計算儲層含油飽和度的方法有哪些

A. 低孔低滲型儲集層精細測井解釋方法研究——以南海東部某油田為例

錢 星

（廣州海洋地質調查局 廣州 510760）

作者簡介：錢星（1985—），男，助理工程師，主要從事海洋石油地質方面的科研及生產工作。E-mail：made607＠126.com。

摘要 南海東部某油田沙河街組儲集層岩石結構復雜，層間差異明顯，總體上為低孔低滲型儲集層，使用傳統的油氣測井評價方法解釋精度往往較低，常常造成油氣層的漏解釋或者誤解釋。依據岩心物性、毛管壓力曲線等實驗分析數據，以測井相分析為手段和橋梁對儲集層進行分類分析，提出了以沉積微相砂體分類為單元的精細測井評價方法。應用此方法對該油田實際井進行測井解釋結果表明，以該方法建立的測井解釋模型具有較高的精度，為進一步提高儲量計算和儲集層表徵的准確性奠定了基礎。

關鍵詞 低孔低滲儲集層 沉積微相 孔隙結構 精細測井解

1 引言

儲集層參數模型的精度直接影響著儲量計算和儲集層表徵的准確性。低孔低滲油氣藏與中高孔滲油氣藏的儲層特性有許多不同，一般具有孔隙結構復雜、喉道細小、束縛水飽和度高^［1～3］等特點。

常見的針對低孔低滲儲層參數模型的研究思路主要以細分儲集層類型來研究岩電參數規律，從而達到提高儲集層參數模型精度的目的^［4～9］。大量的研究表明，在測井精細解釋的過程中，有效的對儲集層進行分類分析是提高解釋精度的有效手段。周燦燦等^［10］依據岩石物理理論，提出岩石相控建模的概念對近源砂岩進行有效分類；張龍海等^［11］以地層流動帶指數和儲集層品質指數來研究岩石物理分類的有效方法；這些分類方法對儲層參數模型建模都具有一定的實際指導意義。

南海東部某油田沙河街組儲層孔隙度平均值一般小於20％，滲透率平均值小於50×10^-3μm²，為典型的低孔低滲儲層^［12］，其儲層質量主要受原始沉積環境和成岩作用所控制^{［13～17］}。

縱觀低孔低滲儲層成因的各因素，結合研究區低孔低滲儲層成因特點，本文試以沉積微相分類為思路來細分儲集層，使得測井解釋岩電參數模型更加准確，從而達到對該地區低孔低滲儲集層進行精細測井解釋之目的。

2 低孔低滲儲層與沉積相帶之間的關系

南海東部某油田沙河街組沙二段為扇三角洲沉積，主要為扇三角洲前緣亞相，進一步可分為水下分流河道、水下分流河道間、河口壩和遠砂壩微相；沙三段為較深水湖泊環境下的濁積扇沉積，發育有扇根、扇中、扇前緣亞相，其沙河街組沉積分析綜合柱狀圖如圖1所示^{［18～19］}。

依據常規物性分析數據，對各微相砂體的孔隙度和滲透率統計分析表明（圖2）：沙三段各微相砂體總體上表現為低孔低滲的物性特徵，其中，扇根砂體孔隙度分布范圍7.9％～16.9％，平均13.3％，滲透率分布范圍0.01～39.9 mD，平均1.19 mD；扇主體砂體孔隙度分布范圍3.8％～17.0％，平均13.0％，滲透率分布范圍0.05～49.7 mD，平均4.0 mD；扇前緣砂體孔隙度分布范圍1.7％～14.2％，平均4.6％，滲透率分布范圍0.01～42.1 mD，平均1.07 mD。沙二段水下分流河道砂體孔隙度分布范圍4.5％～24％，平均13.17％，滲透率分布范圍0.005～466.5 mD，平均42.89 mD，表現為中低孔滲；河口壩砂體孔隙度分布范圍5.2％～12.6％，平均8.93％，滲透率分布范圍0.006～0.43mD，平均0.09 mD，與沙三段各微相砂體一樣，表現為低孔滲的物性特徵。

由此可見，沉積作用的差異使得各微相砂體儲層物性不同，研究區低孔低滲儲層主要發育於扇三角洲沉積的河口壩及近岸水下扇沉積的扇根、扇主體、扇前緣砂體之中。

3 各沉積微相砂體的孔隙結構特徵

在對該油田各井測井相分析的基礎上，依據毛管壓力實驗分析數據，對具有不同物性特徵的各微相砂體其孔隙結構進行分析，根據毛管壓力曲線的主要特徵，其孔隙結構可分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四種類型（圖3），其中水下分流河道砂體主要以I、Ⅱ類為主，Ⅰ類曲線排驅壓力較低，小於0.2 MPa，最大進汞飽和度大於80％，喉道半徑分布大於1.0 μm，喉道相對較大，分選較好，為細喉；Ⅱ類曲線排驅壓力介於0.2～0.5MPa之間，最大進汞飽和度大於60％，喉道半徑為0.25～1.0μm，喉道細小，分選較差，為特細喉。

而具有低孔滲物性的河口壩、扇根、扇中及扇前緣砂體則主要以Ⅲ、Ⅳ類為主，Ⅲ類曲線排驅壓力介於0.5～1.0 MPa之間，最大進汞飽和度小於60％，喉道半徑峰值一般都小於0.1～0.25μm，孔喉特別微細，但是分選中等，細歪度的喉道，流通性能較好，屬於微細喉；Ⅳ類曲線毛管壓力曲線近直立，排驅壓力大於1.0 MPa，最大進汞飽和度一般小於50％，在儀器壓力范圍內讀不出中值毛管壓力，表示岩石滲流能力極差，喉道半徑峰值小於0.1μm，屬於特微喉。

由上分析不難看出，在一定的沉積環境背景下，各微相砂體與儲層的孔隙結構類型有較好的對應關系，在研究層段主要表現同一微相砂體其孔隙結構具有相似性，不同微相砂體之間孔隙結構特徵差異明顯的規律。

圖1 沙河街組沉積相分析綜合柱狀圖（據楊玉卿［20］修改）

4 在南海東部某油田中的應用

眾所周知，在儲集層評價中，孔隙結構分析是儲集層微觀物理研究的核心，不論是砂岩還是碳酸岩，其孔隙、喉道類型以及它們的配合情況，與儲集層的物理特性和儲集性能有密切關系。對於低孔滲儲層中孔隙結構的評價則顯得更加重要，其孔隙、喉道的大小、分布以及幾何形狀不但是影響儲層儲集能力和滲透特徵的主要因素，而且也是影響測井解釋評價精度的關鍵。

圖2 各微相砂體儲層孔隙度-滲透率關系圖

圖3 毛管壓力曲線類型

在測井解釋過程中，常受實際條件的限制，取心段往往較少且分布不均，儲層的物性、孔隙結構、岩電參數等實驗分析數據有限，分析所得的測井解釋參數往往不能較完整的對全區域、全井段儲層有所反映。在已知沉積背景的情況下，測井相的劃分和分類分析則為解決這一實際難題帶來了可能，測井曲線是地層岩性的地球物理響應，相同的微相砂體其地球物理特徵具有一定的相似性，以測井相為手段和橋梁，通過研究有分析數據的各微相砂體的孔隙結構特徵，進而對相似的砂體間接進行孔隙結構分析，最終研究不同孔隙類型儲層的岩電參數變化規律，從而根據地質成因和孔隙結構類型來視儲層不同而分開選擇參數模型，進而達到對全井段的精細測井解釋之目的。

阿爾奇公式是利用電阻率曲線計算含油飽和度的經典方法，公式 中解釋參數a、b、n、m的選取對解釋結果往往有較大的影響。其中a、b（岩性系數）為與岩性有關的參數，取值一般接近於1；n（飽和度指數）定義了含水飽和度間與儲層電性特徵間的數量關系；m（膠結指數）表現為地下地質體的一種綜合響應，是反映儲集層孔隙結構的參數，對孔隙結構具有非均質性的儲集層常常變化較大。

針對研究區不同微相砂體儲集層孔隙結構具有差異性這一特點，在本次解釋中，對不同孔隙結構類型的儲層分類分析了其孔隙度與各岩電參數a、b、m、n的變化規律（圖4）。分析結果表明，儲層的孔隙結構類型和特徵對m值的變化起了主導作用，低孔滲儲層段膠結指數與孔隙度表現出較好的相關性，非低孔低滲儲層段膠結指數m與孔隙度等參數之間則沒有明顯規律，最終其參數選擇見表1。

表1 不同類型儲層的a、b、m、n參數值

最終，利用上述方法，對研究區X井沙河街組沙三段的低孔低滲儲層段進行了實測井解釋，發現了一系列的可能存在的低孔低滲型油氣藏，測井解釋成圖如圖5所示。

5 結論

依據實驗分析數據，以測井相為手段和橋梁，對南海東部某油田沙河街組儲集層分類分析，針對不同孔隙結構類型的儲集層選擇不同的岩電參數分類進行測井建模解釋，可較好地改善和提高低孔低滲儲層測井解釋的准確性。

圖4 不同類型儲層孔隙度與m值變化關系

圖5 測井解釋成果

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Fine logging interpretation of the low porosity ＆ low permeability reservoir ——By a case study of anoilfield in the east of South Sea of China

Qian Xing

（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，5 10760）

Abstract：It one-sided or wrongly explains about oil andgas layer by using traditional oil and gaswell logging evaluation because of low porosity and low permeability reservoir as the Shahejie For-mation reservoir texture is complex and different obviously between the layer in an oilfield in theeast of South Sea of China.A more accurate Log Evaluation method of classifying sedimentary mi-cro-faces is proposed by analyzing well logging faces and reservoir bed according to some experi-ments』 data such as core properties experiment or capillary pressure curves experiment.It showsthat the logging interpretation model is more accurate by applying this method to log explanation ofoil field real well，therefore it establishes a theory foundation of more accurate reserve calculationand reservoir charaeterization.

Key words：Low porosity ＆low permeability reservoir Sedimentary microfaciesPore structure Fine logging interpretation

B. 容積法計算石油儲量

1. 容積法基本公式

容積法計算石油儲量的實質就是確定石油在油層中所佔據的那部分體積。石油儲集在油層的孔隙空間內，孔隙內除石油以外，還含有一定數量的水，因此，只要獲得油層的幾何體積 （即油層的含油麵積和有效厚度之乘積）、有效孔隙度、含油飽和度等地質參數，便可計算出地下石油的地質儲量。

油層埋藏在地下深處，處於高溫、高壓條件下的石油往往溶解了大量的天然氣，當原油被採到地面上以後，由於壓力降低，石油中溶解的天然氣便會逸出，從而使石油的體積大大減小。

如果要將地下原油體積換算成地面原油體積，必須用地下原油體積除以石油體積系數（地下原油體積與地面標准條件下原油體積之比）。石油儲量一般以質量來表示，故應將地面原油體積乘以石油的密度，由此便得到容積法計算石油儲量的基本公式：

N=100A·h·φ(1-S_wi）)ρ_o/B_oi

式中：N——石油地質儲量，10⁴t；A——含油麵積，km²；h——平均有效厚度，m；φ——平均有效孔隙度，小數；S_wi——平均油層原始含水飽和度，小數；ρ_o——平均地面原油密度，t/m³；B_oi——平均原始原油體積系數。

地層原油中的原始溶解氣地質儲量按下式計算：

G_S=10^-4N·R_si

式中：G_s——溶解氣的地質儲量，10⁸ m³；R_si——原始溶解氣油比，m³/t。

容積法是計算油田地質儲量的主要方法。該方法適用於不同勘探開發階段，不同圈閉類型、儲層類型及驅動方式的油藏。計算結果的可靠程度取決於資料的數量和准確性。對於大、中型構造油藏的精度較高，而對於復雜類型油藏則精度較低。

2. 儲量參數的確定

（1） 含油麵積

含油麵積是指具有工業性油流地區的面積，是油藏產油段在平面上的投影范圍。容積法計算石油儲量公式中，含油麵積的精度對石油儲量的可靠性有決定性的影響。所以，准確地圈定含油麵積是儲量計算的關鍵。

含油麵積的大小，取決於產油層的圈閉類型、儲層物性變化及油水分布規律。對干均質油層、岩性物性穩定、構造簡單的油藏來說，可根據油水邊界確定含油麵積。對於地質條件復雜的油藏，含油邊界往往由多種邊界構成，如油水邊界、油氣邊界、岩性邊界及斷層邊界等。對於這一類油藏在查明圈閉形態、斷層位置、岩性邊界以及確定油藏油水分布規律之後，才能正確圈定含油麵積。

岩性邊界是指有效儲層與非有效儲層的分界線，也稱有效厚度零線。在確定岩性邊界時，要先確定儲層的砂岩尖滅線，然後根據規則確定岩性邊界線。

從概率學角度講，在一口無有效厚度 （物性差或岩性尖滅） 的井與相鄰有有效厚度的井之間，有效厚度零線的位置可能出現在兩井之間的任意點上，而且出現的機會均等。相對而言，零線放在兩井間的中點位置，是概率誤差最小的簡化辦法。同理，在一口有效厚度的井與相鄰相變為泥岩的井之間，岩性尖滅線的位置也應在井距1/2處。考慮到砂岩物性標准比儲層有效厚度物性標准低，砂體末端雖不以楔形遞減規律尖滅，但仍存在變差的趨勢，所以可將零線定在尖滅線至有有效厚度的井之間1/3距離處。用這種方法因定的岩性邊界，計算平均有效厚度時，宜採用井點面積權衡法或算術平均法，而不宜用等厚線面積權衡法。

斷層邊界是斷層控油范圍，是斷層面與油層頂、底面的交線。當油層位於斷層下盤時，斷層邊界為油層底面與斷層面的交線；當油層位於斷層上盤時，斷層邊界為油層頂面與斷層面的交線。

油水邊界為油層頂 （底） 面與油水接觸面的交線。油水接觸面指油藏在垂直方向油與水的分界面。對於邊水油藏，油水接觸面與油層頂面的交線為外含油邊界，它是含油麵積的外界；油水接觸面與油層底面的交線為內含油邊界，它控制了含油部分的純含油區；內、外含油邊界之間的含油部分也稱為過渡帶，油水過渡帶的寬窄主要取決於地層傾角，地層傾角大的油藏，過渡帶窄，地層傾角小的油藏，過渡帶寬。對於底水油藏，由於底水存在，只有外含油邊界。如果油層的厚度變化很小，則內外油水邊界和構造線平行。如果油層厚度在平面上有明顯變化，這時內外含油邊界不平行，在相變情況下，它們在油層尖滅位置上相合並 （圖7-1）。

圖7-1 油水邊界特徵圖

油水接觸面確定方法有以下3種：

1） 利用岩心、測井以及試油等資料來確定油水接觸面。在實際工作中，對一個油藏來說，首先要以試油資料為依據，結合岩心資料的分析研究，制定判斷油水層的測井標准，然後劃分各井的油層、水層及油水同層。在此基礎上按油、水系統，根據海拔高度作油底、水頂分布圖。如圖7-2所示，按剖面將井依次排列起來，在圖上點出各井油底、水頂位置，並分析不同資料的可靠程度。在研究油藏油水分布規律的基礎上，在油底與水頂之間劃分油水接觸面。

圖7-2 確定油水界面圖 （據韓定榮，1983）

2） 應用毛管壓力曲線確定油水接觸面。應用油層岩心的毛管壓力曲線，再結合油水相對滲透率曲線，人們能夠較准確地劃分出油水接觸面。如圖7-3所示，實驗室測定的毛管壓力曲線 （汞-空氣系統） 可換算為油藏條件下的毛管壓力曲線 （油-水系統），而且縱坐標上的毛管壓力可轉換成自由水面以上的高度表示。如果一個油田，通過岩心分析、測井解釋或其他間接方法取得含油飽和度數值時，就可直接做出含油飽和度隨深度的變化圖，即油藏毛管壓力曲線。若已知油層某部位的含油飽和度，就可在曲線上查得某部位距油水接觸面的相對高度，進而可求出油水接觸面深度。

圖7-3 利用毛細管壓力曲線與相對滲透率曲線劃分油水接觸面示意圖

3） 利用壓力資料確定油水接觸面。在一個圈閉上，只要有一口井獲得工業性油流，而另一口井打在油層的邊水部分，且這兩口井通過測試獲得了可靠的壓力和流體密度的資料，就可以利用這兩口井的壓力資料、油和水密度資料計算油水接觸面。圖7-4示，1號井鑽在油藏的頂部，測得的油層地層壓力為p_o，2號井鑽在油藏的邊水部分，測得的水層地層壓力為p_w。在油藏內，2號井的地層壓力p_w為：

油氣田開發地質學

式中：H_o——1號井油層中深海拔高度，m；H_w——2號井水層中深海拔高度，m；H_ow——油水接觸面海拔高度，m；ΔH——1號井與2號井油、水層中深的海拔高度差，m；ρ_o——油的密度，g/cm³；ρ_w——水的密度，g/cm³。

圖7-4 利用測壓資料確定油水接觸面示意圖

當構造圈閉上只有一口油井，而邊部無水井時，可以利用區域的壓力資料和水的密度資料代替鑽遇水層的井的測壓資料來計算油水接觸面深度。

確定了岩性邊界、斷層邊界、油水邊界 （油氣邊界），也就圈定的含油范圍，這樣可以計算含油麵積。

（2） 油層有效厚度

油層有效厚度是指油層中具有產油能力部分的厚度，即工業油井內具有可動油的儲層厚度。劃分有效厚度的井不能理解為任意打開一個單層產量都能達到工業油流標准，而是要求該層產量在全井達到工業油井標准中有可動油流出即可。因此，作為油層有效厚度必須具備兩個條件：一是油層內具有可動油；二是在現有工藝技術條件下可供開采。所以，在工業油流井中無貢獻的儲層厚度不是有效厚度，不是工業油流井不能圈在含油麵積內，不劃分有效厚度。

研究有效厚度的基礎資料有岩心錄井、地層測試和試油資料、地球物理測井資料。我國總結了一套地質和地球物理的綜合研究方法：以單層試油資料為依據，對岩心資料進行充分試驗和研究，制定出有效厚度的岩性、物性、含油性下限標准，並以測井解釋為手段，應用測井定性、定量解釋方法，制定出油氣層劃分標准，包括油、水層標准，油、干層標准及夾層扣除標准，用測井曲線及其解釋參數確定油、氣層有效厚度。

1） 有效厚度物性標准

當油層的有效孔隙度、滲透率及含油飽和度達到一定界限時，油層便具有工業產油能力，這樣的界限被稱之為有效厚度的物性標准。由於一般岩心資料難以求准油層原始含油飽和度，通常用孔隙度和滲透率參數反映物性下限。

確定有效厚度物性下限的方法有測試法、經驗統計法、含油產狀法及鑽井液浸入法等。

◎測試法：測試法是根據試油成果來確定有效厚度物性下限的方法。對於原油性質變化不大，單層試油資料較多的大油田，可直接做每米採油指數和空氣滲透率的關系曲線。每米採油指數大於零時，所對應的空氣滲透率值，即為油層有效厚度的滲透率下限 （圖7-5）。

圖7-5 單位厚度採油指數與滲透率關系曲線

利用單層試油資料與岩心測定的孔隙度、滲透率資料交繪圖來確定有效厚度的物性下限。如圖7-6所示，圖中指出產油層滲透率下限為18×10^-3μm²，孔隙度下限為17％。

圖7-6 試油與物性關系圖

◎經驗統計法：根據美國通常使用經驗統計法，對於中低滲透性油田，將全油田的平均滲透率乘以5％，就可作為該油田的滲透率下限；對於高滲透性油田，或者遠離油水接觸面的含油層段滲透率平均值乘以比5％更小的數字作為滲透率下限。他們認為，滲透率下限值以下的砂層的產油能力很小，可以忽略。

◎含油產狀法：在取心井中，選擇一定數量的岩心收獲率高，岩性、含油性較均勻，孔隙度、滲透率具有代表性的油層進行單層試油，確定產工業油流的油層的含油產狀下限，進而確定儲層物性下限。如圖7-7所示，本例試油證實油浸和油斑級的油層不產工業油流，因此飽含油和富含油級的油層是有效油層，它們的物性下限為有效厚度的物性下限。

圖7-7 油層物性界限岩樣分布圖

◎鑽井液侵入法：在儲層滲透率與原始含油飽和度有一致關系的油田，利用水基鑽井液取心測定的含水飽和度可以確定有效厚度物性下限。水基鑽井液取心中，鑽井液對儲層產生不同程度的侵入現象。滲透率較高的儲層，鑽井液驅替出原油，使取出岩樣測定的含水飽和度增高；滲透率較低的儲層，鑽井液驅替出原油較少；當滲透率降低到一定程度的儲層，鑽井液不能侵入，取出岩樣測定的含水飽和度仍然是原始含水飽和度。因此，含水飽和度與空氣滲透率關系曲線上出現兩條直線，其交點的滲透率就是鑽井液侵入與不侵入的界限 （圖7-8）。鑽井液侵入的儲層，反映原油可以從其中流出，因此為有效厚度。鑽井液未侵入的儲層，反映原油不能從其中流出，因此為非有效厚度。交點處的滲透率就是有效厚度下限。用相同方法也可以定出孔隙度下限。

圖7-8 鑽井液侵入法確定滲透率下限圖

2） 有效厚度的測井標准

有效厚度物性標准只能劃分取心井段的有效厚度。對於一個油田，取心井是有限的，大量探井和開發井只有測井資料，要劃分非取心井的有效厚度，必須研究反映儲層岩性、物性及含油性的有效厚度測井標准。

油層的地球物理性質是油層的岩性、物性與含油性的綜合反映。因此，它也能間接地反映油層的 「儲油能力」 和 「產油能力」。顯然，當油層的地球物理參數達到一定界限時，油層便具有工業產油能力，這界限就是有效厚度的測井標准。

在測井曲線上劃分有效厚度的步驟是：首先根據油水層標准判斷哪些是油 （氣） 層，哪些是水層；然後在油水界面以上，根據油層、干層標准區分哪些是工業油流中有貢獻的有效層，哪些是無貢獻的非有效層 （即干層）；最後在有效層內扣除物性標准以下的夾層。所以有效厚度測井標准包括油、水層解釋標准，油、干層標准及夾層標准。對油、氣、水分布復雜，剖面上油氣水交替出現的斷塊油藏、岩性油藏，確定有效厚度的關鍵是制定可靠的油水層解釋標准 （圖7-9）；對於具有統一油水系統、砂泥岩交互出現的油藏，關鍵是制定高精度的油、干層標准 （圖7-9）。

圖7-9 某油田油、水、干層測井解釋標准

3） 油層有效厚度的劃分

油層有效厚度劃分時，先根據物性與測井標准確定出有效層，然後劃分出產油層的頂、底界限，量取總厚度，並從總厚度中扣除夾層的厚度，從而得到油層有效厚度。

利用測井資料劃分油層頂、底界限，量取油層總厚度時，應當綜合考慮能清晰地反映油層界面的多種測井曲線，如果各種曲線解釋結果不一致時，則以反映油層特徵最佳的測井曲線為准。例如，我國東北部某大油田，採用微電極、自然電位、視電阻率3條曲線來量取產層總厚度 （圖7-10）。

對於具有高、低阻夾層和薄互層的油層來講，除量取油層總厚度外，還必須扣除夾層的厚度。由於低阻夾層多為泥質層，故量取低阻夾層厚度應以自然電位曲線作為判別標志，以微電極和視電阻率曲線作驗證，最後，以微電極曲線所量取的厚度為准。量取高阻夾層的厚度應以微電極曲線顯示的尖刀狀高峰異常為判別標志 （圖7-11）。用油層總厚度減去夾層厚度便得油層有效厚度。

（3） 油層有效孔隙度

油層有效孔隙度的確定以實驗室直接測定的岩心分析數據為基礎。對於未取岩心的井採用測井資料求取有效孔隙度，並與岩心分析數據對比，以提高其精度。計算的地質儲量是指油藏內的原始儲油量，應使用地層條件下孔隙度參數。採用地面岩心分析資料時，應將地面孔隙度校正為地層條件下孔隙度。有效孔隙度的獲得有兩種途徑：一是岩心分析有效孔隙度；二是測井解釋有效孔隙度。

圖7-10 油層有效厚度量取方法示意圖

圖7-11 扣除夾層示意圖

通過鑽井取心，將砂岩儲層取到地面後，由於壓力釋放、彈性膨脹，孔隙度有所恢復，所以一般在地面常壓下測量的岩心孔隙度大於地層條件下的孔隙度。計算儲量時應將地面孔隙度校正為地層條件的孔隙度。

實驗室提供了不同有效上覆壓力下的三軸孔隙度，利用這些數據就能夠對地面孔隙度進行壓縮校正。根據美國岩心公司研究，三軸孔隙度轉換為地層孔隙度的公式為：

φ_f=φ_g-(φ_g-φ₃)ε

式中：φ_f——校正後的地層孔隙度，小數；φ_g——地面岩心分析孔隙度，小數；φ₃——靜水壓力作用下的三軸孔隙度，小數；ε——轉換因子。

D. Teeuw通過對人造岩心模型的理論計算和實際岩心測試，得出轉換因子為：

油氣田開發地質學

式中：λ——岩石泊松比，即岩石橫向應變和軸向應變的絕對值的比值，是無因次量。

確定岩樣所在油藏有效上覆壓力下的三軸孔隙度和地面孔隙度後，即可算出每塊岩樣的地層孔隙度。為尋求本地區地面孔隙度壓縮校正規律，可制定本地區關系圖版或建立相關經驗公式。油區可利用這種圖版或相關經驗公式，將大量常規岩心分析的地面孔隙度校正為地層孔隙度。

（4） 油層原始含油飽和度

原始含油飽和度是指油層在未開采時的含油飽和度S_oi，一般先確定油層束縛水飽和度S_wi，然後通過1-S_wi求得原始含油飽和度。

確定含油飽和度的方法有岩心直接測定、測井資料解釋、毛細管壓力計算等方法。

1） 岩心直接測定

使用油基鑽井液取心，測定束縛水飽和度，然後計算出原始含油飽和度。

油基鑽井液取心井成本高，鑽井工藝復雜，工人勞動條件差。我國一般用密閉取心代替油基鑽井液取心。密閉取心採用的是水基鑽井液，利用雙筒取心加密閉液的辦法，以避免岩心在取心過程中受到水基鑽井液的沖刷。

近幾年來，美國高壓密閉冷凍取心工藝獲得成功。這種取心方法是在取心筒內割心至岩心起出井口前，岩心筒始終保持高壓密封的條件。岩心到井口後立即放在乾冰中冷凍，使油、氣、水量保持原始狀態。此方法價格高昂，取心收獲率僅在60％左右。

前蘇聯採用井底蠟封岩心的取心方法取得較好的效果。具體做法是在地面用石蠟充滿取心筒，在取心過程中，岩心進入熔化的石蠟中，阻止鑽井液與岩心接觸。多數情況下，地面可取得蠟封好的岩心。

2） 測井解釋原始含油飽和度

由於油基鑽井液取心和密閉取心求原始含油飽和度成本高，一般一個油區只有代表性幾口井，即使有的油田有1～2口油基鑽井液取心井，它的飽和度數據也不能代表整個油田，因此經常用測井資料解釋原始含油飽和度。往往測井解釋原始含油飽和度偏低，有時偏低達5％～10％。為了彌補測井解釋這一弱點，在有油基鑽井液取心井或密閉取心井的地區，都要尋求測井參數和岩心直接測定的原始含油飽和度的關系，以提高測井解釋精度。

3） 利用實驗室毛細管壓力資料計算原始含油飽和度

實驗室的毛細管壓力曲線是用井壁取心、鑽井取心的岩樣測定的，而每一塊岩樣只能代表油藏某一點的特徵，只有將油藏上許多毛細管壓力曲線平均為一條毛細管壓力曲線才能代表油藏的特徵，才有利於確定油藏的原始含油飽和度。J函數處理是獲得平均毛細管壓力資料的經典方法。用平均毛細管壓力曲線確定油藏原始含油飽和度步驟如下：

(1)將室內平均毛細管壓力曲線換算為油藏毛細管壓力曲線

實驗室毛細管壓力表達式：

油氣田開發地質學

油藏毛細管壓力表達式：

油氣田開發地質學

式中：σ_L，θ_L及 （p_c）_L——分別為實驗室內的界面張力、潤濕角及毛細管壓力；σ_R，θ_R及 （p_c）_R——分別為油藏條件下的界面張力、潤濕角及毛細管壓力。

上兩式相除，得：

油氣田開發地質學

(2)將油藏條件下的毛細管壓力換算為油柱高度

油氣田開發地質學

式中：H——油藏自由水面以上高度，m；（p_c）_R——油藏毛細管壓力，MPa；ρ_w和ρ_o——分別為油藏條件下油與水的密度，g/cm³。

圖7-12A為室內毛細管壓力曲線轉換為自由水面以上高度表示的含水飽和度關系圖。

(3)確定油層原始含油飽和度

圖7-12A可轉換為油水飽和度沿油藏埋藏深度分布圖 （圖7-12B）。根據該圖可查出油層任意深度所對應的原始含水飽和度，則可求出原始含油飽和度。

圖7-12 毛管壓力曲線縱坐標的變換 （據范尚炯，1990）

（5） 地層原油體積系數

地層原油體積系數是將地下原油體積換算到地面標准條件下的脫氣原油體積的重要參數。凡產油的預探井和部分評價井，應在試油階段經井下取樣或地面配樣獲得准確的地層流體高壓物性分析數據。

（6） 地面原油密度

地面原油密度應根據一定數量有代表性的地面樣品分析結果確定。

C. 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

D. 儲油氣層的檢測方法是什麼

1.常規分析1）薄片及鑄體薄片鑒定

表2—16 岩屑含油等級指數（以冀東油田為例）

（4）油田水及乾酪根中有機酸測定。

油田水及乾酪根中的有機酸在埋藏成岩次生孔隙形成中有重要的作用。這些低碳酸（C1—C6）的單、雙官能團羧酸（包括甲、乙、丙、丁、戊酸及甲二酸、乙二酸、丙二酸、丁二酸、戊二酸）能有效地絡合礦物中的鋁，形成易溶於水的有機鹽，從而大大提高了鋁硅酸鹽及碳酸鹽礦物的溶解度，導致孔隙度增加。因而有機酸高濃度帶也就是次生孔隙發育帶。

Surdam R.C.（1982）對次生孔隙形成曾作了系統的實驗研究。研究結果表明，導致碳酸鹽礦物，特別是硅酸鹽礦物溶解的是孔隙水中的羧酸。

Carothers和Kharaba（1978）曾查明，在80～140℃的溫度范圍內，油田水中所含羧酸可達100～1000μg/g。

目前，測定有機酸的方法有離子色譜法、氣相色譜法、液相色譜法、毛細管電泳法等多種。

E. 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。

F. 儲油氣層的檢測方法常規分析有哪些

1）薄片及鑄體薄片鑒定

表2—3 岩漿岩及變質岩儲油氣層特徵（1）礫岩。
鏡下一般只能鑒定細礫岩，鑒定時使用低倍鏡。在手標本鑒定基礎上進一步鑒定礫石成分與填隙物成分和結構等。
（2）砂岩。
①成分及含量。
a.碎屑顆粒，指石英、長石、岩屑（包括岩漿岩、變質岩、沉積岩）及其它如重礦物及雲母等顆粒。
b.雜基，主要指泥質和細粉砂。
c.膠結物，指鐵質、硅質、碳酸鹽礦物（方解石、白雲石、鐵白雲石、菱鐵礦等），自生的粘土礦物（高嶺石、蒙皂石、綠泥石、伊/矇混層等），其次還有石膏、硬石膏、海綠石等，判斷它們含量及形成順序。
②結構：a.顆粒結構，顆粒大小、形狀、磨圓等；b.填隙物結構；c.孔隙（包括孔隙含量類型、大小、幾何形狀、連通性、分選性），鑄體薄片可有效地統計面孔率；d.支撐型與膠結類型。
③顯微構造：如微遞變、微沖刷、微細層理等。
④含油及化石情況。
⑤岩石定名：顏色+構造+粒度+成分。一般砂岩類型可分為純石英砂岩、石英砂岩、次岩屑長石砂岩或次長石岩屑砂岩、長石岩屑砂岩或岩屑長石砂岩、長石砂岩、岩屑砂岩等。
⑥砂岩的成岩作用。
⑦砂岩成因分析。
應從以下幾方面入手：
a.從碎屑成分看陸源區母岩性質及大地構造情況；b.從成分成熟度看風化作用強弱和搬運距離；c.從結構成熟度（分選、磨圓、雜基含量）及沉積構造看搬運介質方式，推斷沉積環境；d.從化學膠結物推斷成岩環境及成岩作用；e.從顏色（岩石及膠結物）推斷沉積環境。
（3）火山碎屑岩。
火山碎屑岩是火山作用產生的各種碎屑物沉積後，經熔結、壓結、水化學膠結等成岩作用形成的岩石。
在薄片下可確定火山碎屑物由石屑（包括岩屑、火山彈、塑性岩屑）、晶屑、玻屑（剛性及塑性岩屑）組成。
與石油儲層密切相關的岩石為凝灰岩、沉凝灰岩及火山碎屑沉積岩。
在薄片鑒定中要密切注意火山碎屑岩中原生或次生孔、洞、縫發育、保存與充填情況。
（4）泥岩（粘土岩）。
在手標本基礎上進一步鑒定粘土岩成分。包括機械混入物成分及含量，自生礦物種類，形狀、含量，生物化石等，鑒定結構、構造次生變化、結合X衍射資料對泥岩定名。
（5）碳酸鹽岩。
在手標本肉眼觀察鑒定的基礎上，偏光顯微鏡下系統描述鑒定岩石薄片：
①礦物成分。碳酸鹽岩中常見礦物有：a.碳酸鹽礦物主要是方解石、白雲石，其次是鐵白雲石、鐵方解石、菱鐵礦、菱鎂礦和菱錳礦等；b.自生的非碳酸鹽礦物，如石膏、硬石膏、重晶石，天青石、石英、海綠石等；c.陸源碎屑混入物，如粘土礦物、石英、長石及一些重礦物等。
②結構組分和結構類型。
碳酸鹽岩的結構在一定程度上反映了岩石的成因，它是岩石的重要鑒定標志，也是岩石分類命名的依據。
a.具顆粒結構的碳酸鹽岩，顆粒類型包括內碎屑、鮞粒、生物顆粒、球粒、藻粒等；填隙物由化學沉澱物（亮晶膠結物）及泥晶基質及少量陸原雜基及滲流粉砂組成；注意它們的膠結類型。
b.具晶粒結構的碳酸鹽岩，注意晶粒的大小，自形程度。
c.具生物格架的碳酸鹽岩描述造礁生物種類、骨架的顯微結構、礦物成分，大小分布等特點。
③沉積構造。
包括顯微層理、微型沖刷、充填構造、結核構造、縫合線及成岩收縮縫等，烏眼及示底構造、生物鑽孔、潛穴生物擾動等。
④成岩作用。
主要有溶解作用、礦物的轉化作用和重結晶作用、膠結作用、交代作用、壓實作用和壓溶作用。注意觀察這些成岩階段（同生期、早成岩期、晚成岩期、表生期）、不同成岩環境（海底成岩環境和大氣淡水成岩環境，淺—中埋藏成岩環境、深埋藏成岩環境、表生成岩環境）中的特點和識別標志。
⑤孔隙和裂縫。
用鑄體薄片觀察原生及次生孔隙，以次生孔隙發育為特徵的儲層還包括構造裂縫描述與觀察。從孔隙結構類型來講，主要有粒內、粒間、晶間、生物格架、遮蔽、鳥眼、鑄模等孔隙，還有溶孔、溶縫、溶溝、溶洞等。
⑥岩石綜合定名。
附加岩石名稱（顏色+成岩作用類型+特殊礦物+特殊結構）+岩石基本名稱（結構命名+礦物成分）命名，主要岩石類型有：泥晶灰岩或白雲岩、粒屑泥晶灰岩或白雲岩、泥晶粒屑灰岩或白雲岩、亮晶粒屑灰岩或白雲岩。
⑦環境分析。
a.顆粒形成環境；b.顆粒沉積環境；c.成岩研究。
（6）岩漿岩與變質岩。
①岩漿岩。我國岩漿岩儲層的岩石類型以熔岩為主，最主要的是玄武岩和安山岩、次火山岩、流紋岩和脈岩類。
②變質岩。包括區域變質岩、混合岩、接觸變質岩和動力變質岩。
2）孔隙度、滲透率、含油氣飽和度、含水飽和度測定儲層孔隙特徵的研究是儲層研究的一項重要內容，這是因為關系著儲層的儲集性能和產能。流體在儲集層中的滲流不僅受限於宏觀儲層的幾何形態而更多的受微觀的孔隙特徵所制約，因而研究儲層的孔隙特徵對儲層的認識與評價，油氣層產能的預測、油水在油層中的運動、水驅油效率及提高採收率均具有實際意義。
（1）孔隙度。
岩樣的總孔隙度Φ=Vp/Vf是指岩樣所具有的孔隙度容積Vp與岩樣的外表體積Vf的比值，通常以百分數表示。
通常使用的孔隙度為有效孔隙度Φe=Vep/Vf，其中Φe為有效孔隙度（流動連通孔隙度），Vep為有效孔隙體積（除去死孔隙及微毛細管孔隙）。有效孔隙度是計算儲量和評價儲層特性的重要指標，在實驗室常用飽和煤油法及氣體法進行測定。
（2）滲透率。
在一定的壓差下岩石連通的孔隙系統可以讓油、氣、水在其中流動。為衡量流體通過多孔介質的能力通常採用滲透率來量度。當岩石為單流體100%飽和且流體與岩石不發生任何物理化學作用時所測得的岩石滲透率為絕對滲透率。
決定滲透率的因素：①孔隙半徑，K=Φr2/8（K滲透率、Φ孔隙度、r孔隙半徑）；②岩石比表面，岩石比表面越大，滲透率越小；③滲透率隨岩石顆粒變細而急劇下降，砂岩滲透率隨著泥質含量增加而急劇下降，另外油層岩石的沉積條件及埋藏深度也影響滲透率大小。
孔隙度、滲透率資料必須繪制孔隙度直方圖、滲透率直方圖等。
（3）流體飽和度。
所謂飽和度系指單位體積內油、氣、水所佔的體積百分數。

式2—1中：Vo、Vg、Vw分別為油、氣、水在油層孔隙中所佔體積；So、Sg、Sw分別為油、氣、水飽和度。
3）粒度分析、重礦分析（1）粒度分析。
測定碎屑沉積物中不同粗細顆粒含量的方法稱粒度分析。粒度是碎屑沉積物的重要結構特徵，是其分類命名（如礫、砂、粉砂、粘土等）的基礎，是用來研究其儲油性能的重要參數（如粒度中值、分選系數等），有時也可用粒度資料作為地層對比的輔助手段。但是粒度分析更廣泛地應用於沉積學的研究，近幾年來已成為沉積環境研究的重要標志。
①粒度分析方法。
a.篩析法；b.沉降法；c.薄片粒度分析。
目前已發展成用圖像法及顆粒計數法來取代人工薄片顆粒計數法。
②粒度分析資料整理。
a.編制粒度分析數據表（各粒度的重量百分比及各粒級累積重量百分比），數據繪製成圖（包括直方圖、頻率曲線圖、累積曲線圖、概率曲線圖、C—M圖）；b.粒度參數：粒度平均值（Mz）、中值（Md）、眾數（Mo）、標准偏差（σ1）、偏度（SK1）、峰度（Kg）。
（2）重礦分析。
將砂岩中比重大於2.86的礦物分離出來進行專門研究的方法叫重礦分析，重礦物在碎屑岩中含量很少，一般不超過1%，主要分布在0.25～0.05mm粒級內。
重礦物資料分析及意義。
①母岩性質分析：不同類型母岩其重礦物組合不同，利用重礦物組合與含量變化來解釋母岩區（表2—4）。
②物質來源方向分析：利用水平方向上重礦物種類和含量變化圖，可以推測物質的幾個來源方向。
③母岩侵蝕順序確定：重礦物剖面同一侵蝕區上下層位可有不同的母岩，隨時間進展，最先侵蝕的最上面層位的岩層，它們產生的物質（包括重礦物組合）在沉積區是沉積在最底層；最後受侵蝕的是最下部層位的母岩，但沉積在最上部層位中。

表2—4 不同母岩的重礦物組合④劃分和對比地層。