物質平衡研究方法

A. 物質平衡方法

此方法是計算整個儲集層初始儲量減去已產出的油量所得到的剩餘油含量的平均估算值。

我國東部有的油田開發已由高含水期進入特高含水期。經過二十多年的摸索探討，形成了一套陸相地層的剩餘油研究方法。除進行常規的沉積相細分等地質研究外，還著重於油層物理學、油氣滲流力學和油藏工程學等有關原理的應用。

目前，大慶、遼河等油田廣泛採用精細的油層描述為基礎，以動態分析為依據，利用數值模擬等手段，綜合研究宏觀的剩餘油分布，取得了成功。其具體方法是：

（1）利用一次開發調整後井網較密的條件，搞清砂體形態，深入認識油層的平面非均質性。

（2）逐層逐井補劃二類含油砂岩層，把表內層和表外層作為統一整體進行研究。認為表外層是砂岩儲層到泥岩的過渡岩性層，仍有一定的生產能力。補劃後，更充分地認識了油層的沉積全貌，為剩餘油分布特徵研究打下了可靠的基礎。

（3）對油層進一步細分，將小層進一步細分為單砂層，認識單砂層的分布形態和相鄰油層的連通關系。如在薩北的薩萄油層，將原37個小層細分成73個單砂層，其中的薩Ⅱ₁5+16層，從小層看，水淹面積已達50%。細分成上、下兩個單砂層後，發現只是下砂層的厚層砂體發生水淹，水淹面積佔50%，而上砂層全部未水淹。

（4）井間砂層詳細對比分析，把同一單砂層在平面上細分出單一河道，並描述各河道的接觸關系。發現單砂層在平面上由多個河道砂體的連接、穿插、下切而成的。單個河道寬度最小的只有幾十米，絕大多數在800m以內。

除此之外，他們還用動態監測資料、水淹層解釋資料、密閉取心資料分析含油飽和度。

遼河油田的剩餘油分布研究工作早在「六五」期間就已開始，由最初的單井組或斷層研究發展到區塊研究，由單一方法研究發展到油藏描述、沉積相、實驗室分析、數值模擬、測井解釋等多學科的綜合研究。他們採用了小層沉積相分析法、動態法、數值模擬法、油藏工程法、C/O測井法和鑽井取心等6種方法研究剩餘油分布。其中前三種方法應用比較普遍。小層沉積相分析法是根據儲層岩性、物性參數結合油藏生產動態資料，從研究小層沉積相入手，逐井逐層地進行對比，按油砂體給出岩相連通圖、岩相剖面圖、岩相平面圖，直至確定油水分布。

「九五」以來，剩餘油的分布規律研究與挖潛技術取得了更大的進步。通過多學科聯合攻關、互相補充形成了一整套有效的剩餘油分布規律評價方法、監測手段、挖潛技術（表1-1）。

同國外相比，國內剩餘油研究在許多方面還存在一定的差距：比如資料採集過於簡化，尤其是動態長期監測還有待於加強；用露頭研究儲層非均質性同國外相差較遠；儲層非均質性研究側重於靜態研究，而往往忽視動態資料的利用；油田開發調整階段的剩餘油分布不是很清楚；定向取心資料的應用比較薄弱；地層傾角測量研究單砂體的產狀和分布需加強和提高等等。

B. 物理與數值模擬方法

（一）物質平衡再造古高度法

集水盆地的古地形對湖泊系統起著重要的作用，所以恢復集水盆地的古地形是古湖泊學研究的一個重要方面。所謂古地形就是要確定古高度，而古高度有絕對和相對兩種含義：絕對的古高度指距離當時海平面的古高程即古海拔，相對的古高度指不同地點的高差與地形的起伏程度。

前第四紀古地形再造的主要依據是沉積地層，而沉積物通常保存在負地形中，例如根據沉積物及所含化石可以再造盆地的古深度。至於剝蝕區的正地形，由於難以留下直接的地質記錄，長期以來只能猜測而無從再造。地質學能在不同程度回答「水多深」，而不能回答「山多高」的問題，再造古高度要比古深度困難得多。近年來地球科學的發展，開始為古高度的再造探索提供了途徑，物質平衡再造古高度法就是其中的一個。

物質平衡再造古高度法是一種計算機模擬的方法，其基本構思是逆演沉積充填過程，即把各段地質時期里堆積在湖盆內的沉積物順次「挖出」，並按照可辨認的特徵「回歸」到集水盆地去，再經過一系列的校正處理，就可以求出各時期集水區的古地形圖。其原理是「質量守恆」：假定研究區內物源區和沉積區在碎屑物沉積搬運上是處在一個封閉系統之中，則剝蝕物的質量應當等於沉積物的質量。這項方法是在研究現代海洋沉積的基礎上建立起來的［如墨西哥灣（Hay等，1989）和北海盆地（Wold，1992）］，在應用到含油盆地古湖泊集水盆地古高度再造時，根據內陸湖盆的特點及現有資料，對其進行了簡化和修改。

1.時間步長

將所研究的時間范圍分成若干個時間段，每一段時間長度（如i至j）稱作時間步長。

2.集水盆地范圍的界定

集水盆地范圍的界定是盆地內沉積物「回歸」的必然條件。在此基礎上，把整個研究區域劃分成若干個方格，各方格中的數據是古地形再造的最基本的單元。

3.起始面地形

起始面是物質平衡古地形再造中重要的邊界條件之一。Hay等人對河流入海盆地所做的古地形再造，都是將現代地形作為起始面；也可以根據有限的目標（如只研究古湖泊），選擇某一特定時間作起始面（如本項研究以東營組結束時作起始面）。

4.侵蝕基準面的選取

侵蝕基準面以上地形的高度是控制碎屑物質侵蝕速率的最關鍵因素，因此侵蝕基準面的選擇對古地形的再造結果有直接影響。在研究海相盆地時，要依據全球海平面高度及其變化，而在研究非直接受海平面變化影響的內陸湖盆時，則要具體情況具體分析。

5.岩性地層柱狀圖

某一時間單元之內沉積物的厚度和分布規模，決定了在該段時間內回歸到源區的物質量，從而也就決定了該時間單元之內源區應增加的高度。根據各個時期地層的等厚圖，給每個網格各賦一個厚度的平均值，這樣就建立了每個網格的岩性地層柱狀圖。

在上述數據資料採集整理的基礎上，利用一定的數學公式就可以進行古高度的再造，並進行一系列的均衡脫壓等校正，具體方法及公式見成鑫榮等（1993）文章。

應當承認，沉積記錄只是古高度演變的一方面，另一方面是地殼構造升降的獨立證據，包括結晶礦物同位素化學的證據。在缺乏這類數據的情況下，我們採用孢粉所反映古植被和介形蟲等化石所反映古深度作為參考補充，探討物質平衡法再造古高度的可信程度。

（二）環境磁學

環境磁學是20世紀80年代興起的一門新學科，它主要是通過對沉積物磁性特徵的研究來恢復其古環境。目前，該方法在第四紀土壤、河流、湖泊和海洋沉積的研究中得到了廣泛的應用，但在前第四紀陸相沉積中的應用，尚鮮見先例。此次研究我們對此進行了摸索和嘗試，取得了一定的成果。

沉積物（沉積岩）主要由礦物組成，而從磁學的角度看，礦物可以分成三大類：①抗磁性礦物：在有外加磁場存在的情況下，仍不顯磁性並產生極弱的反向感應磁場的礦物，稱為抗磁性礦物。如石英、長石、方解石等。②順磁性礦物：在有外加磁場時出現磁性的礦物。常見的有綠泥石、黃鐵礦、菱鐵礦、綠簾石、黑雲母等。③鐵磁性礦物：有些礦物在無外加磁場存在時，就顯示磁性，成為鐵磁性礦物。常見的有磁鐵礦、磁赤鐵礦、赤鐵礦、針鐵礦、纖鐵礦等。這些礦物的組成和含量決定了沉積物的磁性特徵，而這些礦物的組成和含量又是與其源區地質與環境及沉積介質的物理、化學、生物條件及成岩作用等息息相關的，環境磁學就是要通過對沉積物（沉積岩）磁性參數的測試來反映礦物成分、粒徑和排列的變化，從而揭示沉積環境的變遷。

環境磁學常用的磁性參數有磁化率（包括體積磁化率、質量磁化率）、頻率磁化率比值、等溫飽和剩磁、退磁參數等；常用的測試儀器有MS2型手提式磁性探測儀、Dual頻率磁化率探頭、旋轉磁力儀及脈沖磁力儀。

環境磁學由於其測試儀器簡便、數據獲得快、數量多，因此能提供高分辨的地層劃分和對比方案，特別是對於那些沒有生物化石保存的地層來說更為有用，目前在從深海地層到黃土剖面的研究中已得到廣泛應用。黃土剖面的磁化率曲線顯示出十分規律的冰期旋迴，反映了氣候周期；在深海地層如大洋鑽探的岩心測試中，環境磁學已成為地層工作中的常規項目，甚至發展到磁化率測井。同時環境磁學對於沉積物物源、沉積韻律、古氣候和成岩作用研究等方面，都具有重要意義，是含油盆地古環境研究的有效方法。有關該方法的原理詳見舒小辛（1993）文章。

（三）背散射電鏡成像技術

背散射電鏡成像（Backscattered electron imagery，簡稱BSEI）是在掃描電鏡中內置背散射電子探頭和圖像分析裝置，對樣品進行高解析度觀察、分析和照相的一項技術。其基本原理是：當入射電子束與靶區原子接觸時，發生彈性碰撞，產生背散射電子；背散射電子的數量（稱為背散射系數η）主要與靶區的原子序數有關，原子序數高時，η值就大，圖像就亮，原子序數低時，η值就小，圖像就暗（Belin，1992）。具體到泥頁岩，由於其中各種礦物顆粒（如黃鐵礦、石英、長石、粘土礦物、碳酸鹽礦物等）之間以及礦物顆粒與有機質之間原子序數均存在差異，所以背散射電鏡圖像能清晰地揭示它們之間的關系。如礦物顆粒原子序數較有機質高，在圖像中礦物層亮，而有機質層色則暗。

與其他泥頁岩研究方法相比，BSEI技術最大的優點就是解析度高。X射線照相主要研究泥頁岩的紋層構造，當紋層厚度小於200 μm時，X射線下就不能清晰顯示出來。光學顯微鏡的最大解析度為1 μm，當泥頁岩的組成顆粒小於1 μm時，就不能解析度出來。而背散射電鏡的解析度可達0.01～0.1 μm（Belin，1992）。另外，BSEI作為在掃描電鏡基礎上發展起來的一種技術，不但能突出泥頁岩不同組成部分之間的對比度，而且還能在高放大倍數下清晰識別出礦物顆粒、有機質和古生物化石的形狀。最後，BSEI技術通過與能譜分析儀（EDS）的配合使用，還能定性或半定量分析礦物成分。

90年代以來，這項技術已經成為泥頁岩研究中最常使用的一種手段，在許多現代和古代沉積研究中均使用了該方法，用來分析沉積物的組構、成分，進而進行古海洋、古氣候、古湖泊等古環境研究（表3-2）。本次研究泥頁岩的背散射電鏡成像分析是基於與英國曼徹斯特大學的合作，使用儀器是Joel 6400掃描電鏡，有關樣品處理方法見Pike等（1996）。

表3-2 背散射電鏡成像技術應用實例

（四）沉積韻律分析

韻律或者周期性，是世界各地各時代沉積岩中廣泛存在的現象，因為沉積過程就是周期和事件性的疊加（Einsele等，1982）。在湖相沉積體系中，沉積韻律是最常見的現象之一，而這在湖相烴源岩中更加突出。研究沉積韻律不僅可以從中提取古氣候、古湖水化學和古生產力等信息，而且能為認識湖相烴源岩的生烴條件和生烴機理提供重要依據。沉積韻律分析包括識別韻律、成因研究和頻譜分析三方面。

湖相地層韻律的尺度大小不一，小到季節性甚至更短周期形成的紋層，大到萬年十萬年級的天文周期。因而韻律的識別也有多種途徑，包括沉積學、地球化學、環境磁學、微體古生物學以及測井地質學等。最容易識別的是紋層，只需依靠肉眼判斷的岩性特徵；有的韻律最便於用磁化率或測井曲線做准確的分辨；而有時有待用微體古生物或地球化學分析的結果才能識別。東營湖沙河街組地層中的韻律，主要通過顏色、碳酸鹽含量、磁化率等特徵進行識別和測定。

湖相地層中韻律的形成可以是湖盆水體的變化，或者集水盆地的環境變化所致，也可以由於沉積作用本身（如濁流）或者成岩作用所造成（Einsele等，1982）。研究韻律的成因，除了韻律厚度測量和頻率估算等以外，韻律中礦物和化學成分的分析，偏光顯微鏡下的岩石學分析，甚至應用背散射電子掃描電鏡對微型層理作高解析度的分析（詳見第八章第一節），都是重要的途徑，而微體古生物（包括孢子花粉）分析和遺跡化石的觀察、統計，也是揭示韻律成因的有效方法。

頻譜分析查明沉積韻律的主周期，是了解其成因的重要方面，也是高解析度地層工作的內容之一。地層的時間序列（如磁化率曲線或者碳酸鹽含量曲線）通過傅里葉變換或者沃爾什變換，可以求出功率譜，從而揭示韻律的主周期。當然整套地層的時間跨度，是求出主周期年齡長度的先決條件。

有關頻譜分析和整個沉積韻律的研究方法和原理詳見王慧中（1993）的文章。

（五）沉積作用的數值模擬方法

地球科學從定性走向定量、從現象描述向機理探索的轉化，使得數值模擬的作用日益明顯。通過數值模擬檢驗現有的假設，指出待查明的環節，對於古湖泊學這種綜合而帶探索性的學科顯得格外重要。古湖泊學把湖泊作為一個完整的系統來研究，為揭示各因素間的相互關系必然要盡量採用定量方法。同時古湖泊學涉及流態圈層，而即使是現代流態圈層的大氣和海流，因其變化多端，通常也要求通過數值模擬來加以逼近。

數值模擬種類繁多，古湖泊研究時主要採用的有三種。

1.流場模擬

借用海洋學中根據風場模擬表層環流的方法，可以對古湖泊的湖流進行數值模擬。可以依據當時湖盆輪廓和水深等邊界條件，給出一定的風場，用數值模擬的方法研究了不同時段沉積時期的表層環流，並用沉積記錄加以檢驗。

2.古地形模擬

利用化石作為相對水深的標志，可以通過計算機制圖，作出半定量的古水深模擬。作為集水盆地古高度數值模擬的嘗試，根據盆地分析中早已發展了的沉積充填的數值模擬方法，採用其反演技術，試驗通過回剝法求取集水盆地的古高度，這就是前面介紹的「物質平衡再造古高度法」。

3.地球化學模擬

採用數值模擬方法定量地探討沉積地球化學過程，是20世紀90年代國際學術界的新課題。如可以針對烴源岩中碳酸鹽/泥岩的韻律性紋層的成因問題，建立原生碳酸鹽化學沉積的數學模型（梅洪明，1996）。

此外，在估計古生產力等方面也可以採用計算機制圖等方法。目前，運用計算機進行數值模擬，在第四紀古環境研究中已經廣泛採用，在石油地質學主要用於盆地分析。事實上，古湖泊學與古海洋學一樣，有著引進定量方法、開展數值模擬的廣闊前景。

C. 葯動學研究中，怎樣考察物質平衡

實驗研究方法在自然科學中的應用歷史較長，並大大推動了其發展，在社會科學中的應用時間相對較短。
但近幾十年來，實驗方法在社會科學各學科中的應用發展很快。 心理學是管理學的基礎之一，實驗研究方法在心理學中的應用具有很長的歷史。

D. 做為植物的綠樹，他們都是怎樣進行呼吸的

樹木呼吸是白天進行光合作用，吸入二氧化炭呼出氧氣 晚上進行呼吸作用，吸入氧氣呼出二氧化碳。

光合作用是指綠色植物通過葉綠體，利用光能，把二氧化碳和水轉化成儲存著能量的有機物，並且釋放出氧的過程。

我們每時每刻都在吸入光合作用釋放的氧。我們每天吃的食物，也都直接或間接地來自光合作用製造的有機物。

光合色素：

1、光色素種類

葉綠體是光合作用的場所類囊體中含兩類色素：葉綠素和橙黃色的類胡蘿卜素（胡蘿卜素和葉黃素），通常葉綠素和類胡蘿卜素的比例約為3：1，chla與chlb也約為3：1。

在許多藻類中除葉綠素a、b外，還有葉綠素c、d和藻膽素，如藻紅素和藻藍素；在光合細菌中是細菌葉綠素等。

葉綠素a、b和細菌葉綠素都由一個與鎂絡合的卟啉環和一個長鏈醇組成，它們之間僅有很小的差別。類胡蘿卜素是由異戊烯單元組成的四萜，藻膽素是一類色素蛋白。

其生色團是由吡咯環組成的鏈，不含金屬，而類色素都具有較多的共軛雙鍵。全部葉綠素和幾乎所有的類胡蘿卜素都包埋在類囊體膜中。

與蛋白質以非共價鍵結合，一條肽鏈上可以結合若干色素分子，各色素分子間的距離和取向固定，有利於能量傳遞。類胡蘿卜素與葉黃素能對葉綠素a、b起一定的保護作用。

幾類色素的吸收光譜不同，葉綠素a、b吸收紅，橙，藍，紫光，類胡蘿卜素吸收藍紫光，吸收率最低的為綠光。

特別是藻紅素和藻藍素的吸收光譜與葉綠素的相差很大，這對於在海洋里生活的藻類適應不同的光質條件，有生態意義。

2、吸收峰

葉綠素a、b的吸收峰過程：葉綠體膜上的兩套光合作用系統：光合作用系統Ⅰ和光合作用系統Ⅱ，（光合作用系統一比光合作用系統二要原始。

但電子傳遞先在光合系統二開始）在光照的情況下，分別吸收680nm和700nm波長的光子（以藍紫光為主，伴有少量紅色光）。

作為能量，將從水分子光解過程中得到電子不斷傳遞，（能傳遞電子得僅有少數特殊狀態下的葉綠素a）最後傳遞給輔酶二NADP。

而水光解所得的氫離子則因為順濃度差通過類囊體膜上的蛋白質復合體從類囊體內向外移動到基質，勢能降低，其間的勢能用於合成ATP。

以供暗反應所用。而此時勢能已降低的氫離子則被氫載體NADP+帶走。一分子NADP可攜帶兩個氫離子，NADP+2e+H=NADPH。還原性輔酶二NADPH則在暗反應裡面充當還原劑的作用。

(4)物質平衡研究方法擴展閱讀

樹干呼吸：

樹干呼吸，通常是指樹木莖干新陳代謝過程中產生的CO2通過樹皮表面釋放到大氣中的部分。是森林生態系統碳平衡中的重要組分。

既然它這么重要，相關的研究也就比較多了。大家在測量它的過程中，發現一個有意思的現象，就是這個樹干呼吸，會隨著莖干變粗而減弱。

樹體呼吸作用產生的CO2，可分為兩部分，一部分是樹干呼吸，另一部分則溶解在植物莖流中，隨植物蒸騰作用向上運輸。

他們首次採用「物質平衡」的方法，研究了從16-60cm不同粗細的的鵝掌楸。他們發現，樹干呼吸在樹體總呼吸中的比重會隨著莖干直徑增加而線性下降，溶解在植物莖流中的組分則整好相反。

在最細的樹中，樹干呼吸可占總呼吸比例的86%；而在最粗的樹中，這一值可下降到46%。這意味著，隨著樹體莖干變粗。

會有更多的CO2溶解在植物莖流中。結果還發現，雖然不同粗細莖乾的樹干呼吸不同，但它們都有相同的樹體呼吸總速率。

E. 所謂「南極大陸的物質平衡」…… 所謂「南極大陸的物質平衡」，說通俗了，就是研究大陸冰蓋的增減。至於冰

所謂「南極大陸的物質平衡」，說通俗了，就是研究大陸冰蓋的增減。至於冰蓋的增減與我們有什麼關系呢？可用一喜一悲來概括。
先說喜。現在不僅中國，而且全球都缺淡水。而總量為2700萬立方千米的南極冰蓋，儲存了全世界可用淡水的27％。有人估算，這可夠全人類用上7500年。這樣一說，冰蓋還是越大越好。那麼南極冰蓋每年增加多少呢？有材料稱稱，每年10厘米左右。冰蓋的「收入」來自降水，主要是降雪。但南極大陸太大，面積約是中國的1、5倍，降雪極不均衡。在南極內陸，降水量簡直比撒哈拉大沙漠還慘！南極大陸其實是全球最為乾旱的大陸，號稱「白色沙漠」。所以它的降水到底有多少，如何分布，必須把握准確。
再說悲。有人大膽設想過，南極冰蓋一旦全部融化，情景如何，有兩說：一說是全球海平面將上升空60米，一說是60至90米。其實，不管哪位說對了，都不得了。那將意味著包括紐約、倫敦等著名城市要淪為「水晶城」。全球陸地面積將縮小2000萬平方公里。冰蓋的「支出」主要包括四個部分：一是表面蒸發，二是底部消融，三是冰山崩潰，四是快速冰流（即是快速崩潰）。
1、本文說明的中心內容是：南極大陸冰蓋的增減與我們的關系。
2、本文的說明順序是先概括後具體；結構方式是先總後分。
3、本文的說明方法有列數字、作比較、打比方、舉例子、作詮釋(答對任意四種均可)
4、二、三段中有兩個詞分別與首段中的「增」、「減」相照應並構成比喻，這兩個詞是收入和支出。
5、第二段中稱南極大陸為「白色沙漠」，其原因是什麼？
南極大陸是全球最為乾旱的地方，以長年被冰雪覆蓋。
西西！是寒假作業上的嗎？

F. 細胞自噬如何做到細胞內的物質平衡和能量平衡請詳細地將。

完整而准確地回答你的問題是困難的。因為作為當代生命科學的熱點研究領域之一，「自噬」的現象、過程和機制都處於研究探索階段，其中細胞中生命物質的分解、轉換、再利用研究較多，而能量的作用機制、能量本身的轉換和平衡研究相對較少，這是由於研究手段的限制和對機制的研究不夠充分所造成的。所以現在來回答你的問題是勉強的，也是不完整的。只能就你的提問作以下粗略的回答。
1、物質平衡。
細胞是生命體，同樣需要通過新陳代謝與外界進行物質和能量交換以維持自身的平衡。
當它遭受刺激、損傷、環境劇變等狀況以及老化的時候，細胞內原有的平衡被打破，為維持細胞的正常運轉，細胞可以通過自噬，消除、降解和消化受損、變性、衰老和失去功能的細胞、細胞器和變性蛋白質與核酸等生物大分子。為細胞的重建、再生和修復提供必須原料，實現細胞的再循環和再利用。因此，「自噬體」既是體內的「垃圾處理廠」，也是「廢品回收站」；它既可以抵禦病原體的入侵，又可保衛細胞免受細胞內毒物的損傷。
從這個過程可以看出，細胞「認為」當前是多餘的細胞器、變性蛋白質和核酸等生物大分子需要通過自噬被分解、消化，有的被排出細胞，有的被再利用，以實現新的物質平衡，維持細胞的正常存活。
細胞自噬主要有三種形式：微自噬、巨自噬和分子伴侶介導的自噬
。這方面在現有的文獻中有較多的報道。
2、能量平衡。
伴隨著細胞內物質的變化，能量也會達到一個新的平衡。每一種物質的變化都伴隨著能量需求的變化，因此細胞體能量的平衡不能單獨被理解，它和物質的變化緊密相關。
其實，細胞自噬的動機也是由於細胞內能量平衡的需要。因為受損的細胞不能再維持先前的細胞內所有物質和細胞器的能量需求。

G. 塔河四區碳酸鹽岩縫洞型油藏剩餘油形式

劉中春袁向春李江龍

（中國石化石油勘探開發研究院，北京100083）

摘要 塔河油田奧陶系碳酸鹽岩縫洞型稠油油藏，受多次構造運動影響，岩溶縫洞交互發育，埋深大於5300m，油水分布關系復雜、非均質性極強。儲集空間流動特徵尺度大至幾十米，小到微米量級，流動規律不同於砂岩油藏。油井的生產動態多變，開發的可控性差。為深入研究碳酸鹽岩縫洞型油藏剩餘油形式，揭示油井水淹後是否仍有利用的價值，依據油井綜合解釋資料、生產動態信息，結合對現代喀斯特地貌中岩溶縫洞與古岩溶縫洞的認識，建立了3種近井地帶儲集體簡化的地質模型，採用流體動力學理論及物理模擬實驗相結合的方法，分析了鑽遇不同儲集空間的油井水淹後剩餘油存在的形式，確立了縫洞型碳酸鹽岩油藏提高採收率技術的研究方向。

關鍵詞 縫洞型碳酸鹽岩油藏 地質模型 物理模擬 剩餘油形式

Analysis on Formation of Resial Oil Existence and Its Effect Factors in The Forth Area of Tahe Carbonate Heavy Oil Reservoir

LIU Zhong-chun，YUAN Xiang-chun，LI Jiang-long

（Exploration ＆ Proction Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）

Abstract In Tahe Ordovician carbonate reservoir，which is karstic/fractured heavy oil reservoir，higher level of heterogeneity and more complex distributing of oil and water had been formed by ancient structural action time after time comparing with other carbonate reservoirs.The reservoir depth is over 5300m and temperature is 398K.The oil viscosity is about 24mPa·s on the reservoir condition.The main flow conits include fractures and caves that their flow characteristic sizes are from several decameters to microns.The well proction performances vary rulelessly，and are difficult to be controlled.For investing the form of resial oil existence and analyzing the value in use of the well after water out，three types of simplified theorial and experimental models were constructed separately combining the results of integrated interpreting and proction performance information of wells with realization of modern and ancient karst.As to the wells drilling on different flow conits in carbonate reservoirs，the form of resial oil existence and its effect factors have been discussed.Meanwhile，the direction of EOR technology development in fractured/karstic carbonate reservoir have been determined.

Key words Fractured/karstic carbonate reservoir Theoretical model Physical simulation Form of resial oil

碳酸鹽岩油氣田在世界油氣分布中佔有重要地位，其儲量占油氣總儲量的50%以上，而產量已佔總產量的60%左右^［1，2］。近年來，我國碳酸鹽岩油氣田的勘探開發也呈現快速發展的態勢，尤其是塔里木盆地的塔河油田發展迅速。截至2005年底，塔河油田累計探明石油地質儲量達6.3×10⁸t，年產油量4.2×10⁶t，已成為我國最大的古生界碳酸鹽岩油田。塔河油田4區奧陶系油藏位於塔河油田的中部，以艾協克2號構造為主體，為具底水的碳酸鹽岩岩溶縫洞型塊狀重質油藏。油藏埋深大於5300m，儲集類型以溶洞為主，且發育極不規則，縱、橫向非均質性強，儲層預測難度大，且油氣水關系及油藏類型極為復雜。經近10年的滾動勘探開發，暴露出鑽井成功率低、採收率低和遞減快的開發特徵。油井過早見水、天然能量不足、含水上升快；油藏最快的年遞減率高達44%，暴性水淹可使油井產量銳減70%以上；平面和縱向儲量動用程度低，平均采出程度僅9.5%^［5～11］。因此，在現有油藏地質認識基礎上，研究縫洞型碳酸鹽岩油藏剩餘油形式，探索新的提高採收率方法迫在眉睫。

1 縫洞型碳酸鹽岩油藏溶洞、縫及基質岩塊的認識

測井、鑽井、錄井與油井的生產動態均表明，有些油井直接鑽遇了未充填或半充填的溶洞，直接建產；有些油井未直接鑽遇溶洞，但通過酸壓可溝通具有有效儲集能力的空間；還有少數井鑽在緻密的岩石中，即使酸壓也無法溝通有效儲集空間。認識縫洞型油藏儲集體特性、識別有效儲集空間的分布、了解剩餘油分布形態，是提高油藏採收率的基礎。

1.1 對溶洞的認識

理論上，地下古岩溶洞特點與現代岩溶應具有一定的相似性。圖1和圖2是我國貴陽境內世界最長的現代岩溶雙河洞的分布及洞室情況。

圖1 雙河洞的平面分布圖

圖2 雙河洞其中一個洞室

現代岩溶發育具有以下特點：①洞穴展布受區域構造裂隙控制；②洞穴發育與地下排水系統關系密切；③多期岩溶作用形成溶洞具有多層性；④洞穴的侵蝕和沉積同步進行；⑤溶洞大多發育在褶皺的核部和近翼部；⑥大型溶洞多位於河流中、上游地區；⑦以地下河為主體，發育若干支洞；⑧洞穴規模大，最長達85.3km（雙河洞）；最大洞室面積達×10⁴m²（織金洞），高達150m。

古岩溶系統，由於長期構造運動和沉積作用，上覆岩層的關鍵層因受岩體自重重力、地應力集中以及溶洞內的真空負壓三重作用而破壞塌落。塔河4區鑽井過程中部分井具有嚴重的放空和漏失現象充分說明有未充填溶洞的存在。但測井解釋結果顯示大部分岩溶系統均發生不同程度的充填，如T403井全充填洞高達67m，TK409井全充填洞高達75m。圖3為TK429井測井與成像測井對比解釋結果，深5420.0～5427.5m，厚7.5m，為溶洞發育段。大型洞穴內有塌陷角礫岩、暗河沉積角礫岩和砂泥岩沉積，還有緻密的灰岩（圖4）。

古岩溶系統與現代岩溶的主要區別在於洞的規模小於地面，洞的充填程度高。

圖3 KT429井測井與成像

圖4 溶洞內不同種類充填物

1.2 裂縫發育分布規律

根據塔河油田14口成像測井資料統計了裂縫的走向，結果如圖5，可以看出本區裂縫體系中以 NW-SE 向裂縫系占據主導地位，該裂縫系中又以走向為160°～180°或350°～360°的裂縫為主，NE-SW向裂縫系的發育程度要明顯差於前一裂縫系，該裂縫主要的主體走向為0～20°或180°～220°。裂縫傾角如圖6所示。大多數裂縫的傾角在60°～90°區間內，裂縫產狀大多呈高角度，低角度裂縫發育很少。奧陶系碳酸鹽岩大部分有效縫的發育主要集中在局部存在滑塌角礫現象的岩溶層段，因此裂縫在成因上主要與岩溶垮塌作用有關。

圖5 塔河油田奧陶系裂縫體系的總體走向特徵

圖6 裂縫傾角百分比

1.3 基質岩塊系統的認識

根據下奧陶統儲層岩心孔滲分析資料統計，7011 塊小樣品孔隙度分布區間為0.01%～10.8%，平均為0.96%，其中小於1%的樣品佔71.52%，1.0%～2.0%的（含1.0%）佔22.02%，大於2%的僅佔6.46%。全區6473個小樣品滲透率分布區間為（0.001～5052）×10^-3μm²，其中小於0.12×10^-3μm²的占樣品總數的67.14%，小於0.6×10^-3μm²的佔85.68%，小於3×10^-3μm²的佔94.39%，大於3×10^-3μm²的僅佔5.61%，最大滲透率為5052×10^-3μm²，頻率中值小於0.1×10^-3μm²。岩心分析數據反映出塔河油田奧陶系儲層基質物性較差，基質孔滲對儲層孔滲基本無貢獻。

2 近井地帶簡化的地質模型及剩餘油

為了進一步揭示油井生產動態與儲集體性質的關系，揭示油井水淹後是否還有利用的價值及剩餘油形式，根據油井的綜合資料分析，建立了近井地帶4種不同的地質模型。

2.1 封閉型溶洞

封閉型純油溶洞是指不與外界溝通，內部只充滿油的溶洞。目前尚未發現鑽遇這種類型的溶洞，但尚無充分的證據排除這種洞存在的可能性。

此類溶洞完全依靠天然的彈性能量開采，彈性能包括原油的彈性能和溶洞裂縫自身的彈性能。由於無外界能量的補充，溶洞內的壓力與生產井的產量均由於天然能量的損耗而逐漸降低，直至最後停噴。

2.1.1 利用物質平衡法分析剩餘油

鑽遇此類溶洞的生產井，當井底流壓低於井筒的靜液柱壓力及井筒摩阻造成的壓力損失時，油井停噴。

p_wf=Δp（靜液柱）+Δp（摩阻） （1）

對裸眼完井方式的油井，停噴時溶洞內的壓力接近式（1）表示的數值，此時根據物質平衡方程，油井的累積採油量為：

N_pB_o=N_oB_oC_t（p_i-p_wf） （2）

此類溶洞的採收率只與溶洞內原油、岩石的彈性壓縮系數及壓降有關，符合下式：

油氣成藏理論與勘探開發技術

無論井口限制生產與否，對打在溶洞任何位置的油井，均會有剩餘油存在，且剩餘油的大小滿足：

剩餘油=（1-η）N_oB_o （4）

2.1.2 溶洞內流體的流動特徵

根據流體力學中伯努利方程

油氣成藏理論與勘探開發技術

計算了圓柱型溶洞中單相流體的流動特徵，壓力與流速無因次分布結果見圖7。當具有一定壓力的封閉溶洞被打開後，洞中流體的流線如圖7所示。僅在近井地帶，壓力才產生擾動；遠離井底，壓力仍然保持在初始狀態。流體的流速在無因次距離0.5m處，開始擾動，即接近溶洞二分之一的高度處。

圖7 圓柱型溶洞單井單相流體的流動特徵

2.2 底水型溶洞

底水型溶洞又分為封閉型底水溶洞和溝通型底水溶洞。其中封閉型底水溶洞是指不與外界溝通，內部包括油、水兩相的溶洞（圖8）。此類溶洞也完全依靠天然的彈性能量開采，彈性能包括原油、地層水的彈性能及溶洞裂縫自身的彈性能。溝通型底水溶洞指的是與外界溝通，又可分成兩種，一種是外界水浸量速度低於生產速度，此時溶洞依靠的天然能量包括水浸量與彈性能；另一種是外界水浸速度等於生產速度，溶洞中壓力不變，這類溶洞的開采完全依靠水驅。

2.2.1 未充填溶洞底水錐進的理論分析

對於底水型溶洞，油井產量遞減的原因，不僅是能量降低，還有出水的影響。油井出水加快了產量遞減。油井出水並不意味著油水界面一定達到井底，根據流體力學理論，油水界面處油水的速度分別為：

油氣成藏理論與勘探開發技術

油氣成藏理論與勘探開發技術

水油速度比：

油氣成藏理論與勘探開發技術

塔河油田4區地下原油黏度平均為24mPa·s，如果地層水黏度近似1mPa·s，那麼相同的條件下，水的速度是油相速度的24倍。因此，當溶洞被鑽開後，由於生產井產生的擾動，井底附近必然會產生底水錐進的趨勢，同時油水密度差造成的重力分離作用，又可抑制底水錐進。

圖8 封閉型底水溶洞示意圖

此類溶洞的剩餘油不僅取決於溶洞內的天然能量，而且與底水錐進的程度密切相關。底水從生產井突破，又加速了油井停噴的進程。因此影響底水錐進程度的因素，也將影響溶洞中剩餘油的數量。此影響因素很多，包括油水黏度比、採油強度、溶洞中油水界面的高度、生產井的位置、生產井密度以及溶洞的幾何形狀等。

圖9 底水錐進實驗結果

2.2.2 未充填溶洞底水錐進的物理模擬

實驗採用真空泵產生負壓流動的方式，模擬溶洞型儲集空間的底水錐進過程。實驗用油為黏度約為15mPa·s 的白油，水為配置的礦化度為2×10⁵mg/L的鹽水，實驗溫度為室溫25℃，實驗結果見圖9。

實驗的排量為30mL/s，即2.5t/d，產生的水錐高度約為0.01m；減小生產速度，可抑制水錐的產生；井底水錐產生的擾動范圍很小。由於油水重力分異的結果，實際產生的水錐高度遠小於理論計算的結果。若假設水錐產生的高度與生產速度成正比，則估算實際生產速度達250t/d時，產生的水錐高度也只有1m。因此，可以推測當油井處在未充填溶洞的頂部時，油井見水後剩餘油的潛力很小，且此部分剩餘油完全可以通過減小生產速度而得到有效開采。

2.3 近井縫洞型

塔河油田4區鑽遇溶洞並提前終孔的油井畢竟是少數，大部分油井均正常完成鑽井過程，部分井自然完井後建產，部分經酸壓後建產。岩心觀察與成像測井解釋結果對裸眼井段鑽遇的縫洞有了一定程度的認識。

圖10 裸眼井段鑽遇的洞縫及簡化模型

為了理論研究，將裸眼井段鑽遇的溶洞、裂縫，簡化為一組規則的毛管流動（圖10）。依據岩心觀察統計結果，寬度大於1mm裂縫有19條，占總數 2.4%；寬度 0.1～1mm裂縫共有267條，占總數33.5%；寬度小於0.1mm 裂縫共有512條，占總數64.2%。

根據流體力學理論，按照岩心統計的縫比例，不同尺度縫洞對進入裸眼井段總流量的貢獻不同。結果表明：有洞存在時，即使只有一個，當洞的尺度大到一定程度，如洞的尺度大於50mm時，對總流量的貢獻已大於95.96%。就是說，當洞的尺度大於50mm時，油井的總產量主要來自於洞，而縫的貢獻較小。剩餘油的主要形式包括底水未波及的縫中剩餘油、波及過大孔道的壁面，數量取決於非均質程度與油水黏度比。

按上述洞縫尺寸與比例，近井地帶洞縫儲量的比例分布見圖11。當溶洞的尺度為1m時，溶洞內儲量占總儲量的82%，縫中儲量僅佔17.8%；當溶洞的尺度降到50mm時，洞儲量占總儲量的比例降為18.7%，縫中儲量上升至81.3%。盡管裸眼井段中當洞的尺度降到50mm時，洞對總流量的貢獻仍較高，但洞內的流體被底水驅替以後，縫內的儲量也是不容忽視的。

圖11 單位岩石體積不同尺度溶洞占儲量的百分數

2.4 近井裂縫型

塔河油田4區大部分油井是酸壓後建產，即在鑽井過程中未鑽遇有效的儲集空間，經酸壓後溝通了有效儲集空間建產（圖12）。為了研究方便仍將其簡化為一束毛管。

圖12 裸眼井段鑽遇裂縫及簡化模型

由於碳酸鹽岩表面具親油性，底水驅替裂縫內原油時，毛管力為驅替的阻力，在裂縫壁面必然會留下剩餘油膜。親油、親水孔隙中水驅油過程的對比見圖13。

圖13 不同潤濕性模擬孔隙模型中油水的分布

仍然按照上述分析的裂縫分布比例，不同油膜厚度的剩餘油百分數見圖14。可看出對於一定體積的裂縫儲集空間，假設底水波及的范圍達到100%，僅按不同厚度的剩餘油膜計算，當油膜厚度達到0.1mm時，剩餘油百分數接近50%，當油膜厚度降到0.01mm時，剩餘油百分數能達到26%。而油膜厚度不僅與岩石的潤濕性有關，而且取決於驅替速度。況且底水不可能百分之百驅替裂縫孔隙，因此裂縫型儲集空間的剩餘油也是相當可觀的。

圖14 不同油膜厚度的剩餘油百分數

3 剩餘油產生因素及提高採收率途徑

根據地質模型的剩餘油分析，目前縫洞型碳酸鹽岩油藏提高採收率的關鍵問題為：①油井未能有效溝通有效儲集空間；②油井即使溝通了有效儲集空間，但由於底水錐進或天然能量不足，仍可產生大量的剩餘油。對於已動用的儲量，底水碳酸鹽岩油藏剩餘油的影響因素包括能量及底水的驅替程度兩個方面，影響底水驅替程度可以從掃油效率和洗油效率兩個角度分析，結果如圖15。油藏天然能量大小、非均質程度、油水黏度比是影響縫洞型碳酸鹽岩油藏動用儲量採收率的三大關鍵因素。

圖15 縫洞型油藏影響採收率的因素及提高採收率的途徑

因此，針對此類油藏，應當結合剩餘油形態分析，有針對性地開展提高採收率技術研究。以「整體控水壓錐、提高油井平面和縱向上儲量動用能力」為近期目標，「補充能量」等提高採收率方法為後續保證的研究工作勢在必行。具體可分兩個階段進行，一是天然能量階段，包括加密井、縱向分層開采、側鑽水平井、酸壓、堵水等技術研究；二是人工補充能量階段，可能採用的方法包括注水、注氣、注稠化劑，以及活性劑等。化學法風險較大；注氣雖然對底水且具有垂直裂縫的油藏具有得天獨厚的優勢，但對埋深超過5300m的油藏，要求較高注入壓力的注入泵限制了該方法的應用。因此，注水仍是風險小、成本低的首選方法。但常規油藏成功的注水經驗已不適應無法判斷連通性的縫洞型碳酸鹽岩油藏^［3，4］，因此，新的、有效的注水方法的研究迫在眉睫。

4 結論與認識

（1）油井水淹，只表明出油大通道水淹，並不意味著儲集空間完全水淹。

（2）主體剩餘油主要有5種形式：①因儲集空間尺度差異而產生的底水未波及剩餘油；②油井未處洞頂，水淹後未充填溶洞的頂部剩餘油；③未充填溶洞因底水錐進的剩餘油；④水波及過後的殘余油膜；⑤能量嚴重不足的各類儲集空間內剩餘油。

（3）提高採收率技術研究應當針對不同類型的剩餘油形式，以縫洞流動單元為基礎，確定以「整體控水壓錐、提高油井平面和縱向上儲量動用能力」為近期目標，「補充能量」等提高採收率方法為後續保證的提高採收率方法的研究方向。

參考文獻

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H. 氣藏物質平衡名詞解釋

物質平衡法能夠確定氣藏的原始地質儲量，判斷氣藏有無底水的侵入(即氣藏類型識別)，計算和預測氣藏天然水侵量的大小，估算採收率的進行動態預測等。物質平衡方法只需要高壓物性資料和生產數據，計算的方法和程序比較簡單。因此，它已成為常規的氣藏分析方法之一，廣泛應用於國內外的各氣藏中。

I. 剩餘油研究方法

剩餘油通常用剩餘可動油飽和度或剩餘可采儲量來表徵。為了求取剩餘可動油飽和度或剩餘可采儲量，國外現有確定剩餘油飽和度的測量技術可分為3類：單井剩餘油飽和度測量、井間測量、物質平衡法。單井剩餘油飽和度測量包括岩心分析 （常規取心、海綿取心）、示蹤劑測試、測井 （裸眼井測井和套管並測井）、單井不穩定測試；井間測量包括電阻率法、井間示蹤劑測試；物質平衡法是利用注、採的動態資料來求取油藏的剩餘油飽和度。

美國和前蘇聯等國非常重視油田開發後期的剩餘油分布研究。美國於1975年組織有關專家編寫了 《殘余油飽和度確定方法》一書，系統介紹了各種測量方法，並對其進行了分析比較。前蘇聯研究油田水淹後期剩餘油分布情況主要採用了以下方法：(1)物質平衡法；(2) 以岩心分析及注水模擬為基礎的方法；(3)地球物理方法；(4)水動力學方法。

我國許多老油田在剩餘油分布研究方面做了許多工作，主要是應用水淹層測井解釋、油藏數值模擬、油藏工程分析及地質綜合分析等4項技術，搞清剩餘油的層間、平面、層內分布及其控制因素，尋找油藏開發的潛力所在，提出油藏調整挖潛措施。

1. 常規測井資料求取水淹層剩餘油飽和度

開發後期含水飽和度Sw是評價水淹層的基本參數，S_o＝1-S_w則為相應的剩餘油飽和度。它們都是研究儲層水淹後含油狀況最直接的參數。

在測井解釋中，阿爾奇公式仍是電阻率法求飽和度的基本公式：

油氣田開發地質學

式中：S_w——含水飽和度，％；φ——岩石孔隙度，小數；S_o——含油飽和度，小數；R_t——地層真電阻率，Ω·m；a，b——與岩性有關的系數；R_z——油層水淹後變成混合液電阻率，Ω·m；m——孔隙指數，與岩石孔隙結構有關；n——飽和指數，與孔隙中油、氣、水分布狀況有關。

為了省去確定方程中a與m，將上式變為：

S_w=[F·b·R_z/R_t]^1/n

式中：F——地層因素，即為100％飽和水的岩石電阻率與地層水電阻率的比值。

根據勝坨油田二區40塊岩樣岩電實驗資料研究，發現F值不僅與φ有關，而且與R_z有關。通過多元回歸分析，建立的關系式為：

F=e^K

式中：K₁，K₂，…，K₅——經驗系數，由回歸統計得。

為了確定含水飽和度中的b和n值，根據勝坨油田3口井40塊岩樣，模擬5種不同礦化度 （5256～92019mg/L） 的地層水，實驗測定了258組數據，研究發現b和n為非定值，它們不僅與岩性和油、氣、水在孔隙中的分布狀況有關，而且與岩樣中所飽和的地層混合液電阻率Rz有關，即：

b=A₁e^A

油氣田開發地質學

式中：A₁，A₂，A₃，A₄——經驗回歸系數。

盡管阿爾奇公式是常規測井資料求取剩餘油飽和度的理論基礎。但是，由於注入水與地層水混合，求取地層水電阻率變成了求取注入水與地層水的混合液電阻率。目前，求取混合液電阻率仍是剩餘油飽和度計算的難點。有如下幾種方法供參考。

（1） 過濾電位校正自然電位研究與地層混合液電阻率計算

在目前常規測井資料中，自然電位是唯一能夠較好反映地層混合液電阻率變化的測井信息。測井中測得的自然電位主要包括薄膜電位 （擴散吸附電位） 和過濾電位，當泥漿柱壓力與地層壓力之間的壓差很小時，過濾電位可以忽略不計。根據國內外資料分析，當壓差大於3.4MPa時，過濾電位對自然電位的影響已比較明顯。此時，應著手研究過濾電位對自然電位進行校正和分析。從水淹層研究發現，水淹過程中地層壓力下降較多，儲層內壓力變化較大。因此，必須研究過濾電位校正自然電位，以便能准確地計算地層混合液電阻率。

過濾電位大小可以由亥姆霍茲 （Helmholtz） 方程表示：

油氣田開發地質學

式中：U_φ——過濾電位，mV；R_mf——泥漿濾液電阻率，Ω·m；ε——泥漿濾液介電常數；ξ——雙電層中擴散層的電位降，mV；μ——泥漿濾液的粘度，mPa·s；△P——泥漿柱與地層之間的壓力差，MPa；A_φ——與岩石物理化學性質有關的過濾電動勢系數 （A_φ＝εξ/4π）。

由上式可以看出，過濾電位大小與壓差ΔP有關，即泥漿壓力減去地層壓力。而泥漿濾液電阻率R_mf與泥漿性質、液體粘度有關。

考慮到ξ的確定困難，採用油田實際應用的實驗方程：

油氣田開發地質學

當地層有過濾電位時，自然電位幅度為：

油氣田開發地質學

實際的自然電位 （擴散吸附電位） 為：

油氣田開發地質學

自然電位取負值lg（R_mf/R_z）＝SSP/K，則：

R_z=10^(lgR (SSP=SP-U_φ,K=64.7683+0.2372t)

式中：R_z——地層混合液電阻率；Ω·m；K——擴散吸附電位系數；t——井下溫度，℃；ΔP——通過泥漿比重和選擇壓力系數確定。

（2） 利用沖洗帶電阻率計算地層混合液電阻率

在高含水飽和度地層中，由於地層含水飽和度與沖洗帶含水飽和度趨於一致（S_w＝S_xo），R_z還可以直接用下式計算：

油氣田開發地質學

（3） 水樣分析資料估算地層混合液電阻率

採用水樣分析資料，以其離子濃度換算成等效NaC1離子濃度，再以相應圖版轉換成樣本電阻率。利用各井有代表性的樣本地層水電阻率，作為估算和確定地層混合液電阻率的基礎資料。水樣分析資料及其電阻率變化都比較大，為此利用上述過濾電位校正自然電位，結合水樣分析資料，分兩個階段目的層段地層混合液電阻率 （R_z）進行估算選用。

2. 生產測井資料確定水驅油藏產層剩餘油飽和度

油水相對滲透率和流體飽和度等參數的關系已有一些學者進行了研究，至今沒有公認的二者之間關系的解析方程，在實際應用中大多採用經驗公式。根據毛細管滲流模型和毛細管導電模型可以推導出親水岩石油水相對滲透率和產層流體飽和度關系方程為：

油氣田開發地質學

式中：S_wD——驅油效率，S_wD＝（S_w-S_wi）/（1-S_wi），小數；S_w——含水飽和度，小數；S_wi——產層束縛水飽，小數；S_or——產層殘余油飽和度，小數；n——阿爾奇方程中飽和度指數；m——經驗指數。

油水相對滲透率與含水率的關系：

油氣田開發地質學

得含水率與含水飽和度的公式：

油氣田開發地質學

利用生產測井解釋可以確定產層產水率f_w，從而利用上式可計算出產層的含水飽和度S_w，進而得到產層剩餘油飽和度S_o＝1-S_w。

（1） 產水率的確定

主要利用生產測井持水率 （γ_w） 資料轉化為產層的產水率。對於油、水兩相流，持水率主要由以下幾種方法來確定。

1） 放射性密度計

油氣田開發地質學

式中：ρ_m——測量的混合液密度，g/cm³；ρ_o和ρ_w——油和水密度，g/cm³。

2） 壓差密度計

油氣田開發地質學

式中：ρ_m——壓差密度計讀數，g/cm³；θ—油層傾角，（°）。

3） 高靈敏度持水率計直接測得

得到持水率後，將其轉化成產層產水率。目前在實際中大多採用滑脫速度模型，根據該模型產層的產水率公式為：

f_w=1-(1-γ_w)(1+γ_w·V_S/U)

式中：V_s——油水滑脫速度，常根據經驗圖版確定，m/s；U——油水混合液總表觀速度，由流量測井求得，m/s。

4） 由地面計量產水率轉化到產層產水率

對單一產層或單一砂組情況，也可由地面計量產水率f_wd經油、水地層體積系數B_o和B_w轉化到油層產水率：

油氣田開發地質學

（2） n和m

n和m值的確定對於利用f_w計算S_o起到較大的影響。利用岩心分析油水相對滲透率資料和生產動態資料確定n和m值的方法如下。

首先根據岩心分析油水相對滲透率資料分別求得n和m值：

油氣田開發地質學

但由於岩心分析油水相對滲透率資料有限，不可能每個油層都有，利用取心點處的相滲代表整個產層或整個砂組的相滲可能會產生較大的誤差，因此必須對已求得的n和m值進行修正，使之更具有代表性。對於每套開發層系，平均含水飽和度可以表示成：

油氣田開發地質學

式中： —某套開發層系平均采出程度，小數； ——某套開發層系平均束縛水飽和度，小數。

因此，根據生產動態資料可以做出某套開發層系的平均產水率和平均含水飽和度的關系圖版，進而對岩心分析資料確定的n和m值進行驗證和修正。

（3）μ_o和μ_w的確定

在泡點壓力以上的產層原油粘度可以根據Vazques和Beggs經驗公式確定：

μ_o=μ_ob(p/p_b)^b

b=956.4295p^1.187·exp(-0.013024p-11.513)

式中：μ_ob——泡點壓力p_b下的地層原油粘度，mPa·s，一般由地面脫氣原油粘度和相對密度根據經驗公式計算；p——產層壓力，MPa。

產層水的粘度μ_w一般受產層壓力影響比較小，通常由地面溫度下分析值根據經驗公式轉化到產層溫度下粘度。

（4） S_wi和S_or

根據岩心分析數據和測井聲波時差 （AC）、自然伽馬 （GR） 回歸經驗公式計算獲得。

3. 油藏工程分析研究剩餘油分布

油藏工程方法很多如水驅曲線、遞減曲線、物質平衡等都可以研究剩餘油分布，下面列舉幾種常用的油藏工程方法。

（1） 利用甲型水驅曲線研究剩餘油分布

甲型水驅曲線中b/a值能夠反映水驅方式下的水洗程度：

N_o=blgN_w+a

式中：N_o——累積產油量，10⁴t；N_w——累積產水量，10⁴t；a，b——常數。

當水驅油麵積 （F）較大，油層厚度 （H）較厚，原始含油飽和度 （S_o） 較高時，水驅曲線中的常數a和b值都大，所以a和b應是F，H及S_o的函數。b值反映了水將油驅向井底的有效程度，b值大則驅油效果好。而a值反映了油藏在某種驅動方式下原油的通過能力。b/a的值小，水洗程度好，屬於水淹區，反之則水洗程度差，屬於潛力區。

剩餘油飽和度 （S_o） 可以由下式獲得：

油氣田開發地質學

式中：S_oi——產層原始含油飽和度，小數；R——采出程度，小數；f_w—油田或油井的含水率，小數；N——動態儲量，10⁴t；A₁，B₁——常數，A₁＝a/b，B₁＝b。

動態儲量 （N） 可由童氏經驗公式計算：

N＝7.5/B₁

如果編制開發單元各井的甲型水驅曲線，並利用測井資料計算出原始含油飽和度S_oi，這樣就可以求得各井的剩餘油飽和度。

（2） 產出剖面資料計算剩餘油飽和度

產出剖面資料能明確地確定井下產出層位、產量及相對比例，是一定時間、一定工作制度下油層產能的客觀反映，必然與油層參數有內在聯系。目前，由於直接測量評價產層剩餘油飽和度方面存在困難，用產出剖面資料評價產層剩餘油飽和度具有重要的意義。

在地層條件下，油、氣、水層的動態規律一般服從混相流體的滲流理論。根據這一理論，儲層的產液性質可由多相共滲的分流量方程描述。當儲層呈水平狀，油、氣、水各相分流量可表示為：

油氣田開發地質學

式中：Q_o，Q_g，Q_w——產層中油、氣、水的流量，cm³/s；μ_o，μ_g，μ_w——油、氣、水的粘度，mPa.s；K_o，K_g，K_w——油、氣、水的有效滲透率，μm²；A——滲透截面積，cm²；ΔP/ΔL——壓力梯度，MPa/m。

為了解各相流體的流動能力，更好地描述多相流動的過程，往往採用相對滲透率，它等於有效滲透率與絕對滲透率的比值：

K_rw=K_w/K,K_ro=K_o/K,K_rg=K_g/K

根據分流方程，可進一步導出多相共滲體系各相流體的相對含量，它們相當於分流量與總流量之比。對於油水共滲體系，儲層的產水率可近似表示為：

油氣田開發地質學

在油水兩相共滲透體系中，瓊斯提出了如下經驗公式：

油氣田開發地質學

則可推導出含水飽和度S_w的計算公式，進而就可計算出剩餘油飽和度S_o。

（3） 小層剩餘油飽和度的求取

水驅特徵曲線法的出現已有30多年的歷史，隨著對油水運動機理認識的加深和水驅特性分析式在理論上的成功推導，該方法已突破油藏范圍的使用，越來越多地應用到單井和油層組上。但一般在油藏開發中很少收集到自始至終的分層油水生產數據，故無法應用實際資料建立各生產層組 （下稱 「目標層組」，可以是油層組，砂岩組或是小層） 的水驅特徵曲線，所以以往使用水驅特徵曲線法進行剩餘油方面的研究，最多取得整個油層組的平均含油飽和度值，它作為剩餘油挖潛研究顯得太粗，實用價值不大。需進行 「大規模」級別上的驅替特徵分析，確定目標層組上各油井出口端剩餘油飽和度值。

以某油井j和第k目標層組為例進行討論 （j＝1，2，…，m；k＝1，2，…，n，m與n分別是油藏生產井總數和j井所在開發層系劃出的目標層組數目）。作為簡化，下標j視為默認，不作標記。

根據油水兩相滲流理論，可以由滲飽曲線系數推求單井水驅曲線系數：

油氣田開發地質學

式中：μ_o，μ_w——地層油、水的粘度，mPa·s；B_o，B_w——油、水地層體積系數，小數；d_o，d_w——地層油、水的相對密度；S_oi，S_wi——原始含油飽和度和束縛水飽和度，小數；N——單井控制石油地質儲量，10⁴t；N_p——累積產油量，10⁴t；B₄，A₄——j井滲飽曲線斜率和截距；B₁，A₁——J井甲型水驅曲線斜率和截距。

對於j井，它的第k目標層組的石油地質儲量可以表示成：

油氣田開發地質學

式中：h_k——j井第k目標層組的油層厚度。

j井第k目標層組對應的水驅特徵曲線斜率B_1.k：

油氣田開發地質學

式中：B_4.k——j井k層組的滲飽曲線斜率，它和B₄都可以由相滲資料分析得到的統計關系式計算：

油氣田開發地質學

式中：a₁，b₁——統計系數；K_k，K——k層組j井點處的地層滲透率和j井合層的地層滲透率，10^-3μm²。後者由各層組滲透率依油層厚度加權得到：

油氣田開發地質學

第k目標層組甲型水驅曲線：

油氣田開發地質學

式中累積產水W_p.k可以由乙型和丙型水驅特徵曲線聯立解出：

W_p,k=WOR_k/2.3B_1,k

式中：WOR_k——k層組的水油比。水油比可由含水率f_w，k計算：

W_p,k=f_w,k/(1-f_w,k)

含水率f_w，k通過分流方程計算：

油氣田開發地質學

式中下標k對應於第k目標層組。對一特定油藏，油水粘度比μ_w/μ_o相同。油水兩相的相對滲透率之比K_o/K_w由與k層組對應的滲飽曲線計算：

[K_o/K_w]_k=e^A

滲飽曲線截距A_4.k由相應的統計式根據該井點地層滲透率K_k計算：

A_4,k=e^a

式中：a₂，b₂——統計常數。

如果給定k層組j井點處含水飽和度S_w，則由上幾式能分別計算出j井在k層組的累積產水量 （W_p，k）、累積產油量 （N_p，k）、水驅曲線斜率 （B_1，k）、滲飽曲線斜率 （B_4，k），將它們代入根據單井水油比和含水率導出的出口端含水飽和度關系式，就可以計算出k層組j井點處的含水飽和度：

油氣田開發地質學

對應的剩餘油飽和度S_o為：

S_o＝1-S_w

總的說來，利用生產動態資料求取剩餘油飽和度不失為一個簡單易行的方法。但是，受含水率這個參數本身的局限，由此而求出的剩餘油飽和度是絕對不能反映一個暴性水淹地區的真實剩餘油飽和度的。至於根據各種方法將含水率劈分到各小層，從而得到各個小層的剩餘油飽和度，則其可信度值得懷疑，只能說是有勝於無。

4. 油藏數值模擬

油藏數值模擬技術從20世紀50年代開始研究至今，已發展成為一項較成熟的技術。在油田開發方案的編制和確定，油田開采中生產措施的調整和優化，以及提高油藏採收率方面，已逐漸成為一種不可或缺的主要研究手段。油藏數值模擬技術經過幾十年的研究有了大的改進，越來越接近油田開發和生產的實際情況，油藏數值模擬技術隨著在油田開發和生產中的不斷應用，並根據油藏工程研究和油藏工程師的需求，不斷向高層次和多學科結合發展，它必將得到不斷發展和完善。

油藏數值模擬中研究的問題大部分為常規的開采過程，所用模型以黑油模型為主，組分模型的使用有增加的趨勢。在混相開採的模擬中，尤其是在實驗室研究階段，也使用組分模型。當使用組分模型時，流體的變化由狀態方程來描述。注蒸汽的開采過程模擬也較為普遍。但研究地層中燃燒的模擬少見，因為這種開采方式本來就少見，且難以模擬和費用高。大多數油藏數值模擬向全油田的方向發展，水平井模擬的研究也有較大的發展。

油藏模擬通過各種模型擬合生產歷史，可以得出剩餘油分布的詳細信息，是目前求取剩餘油分布的較好方法。但是也存在著模型過於簡單、油田生產過程過於復雜、難以較好地擬合等問題。

剩餘油分布研究目前最有效的辦法仍然是動靜資料結合的綜合分析方法，只在准確建立各種河流沉積模型的基礎上，深入研究儲層分布對注采系統的影響，細致地開展油層水淹狀況分析，才能對剩餘油分布狀況得出較正確的認識。

總之，油層的非均質是形成剩餘油的客觀因素，開采條件的不適應是形成剩餘油的主觀因素。

5. 數學地質綜合分析法

影響剩餘油形成和分布的各類地質及生產動態等因素是極其復雜的，因此在剩餘油分布研究中需要考慮各種地質和動態因素，有助於提高剩餘油預測精度。能考慮多種因素研究剩餘油分布的方法很多，這里以多級模糊綜合評判方法為例，建立剩餘油潛力分析量化模型。

多級模糊綜合評判是綜合決策的一個有力數學工具，適應於評判影響因素層次性及影響程度不確定性項目。通過對儲層剩餘油形成條件、分布規律及其控制因素分析研究，剩餘油形成主要受沉積微相、油層微型構造、注采狀況等多種因素控制。這些因素共同確定了剩餘油的分布狀況，具體表現為剩餘油飽和度、剩餘石油儲量豐度及可采剩餘儲量的平面和縱向差異性。

在考慮影響剩餘油形成與分布因素的基礎上，結合儲層嚴重非均質性特點，選取剩餘油飽和度、儲量豐度、砂體類型、砂體位置、所處位置、連通狀況、微型構造形態、注水距離、射孔完善程度、注采完善程度、滲透率變異系數等11項靜態和生產動態指標組成評價因素集。在上述各因素中，剩餘油飽和度與剩餘儲量豐度的大小是各類靜態和動態綜合作用的結果，是剩餘油潛力評價的主要指標。因此，在實際評價中，首先圈定剩餘油飽和度及其剩餘石油儲量豐度高值區，然後應用多級模糊綜合評判的數學方法，對剩餘油富集區進行綜合評判。

在剩餘油富集區評價中採用的數學模型為：

設U＝ ｛u₁，u₂，u₃，u₄，u₅，u₆，u₇，u₈，u₉，u₁₀，u₁₁｝ 為評價因素集，V＝｛v₁，v₂，v₃｝ 為剩餘油潛力等級集，評價因素集與剩餘油潛力等級集之間的模糊關系用矩陣來表示：

油氣田開發地質學

單因素評價矩陣R＝［r_ij］_n×m（0≤r_ij≤1），其中rij為第i因素對第j評語的隸屬度。矩陣R中的R＝ ｛r_i2，r_i2，r_i3｝ 為第i個評價因素ui的單因素評判，它是V上的模糊子集。隸屬度主要根據檢查井資料和單層測試資料分級分類統計求取。

由於影響剩餘油的諸因素對剩餘油潛力劃分作用大小程度不同，因此必須考慮因素權重問題。假定a₁，a₂，a₃，a₄，a₅，a₆，a₇，a₈，a₁₀，a₁₁分別是評價因素u₁，u₂，u₃，u₄，u₅，u₆，u₇，u₈，u₉，u₁₀，u₁₁的權重，並滿足a₁＋a₂＋a₃＋a₄＋a₅＋a₆＋a₇＋a₈＋a₁₀＋a₁₁＝1，令A＝｛a₁，a₂，a₃，a₄，a₅，a₆，a₇，a₈，a₁₀，a₁₁｝，則A為權重因素的模糊集，即權向量。權系數的求取主要根據實踐經驗並結合剩餘油富集特點綜合考慮。

由權向量與模糊矩陣進行合成得到綜合隸屬度B，則通過模糊運算：

B＝A ·R

式中：B——綜合評判結果；A——權重系數；R——單因素評價矩陣；·——模糊運算符。

據上式求出模糊集：

油氣田開發地質學

根據最大隸屬度准則，b_i0＝max ｛b_j｝ （1≤j≤3） 所對應的隸屬度即為綜合評判值，依據綜合評判結果B值將剩餘油潛力分為3類：B≥0.5為最有利的剩餘油富集區；0.1<B<0.5為有利的剩餘油富集區；B≤0.1為較最有利的剩餘油富集區。

分析各種影響因素可以看出，對剩餘油潛力進行綜合評價宜採用二級評價數學模型，在實際評價中，首先根據地質綜合法和數值模擬結果，圈定剩餘油飽和度和剩餘油儲量豐度高值區，進而對這些井區的砂體類型、砂體位置、所處位置、連通狀況、微型構造形態、注水距離、射開完善程度、注采完善程度、滲透率變異系數等參數均按3類進行一級評判，對剩餘油飽和度和儲量豐度按不同層對各個井區歸一化後賦值，然後從以下11個方面對剩餘油潛力進行評判，分別為：剩餘油飽和度A、儲量豐度B、砂體類型C、砂體位置D、所處位置E、連通狀況F、微構造形態G、注水距離H、射開完善程度I、注采完善程度J、滲透率變異系數K。

多級模糊綜合評判的數學模型簡單易行，關鍵是確定權系數及其評判矩陣。研究中根據影響剩餘油富集的重要程度，採取專家打分和因子分析相結合的方法確定權重系數：A＝｛A，B，C，D，E，F，G，H，I，G，K｝＝｛0.2，0.15，0.12，0.06，0.08，0.05，0.05，0.07，0.08，0.09，0.05｝。由此可見，在各因素中，剩餘油飽和度與剩餘儲量豐度、砂體類型是影響剩餘油潛力的主要因素。其次，砂體連通狀況、注采完善程度、射孔完善程度對剩餘油富集具有重要的控製作用。在具體評價中，對影響剩餘油富集的地質因素及注采狀況等因素，如砂體類型、微構造類型、注采完善程度等非量化指標，對各種類型按最有利、有利、較有利分別賦予權值 （表8-7），非均質性、注水井距離等定量指標按其值范圍賦予權值。

表8-7 剩餘油富集區地質因素評價

對M油田A層剩餘油富集區進行了多級模糊綜合評價。首先根據油藏數值模擬結果和綜合地質分析法圈定潛力井組，對各井組按上述11項指標分類進行二級評價，然後根據所建立的模糊矩陣，結合權向量進行綜合評判，結果見圖8-30。

A層Ⅰ類潛力區主要分布在F5-4，F5-5，F11-11，F9-11，F7-2，F11-4等井區，Ⅱ類潛力區主要分布在F11-5，F10-5，F9-4，F7-3，F7-6，F5-2，F3-2，F2-5等井區，Ⅲ類潛力區主要分布在F9-6，F1-4等油砂體邊部，盡管儲量動用程度低，剩餘油飽和度較高，但有效含油厚度較小，因而潛力較小。

圖8-30 A層剩餘油潛力評價

J. 高含水期水驅油藏剩餘油定量描述方法研究及應用

王延忠賈俊山孫國隋淑玲黃文芬魏明

摘要高含水期水驅油藏剩餘油分布研究是開發工作實施挖潛措施、提高採收率的基礎。本文對近幾年在剩餘油描述方面攻關的最新成果進行了粗略的總結。重點介紹了首次綜合採用5種計算剩餘油並形成軟體系統的油藏工程計算方法，及首次用於剩餘油定量計算並進行大規模推廣應用的流線模型方法。這兩種方法在孤東油田七區西進行了應用，並將計算的結果分別與數值模擬結果進行了對比分析，與生產動態實際進行了檢驗，證明比較可靠。通過利用油藏工程計算方法、流線模型方法和數值模擬方法對剩餘油的綜合分析研究，提出的提高採收率的挖潛措施取得顯著效果。

關鍵詞剩餘油高含水期定量油藏工程方法流線模型方法油藏描述孤東油田

一、引言

高含水期的精細油藏描述的剩餘油分布研究，是實施挖潛措施、提高採收率的基礎。搞清高含水、特高含水期剩餘油的分布規律，並進行定量計算，目前仍然是世界級難題。

勝利油區通過四期精細油藏描述及剩餘油分布研究，已形成了剩餘油描述的系列配套技術。總結完善這些剩餘油描述方法，特別是在井與井之間剩餘油分布研究、剩餘油定量描述技術研究的基礎上，增加了油藏工程計算方法和流線模型方法，並編制了軟體系統，實現了計算機自動化，以滿足礦場計算快速、操作簡單、自動化程度高等要求。本文重點介紹數值模擬方法、油藏工程計算方法和流線模型方法在孤東油田七區西剩餘油描述中的應用，並對其計算成果進行了綜合分析和對比。根據對剩餘油的描述，提出了具體的提高採收率的挖潛措施，取得了良好的礦場應用效果。

二、剩餘油描述方法研究

目前，我國主要油田的開發大多進入高含水階段，地下流體分布日趨復雜，開采難度越來越大。因此，確切了解剩餘油儲量及其分布范圍，對於油田的調整、挖潛、提高最終採收率具有重要的意義。隨著油藏描述從宏觀向微觀、從定性到定量、從描述向預測的方向發展，剩餘油的研究也開始從以大地構造、沉積旋迴、沉積相為基礎的分布趨勢研究，向以微構造、沉積時間單元、層內非均質等微基礎的定性描述發展；從以地質、測井手段為主的綜合定性解釋逐步向以精細數值模擬、水淹層測井解釋以及油藏工程參數計算為主的定量描述方向發展^[1～5]。

綜合國內外剩餘油描述技術的發展，從學科上細分，剩餘油研究方法主要包括地震方法、生產測井及測試分析方法、檢查井資料分析方法、水淹層測井解釋方法、地質綜合分析方法、數值模擬方法、流線模型方法、油藏工程綜合分析方法等八大類方法^[1～5]。

勝利油區進行剩餘油定量描述的方法主要有數值模擬方法、油藏工程計算方法、流線模型方法、水淹層測井解釋方法和動態監測方法。其中數值模擬方法和水淹層測井解釋方法比較成熟，計算機化程度高，而油藏工程計算方法和流線模型方法是我們近幾年經過不斷攻關，逐漸發展完善起來的，下面主要對這兩種方法進行簡要介紹。

1.油藏工程計算方法

油砂體是油田開發的基本單元，具有較為確定的含油范圍和石油地質儲量，是地下油、氣、水存儲運移的統一體，而井筒則是它與外界聯系的通道。因此，可以根據單井生產數據，採用油藏工程方法計算某一生產時刻的該井的剩餘油飽和度、剩餘儲量等。

根據目前油田開發已進入特高含水期的事實，結合礦場應用的需要，油藏工程計算選用了水驅特徵曲線法、滲飽曲線法、無因次注入采出法、物質平衡法、水線推進速度法等5種方法^[1,4,5]。

1）滲飽曲線法

水驅油實驗中岩樣油水相對滲透率曲線是油水兩相滲流特徵的綜合反映。根據儲集層性質及油井含水率可直接求得目前含油飽和度，但是油水相對滲透率曲線只是反映了儲集層應具有的滲流特徵和應達到的理想效果，而開發過程中作業措施、注入采出比的變化以及井點之間的相互干擾都能影響到流體的實際流動狀態。因此，結合反映實際生產狀況的水驅特徵曲線，求生產井出口端含油飽和度及其他剩餘油指標可以更可靠地反映地下流體分布狀態。

（1）水驅特徵曲線製作，求A₁、B₁

作lgWp-Np關系曲線，得回歸方程：

勝利油區勘探開發論文集

（2）相對滲透率比與含水飽和度曲線製作，求A₂、B₂

作

曲線，得回歸方程：

勝利油區勘探開發論文集

（3）求水驅控制儲量

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（4）求生產井出口端含水飽和度

勝利油區勘探開發論文集

（5）求剩餘油飽和度、剩餘可采儲量、可動油飽和度、剩餘可動儲量

剩餘油飽和度：

勝利油區勘探開發論文集

剩餘可動油飽和度：

勝利油區勘探開發論文集

剩餘水驅控制儲量：

勝利油區勘探開發論文集

水驅控制儲量采出程度：

勝利油區勘探開發論文集

式中：k_ro、k_rw——油、水相對滲透率；

S_oi——原始含油飽和度，小數；

S_o——剩餘油飽和度，小數；

S_orr——殘余油飽和度，小數；

S_om——剩餘可動油飽和度，小數；

S_w——含水飽和度，小數；

S_wi——束縛水飽和度，小數；

N——水驅控制儲量，10⁴t；

N_r——剩餘水驅控制儲量，10⁴t；

N_p——目前累積產油量，10⁴t；

W_p——目前累積產水量，10⁴m³；

R——水驅控制儲量的采出程度，%；

A₁、A₂、B₁、B₂——回歸系數。

2）水驅特徵曲線方法

根據童憲章研究成果，水驅油田到了高含水期，大部分油井都可作單井甲型水驅曲線，其形式為：

勝利油區勘探開發論文集

根據該曲線可計算單井水驅可采儲量、剩餘可采儲量等。

作lgW_p－N_p曲線，得回歸參數a,b

水油比計算：

勝利油區勘探開發論文集

勝利油區勘探開發論文集

水驅可采儲量：

勝利油區勘探開發論文集

剩餘水驅可采儲量：

勝利油區勘探開發論文集

式中：Q_o、Q_w——產油量、產水量，10⁴t；

a、b——回歸系數；

fw——含水率，小數；

f_max——極限含水率，小數；

N_R——水驅可采儲量，10⁴t；

N_Rr——剩餘水驅可采儲量，10⁴t；

N_r——剩餘水驅控制儲量，10⁴t；

WOR——水油比；

WOR_max——最大水油比。

3）物質平衡法

可用簡化了的物質平衡法根據累積產油量估計平均剩餘油飽和度。

水驅控制地質儲量：

勝利油區勘探開發論文集

剩餘油飽和度：

勝利油區勘探開發論文集

剩餘可動油飽和度：

勝利油區勘探開發論文集

剩餘水驅控制地質儲量：

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剩餘地質儲量豐度：

勝利油區勘探開發論文集

式中：A——計算單元面積，km²；

B_oi——原油體積系數；

G——剩餘水驅控制地質儲量豐度，10⁴t/km²；

h——有效厚度，m；

φ——孔隙度，小數；

ρ_o——原油密度，g/cm³。

4）無因次采出注入法

油井注入量、采出量與采出程度有如下關系：

勝利油區勘探開發論文集

（19)-(20）得：

勝利油區勘探開發論文集

當

時，R為水驅失效時的采出程度，即

勝利油區勘探開發論文集

則剩餘采出程度：

勝利油區勘探開發論文集

另外，將（22）代入（19），可得水驅失效時的累積注入量

勝利油區勘探開發論文集

極限注入倍數

勝利油區勘探開發論文集

當含水進入特高含水期後，采出程度與注入倍數有下列關系式

勝利油區勘探開發論文集

則剩餘采出程度：

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即可根據累積注入量求出剩餘采出程度。但該值為最終含水率100%時的剩餘采出程度，因此與最終含水率98%時的剩餘采出程度相比，數值偏大。

剩餘可采儲量豐度：

勝利油區勘探開發論文集

式中：W_i——累積注入量，10⁴m³；

Vi——注入倍數，PV；

R_e——水驅失效時的采出程度（相當於最大採收率），%；

R_c——剩餘采出程度，%；

W_i,max——最大累積注入量，10⁴m³；

V_i,max——最大注入倍數；

a₁、a₂、a₃、b₁、b₂、b₃——回歸系數。

5）水線推進速度法

對於縱向上韻律性變化較大的河流相沉積儲集層，層內動用程度大小不一、水淹狀況差別較大，因此進行層內不同韻律段的剩餘油研究，摸清剩餘油分布規律，對剩餘油的挖潛極為重要。根據達西定律求出注入水在不同段上的推進速度，然後根據水驅速度與產量的關系，分析每個相對均質段采出程度及儲量動用情況，可得到剩餘儲量及剩餘油飽和度值。

根據達西定律，注入水在平面上的推進速度可表示為：

勝利油區勘探開發論文集

注入水在垂向上的推進速度可表示為：

勝利油區勘探開發論文集

式中：V_pi、V_zi——注入水在平面、垂向上的推進速度，mm/s；

K_rw——水的相對滲透率；

K_pi、K_zi——油層平面、縱向滲透率，μm²；

r_w、r_o——水、油比重，小數；

μ_w——水粘度，mPa·s；

φ_i——油層孔隙度，小數；

α——地層傾角，（°）；

S_or——殘余油飽和度，小數；

S_or——原始含油飽和度與殘余油飽和度之差值，小數；

——壓力梯度，MPa/m；

P_e——近似於L處的注水井的壓力，MPa；

P_w——油井井底壓力，MPa；

L——油水井井距，m。

平均水線推進速度：

勝利油區勘探開發論文集

相對水線推進速度：

勝利油區勘探開發論文集

根據達西定律，產量q與速度和厚度的乘積Vh成正比，故可通過水線推進速度導出分層產量貢獻系數

勝利油區勘探開發論文集

則每個相對均質段的分層產量為

勝利油區勘探開發論文集

同理，有分層儲量系數

勝利油區勘探開發論文集

分層儲量

勝利油區勘探開發論文集

則分層剩餘儲量為

勝利油區勘探開發論文集

其中，N可用原始地質儲量、水驅控制儲量或水驅可采儲量。

剩餘油飽和度

勝利油區勘探開發論文集

剩餘可動油飽和度

勝利油區勘探開發論文集

式中：V_i——分層相對水線推進速度，m/d；

h_i——有效厚度，m；

α_i——儲量系數；

β_i——產量貢獻系數；

N_i——儲量，10⁴t；

N_ri——剩餘儲量，10⁴t；

q_i——產量，t/d；

i——分層號；

∑Q——研究目的層的累積產量，10⁴t。

油藏工程計算方法是定量計算井點剩餘油的重要方法之一，其最大特點是緊密與油藏生產動態相結合，數據文件要求相對簡單，可操作性強，適用於礦場人員進行計算分析。上述方法雖然在油藏工程研究中經常應用，但計算機化程度比較低，不僅影響了動態分析的效率和精度，而且在剩餘油的認識方面也受到了局限。在孤東油田七區西剩餘油描述研究工作中，首次把這5種方法綜合起來編製成軟體系統，進行動態分析和剩餘油研究，實現了計算機自動化。

2.流線模型方法

流線模型技術開始提出和應用於剩餘油的研究是在20世紀90年代，是除數值模擬之外定量研究井間剩餘油的一種新的方法，它具有允許節點多、運算速度快、研究周期短的特點。運用流線模型的目的是便於現場推廣應用，彌補大型數值模擬須藉助計算機工作站而完成的不足，在微機上實現剩餘油分布規律的研究。

1）流線模型的研究思路

先求出流體在多孔介質中的壓力場和速度場，然後求出流體的流動軌跡即流線，最後求出任一流線在任一點的飽和度值。通過流線模型計算，可以求得井間任一點的含油飽和度、剩餘油飽和度，從而確定驅油效率、可動油飽和度、可采儲量、剩餘可采儲量等參數。

2）流線模型求解的基本步驟。

（1）計算壓力場

勝利油區勘探開發論文集

在上式三維兩相壓力方程中忽略了重力和毛管力。

式中：q——對於生產井為產液量，對於注水井為注水量，m³；

C_f——地層岩石有效孔隙體積的壓縮系數，MPa^-1；

λ——流度。

（2）計算速度場

網格界面上的速度分量根據Darcy公式計算：

勝利油區勘探開發論文集

式中：V_x、V_y、V_z——不同網格x、y、z方向上的速度分量；

P——不同網格上的壓力值；

x、y、z——不同方向上的網格坐標值。

（3）計算流線軌跡及其時間長度坐標。

勝利油區勘探開發論文集

式中：T——流線的時間長度坐標；

l——流線的長度；

x、y、z——質點的坐標。

（4）計算飽和度場

勝利油區勘探開發論文集

式中：τ——任意時刻流線上的位置；

τ_o——時間為t_o時流線上的位置。

目前已成功地在微機上實現了該方法從數據准備、模型建立、歷史擬合到程序計算的計算機一體化。

三、剩餘油定量描述方法在孤東油田七區西的應用

勝利油區前兩期精細油藏描述及剩餘油分布研究中剩餘油定量描述的主要方法是數值模擬方法，並輔之以水淹層測井精細解釋方法和動態監測方法。

在孤東油田七區西剩餘油分布研究中，剩餘油定量描述的主要方法較以前增加了流線模型方法和油藏工程計算方法，並發展和深化了數值模擬方法。

對剩餘油的定量描述，不僅採用油藏工程方法全面計算了每個井點的剩餘油指標，而且重點採用數值模擬方法和流線模型方法從剩餘油飽和度、剩餘可動油飽和度、采出程度、剩餘儲量豐度、剩餘可動儲量豐度以及剩餘可動油飽和度與剩餘可動儲量豐度的綜合圖、單井層剩餘油分布等八個角度來定量的描述剩餘油，並找出了每個小層剩餘可動油飽和度與剩餘可動儲量豐度均較高的剩餘油富集井區。下面分別從方法本身的計算應用和礦場應用兩個方面進行介紹。

1.計算方法的應用

1）剩餘油定量描述的主要成果

（1）油藏工程計算方法

滲飽曲線法：定量計算了孤東油田七區西12個主要小層1014井次的井點剩餘油數據，主要包括每個小層井點的剩餘油飽和度、井區的水驅控制儲量、剩餘可采儲量等指標。根據計算結果找出了剩餘油富集井區，其中剩餘油飽和度大於50%的井442口，單井平均剩餘油飽和度57.5%，其剩餘可采儲量315.6×10⁴t，單井平均為0.714×10⁴t。

水驅特徵曲線法：定量計算了孤東油田七區西12個主要小層1085井次的單井水驅曲線，主要包括每個小層、每個井點的剩餘油飽和度、井區的水驅控制儲量、剩餘可采儲量等指標，並根據計算結果找出了剩餘油富集井區。

（2）流線模型方法

首次採用該方法在孤東油田七區西進行了推廣應用，計算了5⁴～6¹層系5⁴、5⁵、6¹三個小層的流線分布、壓力場分布、剩餘油飽和度、剩餘可動油飽和度、驅油效率、剩餘儲量豐度等指標，通過其分布圖反映出平面上剩餘油分散的特點，但仍有部分區域剩餘油較富集。統計剩餘油飽和度大於50%的井區剩餘可采儲量為197.7×10⁴t，占總剩餘儲量的58.3%。

（3）數值模擬方法

在孤東油田七區西的剩餘油描述中，採用數值模擬方法計算了四套層系27個時間單元的剩餘油分布情況。據計算結果剩餘含油飽和度大於50%、剩餘可采儲量豐度大於0.8t/^m的井區557個，其中4¹～5¹層系138井區，5⁴～6¹層系165井區，6²+6^5～8、6³⁺⁴層系254井區。總剩餘可采儲量為665.7×10⁴t，平均每個井區的剩餘油飽和度為60%，剩餘可采儲量1.2×10⁴t。

2）剩餘油定量描述成果的可靠性分析

在上述剩餘油定量描述的三種主要方法中，數值模擬動靜結合，是定量描述剩餘油最完善、最系統的方法；流線模型相當於簡化的數值模擬，特點是計算速度快、計算機化程度高；而油藏工程計算方法主要從動態入手，定量計算井點的剩餘油，特點是簡單方便、礦場可操作性強。由於後兩種方法應用的條件相對簡單，特別是流線模型方法是首次在勝利油區進行大規模的推廣使用，油藏工程計算方法也是首次進行全面系統的應用，因此對於其准確性應充分與數值模擬計算結果和生產動態實際進行檢驗，以利於今後的推廣使用。

（1）油藏工程方法計算成果檢驗

與動態監測資料對比 由於孤東油田七區西儲集層非均質嚴重，相距百米甚至數十米的井之間生產狀況都可能大不相同。而檢查井、C/O測井、多功能測井等均為井點檢測，解釋結果代表性受到約束，故不宜直接用於單井計算結果的檢驗。將滲飽曲線法單井計算得到的10個小層的平均飽和度值與相應的多功能測井的10個小層的平均飽和度值比較，平均相對誤差7.2%，考慮到多功能測井本身的代表性，認為計算結果尚為可信。

與數模結果進行對比 統計7個主力小層61口井剩餘油飽和度大於50%以上的可比井的飽和度值：滲飽曲線法計算的平均飽和度值為58.1%，數模計算的平均飽和度值60.7%，計算結果比較接近，認為滲飽法計算結果較為可靠。

（2）流線模型方法計算成果檢驗

與數值模擬計算結果對比 採用流線模型計算孤東油田七區西5⁴～6¹層系5⁴、5⁵、6¹三個小層的平均剩餘油飽和度分別為46%、48%、50%，數值模擬計算結果分別為45%、46%、49%，兩者比較接近。另外，流線模型計算的不同剩餘油飽和度范圍內的面積比例百分數與數值模擬計算的結果也比較接近（表1）。

表1流線模型與數值模擬計算剩餘油飽和度成果對比表

（3）生產動態檢驗

高、低含水井標定：對1998年12月生產5⁴～6¹層系的105口油井進行統計分析，其中生產5⁵層含水率大於等於99%的油井5口；生產5⁵層含水率小於等於90%的油井有4口。分別將這5口高含水井和4口低含水井在採用流線模型計算的剩餘可動油飽和度分布圖上標定，發現5口高含水井均位於剩餘可動油飽和度較低的部位，4口低含水井均位於剩餘可動油飽和度較高的部位，反映出其計算結果比較符合剩餘油分布規律。

（4）取心井檢驗

分別利用近期取心的7-J1井和7-28-J255井對計算結果進行檢驗分析：1996年9月取心的7-J1井5⁵層的剩餘油飽和度為45.0%，採用流線模型計算的當時的剩餘油飽和度為46.5%；1997年8月取心的7-28-J255井5⁴層的剩餘油飽和度為38%，採用流線模型計算的當時的剩餘油飽和度為40%。由此可見其計算結果與取心井分析數據還是比較接近的，計算方法比較可信。

通過上述對油藏工程計算方法和流線模型方法計算成果的分析表明：其計算結果與數值模擬較為接近，經生產動態檢驗和取心井檢驗較為符合。

鑒於上述兩種定量描述剩餘油的方法相對簡單，並具有較好的准確性。因此對於沒有進行大規模數值模擬的油田或區塊具有較好的實用價值，礦場的可操作性強。

2.礦場應用效果

根據對剩餘油分布規律的研究和剩餘油的定量描述成果，在孤東油田七區西提出新井措施12口，補孔改層等老井措施278井次，預計可增加可采儲量154.8×10⁴t，提高採收率2.67%。

已經實施的挖潛措施取得了顯著效果，從1999年開始，截止到2000年12月，共打新井10口，完成補孔改層等老井措施共154井次，新井及老井措施累計增油82162t。

四、結論

本文在剩餘油定量研究方面較以前有了長足的進步和發展，在油藏工程研究中，首次綜合了5種方法進行剩餘油的定量計算，並編製成軟體系統，實現了計算機自動化。流線模型方法是定量計算剩餘油的一種新的方法，該方法首次在孤東油田七區西進行大規模的推廣應用，並取得良好的計算效果。數值模擬作為剩餘油定量計算的一種比較成熟的方法，也取得了進一步的發展和完善，特別是在歷史擬合的精度和剩餘油的定量研究方面有了較大的提高，剩餘可動油飽和度與剩餘可動儲量豐度綜合圖、單井層剩餘油富集區的成果表已成為數值模擬定量描述剩餘油的重要內容。

本文雖然在剩餘油定量描述方面取得了很大的進步和發展，但隨著油田開發的進一步加深，剩餘油的分布更加零散，開采難度進一步加大，對剩餘油定量描述的方法和描述的精度要求更高。今後剩餘油的描述必須進一步向剩餘油描述成果網格數據一體化和計算機自動化發展。真正做到剩餘油描述的定量化、動態化、三維可視化和網格數據一體化。

主要參考文獻

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