剩餘油研究方法

① 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：

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（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：

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（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

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（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：

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剩餘可動油飽和度：

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剩餘水驅控制儲量：

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水驅控制儲量采出程度：

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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：

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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：

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水驅可采儲量：

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剩餘水驅可采儲量：

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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：

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剩餘油飽和度：

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剩餘可動油飽和度：

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剩餘水驅控制地質儲量：

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剩餘地質儲量豐度：

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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：

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（19)-(20）得：

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當

時，R為水驅失效時的采出程度，即

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則剩餘采出程度：

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另外，將（22）代入（19），可得水驅失效時的累積注入量

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極限注入倍數

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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

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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：

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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：

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注入水在垂向上的推進速度可表示為：

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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：

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相對水線推進速度：

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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

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則每個相對均質段的分層產量為

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同理，有分層儲量系數

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分層儲量

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則分層剩餘儲量為

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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

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剩餘可動油飽和度

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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

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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：

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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。

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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

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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

[1]張一偉.陸相油藏描述.北京：石油工業出版社，1997.

[2]杜賢樾，孫煥泉，鄭和榮主編.勝利油區勘探開發論文集第一輯.北京：地質出版社，1997.

[3]杜賢樾，孫煥泉，鄭和榮主編.勝利油區勘探開發論文集第二輯.北京：地質出版社，1999.

[4]郎兆新.油藏 工程基礎.東營：石油大學出版社，1991.

[5]CR史密斯等編.岳清山等譯.實用油藏工程.北京：石油工業出版社，1995.

② 剩餘油飽和度計算

常用的剩餘油飽和度計算方法，由於種種限制，在本區的應用效果較差。采川岩心與流動單元分析相結合的方法，利川流動帶指標計算剩餘油飽和度，其效果良好。

1.常用的剩餘油飽和度計算方法

在開發油田剩餘油研究中，測井資料以其精度高、縱向解析度高和資料豐富而得到廣泛的應川，利川測井資料確定剩餘汕飽和度，目前常用的主要有兩種方法，一是電阻率，二是核測井（主要是碳氧比）但用這兩種方法計算剩餘油飽和度有一定的局限性。對r電阻率測井，水驅油藏進入開發中後期，常因現場條件所限，注入水礦化度變化不定，致使地下產層混合液電阻率變化大，目前還沒有一種令人信服的確定地層水混合液電阻率的有效方法,尤其對於注淡水開發的油藏，隨著注入水量的增加，電阻增大率對於含水飽和度的敏感性變差.使得利川電阻率測井資料確定剩餘油飽和度的置信度降低。對於核測井，其最大的弱點是探測深度淺，受井眼條件影響大。另外，測量條件較苛刻、作業復雜、成本昂貴，使得利川該種方法確定剩餘油受客觀條件的限制。採用傳統的解釋方法評價水驅油層，無法克服以地層簡化宏觀體積模型為出發點、以阿爾奇公式及其變形、威利公式為依據的解釋方法本身與不斷提高的解釋精度間的矛盾，也難以求准油層水淹後地層混合液電阻率。

2.利用流動帶指標計算剩餘油飽和度

儲層流體流動單元是岩石物理特徵的綜合反映.同一流動單元具有相似的水動力學特徵。流動帶指標是把岩石結構和礦物地質特徵結合起來判定不同孔隙幾何相的一個參數，它與沉積微相，水淹特徵和剩餘油飽和度之間都存在著良好的對應關系。通過開展儲層流體流動單元的綜合分析研究，可以掌握全區流動單元的分布特徵，從而了解到區域上沉積微相，水淹特徵和剩餘油飽和度的分布狀況。新鑽的調整井，其測井響應是當前剩餘油飽和度，油層動川程度以及水淹狀況等因素的綜合反映。在這些測井資料及生產動態資料的基礎上進行的剩餘油飽和度和水淹狀況分析研究是可以反映當前的實際情況的。但是，這些井的數量有限，分布上亦不能完全代表整個油藏的分布特徵。通過流動單元分析，利用流動帶指標FZI把老井資料同新井資料有機地結合在一起，是研究剩餘油分布的一個有效的參數和手段。

遼河油區在高含水稀油區塊已鑽的動態密閉檢查井（如錦檢1井、沈檢2井等）的岩心分析資料均表明，物性好的儲層水洗後剩餘油飽和度仍比物性差的儲層剩餘油飽和度高。這是因為油層原始狀態的物性越好，原始含汕飽和度越高，經過水洗後仍保持了較高的剩餘油飽和度：物性差的儲層，其原始物性差，雖然其水洗程度較低，仍然是較低的剩餘油飽和度，岩心分析數據（圖7-7）表明，隨FZI的增大，剩餘油飽和度亦增大。而當FZI增到一定程度後，隨FZI增大，剩餘油飽和度有所降低。

當把歡2-13-315井分析的原始油飽和度隨FZI變化的趨勢線（如圖7-7中虛線所示）同剩餘油飽和度的變化規律進行比較時，可以看出，FZI值越高，則原始油飽和度與剩餘油飽和度的差別越大，相應的油層動用程度越高.同時剩餘油飽和度仍然較高。

據此建立FZI計算剩餘油飽和度的公式：

高含水油田剩餘油分布研究：以遼河油田歡26斷塊為例

該式相關系數R_n＝0.93，相對誤差EPR=16.8%，絕對誤差EPS=4.86%，檢驗值F=83.12影響剩餘油分布的因素有沉積微相，砂體展布、構造特徵等等，測井曲線是這些因素的綜合響應，建立在測井資料基礎之上的流動單元FZI值也同樣是這些因素的綜合響應。

③ 按油藏地質規模分類的剩餘油研究方法

油藏地質規模有不同的分類方法，一般採用的分類如圖1-1所示。

圖1-2剩餘油研究方法及內容

第一部分是剩餘油宏觀分布研究，它對應的是宏、大或小規模，主要研究剩餘油在平面上和縱向上的宏觀分布狀況，為提高注入劑的波及狀況服務。它包括驅油效率與波及系數計算、三維地震方法、油藏數值模擬方法、動態分析方法、沉積微相研究方法以及檢查井觀察井研究方法等方面的研究。

第二部分是剩餘油微觀分布研究，它對應的體積規模是微規模，主要是在幾微米到幾毫米的數量級上研究剩餘油的分布狀況與組分變化。研究內容包括微觀物理模型、剩餘油物理化學性質及組分研究和孔隙結構及微觀驅替機理研究等。在當前，剩餘油的宏觀分布研究是重點。

第三部分是剩餘油飽和度研究，即定量地確定剩餘油的飽和度。根據這一研究，確定剩餘油的開采動態，對提高採收率方法進行經濟分析與效果評價。

根據現有資料，剩餘油飽和度確定方法有11類：

（1）取心法；

（2）示蹤劑試井法；

（3）測井法；

（4）試井方法；

（5）井間測量法；

（6）驅油計演算法；

（7）壓縮系數計演算法；

（8）水油比計演算法；

（9）物質平衡法；

（10）生產擬合法；

（11）數值模擬法。

這些方法測量的范圍不同，對應著不同的體積規模，從地層中的岩心到井筒周圍一定距離的平均值再到整個油藏的平均值。從應用角度看，取心法測得的地層岩心規模的剩餘油飽和度代表性較低，用於經濟評價和動態計算精度較低，但研究剩餘油的變化特點價值較大，主要應用於剩餘油分布研究，而不用以確定剩餘油飽和度值。示蹤劑試井和測井方法主要是確定井筒周圍一定距離的平均剩餘油飽和度。它的計量范圍比較適中，用於油田經濟評價和動態計算比較合適，因此使用價值較大，應大力研究發展。其他方法主要是確定油藏大平均的剩餘油飽和度，可進行宏觀的經濟評價與動態計算，但作為提高採收率方法方案設計顯得太粗，僅能供參考，使用價值較小，其重要性遠不如取心、示蹤劑試井和測井方法。當前我國急待研究和建立一套比較完整的適合我國油田特點的剩餘油飽和度確定方法系統。

④ 根據分子參數變化監測產層內液體水平推進及剩餘油分布

根據前述分析，選擇4-甲基/1-甲基二苯並噻吩比值參數來示蹤原油動態推進。通過2008年10月18日、2009年3月24日和2009年6月23日在柳北地區沙三³油藏21口生產井井口油樣芳香烴餾分色譜-質譜分析，得到4-甲基/1-甲基二苯並噻吩比值，分別繪制了3個時期的芳香烴餾分參數4-甲基/1-甲基二苯並噻吩等值線圖（圖6.40～圖6.42）。

圖6.44 柳北沙三³油藏數值模擬剩餘油分布圖

⑤ 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

⑥ 剩餘油可以用什麼方法預測

通過文獻調研知，目前對於剩餘油的研究方法基本有以下5種[1,2,6]
1、開發地質學方法
開發地質學是研究剩餘油形成與分布的基礎和主要方法之一，其核心內容是通過油
藏地質精細描述，揭示微構造、沉積微相及油藏非均質性對剩餘油形成與分布的控製作
用，應用儲層相控建模、岩石物理相、流動單元、神經網路等研究手段尋找剩餘油分布
的富集區。
(1) 儲層相控建模技術
通過檢查井取心的四性關系分析，形成關鍵井儲層參數的三維數據體，在沉積微相
邊界的控制下，應用隨機建模的方法勾繪沉積成因的三維儲層參數圖，研究儲層參數的
三維空間展布，從而形成在沉積微相控制下的儲層三維可視化。剩餘油主要分布於井網
控制區域外的砂體以及井網控制砂體物性變差的邊緣地帶，在水驅未波及區域亦是剩餘
油大量分布的區域。
(2) 岩石物理相方法
岩石物理相是各種地質作用的綜合反映，是沉積作用、成岩作用以及構造作用和流體改造作用下形成的成因單元。岩石物理相最終表現為現存的孔隙網路特徵，包括儲層宏觀物性及儲層孔隙結構模型。該方法根據平面滲透率與剩餘油的關系、主要流動孔喉半徑與剩餘油的關系等，應用地質統計學方法，將研究區劃分為多個級別的岩石物理相，研究不同岩石物理相對剩餘油形成與分布的控製作用，從而確定剩餘油分布的岩石物理相區域。
(3) 儲層流動單元法
流動單元是由C L Hearn[7]於1984年首次提出的研究儲層特徵的概念，認為流動單元是橫向上和垂向上連續的儲集帶，在該帶內，岩石的特點和影響流體流動的岩石物理性質在各處都相似。W J Ebanks[8]認為流動單元是儲集層岩性、物性和微觀孔喉特徵的綜合反映，是地下流體滲流的基本單元。該方法主要根據反映流動單元特徵的儲層參數，運用地質統計學方法將儲層劃分為不同級別的流動單元，在不同級別的流動單元中油水滲流是有差異的，水淹特徵各不相同，反映剩餘油的分布是有差異的，從而對剩餘油的平面分布做出判斷和預測。
(4) 人工神經網路方法
人工神經網路方法以豐富可靠的檢查井資料、測井資料為基礎，利用神經網路識別技術，實現任意井點油層水淹程度的自動判別(定性判別)。用神經網路模型判別油層水淹程度精確程度的高低取決於兩個因素:利用檢查井資料建立一個可信的、判別精度高的模型:從儲層剩餘油影響因素中選取輸入和輸出的參數應該是主要因素。該方法的缺點是需要有足夠數量的檢查井提供資料，對剩餘油分布的預測僅僅是定性的判別，此外由於各油田、各井區油層的沉積環境、沉積特徵、油水分布規律以及油水層的動用程度的差異等，使得該方法的應用具有區域性，局部性的特點。
(5) 微構造的影響
微構造是指在油氣藏構造背景上油層本身的微細起伏變化所顯示的局部構造特徵及不易確定的微小斷層的總稱。在重力分異作用下，剩餘油富集區不僅僅局限於高部位大型背斜內，低部位的正向微構造和小斷層遮擋所形成的微型屋脊式構造也是剩餘油集中部位。低部位的正向微構造包括油層的微小隆起(構造幅度小於10m)和處於油氣運移通道上的側向開啟而垂向封閉的微小斷層(斷距小於10m)。因此對於以上這兩種微構造發育的油田來說，應該應用較密的井網資料和小間距等高線進行微構造研究，結合油水運動規律，尋找剩餘油富集區域。
2、油藏工程方法
目前研究剩餘油形成與分布的油藏工程方法中最廣泛應用的是示蹤劑技術，包括單井迴流示蹤劑試井和井間示蹤劑測試，其早期的分析方法只是定性的判斷注水井與生產井之間是否存在連通性及高滲透條帶，1984年Abbaszadeh-Dehghani在五點井網中示蹤劑流動特徵的基礎上，通過研製軟體，定量的求取注水井與生產井之間的厚度、滲透率等地層參數。通過井間示蹤劑資料、數值模擬軟體，可以對油藏的高滲透、低滲透層進行預測，預測水淹層以及剩餘油飽和度的分布等。通過井間示蹤劑技術確定剩餘油飽和度的分布是目前國內比較常用的方法之一，無論在理論上還是實踐上均比較成熟。
除了示蹤劑技術外，研究剩餘油飽和度的方法還有含水率法[9];水驅特徵曲線截距法:物質平衡方法;生產資料擬和法;以及由前蘇聯學者提出的水動力學方法和不穩定試井方法[10]。但這幾種方法只能計算某個小層的剩餘油飽和度平均值或剩餘油分布的大致區域，而不能確切反映剩餘油飽和度平面分布的差異性，因而在應用上受到其局限性的限制。但是作為對單井調整來講，往往不失為很有效的依據，效果通常比較明顯。
3、測井方法研究剩餘油飽和度
測井技術是目前國內外確定剩餘油飽和度在井剖面上分布的最廣泛使用的方法，根據井眼條件的不同，可以分為裸眼井測井和套管井測井兩大類，裸眼井測井包括電阻率測井，核磁測井，電磁波傳播測井，介電常數測井等方法，套管井測井主要包括脈沖中子俘獲測井，碳氧比測井，重力測井等方法。此外，對於大多數開發中後期油田來說，測井方法確定的剩餘油飽和度大多低於實際岩心分析的剩餘油飽和度，這就對測井方法提出了挑戰，也是測井方法必須要克服的問題。
4、數值模擬技術
數值模擬技術是在對不同儲層、井網、注水方式等條件下，應用流體力學模擬油藏中流體的滲流特徵，定量研究剩餘油分布的主要手段。目前我國絕大多數油田均應用數值模擬方法進行剩餘油分布的定量研究，但實踐證明通過數值模擬技術確定的剩餘油飽和度分布圖並沒有完全體現出研究人員所期望的實用價值。數值模擬技術從其模型本身來講是比較完善的，但其研究精度在很大程度上取決於地質建模的精度。雖然說儲層地質模型為數值模擬提供了三維數據體，但是儲層建模本身的隨機模擬方法就已經指出了建模結果的不確定性，也就難以使數值模擬擺脫目前的困境。因此在應用數值模擬方法時必須充分考慮油藏的非均質性，真正實現精細地質建模與油藏模擬模型之間一體化，提高數值模擬技術的精度。此外對於如何解決網格粗化等問題仍需要進行技術攻關。
5、高解析度層序地層學方法
高解析度層序地層學是從成因地層學入手，對儲層進行較為精細的對比，在油田或油氣藏范圍內，主要通過關鍵界面的認識和對比進行研究。該方法主要根據沉積基準面原理，詳細劃分對比儲集層，建立高解析度層序地層框架，此時等時地層格架與一定級次的流動單元相一致，控制了砂體儲集層內一定規模的流體流動，同時由於沉積物的體積分配與相分異的結果，砂體儲集層的非均質性特徵與基準面之間存在對應關系，為注水對應分析及剩餘油預測提供了依據。

⑦ 剩餘油基本概況

1. 剩餘油概念

在剩餘油研究之前，首先要明確什麼是剩餘油。一般地講，在可采儲量中未采出的那一部分原油，籠統地稱為剩餘油。嚴格地講，注水開發後地下的剩餘油應該包括兩部分，即剩留油和殘余油。

剩留油是指由於波及系數低，注入水尚未波及的區域內所剩留下來的原油，即局部死油區內的油。例如，構造高部位注入水未波及的油層；河道邊部低滲透層內的剩餘油；井間未被鑽遇到的透鏡狀砂體中的原油；局部不滲透遮擋 （如正斷層、逆掩斷層、逆牽引斷層等） 處的原油等。這部分油在宏觀上是連續分布的，其形成與油藏平面和縱向的宏觀非均質性、注采井網的布置以及注入劑的流度等有關，因此常採用調整注采井網系統、增打加密井、調整注入工作液的流度等辦法擴大波及體積來挖潛。

殘余油是指注入水在波及區內或孔道內已驅過區域仍然殘留的、未能被驅走的原油。例如，毛細管力束縛的殘余油，它殘留在工作劑通過的地帶，而在細小的孔隙中完全被毛細管力束縛的油；或由於壓力梯度小，油不流動；或岩石表面的薄膜油等。這類油的分布是微觀的，且大多不連續，因此通常採用表面活性劑驅、微生物採油等清洗孔道中被捕集的油滴或顆粒表面上的油膜來提高驅油效率，改善開發效果。

2. 剩餘油分布特徵

研究剩餘油分布是油田開發後期的中心工作，是搞好井網調整、注采調整及增產挖潛的基礎。

美國有關專家認為：在已注水開發的油田中，估計有77％的剩餘油殘留在注入水未波及的油層中。前蘇聯專家認為水驅開發油田特高含水期剩餘油分布有6種形式：(1)滯留帶中的剩餘油，形成於壓力梯度小，原油不流動的油層部位；(2)毛細管力束縛的殘余油，即原油殘留在注入水通過的地帶，細小的孔隙完全被毛細管力束縛的殘余油所充滿；(3)以薄膜狀存在於岩石表面上的殘余油 （薄膜油）；(4)低滲透層和注入水繞過帶中的剩餘油；(5)未被開發鑽探到的透鏡體中的剩餘油；(6)局部不滲透層遮擋 （微斷層、隔擋層） 造成的剩餘油。

需要說明的是：這種劃分方法中的(2)和(3)類為殘余油，對於水驅開采來說是不可動用的，只有用三次採油方法提高驅油效率，才能采出這部分殘余油。而其他幾種類型，則可以通過各種調整方法和生產措施加以動用。

在國內，大慶油田綜合運用各種動、靜態資料深入開展了特高含水期剩餘油分布研究，劃分出10種類型的剩餘油分布區。(1)井網控制不住型：主要是在原井網雖然鑽遇但未射孔，或是原井網未鑽遇而新加密井鑽遇的油層中的剩餘油；(2)成片分布差油層型：油層薄、物性差，雖然分布面積較大，但動用差或不動用而形成成片分布的剩餘油；(3)注采不完善型：原井網雖然有井點鑽遇，但由於隔層、固井質量等方面的原因不能射孔，造成有注無采、有采無注或無采無注而形成的剩餘油；(4)二線受效型：新加密井鑽在原採油井的二線位置，因原採油井截流而形成的剩餘油；(5)單向受效型：只有一個注水受效方向而另一個方向油層尖滅或油層變差，或者是鑽遇油層但未射孔，形成剩餘油；(6)滯留區型：主要分布在相鄰兩三口油井或注水井之間，在厚層或薄層中都佔有一定的比例，但分布面積相對較小；(7)層間干擾型：存在於縱向上物性相對較差的油層中，在原井網條件下雖然已經射孔，注采關系也相對比較完善，但由於這類油層的物性比同時射孔的其他油層物性差很多，因而不吸水、不出油，造成油層不動用，形成剩餘油；(8)層內未水淹型：存在於厚油層中，由於儲層內的非均質性，一般底部水淹嚴重，如果層內有穩定的夾層，其頂部未被水驅部分存在剩餘油；(9)隔層損失型：在原井網射孔時，考慮當時的工藝水平，為防止竄槽，作為隔層使用而未射孔的層內分布的剩餘油；(10)斷層遮擋處的剩餘油。

韓大匡 （1995） 根據國內現有各種分析，認為高含水後期剩餘油的分布主要有以下幾種類型：(1)不規則大型砂體的邊角地區，或砂體被各種泥質遮擋物分割所形成的滯油區；(2)岩性變化劇烈，主砂體己大面積水淹，其周圍呈鑲邊或搭橋形態存在的差儲層或表外層；(3)現有井網控制不住的砂體；(4)斷層附近井網難以控制的部位；(5)斷塊的高部位，微構造起伏的高部位以及切疊型油層的上部砂體；(6)井間的分流線部位；(7)正韻律厚層的上部；(8)注采系統不完善，如有注無采，有采無注或單向受效等而遺留的剩餘油。

一般認為在宏觀上剩餘油主要分布在注入水未波及或波及程度比較低的部位，在微觀上主要由於驅油效率低而遺留的剩餘油，剩餘油的形成與分布主要受沉積相、構造、儲層非均質性以及井網條件控制。

平面上，剩餘油飽和度大於50％的地區主要集中在斷層附近、構造高部位以及復雜斷塊區；遠離注水井的地區剩餘油多，注水井附近少；沿河道主流線方向水淹程度高，剩餘油分布少；若油層零星分布時，有效厚度較小和砂體尖滅附近剩餘油較為富集；岩性、物性劇烈變化部位的有效厚度零線附近及油藏邊界附近，油層厚度小，井網未控制，剩餘油飽和度高。剩餘油平面分布形態多為孤島狀或窄條帶狀。

層間剩餘油主要分布在儲層物性差，儲量豐度小的流動單元中。

在層內，不同沉積韻律的油層在開發過程中，會出現不同的剩餘油分布形式：(1)對於正韻律油層，由於注入水沿底部突進快，因此，上部水淹差，剩餘油分布多；(2)對於反韻律油層，注入水則首先沿頂部推進，加之重力和毛細管力的作用，水驅厚度逐漸增大，下部中、低滲透層逐步受到水驅，造成縱向上水線推進比較均勻，水洗厚度大，因此反韻律油層上的油井具有產量高、遞減慢、含水上升速度小的特點，一般進入高含水期後，剩餘油分布少；(3)對復合韻律油層，油層內剩餘油相對富集部位一般為厚油層滲透率較差的部位、水驅效果差的薄油層以及部分均質油層的上部。

3. 影響剩餘油分布的因素

影響剩餘油分布的因素很多，通常劃分為兩類：地質因素和開發因素。地質因素主要包括：儲層非均質性、構造、斷層等；開發因素主要包括：注采系統的完善程度、注采關系、井網形式、生產動態等。

受地質因素影響的剩餘油富集區主要涉及油層自身和構造兩方面：斷層及油層邊角地帶的滯留區；構造高部位及正向微型構造區；油層非均質性嚴重的部位，剩餘油多；油層厚度大，內部夾層發育，往往造成多段水淹，局部層段富集剩餘油；油層物性差，往往剩餘油多。由於地質因素在開發過程的短暫時間內不會發生變化或變化甚微，受人為影響小，成為影響剩餘油分布的主要因素。據此部署的加密井，常能保持高產穩產。

在所有的開發因素中，最重要的就是注采系統的完善程度以及它和地質因素的處理關系。不穩定砂體分布、小砂體或井網控製程度低都可能導致注采系統的不完善 （沒有生產井或沒有注入井），從而形成剩餘油。注采關系也是影響剩餘油分布的一個主要因素。在主流線上的儲層發生嚴重水淹，而在非主流線上的儲層則水淹程度較輕。當地層性質不發生變化時，水驅井網也對剩餘油的分布起著很大的影響。生產動態油水井產液與吸水能力，影響其周圍井區油層的儲量動用狀況。油水井產液與吸水能力差意味著其周圍油層儲量動用狀況差，剩餘油多。

⑧ 研究方法

利用注水井吸水剖面、小層沉積微相和數值模擬三種方法綜合研究南區沙二下_1-5層系剩餘油分布規律。

1.注水井吸水剖面法

注水井吸水剖面法是利用歷年來注水井吸水剖面資料，將注水井累積注水量分配到小層，再根據室內岩心水驅油試驗結果，注入體積倍數與採收率、含水率之間的關系，來確定小層剩餘油分布規律。

（1）建立靜態資料庫，統計小層滲透率分布規律

系統建立南區沙二下_1-5層系油、水井靜態參數資料庫。利用算術平均法和有效厚度加權平均法，分別計算出各小層滲透率平均值。利用概率統計的方法，求出各小層滲透率分布變異系數。

（2）建立吸水剖面資料庫，計算小層累積注水量

在靜態數據的基礎上，建立注水井吸水剖面資料庫。利用吸水剖面資料庫可以統計出歷年單井、小層吸水厚度變化趨勢和吸水強度分布規律。利用吸水剖面資料庫和注水井單井累積注水量，可以計算出歷年小層累積注水量。

（3）建立注入體積倍數與採收率、含水之間關系，計算小層采出程度

根據濮城油田南區濮檢1井非穩定流油水相對滲透率、水驅油試驗報告和沙二下第446號岩心試驗結果，由小層累積注水量計算出小層注入體積倍數，再根據以上關系內插求出各小層的采出程度和含水率。

（4）確定小層驅油效率

根據利用中原油田開發室內試驗數據統計出來的驅油效率E_D試驗公式：

高含水油田剩餘油分布研究：以遼河油田歡26斷塊為例

驅油效率E_D可以做為小層在均質條件下的最終值，驅油效率E_D1可以做為小層在非均質條件下油田開發的最終值，或稱測算採收率。在油田開發中，驅油效率還受注采井網及工藝技術條件的限制。

（5）計算小層剩餘油量

根據小層驅油效率計算出可采儲量，再由小層采出程度計算出剩餘油量。

2.小層沉積相法

通過對濮城油田沙二下段沉積相的研究，認為濮城沙二下段沉積環境為淺水湖泊相和淺水三角洲相，其特點是水下分支河道異常發育，水下河道亞相是沙二下段沉積主體和骨架，河道層序具有對稱性，底部粗粒段和頂部細粒段較薄、中間段厚度大且粒度均勻，河道砂體是本區沙二下段主要儲集層；南區沙二下長期處於水下河道沉積區，砂層多，分選好，是濮城油田沙二下中的最好儲集層。

針對沙二下_1-5油層目前開發現狀，結合沉積相研究和油水生產剖面的初步分析，得到以下認識：

（1）河道砂是主要的吸水層，也是目前的主要產出層

在油田開發初期，河道砂（包括水下河道主水流線上的SH型砂體，居非主水流線上的H型砂體和居水下河道中的相對高台上的T型砂體）是主要的吸水層，也是主要的產油層。到油田開發中後期，由於油田含水的升高，主產層逐步過渡到主產水層。

根據1987年至1991年注水井吸水狀況分類統計，河道砂是注水井的主要吸水層，統計48口注水井的吸水剖面，河道砂的射孔厚度204.5m，占總射孔厚度的45.7%，河道砂的絕對吸水量2692.2m³/d，占總吸水量的66.3%。其中1988年至1990年，河道砂射孔厚度占總射孔厚度的53%左右，絕對吸水量的百分數卻高達80%以上。1987年至1990年，在射開河道砂厚度相對穩定的情況下，注水井中河道砂體的吸水能力有增大趨勢，相對吸水百分數由57%增大到90%。

根據9口生產井產出剖面統計資料（表4-14），河道砂也是目前主要的產出層。統計沙二下_1-5層系河道砂射孔厚度45.1m，占總射孔厚度的40.1%，河道砂產液量122.3m³/d，占總產液量的64.8%。

（2）河道砂在注水井和生產井之間已經形成地下水道，是主要的產水層

根據濮3-284井環空測井資料分析，射開16層，產出層5個，產出層佔31.3%；射開厚度33.5m，產出厚度16.4m，產出厚度佔49.0%。其中主要產水層3²小層，2層5.0m，日產油1.7m³，日產水19.7m³，含水92.1%。

濮3-284井的一線注水井是3-282井，由於濮3-28井處於河流的邊灘部位，油層物性差，吸水狀況差。根據歷次吸水剖面資料解釋，射開有效厚度1.4m，日吸水量只有5m³左右，分析結果一線注水井不是主要的來水方向。

濮3-278井是濮3-284井的二線注水井，根據吸水剖面資料分析，是其主要的來水方向。濮3-278井沙二下3²小層，射開吸水厚度3.2m，日吸水量66.3m³。根據沉積相分析，濮3-278井和濮3-284井的沙二下3²小層處於同一河道砂體，它們之間連通性好、滲透性好，在油田注水開發中已經形成了地下水道。

（3）前緣砂和濱湖砂是目前主要的產油層

前緣砂分布在水道的兩側，濱湖砂距河道砂較遠。前緣砂屬中滲透砂體，濱湖砂屬於低滲透性砂體。

統計沙二下_1-5層系主要處於前緣砂和濱湖砂部位的21口生產井，1992年9月份日產油水平289t，井數佔全層系開井數的34.4%，日產油水平佔56.1%。21口生產井平均單井日產水平13.8t，平均含水37.0%。其中處於前緣砂亞相的濮3-41井，生產沙二下_3-5，射開5層13.4m，其中有效厚度3層7.6m,9月份平均日產油16t，含水61%，累積產油7.09×10⁴t。

統計沙二下3²和沙二下5²兩個典型含油小層，前緣砂2.32km²，濱湖砂3.02km²，分別占兩小層含油麵積的30.1%和39.0%。前緣砂和濱湖砂在平面上分布面積比較大，由於油層物性差、滲透率低，目前水驅動用狀況差，剩餘油量比較大，是今後挖潛的主要方向。

綜合以上分析，河道砂是主要的吸水部位，同時也是主要的產出部位，過去是主要的產油層，目前是主要的產水層。含水一般均在80%以上，局部含水達到90%以上。目前剩餘油很少，已到水洗油的階段。大慶的河流過渡相和河漫相部位（濮城的前緣相與濱湖相）是目前主要的剩餘油聚集帶，也是目前主要的產油層，因此下步調整挖潛的方向應為河床過渡相和河漫相。

3.數值模擬法

（1）建立模型

①網格的劃分

該模擬區塊共有25小層，模型建立縱向上以主力層單獨模擬層為原則劃分為13個模擬層；平面上選取不等間距的矩形網格系統。整個模型網格總數為13×18×13=7254，其中有效節點4873個，死節點為2381個。

②油藏參數的選取

油藏流體物性參數。

相對滲透率數據：由於沒有本區塊油藏的相對滲透率數據借用鄰近區濮檢1井的數據進行了修正。沙二下_1-5共選用七條相對滲透率曲線。

PVT數據：南區沙二下_1-5層系沒有取得PVT數據，故借用與其相近的東區文35井的數據進行了處理修正。

網格節點參數：網格節點數據除網格步長外，其他地質參數均來自每口井的電測解釋結果，在工作站上用插值法算得每個網格的數據。

初始化計算結果：濮53塊沙二下_1-5油藏由於未對每一小層儲量進行標定，利用每小層體積百分數來計算每一小層儲量。利用三維三相模擬各小層儲量結果。

（2）歷史擬合

根據生產歷史對單井，全油田的壓力、含水進行了擬合，均得到了較滿意的結果。

⑨ 剩餘油分布規律

油藏在不同注水開發時期的油水分布變化及分布規律的認識是應用開發措施進行開發調整、提高開發效果的依據和基礎。在前面對孤島中一區水淹特徵分析的基礎上，利用數值模擬的歷史擬合手段，再現油藏開發過程中油水飽和度的演變過程，從而分析油層飽和度的分布規律。

1.油層剖面油水分布的形成及其規律

油層剖面的油水飽和度變化受油層物性、縱向非均質性、沉積韻律性及油水井開采井段等諸多因素影響，變化也較復雜，因而研究油層縱向的波及狀況和水洗特點，找出其油水分布規律。

採用歷史擬合資料，在計算的16個剖面中選擇有代表的11號剖面，分三個開發階段分析其油水分布的變化及其規律。該剖面上有12-9、14-9、14-609及16-3094等4口井，同時在此剖面附近尚有其他油水井，基本表現了油層注水開發過程及其水驅油效果。

注水開發初期（1980年），剖面上只有一注一采兩口井，同時剖面附近有16-9井的大量注水影響（圖8-1a）。在剖面上形成與其正韻律特徵較吻合的底部水淹嚴重的條帶。由於注采時期較短，且注采井在剖面上位置較近，因而整個剖面還沒有大量水淹。水淹強度也很低，據縱向水淹網格水淹分級統計，油層佔57.3%，弱水淹佔18.3%，中水淹佔14.6%，強水淹佔8.5%。

開發中高含水期（1986年）時（圖8-1b），經過一次加密調整後，剖面上增加了14-609及14-K9井，同時在剖面附近也加密調整了一些井。在前一段大量注采調配和加強注水的工作基礎上，注入水已進入主要開發層段，在兩個注水井位形成高含水區，並逐漸在井間擴大連通起來，將主力油層中的油驅向生產井中，並同時將水井外側原油驅向邊部。在部分小層中，如4²層，岩性尖滅影響了注水驅油效果。同時，一些非主力油層，由於油水井未能鑽遇或未射開投產，形成未動用的剩餘油層。此時的油藏剖面已大部分水淹，水淹層多為中強水淹，據水淹網格統計，油層佔26.8%，弱水淹佔17%，中水淹佔26.8%，強水淹佔29.2%。

高含水開發期（1992年）時（圖8-1c），在進一步完善井網、調整層系之後，剖面上在右側又增加16-309注水井，注水井點增加，同時強注強采措施加大了剖面油層的開采強度，大量的注入水進入油層，擴大了水淹區域，提高了水淹區的水洗強度，提高了注水驅油效果。剖面上的開採油層幾乎均100%水淹，且以強水淹為主，受岩性尖滅影響或邊界不流動處的水淹強度也大幅度提高。統計水淹網格資料，油層佔15.8%，弱水淹佔7.3%，中水淹佔32.9%，強水淹佔43.9%。剩餘油主要為未動用開發的非主力油層。

圖8-111號剖面油水分布圖（據俞啟泰等，1999）

a—開發初期；b—中高含水期；c—高含水期

上述三個不同開發時期的研究結果表明，油藏剖面的水淹及油水飽和度變化，在注水開發初期多集中在注水井附近及油水井之間，受油層韻律性、滲透性等因素影響較明顯，形成與正韻律性相應的底部水淹嚴重的分布特點。進入中高含水期後，注入水大量進入油層，擴大水淹區，提高水淹強度，在井間形成強水淹帶，弱水淹區迅速減小，只在岩性尖滅處或邊界處存在，剩餘油多存在於未投入開發的非主力油層中，水淹特徵與韻律性影響作用不明顯。

2.油層平面油水分布的形成及規律

隨著注水開發的不斷進行，注采系統的不斷完善和調整，注入水大量進入油層，並逐步有效地擴大水淹區，提高水驅油效果。由於油層平面非均質性的影響，油層平面水波及作用會不同程度地下降，甚至有某些局部油層得不到水驅。在20多年開發歷史擬合的基礎上，分不同開發階段選取主力小層3⁵層為例，進行分析。注水開發初期（1980年），油層平面水淹只圍繞在注水井附近。強水淹區基本在注水井點處，一部分注入水受平面非均質性的影響，沿高滲透部位前進較快，形成油水分布交錯現象，但大部分油層平面均為未動用或弱水淹油層。整個油層平面網格水淹強度統計為：油區佔48%，弱水淹區佔23.8%，中水淹區佔19.1%，強水淹區佔8.9%。

中高含水期開發階段（1986年底），經過一次井網加密調整之後，注采強度得到了加強，注入水大量進入地層，擴大了油層平面水淹區，提高了油層水洗強度和水淹級別。平面上油層水淹連片分布，水淹區內已無純油區存在，水淹程度基本按注水井位向外由強到弱順序排列，局部受滲透性變化影響有中強水淹穿插現象，未水淹油區僅存留在油區邊部。油層平面大部分成為水淹區。平面網格統計，油區佔29.3%，弱水淹區佔17%，中水淹區佔33.2%，強水淹區佔20%。

高含水開發期（1992年底），經過兩次井網加密調整之後，注采井網已趨於完善，又經過近5年多的強注強采，油層已基本成為水淹層，且以強水淹為主，中弱水淹區成鑲邊狀存在。油層中部個別尖滅點處留有極少量剩餘油。據油層平面網格統計，油層佔3.8%，弱水淹區佔18.8%，中水淹區佔26.5%，強水淹區佔50.8%。

根據上述三個不同開發時期油層平面油水分布分析可以看出，平面油水分布的形成，在注水開發早期，主要受注水井點的分布影響，注入水只進入井點附近地層，水淹區為注水井周圍的較小范圍，油層滲透性分布及其差異影響不大。在注水開發的中高含水期，井網較為完善，且已有較多的注入水進入油層，波及區域迅速增大，但受油層非均質性影響較為明顯，注入水沿高滲透條帶或區域突進，形成條帶狀前沿的片狀水淹區，水淹強度上有明顯差別，相互穿插共存。進入高含水開發時期，注采井網基本完善，注采強度大大加強，長期的注水開發，大量的注入水不斷沖刷地層，油層性質，尤其是滲流能力大大改善，減弱了非均質性的影響，油層平面上全部水淹，大面積的主體部位油層均為強水淹。中弱水淹只存留在邊緣或岩性尖滅點處。

通過前面對孤島中一區館3～4層系的多種方法分析油藏波及狀況及水淹特徵，油藏油水分布規律，有如下幾點認識。

（1）經過不斷開發調整、完善和加強注采調配及注采強度，典型區館3～4層系油藏水淹十分嚴重，其油藏平面波及的水淹區佔90%以上，縱向水波及和水淹厚度超過80%，根據數值模擬結果，油藏整體水淹為81.5%，且中強水淹佔63%。

（2）目前，高含油飽和度區分布零散，所佔比例較小。平面上以鑲邊狀或點狀存在，縱向上受井網控制和油層邊界、斷層影響明顯。剩餘油分布主要以未動用非主力層為主。從以網格為單位統計的數模結果看，未水淹油層佔8.5%，由於厚度因素影響，實際純油層比例低於此值。

（3）儲層參數變化對其高含水期剩餘油分布影響較大。由於滲透性的普遍提高減小了滲透性之間差異，油層整體滲透能力得到大幅度提高，進入高含水期開發後，一些低滲透或岩性物性較差的區域其水驅效果也迅速提高，降低了非均質性影響，突出動用層與非動用層的差別。據數模研究結果，以網格為單位統計，未水淹網格佔18.5%，其中屬水驅動用層的僅佔6.4%，表明大部分未水淹層均屬未投入開發的非主力層。

（4）小層儲量主要集中在主力油層中，剩餘儲量仍然以主力油層為主，從分層儲量評價看，屬主力層（包括3⁴層）的儲量佔98.4%，屬主力層（包括3⁴層）的剩餘儲量佔98.2%。從而看出，主力油層以其面積大、厚度大、所佔儲量多的優勢而繼續成為開發調整挖潛的重點。

（5）從目前油藏剩餘儲量的水淹分級情況看，水淹區動用儲量占儲量的92%，其中中弱水淹強度的儲量佔50%。由於未動用儲量和強水淹區的儲量均屬較難開發儲量，因而提高中弱水淹儲量的水淹強度，改善其水驅油效果將是下一步挖潛的重點。

⑩ 研究方法概述

自1984年流動單元的概念提出以來，很多學者應用這一概念開展了儲層表徵或儲層評價研究，但研究方法特別是流動單元的劃分方法有所差異。不同學者根據自己對這一概念的理解，提出不同的流動單元研究方法。歸納起來，主要有以下幾種。

1.根據岩相及宏觀岩石物理參數進行流動單元研究

這一研究思路最早是由Hearn（1984）提出的，後有許多學者（Rodriguez,1988;Jackson等，1989;Hamlin等，1996）進一步開展這一研究。其思路是：首先，通過沉積學研究，在垂向上劃分為若干個成因單元，並研究各成因單元內岩石性質及孔隙度、滲透率、孔隙大小等特徵；然後，主要根據孔滲參數對成因單元（或相）進行進一步的細分，劃分出若干個縱向上和橫向上岩石性質和孔滲性質均相似的儲集單元，即流動單元。

Jackson（1989）在對美國蒙大拿洲鍾溪油田的一個障壁島儲層開展流動單元模型研究時，應用岩相及岩石物理性質研究得出的儲層結構（由不同滲透層組成）基礎上，應用滲透率、孔隙度、斷層對其進行進一步的細分，最終得出由許多流動單元鑲嵌組合而成的模型。

Hamlin等（1996）對南澳大利亞Tirrawarra油田的海相辮狀河三角洲儲層進行研究時，通過沉積相帶的細分，進行了流動單元研究。首先，通過沉積學研究在縱向上劃分出連續的四個相帶，然後分析各相帶孔隙度、滲透率及毛管壓力特徵，在此基礎上，主要根據孔、滲特徵對孔滲差異較大的相帶在垂向上進行細分，將垂向上的四個相帶細分為6個流動單元。

2.應用孔隙幾何學進行流動單元研究

許多學者著重於孔隙幾何學對流體滲流的影響，對流動單元進行劃分和研究。如Ahr（1991）根據孔隙類型組合劃分岩類，並根據對應的岩類對美國Vaccum San Auches油田白雲岩儲層進行流動單元劃分和研究。Amare（1993）對這一白雲岩體又根據孔隙類型、孔滲組合關系及岩石類型進行了進一步的流動單元研究，即將具有同一孔隙組合類型的岩類歸屬於同一類流動單元。

Davies Vessell（1996）在對美國西得克薩斯海相碳酸鹽岩儲層進行流動單元研究時，亦著重於儲層孔隙幾何學特徵研究。他們首先按照孔隙類型（據孔隙大小、形狀、孔喉比、配位數）、孔喉分布等將儲層分為八種岩類，每種岩類均具有一定的、良好的孔－滲關系。岩類的縱向分布具有一定的規律性，其中高質量岩類組合與低質量岩類組合在垂向上具有一定的互層關系，據此將研究層自上而下劃分了12個水力流動單元。這一方法實際上相當於應用孔隙幾何學等對儲層進行細分層。

Amaefule等（1993）和Abbaszaden等（1996）根據孔隙幾何學對流體滲流具有很大影響的認識，提出了應用流動帶指標FZI（Flow Zone Index）劃分水力流動單元的方法。這一方法的理論基礎是平均水力半徑的概念及Kozeny-Carman的孔滲關系公式。

具有相似FZI的岩石被認為具有相似平均水力半徑，因而屬於同一水力流動單元（Amaefule,1993;Abbaszaden等，1996）。FZI值可依據樣品的孔、滲值或測井響應值來計算，然後通過對眾多樣品的FZI值進行聚類分析，對水力流動單元進行分類。

3.應用傳導系數、儲存系數等參數進行流動單元研究

Ti.G.等（1995）提出了應用傳導系數（kh/u）、儲存系數、砂岩含量等參數劃分流動單元的方法。首先，通過岩心描述，將沉積層段分成若干個層，並根據岩石特徵和物性特徵將這些層進一步分為若干個亞層，然後，通過岩心、測井信息計算出各井各亞層的傳導系數、儲存系數和凈砂岩含量，並應用聚類分析，將這些亞層進一步分為若干個流動單元。最後，將這些流動單元進行井間對比，做出流動單元的井間分布圖。

4.應用生產動態資料進行流動單元研究

Canas等（1994）根據油田生產過程中井間流體流動速度及流動能力資料對哥倫比亞Lacira油田一個曲流帶砂岩儲層進行了流動單元研究。他應用井間流動能力指數（IFCI,InteR_Well Flow Capacity Index）來描述流動單元。IFCI指數可根據兩類數據來求取，一類數據為生產井組實際井間流動速度，另一類數據為儲層岩石物理性質數據。對於前者，

高含水油田剩餘油分布研究：以遼河油田歡26斷塊為例

式中IFCI——應用兩井岩石物理性質及儲層厚度求取的井間流動能力指數；

（k·h）₁——代表較低滲層的流動能力，其中，k、h分別為滲透率和儲層厚度；

（k·h）₂——代表較高滲層的流動能力，其中，k、h分別為滲透率和儲層厚度。

應用上述公式分別求取各井的IFCI值，並分別編繪IFCI平面分布圖。比較這二種方法確定的IFCI分布圖，以確定成因單元內流動單元的分布。在井間流動受限制的情況下，基於生產數據的IFCI應低於基於岩石物性的IFCI，據此可在成因單元內進行流動單元的劃分（差異帶為流動單元邊界）。在作者研究的實例（一個曲流帶砂體）中，兩種數據作出的IFCI值相似，因此這一曲流帶砂體被認為屬於同一流動單元。