作者：谭文彬
出版社：石油工业出版社
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中国油田开发实践回顾：探讨二十题试读：
内容提要本书是对半个世纪以来中国油田开发历程的回顾与思考，作者运用实践—认识、再实践—再认识的认识论方法，从油田开发的基础理论到技术创新均做了系统的论述，形成了具有中国特色的开发理论和经验法则。
本书可供从事油田开发、油藏地质等有关专业的管理和技术人员学习参考，同时还可为有关大专院校的师生学习借鉴。
图书在版编目（CIP）数据
中国油田开发实践回顾：探讨二十题／谭文彬著．北京：石油工业出版社，2007.10
ISBN 978-7-5021-6152-1
Ⅰ．中…
Ⅱ．谭…
Ⅲ．油田开发－概况－中国
Ⅳ．TE 34
中国版本图书馆CIP数据核字（2007）第096844号中国油田开发实践回顾——探讨二十题谭文彬著出版发行：石油工业出版社（北京安定门外安华里2区1号 100011）网 址：www.petropub.cn发行部：（010）64210392经 销：全国新华书店印 刷：石油工业出版社印刷厂2007年10月第1版 2007年10月第1次印刷787×1092毫米 开本：1/16 印张：23.75 插页：1字数：330千字 印数：1—1000册定价：88.00元（如出现印装质量问题，我社发行部负责调换）版权所有，翻印必究序
谭文彬先生1929年1月20日出生于河北省蓟县，1953年4月从清华大学石油工程系毕业后就分配到了玉门油矿，历任采油队技术员、开发室代主任。1956年6月26日加入中国共产党。1958年3月调入北京石油化工科学研究院，任开发室副主任。1960年赴大庆参加大庆石油会战，先后任大庆油田地质指挥所副指挥、大庆油田石油勘探开发研究院副院长。1965年9月转战山东参加胜利油田会战，历任胜利油田地质指挥所党委书记、指挥，胜利油田总地质师。1970年4月抽调到当时的燃料化学工业部任油田开发组组长。1974年5月至1978年9月任石油工业部勘探开发研究院总地质师、副院长。在石油工业部和中国石油天然气总公司工作期间，1978年9月至1988年8月任石油工业部油田开发司司长兼总地质师。1988年8月至1991年2月任中国石油天然气总公司副总地质师兼开发生产部主任、油田开发专家组组长，中美石油开发公司董事长等职。1991年2月，为响应国家开发大西北的号召，他不顾自己的年龄和身体状况，欣然接受组织任命，远赴新疆参加吐哈石油勘探开发会战，任会战指挥部指挥兼工委书记。1995年6月回京后至1996年12月，担任中国石油天然气集团公司咨询中心副主任。
谭文彬先生是中国共产党的优秀党员，是我国油田开发研究和生产组织管理的著名专家。他毕生从事油气田开发工作，几乎经历了中国油气田开发的各个历史阶段，既有在玉门油田、大庆油田、胜利油田从事油田开发研究、生产实践的现场经历，更有在原石油工业部、中国石油天然气总公司担任开发司司长和开发部主任，长期主管油气田开发、参与决策、指导生产的高层经历，有着扎实的理论基础和丰富的实践经验。谭文彬先生在世期间就非常重视总结中国油气田开发的经验，同时也非常重视引进国外的先进技术，他先后组织编写和翻译出版了《中国油藏开发模式丛书》、《油田注水开发的决策部署研究》和《提高原油采收率技术》等书。
本书是谭文彬先生的最后遗作，是他对中国半个多世纪油气田开发工作的总结，也是他毕生心血的结晶。书中归纳、总结了中国油气田开发工作的做法、经验和教训，对现今从事油气田开发工作的研究人员，尤其是这方面的高层管理人员有着很高的借鉴和参考价值。
但是，让我们感到十分遗憾的是，由于谭文彬先生的突然离世，本书最后两章和其他几个问题只写出了提纲概要，有些内容推敲的还不到位。尽管如此，我们仍然可以从书中比较全面地了解到具有中国特色的油气田开发的作法、理论及经验。
本人受石油工业出版社之托，认真拜读了谭文彬先生的遗作。在拜读过程中，对书中一些油田的储量、产量等数字做了核实及修改。另外，对稿件中的一些笔误进行了订正。此书深深地打动了我、感染了我，不但从中学到、领悟到油气田开发的许多可贵的经验教训、成功作法，更为作者的敬业精神、渊博学识，对中国油气田开发的负责态度所折服。深感此书的价值十分宝贵，值得向从事油田开发工作的同志，特别是管理层人员推荐。希望大家能够抽时间读一读这本书，一定会得到不少的收益。2006年8月第一章 油田开发历程的回顾
20世纪后50年是我国现代石油工业从小到大，从弱到强，在科学技术上从吸收、消化国外新技术、新方法、新理论到创铸具有自己特色的开发理论并发展完善的50年；也是我们坚持“实践、认识、再实践、再认识”的客观法则指导油田开发并不断探索的50年；还是我们不断揭示油藏非均质性对注水开发的严重影响，深化认识，提高水平，努力改善水驱效果的50年。在这个过程中，不断创新完善开发理论，丰富实践经验，开拓新领域，为我国油田开发生产的发展做出了巨大的贡献，也为世界油田开发科技知识宝库的添砖加瓦做出了贡献。第一节 20世纪50年代引进前苏联的注水开采方法
20世纪40年代老君庙油田投入开发，当时没有总体开发方案，首先在顶部集中钻井后又向腰部延伸扩展，主要依靠天然能量开采。随着原油不断被采出，油层压力不断下降，很快进入溶解气驱开采，气油比不断上升，油井产量大幅度下降，油井生产条件越来越差。顶部形成次生气顶，因为压力下降较大，腰部井则经常停抽停产。衰竭式开采的结果很不理想。
1954年在前苏联专家的帮助指导下，对老君庙油田L油层制定了边外注水、顶部注气的开发方案。边外注水实施后，一部分油井见到了注水效果，油层压力有所恢复，油井产量有所增加，但注水受效范围较小，内部大部分油井仍见不到注水效果，同时在部分地区出现水的指进。另一方面由于边部低渗透率的遮挡，注入水主要窜入边外水区，内部油井见不到效果。初步实践说明，注水可以改善开发状况，但这种方式不适应老君庙油田L油层的实际情况。因为地质情况和设备情况，没有坚持实施顶部注气。
1957年玉门油矿请来前苏联总体规划设计专家组。其中开发专家对老君庙油田L层的注水情况进行了研究，并对L油层注水方案进行了调整，同时也对其他层的注水进行了研究。这对老君庙油田的注水开发方案的实施向前推进了一步。
1955年，发现了新中国成立后的第一个大型油田——新疆克拉玛依油田。1958年北京石油科学研究院与前苏联全苏石油研究所共同编制出克拉玛依油田一至四区总体开发方案，并于1960年进行了修改。开发方案主要采取在油田内部切割注水，两排注水井中间布5排生产井的注水方式。方案实施后表明，最初的开发方案不完全适应油层的具体情况，因此又经过多次调整，但这种新的注水开采方法的引进给我们以很大的启发。第二节 20世纪60、70年代开创我国油田开发之路
大庆油田的开发不仅使我国石油工业发生了历史性的转变，而且是我国油田开发创造具有自己特色的科学之路的开端。20世纪60年代初，大庆油田发现，为了实现科学有效的开发进行了许多极其重要的地质、油藏、钻采工程研究，以及室内、矿场试验研究。生产实践和理论研究都说明早期内部注水保持压力开发有着很强的生命力，也初步揭示出注水开发非均质多油层油藏将是一个很复杂的过程。1964年勘探开发技术座谈会上的一批报告，总结了几个很重要的开发问题。一是实施早期内部注水的开发原则，从根本上避免了由于油层能量的消耗、压力下降所造成的一系列复杂情况和生产上的被动，为开发其他油田提供了有益的借鉴。二是从油砂体入手研究开发部署和开发过程中的问题。油砂体是控制油水运动的基本单元，不同的油砂体对井网密度、注水方式的要求有着较大的差别。从此入手是研究优化注采井网系统的有效途径。三是在注水开发过程中，由于存在储集层间的差异、平面差异以及层内不同部位间的差异，在注水开发过程中就出现了三大矛盾，因此对非均质多油层油藏，不但要认真划分组合开发层系，还要实施分层配水和分层采油。四是像大庆这样非均质性较严重的油藏要实行多次布井、多次开采的策略。注水开发油藏是反复实践、反复认识的过程，需要根据实践中获得的新认识，进行不断调整。现在我们都知道这些问题是注水开发非均质油藏中很重要的科学问题，较早地揭示，有着重要的意义。我们之所以能在较短的时间内对这些问题有所认识，主要是在“两论”哲学思想的指导下，坚持了“实践，认识，再实践，再认识”的客观法则，创造了具有我国特色的开发方式，为以后在我国普遍实施早期注水保持压力开采，提供了成功的首例。
20世纪60年代末和70年代初渤海湾等地区又有一批大中型油田投入开发。这批油田包括类似大庆这样的非均质、多油层油藏，也包括复杂断块油藏、特高渗透率非均质多层油藏、常规稠油油藏、碳酸盐岩底水潜山油藏和低渗透油藏。这些油田都有自己的特殊性，实施的早期注水保持压力开采都见到了较好的效果，但也出现了一些新情况、新问题。在克服解决这些问题的过程中对实施早期注水保持压力开采方法有了创新和完善。它不仅扩大了开发领域，更重要的是丰富了我们注水开发的知识，对主要工艺技术方法进行了完善和配套。
这些主力油田主要是采用较粗的开发层系和较小的井网密度开发，防止用较大的强度开采主力油层和主体部位。1978年累积投入84开发的地质储量约为54×10t，年产油量达到10388×10t，突破年产油亿吨大关。与前苏联等国家相比，突破亿吨大关所用的时间较短，动用的储量较少。分析当时很重要的原因是我国全面实施了早期内部注水保持压力开采方法，实际上这是一种有效的强化开采方法。应该说这个阶段是我国油田开发生产快速发展的时期，大庆油田实现了445000×10t/a稳产5年，华北油田开发两年实现了突破1700×10/a，其4中任丘油田实现了两年突破1300×10t/a。
1979、1980年通过技术座谈会、科研项目协调会等一系列活动、揭示出当时一大批油田、层系、井网、注采系统不适合油藏情况，水驱控制储量和储量有效动用程度都较低，稳产的基础较薄弱，分层测试、分层注水状况不理想，保持压力的管理不够科学有效，采油工程地面设施对注水提液很不适应，生产实践过程中有些问题缺少理论指导，有时盲目性很大。这些问题的出现，一方面揭示了非均质对注水开发影响的严重性，使我们对非均质有了进一步的认识，另一方面也展示出油田具有很大的可挖掘潜力。一些进行了调整的典型区块获得的效果也证实了这样的分析，这预示着油田将要进入调整接替稳产阶段。与此同时，在1979—1980年采取了三项重大措施：一是1979年6月石油工业部颁布了“油田开发条例”，包括12章100条，对推动科学开发起到了重要作用；二是1979年8月召开的“全国油气田开发科研项目协调会”，第一次按油气藏类型，分学科组织科学技术研究攻关，对以后的发展起到了重要作用；三是组织了“全国油田开发理论进修班”和“油田开发理论讨论会”。这些活动对提高技术骨干的油田开发理论水平起到很大的促进作用。第三节 20世纪80年代是我国油田开发日趋成熟和积极探索新领域的重要阶段一、我国主力油田开发进入全面调整阶段
已投入开发的油田，特别是一批主力油田进入有计划的全面调整阶段。这些调整以细分开发层系和加密井网、强化注水系统、改善分层注水为主要内容，目的是提高注采系统对水驱储量控制程度和剖面上储量的有效动用程度，目标是增加注入水的波及体积、提高注水采收率、增加稳产基础。有的油田在此期间进行了两次调整。十年间通8过调整，已开发油田增加可采储量6.33×10t，占此期间增加可采储量的44%；水驱储量控制程度由65%提高到80%以上，注采井数比由1∶3.5提高到1∶2，油田稳产基础有了明显的增强。在油藏调整工作中，逐步强化了系统工程概念，将油藏地质、油藏工程、采油工程、地面生产系统和经济分析综合研究作为一个整体，提高了调整的综合效果，使各方面更加相互协调，减少了制约。应该强调的是，1981年6月3日国务院决定，石油工业实行一亿吨原油产量包干，即完成年产一亿吨原油生产任务后，可将超产和节约的自用油和降低消耗的原油出口，把国际价格与国内价格的差额收入作为石油勘探开发基金，大大调动了石油职工的积极性，扩大了资金的来源，为勘探开发创造了较好的资金条件。用于油田开发的资金1985年为1981年的3.23倍，有力地支持了开发调整工作，原油产量通过1981年、198244年的调整，1983年恢复到10554×10t，1985年达到12479.0×10t，41990年增长到13692.1×10t，保持了持续增长。二、油田调整的深入发展是对油藏非均质认识的深化过程
这些调整的重点主要是针对储集层不连续性和平均渗透率变差和各层层间渗透率差异引起的层间干扰进行的，所以多为“整体”调整，也是实施“多次布井多次开发的重要组成部分”。随着开发的深化和理论研究的深入，揭示出对原油黏度较高的油藏，当含水达到60%（高含水）以后，仍有40%～50%的可采储量待开采，使我们认识到仍有较长的时期为主要开发阶段，在此阶段对油藏有计划地提高油井和整个油藏的产液量是很重要的措施。同时也逐步认识到由于油藏非均质严重和原油黏度比较高，实施注水开发将要在以水换油中付出较大的代价，即便是这样，注水采收率仍是较低的。随着低渗透率油藏不断投入开发，如何提高这类油藏的注水开发效果也提到了重要日程，为了改善低渗透率油藏的压裂工艺效果，1984年完善配套了20个大型压裂酸化队，对当时的中小型压裂酸化队进行改造，同时引进了先进的压裂设计软件，对提高低渗透率油层的改造效果起到了重要的作用。总结分析一批低渗透率油藏的注水和开发状况，普遍存在着注水井憋压的情况，但油井仍处低压状况中，注入水不能有效地驱动原油，随即以缩小注采井距为主进行了注采井网调整，见到了较好的效果，揭示出对低渗透率油藏不仅要考虑注采井网系统对储量的控制程度，还要考虑能够建立起有效的驱动，同时也应考虑如何将压裂改造纳入油藏开发之中。到1990年，低渗透率油田的年产量达到41000×10t。三、开展热采稠油和注水开发高凝油油藏的新领域
蒸汽吞吐和蒸汽驱开采稠油：进入20世纪80年代以来，在新疆、辽河、胜利、河南等油田陆续发现一批稠油油藏。这些油藏的脱气原油黏度一般为1000～5000mPa·s，最高达到100000mPa·s，原油相对密度一般都大于0.92，最高达到0.98以上，油藏埋深少数储量在300～500m，大部分储量分布在800～1600m的范围内，既有巨厚带气顶的厚层，又有砂、泥岩薄互层，还有的带边、底水。根据当时对国外蒸汽驱开采稠油油藏的研究，实施有效的工业化蒸汽驱开采的油田主要是美国的克恩河和中途落日两个油田，其他埋深在200～800m的油藏只进行了规模很小的工业性试验。根据对国外的调查，认为有些条件对我国的主要稠油油藏实施蒸汽驱影响较大。
20世纪60年代我国在克拉玛依油田进行过一些简单的热采试验。1988年9月应用引进的高温高压蒸汽发生器和的高效隔热油管在高升油田1506井蒸汽吞吐试验成功，初期日产油达到90t，此次试验成功加快了我国蒸汽吞吐开发稠油的发展速度。在20世纪80年代，通过科技攻关和矿场试验以及规模生产，逐步形成可以适应1000～1600m蒸汽吞吐所需的配套工艺技术。试验、生产也很快扩展到辽河、曙光、欢喜岭油田，新疆克拉玛依油六区、九区，胜利单家寺油田、草桥油田以及河南的井楼、古城油田等，使蒸汽吞吐开采稠油的产量41990年达到734×10t。进入20世纪90年代以后年产油量达到1300×410t，辽河油田成为800～1600m（中深层）实施蒸汽吞吐开采最大的基地。实践证明，蒸汽吞吐采收率可以达到20%～30%。在新疆等地区一批浅层实施了蒸汽吞吐后转为蒸汽驱也获得了好的效果。值得强调的是，在井深1000m以上实施这样大规模的工业化生产，对世界热采稠油也是一个重要的贡献。
注水开发高凝油油藏：随着勘探的发展，我国发现了一批高凝固点油藏。以规模最大的辽河大民屯油田的静安堡油藏为例：含蜡量30%～40%，最高达到53.5%，凝固点在40℃以上，最高达到67℃，蜡的熔点一般在58～70℃。这些原油一般在地层条件下仍有较好的流度，可以采用注水开发，但到地面即变成凝固状态。为了开发好这类油藏，在室内和矿场进行了多种工艺试验。根据其特点，在研究开发方案时不但要考虑注采系统对储量的控制程度，还要研究从地面注水系统、集输系统、井筒举升系统到油藏工程系统等整个过程的压力系统和温度场，将其作为系统工程进行优化。经过多方案的比较，最后采用热动液开式水力活塞泵作为举升系统。放弃了一年的自喷开采，将油层压力降到低于原始地层压力水平。这样可以将三级布站简化，将注水压力降到中低压等级。同时也保证了整个地面系统适应高凝固点油的特点，保证正常运行生产。实践证明这样做是合理有效的，实4现了年产200×10t/a，并稳产5年，成为注水开发高凝固点原油成功的实例。四、确定将聚合物驱提高采收率作为重要的发展战略
从20世纪60年代开始就十分重视提高采收率的研究工作。一方面不断深化室内实验研究，另一方面也陆续开展了一些矿场试验，有的也见到了效果。20世纪80年代后期一些油田特别是东部一批主力油田，经过层系、井网的调整，开采程度不断加深，有的已进入高含水中后期，能否进行提高采收率工作，就有着很重大的意义。在室内大量实验研究的基础上，聚合物驱矿场试验取得了初步效果。组织的两次国外提高采收率调研和我国注水开发油田提高采收率方法的筛选评价，都说明我国有一批主力油田实施聚合物驱提高采收率有较大的潜力。根据调研结果和我国的矿场试验，认为聚合物驱的技术是比较成熟的。因此确定将聚合物提高采收率作为发展战略。1998年做出以下主要决策：一是将聚合物驱作为提高采收率工业化生产的首选；二是在国内建设制造聚合物的工厂，以有效地提供原料；三是着手试制有关设备装置，同时加快扩大矿场试验和其他的技术准备。这些都为20世纪90年代进入工业化生产创造了前提条件。五、油田开发逐步实施规范化和科学化管理
1979年颁布的“油田开发条例”的认真贯彻执行见到了很好的效果，有力地推动了开发的科学化。随着开发的深入发展，1988年1月石油工业部又颁布了“油田开发管理纲要”、“油藏工程管理规范”、“采油工程管理规定”、“油田地面生产系统管理规范”及“油田开发系统奖励办法”，注水开发过程中的监控系统方法和手段也日趋完善与配套，油藏数值模拟方法研究与应用得到了很大的发展。为了更好地提高油田开发水平，1989年10月召开了“不同类型油田开发模式及工艺技术系列研究”项目工作会议，进一步推动“中国油藏开发模式”的研究总结。第四节 20世纪90年代实施“稳定东部，发展西部”的战略
进入20世纪90年代，东部地区大多数主力油田已进入高含水后期或特高含水期，开采难度越来越大，主要油区勘探程度已较高，勘探难度也较大。20世纪80年代末东部油区已出现递减，西部地区油气勘探有了一系列的重要发现，在这种情况下，陆上石油采取“稳定东部，发展西部”的重要战略，实践证明是正确的。一、稳定东部，主要实施“稳油控水”的指导原则
进入20世纪90年代以后，东部油区占总储量近2/3的一批主力油田已陆续进入高含水后期或特高含水期，油藏内油水分布更加复杂，不同油层或同一油层不同部位存在的可采剩余油有很大差异，注水采油的效率相差也很大，部分注入水驱油效率很低，甚至处于无效状态，水油比处于急剧增加态势。但因为东部的主力油田原油黏度较高，还有20%左右的可采储量未被采出，如何提高注水开发效果，既要实现已定的采收率目标，又要控制产出水、提高经济采油量是很重要的。中国石油天然气总公司领导提出的“稳油控水”指导原则是正确的。这个原则通过对“注水结构、产液结构、储采结构”的三个调整来实现，实践证明也是有效的。
以上这批油田20世纪90年代末已进入注水开发后期，钻成批调整井的空间已不再存在，剩余油的分布更加复杂。为了有效地进行治理，有的油田开展了油藏精细描述，分析研究每个流动单元、开采状况和剩余油的分布状况，目的是既探讨更有效的调整治理方案，以实现既提高采收率、减缓产油量的递减，又能控制产水量的开发目标，为此还需要研究主体工艺技术的接替问题。应该说是研究新情况、解决新问题，这也是当前讨论的热点问题之一。
大庆油田聚合物驱形成大规模的工业化生产。在聚合物驱先导试验的基础上，大庆油田1991—1993年又开展了不同井距、不同注采方式的聚合物驱工业化矿场试验。例如大庆北一区断西注聚合物6个月后油井陆续见效，含水率大幅度下降，产量很快增加。见效后该区日产油由651t上升到1304t，试验区提高采收率12.6%，每吨聚合物增油124t，试验证明在较大面积内聚合物驱可以较大幅度提高采收率。通过试验，工艺技术已基本配套成熟。1996年开始有计划地大规模推广聚合物驱工业化生产，到2002年底聚合物驱工业化区块已达2528个，面积237.93km，地质储量4.05×10t，油井注水井总数达到420644口，2002年产油量达到1056.7×10t，占大庆当年产油5013×10t的21%。此外，胜利孤岛、孤东油田在先导试验的基础上也开展了工业化矿场试验，都见到了增油降水提高采收率的效果。河南双河油田（油层温度72℃）进行了高温聚合物驱矿场试验也获得了成功，比水驱采收率提高10.4%。目前在室内进行的抗高温、抗高矿化度的实验4也取得了很好的成果。大庆油田聚合物驱年产油突破1000×10t，不但在大庆稳产接替中发挥了重要作用，而且在研究驱油机理、完善工艺技术和有效应用聚合物驱方面都是很有意义的。大庆成为世界上第一个真正实现聚合物驱工业化生产的典范。
除此以外，复合驱采油技术和微生物采油技术也有了发展。特别是三元复合驱在克拉玛依油田二中区北部进行先导试验，1998年试验结果，提高采收率23%；大庆油田杏二中三元复合驱工业性试验，3可以提高采收率21.5%。2002年在北二区西部开展NaCO弱碱复合驱工业化矿场试验。
辽河油田建成中深油层蒸汽吞吐最大规模的开发生产基地。辽河8油田到2001年采用蒸汽开采的稠油储量达到5.8×10t，油井数达到47289口，年产油量达到755×10t，成为辽河油田原油生产的重要支撑4点，对辽河油田1995年产量突破1500×10t和目前产量稳定在1200×410t以上都发挥了极其重要的作用。这些稠油油藏埋深大于900m的储量占84.2%。油藏类型包括块状气顶底水油层、层状边水油藏和纯油油藏。层状油层包括单层厚度小于2m的砂泥岩互层；地层条件下脱气原油黏度一般为500～3000mPa·s，有的达到50000mPa·s，甚至100000mPa·s。预计蒸汽吞吐采收率为21.5%，目前累计生产稠油近49500×10t，采出可采储量的74%，油井平均吞吐8.5轮次，单井日产3.9t，油层压力已降至2～5.5MPa。部分单元目前采出程度已经达到22%～28%，油汽比0.34～0.73。对蒸汽开采稠油来讲，在这样埋深、油藏条件又比较复杂的情况下实施蒸汽吞吐开采、实现大规模工业化生产，在蒸汽开发稠油历史上是一个很大的突破，有着重要的意义。新疆克拉玛依油田蒸汽开采的油井也达到7000口，年产油突破44290×10t，其中蒸汽驱的油井1886口，年产量最高达到了95×10t。在辽河油田齐40进行蒸汽驱先导试验，蒸汽驱阶段采收率32.9%，总的采出程度达到56.9%。目前正在研究探讨实施蒸汽驱的有效方式和经济上的可行性。二、发展西部，实施“两新两高”的指导原则
当时，中国石油天然气总公司主要领导明确塔里木、吐哈会战采用“两新两高”（新体制，新技术，高水平，高效益）的指导方针，是总结了东部的经验和国外的一些做法后提出的。它预示着会战要创出新的模式，走出新路子，体现出20世纪90年代油田开发新水平。
会战始终坚持“两新两高”的方针，依托行业和社会，积极培育市场，通过招标竞争，促进了专业服务队伍素质的提高和会战效益的提高。不走“大而全，小而全”的老路，生产保障实行专业化管理，生活实行社会化服务。会战指挥部机关在实行综合管理的基础上，成立了开发事业部和勘探事业部，形成了纵向上的事业部—作业区（项目组）、组织结构横向上的甲乙方合同制约，全面推行施工作业竞争、招标，形成了钻井、油建、井下作业、地震、测试等内部作业市场，打破了传统的封闭式的计划管理模式。全面推行项目管理，积极完善了承包责任制，提高了管理水平和经济效率。
在油气集输工艺流程上，在新的理念指导下，合理利用油井能量。从完成油气集输、油气水分离到原油稳定、天然气处理装置，形成了无泵流程，减少了中间外增加动力，改变了原有的计量方式和手段，引进了当今油公司现代化管理的自动化控制系统，塔里木油田在少井4高产的基础上实现了年产50×10t 19人管理的高水平。吐哈油田在中低产生产条件下，也实现了“百万吨产能百人管理”的好水平。取得这样的成果，首先归功于传统观念的大突破，其次是新技术新工艺的应用。
在油田开发上采用新技术、开拓新领域见到了很好的效果。将压裂引入鄯善特低渗透率油田的注水开发中，实施整体压裂，控制支撑缝的延伸长度，注水采取微超破裂压力，既充分利用了裂缝的作用，又防止了水的窜流。塔里木油田在超深（5000～6000m）油藏采取少井高产的做法，考虑气油比低，采用电潜泵人工举升，实现了单井控4制地质储量342×10t，单井产量260t/d的高效开发。塔里木塔中4带气顶块状底水油藏在主力区利用水平井开发取得了很好的效果。克拉玛依石西火成岩裂缝性块状底水油藏在主力部位利用水平井开发也见到了好的效果。塔里木哈得油田石炭系中泥岩段薄砂层层状边水油藏埋深5000m，只发育两个砂层，2号砂层分布比较稳定，油层渗透率2000mD，为高流度油藏。采用水平井（或台阶式水平井）开发收到了很好的效果。吐哈油田葡北油田为挥发性油藏，实施了水气交替注入的混相驱，初步见到了较好的效果。塔里木牙哈凝析气田（埋深4900～5600m）实施高压循环注气开采，两年多的实践效果是好的。
长庆油田随着勘探的发展，在安塞油田取得很大突破的同时，又不断开发建设了一批低渗特低渗油田，已形成了以低渗为主的原油生产基地。塔里木和长庆天然气的勘探、开发都有了非常大的发展，形成了西部地区两个重要的天然气区，对西气东输形成了主要的支撑点。三、低渗特低渗油藏的开发有了很大的进展，也遇到了很大的挑战
20世纪80年代我国低渗透率油田开发已经有了较大的进步，进入20世纪90年代以来发展更快。
根据中国石油天然气股份有限公司一些资料统计，在1995年以8前探明低渗透油藏的储量为26.9×10t，占总探明储量的23%，19968—2001年探明低渗透油藏储量16×10t，占该时间探明储量的56%。近年来新探明的储量有60%属于低渗透储量，有人预计在今后一个时期内新探明的储量中低渗透储量也将达到60%以上，再加上已探明未8动用的22×10t储量，低渗透储量占未动用储量的62%。因此如何更有效地开发好低渗透率油藏，不但有着很大的现实意义，也是一个重要的战略问题。
近年来，不但对低渗透油藏储集层岩性、物性加深了研究，而且逐渐地对其渗流特征进行了有益的探讨，这是非常重要的。在研究渗流特征中，有些同志提出了“渗流环境特征及其对渗流的影响”、“低渗透油层的非达西渗流特征”、“低渗透油层的两相渗流特征”、“低渗透油层的流固耦合特征和低渗透油层的渗吸特征”，应该说这些问题的提出都是对油藏认识加深的反映。在研究注采井网系统时不但要重现注采井网系统对水驱储量控制程度的研究，更应重现如何建立有效的驱动压力梯度，使整个油藏建立有效的驱替体系。对有潜在裂缝的油田，应将压裂与开发井网科学地有机地联系起来考虑。对这些问题的讨论无疑对完善低渗透率油田开发理论和提高开发效果有一定帮助。目前低渗透油田的储量已经是接替产量、发展生产极其重要的部分，还有大量艰巨的工作要完成。
20世纪90年代以来，中国石油天然气股份有限公司油田开发有了很大的发展，根据实际情况，在东、西部很好地实施了“稳定东部，开发西部”战略决策，在产量上西部增产补上了东部的减产，实现了稳定生产，同时开发技术水平有了很大的提高，支撑着生产的稳定。
在此期间完成了《中国油藏开发模式丛书》的编写工作，并由石油工业出版社出版。《中国油藏开发模式丛书》包括总论、8类不同类型油藏开发模式和典型油藏开发实例3个部分。丛书共计37册。这是一部很有价值的巨著。与此同时，也有一小批从不同侧面进行理论上的探讨的论文发表，标志着中国油田开发进入了学术讨论研究的活跃期，这是很喜人的。第二章 油藏非均质性及其对开发的影响
20世纪50年代以前，无论在前苏联还是在美国，在油田科研和生产中均以均质的概念为前提。例如在计算采油量时，假定整个油藏体积内都是均质的，油水界面均匀上升和推进等。进入20世纪50年代以后，随着投入开发油田的增多，注水的深入，油藏的非均质性逐步引起了开发工作者的关注。20世纪后50年，注水开发的深入促进了对油藏非均质的研究，对油藏非均质性的研究反过来又指导注水开发的发展过程。许多重要的开发理论也是在认识油藏非均质性、应对油藏非均质性的过程中形成和完善的，因此，油藏非均质性的认识只能在“实践—认识—再实践—再认识”的法则指导下不断地深入研究、加深认识，不断发展。因此本章将对油藏的非均质性及其影响作为一个问题进行讨论。第一节 我国多层砂岩油藏沉积特征
我国绝大多数多层砂岩油藏形成于中、新生代陆相沉积湖盆中。其沉积体系模式见图2.1。
陆相盆地从盆地周缘至盆地内部深湖发育冲积扇体系、河流体系、三角洲体系、湖泊体系和沼泽体系五大沉积体系。实际上这五种沉积相带的每种沉积相带又可进一步划分为亚相及微相。海盆陆源沉积由于相带宽，一个油田往往处于某一种沉积相带或亚相中。我国陆相油田由于相变快、相带窄，一个油田的储集层往往横跨几个相带，这就导致了储集层的非均质性更为严重。
我国中、新生代含油气盆地中各类碎屑岩储集层所含石油储量的比例：河流相46%，三角洲相35.4%，两者共81.4%，是主要储集层。韩大匡同志在多层矿岩油藏开发模式中所用资料见图2.2。图2.1 陆相湖盆沉积体系模式图（据裘怿楠，1988）图2.2 我国中、新生代含油气盆地中各类碎屑岩体储集层所占石油储量比例
其中河流相包括了三角洲平原上的分流河道砂体，三角洲储集层只指前缘部分砂体
河流砂体储集层和三角洲砂体储集层是我国中、新生代陆相沉积碎屑岩的两大主体，两者都有亿吨以上规模的大型油田，但它们的特点也不尽相同。
河流砂体储集层包括长流程辫状河砂体、短流程辫状河砂体、高弯度曲流河砂体、低弯度曲流河砂体、顺直分流河道砂体及网状河限制性河谷充填砂体。由于我国陆相湖盆本身特有的地质构造条件决定了大多数发育小规模的河流，河深数米，河宽数十米到数百米（一般小于300m）。不同类型河流形成的河道砂体宽度不同。就总体上讲，由曲流河到辫状河到网状河和顺直型分流河砂体越来越窄。特点是：砂体小，河流砂体侧向连续性差。但有时不同时间单元的河流砂体可以在侧向上相互切割连接成一个更宽的复合连通体。有时盆地沉降速率很慢而碎屑物供应充足，侧向上形成大面积连通的砂体储集2-3层，如大庆油田的葡I和大港油田的馆陶组等。在河流砂体中顺流向、沿主河道主流线形成高渗透条带，而其两侧形成粒度变细的低渗透区，这是其非均质的重要特点。另外，渗透率的各向异性严重，在层内多为正韵律。但在陆相湖盆中以短流程沉积体系为主和在湖体能量不大的大背景下，河流砂体粒度比下游三角洲等入湖砂体粗，分选好于上游的冲积扇砂砾岩体。因此河流砂体储集层孔隙度和渗透率高，成为相对高产储集层。
三角洲砂体储集层包括三角洲平原上的分流河道及辫状河砂体、三角洲内前缘发育水下分流河道砂及河口坝两类砂体。很显然，这种水下分流河道砂体只是有河流砂体的基本特点，三角洲外前缘则主要发育着分布广而薄的席状砂体。三角洲砂体的侧向连续性往往优于河道砂体。湖能改造及众多前缘席状砂改善了平面的连通性，在三角洲砂体内往往出现上粗下细的反韵律。第二节 多层砂岩油藏非均质特点
多层砂岩油藏的非均质性包括平面非均质性、层间非均质性和层内非均质性。一、储集层的平面非均质性
储集层平面非均质性研究包括两个内容，一是储集层的分布即储集层的连续性，二是在一个油层内渗透率的变化。
已经开发的油藏总是展现出：有时在一个自然层内只有一个覆盖好的大的含油砂体，即砂体展布很好；有时在一个自然层内由两个或几个大中型砂体和一些分布不大的小砂体组成，就其含油砂体的连续性来讲，它的连续性比前者要差；但也有的在一个小层内由众多的小砂体组成，其连续性则很差。地层中控制油水运动的基本单元不是小层，而是这些大小不同的含油砂体。实践经验告诉我们，储集层的连续性是研究注采井网系统首先要考虑的问题，因此，只有从油砂体入手，才能更好地认识储集层的连续性。如何预测储集层的连续性，国内外地质专家都认为其与油藏的含砂系数即砂岩厚度/地层厚度有关。我国地质专家认为含砂系数大于50%时可以预期为一套大面积分布的多边连通河流砂体；当含砂系数小于30%时则一般为孤立型砂体。这是很重要的提示。
油层含砂系数式中 ——所有井的油层厚度；——地层厚度。
对孤岛油田馆3-6统计了各区馆3-6砂岩组含砂（砂岩）系数，见表2.1。表2.1 孤岛油田馆3-6砂岩组含砂系数统计表
孤岛油田馆3-6砂岩组是开发的主力层系，共有20个小层，其中6352433个主力油层为馆3、馆3、馆4、馆4、馆5、馆6，砂体大片分布，储量占3-6砂岩组总储量的74.7%。其他次要油层呈“条带状”，储量占21.7%，“透镜状”砂体储量占3.6%。从表2.1看出，相对而言馆4、馆6连通性较好，馆3、馆5连通性较差。
据前苏联文献介绍：“含砂系数与油层的非连续性成反比关系。即含砂系数越小，油层非连续性越严重，并间接表示了非均质性。含砂系数在0.5～0.6范围内认为储集层连续性不高”。其实这也是相对的。对乌拉尔—伏尔加油区的一些主要油田（50多个开发对象）统计的含砂系数为0.32～0.94。其中玛莉油田为0.82、什卡波夫为0.66～0.54、罗马什金为0.56。实际上，这些大油田储集层的连续性要比我国的主力油田储集层连续性好得多。他们对28个油藏资料（其油水黏度比为3～16，油层渗透率为0.1～0.45D）的统计结果表明，当η综合含水达90%时，油层采收率η与反映非均质性的含砂系数K具有如图2.3所示的关系。图2.3 油层采收率与含砂系数的关系
图2.3的重要提示：一是含砂系数可以表明储集层的连续性，含砂系数越大，储集层连续性越好。二是含砂系数越小，要想获得较高的采收率就必须采用较密的注采井网（这张图是在井网相接近的条件下才能说明其本意）。
油层采收率和含砂系数的关系主要反映出油层的非连续性与水驱储量控制程度的关系。所以说研究油层的平面展布和连续性问题是研究注采井网系统首先要解决的问题。含砂系数表征储集层的连续性的宏观表征，不足的是这次未能统计出我国油田的实际资料。
储集层（含油砂体内）平面上渗透率的非均质性对注水开发的影响非常大。在唐曾熊同志所著的《油气藏的开发分类及描述》一书中提出“平面非均质是客观存在的，但要区别有方向性的平面非均质与随机分布平面非均质两大类”。并提示“有方向性的平面非均质应该在早期识别并在部署中考虑；随机分布的平面非均质在开发过程逐步表现出来”，这是很重要的。实践告诉我们，有些非均质性，例如高渗透区和低渗透区，油井钻完后，很快就可以认识，其基本状态对注采井网系统的适应程度也能很快地显现出来；有的非均质性例如河流主体的高渗透与其两侧低渗透形成的非均质性，根据河流不同类型的影响也能逐步认识，但初期只能从注水见效时间和程度的不同来认识，随着注水的深入，其影响也在不断变化，使认识不断加深，但井间非均质往往到注水开发后期才能充分地从生产上反映出来，但对其描述仍有困难。在以河流相沉积为主的情况下，平面渗透率的非均质随着注水开发的深入，其影响也越来越突出，它不但揭示出均匀布井对渗透率非均质的不适应，造成了开采的不均衡。平面上注水的波及程度不均匀，特别是对原油黏度较高的油藏，随着注水开发的深入，这种波及程度不均匀的状况就更加严重，甚至在油藏内形成低效和无效的水循环。所以说渗透率平面非均质的另一个重要的影响是降低注水效率。值得注意的是，河流砂体和三角洲分流河道砂体在我国所占的比例很大，由此所引起的注水开发过程中的复杂性比较普遍。因此，平面非均质性对注水开发的影响是最严重的挑战。二、储集层层间非均质性
陆相湖盆碎屑岩储集层多为多层（有的油田小层达到百层，一般油田也有几十个小层）、薄层，砂泥岩间互，不同相州的砂体在剖面上频繁交错叠合分布。这就决定了储集层层间严重的非均质性。在油藏内单层层数越多，其层间非均质性就越加严重。通常以渗透率突进系数（非均质系数）、变异系数及渗透率级差来表征。maxmin
渗透率级差为最大渗透率与最小渗透率之比值（K/K）。
渗透率变异系数：渗透率标准偏差与其平均值之比，即：v式中 K——渗透率变异系数；i
K——单个样本渗透率；——平均渗透率；
n——样本个数。max
渗透率突进系数是指最大渗透率与平均渗透率之比值（即K/max）（非均质系数则为/K）。
濮城油田西区沙三下1-5层系统计结果表明，小层的变异系数为0.48～0.67，突进系数为1.24；当组合为砂岩组时，变异系数为0.66～0.7，突进系数为1.53～2.14；当组合成层系时，变异系数为0.74～0.73，突进系数2.48～3.74。组合成一套层系时变异系数为0.74。说明层数越多，变异系数和突进系数越大，非均质程度越严重。32
胜坨油田沙二区，沙二层突进系数1.52，变异系数0.46（曲流3＋43河砂体）。沙二层突进系数2.54～3.19，变异系数0.89～0.95（辫状河砂体）。说明辫状河砂体非均质性比曲流河砂体严重。
在非均质多油层油藏中，层间渗透率的非均质性是开发工作者非常关注的问题。这是因为在非均质多油层油藏总要划分组合开发层系。事实上，不可能将渗透率相近的单油层选出来组合到一个开发层系中，这是由于单个油层之间往往不能分开或其间隔层很薄或很不稳定，或选出的各层之间距离较大，在一个开发层系中形成很长的井段。这就提出如何将不同的油层或砂岩组组合成一个开发层系，才是相对优化的，从而获得较好的开发效果。渗透率级差、渗透率变异系数和非均质系数在不同的划分组合中有着必然的差异，以此可以对不同组合进行选择。在此基础上再对其他相关问题加以研究和考虑，就能够将开发层系的划分与组合搞的更加合理。在这项工作中还要特别注意我国分采工艺技术的充分应用和有效的使用范围，以实现较好的开发效果和经济效益。以上情况也必然要求研究应用渗透率级差、变异系数、非均质系数等资料的代表性和准确性。
在一套开发层系中总会有不同渗透率的层在一起开采，因此层间的干扰总是存在着。虽然应用分层工艺调整，可以使较多的油层投入有效开发，但总的耗水量还是要高于单层开采的耗水量。三、储集层层内非均质
层内非均质性是指在一个单层内纵向上物性渗透率的变化，沉积成因不同，层内非均质特点也不相同。我国新、中生代陆相湖盆沉积的储集层，层内非均质类型一般归纳如下：
正韵律储集层：指层内渗透率自上而下越来越高，主要是河流砂体。其特征如图2.4。图2.4 高弯度曲流河砂体层内非均质特征图（大庆中检3-23井葡Ⅰ1＋2）
具有正韵律的储集层，注入水首先沿底部高渗透率段突进，随着注水时间的增长，注入水量增加，使得底部水驱面积增大；又由于油水密度差引起的重力作用，就有更多的注入水通过底部。所以此类储集层始终处于下部强驱强洗，越往上驱替效果越差，在底部已经达到很低的残余油饱和度，顶部却有很少原油被驱替出来，甚至仍处于原始油饱和度状态。如果是亲油润湿性的储集层，这种情况会更为严重。如为亲水润湿性的储集层，由于毛细管压力的作用，加强了油层上部的油水置换作用，情况比亲油储集层有所好转。正韵律储集层在我国储集层中所占的比例较大，由于非均质程度不同，驱替效果也不同，这是注水开发中很麻烦的事情。正韵律包括单一正韵律（如图2.4）、多段正韵律和不对称正韵律。其非均质描述为：层内渗透率级差在8～50之间，一般为10～20；渗透率变异系数较大，在0.6～1.3之间变化，大多数在0.8～1.0之间，突进系数在1.8～7.7之间，多数在3.5以上。
反韵律储集层。主要特征是层内渗透率自上而下逐渐减小。与正韵律储集层相反，高渗透率在顶部，所以注水开发过程中波及厚度较大，这是有利的。
复合韵律储集层。主要特点是渗透率在纵向上变化为底部低—中部高—顶部又变低。此种类型储集层往往是砂岩主体发育于下部，上部为过渡岩性。
韵律不明显的储集层。主要特点层内非均质性呈现无规律的随机变化。它是由于碎屑物的粒度和沉积构造没有规律所造成的。
另外，层理结构对层内非均质也有一定的影响，不同的层理对驱油效率的影响也不同。直线型层理驱油效率最差，微细交错层理驱油效率最好。
我国陆相湖盆沉积体系中，主要是流河和三角洲分流河道砂体，主要为正韵律储集层。一般对油层较厚的中、高渗透率储集层影响更大。四、裂缝与断层
在砂砾岩储集层中，裂缝有三种类型。第一种裂缝为储集空间，油气主要储存在裂缝中，所谓基质中不含油或油气的贡献值很小；油气主要储集在砂砾岩的孔隙中，但又具有明显的开启裂缝；有一些油气储存在砂砾岩孔隙中，但岩层存在着闭合的微裂缝。第一种类型油气储存在裂缝中，裂缝孔隙度很低，同时裂缝的分布不均匀。钻井碰到裂缝较发育的部位就可以获得很短暂的高产，但总产量很少。如碰到裂缝很不发育的部位就造成空井。我国最典型的是小拐油田。裂缝孔隙度只有0.23%，核磁共振分析研究基质的可动油只有13.3%，应该认为是裂缝性油藏。第二种类型，油气主要储存在砂砾岩的孔隙中，开启的裂缝强化了储集层的非均质性。这种裂缝往往具有很明显的方向性。它所造成的非均质性远比在沉积中形成的高渗透条件要大得多，对开发影响很大，目前主要出现在低渗透率储集层中。第三种类型油气储存在砂砾岩的孔隙中，储集层存在着不同程度的闭合微裂缝。裂缝处在闭合状态时对储集层的非均质性没有起强化作用。对低渗透油藏进行人工水力压裂形成人工支撑缝后，油藏就形成了另一种非均质。第二种类型只能按规律部署开发。第三类油藏和压裂形成的人工裂缝是可以控制的，应该充分利用裂缝的有利条件，同时力求避开其不利因素，求得好的开发效果。
我国有一批复杂断块油田，众多的断层将油田切割成太小不等的众多断块，这些断层绝大多数是密封的，决定了断块的独立性。东辛2油田共有85个含油断块，三分之二的储量分布在0.5km以下的断块22内，其中断块面积小于0.2km的有42个块。临盘油田57.6km含油面22积内共有115个断块，大部分储量分布在0.5～1km和0.2～0.5km的2断块内。文明寨油田含油面积6.84km，由192个断块组成，平均每平方公里内有28个断块。这种状况决定了有相当高比例的储量只能在注采井网系统很不规则很不完善的情况下开发，严重地降低了注水开发效果，被称为“另一类的储集层严重的不连续性”。第三节 碳酸盐岩油藏非均质性
碳酸盐岩储集层也是多种类型的复杂储集层。就我国碳酸盐岩油藏，以渤海湾油区的潜山油藏为主，这其中又以华北为主。所以本文以华北任丘碳酸盐岩油藏为背景来认识其非均质性。它与非均质多油层砂岩油藏的特点完全不同。任丘雾迷山古潜山油藏储集层以各种结构的白云岩为主，储集空间是由裂缝、洞孔组成的双重介质复杂结构。一、碳酸盐岩油藏储集体的组成
油藏储集体由裂缝孔隙系统和岩块孔隙系统组成，如图2.5所示。
裂缝可划分为：图2.5 裂缝孔隙系统与岩块孔隙系统示意图
大裂缝：宽度大于100μm的裂缝。
中裂缝：宽度介于10～100μm之间的裂缝。
小裂缝：宽度介于1～10μm之间的裂缝。
微裂缝：宽度小于1μm的裂缝。它与岩块基质的平均孔隙直径相近。
一些研究认为，当裂缝宽度大于10μm以上时，其毛细管压力的作用很小，可以忽略不计。根据计算，冀中碳酸盐岩的裂缝宽度平均50μm。
裂缝孔隙系统：在油藏条件下，宽度下限为10μm的裂缝及与其连通的溶洞所组成的孔隙网络，即所谓的大洞大缝和中等缝洞。此系统孔隙度一般在1%左右。任丘雾迷山组为0.58%。
岩块孔隙系统：被裂缝系统所切割由宽度小于10μm的小裂缝和与其连通的溶蚀孔洞以及含有微细裂缝的基质所组成的孔隙系统。很显然这是一个储渗条件差异很大，分布关系十分复杂的集合体，其中只有次生孔隙比较发育的岩块部分才有储集渗流能力。任丘雾迷山组孔隙度为4.42%。二、油藏非均质性远比一般非均质砂岩油藏复杂、严重
裂缝系统本身包括大洞大缝和中等缝洞，其裂缝宽度相差10倍，甚至更大。裂缝的渗透率与其宽度呈三次方的关系。
裂缝系统与岩块系统之间的渗透率差异。岩块基质渗透率一般小-322于10μm，这与裂缝系统渗透率1～2μm相比有着巨大的差别。因此，非均质性极其严重。
由于裂缝切割条件不同，岩块系统内岩块的大小也不同，渗透率也有差异，这就导致排油的条件和状况也不同，甚至有很大的差异。三、两个系统的储集能力与贡献能力
以任丘雾迷山组为例，根据碳酸盐岩油藏双重介质压力恢复曲线精确解的计算结果，裂缝孔隙度为0.58%，岩块孔隙度为4.42%。由数值模拟在历史拟合的基础上的计算结果知，裂缝系统储量占总储量的29.6%，岩块系统地质储量占总储量的70.4%。但是裂缝系统内的驱油效率可达90%以上，而岩块系统驱油效率很低。室内试验结果为16%～25%，数模计算结果仅为9%。因此，可采储量中裂缝系统约占82.3%，岩块系统只占17.7%。
在两个系统中驱油效率之所以相差巨大，主要是裂缝渗透率很高，导压和流动能力高，产油能力高（裂缝主导着高产和生产过程）且所需驱动压力梯度很小。黏性指进的影响很小，再加上块状底部注水纵向驱动。重力又起着很好的作用，毛细管压力可以忽略，这些因素都导致裂缝系统驱油效率很高。但岩块系统渗透率很低，只有依靠较大的外加压力梯度才能驱替出岩块孔隙中的原油，而实际的驱动压力梯度很小，因此只能靠自吸排油。两个系统内部情况完全不同，但又相互交织，既相互制约，又互相联系。裂缝系统不仅是其原油的流动通道，又是岩块系统自吸排油的通道。这种状况说明了开发过程中储集层非均质的复杂性。
以上所讲的非均质是宏观非均质，实际影响水驱油的还有孔隙结构的非均质，将在第五章中谈及。
评价一个油藏注水开发的基本条件，必须对油藏地质条件进行全面描述和深入研究，这是最重要的基础工作，目前各油田在这方面都有许多规定，也积累了许多经验。第三章 流体性质及其对开发的影响第一节 原油性质
我国代表性油田原油性质见表3.1。表3.1 我国代表性油田原油性质数据表续表续表一、原油黏度
我国探明的石油储量中，原油黏度分布情况是：低黏度（小于5mPa·s）原油占34.2%，中黏度（5～20mPa·s）原油占44.0%，高黏度（20～50mPa·s）原油占7.5%，稠油（大于50mPa·s）占14.3%。
可以看出，65.8%的原油黏度高于5mPa·s，东部地区主力油田绝大多数原油黏度都高于5mPa·s。低黏度原油主要分布在中低渗透率油藏中。在大于50mPa·s的稠油中，有68%的储量地下原油黏度在50～150mPa·s左右，仍在采用注水开发。因此，特别是东部地区注水开发总体上呈现出中、高黏度原油注水开发的特征。这与前苏联的大型油田有很大的差异，地层油黏度一般在2～5mPa·s（当然也有黏度较高的油田）。在我国西部低黏度油藏中，出现一些轻质油和挥发油油藏，其注水开发的特点与东部高黏度油藏很不相同。1．影响原油黏度的主要因素
原油相对密度是影响原油黏度的主要因素，相对密度越大，原油黏度越高，反之亦然。从组分上来讲，主要是因为含沥青质和胶质，这些成分含量高，原油黏度高。图3.1 胜利油区地面原油相对密度与地层油黏度关系曲线
胜利油区地面原油相对密度与地层油黏度关系曲线见图3.1。除此以外，新疆克拉玛依西北线稠油油藏脱气原油密度与黏度（50℃）及孤岛原油50℃时相对密度与原油黏度都有类似的关系。
北京石油勘探开发研究院唐黎萍用UPO法研究提出，中国典型稠油的相对分子质量为372.5～686.2，其中饱和烃相对分子质量为385.2～394.7；芳香烃相对分子质量为263.5～464.7；胶质相对分子质量为755.6～1321.7；沥青相对分子质量为856.7～4043.4；按从小到大的顺序依次排列为饱和烃＜芳烃＜稠油＜胶质＜沥青。华北油田区在楼2、楼8等井4个样品分析资料较全的数据得出，芳烃、胶质及沥青的相对分子质量分别为饱和烃的1.05倍、2.31倍及3.12倍（沥青质相对分子质量为胶质相对分子质量的1.3～1.8倍）。可以看出沥青质和胶质含量的增加将明显的增加原油的相对密度（图3.2）。
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