油藏研究方法

Ⅰ 研究方法

應用開發測井解釋含水飽和度，在有代表性區域部署檢查井密閉取心分析，依據開發地質研究建立油藏模型和開采動態資料進行數值模擬等方法，綜合研究油層水淹狀況和剩餘油分布特徵。

1.單井研究油藏縱向波及狀況及水淹特徵

（1）常規測井水淹層解釋

通過對孤島中一區儲層物性、油水性質與電測關系的研究，得出一套適合孤島油田中一區館3～4層系不同開發時期的測井解釋方法，解釋處理了不同開發時期的100口井資料，反映不同時期的油藏含水飽和度情況。為了研究目前油層水淹狀況，選用高含水期的14口井解釋成果進行分析。

結果表明，油井進入高含水期開發後，油層厚度波及程度較高，水淹厚度占統計厚度的86.9%，除由於地質及構造因素影響，個別井有較多未水淹厚度外，其餘井油層厚度均已水淹，全部厚度水淹的井占統計井數的78.6%，說明油層縱向水淹較為嚴重。油藏剖面各小層厚度水淹程度也明顯不同。主力油層水淹厚度占其統計厚度的91%，水淹厚度比例很大，非主力層水淹厚度占其統計厚度的74.5%，表明主力層與非主力層縱向水驅動用狀況存在明顯差別。從水淹級別分類統計看，84.3%的統計厚度為中強水淹，說明絕大部分油層厚度都已得到較充分的水洗。

（2）碳氧比能譜測井

碳氧比能譜測井是一種效果較好的含油飽和度測井方法，在目前油田開發測井中，得到廣泛應用。對孤島油田中一區1991年到1992年11口井的碳氧比測井解釋資料進行分析。

結果表明，油層縱向水淹厚度占統計厚度的92.9%，表明油層厚度注水波及較高，未水驅的厚度較小。統計厚度主要分布在主力層。非主力層統計厚度較小，代表性較差。從統計結果看，油層縱向各小層水淹均很嚴重，主力油層水淹厚度占其統計厚度的94.5%，非主力層水淹厚度占其統計厚度的86.2%。從水淹級別看，弱水淹厚度僅占統計厚度的6.5%，表明絕大部分油層水淹厚度均為中強水淹。

（3）檢查井密閉取心資料

密閉取心檢查井是油田為了解地下油層油水飽和度狀況，在油田有代表性的部位部署的。用油基鑽井液或密閉液取心的檢查井，能直接反映油層的水洗狀況，准確可靠，得到廣泛應用。

統計分析11-Jll井有飽和度資料的92塊樣品，結果表明，主力油層樣品63塊，其中油層21塊，佔33.3%。從而可以看出，取心井資料反映油層比例較高。從水淹強度看，弱水淹樣品占水淹樣品的20.6%，即近80%的樣品為中強水淹。

該井反映的油層縱向水淹狀況明顯輕於測井統計分析結果。從小層情況看，在取心的5個目的層中，有4層在取心井位附近不同程度地存在小層尖滅影響，取心井位基本處於油井排上，避開注水主流線。這些因素都對小層水驅開發效果產生不良影響，導致在高含水區域內，存在較多比例的油層及弱水淹厚度，也說明了高含水期油層剩餘油的所在。

（4）吸水剖面資料

在開發生產過程中，對生產井和注水井分別測試產液剖面和吸水剖面，是了解油層動用狀況的重要方法，也是油藏分層開采配產配注的依據。

從統計的3～4層系小層吸水情況看，自1986年以來，不吸水層比例保持在10%左右，最高時達13.6%，最低時為5%，表明有部分油層始終未能動用，吸水動用井層數為90%左右。但統計數字隨每年的工作狀況有波動。

2.數值模擬方法研究剖面剩餘油分布

為全面准確地描述典型區的剩餘油分布狀況，應用三維三相黑油模型對典型區開采層系進行整體模擬，歷史擬合再現油藏20多年的開發歷程及油水飽和度的變化。

孤島油田中一區典型模擬區的面積約為2.5km²，館3～4層系分為9小層，共有油水井42口。根據該區的含油麵積，注采井網及邊界流動等情況，採用平面正方形網格，網格步長103m，整個油層橫切為16個剖面、每個剖面9層網格代表9小層。

結果表明，除受邊界外擴影響的1,2和15,16號剖面外，其餘各剖面的水淹百分比均已達80%以上，說明油層縱向波及狀況較好。從模擬情況看，未水淹層段主要是非主力層未投入開發的層段，其次為邊部或受岩性尖滅影響的局部層段。小層縱向水淹極不平衡，部分非主力層尚未投入開發或開發井點少，井網不能控制儲層，水洗效果差。對主力層情況進一步統計分析，結果可以看出，主力油層水淹網格比例為92.6%，且72%為中強水淹，說明主力油層縱向波及較好，水洗程度也較高。

單井及剖面方法研究油藏縱向水淹結果對比見表8-1。

表8-1不同方法研究油藏縱向水淹結果對比表

（據俞啟泰等，1999）

3.油藏平面波及狀況及水淹特徵

油藏平面注入水波及狀況及水淹特徵研究是進行油藏平面調整，擴大波及面積及水淹區域，提高水驅採收率的重要前提。從孤島中一區館3～4區的油層發育情況看，主力油層多為片狀分布的高滲透率層。在不同注水開發時期，在油層非均質性的影響和作用下，注入水沿高滲透帶推進較快，使得同一時間內注入水在油層平面上的分布也有較大差異。

（1）新井（老區內所鑽的調整井或更新井）投產資料

油田在不開發時間對油藏井網系統進行加密調整，或補充更新井，這些新井投產時的動態情況真實地反映了油層的含水情況，也表明新井所處部位油層的水淹狀況。這些井分布在整個油層平面上，也反映著開采層平面油水分布狀況。新井含水率的高低通常反映出井位處油層是否受到水洗。這里，假定新井含水超過50%，則代表所處油層基本為水驅受效的水淹區。

從1990年到1992年，孤島油田中一區陸續投產了60多口井，進行井網加密調整，分年度對新井含水進行分級統計，統計結果表明：平面有90%以上井點位於水淹區域，油層平面水波及較廣。

對1991年到1992年新投產井中單采某些小層的生產井進行統計，分析其分層水淹情況。結果表明，油層水淹90%以上為中強水淹，未見油層厚度。但從新井投產層情況看，絕大部分井為4小層開采井，因而新井資料主要反映了4小層的水淹狀況，從新投產的4層水淹統計看，僅有4%的弱水淹，說明4層水淹分布較大，主要為中強水淹。

（2）常規測井及碳氧比測井解釋

根據測井解釋的新井分層含水飽和度，分析分布在油層平面上的井點位置水淹狀況。

統計結果表明，統計井反映的平面水驅波及較好，統計結果除受干層影響外，主要為0-22井與3-21井兩邊部水驅不受效井影響，一些小層統計值較低，其餘小層基本為100%井點見水，且除43層外，其它小層水淹厚度均超過90%以上。說明油層平面大面積水淹且水淹厚度較大，僅在邊界及受構造和斷層影響的局部存有零散未水淹區。

（3）數值模擬方法

將孤島中一區的歷史擬合結果應用於分析各小層的飽和度分布。結果表明，典型區各小層由於井網控製程度差別較大，反映的結果截然不同。一類為連片分布的主力層，水淹在平面上也大片分布，平面波及網格比多超過90%。另一類為零星分布的非主力層，未動用或只有一口井投產，平面水淹較小甚至沒有發生水淹。小區主力層疊合平面水淹面積超過90%。這主要是由於小層砂體分布較好且孤島油田進入高含水期，滲透性普遍增加的特點決定的，使注入水在高含水期有效地掃及油層，從而達到大面積水淹。

Ⅱ 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

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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

Ⅲ 典型油氣藏解剖手段

為全面、深刻地開展典型油氣藏解剖，通常採用的思路和方法如下：

5.1.1 典型油氣藏的遴選

在典型油氣藏的遴選工作中，首先應對評價研究區內所有油氣田（藏）基本特徵進行分析和統計，認真進行油氣藏類型劃分。目前，油氣藏類型劃分方案很多，不同專家根據自己的目的，從不同的角度選擇不同的方案。一般而言，主要有如下幾種方案：①以圈閉類型為主要依據劃分油氣藏類型，典型的實例如張文昭（1990）研究成果（表5-1）；②以烴類相態為依據，將油氣藏分為油藏、氣頂油藏、帶油環氣藏、氣藏和凝析氣藏；③按儲層形態，將油氣藏分為層狀、塊狀和透鏡狀油氣藏等類型。第二，考查這些油氣藏的大致成因及其形成條件的差異性。第三，選擇典型油氣藏，選擇原則：①目的性原則；②代表性原則。

5.1.2 油氣藏靜態描述

在油氣藏解剖中，一般靜態特徵描述包括如下幾個方面：

（1）位置：橫向上，明確油氣藏所處的構造位置，大者指油氣藏在盆地（凹陷）中位置，中者指在區帶或構造帶中位置，小者指在局部構造或砂體中位置。縱向上，明確油氣藏所處層位。通過位置研究，主要是要明確油氣藏與環境的靜態關系。

表5-1 油氣藏圈閉類型表

（2）儲層特徵：描述內容包括①儲層厚度、儲層與非儲層組合關系、儲層分散狀況；②儲層岩性特徵、結構特徵；③儲層發育的沉積相、沉積微相及其分布，儲層空間分布規律；④儲層成岩作用及其對儲層物性的影響；⑤儲層物性及其非均質性，儲層孔隙結構。

（3）蓋層特徵：包括蓋層厚度及岩性、蓋層空間分布及連續性、蓋層孔滲特徵及封蓋能力。

（4）圈閉特徵：圈閉類型及其組構要素、圈閉位置、微觀特徵、圈閉面積和閉合幅度、圈閉有效性。

（5）油氣水分布規律：研究油氣水空間分布及其相互間接觸關系，油、氣、水物理與化學性質，油氣藏原始壓力系統。

（6）油氣藏類型：綜合上述5條，劃分油氣藏類型。

5.1.3 油氣藏動態演化研究

主要是以時間為主線，研究各種成藏要素時空配置及成藏後動態演化。首先，在沉降史研究和成岩作用史研究基礎上，研究儲層物性隨時間的變化，確定有效儲層的動態變化規律及其分布；研究蓋層物性、連續性隨時間的變化規律，研究斷層活動時期及其對蓋層連續性的影響，確定蓋層封蓋有效性形成期及其後期變化，分析其封蓋效率和擴散作用，確定有效蓋層展布。

第二，研究區域構造運動及應力場背景，研究相關區域（如局部構造、潛山、披覆帶）構造、斷裂形成演化史及其成因機制，進而研究圈閉類型及其組成要素，研究有效圈閉形成期，研究圈閉的後期演化，如形態、規模等變化和破壞作用。

第三，在油氣源對比基礎上，研究有效生油岩分布及品質，研究其生排烴史，運移史及運移方向、通道，研究圈閉與運移的時空配置，確定聚集成藏期，並分析成藏後油氣藏後期變化，如後續油氣源補充問題，擴散問題，斷層作用問題，氧氣問題等等。

Ⅳ 　油藏工程研究和油藏數值模擬技術

油藏工程研究是一項系統工程，在油藏地質特徵認識的基礎上研究確定油田開發方針、原則、層系劃分、開采方式、天然能量利用、注水方式、注水時機、壓力保持水平、開發井井距、合理採油速度、投產次序、實施要求、生產指標預測等一系列問題，最終確定油田總體開發方案。

由於油田實際情況十分復雜，而海上油田又受到諸多條件限制，在油田方案編制過程中對於那些不確定因素，主要採用全體油藏模型或輔助模型的敏感性分析予以解決。隨著油田投產後靜態及動態資料增加，還需要修改原有的地質模型，通過全體油藏模型數值模擬研究加深對地質模型的新認識，並在油田生產歷史擬合基礎上進行生產預測。

因此，油藏數值模擬技術是油藏工程研究、油田動態分析中的一項十分重要的手段。

中國海油的油藏數值模擬研究起步於20世紀80年代初。為了盡快縮短這項技術與國際先進水平的差距，當時從美國岩心公司引進3套大型油藏模擬軟體（黑油模型軟體、組分模型軟體、裂縫模型軟體），購置了計算機設備，用於埕北油田、渤中34-2/4油田、渤中28-1油田、潿洲10-3油田、惠州21-1油田的油藏工程研究。80年代後期，利用世界銀行貸款和中國海油出資從美國SSI公司引進compⅡ、Ⅲ、Ⅳ模型軟體，並裝備了VAX8650型計算機，用於錦州20-2凝析氣田總體開發方案及射孔方案的編制、渤中28-1油田生產歷史擬合、流花11-1油田、綏中36-1油田試驗區、錦州9-3油田方案編制。

必須指出的是，由於不同時期應用的模擬軟體及計算機設備的差別，研究成果的精度有較大的差別。

就以模型網格設計來看，它要求與油藏地質模式、油藏類型相符合，又必須與所使用的計算機運算能力相適應。以埕北油田為例，在80年代初編制A、B平台射孔方案時，由於計算機內存較小、運算速度較慢，因此模擬網格設置較粗。該油田面積雖不大，但水體即為油藏含油麵積的100多倍，而且已鑽完54口開發井，油層分為上、下互相連通的5個不同滲透性小層，受計算機能力的限制，在設置全體油藏模型網格時不得不將縱向上5個層合並為2層，採用的網格數僅為1344個。同是這個油田，90年代初在研究油田注水可行性、生產預測時在縱向上就採用了5個層，全體油藏模型的網格數為4485個，使節點數增加了3倍，為較高精度油藏數值模擬創造了條件。

90年代中後期，又從SSI公司引進WORKBENCH、從GeoQuest公司引進Eclipse模型軟體。通過每年支付一定數額維護費方式從軟體公司及時獲得最新軟體版本，保證模擬軟體的先進性。在充分利用取得的三維地震資料、岩心描述和測井數據，通過對油藏精細描述，弄清了油田儲集層分布及變化、孔隙結構、油水分布規律，建立了油田地質模型、油藏模型這樣一個完整的模擬體系。這項技術應用於綏中36-1油田試驗區可采儲量標定、秦皇島32-6油田開發方案編制、流花11-1油田動態分析中。例如在綏中36-1油田試驗區可采儲量標定時，採用Eclipse模型軟體，按照試驗區實際情況建立油藏模型網格節點就多達28244個，秦皇島32-6油田總體開發方案編制時所採用模型網格節點數高達188160個，流花11-1油田在動態歷史擬合及生產預測時採用Eclipse模型軟體，使預測結果更加接近油田的實際生產指標。

總之，應用最新油藏數值模擬軟體以及計算機功能的增強，為高精度油藏數值模擬創造了必要條件。

海上油氣田的開發實踐充分表明，油藏數值模擬技術不僅在油氣田評價和總體開發方案編制階段是必不可少的，而且在方案實施進程中、開采過程中的動態分析、調整措施確定、注水方案制定、生產前景預測以及可采儲量研究中也十分重要。

一、編制油田開發方案和射孔方案

（一）建立與地質模式相適應的油藏模型

埕北油田是我國在海上第一個與外國石油公司合作開發的油田。該油田位於渤海灣西部海域，於1972年由中方發現，探明石油地質儲量2084×10⁴t，是一個具有氣頂和邊水的構造

層狀油藏。1977年底至1981年10月，油田經過歷時4年的試采，查明了油田驅動類型、邊水能量及油氣水性質等，為編制油田開發方案積累了重要數據。

1980年5月與日中石油開發株式會社簽訂合作開發埕北油田的合同，中、日雙方合作進行以油田地質、油藏數值模擬為主要內容的綜合研究。油藏數值模擬研究包括下列內容：①模型建立；②油藏模型建成後，輸入各種網格參數和油水、油氣界面數據，模型自動計算地質儲量；③模擬限制條件和不確定因素敏感性分析；④油藏模擬生產歷史擬合，通過全體模型模擬試采階段生產歷史和生產預測；⑤利用單井徑向模型進行油井底水錐進研究。

在此基礎上編制油田開發方案，方案預測油田以年產47×10⁴t穩產2年，採油速度2.3%，開采15年（至2000年）累積產油418.8×10⁴t，采出程度20.1%，綜合含水87.5%。油田自1985年9月、1987年1月（B、A平台）投產以來，在沒有進行大的方案調整情況下，截至1996年油田已累積產油429×10⁴t，采出程度20.6%，綜合含水81.2%，提前4年實現方案預計15年的生產指標（圖9-30）。

錦州20-2凝析氣田氣資源的動態核實結果，為制定今後凝析氣田開采方案提供了可靠的資料依據。

Ⅳ 按研究內容分類的剩餘油研究方法

按研究內容，剩餘油研究方法包括：開發地質學方法、剩餘油分布監測技術、動態方法以及挖潛技術等（表1-1）。其中，開發地質學方法主要研究微構造、沉積微相、儲層非均質性以及利用密閉取心資料計算剩餘油飽和度。剩餘油監測技術有：3700測井系列、激發極化電位測井、地層測試器、碳氧比測井、單井示蹤劑、井間示蹤劑、玻璃鋼套管監測等。動態方法中，水驅物模和微觀物模法可用來預測區塊規律；而水驅特徵曲線法和物質平衡法能提供區塊平均飽和度值；水驅特徵計演算法、單元儲量豐度法、含水率法、油藏數值模擬法則以區塊等值圖的形式提供飽和度值；高效井區確定法可以評價區塊剩餘油分布的富集程度。在剩餘油分布的基礎上，通過開發層系調整、未水淹層開發、加密鑽井、周期注水、消耗驅動採油、強化采液、改變液流方向、卡堵水、老井側鑽、化學驅油、調剖、水平井、人工地震等挖潛技術改善單井和區塊狀況、挖掘層內潛力，提高採收率。

開發地質學研究主要側重於間接的、定性的和靜態的研究，動態方法從其模型本身來講是比較完善的，但其精度在很大程度上取決於地質模型的精度。因此，高含水期剩餘油分布研究是一項系統工程，需要多學科綜合研究。多學科綜合研究要求最大限度地採用綜合信息，地質、地球物理、油藏工程等不同專業的專家共享一個資料庫，以統一的地質模型為媒介，以預測剩餘油分布為目的，緊密配合、協同攻關。要求每一學科從其他學科不可替代的側面為預測剩餘油分布提供依據，而且允許各學科從自身角度出發來評價本學科和其他學科預測剩餘油分布的結果是否一致。

表1-1高含水期剩餘油分布評價、監測及挖潛技術一覽表

（根據楊景琦、魏斌等，1998，有修改）

Ⅵ 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

勝利油區勘探開發論文集

（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：

勝利油區勘探開發論文集

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：

勝利油區勘探開發論文集

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：

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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

勝利油區勘探開發論文集

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

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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[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.

Ⅶ 油氣成藏體系地質風險評價方法探討

徐忠美^1，2 盛秀傑^1，2 唐文蓮²

（1.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083；

2.中國石油大學地球科學學院，北京 102249）

摘 要 油氣勘探是一項高風險、高投入、高收益的活動，如何採用有效的技術來規避或降低勘探風險一直是國際石油公司研究的重點。本文探討了基於油氣成藏體系理論的地質風險因子，通過成藏要素的分析來建立地質風險評價參數體系；在參數體系建立的基礎上，根據評價區勘探程度的不同，分別採用概率法、層次分析法、風險模擬等多種方法來開展地質風險分析。

關鍵詞 成藏體系 風險評價 概率法 層次分析法 風險模擬

Geological Risk Assessment Method Discussion of

Petroleum Accumulation System

XU Zhongmei^1，2，SHENG Xiujie^1，2，TANG Wenlian²

（1.Exploration and Proction Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，China；

2.College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China）

Abstract Oil and gas exploration is a activity，which has high risk，high investment and high return.In many oil international exploration company，they focus on how to use effective techniques to avoid or rece the risk of exploration.This paper discusses the risk assessment method based on the theory of petroleum accumulation system.First，we should establish the geological risk evaluation parameter system based on the theory of petroleum accumulation system.Then，According to the different exploration degree，we canuse the probability method， Analytic Hierarchy Process，risk simulation to carry out the geological risk assessment and optimize the favorable zone.

Key words petroleum accumulation system；risk assessment；probability method；Analytic Hierarchy Process；Risk simulation

石油地質勘探是一項高風險的活動，進行科學的地質風險分析是油氣勘探的基本內容之一。隨著風險分析技術的不斷發展和完善，現今多數大型石油公司和國家石油機構都把風險分析作為勘探評價及決策的一項重要且必需的研究內容，這對降低勘探成本及提高勘探成功率具有重大意義。

在油氣勘探中，關鍵的決策不是鑽探哪個圈閉，而是勘探哪個盆地或區帶^［1］。因為，在油氣勘探中的每一個油氣藏都是獨特的——是所有地質因素的復雜結合。同時，油氣藏通常成群出現並具有一定的規律性。掌握了這些規律性，那麼我們就有了開啟油氣勘探秘密的鑰匙。

因此，地質學家通過不同的視角或地質理論來揭示其地質規律，以此來規避地質風險。常用的方法包括：以油氣產生過程為主線的 「生、儲、蓋、運、圈、保」 分析；以烴源岩為中心的 「含油氣系統分析」；以系統論為指導的 「油氣成藏體系評價」。

1 油氣成藏體系定義及風險因子識別

1.1 油氣成藏體系概念及內涵

油氣成藏體系（petroleum accumulation system，PAS）是地表以下含油氣的自然系統^［2－4］。它包括了形成油氣藏的一切必要元素以及這些要素之間的有效配置結構。其中的成藏要素包括烴源體、輸導體和圈閉體，要素之間的有效配置能夠產生任何單一元素所不具備的功能——形成油氣藏。油氣成藏體系概念具有以下內涵：(1)元素—結構—功能，體現了系統論思想與石油地質研究的緊密結合，也是油氣成藏體系研究的主要內容；(2)三大成藏要素中，烴源是物質基礎，圈閉是勘探目標，疏導是紐帶，強調了二者之間相互關聯、相互制約的 「系統性」 綜合方法；(3)結構研究採用 「源位匹配」 的思路，不同結構的油氣成藏體系研究的內容、重點和思路均有差異；(4)功能（形成油氣藏）是油氣成藏體系研究的核心，是烴源、輸導、圈閉三者相互作用的結果，並隨時間在空間發生變化。

1.2 地質風險因子識別

以系統論為指導的 「油氣成藏體系」 地質風險評價，地質單因素選取是定量評價的基礎。油氣成藏體系中，油氣藏的形成主要取決於3個方面——優質烴源是油氣藏形成的物質基礎，完好的區域蓋層是油氣富集的關鍵，優質儲層與大型圈閉的配套。

據此，進一步梳理成藏要素的評價因子。構成烴源體的地質單因素包括有機碳含量、有機質類型、成熟度、烴源岩厚度、供烴面積系數和生烴強度等；構成輸導體的地質單因素有輸導層類型、供烴方式、運移距離、生運聚的時間匹配、生儲蓋配置等；構成圈閉體的地質單因素有圈閉類型、圈閉面積系數、圈閉幅度、儲層沉積相、儲層孔隙度、儲層滲透率、儲層埋深、蓋層厚度、蓋層岩性及斷裂破壞程度等。

2 油氣成藏體系地質風險評價方法

根據勘探程度的不同，可以選擇不同方法來開展油氣成藏體系地質風險評價。其中，針對低勘探程度區，由於資料有限和認識不足，可以基於概率論來開展快速評價和優選；針對中低勘探程度地區，在深入開展成藏要素及評價因子分析的基礎上，可以選擇層次分析法來開展地質風險評價；針對高勘探程度區，盡可能結合各種勘探信息和成果，基於成藏理論來開展地質風險模擬。

2.1 基於概率論的地質風險評價

概率論以及現代決策等理論引入石油資源評價，使得地質學家們在認識和方法上產生了一個飛躍。能將所謂靈感或直接的、唯理或機制的、唯象或統計的兩種思路結合在一起，用於勘探實踐。針對地質研究的 「不定性」 ——其實質就是 「隨機性」，採用概率方法能有效揭示隨機地質現象的統計規律。

概率是指任一事件發生可能性的數量陳述，通常用來表示未來事件的不確定性。概率以百分比或者用從0（絕對不可能）到1（絕對肯定）之間的某個數值來表示。假定事件A的概率記為P（A），則0≤P（A）≤1。在地質風險分析中，常用的基本概率法則有4條。

1）任一隨機事件發生的概率等於1減去該事件不發生的概率。

2）相互獨立的隨機事件同時發生的概率等於每一事件單獨發生概率的乘積（乘法定理）。設事件A₁，A₂，…，A_n獨立，則P（A₁，A₂，…，A_n）＝P（A₁）×P（A₂）×…×P（A_n）。該法則可用來估計地質風險分析單元的發現概率。例如，烴源岩、儲層和圈閉是某勘探目標含油氣的基本地質風險因素。在鑽前預測中，設A表示事件「烴源存在」，B表示事件 「儲層存在且其孔隙度等於或大於風險評價中設定的孔隙度下限值」，C表示事件 「圈閉存在且其封閉條件良好」。其存在概率依次為0.9、0.8和0.6，則該勘探目標的發現概率P為：P＝P（A）×P（B）×P（C）＝0.9×0.8×0.6＝0.432。

3）兩個互斥事件A、B，事件A ＋B和的概率等於事件A的概率與事件B的概率之和（加法定理），即：P（A＋B）＝P（A）＋P（B）。如果有兩個事件是一次試驗得出的兩種可能結果，而它們又不能同時發生，我們就說它們是互斥（互相排斥）的。在油氣勘探中，鑽一口探井是一次試驗。這口井是乾井或者是發現了油（或氣），是互相排斥的兩種可能結果。該井為乾井或是有油氣發現的概率，是這兩個單獨概率之和：P（油或干）＝P（油）＋P（干）。

4）兩個獨立隨機事件中至少一個事件發生的概率，等於1減去這兩個事件均不發生概率的乘積（組合定理）。例如，某遠景區有兩套潛在烴源岩（A和B）。烴源岩A的存在概率P（A）為0.6，烴源岩B的存在概率P（B）為0.3。若該區某勘探目標的油源來自烴源岩A或烴源岩B或同時來自烴源岩A、B，則其烴源岩的存在概率P為：P＝1－（1－P（A））×（1－P（B））＝1－（1－0.6）×（1－0.3）＝0.72。

2.2 基於層次分析的地質風險評價

2.2.1 方法介紹

層次分析法是根據問題的性質和要求，將問題按層次進行分析和求解的一種決策方法，也稱為解析遞階過程（Analytic Hierarchy Process），簡稱AHP法，是美國運籌學家T.L.Saaty於20世紀70年代提出的，是一種定性與定量分析相結合的多目標決策分析方法^［5，6］。它將決策者對復雜對象的決策思維過程系統化、模型化、數學化，可用於求解多目標、多准則問題，特別是它將決策者的經驗判斷予以量化，因此，對目標（因素）的結構復雜且缺乏必要的數據，甚至是沒有明確的結構問題，都具有廣泛的實用價值。

層次分析法的主要思想是：首先根據問題的性質和要達到的總目標，將問題按層次分解成不同的因素。同一層次內各個不同因素的權重，可通過他們兩兩之間進行成對判斷比較得到。下一層次因素的重要程度，既要考慮本層次，又要考慮上一層次的權因子。因此，一般要計算組合權重，並一層一層計算下去，直到最後一層。由於他們的相對重要性在最後都可以算出，則多方案的相對優劣也相應地清楚了。

應用層次分析法計算油氣成藏體系地質風險時，首先通過地質研究劃分出多個成藏體系或者亞成藏體系（甚至更細的評價單元）。一個成藏體系或亞成藏體系包含烴源體、輸導體、圈閉體3大功能元素，而每一個元素又是一系列地質單因素的集合。這些評價單元與參數構成了成藏體系內由高到低的層次組成序列。因此，在進行成藏體系定量評價時，遵循由地質單因素→元素→聚集單元→亞成藏體系→成藏體系的評價序列（圖1）。如前所述，地質單因素的選取及其評價標準的確定是正確定量評價成藏體系的關鍵。

圖1 成藏體系定量評價單元及評價參數

2.2.2 應用實例

黃驊坳陷位於冀東平原渤海之濱，構造位置處於燕山褶皺帶之南，滄縣隆起以東，埕寧隆起之西，南與濟陽坳陷毗鄰。其油氣勘探始於1955年，通過40多年的勘探，在黃驊坳陷大港油田探區已查明了北塘、板橋、歧口、滄市、南皮、鹽山、吳橋等7個有利的生油凹陷，確定了9個潛山構造帶、9個斷裂構造帶、6個裙邊構造帶等24個二級正向構造帶。由於探區地質結構復雜，有待進一步對控制油氣藏分布、儲量豐度的主要因素進行解析。

根據前人研究成果^［7］，黃驊坳陷劃分為4大成藏體系和16個亞成藏體系。按照烴源體、輸導體、圈閉體3大功能元素，進一步選擇了22個地質因素進行成藏體系地質風險評價。根據劃分的評價單元，逐一分析了各個評價單元地質因素的參數取值，並進一步求取了各個成藏體系的風險評價結果。

評價結果表明，中部灘海成藏體系各因素最好，其次是中部板橋－黃驊成藏體系，南部成藏體系較差，北部成藏體系最差（圖2）。

2.3 基於成藏理論的地質風險模擬

2.3.1 方法介紹

前述兩種地質風險評價方法主要是針對中低勘探程度。這些方法在區塊優選時具有簡便、快捷的優點，但是也存在評價結果不能直接指導勘探部署的問題。這是因為，將評價對象作為一個整體來評價的研究方法中，一個評價對象只有一個統一的含油氣概率值，無法反映單一評價對象內部不同部位含油氣性的差異，導致其無法為中高勘探程度區的鑽探部署提供更進一步的指導。基於此，以White^［8，9］為代表的部分學者通過疊合油氣成藏的各因素，進而來定性分析評價區的地質風險。同時，Chen等^{［10，11］}提出了基於多元統計、模糊邏輯和貝葉斯的演算法來評價地質有利性及區域地質風險評價的方法，胡素雲和郭秋麟^［12］在此基礎上對該方法進行了發展和完善。

本質上，地質風險評價是在鑽井之前定量估計待鑽位置上油氣存在的可能性。在一個成藏體系中，地質變數是油氣資源空間分布的特徵函數，從統計角度來推測在某一特定位置油氣存在的可能性，實際上等同於勘探的風險計算。與已知總體相似性的比較來確定待探位置上油氣存在的可能性，實際上是一分類問題。而由於各種不確定性造成的分類錯誤等同於勘探風險。通過分析地質因素和屬性的分布規律，採用科學、合理的統計學判別分析方法，能客觀地判別未鑽探井的類別——油氣井或乾井，進而計算待鑽位置的含油氣概率。

2.3.2 應用實例

齊家地區位於大慶長垣西部外圍地區，西至龍虎泡—大安階地東界，工區主體地處黑龍江省大慶市境內。多年的勘探工作表明，該區為有利的生油凹陷區，油氣資源豐富，生儲蓋匹配合理，在中下部具有良好的找油氣前景。但本區的油藏條件十分復雜，埋藏深、物性差、產能低，油水分布復雜，油藏分布零散；其中，扶楊油層是本區主要勘探目的層。

本區已鑽探249口探井，根據油氣顯示分為油井和乾井兩個總體——油井164口，乾井85口。將扶楊油層油氣成藏特徵細化到油源條件、儲層條件、蓋層條件、構造條件和運移條件，建立整個齊家地區扶楊油層勘探風險評價參數體系與取值標准，並將參數賦值給每一口樣本井。通過對扶楊油層7個參數的篩選，設定有利構造指數、沉積相和孔隙度3個參數為有效參數（圖3）。

圖2 黃驊坳陷四大成藏體系定量評價直方圖

圖3 扶楊油層地質參數有效性對比分析

利用馬氏距離和費希爾演算法，得到齊家地區扶楊油層含油氣條件概率等值線圖（圖4，圖5）。圖中陰影部分代表已探明、控制或預測儲量，從圖中可以看出，利用馬氏距離預測的有利區與實際儲量區疊合較好，說明利用馬氏距離演算法預測油氣有利區是可行的。

圖4 扶楊油層馬氏距離含油氣條件概率圖

圖5 扶楊油層費希爾含油氣條件概率圖

根據預測結果，齊家扶楊有利區主要為薩西、杏西、杜37－金80井區和龍28－金396井區；有利區的成藏概率一般大於70％；主要受到有利構造指數（超壓、斷層）、沉積相和孔隙度的影響。

3 小結

1）石油地質勘探是一項高風險的活動，地質風險評價的重點是選擇合適勘探區帶，進而選擇鑽探目標。

2）以 「系統論」 為指導的油氣成藏體系研究方法，通過成藏要素分析來建立地質風險評價模型和評價因子標准，其評價結果能有效指導勘探區帶優選。

3）針對不同勘探程度的評價區，需要選擇合適的評價方法。低勘探程度區，通常基於概率論來開展快速評價和優選；針對中低勘探程度地區，在深入開展成藏要素及評價因子分析的基礎上，可以選擇層次分析法來開展地質風險評價；針對高勘探程度區，盡可能結合各種勘探信息，基於成藏體系理論來開展地質風險模擬。

參考文獻

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Ⅷ 從石油地質基本理論出發，論述油氣成藏研究中應著力開展哪些方面的工作

特別是近 年的時間里，隨著世界石油工業的迅速發展和緊張的世界能源形勢，對油氣成藏過程和分布規律的研究和認識取得了突飛猛進的發展，主要體現在如下幾個方面：
（1）對油氣成藏條件（生、儲、蓋層等）的研究，無論從方法、手段和理論上，已基本上成熟和完善。
（2）成藏過程，成藏期次的研究，從動態過程的角度對油氣藏的形成進行歷史分析，結合構造演化史、沉降史、熱史及成岩史研究，開展了包裹體分析、同位素分析、油藏地化分析等大量研究，對油氣成藏有了相當的認識。
（3）成藏動力學，即油氣運移與聚集研究，結合地壓場、地溫場和地應力場開發了大量實驗模擬和數值模擬的定量化研究，取得了較好的效果。
（4）油氣系統分析，這是一項新興的石油地質綜合研究方法，把油氣藏的各種地質要素（生、儲、蓋和上覆岩層）和地質作用（油氣生運聚作用和圈閉形成作用）納入統一的時空范圍內綜合考慮，強調彼此間的配置關系，從而弄清油氣分布規律。

Ⅸ 油氣藏成藏理論研究現狀

現在油氣藏還是比較前沿的，這裡面的理論用一句話說：有總比沒有好。意思就是人們沒有非常科學的理論依據 ，都是一些推測或者經驗總結等。所以油氣藏理論現狀還是比較難得。

Ⅹ 油藏工程的主要研究內容，關鍵問題與解決思路

買本關於油藏的書不就行了，內容很多，一兩句話說不明白。