地质上潜山什么意思
Ⅰ 潜山型碳酸盐岩储集空间的描述方法
（一）储集性碳酸盐岩地质描述概论
储层描述的目的是搞清储集空间类型、结构、孔隙度、渗透率、含油饱和度及原油开采过程中的地下渗流特点，为提高油气采收率提供必要的地质参数。其中裂缝和溶洞是潜山型碳酸盐岩储层描述的核心内容，包括以下几个方面：
（1）对裂缝-溶洞系统的形成机理做出合理的解释，由此可以对裂缝-溶洞几何形态和分布进行可能的预测。
（2）确定基质和裂缝-溶洞系统的岩石物性参数，预测基质和裂缝-溶洞系统的空间分布或因环境参数（深度、孔隙压力的衰减、流动方向等）改变而引起的不同部位储集参数的变化。
（3）评价基质和裂缝-溶洞系统的相互关系，确定油气水渗流特征。
（4）在裂缝-溶洞系统研究的基础上，进行储层分类评价。
（二）潜山型碳酸盐岩储集空间一般地质研究方法
对潜山型碳酸盐岩储集空间的地球物理、试井等评价方法将作专门介绍，这里介绍野外、岩心、录井等裂缝-溶洞的识别和描述，并介绍它们的成因判别及其渗流特征等分析。
1.裂缝溶洞的识别和描述
碳酸盐岩裂缝-溶洞的识别和描述方法主要有：岩心观察、地质录井、实验测试、开发动态监测、野外地质调查等，需要综合各方面参数判断出裂缝-溶洞的发育特征。
（1）岩心观察：钻井取心是了解裂缝-溶洞特征的最直接方法。岩心描述内容：裂缝宽度、裂缝壁的结构、溶蚀程度、充填情况（充填物成分、结晶程度），需要统计裂缝、溶洞的密度、组合情况、切割情况以及测量裂缝的产状和含油性等。
但是钻井取心毕竟数量少，不能了解裂缝在空间上的延伸情况，特别是张性裂缝段的取心收获率低，会漏失许多资料。所以岩心观察只能作为验证其他裂缝识别及监测方法的证据。
（2）地质录井：地质录井包括岩屑录井、泥浆录井、钻时录井及钻具放空等，根据录井资料可以定性地判断裂缝-溶洞的发育程度。
裂缝-溶洞一般充填有方解石、白云石或其他矿物，根据这些矿物的多少和结晶程度，可以判断储集空间发育程度。透明自形晶方解石、环带状和葡萄状方解石为张性裂缝或开启溶洞充填物，而半透明或不透明他形晶方解石或白云石表明裂缝被全充填，无有效储集空间。
在钻井过程中钻具放空及泥浆漏失，井径异常扩大，均反映裂缝、溶洞的存在。裂缝-溶洞都是沿断裂分布，根据溶洞率及泥浆漏失情况，还可以判断断层、裂缝的发育情况。
裂缝-溶洞发育段岩石破碎，钻进速度快、钻时低。如果钻遇致密层，钻时增高。
（3）岩心分析测试：这是裂缝-溶洞的微观特征研究，包括微裂缝的宽度、充填情况及充填物的成分和结构等。分析项目有岩心揭片、岩矿薄片、铸体薄片、荧光薄片、扫描电镜、包裹体和压汞分析等。
（4）野外地质调查和类比研究：碳酸盐岩裂缝-溶洞分布极不均一，要了解整个基岩油藏储集空间的分布规律，只靠几口取心井是不够的，选择地质条件相似的露头或矿山坑道进行野外调查是非常必要的。通过模拟对比，可以了解各级裂缝-溶洞的分布特点，特别是大型裂缝-溶洞的空间分布。在任丘潜山发现初期，地质工作者就对冀中坳陷周边的燕山、太行山（特别是河北满城县西柏山）进行了野外地质调查，对基岩潜山的地层、岩性、构造和裂缝-溶洞的分布建立了概念模型。
2.裂缝-溶洞的描述内容
（1）单条裂缝特征：利用全直径岩心描述裂缝的产状、形态、充填情况和力学性质。如果有定向取心可直接描述裂缝的真产状，非定向取心可描述裂缝产状和地层产状的关系，再换算出裂缝的真实产状。裂缝的形态主要包括长度、宽度、开度及纵向连通情况。裂缝充填情况包括充填程度、充填物成分、结晶程度、晶体方向与裂缝壁的关系。裂缝力学性质是指根据裂缝产状、裂缝面结构、擦痕、矿物等，区分张性裂缝和剪切裂缝，其鉴别特征见表3-11。
表3-11 裂缝力学特征表
（2）裂缝组系描述：凡是产状一致、相互平行、力学性质一致的裂缝属于同一组裂缝，呈共轭剪切缝及共生张性裂缝为同一裂缝系统。
根据裂缝的交切关系判断不同组系的裂缝形成的序次，被切割位移的组系为早期缝。另外，根据裂缝充填物的世代和包裹体性质，判断裂缝形成时间的早晚。
（3）裂缝发育程度的定量描述：描述裂缝的定量参数有裂缝密度、裂缝间距、裂缝指数和岩块尺寸。裂缝密度包括面密度和线密度，面密度是指单位面积内裂缝总长度（m/m2），线密度为沿某个方向单位长度遇到的裂缝条数（条数/m）。裂缝间距为裂缝之间的平均距离。裂缝指数为岩层厚度和裂缝间距的比值，在某一构造部位为一常数，根据裂缝指数和岩层厚度可求出裂缝间距。岩块尺寸是指裂缝在三维空间切割的岩块的大小。
（4）裂缝的分类：根据裂缝的成因可分为构造缝和非构造缝。非构造缝包括由沉积作用形成的层理缝、层面缝、砾间缝等；由成岩作用形成的收缩缝、压溶缝、压裂缝及晶间缝等；以及人工诱发缝。
根据构造裂缝的力学性质分为剪切缝和拉张缝。
根据裂缝的产状可划分为高角度（>60°）缝，低角度（<30°）缝。
根据裂缝产状和地层产状的关系，可分为走向缝、倾向缝和顺层缝。
（5）裂缝分布规律研究：根据岩心统计和测井综合解释资料，分井、储层单元编制裂缝分布玫瑰图和裂缝密度分布图，描述裂缝密度、产状在纵向上和平面上的变化特征，确定油藏范围内裂缝发育程度和范围。
（三）裂缝-溶洞渗流特征分析
1.裂缝-溶洞储层孔隙度的确定
大部分裂缝-溶洞储层具双重介质特点，即储集空间由裂缝-溶洞系统和岩块孔隙系统组成。确定裂缝性储层孔隙度难度较大，需要多种方法相结合综合确定：①利用大直径岩心或小直径岩心直接测得孔隙度，小直径岩心基本代表岩块孔隙度，大直径岩心反映岩块孔隙度和部分裂缝孔隙度。②利用岩心切片或铸体薄片统计碳酸盐岩面孔率。③利用钻井放空、扩径判别大型缝洞的存在与否。④利用测井综合解释资料，确定地层总孔隙度和有效孔隙度。⑤利用压力恢复、生产动态等资料确定有效孔隙度和裂缝孔隙度。⑥利用CT、核磁共振技术确定裂缝-溶洞总孔隙度。⑦根据野外地质调查资料确定裂缝孔隙度。
2.裂缝-溶洞渗透率的确定
裂缝-溶洞的渗透率高于基质岩块渗透率十几倍到几十倍，但是前者渗透率的确定比较困难，目前常用的方法有以下几种：①利用全直径岩心测定基质及部分小裂缝渗透率，测定不同方向的渗透率。②利用测井资料定性解释渗透率。③利用压力恢复资料或试井资料确定有效渗透率，或裂缝渗透率。④利用裂缝统计资料，根据经验公式计算裂缝渗透率。
3.裂缝-溶洞渗流特征分析
（1）裂缝-溶洞系统的渗流特征和排驱机理：室内和油藏条件下的驱替试验结果表明，裂缝-溶洞系统的原始含油饱和度很高，流体在其中流动符合达西定律，毛细管力作用可以忽略，流体相对渗透率变化呈近似的对角线关系，水驱过程接近活塞式推进，水驱率可达95%以上，流体间的驱替过程主要依靠驱动压差。
（2）岩块系统驱替机理：实验表明，基质岩块渗流能力比裂缝-溶洞低得多，其中的排驱过程主要在微裂缝及小孔洞中进行，依靠毛细管力自吸排油和压差作用排油。自吸排油是基于储层的亲水性。根据润湿性分析，在毛细管力作用下，原油自动进入岩块中与喉道相连通的孔隙。自吸排油效率一般为16%～26%。但是，根据动态资料分析，裂缝-溶洞油藏实际自吸排油效率一般在10%左右。这种低值情况，除了储层孔隙结构和润湿性影响之外，采油速度过高可能是一个重要原因。
在油田开发中，裂缝-溶洞系统在水驱过程中所需要的压力梯度很小，而岩块系统则需较大的压力梯度。当两者共存、并且裂缝-溶洞占主导地位时，岩块系统水驱油过程是难以进行的。
（四）裂缝定量预测
20世纪80年代以来，曾采用弹性小挠度薄板弯曲理论，用主曲率法进行裂缝数值模拟研究。90年代以来进展很快，将原来仅用于褶皱派生的张扭性裂缝预测的差分法发展为多种构造条件、多层状、复杂边界的裂缝预测有限元方法。许多油田的裂缝数值模拟利用国外ALGOR有限元软件包，采用真三维地质模型，使数值模拟更接近实际、结果更可靠。
Ⅱ 草古1潜山稠油油藏开采特征数值模拟分析
秦学杰戴涛宋道万肖席珍
摘要分析了草古1潜山稠油油藏的地质及开发状况；介绍了在数值模拟研究中建立数模模型所采用的技术方法；研究了该油藏的开发规律及影响因素；揭示了该油藏与国内其他潜山油藏在开发规律方面的异同点。
关键词草古1潜山潜山油藏数值模拟双孔模型底水锥进开发规律
一、引言
近20年来，油藏数值模拟技术在裂缝性潜山稀油油藏的开发中取得了很大发展和广泛应用，关于其技术进展及其应用成果已有许多专著及文章做了论述。但此项技术在建立多重孔隙介质裂缝性潜山油藏地质模型方面一直是一个难题。本文结合草古1潜山裂缝性稠油油藏的开发情况，对潜山油藏的数值模拟方法与开发规律进行了较深入的研究，建立了能够代表草古1潜山油藏的数学模型，取得了一定研究成果。
草古1油藏是一个有效储集层厚度较薄、储集空间发育复杂并受构造、岩性等控制的具有底水的块状裂缝、溶洞型碳酸盐岩体、超稠油油藏 林毅.乐安油田草占1潜山油藏地质综合研究，2000.
二、地质概况及开发简况
草古1潜山碳酸盐岩稠油油藏是广饶潜山油藏带的西北部分，主要含油地层为奥陶系下奥陶统上、下马家沟组，岩性主要为灰岩、豹皮灰岩和白云岩。油藏储集空间以构造裂缝为主，其次为溶孔、溶洞。裂缝具有明显的组系性和方向性，高角度裂缝发育，开启缝和与之相连通的溶洞是油气富集的良好场所。有效储集层主要发育在潜山顶部60m的范围内，储集层类型有缝洞复合型、孔隙裂缝型和微孔微缝型。地面脱气原油粘度为2.0×104～7.0×104mPa.s，属于粘度高、密度大和胶质含量高的特、超稠油。草古1油藏是一块状边、底水潜山油藏，原始油水界面在－950m左右。地质储量740.5×104t。其中，潜山顶部40m地层的储量约占草古1潜山总储量的3/4，储量丰度5.9×104t/(km2·m），属浅层、低丰度稠油油藏。
草古1潜山油藏1997年7月全面投产，至今仅3年时间，综合含水已达85.2%，采出程度低，仅6.6%。由于草古1潜山裂缝性碳酸盐岩储集层的复杂性和特殊性，目前对草古1潜山油藏开采动态所暴露出来的问题没有足够的认识。特别是草古1潜山油藏与我国已经开发的潜山稀油油藏在开发效果上有较大的差别，例如，含水80%时，任丘油田的采出程度28%左右，雁翎油田的采出程度为12%，而草古1油藏仅仅6.2%；在注蒸汽吞吐开采方面，草古1油藏也表现出与砂砾岩稠油油藏不同的特点，基本没有砂砾岩稠油油藏热力采油典型的开采变化特点。针对草古1油藏的以上问题，需要新的认识。
三、数值模拟模型
在数值模拟研究中建立数值模拟模型是基础也是关键的一步。下面着重介绍建立裂缝模型和网格模型所采用的技术和方法。
1.裂缝模型
对于裂缝性潜山油藏的数值模拟研究，目前采用的方法是将油藏的多重孔隙介质简化为双重孔隙介质来处理，即包括裂缝系统和岩块系统。这种建模方法必然会涉及三个关键问题：①正确划分裂缝系统和岩块系统及确定其系统参数；②正确确定两个系统之间的关系；③建立合适的数学模型来描述油藏流体的流动特征。
1）裂缝下限
通常情况下，研究裂缝系统必须分析裂缝宽度变化及确定裂缝系统的裂缝宽度下限。从渗流力学的观点分析，裂缝系统的裂缝宽度下限应当以具备通道条件，即可以忽略毛管力作用的条件来研究确定。
法国Davadant的研究结果表明，具备通道条件的裂缝宽度下限为10μm。
前苏联Smekhov指出，由于分子力作用的结果，在裂缝壁上粘附着厚度为0.16μm的水膜。当裂缝宽度大于10μm时，毛管力作用很小，可以忽略。
伊朗A.Saidi认为，当裂缝宽度为20～30μm时，毛管力作用变的很小，当裂缝宽度为10μm时，毛管力的作用将降低到可以忽略的程度。
根据我国对裂缝系统喉道的研究结果，渤海湾地区碳酸盐岩储集层的裂缝系统喉道下限为10～20μm。
由此，可以初步确定裂缝系统的裂缝宽度下限为10μm。可以把裂缝系统定义为：在油藏条件下，由宽度下限为10μm的裂缝及与其连通的溶洞所组成的裂缝孔隙网络。
从理论上来讲，确定裂缝系统的裂缝宽度下限对于正确地划分裂缝系统和岩块系统是十分必要的，通过实验等手段也是能够实现的，但这只是理论上的划分，对于数值模拟研究来讲这是远远不够的。在数值模拟研究中，不但要正确划分裂缝系统和岩块系统的界限，更重要的是确定裂缝系统的参数，但在目前的技术条件下是很难实现的。例如，在目前技术条件下，裂缝系统的孔隙度，仅通过岩芯分析不可能确定，目前采取的方法是应用录井、生的结果也是不精确的，在数值模拟研究中裂缝系统参数必须作为不确定参数来处理。
2）裂缝系统和岩块系统
草古1油藏储集层的储集空间主要有缝、洞、孔三大类，这三类储集空间的储集－渗流条件差异很大。其中，宽度不同的裂缝与其连通的溶洞是这类油藏的有效储集－渗流空间。
结合草古1油藏地质研究的成果，对裂缝系统和岩块系统的划分及二者关系可作如下论述。
裂缝系统由大、中裂缝及与其连通的溶洞所组成。系统特点是孔隙度低，含油饱和度高，导压能力和流动能力强，连通性好，毛管力作用可以忽略，在较小压差下可达到较高产量，驱油效率高，流体之间的驱替过程主要靠驱动压差进行，重力只有在油藏流体流动速度较低时才起作用。
岩块系统是由小、微裂缝及与其连通的溶蚀孔洞和基质孔隙所组成。其系统孔隙度高，渗流能力差，排油效率低。系统主要靠毛管力作用自吸排油。重力在一定条件下也能起到一定作用。
裂缝系统与岩块系统是相互制约、相互联系的。裂缝系统不只是自身储油和流动的通道，也是岩块系统的自吸排油的通道，二者组成了一个统一的储集－渗流组合体，裂缝系统处于主导地位。
根据草古1油藏地质研究成果和油藏流体流动特征，可以初步确定草古1油藏是一个双孔单渗的流动系统。
3）油藏数值模拟模型
（1）双孔单渗模型
通常采用的双孔单渗模型（图1）。假设裂缝系统是流体流动的主要通道。在岩块之间没有直接的联系，不存在流体的交换。具有低渗、高储存量的岩块系统被认为是裂缝系统的源或汇。在这个模型中，在同一个网格中的裂缝和岩块被认为具有相同的深度，因此，不可能模拟网格内重力驱的作用。另一方面，划分的岩块比较大时，会导致错误的运算结果，尤其在油藏的开发初期阶段，将会因推迟岩块的作用产生错误的模拟结果。利用此模型模拟草古1油藏的开发过程，虽然在描述裂缝系统与岩块系统之间流体流动关系方面是正确的，但因忽略了重力驱的作用，将会产生错误的结果。因此，将草古1油藏的双孔单渗模型进行了改进。
图1双孔单渗模型图
草古1油藏的双孔单渗模型（图2）充分考虑了重力影响和重力驱机理。在这个模型中，岩块在垂直方向上被细分为几部分，子岩块间在垂直方向上可以进行流体交换，子岩块与裂缝间的流体交换在非垂向上进行。在这个模型中，子岩块与裂缝有着不同的深度，重力所起的作用可以得到体现。当裂缝与岩块进行流体交换时，在岩块内部就形成了压力、饱和度等参数的梯度变化。该模型充分考虑了岩块系统的早期效应，适用于垂直裂缝发育的底水块状油藏（类似草古1油藏）。但应用该模型模拟水平裂缝发育的油藏则会产生较大误差，因此，在建立裂缝性油藏的数模模型时，必须要抓住油藏的主要特征。
（2）油藏数值模拟模型
图3为草古1油藏数模模型简图。虚线为网格边界，裂缝在网格内分布形成裂缝网络，在裂缝中，水驱油过程接近活塞式驱动，数模中应用的油水两相的相对渗透率曲线呈对角直线关系，较好模拟了裂缝中油水流动特征。岩块系统是由裂缝所切割的，由小裂缝与其连通的溶蚀孔洞所组成的独立单元所构成，岩块之间没有流体流动。裂缝与岩块之间存在流体交换。岩块系统主要靠毛管力作用自吸排油，数模模型中采用毛管力曲线来模拟岩块的排油过程。
图2草古1油藏双孔单渗模型图
图3草古1油藏数模模型简图
2.网格模型
数值模拟中建立网格模型实际上是把油藏划分成众多的基本计算单元，每个网格作为一个均质体出现，利用网格间油藏参数的变化来描述油藏的非均质性。当裂缝油藏非均质性异常严重时，大的网格步长会产生大的误差。理论上，网格划分的越细，对油藏的描述越逼真，模拟计算结果越精确，同时运算时间也会相应延长，因此，在建立网格模型时选用多大的网格步长和选用什么类型网格系统是非常重要的。另一方面，对于裂缝性油藏，在建立网格模型时，为了减小运算误差，应使网格轴方向与裂缝发育方向一致。草古1油藏网格模型采用了角点网格技术建立了网格步长为30m左右的网格系统，网格模型X轴方向与主裂缝方向一致，减小了网格形态对计算结果所产生的误差。
从历史拟合情况看，建立的草古1油藏数值模拟模型基本反映了该油藏的实际特征，建立的双孔单渗模型抓住了该油藏的主要矛盾。
四、草古1油藏开发规律研究
草古1油藏是潜山稠油油藏的开发目前还没有可借鉴的经验。对于潜山稀油油藏，国内已有30年的开发历程，并积累了丰富开发经验，对草古1油藏的开发应有一定借鉴作用。选取了开发较为成功的任丘油田及与草古1油藏储集层类型较为相似的雁翎油田做对比分析。草古1与任丘、雁翎油田在油藏类型上最大的差别是原油性质。从开发效果对比情况看，三个油田的开发效果差别较大。含水80%时，任丘油田采出程度为28%，雁翎油田为12%，而草古1油藏只有6.2%；三个潜山油田含水从40%～80%时阶段采出程度为4%～5%，基本无差别；可见草古1油藏开采效果差的原因主要为低含水阶段油藏的采出程度太低，含水40%时采出程度仅仅1.02%，而任丘油田为24%，雁翎油田为8%。
1.含水量变化规律
从油藏开发含水量曲线上看，草古1油藏有以下特点：①油井投产后为低含水阶段，基本没有无水采油期；②含水上升快，低含水采油期短。
油井投产后没有无水采油期，在其他油田是很少见的。从模拟结果来看，这种情况应是草古1油藏的固有特征。产水的原因是由于草古1油藏为特、超稠油，开发初期为短时期的弹性开采阶段，油层压力下降快，原始的油藏平衡条件被打破，引起孔隙收缩与束缚水的膨胀，导致水从不流动状态变成可流动状态。同时，高的油水粘度比，导致水的流动能力加剧，反映在油井的含水上则是开采初期即为低含水阶段，而在同样的地质模型中，稀油油藏则很少出现这种情况。利用相同的地质模型，变稠油为30mPa.s的原油，模拟结果为油井投产后含水量为0。
影响油井含水量的另一原因是底水突破快（低含水采油期短）。如草100－平1井投产1a时间，水锥高度达150m，见底水，反映到油井的含水上则为采油井低含水采油期短、含水量上升迅速。从底水块状油藏水锥形成的物理过程分析，油藏的开采效果与原油性质有很大的关系，油水重度差在底水锥进的过程中，起着稳定水锥的作用。草古1油藏原油重度与水相近，在控制水锥高度方面油水重度差所起的作用大大减小，这也是草古1油藏含水上升速度快的一个重要原因。
2.油水运动规律
草古1油藏开采以底水驱动为主，油水运动情况反映出两个油水界面和三个油水分布带的特征。随着油藏的开采，在近井地带，底水沿裂缝向井底突进，形成了井底水锥，水锥高度及其变化是影响油井含水量变化的主要因素。水锥高度主要受储集层条件、布井方式、采液速度、原油性质的影响。在远井地带，底水上升在油藏内形成了裂缝系统油水界面和岩块系统油水界面。数值模拟的三维显示表明，草古1油藏的油水界面是一个动态变化的不规则面，其形态受储集层条件、开采条件的影响。裂缝系统的油水界面是通常所测定的油水界面，其高度和变化主要受采液速度的影响，如果采液速度合理，裂缝系统的油水界面上升速度慢，岩块系统自吸排油过程充分，可以达到较高的排油效率，取得好的开发效果。
随着油藏的开采，草古1油藏流体在纵向上具有明显的分带性，自上而下依次为含油带、油水过渡带和水淹带。在含油带内以产油为主；油水过渡带内油水同出，以产水为主；水淹带则已失去产油能力。水淹带的大小主要依赖于储集层条件和采出体积的大小，而过渡带的大小则主要取决于采油速度的高低。
通过分析草古1油藏的油水运动过程，可以看出，草古1油藏与其他底水块状潜山油藏在底水上升规律方面具有极大的相似性。其近井地带裂缝发育程度、水锥高度决定油井底水突破时间，为了推迟底水突破时间和控制含水上升，应当控制单井采油速度；远井地带裂缝系统油水界面和岩块系统油水界面的上升速度主要影响驱油效率和开发效果。
3.开发过程的阶段性
裂缝性潜山油藏的开发过程有着明显的阶段性。在不同的开发阶段，影响开发效果的各种因素所起的作用不同，根据不同开发阶段的动态特点和主要矛盾，可以采取相应的综合调整措施以改善开发效果。根据我国裂缝性潜山油藏的开发实践，采用综合考虑产油量和含水变化的方法进行开发阶段的划分比较合理，因为这类油藏的产油量和含水是影响开发过程和开发效果的两个相互制约的重要因素。综合考虑产油量和含水变化可以把草古1潜山油藏的开发过程划分为产量上升（投产阶段）、产量下降和低速缓慢递减三个阶段。该油藏在开发过程中基本上不存在高产稳产阶段，这与一些中小型潜山油田（如雁翎、王庄、义和庄油田）在高速开采条件下的开采过程相似。
数值模拟结果表明，草古1油藏第一开发阶段采油量占可采油量的37%，第二阶段为50%，第三阶段为13%。与一些中小型潜山油田的开发阶段采油量（第一开发阶段采油量占可采油量的14.5%，第二阶段为55.7%，第三阶段为29.8%）相比，草古1油藏在第三阶段采油量偏少。目前草古1油藏已位于第二开发阶段的后期，即将进入低速低效开发阶段，在这个阶段，主要特点是水淹程度高，单位时间的采出油量少，采出水量多，经济效益低，开发难度也进一步加大。
4.影响开发效果的因素
裂缝性油藏开发的两个主要矛盾是如何保持地层压力和怎样控制含水上升。对于草古1油藏来说，底水能量充足，地层压力稳定。下面主要分析怎样来控制含水的上升。
从布井方式上看，水平井在控制含水量方面比直井具有更大的优越性。水平井低含水采油期比直井长，采油量增加，开发效果明显好于直井。其原因为是水平井可以钻遇更多裂缝，平面控制储量大，生产压差小，对底水锥进有明显的抑制作用。
钻开程度对含水量及开发效果也有比较大的影响（钻开程度为进山厚度与含油段的比值）。当草古1油藏的钻开程度为10%～20%时，对开采效果的影响并不大，当钻开程度大于20%时，开采效果明显变差，因此，草古1油藏钻开程度不应大于含油段的20%。
在裂缝性油藏的开发中，采油速度对开发效果的影响是十分明显的。对于草古1油藏，当单井采液量为10m3/d时，低含水期采出程度为6%；单井液量提高到30m3/d时，低含水期采出程度为1.7%。
5.吞吐开采效果
草古1油藏开采历史上油井工作制度主要有两种，蒸汽吞吐和冷采，其中以注蒸汽吞吐开采为主。从注蒸汽吞吐开采的效果来看，并没有取得明显的效益，注入蒸汽开井后，没有明显的峰值温度和峰值液量。草古1油藏在有效厚度、净毛比、孔隙度、储量丰度等方面没有达到注蒸汽油藏筛选标准，另一方面，注蒸汽油藏特别要求没有强烈的边底水和油层中没有明显的裂缝，而这两点恰恰是草古1油藏的基本特征。从油藏特征看，草古1油藏对采用热力采油方式有着明显的不利因素。
蒸汽注入油层主要起增温降粘、增加油相渗透率、提高地层压力增加驱油能量、清除井壁污染降低井底渗流阻力四个方面的作用。从数模模拟情况看，油藏注入蒸汽后，蒸汽沿裂缝传播距离远，加热半径大（100～150m），温度上升幅度小（10～40℃），热损失严重。蒸汽所起得最大作用是清除井壁污染，降低井底渗流阻力。通过以上分析可以看出，草古1油藏的油藏特征应是造成热采开采效果不佳的主要原因。
6.剩余油分布规律研究
经过几年的开发，草古1油藏油水分布已发生了很大的变化。目前，数模区累积采油4×104t，采出程度8.3%。油量主要是从裂缝发育的井段采出，如潜山顶部5m的采出油量占整个采油量的48%。由于底水锥进的作用，底部层采出程度高，已基本失去出油能力，剩余油主要集中在潜山顶部。
裂缝系统与岩块系统在开采过程中的贡献不同，岩块系统储量30×104t，系统采出程度1.77%；裂缝系统储量18×104t，系统采出程度19%，采油量占总采油量的87%。从系统贡献值随时间变化曲线上来看，裂缝系统的贡献值在开采初期为90%以上，开采末期的贡献值也不低于60%，可见裂缝系统是采油的主要对象，它的储量代表了可采储量的主体。岩块系统的贡献值小是由于它的排油效率低，草古1油藏岩块系统的排油效率，数模模拟结果为8%，而华北潜山为16%～26%，国外潜山可达30%～40%。
影响岩块自吸排油效率的因素主要有四个方面：①非均质性；②岩石润湿性；③油水粘度比；④油藏的开采速度。草古1油藏非均质非常严重，岩石润湿性表现为弱亲水性，油水粘度比高，加上开采速度过高，导致了岩块系统排油效率低，剩余储量大，但难于开采。
在裂缝系统中，水驱油过程接近于活塞式驱动，含油饱和度变化大，裂缝系统排油效率高。目前的剩余油主要分布潜山顶部，但由于油水界面提高，含油段已由初始的130～220m，减小为目前的30～80m，开采难度越来越大。目前，草古1油藏的油水界面已升至或接近生产井底，驱动方式以底水的垂直驱动为主，在平面上油水流动难以进行，在油藏顶部就形成了连续分布的死油区。由于采用裸眼完井方式，钻开程度为30%左右，剩余油还是相当可观的，同时，要想动用这部分剩余油，困难相当大。
五、结论
潜山稠油油藏的开发是一个新的研究范畴。通过草古1潜山稠油油藏数值模拟研究，取得了一些重要认识。在建立数值模拟模型方面，要做到正确划分裂缝系统和岩块系统及确定其系统参数；正确确定油藏的流动类型；根据油藏类型建立正确的数学模型。在油藏开发规律方面，草古1油藏与国内其他潜山油藏在油水运动规律上具有许多相似的特征，也有着相似的影响因素；另一方面，草古1油藏高的油水粘度比造成了在开发过程中的特殊性。
主要参考文献
[1]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，1997.
[2]霍广荣，李献民，张广卿.胜利油田稠油油藏热力开采技术.北京：石油 工业出版社，1999.
[3]陈月明.注蒸汽热力采油.东营：石油大学出版社，1996.
[4]张建国.油气层渗流力学.东营：石油大学出版社，1994.
Ⅲ 潜山县的潜河，主要地质特征，和河流所处的状态。
潜水河为，源出岳西县多枝尖（高程1721米）东麓。上游为来榜河，至花墩以下始称专潜水；流经五河属、岩河、溪沸、水吼岭、野人寨、潜山县、王河，至老鱼潭汇入皖河；、三河坪等狭谷。水吼岭以下逐渐开阔，河宽约200米，比降1/2000，河床为粗砂；野人寨以下进入丘岗平原，河宽250～470米，比降1/2500，河床淤沙高于两岸地平。潜山站（1969年7月14日），最小为零（1958年7月7日）；历史最高水位为31．87米（1969年7月14日），最低时河干（1958年7月8日）。河道全长116公里，流域面积1326平方公里，其中山区977平方公里，丘陵265平方公里，圩区84平方公里。野人寨以下两岸有堤防。
Ⅳ 地质中的地貌潜山，什么是地貌潜山急等
潜切割低山的简称。 低山是指高度指标不统一。绝对高度有为小于700米、回小于600米至答1000米、500米至1000米或1000米至2000米。中国低山定为海拔500米—1000米、相对高度500米左右，山坡坡度一般在10°以下，根据其切割程度可分为中切和浅切。其中相对高度500米到1000米为中切割低山，200米至500米为浅切割低山。
Ⅳ 区域地质特征概述
碳酸盐岩储层的形成大都与构造运动造成的地壳抬升及断裂活动有关。地壳抬升使地层暴露地表造成风化剥蚀形成风化壳，断裂活动形成断层和裂缝。大气淋滤作用容易沿着裂缝进行使地层发育溶蚀缝或溶洞，地层溶蚀发育的地方又容易形成裂缝，这样溶蚀与裂缝相互匹配的结果就使得原来比较致密的碳酸盐岩变成了良好的储油气层。因此，在此有必要简述一下研究实例——义和庄区块的构造特征。
义和庄凸起位于济阳坳陷北部，其东、南两面与沾化凹陷相邻，北、西两面与车镇凹陷接壤（图2-1）。
义和庄潜山带的石油勘探始于1955年，1961年5月开始钻探。1972年10月沾11井奥陶系灰岩发现油气显示，试油获得日产油935 t高产，成为华北地区第一口潜山高产油井，由此拉开了济阳坳陷潜山油气藏勘探的序幕。
以盆地基地地层作为储集层形成的潜山油气藏是中国东部断陷盆地中重要的油气藏类型之一，受盆地内不同次级构造带控制，它们可以成带出现，形成“潜山油气藏体系”。与我国东部其他断陷盆地相似，济阳坳陷的构造演化特点决定了它具有较大的潜山油气藏潜力。
2.1.1 区域构造发展简史
古生代以后研究区的地质构造不仅十分复杂，而且存在有挤压、拉张等构造应力场作用，这些作用必然要对地层中的裂缝和溶蚀产生影响。
根据钻井资料，本区地层发育情况如表2-1所示。
太古宇：为一套巨厚的花岗片麻岩，成分以斜长石、钾长石为主，石英次之，含角闪石。太古宇顶面为不整合面。
古生界：包括下古生界寒武系—奥陶系海相碳酸盐岩沉积，及上古生界海陆交互相的石炭-二叠系碎屑岩沉积。上下古生界之间为假整合接触，中间缺失上奥陶统—下石炭统。下古生界顶面为长期风化剥蚀面，溶蚀缝洞发育，成为很好的潜山储层。由于风化剥蚀作用，顶部地层残余厚度不等。
Ⅵ 我想知道关于古皖文化的资料
简介：天柱山国家地质公园位于安徽省潜山县境内，地处扬子、华北板块接合部位，是全球瞩目的大别山超高压变质带的重要地段，记录了两大板块俯冲、碰撞的演化过程。近年来，成为国际大陆板块构造研究的热点。２００５年９月，经专家评审，国土资源部批准天柱山为国家地质公园，面积１３５．１２平方公里。经过两年的筹备，天柱山国家地质公园于2007.11.7正式开园。 两年来，天柱山投资数亿元，加大地质公园基础设施建设和景区景点开发，兴建了地质博物馆，设置了地质公园界碑、标志碑、景点标志牌等，进一步完善了地质地学考察研究、科普和游览功能，具备了国家地质公园的开园条件。 [编辑本段]公园遗迹对于天柱山有人将其评价为：既有北方的山的雄奇，又有南方山的灵秀。沿袭了南方灵秀，自由、浪漫、丰富的文化；不乏北方有序的儒家的思想。
天柱山位于安徽省安庆市潜山县西部，因其主峰如“擎天一柱”而得名。1982年，天柱山被国务院列为首批国家级重点风景名胜区，1992年被林业部批准为国家森林公园，2000年又荣膺首批国家“AAAA级旅游区”和“全国文明森林公园”的称号。其规划保护区面积为333平方公里，其中主景区面积82.46平方公里。
天柱山乃历史名山，以雄、奇、灵、秀的自然风光和底蕴丰厚的历史文化著称于世。据《史记》记载，公元前106年，汉武帝刘彻封其为“南岳”，后隋文帝杨坚拓展南疆，改封衡山为南岳，但天柱山仍以“古南岳”的尊号而备受世人仰慕。天柱山最大的特色就在于奇特的自然景观和丰富的人文景观交相辉映，相得益彰。难怪诗人李庚在广历祖国名山大川后赞叹道：“天下有奇观，争似此山好！”
天柱山公园分为南北两区，北区为天柱山花岗岩地质园区，面积为102.72平方公里，其中天柱峰海拔1488.4米，景区最近处离潜山县城梅城镇仅9公里；南区为超高压变质带科学考察区，面积为32.4平方公里。总面积135.12平方公里。
Ⅶ 雅克拉凝析气田石油地质特征
雅克拉凝析气田是近年来国内发现的中大型凝析油气藏之一，其面积为390km2（龚维琪，1991），为一高压气田。 其东距轮台县城约50km，西距库车县城约60km，属于雅克拉-轮台区块雅克拉断凸中段的一个局部复合型圈闭构造，位于轮台大断裂北侧上盘，在雅克拉潜山构造带上（图4.3）。 雅克拉潜山东南侧紧靠轮台断裂，潜山由向西南倾斜的石炭系和奥陶系、寒武系、震旦系组成，呈单面山式的潜山，地层向东北方向渐老，倾角约30°。 潜山之上覆盖着中生界，由侏罗系和白垩系构成，基本缺失三叠系。 中生界在潜山之上形成披覆背斜。 因此，雅克拉油气田主要由潜山油气藏和中生界披覆背斜油气藏组成。
图4.3 雅克拉-牙哈油气田构造图
雅克拉构造带上发现了白垩系卡布沙良群披覆背斜陆相凝析气藏、中下侏罗统岩性-构造复合型陆相凝析油气藏和下奥陶统丘里塔格上亚群、上寒武统阿尔塔格组及上震旦统奇格布拉克组3个潜山海相凝析油气藏。 其埋深均在5000m以下，因此雅克拉构造深层油气丰富。 区内储层发育良好，油气均产于3类储集层：碎屑岩孔隙储集层、碳酸盐缝洞型储集层及风化壳次生孔隙发育的储集层。 盖层岩性主要是在低能环境下形成的泥质岩类（泥岩与泥质粉砂岩等）及少量的蒸发岩，在古生界至中新生界的多套盖层中， 以吉迪克组、卡普沙良群及下侏罗统为主（张大权等， 1991；李南豪等， 1991；高国强等， 1991）。 1984～1995年，在雅克拉构造上相继钻探了SC2、S4、S5、S6、S7、S15、YK2等井（图4.4），发现了下奥陶统、中寒武统及下白垩统等3个凝析气藏，在上震旦统及下侏罗统有3口井产工业油气流，并在上第三系苏维依组发现良好的油气显示，从而证明雅克拉凝析气田为一多油气层、多类型的复合型油气田。
目前雅克拉断凸共有6个层位（Z、▓、O、J、K、E）钻获高产油气流，各产层均有天然气产出，天然气中甲烷含量在84％～85％之间，重烃C2＋含量1％～5％，干燥系数10～20。 轻烃组成大致相似，甲烷δ13C1分布在-38‰～-43‰，中值为-41‰，反映高成熟特点。 各产层气油比多大于1000，δ13C2分布在-28‰～-34‰，中值为-32‰，δ13C2与δ13C1的差值为9‰～11.3‰，此差值大于海相天然气，小于同成熟度的陆相天然气，显示了高成熟凝析气特点及其以海相天然气为主体，混有一定比例的陆相煤型气的特点（范光华等，1998；傅强等，
图4.4 雅克拉凝析气田主要钻井分布图
Ⅷ 潜山县、太湖县金红石砂矿（）
潜山、太湖金红石砂矿，分布于安徽省西南潜水、长河之间的古井—刘羊一带，大别山南麓之剥蚀堆积低丘区，是我国最早发现的河谷堆积阶地型金红石砂矿产地。
砂矿体赋存在Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级阶地内的新生界第四系全新统、上更新统、中更新统中、下部的砂砾层、砂层、泥砾层中，底板岩石以小池为界，其东侧主要为新生界第三系紫红色砂砾岩、砂岩，局部为中生界白垩系紫红色砂岩、粉砂岩；其西侧主要为大别山群刘畈组、桥岭组以及宿松群虎踏石组片麻岩、片岩、浅粒岩。伴生矿物有锆石、石榴子石、绿帘石、磁铁矿、钛铁矿等。砂矿层连续分布于底板岩石之上，范围基本与耕植区一致。其中，已进行地质勘探的有古井、张家冲、铁冶冲3个矿段，已进行详查的有刘羊矿段和跑马道、桃铺矿点，已进行初查的有马路河、林园矿段，已进行金红石重砂异常查证的有地灵桥、莲花塘、张前河、朱家冲、树林冲、界址河、张家榜等河谷。以古井、刘羊矿床规模较大，矿层稳定，品位较富，全区已探明不同级别的金红石矿物储量达8.34万吨。
1960年3月，省地质局三一七区调队徐德彰等在进行1∶20万《太湖幅》重砂测量时，首先在黄铺镇西侧桥下河沟中发现河砂中含多量金红石，随即进行了加密取样，并圈定了古井、林园两条河谷的金红石重砂异常。矿检组赵连吉在异常中心地带布置了小园井进行检查，初步确定了含矿层位，并编写了《古井、林园河谷金红石砂矿踏勘简报》。
1960年元月，省地质局三一一队在岳西腾云庙组建，党委书记徐高诚，队长为柯昌实，大队地质技术负责人为杨怡生。7月，杨怡生从省地质局总工程师严坤元处获悉在潜山县古井河谷中发现金红石砂矿并接受普查任务，回队后立即布置了在潜山、太湖一带丘陵地区开展金红石砂矿普查。9月，组建了砂矿分队，齐隆英任分队长，李昶功任分队地质技术负责人，并于10月进驻潜山县黄铺镇。进镇后，一面由李昶功、吴声彩、朱茬福、刘建民等对古井、林园两条河谷进行1∶5000—1∶1万加密重砂测量，进一步确定金红石砂矿的远景；一面由李龙翔去湖南省地质局引进班加钻设备和施工工艺。
1961年春节后，省地质局三一一队砂矿分队根据《潜山县黄铺金红石砂矿地质普查设计书》要求，对古井河谷主谷内的金红石砂矿利用班加钻进行了系统的揭露控制；对其西侧丘陵边坡和支谷地带，采用浅井或小圆井进行揭露；对林园河谷内的金红石砂矿，利用班加钻进行初步了解。区域上的重砂测量，由李步明等自黄铺向东，李久斋等由黄铺向西，于年底完成了自潜山余井至太湖刘羊一带1∶5万河流金红石重砂测量，并圈定了张家冲、地灵桥、朱家冲、刘羊等河谷内的金红石重砂异常。
1962年初，省地质局研究决定三一一队并入三二六队，原三一一队全部人员与三二六队潜山分队的大部分人员一起组成三二六队一分队，担负金红石砂矿的普查、勘探，王承晏任分队长，柯昌实任党总支书记，分队地质技术负责人为杨怡生，李昶功担负矿区工作，宋勤负责综合研究及区域内1∶5万地貌第四纪地质测量。
1962年底结束了古井矿段的详查，求得金红石矿物储量1.5万吨，发现了张家冲河谷金红石砂矿，完成了东起潜水边、西到长河畔的1∶5万地貌第四纪地质测量成果的整理工作。
1962年9月，在地质部召开的地质局局长、总工程师会议上，省地质局总工程师严坤元将安徽省潜山县古井发现有金红石砂矿的信息报告了地质部，得到了地质部、国务院经济计划委员会的高度重视。部地矿司总工程师张炳熹审阅了古井砂矿的有关资料，并派敖韩和、宣春萱赴矿区指导工作。
1963年初，《古井金红石砂矿地质勘探设计》经部、局派人到现场审查，批准设计从速实施，并确定该砂矿地质勘探项目由地质部直管。为避免与农争地的矛盾，部要求分队在搞好河谷金红石砂矿普查和勘探的同时，加强对丘陵地带残坡积金红石砂矿的普查评价。
省地质局为了加强古井—刘井一带的砂矿地质工作，于1963年4月决定重建省地质局三一一队（现为安徽省地质矿产局三一一队，简称省地矿局三一一队），队长为刘青茂，党委书记为杨青，大队地质技术负责人为杨怡生。经队务会议研究决定，将队部由潜山县城搬至黄铺镇后黄土岭山坡上，并进行适度的基建。年底，李昶功负责的古井砂矿结束勘探，求得金红石矿物储量比详查的又有所增加。李继富、李步明、赵传尧在区域内进行的丘陵残坡积金红石普查中，圈定了桃铺、跑马道、白庙、李堂等地的金红石砂矿层位，杨乐山、宗俊山在进行丘陵残坡积重砂取样时，发现了铁冶冲河谷中的两个金红石重砂高含量点。
1964年初，在编写《古井金红石砂矿储量报告》过程中，发现班加钻编录资料与浅井的编录资料，在砂矿层层位、岩性、厚度和金红石品位等方面，存在着无规律的误差，经过反复研究对比，发现班加钻在用泵筒提样过程中，存在较严重的“各取所需”式混层和混样现象，从而认定黄铺地区的金红石砂矿所赋存的地层和岩性特点，不适宜采用班加钻作为探矿手段。
鉴于上述情况，部、局决定从省内外调入地质、水文、探矿等技术人员和机修、钻探工人，省地质局还派地矿处向缉熙任三一一队总工程师。在部、局指导下，针对探矿手段问题，组成“三结合”金红石砂矿提样新工具试制小组，研制成功了一次冲击到底连根拔式的黄铺Ⅰ型提样工具（黄铺钻），8月，经改进又研制内管可以开合的黄铺Ⅱ型提样工具；针对黄铺钻的钻进工艺和提样特点，地质科拟编了砂矿地质工作原则，研制了新的重砂矿物分离流程和鉴定工作操作规程。
古井矿段的重新勘探方案，经部、局现场审查批准，于10月初开始施工。当时矿区技术负责人为杨怡生，综合管理组负责人为宋勤，钻探编录组长为刘忠富，浅井编录及物性系数测定组长为李昶功，矿区填图组长为靳永平。次年3月结束野外施工，6月提交了最终勘探报告，求得金红石矿物储量2万吨。古井矿段勘探结束后，加快了全面铺开金红石砂矿的勘查步伐。
1964年上半年，李友权等在1∶10万地质填图和重砂测量过程中发现了马路河、树林冲、界址河等河谷金红石重砂异常。李继富、李俞先等对桃铺、跑马道两丘陵残坡积金红石砂矿点进行了详查，求得金红石矿物储量0.15万吨。
1965年底，林园、马路河两矿段先后结束了初查，求得金红石矿物储量1.3万吨。
1966年初，该队对张家冲、铁冶冲两矿段进行勘探，对刘羊矿段进行初查，李继富为铁冶冲矿段技术负责人，兼管张家冲矿段的资料整理和储量报告的编写。同年9月和10月份，相继提交了张家冲、铁冶冲两矿段储量报告，共求得金红石矿物储量0.89万吨。奚树枫、王荫海等发现并圈定了张前河两侧支谷金红石砂矿的分布范围，并对余井、朱家冲等河谷金红石重砂异常进行了查证。8月，刘羊矿段转入详查。
1967年底，结束了刘羊矿段的详查，次年3月，李昶功负责提交了详查报告，求得金红石矿物储量4万吨。
60年代后期，兄弟省地质队在湖北枣阳、江苏海州等地先后发现了不存在与农争地的原生和残坡积金红石矿，地质部找金红石工作的重点也随之转移。因此古井—刘羊金红石砂矿的地质勘查暂告一段落。
截至1968年3月，古井—刘羊一带金红石砂矿的地质勘查，连续达7年半之久。在这片土地上，广大地质队员洒下了辛勤劳动的汗水，创下了令人鼓舞的成绩：首先，使用黄铺钻代替了1840年荷兰人发明的班加钻，并将黄铺钻的设备和提样工艺先后介绍到黑龙江、青海等省地质队；其次，古井金红石砂矿储量报告的提交，为我国探明矿产储量增加了一个新的矿种，给国内编写有关规范和地学教科书增添了有关金红石砂矿的新内容。