点有自喷能力4.6某油藏3000m深度处的实测地层压力为31MPa，地层原油的密度为0.68g/cm3；3300m深度处的水层实测地层压力为33MPa，地层水的密度为1.0g/cm3。
若油藏岩石毛管压力曲线的排驱压力为0.3MPa，转折压力为0.5MPa，试分别确定油藏的油相压深关系方程和水相压深关系方程，计算油藏的第一、第二油水界面和自由水面的深度，并计算油水过渡带的厚度解：油相余压：水相余压：油相压深关系方程：水相压深关系方程：第一油水界面深度：第二油水界面深度：自由水界面深度：油水过渡带厚度：4.8某油藏右端岩心分析的毛管压力特征数据为：pcd=0.1MPa，pct=0.2MPa；东端岩心分析的毛管压力特征数据为：pcd=0.2MPa，pct=0.4MPa若地层水的密度为1.0g/cm3，地层原油的密度为0.65g/cm3，东西端距离为2000m，试计算油水界面的倾角，并分析储集层的物源方向解.对于西端岩心：油水过渡带厚度对于东端岩心：油水过渡带厚度所以所以倾斜角为arc tan1.45×10-5物源方向在西端4.9某探井的静压梯度测试数据见下表，油藏深度2800m，试分析所探地层的流体性质，并确定地层原始条件下的压深关系方程，最后确定地层的压力系数，并判断地层的压力状态D,m0500800110014001700210024002700pi,MPa13.0014.0015.3317.3319.3321.3324.0026.0028.00解. 根据所给数据绘制压深关系图：(1) 得到了两个直线段：① 线段斜率：Gp=2MPa/km =Gp/9.8=0.2041g/cm3直线段截距：Pg=13MPa直线方程： Pg=13+0.0241D②直线段斜率：Gp=6.51MPa/km =Gp/9.8=0.6643g/cm3 地层流体为油 直线段截距：Po=10.34MPa直线方程：PO=10.34+0.6643gD 静水压力：PW= Pair+D=2800m时，压力系数：正常压力地层4.10某油井的静温梯度测试数据见下表，油藏深度2800m，试确定该地区的温度与深度的关系方程，并分析油井所在地区的地温梯度状况。
D,m0500800110014001700210024002700Ti,℃26.1436.1942.2248.2654.2959.8467.2472.7978.33解.根据所给数据制图：可以读出温度和深度的关系方程：19.31<30℃地层相对较冷，负异常5.3试导出气藏容积压缩系数的计算公式解：开发过程中气藏孔隙体积压缩量为 （1）气藏束缚水体积的膨胀量为 (2)地层压力下降到p时的气藏容积为 (3)由（1）（2）（3）有： (4)又 （5） （6）所以 （7）且 （8）所以5.7简述气藏视地质储量的计算方法及用途解.计算气藏视地质储量的公式为：上式为气藏的视地质储量与地质储量之间的关系方程，把气藏的视地质储量与气藏的累产气量的关系绘制到坐标图上，得到一条视地质储量的变化曲线，，视地质储量的变化曲线在纵坐标上的极限值为气藏的地质储量，通过绘制视地质储量的变化曲线，可以确定气藏的地质储量；用途气藏视地质储量与地质储量的差值去气藏的水侵量有关，可通过差值计算地层水侵量。
5.8某气藏的束缚水饱和度为0.25，cw=4×10-4MPa-1,cp=1.0×10-4MPa-1，气藏温度为80℃，气藏的生产数据见下表试分别用定容气藏模型和封闭气藏模型确定气藏的地质储量，计算气藏的水侵量，计算气藏的驱动指数若要继续采气，气藏的生产指示曲线将发生怎样的变化？为什么？Gp,108m302.21864.65276.28319.881911.6799p,MPa42.17740.21137.84336.17733.54431.918Z1.091.061.020.990.950.92解.（1）.由所给数据绘制定容气藏生产指示曲线如下：气藏的地质储量：定容气藏的水侵量We=0定容气藏驱动指数DIg=1(2).由所给数据绘制封闭气藏生产指示曲线如下：封闭气藏的物质平衡方程为Gp,108m302.21864.65276.28319.881911.6799p,MPa42.17740.21137.84336.17733.54431.918Z1.091.061.020.990.950.92p/Z38.694537.9349137.1009836.5424235.3094734.69348cc0.0002670.0002670.0002670.0002670.0002670.000267Δp,MPa01.9664.33468.63310.259pF,M。