2.按地层的渗透率分类
按地层渗透率高低不同，可将油气藏划分为高渗透、中渗透、低渗透和致密四类油气藏。油气藏按地层渗透率划分标准如1-2表所示。
表1-2：
| 类别 |
高渗透气藏 |
中渗透气藏 |
低渗透气藏 |
致密气藏 |
|
| 渗透率，10 | |||||
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2.按地层的渗透率分类
按地层渗透率高低不同，可将油气藏划分为高渗透、中渗透、低渗透和致密四类油气藏。油气藏按地层渗透率划分标准如1-2表所示。
表1-2：
-3µm2
3.按非烃气体含量分类
按非烃气体含量不同，可将油气藏分为不同程度的酸性气藏。油气藏按非烃气体含量划分标准如1-3表所示。
表1-3：
含酸性气体的油气藏在钻采、集输、净化、加工和尾气处理过程中，都要采取相应的预防技术措施，保证安全生产，防止酸性介质的腐蚀破坏及酸性气体泄漏事故的发生。
4.按产出气相中凝析油含量分类
按照产出气相中凝析油含量不同，可将凝析气藏划分为特高、高、中、低、微含凝析油5类。油气藏按产出气相中凝析油含量划分标准如1-4表所示。
表1-4：
5.按储层埋藏深度分类
按储层埋藏深度不同，可将油气藏划分为浅、中深、深、超深4类。油气藏按储层埋藏深度划分标准如1-5表所示。
表1-5：
6.按油气藏驱动类型分类
油气藏驱动类型分为气驱、水驱以及气、水复合驱动三种。
气驱油气藏特性：油气藏的开采能量主要依靠气体自身的膨胀能量，压力随采出油气而不断下降，初期一般不需要实施排水采油气工艺技术。
水驱油气藏特性：对于边、底水十分活跃的油气藏，随着油气的采出，边水或底水不断补充采产出油气所留下的空隙或空间，致使压力下降缓慢或者不下降。
气、水复合驱动油气藏特性:当水体相对较小，气体自身的膨胀和边、底水的补充共同起作用压力呈十分缓慢的下降趋势。
二、鄂尔多斯油气藏特性
1.油气资源
华北分公司目前拥有勘探开发区块21个，总面积43685.149km2。主要分布在鄂尔多斯盆地所属的塔巴庙、杭锦旗、麻黄山西、镇泾、富县、定北等区块。油气资源总体呈现“南油北气”特征。
天然气资源:天然气主要分布在鄂北塔巴庙的大牛地、杭锦旗南、杭锦旗伊盟北部隆起三个区块，面积11794km2。截止2008年底，拥有天然气资源量13415×108m3。其中：探明储量3293.04×108m3，控制储量1607.55×108m3，预测储量2135.07×108m3，三级储量合计7035.66×108m3。
石油资源:石油资源主要分布在鄂南的麻黄山西、镇泾、定边等区块，面积4253km2。截止2008年底，拥有石油资源总量2.49×108t。其中：探明储量583.70×104t，控制储量834.38×104t，预测储量1807.45×104t，三级储量合计3225.53×104t。
新油气勘探开发区块：富县区块石油远景资源量为5.75×108t，资源丰度为15×104t/km2。目前有16440.93×104t石油资源量转化为三级地质储量，转化率为石油资源总量的28.59%。中生界上报的石油探明储量261.9×104t，资源探明率仅为0.46%。
彬县-长武区块石油远景资源量为1.4555×108t，资源丰度为4.83×104t/km2，仅有2251.17×104t石油资源量转化为三级地质储量(探明 控制 预测)，转化率只有石油资源总量的15.47%，资源探明率为零。
旬邑-宜君区块探井少，尚无提交地质储量，属低勘探程度区。
2.开发现状
近年来随着地质理论深化和工程技术的不断进步，开发成果显著，截止2008年底，天然气年产能已达到20×108m3，原油年产能已达到10×104t。
大牛地气田：大牛地气田资源丰富，属于低孔、低渗致密砂岩岩性气藏，由7个大型岩性圈闭纵向交叉叠置、横向复合连片组成，具有“多气层、多圈闭”、“自生自储”的成藏特点；气源层主要为石炭、二叠系煤系地层；储层为二叠系山西组、下石盒子组及石炭系太原组；盖层为二叠系上石盒子组大套泥岩。组合类型为太原组-山西组的源内成藏组合和下石盒子组近源成藏组合。上古生界自下而上发育了太1、太2、山1、山2、盒1、盒2和盒3等七套海相、海陆过渡相、陆相含油砂体气层。气层纵向上交错叠合发育，平面上连片分布。储层非均质性较强，气藏内部差别较大。一般埋深2520-2879米。主要目的层孔隙度6.8-7.9%，渗透率0.325-0.906×10-3μm2。其中，盒3段储层物性相对最好，平均孔隙度10.27%、平均渗透率1.36×10-3μm2。其次，盒2、太2段储层，盒2平均孔隙度8.66%，平均渗透率0.73×10-3μm2；太2平均孔隙度8.58%，平均渗透率0.7×10-3μm2。而盒1、山2、山1段储层物性相对较差。地层压力系数0.85-0.99，含气饱和度平均57%。属典型的低压、低孔、低含气饱和度的致密气藏。储层物性较好的盒2、盒3已动用74.19%，主要集中在大1、大2井区块。山1、太2的动用程度分别为46.99%、27.36%，探明储量较大的盒1动用程度仅8.42%。
2001年开始规模勘探，2003年开始开发先导性试验，2004年进入开发准备，2005年进入大规模开发阶段。基本遵循“先贫后富、立体开发、勘探开发一体化”的原则，历经开发准备、开发先导试验和规模化开发三个阶段，当年建成日产气300×104m3、年产10×108m3的产能。截止2008年底已建成日产气550×104m3、年产20×108m3的产能，是北京、山东、河南等主要气源地。
镇泾油田：镇泾油田属黄土塬地区，塬、梁、茆、沟纵横交错，区块面积2515.6km2。区内构造不发育，局部发育小型低幅度鼻状隆起，油气成藏以岩性、岩性-构造圈闭为主。储层主要发育延9、长6、长8等几套油气储层。延9储层平均孔隙度13.2%，平均渗透率6.2μm2，为构造-岩性复合作用成藏，底水发育。长6储层平均孔隙度11.3%，平均渗透率1.49μm2。长8储层平均孔隙度9.48%，平均渗透率0.36μm2。几套储层均属低孔、特低渗储层。2004-2006年，在镇原曙探2井区长6油藏和曙评1井区延9油藏基础上建成镇泾油田，截止2008年底仅开发5.6km2，动用储量375×104t，累计产油8.1×104t。
目前华北分公司已开发的镇泾、宁东、定边3个油田，开发面积16.9km2，总计钻井205口，动用储量1078×104t，年原油产能10×104t。
3.鄂尔多斯“三低”油气藏的开发
油藏工程是一门认识油藏，运用现代综合性科学技术开发油气的学科。它不仅是方法学，而且是带有战略性指导意义的油气开发决策的科学。可以从整体上认识和控制油气藏，综合分析来自油藏地质、油藏物理、测井和试井等方面的成果，结合油气藏的实际生产资料，对油气藏中发生的各种变化从开发的角度进行评价、做出预测，并根据这种预测提出相应的技术措施，以提高油气藏的采收率。
鄂尔多斯属典型的“低压、低渗、低产”三低油气藏。通过华北人的探索攻关，初步形成了适合于低压致密油气藏开发的“以相控理论为指导的低压致密储层综合评价技术、三维地震储层预测技术、低压致密砂岩储层保护和压裂改造技术、低压致密气藏工程研究技术、以水合物防治为主的采气工艺技术、高压集气低温分离的集输工艺技术”等六项配套技术，形成了具有中石化特色的“大牛地速度、大牛地特色、大牛地模式”三低油气藏成功开发的典范。初步建成年产天然气20×108m3，原油10×104t的产能，随着镇泾、富县、彬长等区块的勘探开发向着更富有挑战性、更具美好的油气前景努力。
第三节
油气的储集层是由固体(岩石)、液体(油和水)、气体(天然气)三态物质组成，采油气是储集层中油气受到各种天然或人工能量的驱动，从地层流向井眼并最终采集到地面的过程。因此油气流动特性是和油气藏的驱动类型紧密相关，只有了解油气藏的驱动方式，才能更好地预测油气井的生产情况，为采取相应的井控技术措施提供理论依据。不同的驱动方式可能会对应不同的井控技术措施，因此非常有必要了解各类油气藏的驱动方式。
一、油气藏的驱动方式
油气藏中油气的流动有两种，一是在天然能量驱动下的流动，二是在外力驱动下的流动，即用人工向油气储层内注水、注气或其他介质，向油层输入外来能量，保持油层的压力。
1.油藏的主要驱动方式
弹性驱动方式：弹性驱动是依靠油藏内孔隙介质中的原油、束缚水和岩石，在地层压力下降时所释放的弹性膨胀能来排驱原油的。
弹性驱动的驱油机理是随着的地层压力下降，地层岩石及孔隙中的流体弹性膨胀，岩石的弹性膨胀会使孔隙体积收缩，这两种作用力下，就把孔隙中的原油从孔隙中挤出。由于弹性能量有限，一般来说弹性驱动采收率很低。大多数情况下，弹性驱动出现在油藏开发的早期，经过一段时间后就转变为其他的驱动方式。
气压驱动类型油藏的开采时，产量随压力下降逐渐减少，油气比逐渐上升，在气顶突入到生产井以后，油气比急剧上升。
二、气藏的驱动方式
实际上所有天然气藏的驱动方式都是气驱与不完全的水压驱动。图1-12中显示了弱、中、强三种类型的水驱，根据图中三种水驱能量消耗曲线与废弃压力线的交点所示的采收率可以看出，水驱气藏的采收
率比弹性气驱的采收率更小，且水驱越强，最终采收率越低，这与油藏有很重要的差别。在油藏中，水压驱动油田的采收率一般比弹性能量消耗式开采驱动方式采收率高得多。气藏则与此情况正好相反，这是因为侵入到气田的水不能将孔隙中的气全部驱替出来，相当数量的气被毛细管力捕集在岩石孔隙中，并且被水绕过或遗留在后面成为残余气，若用原始含气孔隙体积的百分数表示，则范围可达40-20%。
从图1-12中可以看出，对于压力保持原始压力附近的强水驱气藏来说，若残余气高达40%，则采收率低于60%，与弹性气驱的最终采收率高达80-90%成明显的对比。如果水驱强度降低，最终采收率则升高。事实上，非常弱的水驱气藏最终采收率可能会比靠内能消耗采气的采收率略高。
水驱强度强弱主要与气层的渗透率、气藏的大小及开采时间三个因素有关。
由于多数的气田有一定的边底水，而边底水气藏的地层水大小会影响气田的开发。我国四川多年气田开发经验表明，气田的开发历史就是不断同地层水斗争的历史，充分揭示了地层水在气田开发中的重要作用。因此，早期确定气田驱动类型及地层水的活动特征，对有效控制地层水的危害，提高气田开发水平极其重要。
为了判断流体流动形态，人们引用了一个有明确力学概念的无纲量雷诺数(Re)，雷诺数的力学意义是粘滞阻力和惯性阻力的比值。
Re=惯性力/粘滞力
油气井中油、气、水流动过程中，油、气、水的分布状态受各相介质的体积比例、介质的流速、各相的物理及化学性质(密度、粘度、界面张力等)、流道的几何形状、壁面特性、管道的安装方式等影响，根据两相介质分布的形态可划分为包括泡状流、弹状流或团状流、层状流或波状流、段塞流或冲击流、环状流、雾状流，如图1-13油气沿井筒喷出时的流型变化示意图所示。按流动的数学模型或流体的分散程度可划分为分散流、间歇流、分离流等。
2.地层渗流
K-流体通过介质的渗透率;
-流体流动的压力梯度。
公式中的负号表示沿渗流方向是降低的，为保证渗流速度为正，人为地加上一个负号，公式(1-2)描述渗流的基本规律。
当液体沿着油管向上运动时，压力减小，油气的环境压力小于饱和压力，天然气将从油中析出来，油管中开始出现气体，并呈现为“泡沫状”结构，称为泡状流。
在泡状流态下，管线几乎为液体所充满，游离气相以小气泡的形状存在，管线中的气体总是和液相接触，气泡对压力梯度的影响很小，液相控制着垂直管流的压力梯度。流体沿着油管继续向上运动，小气泡逐渐膨胀，并且互相合并成大气泡，大气泡形成顶部凸起的炮弹形气泡，称为弹状流。
一、原油的采输
从油层中开采原油的方法按油层能量是否充足，可分为自喷和机械采油。当油层能量充足时，依靠油层本身的能量将原油举升到地面的方法称为自喷。当油层能量较低时，可采用机械设备给井筒流体补充能量的方法将原油举升到地面，称为机械采油也称人工举升方法。
自喷井的产量一般来说都是比较高的。例如：中东地区有些油井每口油井日产油量可高达1-2万吨。华北油田开发初期，很多油井日产千吨以上，大庆油田的高产井日产200-300吨。据统计，目前世界上约有50%-60%的原油是靠自喷方法开采出来的，特别是中东地区的油井，大多数油井有旺盛的自喷能力。由于这种方法不需要复杂昂贵的设备，油井管理比较方便，是一种高效益的采油方法。所以，在油田开发过程中，人们都设法尽可能地保持油井长期自喷。
气举采油的优点是井口、井下设备比较简单、管理调节比较方便。缺点是地面设备系统复杂、投资大，而且气体能量的利用率较低
有杆泵采油是由抽油机、抽油杆和抽油泵为主要部件的采油系统，是指抽油机通过下入井中的抽油杆，带动井下抽油泵的活塞做上下往复运动，把油抽汲到地面的人工举升采油方法。这种方法用量最多，具有结构简单、适应性强和寿命长的特点，大约占世界人工举升采油总井数的80％-90％。
无杆泵采油是指不用抽油杆传递动力，而是用电动机、高压液体等驱动井下泵，即用特殊的抽油泵如电动潜油离心泵、螺杆泵、射流泵、水力活塞泵开采原油。分别叫电动潜油泵采油、螺杆泵采油、射流泵采油、水力活塞泵采油。
油田注水是国内外都在采用的一种保持油井稳定生产，并最大限度地把原油从地下驱替到地面上来的有效办法。根据油藏性质，油田注水有早期注水和后期注水之说。我国绝大多数油田都采用早期注水方式，即当油井开始生产时，同时开始注水。而在西方各国则多数是先采油，以最低的成本，迅速回收投资，获取利润。当地层压力降低了很多，原油生产量大幅度下降时，才开始注水。大庆油田采用早期注水技术使油田稳产30年，在世界上都享有较高声誉。
油井产出物经过计量站、接转站、联合站的集输、处理，加工成合格的原油、天然气、液化气等产品。由此可见油田本身是一个从原材料采掘到产成品加工的特大型工厂，而油田集输系统就是一个没有围墙的大加工车间。
油井产出物经过地面集输流程最终到了联合站，此时油井产出物还含有水、砂、泥、有害气体等其他成分。必须经过一系列的物理化学处理过程，将油井产出物分离、净化成合格的气、油、水。联合站是油气加工的最后一道工序，相当一般意义上工厂的成品车间，其主要功能包括油气处理、污水处理、供注水、原油储存外输、原油稳定及轻烃回收等。
油气藏中的水按活动性质分自由水和间隙水两类。在采输气中常用露点表示饱和含水量，压力相同时，温度越高，含水量越高，温度相同时，压力越高，含水量越低。
凝析油在油气藏中呈气态，在开采时因为降温降压凝结为液态而从天然气中分离出。
天然气与空气以一定比例组成的混合气体，在封闭的系统中，遇到明火就会发生爆炸。爆炸极限与混合气体的压力及温度有关，天然气与空气混合物的压力、温度越高，爆炸极限范围越大。
液态水的存在是生成水合物的必要条件，足够高的压力是生成水合物的重要条件。天然气中液态水的来源于油气层内的地层水(游离水)以及气层中饱和水蒸气的析出。采输气过程中，天然气从井底流到井口，经过节流阀、孔板等节流件时，会因为压力下降而引起温度下降，为水合物的生成创造了条件。对组分相同的气体，水合物的生成概率随着压力升高而升高，也就是压力越高，越容易生成水合物。另外高流速、压力波动、气流方向改变时结晶核存在(如杂质)引起的搅动是生成水合物的辅助条件，在阀门、弯头、异径管、节流装置等产生局部阻力的地方，易形成水合物。
| 砂岩 |
＞50 |
＞10-50 |
＞1.0-10 |
＜0.1 |
|
| 碳酸盐岩 |
＞10 |
＞1.0-10 |
＞0.1-1.0 |
＜0.1 |
|
| 有效孔隙度，% |
砂岩 |
＞20 |
＞15-20 |
＞10-15 |
＜10 |
| 碳酸盐岩 |
＞12 |
＞6-12 |
＞3-6 |
＜3 |
|
|
千米井身单井平均产能，104m3/d.Km |
＞10 |
3-10 |
＞1-3 |
＜1 |
|
按非烃气体含量不同，可将油气藏分为不同程度的酸性气藏。油气藏按非烃气体含量划分标准如1-3表所示。
表1-3：
| 类别 |
H2S |
CO2 |
N2 |
|
|
g/cm3 |
%(体积分数) |
%(体积分数) |
%(体积分数) |
|
| 微含 |
＜0.02 |
＜0.001 |
＜0.01 |
|
| 低含 |
0.02-＜5 |
0.001-＜0.3 |
0.01-＜2 |
2-＜5 |
| 中含 |
5-＜30 |
0.3-＜2 |
2-＜10 |
5-＜10 |
| 高含 |
30-＜150 |
2-＜10 |
10-＜50 |
10-＜50 |
| 特高含 |
150-＜750 |
10-＜50 |
50-＜70 |
50-＜70 |
| 非烃气体 |
＞750 |
＞50 |
＞70 |
＞70 |
4.按产出气相中凝析油含量分类
按照产出气相中凝析油含量不同，可将凝析气藏划分为特高、高、中、低、微含凝析油5类。油气藏按产出气相中凝析油含量划分标准如1-4表所示。
表1-4：
| 类型 |
凝析油含量,% |
类型 |
凝析油含量,% |
| 特高凝析油凝析气藏 |
＞600 |
低含凝析油凝析气藏 |
50-100 |
| 高含凝析油凝析气藏 |
250-600 |
微含凝析油凝析气藏 |
＜50 |
| 中含凝析油凝析气藏 |
100-250 |
按储层埋藏深度不同，可将油气藏划分为浅、中深、深、超深4类。油气藏按储层埋藏深度划分标准如1-5表所示。
表1-5：
| 类型 |
埋藏深度,m |
类型 |
埋藏深度,m |
| 浅层 |
＜2500 |
深层 |
4500-6000 |
| 中深层 |
2000-4500 |
超深层 |
＞6000 |
油气藏驱动类型分为气驱、水驱以及气、水复合驱动三种。
气驱油气藏特性：油气藏的开采能量主要依靠气体自身的膨胀能量，压力随采出油气而不断下降，初期一般不需要实施排水采油气工艺技术。
水驱油气藏特性：对于边、底水十分活跃的油气藏，随着油气的采出，边水或底水不断补充采产出油气所留下的空隙或空间，致使压力下降缓慢或者不下降。
气、水复合驱动油气藏特性:当水体相对较小，气体自身的膨胀和边、底水的补充共同起作用压力呈十分缓慢的下降趋势。
二、鄂尔多斯油气藏特性
1.油气资源
华北分公司目前拥有勘探开发区块21个，总面积43685.149km2。主要分布在鄂尔多斯盆地所属的塔巴庙、杭锦旗、麻黄山西、镇泾、富县、定北等区块。油气资源总体呈现“南油北气”特征。
天然气资源:天然气主要分布在鄂北塔巴庙的大牛地、杭锦旗南、杭锦旗伊盟北部隆起三个区块，面积11794km2。截止2008年底，拥有天然气资源量13415×108m3。其中：探明储量3293.04×108m3，控制储量1607.55×108m3，预测储量2135.07×108m3，三级储量合计7035.66×108m3。
石油资源:石油资源主要分布在鄂南的麻黄山西、镇泾、定边等区块，面积4253km2。截止2008年底，拥有石油资源总量2.49×108t。其中：探明储量583.70×104t，控制储量834.38×104t，预测储量1807.45×104t，三级储量合计3225.53×104t。
新油气勘探开发区块：富县区块石油远景资源量为5.75×108t，资源丰度为15×104t/km2。目前有16440.93×104t石油资源量转化为三级地质储量，转化率为石油资源总量的28.59%。中生界上报的石油探明储量261.9×104t，资源探明率仅为0.46%。
彬县-长武区块石油远景资源量为1.4555×108t，资源丰度为4.83×104t/km2，仅有2251.17×104t石油资源量转化为三级地质储量(探明 控制 预测)，转化率只有石油资源总量的15.47%，资源探明率为零。
旬邑-宜君区块探井少，尚无提交地质储量，属低勘探程度区。
2.开发现状
近年来随着地质理论深化和工程技术的不断进步，开发成果显著，截止2008年底，天然气年产能已达到20×108m3，原油年产能已达到10×104t。
大牛地气田：大牛地气田资源丰富，属于低孔、低渗致密砂岩岩性气藏，由7个大型岩性圈闭纵向交叉叠置、横向复合连片组成，具有“多气层、多圈闭”、“自生自储”的成藏特点；气源层主要为石炭、二叠系煤系地层；储层为二叠系山西组、下石盒子组及石炭系太原组；盖层为二叠系上石盒子组大套泥岩。组合类型为太原组-山西组的源内成藏组合和下石盒子组近源成藏组合。上古生界自下而上发育了太1、太2、山1、山2、盒1、盒2和盒3等七套海相、海陆过渡相、陆相含油砂体气层。气层纵向上交错叠合发育，平面上连片分布。储层非均质性较强，气藏内部差别较大。一般埋深2520-2879米。主要目的层孔隙度6.8-7.9%，渗透率0.325-0.906×10-3μm2。其中，盒3段储层物性相对最好，平均孔隙度10.27%、平均渗透率1.36×10-3μm2。其次，盒2、太2段储层，盒2平均孔隙度8.66%，平均渗透率0.73×10-3μm2；太2平均孔隙度8.58%，平均渗透率0.7×10-3μm2。而盒1、山2、山1段储层物性相对较差。地层压力系数0.85-0.99，含气饱和度平均57%。属典型的低压、低孔、低含气饱和度的致密气藏。储层物性较好的盒2、盒3已动用74.19%，主要集中在大1、大2井区块。山1、太2的动用程度分别为46.99%、27.36%，探明储量较大的盒1动用程度仅8.42%。
2001年开始规模勘探，2003年开始开发先导性试验，2004年进入开发准备，2005年进入大规模开发阶段。基本遵循“先贫后富、立体开发、勘探开发一体化”的原则，历经开发准备、开发先导试验和规模化开发三个阶段，当年建成日产气300×104m3、年产10×108m3的产能。截止2008年底已建成日产气550×104m3、年产20×108m3的产能，是北京、山东、河南等主要气源地。
镇泾油田：镇泾油田属黄土塬地区，塬、梁、茆、沟纵横交错，区块面积2515.6km2。区内构造不发育，局部发育小型低幅度鼻状隆起，油气成藏以岩性、岩性-构造圈闭为主。储层主要发育延9、长6、长8等几套油气储层。延9储层平均孔隙度13.2%，平均渗透率6.2μm2，为构造-岩性复合作用成藏，底水发育。长6储层平均孔隙度11.3%，平均渗透率1.49μm2。长8储层平均孔隙度9.48%，平均渗透率0.36μm2。几套储层均属低孔、特低渗储层。2004-2006年，在镇原曙探2井区长6油藏和曙评1井区延9油藏基础上建成镇泾油田，截止2008年底仅开发5.6km2，动用储量375×104t，累计产油8.1×104t。
目前华北分公司已开发的镇泾、宁东、定边3个油田，开发面积16.9km2，总计钻井205口，动用储量1078×104t，年原油产能10×104t。
3.鄂尔多斯“三低”油气藏的开发
油藏工程是一门认识油藏，运用现代综合性科学技术开发油气的学科。它不仅是方法学，而且是带有战略性指导意义的油气开发决策的科学。可以从整体上认识和控制油气藏，综合分析来自油藏地质、油藏物理、测井和试井等方面的成果，结合油气藏的实际生产资料，对油气藏中发生的各种变化从开发的角度进行评价、做出预测，并根据这种预测提出相应的技术措施，以提高油气藏的采收率。
鄂尔多斯属典型的“低压、低渗、低产”三低油气藏。通过华北人的探索攻关，初步形成了适合于低压致密油气藏开发的“以相控理论为指导的低压致密储层综合评价技术、三维地震储层预测技术、低压致密砂岩储层保护和压裂改造技术、低压致密气藏工程研究技术、以水合物防治为主的采气工艺技术、高压集气低温分离的集输工艺技术”等六项配套技术，形成了具有中石化特色的“大牛地速度、大牛地特色、大牛地模式”三低油气藏成功开发的典范。初步建成年产天然气20×108m3，原油10×104t的产能，随着镇泾、富县、彬长等区块的勘探开发向着更富有挑战性、更具美好的油气前景努力。
第三节
油气的储集层是由固体(岩石)、液体(油和水)、气体(天然气)三态物质组成，采油气是储集层中油气受到各种天然或人工能量的驱动，从地层流向井眼并最终采集到地面的过程。因此油气流动特性是和油气藏的驱动类型紧密相关，只有了解油气藏的驱动方式，才能更好地预测油气井的生产情况，为采取相应的井控技术措施提供理论依据。不同的驱动方式可能会对应不同的井控技术措施，因此非常有必要了解各类油气藏的驱动方式。
一、油气藏的驱动方式
油气藏中油气的流动有两种，一是在天然能量驱动下的流动，二是在外力驱动下的流动，即用人工向油气储层内注水、注气或其他介质，向油层输入外来能量，保持油层的压力。
1.油藏的主要驱动方式
弹性驱动方式：弹性驱动是依靠油藏内孔隙介质中的原油、束缚水和岩石，在地层压力下降时所释放的弹性膨胀能来排驱原油的。
弹性驱动的驱油机理是随着的地层压力下降，地层岩石及孔隙中的流体弹性膨胀，岩石的弹性膨胀会使孔隙体积收缩，这两种作用力下，就把孔隙中的原油从孔隙中挤出。由于弹性能量有限，一般来说弹性驱动采收率很低。大多数情况下，弹性驱动出现在油藏开发的早期，经过一段时间后就转变为其他的驱动方式。
气压驱动类型油藏的开采时，产量随压力下降逐渐减少，油气比逐渐上升，在气顶突入到生产井以后，油气比急剧上升。
二、气藏的驱动方式
实际上所有天然气藏的驱动方式都是气驱与不完全的水压驱动。图1-12中显示了弱、中、强三种类型的水驱，根据图中三种水驱能量消耗曲线与废弃压力线的交点所示的采收率可以看出，水驱气藏的采收
率比弹性气驱的采收率更小，且水驱越强，最终采收率越低，这与油藏有很重要的差别。在油藏中，水压驱动油田的采收率一般比弹性能量消耗式开采驱动方式采收率高得多。气藏则与此情况正好相反，这是因为侵入到气田的水不能将孔隙中的气全部驱替出来，相当数量的气被毛细管力捕集在岩石孔隙中，并且被水绕过或遗留在后面成为残余气，若用原始含气孔隙体积的百分数表示，则范围可达40-20%。
从图1-12中可以看出，对于压力保持原始压力附近的强水驱气藏来说，若残余气高达40%，则采收率低于60%，与弹性气驱的最终采收率高达80-90%成明显的对比。如果水驱强度降低，最终采收率则升高。事实上，非常弱的水驱气藏最终采收率可能会比靠内能消耗采气的采收率略高。
水驱强度强弱主要与气层的渗透率、气藏的大小及开采时间三个因素有关。
由于多数的气田有一定的边底水，而边底水气藏的地层水大小会影响气田的开发。我国四川多年气田开发经验表明，气田的开发历史就是不断同地层水斗争的历史，充分揭示了地层水在气田开发中的重要作用。因此，早期确定气田驱动类型及地层水的活动特征，对有效控制地层水的危害，提高气田开发水平极其重要。
为了判断流体流动形态，人们引用了一个有明确力学概念的无纲量雷诺数(Re)，雷诺数的力学意义是粘滞阻力和惯性阻力的比值。
Re=惯性力/粘滞力
油气井中油、气、水流动过程中，油、气、水的分布状态受各相介质的体积比例、介质的流速、各相的物理及化学性质(密度、粘度、界面张力等)、流道的几何形状、壁面特性、管道的安装方式等影响，根据两相介质分布的形态可划分为包括泡状流、弹状流或团状流、层状流或波状流、段塞流或冲击流、环状流、雾状流，如图1-13油气沿井筒喷出时的流型变化示意图所示。按流动的数学模型或流体的分散程度可划分为分散流、间歇流、分离流等。
2.地层渗流
| 1-纯油流;2-泡流;3-段塞流;4-环流;5-雾流 |
K-流体通过介质的渗透率;
-流体流动的压力梯度。
公式中的负号表示沿渗流方向是降低的，为保证渗流速度为正，人为地加上一个负号，公式(1-2)描述渗流的基本规律。
| UCK |
| dp/dl |
当液体沿着油管向上运动时，压力减小，油气的环境压力小于饱和压力，天然气将从油中析出来，油管中开始出现气体，并呈现为“泡沫状”结构，称为泡状流。
在泡状流态下，管线几乎为液体所充满，游离气相以小气泡的形状存在，管线中的气体总是和液相接触，气泡对压力梯度的影响很小，液相控制着垂直管流的压力梯度。流体沿着油管继续向上运动，小气泡逐渐膨胀，并且互相合并成大气泡，大气泡形成顶部凸起的炮弹形气泡，称为弹状流。
一、原油的采输
从油层中开采原油的方法按油层能量是否充足，可分为自喷和机械采油。当油层能量充足时，依靠油层本身的能量将原油举升到地面的方法称为自喷。当油层能量较低时，可采用机械设备给井筒流体补充能量的方法将原油举升到地面，称为机械采油也称人工举升方法。
自喷井的产量一般来说都是比较高的。例如：中东地区有些油井每口油井日产油量可高达1-2万吨。华北油田开发初期，很多油井日产千吨以上，大庆油田的高产井日产200-300吨。据统计，目前世界上约有50%-60%的原油是靠自喷方法开采出来的，特别是中东地区的油井，大多数油井有旺盛的自喷能力。由于这种方法不需要复杂昂贵的设备，油井管理比较方便，是一种高效益的采油方法。所以，在油田开发过程中，人们都设法尽可能地保持油井长期自喷。
气举采油的优点是井口、井下设备比较简单、管理调节比较方便。缺点是地面设备系统复杂、投资大，而且气体能量的利用率较低
有杆泵采油是由抽油机、抽油杆和抽油泵为主要部件的采油系统，是指抽油机通过下入井中的抽油杆，带动井下抽油泵的活塞做上下往复运动，把油抽汲到地面的人工举升采油方法。这种方法用量最多，具有结构简单、适应性强和寿命长的特点，大约占世界人工举升采油总井数的80％-90％。
无杆泵采油是指不用抽油杆传递动力，而是用电动机、高压液体等驱动井下泵，即用特殊的抽油泵如电动潜油离心泵、螺杆泵、射流泵、水力活塞泵开采原油。分别叫电动潜油泵采油、螺杆泵采油、射流泵采油、水力活塞泵采油。
油田注水是国内外都在采用的一种保持油井稳定生产，并最大限度地把原油从地下驱替到地面上来的有效办法。根据油藏性质，油田注水有早期注水和后期注水之说。我国绝大多数油田都采用早期注水方式，即当油井开始生产时，同时开始注水。而在西方各国则多数是先采油，以最低的成本，迅速回收投资，获取利润。当地层压力降低了很多，原油生产量大幅度下降时，才开始注水。大庆油田采用早期注水技术使油田稳产30年，在世界上都享有较高声誉。
油井产出物经过计量站、接转站、联合站的集输、处理，加工成合格的原油、天然气、液化气等产品。由此可见油田本身是一个从原材料采掘到产成品加工的特大型工厂，而油田集输系统就是一个没有围墙的大加工车间。
油井产出物经过地面集输流程最终到了联合站，此时油井产出物还含有水、砂、泥、有害气体等其他成分。必须经过一系列的物理化学处理过程，将油井产出物分离、净化成合格的气、油、水。联合站是油气加工的最后一道工序，相当一般意义上工厂的成品车间，其主要功能包括油气处理、污水处理、供注水、原油储存外输、原油稳定及轻烃回收等。
油气藏中的水按活动性质分自由水和间隙水两类。在采输气中常用露点表示饱和含水量，压力相同时，温度越高，含水量越高，温度相同时，压力越高，含水量越低。
凝析油在油气藏中呈气态，在开采时因为降温降压凝结为液态而从天然气中分离出。
天然气与空气以一定比例组成的混合气体，在封闭的系统中，遇到明火就会发生爆炸。爆炸极限与混合气体的压力及温度有关，天然气与空气混合物的压力、温度越高，爆炸极限范围越大。
液态水的存在是生成水合物的必要条件，足够高的压力是生成水合物的重要条件。天然气中液态水的来源于油气层内的地层水(游离水)以及气层中饱和水蒸气的析出。采输气过程中，天然气从井底流到井口，经过节流阀、孔板等节流件时，会因为压力下降而引起温度下降，为水合物的生成创造了条件。对组分相同的气体，水合物的生成概率随着压力升高而升高，也就是压力越高，越容易生成水合物。另外高流速、压力波动、气流方向改变时结晶核存在(如杂质)引起的搅动是生成水合物的辅助条件，在阀门、弯头、异径管、节流装置等产生局部阻力的地方，易形成水合物。