A. 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，So＝1-Sw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：Sw——含水飽和度，％；φ——岩石孔隙度，小數；So——含油飽和度，小數；Rt——地層真電阻率，Ω·m；a，b——與岩性有關的系數；Rz——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：
Sw=[F·b·Rz/Rt]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Rz有關。通過多元回歸分析，建立的關系式為：
F=eK
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=A1eA
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：Uφ——過濾電位，mV；Rmf——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；Aφ——與岩石物理化學性質有關的過濾電動勢系數 （Aφ＝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Rmf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（Rmf/Rz）＝SSP/K，則：
Rz=10(lgR (SSP=SP-Uφ,K=64.7683+0.2372t)
式中：Rz——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（Sw＝Sxo），Rz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 （Rz）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：SwD——驅油效率，SwD＝（Sw-Swi）/（1-Swi），小數；Sw——含水飽和度，小數；Swi——產層束縛水飽，小數；Sor——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fw，從而利用上式可計算出產層的含水飽和度Sw，進而得到產層剩餘油飽和度So＝1-Sw。
（1） 產水率的確定
主要利用生產測井持水率 （γw） 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：ρm——測量的混合液密度，g/cm3；ρo和ρw——油和水密度，g/cm3。
2） 壓差密度計
油氣田開發地質學
式中：ρm——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：
fw=1-(1-γw)(1+γw·VS/U)
式中：Vs——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fwd經油、水地層體積系數Bo和Bw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fw計算So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）μo和μw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：
μo=μob(p/pb)b
b=956.4295p1.187·exp(-0.013024p-11.513)
式中：μob——泡點壓力pb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μw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） Swi和Sor
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：
No=blgNw+a
式中：No——累積產油量，104t；Nw——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 （So） 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So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 （So） 可以由下式獲得：
油氣田開發地質學
式中：Soi——產層原始含油飽和度，小數；R——采出程度，小數；fw—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Soi，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：Qo，Qg，Qw——產層中油、氣、水的流量，cm3/s；μo，μg，μw——油、氣、水的粘度，mPa.s；Ko，Kg，Kw——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：
Krw=Kw/K,Kro=Ko/K,Krg=Kg/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Sw的計算公式，進而就可計算出剩餘油飽和度So。
（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：μo，μw——地層油、水的粘度，mPa·s；Bo，Bw——油、水地層體積系數，小數；do，dw——地層油、水的相對密度；Soi，Swi——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；Np——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：hk——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B1.k：
油氣田開發地質學
式中：B4.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；Kk，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Wp.k可以由乙型和丙型水驅特徵曲線聯立解出：
Wp,k=WORk/2.3B1,k
式中：WORk——k層組的水油比。水油比可由含水率fw，k計算：
Wp,k=fw,k/(1-fw,k)
含水率fw，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μw/μo相同。油水兩相的相對滲透率之比Ko/Kw由與k層組對應的滲飽曲線計算：
[Ko/Kw]k=eA
滲飽曲線截距A4.k由相應的統計式根據該井點地層滲透率Kk計算：
A4,k=ea
式中：a2，b2——統計常數。
如果給定k層組j井點處含水飽和度Sw，則由上幾式能分別計算出j井在k層組的累積產水量 （Wp，k）、累積產油量 （Np，k）、水驅曲線斜率 （B1，k）、滲飽曲線斜率 （B4，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So為：
So＝1-Sw
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＝［rij］n×m（0≤rij≤1），其中rij為第i因素對第j評語的隸屬度。矩陣R中的R＝ ｛ri2，ri2，ri3｝ 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，bi0＝max ｛bj｝ （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
B. 中深層隱蔽油氣藏滾動開發技術——以勝坨油田坨塊沙二段砂組岩性油藏為例
袁慶付艷李德慶
摘要勝坨油田沙三段下亞段—沙二段下亞段沉積時期，生儲蓋條件非常優越，易形成岩性油藏。隨著勘探程度的不斷提高，新區產能的建設也將面向中深層岩性油藏或一些特殊岩性體油藏，並從沉積模式的確定、滾動跟蹤、測井約束反演以及多手段方案優化等方面，對油氣田地下地質及開發方案的編制提出了新的要求，特別是開發階段的地震儲集層預測技術的應用，使中深層岩性油藏的開發成為可能。該文以坨142塊滾動開發為例，對滾動跟蹤、測井約束反演和相控儲集層描述等技術的成功運用進行詳細的闡述；並針對中深層隱蔽油氣藏的復雜性，總結了一套完整的滾動開發技術。
關鍵詞中深層隱蔽油氣藏滾動跟蹤測井約束反演相控儲集層描述
一、概況
目前，勝坨油田主體已進入特高含水期，正處於產量遞減階段。通過幾輪的精細油藏描述發現，主力油組的剩餘油分布零散，開采工藝要求高，僅靠挖潛穩產的難度很大。勝坨油田處於油氣資源十分豐富並具有多種油氣藏類型的復式油氣聚集帶，沙三段—沙二段下亞段沉積時期，來自北部陳家莊凸起和東部東營三角洲前緣河口壩沉積以及滑塌沉積的洪積扇、水下扇和濁積扇，形成了各類砂岩岩性油氣藏。隨著探區勘探程度的提高和勘探技術的進步，尋找該類隱蔽油氣藏已成為增儲穩產的重要目標。新區產能的建設也將面向中深層岩性油藏或一些特殊岩性體油藏。中深層隱蔽油氣藏在勝坨油田開發初期個別井就已經鑽遇，但由於勘探程度以及開發技術的制約，一直未能形成規模。開發階段的地震儲集層預測技術的應用，使中深層岩性油藏的快速開發成為可能。
「八五」以來，地震儲集層預測技術在國內的應用發展較快，應用成果也比較顯著。其中，測井約束地震反演技術代表了地震儲集層預測技術發展的趨勢。近幾年，開發地震界以優化復雜岩性油藏開發部署，提高開發效果和經濟效益為目標，開展了高精度的地震儲集層預測研究，對於淺層（深度小於2000m）岩性油藏，地震儲集層預測精度較高，在1口約束井/km2的情況下，地震儲集層預測的深度誤差一般小於5m，厚度誤差一般小於3m。對於中深層油藏，地震儲集層預測精度相對較差，但通過及時跟蹤，滾動布井，對復雜岩性油藏的開發仍有較好的指導作用。
勝坨油田勝三區沙二段15砂組為三角洲前緣亞相河口壩沉積。1999年在解釋該地區三維資料時發現了沙二段15砂組，從沙二段1～7油組加密井中，挑選了處於砂體有利部位的第一口關鍵井3-4-216井進行加深鑽探，於沙二段151層鑽遇油層1層10.2m，在沙二段152層鑽遇油層1層14.3m，並獲工業油流，從而發現了該油藏。之後，利用該井的資料進行了第一次測井約束反演，並部署了第二批關鍵井坨142-1（取心）、坨142-2井，全部鑽遇沙二段15砂組並獲得工業油流，從而揭開了坨142塊滾動開發的序幕。
坨142沙二段15砂組地層厚約150m，儲集層發育於其上部，坨142井區構造簡單，東北為勝北大斷層，向西、向南為岩性尖滅，是一個傾向東南的單斜構造，地層傾角較陡，約8°，油層埋深2580～2800m，構造高差220m。該塊經滾動開發，已探明含油麵積2.3km2，地質儲量560×104t。
二、精細地質綜合研究建立地質概念模型
1.沉積相確定
坨142砂體夾於暗色泥岩中，經岩心觀察，結合薄片鑒定及區域沉積資料，認為該砂體屬三角洲前緣亞相的河口砂壩，物源來自於東北部。砂體平面呈指狀，向湖心方向加厚分叉。
（1）岩石特徵
由坨142-1井的粒度資料分析，其岩石類型應屬於含粉砂細砂岩，平均粒度中值0.13mmm，最大粒度中值0.245mm，最小粒度中值0.062mm；泥質含量6.2%，分選系數1.67，分選中等。
鑄體薄片分析表明，砂岩中石英含量平均43%，長石含量27%，岩屑含量25%，岩石類型為長石岩屑砂岩，分選中—好，磨圓度為次稜角狀，點—線膠結，反映了砂岩的成分成熟度及結構成熟度中等。
（2）沉積構造及生物化石
該砂體岩心中水平層理、波狀交錯層理和泥岩互層反映了三角洲前緣遠砂壩的沉積特點；碳質夾層反映了靜水的分支間灣沉積，螺化石的出現則印證了三角洲平原的分支間灣的存在。
（3）概率曲線與C-M圖
該砂體S型的C-M圖以及其中RS段的發育，表明了不隨深度變化的完全懸浮的搬運方式（圖1）；圖2反映的是牽引流的概率分布。
2.地震相模式
地震相系指有一定分布范圍的地震反射單元。其地震反射參數如反射結構、幾何外形、振幅、頻率、連續性和層速度，皆與相鄰單元不同。對於沉積體而論，地震相可以理解為沉積相在地震反射剖面主要特徵的總和。對沉積相進行精細研究之後，將之與地震反射剖面上的主要特徵反復對比分析，認為坨142塊的楔狀的地震反射特徵符合三角洲前緣亞相的河口砂壩。
3.電相模式
沙二段15砂組1砂體儲集層岩性主要為粉細砂岩，岩性組合為反韻律，自然電位曲線以漏斗形為主，少數為箱形。沙二段15砂組2砂體儲集層頂部的自然電位為鍾形，岩性組合為正韻律；中下部以漏斗—箱形為主，岩性以夾細砂的粉細砂岩為主，岩性組合應為反韻律為主的復合韻律。
圖1坨142-1井沙二段15砂組樣品 C-M圖
圖2坨142-1井沙二段15砂組樣品粒度概率分布圖
綜合以上特徵相標志，可以確定沉積相類型；結合沉積相模式，在測井約束反演的解釋過程中加以運用，保證了解釋結果的合理性和可信性。
三、利用測井約束反演技術處理三維地震資料
測井約束地震反演是一種基於模型的波阻抗反演技術。這種方法利用測井資料，以地震解釋的層位為控制，從井點出發進行外推內插，形成初始波阻抗模型；然後利用共軛梯度法，對初始波阻抗模型不斷更新，使模型的合成記錄最接近於實際地震記錄，所得的波阻抗模型便是反演結果。
1.測井約束反演的可行性分析
坨142砂體為三角洲前緣河口壩沉積的儲集體，儲集層的速度為3550m/s，密度2.26g/m3，泥岩的速度為2990m/s，密度2.42g/m3，二者阻抗之差為787g/(m2·s）。坨142砂體埋藏深度2700m左右，平均單砂體厚度大於12m，在圍岩足夠厚的條件下，該地區地震資料在2700m深度可分辨砂體的最小厚度只有12m，進行測井約束反演有一定的難度。
目前，深層地震儲集層預測技術在油田開發中的應用仍處於探索階段，為了提高預測精度，有效地指導該地區的開發部署，特別是為了證實測井約束反演的可行性，通過正演模型驗證地震同相軸的反射為砂體的反射，證實了坨142砂體的存在。
2.合理選取參數，滾動跟蹤測井約束反演
坨142砂體自上而下精細劃分為沙二段15砂組1～5砂體共5個獨立的砂體，151、152砂體厚度和分布規模相對大一些，對應地震剖面有較好的響應，而153、154、155砂體的厚度和分布范圍都比較小，受地震資料解析度的限制，它們在地震剖面上均無響應。通過反演處理，僅對151、152砂體的邊界、形態和厚度變化進行了預測。
在預測過程中，從實際資料出發，精心製作合成地震記錄，並且以實際井抽稀的方式優選各個參數，力求反演結果能更真實地反映地下地質情況。
由於該塊儲集層預測的地震地質條件相對較差，所以預測精度不高。為了有效地指導井位部署，對坨142塊進行了6次滾動跟蹤反演。根據第一次反演結果，部署了第一批關鍵井，完鑽後發現砂體厚度和預測結果有一定的差別，便增加新井進行第二次反演，同樣的原因，增加新井進行第三次反演。根據第三次儲集層預測結果，結合地質和油藏工作，編制了年建產能10.2×104t的方案並獲通過。
方案實施過程中，邊打井邊跟蹤，不僅利用反演剖面指導打井，同時還利用鑽井資料對反演情況進行調整，以期下一次反演更切合實際。方案井實施完畢，鑽井成功率為100%。其中，沙二段15砂組1砂體有9口井鑽遇，平均有效厚度4m，沙二段15砂組2砂體有16口井鑽遇，平均有效厚度12.7m。
利用方案實施後鑽井資料，對坨142塊進行了第四次反演，擴大了砂體面積，並重新編制了圖件，結合地質以及油藏工程的新認識，增加了石油地質儲量193×104t。
第五、六次反演，再一次擴大砂體面積，又新增石油地質儲量442×104t，編制了年建產能14.1×104t的擴邊方案。
3.測井約束反演的精度分析
四次約束反演在中深層儲集層的應用，結果雖好，但也存在一些問題：對於縱向上層較厚、橫向上相變快、速度變化明顯的儲集層，反演以後沒有顯示，但其上、下的儲集層均有顯示，怎樣正確建立其反映地層變化的初始波阻抗模型，如何給出合適的約束條件，還有待進一步加強研究工作。勝北大斷層附近的儲集層在反演剖面上呈現空白，說明地震資料的信噪比受斷層的影響較大。
表1測井約束反演預測精度表
從表1中可以看出，儲集層厚度小於12m、大於8m的儲集層反演結果為頂面界面較清晰，但厚度的確定不理想，說明中深層的縱向解析度為12m以上。實踐證明，測井約束反演在勝坨中深層儲集層預測應用中是比較成功的，但也存在地震資料信噪比和解析度在中深層降低的問題。
四、相控儲集層解釋技術在中深層儲集層預測中的應用
中深層隱蔽油氣藏的相控儲集層解釋技術是地震儲集層預測技術中最重要的環節。其目的是利用建立的該油氣藏的沉積模式、地震相模式，完成地震相與沉積相的相互轉換、相互印證，再利用測井約束反演處理後的地震剖面對儲集層進行描述、預測。因為地震相與沉積相的相互轉換和相互印證的過程是個近似抽象的過程，由於地震相的多解性，特別是地震解析度的限制及構造假象和地震速度陷阱等因素影響，它的成功取決於地質家的經驗、以及各種資料的可信程度。因此，結合鑽井、測井、地層、地球化學等資料，在確定各隱蔽油氣藏的沉積相基礎之上，建立岩心相、測井相、地震相的對應關系，克服地震相的多解性，提高隱蔽油氣藏預測、描述的精度。遵循這一原則，相控儲集層解釋技術應做到地震與地質結合，宏觀與微觀結合、定性與定量結合。應用前人建立的沉積相模式對相同（相似）成因的油氣藏建立相同（相似）的地震相模式，利用測井約束反演處理後的剖面對其加以描述與預測。
1.相控儲集層解釋技術的提出
勝北大斷層附近的儲集層在反演剖面上呈現空白，最早解釋其為一個孤立的、向斷層一側很厚的一個楔狀的砂體，和斷層之間有200～300m的空白帶，這和地質家頭腦中的三角洲前緣亞相河口砂壩的相模式有一定的差距。確定沉積相之後，在河口壩的物緣方向、斷層附近的空白帶部署了一口滾動井，完鑽後鑽遇沙二段15砂組90餘m。
圖3相控儲集層預測技術流程
2.相控儲集層解釋技術的流程
結合鑽井、測井、地層、地球化學等資料，在確定各隱蔽油氣藏的沉積相基礎之上，建立岩心相、測井相、地震相的對應關系，克服單純使用地震相的多解性，以提高隱蔽油氣藏預測、描述的精度。之後，經過正演的驗證，才能將反演的結果應用於儲集層的定量描述之中（圖3）。
五、精選各項參數優化方案設計
油藏工程參數的優選直接關繫到開發方案的合理編制和實施，因此，應採用多方法對其進行優化，通過對同類油藏的類比、經驗公式以及數值模擬等方法對同一油藏工程參數進行合理的確定，以保障油藏的合理開發利用。
1.開發動態分析及認識
坨142塊目前完鑽井數共37口，投產29口井，初期平均單井產油31.3t/d，截至2000年5月1日，平均單井產油25.7t/d，平均動液面為1049.0m，累積採油22.93×104t，不含水，采出程度2.54%。依據對29口試采井的動態資料分析，對油藏有以下認識：①油井初期產量較高，但遞減較快；②油藏邊底水能量不充足；③該塊將有較長的無水採油期。
2.開發方式及開采方式
由於油藏邊底水能量不足，天然能量主要是油藏彈性能量。利用數模方法計算坨142塊彈性採收率僅為6.1%，依靠天然能量開采，採收率低；而注水開發與之相比，採收率可提高30%，因此，從提高採收率和經濟效益兩方面考慮，注水開發是此塊較為合適的開發方式。
3.注水時機的優選
為了能夠最大限度的利用地層能量開采，選擇合理的注水時機非常關鍵。應用數模優化並結合生產壓差和相鄰區塊進行分析，油井含水後須放大生產壓差保持穩產，地層壓力保持不宜太低。借鑒相鄰區塊坨7塊11、12砂體轉注前地層總壓降為7MPa，故坨142塊初步選定坨142塊地層總壓降為7MPa時轉注，即地層壓力保持在20MPa左右作為注水開發地層壓力的保持水平。
目前，坨142塊地層壓力已接近其應保持的水平，而油井產量都有較大程度的遞減，區塊內油井的平均動液面低於1000m，說明邊水能量供給不足，應該按原方案設計及時轉注補充地層能量。
4.開發層系
根據層系劃分與組合的一般原則，要保證層系有一定的油層厚度、地質儲量和產能，層系內油層物性和油性差別較小，層系間有穩定的隔、夾層等，並以主力層為主要對象，兼顧次要層。坨142塊主力砂體為沙二段的152砂體，沙二段151、153、154+5砂體都有一定的儲量，但規模較小。根據油藏地質及油藏工程綜合研究，該油藏具有以下特點：①砂體間有穩定的隔層；②各砂體均有較高的產能；③各砂體都具有獨立的油水系統；④砂體間原油性質有一定的差異；⑤具備一定的物質條件，沙二段151砂體儲量為49×104t，沙二段152砂體儲量為584×104t，沙二段153砂體儲量為195×104t，沙二段154+5砂體儲量為74×104t，分別占總儲量的5.43%、64.74%、21.62%和8.21%。
因此該塊具有分層開採的條件，根據以上原則，結合實際情況，將此塊劃分為3套層系進行開采：分別是沙二段151-2砂體、沙二段153砂體、沙二段154+5砂體。
5.井網井距
隨著井網的加密，油田最終採收率和可采儲量增加，而在井網加密到一定程度後，再加密井網，因可采儲量的增加而產生的新增產值將小於增加的投資額。因此，合理井網密度就是加密井網增加後的新增產值與投資額相等時的井網密度。
依據以上思路，坨142塊三套層系的合理井網密度計算結果為：沙二段151～2砂體，井網密度7.68口/m2，總井數44口，井距315m；沙二段153砂體，井網密度5.65口/m2，總井數12口，井距360m；沙二段154+5，井網密度3.27口/m2，總井數8口，井距490m。
6.產能的確定
（1）直井產能確定
依據試采井的資料測算，油井的生產壓差為3.7～7.7MPa，參考相鄰坨7塊的實際生產壓差為2.7～2.8MPa，由於該塊滲透率等物性較坨7塊差，綜合考慮，坨142塊生產壓差取值4MPa。由試采資料分析，採油指數為1.97～18.34t/(d·MPa），每米採油指數應為0.179～1.22t/(d·MPa），平均採油指數為6.447t/(d·MPa），平均每米採油指數為0.55t/(d·MPa）。
考慮油藏要細分層系開采，因此每米採油指數應分層系進行測算，則沙二段151、152、153砂體採油指數分別為0.75、0.52、0.47、0.56t/(d·MPa）。
根據確定的生產壓差和米採油指數分別計算了四個砂體的初期單井產能；沙二段151砂體10t/d，沙二段152砂體20t/d，沙二段153砂體20t/d，沙二段154+5砂體10t/d。
（2）水平井產能確定
由於該塊沙二段153、155砂體有底水，若採用水平井開采可有效的抑制底水錐進，控制含水上升，提高經濟效益。按目前水平井篩選標准，該塊沙二段151、152、153、154+5砂體均符合水平井開采標准，由於沙二段152砂體井網基本完善、沙二段154+5砂體有利部位已為直井開發，因此選擇沙二段151、153砂體有利部位部署水平井開發。
水平井初期產能確定應依據靜態參數，並利用水平井單井產能經驗計算公式，經計算採油指數為33t/(d·MPa），考慮邊底水影響，生產壓差不宜過高，取值1.5MPa，則水平井產能為49.5t/d，取值40.0t/d。
7.方案部署及指標匯總
依據實際情況，應用勝坨油田常用的七點法井網，對該塊進行了整體部署開發。部署總井數為65口，油井47口，其中利用老井19口，新井28口（水平井4口）。前三年年建產能23.5×104t,10年後采出程度為20.12%，含水85.2%。
六、結束語
隱蔽油氣藏的滾動開發技術是筆者針對勝坨油田中深層隱蔽油氣藏開發方案編制的總結。坨142塊沙二段15砂層岩性油藏滾動開發的研究，為類似的油氣藏的滾動開發提供了成功的經驗。對於中深層隱蔽油氣藏的滾動開發，測井約束反演預測精度相對較差，必須通過及時跟蹤，滾動布井，才能對復雜岩性油藏的開發起到了較好的指導作用。
C. 砂岩定容油藏動態綜合評價——以TK井為例
李宗宇陳珊楊磊
（西北石油局規劃設計研究院烏魯木齊830011）
摘要砂岩定容油藏一般分布局限，在開發中不作為重點，生產中很難取全各項資料，給這類油藏的開發和油藏工程設計帶來一定困難。塔河3號油田石炭系油藏各油層多為定容性油藏，作者以TK303井為例，利用生產資料，通過各種油藏工程計算方法對油藏動態進行綜合評價分析，並將此應用到整個塔河3號油田石炭系油藏。
關鍵詞砂岩定容油藏油藏工程計算生產資料
塔河3號油田石炭系油藏總體為層狀岩性－構造油藏，其頂部風化面附近可能存在不整合岩性油氣藏。油藏具有含油井段長（約280m）、油層分散、單層厚度小（一般為1.7～4.0m）、油水層相間出現的特點。在平面上，油氣層既受微幅度圈閉控制，部分油沙體的展布明顯又受岩性控制。部分油沙體互不連通，大部分沙體分布面積小，能量供給不足，開發難度很大。如何評價開發好此類油氣藏，其難度不亞於開發奧陶系油藏。塔河3號油田石炭系油藏的探明儲量為1111×104t，而該油田奧陶系油藏單井產能低，部分井因儲層的非均質性沒有產能而轉採石炭系。
目前本油藏有2口井3層次進行過試采，尚未獲得PVT資料，取得的生產資料也較少。
1高壓物性參數計算
石炭系油藏沒有取高壓物性樣，我們用經驗公式和已有的油藏工程軟體求取部分高壓物性參數。塔河3號油田石炭系試採的2井3層次中只有 TK303井Ⅱ油組5044.5～5050.0m段資料最全，現以TK303井Ⅱ油組試采資料進行物性參數計算。
Glaso計算飽和壓力的經驗公式：
塔里木盆地北部油氣田勘探與開發論文集
式中：pb——原油的飽和壓力（MPa）;
dg——閃蒸分離氣體的相對密度；
d0——閃蒸分離的地面原油相對密度；
Rs——閃蒸分離的總氣油比（m3/m3）；
t——地層溫度（℃）。
d。取0.696,d。取0.8247,Rs取58m3/m3,t取118℃，計算得pb=11.367MPa。
由公式（1）和公式（2）求得的飽和壓力在1.034～48.263MPa，壓力范圍內的標准差為6.98％，而在13.789～48.263MPa壓力范圍內的標准差為3.84％。
根據計算的pb和生產資料用西南石油學院研製的西油軟體求得的原油高壓物性參數如下：
原油體積系數——1.2137(m3/m3）；
原油壓縮系數——6.6647×10-4(1/MPa）；
原油飽和壓力——11.367(MPa）；
溶解氣油比——62(m3/m3）；
兩相體積系數——1.2137(m3/m3）；
地層原油粘度——1.300091(mPa·s）；
地層原油密度——0.7230685(g/cm3）。
用同樣方法可計算出溶解氣的高壓物性和地層水性質。
2動態綜合評價
2.1可采儲量概算
TK303井Ⅱ油組在5044～5050m段從1999年3月3日生產到5月21日關井轉層，本層累積產出原油4953.03t，產氣6.6312×104m3，產水為296.6m3，生產期間一直用6mm油嘴生產，並於1999年3月2日和5月22日各測地層壓力一次。在此以d為單位作遞減分析，其結果見表1及圖1。由表1看直線遞減相關系數最高，為0.9757，其次為指數遞減，相關系數為0.9457，由遞減類型和生產情況分析該油層具定容性質的油藏特徵。直線遞減率3.94 d-1，開采年限為106.6d，計算出的彈性驅可采儲量為0.546×104t。
表1TK303井Ⅱ油組產量遞減分析結果Table1The output decrease analytic result of well TK303－Ⅱ oil groups
2.2地質儲量的計算
據計算得到的高壓物性參數、生產資料數據、油藏參數，用西油軟體中封閉性油藏儲量計算模塊計算出TK303井Ⅱ油沙層單井彈性驅控制地質儲量為2.776×104t。
圖1TK303井產量遞減曲線圖Fig.1The output decrease curve of TK303 well
2.3驅動指數計算
根據未飽和油藏驅動指數計算公式，用算出的單井控制地質儲量、高壓物性參數和已有的地層壓降等資料求得驅動指數見表2及圖2。由表2知該油層存在彈性驅動和溶解氣驅動，以彈性驅動為主。略有天然水驅。2.4天然能量評估
表2TK303井Ⅱ油組驅動指數Table2The drive index of well TK303 oil groups
（1）無因次彈性產量比值
塔里木盆地北部油氣田勘探與開發論文集
式中：Np——累積產油量（104t）;
N——原始地質儲量（或單井控制儲量）（104t）;
Bo——壓力p下的原油體積系數（m3/m3）；
Boi——原始原油體積系數（m3/m3）;
Ct——總壓縮系數（1/MPa）;
pi——原始地層壓力（MPa）;
圖2TK303井Ⅱ油組驅動指數變化圖Fig.2The drive index mutative chart of well TK303－Ⅱ oil group
p——平均地層壓力（MPa）。
計算得 Npr=3.077579。
（2）采出1％地質儲量平均地層壓降
塔里木盆地北部油氣田勘探與開發論文集
計算得Dpr=0.5138521。
對於孔隙型砂岩油藏天然水驅動能量基於上述兩指標有如下分級：
第一，如果Dpx＜0.2,Npr＞30，那麼油藏初期天然能量充足，初期採油速度可以大於2％。
第二，如果0.2≤Dpr＜0.8,Npr=10～30，那麼油藏的天然能量較充足，初期採油速度可以取1.5%＜vo≤2％。
第三，如果0.8≤Dpr＜2.5,Npr=2～10，那麼油藏有一定的天然能量，初期採油速度可以取1.0%＜vo≤1.5％。
第四，如果Dpr≥2.5,Npr＜2，那麼油藏天然能量不足，初期採油速度取vo≤1.0％。
借鑒上述分級標准，目前的Npr值和Dpr值在天然驅動能量大小分布圖中處於第三類，說明天然能量為中等水平。推薦出合理的採油速度為1.0%＜vo≤1.5％。
塔河3號油田石炭系油藏各油組為同一壓力系統，試采資料顯示原油性質、氣油比、動態特徵相似。雖然有的油沙層有一定的邊水，開發中存在一定程度的天然水驅，但至少彈性驅和溶解氣驅能量是相同或相似的，就目前所處的階段和對油藏的認識而言，此方案可以用於塔河油田3區塊石炭系類似油藏的開發。
3應用
3.1採收率估算
利用所作做遞減分析的結果計算TK303井Ⅱ油組彈性驅可采儲量為0.546×104t；用西油軟體封閉性油藏儲量計算模塊計算 TK303井Ⅱ油沙層單井彈性驅控制地質儲量為2.776×104t；計算一次採收率可達19.67％。
3.2合理採油速度
利用計算無因次彈性產量比值Np和x采出1％地質儲量平均地層壓降Dpr在天然驅動能量大小分布圖中處於第三類，推薦出合理的採油速度為1.0%＜vo≤1.5％。考慮到經濟效益，推薦採油速度為1.5％。
3.3開采方式的確定
據計算的一次採收率可達19.67％，油藏大部分有定容封閉性油藏特徵，則可確定以衰竭式開采為主，而且主要在自噴期采出，後期可在主力油層實施籠統注水。事實上S46井停噴轉機抽生產後，在機抽生產時含水達70％，而供液嚴重不足，日產油水平只有1～2t，反映出二次採油後沒多大產能。
3.4其他參數的確定
知道合理的採油速度，再加上試井求得單井合理產能，就可求出所需生產井數。進而可求得油藏產能規模、油井停噴壓力等油藏工程設計所需參數。同時可驗證油組劃分和小層沉積相劃分對比的正確性，結合油藏地質研究成果就可劃分開發層系，研究開發井網。
參考文獻
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The comprehensive evaluation of behaviors of sandstone reservoir at constant volume——Taking well TK303 as an example
Li ZongyuChen ShanYang Lei
Abstract:The distribution of sandstone reservoir at constant volume is limited and this reservoir is not the main proction point,in the meantime,it is hard to obtain all sorts of information about it ring procing.It takes many difficulties for us to proce and design this kind of reservoir.Payzones of carboniferous reservoir in No.3 Tahe oil field are these reservoirs at constant volume.Taking well TK303 as a good example,The author utilized entire procing information to analyse and evaluate the reservoir comprehensively and applied it to the whole No.3 Tahe oil feld by means of using all kinds of calculation methods of reservoir engineering,using all kind of calculation methods of volume.
Key words:sandstone reservoir at constant volumereservoir engineering calculationproction information
D. 油藏工程如何通過圖來判斷油氣井驅動類型
有四種方法：
一、水壓驅動類型油藏：在原始地層條件下，當油藏的邊部或底部與廣闊或比較廣闊的天然水域相連通時，在油藏投入開發之後，由於在含油部分產生的地層壓降，會連續地向外傳遞到天然水域，引起天然水域內的地層水和儲層岩石的累加式彈性膨脹作用，並造成對油藏含油部分的水侵作用。天然水域愈大，滲透率愈高，則水驅作用愈強。如果天然水域的儲層與地面具有穩定供水的露頭相連通，則可形成達到供采平衡和地層壓力略降的理想水驅條件。
二、氣頂驅動類型油藏：有的油藏具有原生氣頂，這時油層的壓力即等於原始飽和壓力。隨著原油的開采，井底壓力將不斷下降，壓力降落所波及到的井底地區，將是溶解氣彈性膨脹驅油，隨著壓降區的擴大以致擴展到氣頂時，氣頂氣也會因壓力降落而產生彈性膨脹，從而使氣頂區擴大，成為驅油的能量。如果氣頂區和含油區相比足夠大，在某一開發階段也可成為驅油的主要能量。對於這種類型的油藏，稱之為氣頂驅油藏。
三、溶解氣驅動類型油藏：一個高於飽和壓力的油藏，隨著油田的開發，當油層壓力降至飽和壓力以下時，在岩石和流體的彈性能釋放並發揮驅油作用的同時，原來呈溶解狀態的溶解氣，便會從原油中揮發出來，成為氣泡分散在油中，在壓力降低時氣泡將產生彈性膨脹，這種彈性膨脹能也會發揮驅油流向井底的作用，並且地層壓力降得越低，分離出來的氣泡越多，所產生的彈性膨脹能也就越大。由於氣體的彈性膨脹系數要比岩石和液體的彈性系數大得多，一般要高出6～10倍，所以溶解氣的彈性膨脹能在開發的某一階段內將會起主要作用。在這種條件下開發的油藏稱為溶解氣驅油藏。
四、重力驅動類型油藏：有些油藏的油層具有較大的厚度，或具有較大的傾角(大於10。)，處於油層上部的原油依靠自身的位能或重力向低部位的井內流動，當前述的各種能量均已消耗之後，主要依靠重力驅油的油藏稱為重力驅動類型油藏。和其他分類一樣，這種分類更具有多因素性，普遍有兩種以上的天然驅動能量，而且在開采過程中主導的驅動能量往往會發生變化。特別是在目前，有時從油田開發開始時各種人工影響和改善油田開發效果的措施便同時應用，在這種情況下這種以天然驅動能量分類的方法顯然不能滿足需求，但是，對這種驅動能量一定要有所認識，因為人類正在模擬和補充這些能量繼續開採油藏，如注水、注氣。
E. 急求一篇關於油藏工程動態分析的課程設計大綱！！！
《油藏工程課程設計》
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一、 課程基本信息
1、課程英文名稱：The engineering design of oil reseroir
2、課程類別：專業實踐課程
3、課程學時：總學時2周
4、學 分：2
5、先修課程：石油地質基礎課、石油工程專業基礎課、油藏工程
6、適用專業：石油工程
7、大綱執筆：石油工程教研室 唐 海
8、大綱審批：石油工程學院學術委員會
9、制定時間：2006.11
二、 課程的目的與任務
該課程為石油工程專業油藏模塊學生必修課程，它既是石油工程專業主幹課《油藏工程》的擴展和補充，又是石油地質與石油工程各相關專業基礎和專業課程的綜合應用。學生在學完專業基礎課和專業課之後，為加深學生對油藏工程的深入了解，強化學生對油氣田開發工程的實踐訓練，系統、全面培養學生應用油藏工程理論與方法開展工程設計意識、工程設計基本步驟與方法而開設本課程。目的是為學生畢業後能夠更快綜合應用油藏工程理論與方法解決油藏工程相關問題，提高學生工程設計能力打下基礎。
三、 課程的基本要求
該課程的目的是使學生運用所學的石油地質與石油工程相關理論與方法，進行常規的油藏工程方案編制與工程設計，畢業後使學生能盡快適應油氣田開發工程技術工作。
學生通過設計應獲得以下幾方面的知識和能力：
1. 了解和掌握油藏工程方案編制與工程設計的目的、意義和作用。
2. 了解和掌握油藏工程方案編寫與工程設計的基本內容、基本原理和基本方法。
3. 基本掌握編寫油藏工程方案編寫與工程設計的基本原則、基本要求和編寫規范。
4. 完成一個具體油藏的「油藏工程方案編寫與工程設計」基本過程實踐訓練。
四、 教學內容、要求及學時分配
課程設計時間：兩周，安排在所有理論課結束之後，畢業設計之前。
課程分兩個階段進行，第一階段：由教師在課堂上對油藏工程方案的編寫要求、方法、內容及步驟，介紹常用的油藏工程設計方法，提供設計所需的基本資料和參數。第二階段：學生根據《油藏工程設計指導書》教材，分組分工獨立，但應相互配合完成一個具體油藏的「工程方案編寫與工程設計」基本過程實踐訓練，教師全程輔導。
1. 了解油藏工程方案編寫與工程設計規范(8學時)
⑴ 油藏工程方案編制與工程設計應遵循的基本原則及步驟
⑵ 油藏工程方案基本結構和相互關系
⑶ 油藏工程方案編寫規范及主要內容
a. 油田地理環境概述
b. 區域地質背景
c. 勘探開發簡況、試采特徵
d. 油藏地質及儲層特徵
a) 油藏構造特徵
b) 油藏斷裂特徵
c) 儲層沉積特徵及沉積相特徵
e. 儲層滲流物性特徵
a) 儲層岩石特徵
b) 儲層物性特徵
c) 粘土礦物類型及敏感性
d) 潤濕性特徵
e) 儲集空間類型微觀孔隙結構特徵
f) 多相滲流特徵
f. 油藏流體性質及分布特徵
g. 儲量計算與流體分布特徵
h. 油藏類型判斷
i. 油藏工程方案編制與工程設計
a) 油藏天然能量分析與開發方式論證
b) 開發層系論證
c) 油水井吸水、採油采液能力分析
d) 井網形式、布井方案與井網密度論證
e) 油藏合理壓力系統論證
f) 油藏熱力學條件分析
g) 合理開發速度論證
h) 合理注采方式與注采比論證
i) 油藏開發指標計算
j. 油藏工程方案經濟分析與方案優選
k. 油藏開發部署
2. 掌握常用的油藏工程設計方法(72學時)
五、 考試、考核辦法
採用工程設計和課堂考試相結合的方式。
⑴ 每人完成一份工程設計報告，占總成績的40%。
⑵ 課程設計完成後進行筆試，筆試成績占總成績的60%。
六、 教材及參考書
（一）教材：周開吉等：《石油工程設計》，石油工業出版社
（二）參考書
1） 伍友佳編，《油藏地質學》，石油工業出版社
2） 何更生編，《油層物理》，石油工業出版社
3） 李曉平編，《油氣層滲流力學》，石油工業出版社
4） 李傳亮編，《油藏工程》，石油工業出版社
5） 黃炳光等編，《實用油藏工程方法》，石油工業出版社
6） 其他有關油藏工程、油藏動態分析、開發設計基礎的專著及教材
7） 各種有關石油工程的雜志與專業文獻
F. 井網優化設計技術
大量研究表明，特低滲透儲層由於流體與岩石表面作用進一步加大，滲流往往出現非達西特徵，即存在啟動壓力梯度。以往的基於達西滲流理論和條件的計算公式及相應的應用軟體，已滿足不了特低滲透儲層油藏工程計算的需要。因此，開展了非達西滲流井網優化設計相關理論研究，提高油藏工程計算結果的可靠性和效率，為低滲透油田的有效開發提供有力的技術支持。從非達西滲流的基本公式出發，運用流管積分方法分別推導出了一套面積井網和矩形井網條件下的非達西滲流的產量計算模型，提出了一套適合於特低滲透油藏的簡單實用的油藏工程計算方法。以此為基礎進行了州201試驗區的井網優化設計，研究了非達西油藏數值模擬方法，研製了配套軟體。
1.非達西滲流理論研究
(1)應用單元分析法及流線積分法，建立了非達西滲流面積井網產量模型———ND-Ⅰ法
以往的研究都是應用勢疊加原理得到達西滲流產量計算公式，考慮非達西滲流後則難以實現。因此，從非達西滲流基本公式出發，結合油藏注水開發系統，應用面積井網流線積分方法，即將井網控制單元內的面積劃為一系列的曲流管進行積分。如將五點法井網控制面積分為如圖6-4所示的計算單元，對於油井，受到4口注水井作用，同樣，1口注水井給4口油井供水。取陰影部分作為計算單元，該計算單元可近似為一等腰直角三角形，則油水井分別受到8個計算單元的作用，流線積分得到每個計算單元的產量為q，則油井產量:Qo=8q;注水井注入量:Qw=8q。
圖6-4 五點法井網油水井及計算單元示意
按此思路，考慮油田上常用的五點法、四點法和反九點法平面注采分布特點，建立了3種面積井網條件下的基於非達西滲流的產量計算通式(簡稱為ND-Ⅰ法)，使復雜問題得到了簡單化。
松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐
式中:k為滲透率，10-3μm2;h為油層厚度，m;μ為黏度，mPa·s;rw為井半徑，m;ph為井筒內壓力，mPa;pf為井底壓力，mPa;m為生產井數與注水井數之比;l為油水井距，m。
五點井網：
四點井網:
反九點井網邊井:
角井:
水井:
(2)建立了非達西滲流矩形井網產量模型———ND-Ⅱ法
在面積井網流線積分法的基礎上，將矩形井網的控制面積劃分為不同的計算單元(圖6-5)，利用矩形井網流線積分方法對不同的單元積分計算，即可得到整個子單元的產量計算表達式:
松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐
(3)提出啟動系數概念，定量描述水驅動用程度
由於啟動壓力梯度存在著一個隨井距和壓差而變化的動用面積，即在一定注采壓差及井距條件下並不是整個注采單元都能啟動。為此，提出了啟動系數的概念，並研究了計算方法，定量描述特定井網及注采壓差時儲層的動用程度。
以五點法滲流單元為例，在單元ACB中，ADB線即為所能啟動的最長流線，區域ADB即為可啟動的區域，其面積與區域ACB面積的比值為在此注采壓差及井距條件下的啟動系數(圖6-6):
松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐
通過分析可以得出，對於面積井網縮小井距或增大注采壓差，可以大幅度提高啟動系數，從而提高儲量動用程度，增加單井產量。
圖6-5 矩形井網油水井及計算單元示意圖
圖6-6 啟動系數示意圖
(4)計算實例
假設地層滲透率為1×10-3μm2，地層原油黏度為4mPa·s，有效厚度為8m，應用ND-Ⅱ法計算得到不同井網形式下的產量及啟動系數(表6-7)。同時，計算了裂縫長度對產量的影響(圖6-7)，得出了如下認識:
表6-7 面積井網與矩形井網開發效果計算結果對比
圖6-7 日產量與油水井裂縫長度關系
一是矩形井網開發效果明顯好於面積井網;二是井網設計應與壓裂相結合，形成真正意義上的開發壓裂，壓裂不單是一種增產措施，更是一種改變滲流場的開發手段;三是油水井應同時壓裂，裂縫要有一定的長度，對於扶楊油層壓裂裂縫為垂直縫，還要控制縫高，盡量避免壓穿上下隔層。
2.井網優化設計方法
(1)合理井網形式
對於特低滲透油藏，合理的井網形式主要取決於裂縫組系與方位。井排方向和井距主要取決於裂縫及現地應力場造成的滲流各向異性，並與裂縫、基質的滲透率比值有關。從特低滲透油藏的地質特徵看，用不等距井網開發是一種必然趨勢。朝陽溝油田朝503區塊油藏數值模擬研究結果表明，矩形線狀注水方式開發效果最好。各種井網優劣次序為:矩形線狀注水井網、七點法、正方形井網五點法、正方形井網反九點法。採用矩形井網開發可拉大井距，縮小排距，降低啟動壓力梯度，建立有效驅動體系，是特低滲透油藏有效的開發井網形式。
(2)井排方向優化
井排方向與裂縫方向夾角的確定按以下方法進行:
設x軸為裂縫方向，則某一方向滲透率與主滲透率之間有如下關系:
松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐
與裂縫主方向成α角方向的滲流速度可描述為:
松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐
式中:kx、ky分別為滲透率張量的兩個主值，10-3μm2;kθ為任意方向的滲透率，10-3μm2;α為與kx方向的夾角(°)。
根據Buckley-Leverett方程，得到注入水突破時間:
松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐
式中:fw為含水率，%;sw為含水飽和度，%。
由上式可以定義相對突破時間，並令 ，有:
松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐
井排方向優選的實質就是確定θ角，使各方向驅替更為均勻，盡量使不同方向油井見水時間一致，這可寫成如下優化數學模型:
松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐
其中:
運用上述模型計算表明，如果kxky，即在裂縫滲透率遠大於基質的情況下，或m較大的情況下應該沿裂縫方向布置注水井排。
運用上述優化模型，可以計算出不同m值下的最佳井排與裂縫方向間夾角(表6-8)。可以看出，油藏非均質性越嚴重，要求井排方向與裂縫方位夾角越小，在裂縫與基質滲透率比值大於10以後，井排與裂縫間夾角較小，而實際上對低滲透油藏而言，裂縫與基質滲透率比值一般較大。再考慮到注水後裂縫可能進一步開啟及礦場上裂縫發育方向難以精確確定這一情況，可以按照裂縫方向布井。
表6-8 不同裂縫與基質滲透率比值條件下井排與裂縫間夾角計算結果
(3)井網優化
為確定州201區塊扶楊油層合理井網，參照先導試驗區開發狀況，設計排距不應大於150m。同時考慮經濟井網密度及儲層砂體寬度，設計井距300～400m、排距150～80m的10套矩形井網。應用「基於流線的低滲透儲層面積注水方式下非達西滲流計算公式」，計算了不同矩形井網的單井產量(表6-9)。可見，300m×60m井網產量最高，其次是360m×80m和400m×80m井網。
表6-9 不同井網預計開發效果對比
續表
在上述井網優化設計研究的基礎上，採用300m×60m、360m×80m和400m×80m共3種井網部署試驗井53口，其中水平井3口(表6-10)。井排方向為主地應力方向(東西向)。
表6-10 州201試驗區井位部署結果
3.非達西油藏數值模擬方法及軟體研製
(1)非達西油藏微分方程
非達西滲流數值模擬法是針對特低滲透油藏的地質特點，在傳統達西滲流微分方程的基礎上，考慮非達西滲流啟動壓力梯度和岩石滲透率應力敏感性，修正相應的滲流數學模型，使油水運動規律更加符合低滲透油層的注水開發特點。
達西滲流油相、水相微分方程分別為:
松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐
在達西微分方程的基礎上，考慮岩石滲透率應力敏感性及啟動壓力梯度可得如下偏微分方程。
油相微分方程:
松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐
水相微分方程:
松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐
松遼盆地三肇凹陷特低滲透扶楊油層開發理論與實踐
μa為油、水視黏度通式;β為啟動壓力梯;ΔΦ為勢梯度。
(2)非達西油藏數值模擬軟體研製
根據建立的油、水三維兩相滲流數學模型，利用有限差分方法建立了油、水三維兩相數值模型及參數處理方法，採用FORTRAN語言和流行的數據卡片方式、時間步長自動縮放等技術，研製了特低滲透油田注水開發數值模擬研究軟體(OFIW-SIM)。它是一個能在微機上運行的油藏數值模擬軟體，既可用於整個油藏的模擬計算，又可用於井組的動態分析計算。該軟體具有以下特點:
一是可描述油藏內的流體具有非達西流體滲流特徵;二是參數准備卡片化，數據輸入全部採用卡片形式，可作任意調整修改，使用靈活方便;三是求解方法多樣化，差分方程組的求解配有線鬆弛法、壓縮存儲法、分數步長演算法供用戶選擇;四是井工作制度多樣性，該軟體具有定井底壓力和定井口產量生產兩種工作制度;五是卡片管理方便，參數調整、方法選擇、精度控制、生產方式選擇、輸出結果選擇控制等全部在卡片中實現，無需變動原程序。
應用「油、水三維兩相數值模擬軟體(OFIW-SIM)」對州201試驗區進行了數值模擬研究。預測試驗區到2017年末累積產油9.77×104t，采出程度14.9%，綜合含水86.8%。含水98%時的最終採收率為27%。
G. 典型油藏有哪些
典型的油藏類型分類:
按構造形態分:
背斜油藏
斷塊油藏
地層油藏
上傾尖滅油藏
連續型油藏(頁岩油氣)
按流體性質分:
稠油(重油)油藏
稀油油藏
揮發油藏
凝析氣藏
氣藏
H. 精細油藏描述技術的深化與發展
柳世成王延忠楊耀忠孫國賈俊山隋淑玲 參加本次研究的人員還有陳德坡，於金彪，付愛兵等.
摘要 在孤東油田七區西館陶組上段的精細油藏描述研究中，精細油藏建模、剩餘油描述、油藏描述計算機應用等取得了較大深化與發展，並在現場實施中收到顯著效果，預計可提高採收率2.67%，增加可采儲量154.8×104t，其中，按中間研究成果新打的10口井投產後已累計增油9088t。
關鍵詞 孤東油田 油藏描述 深化與發展 油藏建模 剩餘油 效果
一、引 言
按開發階段的不同，油藏描述可劃分為開發准備階段的早期油藏描述，主體開發階段的中期油藏描述和提高採收率階段的精細油藏描述[1～4]。
油田進入高含水期開發以後，挖潛難度越來越大，該階段的油藏描述以提高油田最終採收率為根本目的。精細油藏描述是以挖潛難度大的開發單元為研究對象，以建立精細三維地質模型為基礎，以揭示剩餘油的空間分布規律為重點，以制定挖潛剩餘油、提高採收率措施為最終目標所進行的油藏多學科的綜合研究[3]。很顯然，精細油藏描述已不僅僅是純靜態的油藏描述，而是將精細油藏描述與剩餘油分布研究緊密地聯系在一起，是集地質、測井、數值模擬、油藏工程多學科為一體的系統工程。
精細油藏描述及剩餘油分布研究是提高高含水油田最終採收率的重點技術。通過「八五」的單項技術攻關和「九五」的推廣應用，不僅形成了對高含水、特高含水期油藏進行精細油藏描述及剩餘油分布研究的系列配套技術，而且取得了顯著的應用效果。自1995年開始，已在勝利油田進行了4期110個單元16.9×108t儲量的精細油藏描述。前兩期精細油藏描述實施的新井及老井措施截止到1998年12月共增油181×104t，預計增加可采儲量799×104t，提高採收率1.80%。
1999年初，對前兩期精細油藏描述進行了較系統的總結，形成了精細油藏描述的系列配套技術：一是建立了適合於多種油藏類型的精細油藏描述及剩餘油分布研究的基本程序、技術和方法；二是總結出了不同類型油藏精細油藏描述及剩餘油分布研究的關鍵技術和研究側重點；三是初步形成了精細油藏描述及剩餘油分布研究的計算機自動化軟硬體系統。但其仍存在以下幾方面的差距：①基礎數據的資料庫化程度低；②雖然油藏描述的較細，但精細的技術政策界限不太明確；③靜態與動態的結合程度較低；④計算機自動化程度不夠。
本文主要以孤東油田七區西館上段精細油藏描述及剩餘油分布研究為例，介紹高含水期整裝油田精細油藏描述技術取得的深化和發展，同時為斷塊、低滲透以及稠油、海上等特殊油藏提供研究思路和技術儲備。
二、精細油藏建模技術
精細油藏建模技術是剩餘油分布研究的基礎，其研究內容可概括為建立五個模型，即地層模型、構造模型、儲集層模型、流體模型和油藏模型。下面重點介紹五項關鍵技術。
1.精細地層對比
孤東油田七區西精細地層對比，是在前人劃分對比的基礎上，針對存在的問題以及特高含水期油田開發方案調整和建立剩餘油預測模型的要求，開展的儲集層細分對比研究。根據七區西館上段河流相沉積特點，進行儲集層細分對比的原則是：以標准層控制層位，用沉積旋迴和岩相厚度法結合標志層劃分砂層組；以砂體等高程對比模式、平面相變對比模式、疊加砂體對比模式和下切砂體對比模式確定時間單元。
在整個細分對比工作中，縱向上由砂層組、小層到沉積時間單元進行逐級控制，平面上則以現代沉積學研究成果為指導，以取心井為基礎，以自然電位、微電極曲線、感應曲線為依據，參照所建立的等高程平面閉合對比模式、相變對比模式、疊加及下切對比模式，採用點、線、面相結合的對比方法，將七區西館上段4～6砂層組劃分為36個沉積時間單元，其中522和531、621和622、631和632、641和642、651和652兩個砂體的連通率均大於40%，進一步細分對開發及剩餘油挖潛沒有實質的意義。所以，該砂層組可細分為30個沉積時間單元（表1）。
表1孤東油田七區西地層細分成果表
在前兩期精細油藏描述研究中，沒有對地層細分的初步結果結合生產動態進行進一步的合理技術界限研究，其在礦場應用的實用性相對差一些。
2.微型構造研究
砂層的微型構造是指砂層頂面或底面的起伏形態，其起伏形態與地下油水運動規律有著一定的關系，影響油水井的生產及剩餘油在平面上的分布。
通過對微構造儲存剩餘油的有效性和在有利微構造上部署加密井的可行性研究表明，微構造的尺度並不是越微越好，應具有規模有效性和經濟有效性。一個油田微構造的尺度能滿足分辨最終經濟極限井網的井與井之間在微構造中的相對位置即可。
在孤東油田七區西微構造研究中，將平均井網井距看做是拾取的微構造信息的周期，再把橫向上的解析度轉到縱向上，通過公式
勝利油區勘探開發論文集
即得到分析所需要的微構造的等間距為2m。
式中：D——微構造等間距，m；
L——平均井網井距，m；
θ——油藏地層傾角，（°）。
3.儲集層參數井間插值優選
儲集層參數空間分布規律研究的關鍵是對井間儲集層參數的分布進行准確描述。過去對於井間儲集層參數的插值往往是選取一種比較流行或比較新的方法，並且各種參數一般都用相同的方法進行插值，易造成較大的生產誤差，影響了地質建模的准確性。
在孤東油田七區西油藏描述中選取8大類17種井間插值方法，對不同儲集層參數通過井位抽稀驗證進行最佳插值的方法優選，並編製成軟體實現了計算機的自動優選。其研究思路如下：第一，採用井點數據抽稀法，對實測數據進行抽稀；第二，對未抽稀掉的井實測數據採用距離加權平均法、趨勢面分析法、克里金法、隨機建模法等等，進行井間參數擬合（網格化）；第三，對各種插值方法的估計值與抽稀井的實測值的誤差進行分析對比，同時也可以利用各種等值圖進行分析對比；第四，優選出符合油田地質特徵、沉積特徵的儲集層參數井間擬合方法；第五，利用優選出的方法對參數的空間分布進行擬合，形成網格數據和等值圖，進行參數的空間描述及用於計算儲量。
利用上述研究思路對七區西館上段4～6砂層組的有效厚度、孔隙度、泥質含量、滲透率、滲透率變異系數、粒度中值、分選系數、含油飽和度等參數進行井間插值，形成了30個沉積時間單元合計240個參數的網格數據體（表2）。
表2孤東油田七區西館上段儲集層參數最優插值方法選取表
上述研究表明，不同油藏類型、不同儲集層參數對應不同的最佳插值方法，並且各種插值方法之間的誤差較大。因此，對必須選取多種井間插值方法對井間插值進行實際驗證，以選取最佳插值方法。
4.沉積微相定量識別[4-5]
在孤東油田七區西沉積微相研究中，根據取心井已知微相的各項參數，通過影響沉積微相參數選取、沉積微相標准化、沉積微相特徵值的計算，實現了沉積微相劃分的定量化和計算機自動化。
（1）儲集層參數選取
根據工區內取心井劃分取心層位的沉積微相，選取影響沉積微相的七種儲集層參數，即砂體厚度、孔隙度、滲透率、滲透率變異系數、粒度中值、泥質含量及分選系數。
（2）儲集層參數得分值計算
採用最大值標准化法，計算每種參數在不同微相的得分值，最大值標准化法公式：
勝利油區勘探開發論文集
或
勝利油區勘探開發論文集
式中：Fi——某種參數在某一微相中的得分值；
Xi——某種參數在某一微相中的平均值；
Xmax——所有微相中本項參數的最大平均值。
（3）儲集層參數權衡系數計算
對於不同相帶，變化越明顯的參數對相帶的確定程度越大；不同相帶中變化不明顯的參數對相帶的確定程度越小。因此，可根據各項參數在不同相帶中的變化程度確定其權衡系數的大小，計算公式為：
勝利油區勘探開發論文集
式中：qi——參數的權衡系數；
Vi——某一參數的平均值在不同微相之間的變異系數；
V總——所有參數的變異系數之和；
σ——參數的標准偏差；
〓——不同相帶某參數的平均值。
（4）定量識別模式建立
用每種參數的得分值和權衡系數，採用加權求和的方法建立沉積微相的定量識別模式，計算出每種沉積微相的一個綜合特徵值。
根據七區西館陶組上段12口取心井取心層位中各個砂體（或時間單元）的沉積微相，可以計算得其不同沉積微相綜合特徵值的范圍，即：特徵值＞0.50為心灘或邊灘；0.35＜特徵值＜0.50為廢棄河道；0.20＜特徵值＜0.35為天然堤；0.10＜特徵值＜0.20為決口扇；特徵值＜0.10為泛濫平原。
依據新建立的油砂體資料庫和測井二次解釋成果，按照上述沉積微相定量識別模式計算每口井每一砂體綜合特徵值，採用多次定性賦值技術和EarthVision地質繪圖軟體的多文件疊合功能，實現沉積微相圖的自動繪制。
5.儲量計算
孤東油田七區西首次採用網格積分法計算其石油地質儲量。網格積分法儲量計算結果實際上是儲集層有效厚度、孔隙度、含油飽和度等參數評價結果的集中體現。
網格積分法儲量計算的流程是：①將各沉積時間單元井點有效厚度、孔隙度、含油飽和度數據進行網格估值，形成網格數據體；②利用儲量計算參數網格數據體，結合地面原油密度及體積系數選值結果，採用容積法儲量計算公式，形成地質儲量網格數據體；③利用地質儲量網格數據體，分別計算統計單砂體、沉積微相、沉積時間單元地質儲量。
三、剩餘油描述技術
1.數值模擬方法
油藏數值模擬是大規模描述剩餘油的重要方法[3]，近年來取得重大進展，形成了不規則網格及網格自動生成、歷史擬合實時跟蹤、三維可視化、窗口及並行等十項新技術；在歷史擬合中強調步長優化等四項調參約束機制，提高了數值模擬的研究水平。研究中，地質模型縱向上細到沉積時間單元，平面上網格步長進一步細化，動態模型細到月度數據，油層物理參數細到與沉積時間單元一一對應。
根據數值模擬可以計算不同小層、不同時間單元的剩餘油飽和度、可動油飽和度、剩餘儲量豐度、剩餘可采儲量豐度、采出程度等指標，對這些結果進行綜合分析可以找出剩餘油富集區，提供挖潛措施方向。
2.流線模型方法
流線模型技術的提出和應用於20世紀90年代[3]，是研究井間剩餘油的一種新的方法，具有允許節點多、運算速度快、研究周期短的特點。
流線模型求解的思路是：先求取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，最後求得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。
3.油藏工程計算剩餘油方法[5～8]
根據油田開發已進入特高含水期的實際，結合礦場應用的需要，油藏工程計算選用了5種計算剩餘油的方法。
（1）水驅特徵曲線法
根據井點動態資料作水驅特徵曲線，結合井點采出狀況求出水驅儲量、剩餘可采儲量等指標。
（2）滲飽曲線法
選擇油層有代表性的相滲曲線，結合水驅特徵曲線求出生產井出口端含水飽和度，進而求得剩餘油飽和度、剩餘可動油飽和度、剩餘可采儲量等。
（3）無因次注入采出曲線法
據注入采出情況，做無因次注入采出曲線，結合注入倍數求出剩餘采出程度、剩餘可采儲量、剩餘可采儲量豐度。
（4）物質平衡法
根據物質平衡原理求得井點剩餘地質儲量、剩餘可動油飽和度、剩餘可動油地質儲量等。
（5）水線推進速度法
根據注水井的水線推進速度，求出一線油井不同層段相對水線推進速度，結合動態監測資料研究層段水淹狀況。
油藏工程計算方法最大特點是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。孤東油田七區西精細油藏描述將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。隨著軟體系統的推廣應用和不斷完善，將大大提高工作效率和對剩餘油分布規律的認識程度。
4.水淹層測井解釋方法
開發過程中的水淹層測井資料可解釋剩餘油飽和度、殘余油飽和度、含水率和剩餘有效厚度等，是研究油水運動狀況、儲集層動用狀況及剩餘油分布狀況的重要手段。常規的測井方法如電阻率測井、自然電位測井、聲波時差測井、放射性測井等原則上都可用於水淹層測井解釋剩餘油，但這些方法受地層水礦化度的影響較大，而水淹層地層水電阻率已是注入水與地層水的混合電阻率，其大小取決於兩種水混合的程度。因此，求准地層混合液的電阻率是水淹層測井解釋的關鍵。
水淹層測井解釋提供的儲集層參數模型，是進行精細數值模擬的關鍵和基礎，其層內每米8個點的測井解釋可以細致地分析層內剩餘油分布情況。
5.動態監測方法
主要包括生產動態分析、測試資料分析和檢查井分析三種方法。利用動態監測方法綜合分析各套層系、各個小層在平面、層間、層內井點的水淹狀況及剩餘油分布特徵，其結果可用來分析和約束數值模擬、流線模型及其他方法的研究。
（1）生產動態分析
主要分析生產井生產指標、單采井生產指標、歷年新井生產狀況及指標、歷年補孔改層井指標，計算層系、井排、小層等的累積采出和注入量，研究油層水淹狀況和剩餘油分布特點。
（2）測試資料分析
分析C/O、同位素測井、產液剖面、吸水剖面等礦場測試資料，分析計算層間層內各項水驅指標，總結剩餘油分布特點。
（3）密閉取心井分析
密閉取心井是用來檢查注水開發油田油層水淹特徵和剩餘油分布規律的比較可靠的方法，它以井點剩餘油研究為主，主要描述井點層間、層內的剩餘油分布，同時也可依據岩電關系進行平面剩餘油分布規律研究，但受檢查井數量的影響，往往被用來分析和約束數值模擬、水淹層解釋、油藏工程綜合研究的結果。
四、油藏描述計算機應用技術
1.建立基礎資料庫，編制資料庫轉換程序
孤東油田七區西精細油藏描述基本實現了數據管理計算機化，共建5個靜態資料庫，即小層資料庫、井位坐標資料庫、儲集層參數資料庫、斷層參數庫、沉積參數資料庫；12個動態資料庫，即綜合開發資料庫、油井資料庫、水井資料庫、射孔資料庫、分層注水資料庫、生產層位資料庫、壓力資料庫、封堵資料庫、相滲曲線資料庫、取芯井資料庫、原油物性資料庫、天然氣資料庫；並編制3個資料庫轉換程序，即開發數據轉換程序、油井單井數據轉換程序和水井單井數據轉換程序。
2.開發Earth Vision地質建模軟體，實現地質成果圖件編制的計算機化
在七區西精細油藏描述研究中，對Earth Vision地質建模軟體進行了較為全面的開發和應用，不僅為數值模擬提供了靜態模型數據體，還利用工作站繪制了小層平面圖、微構造等值圖、沉積微相平面圖、油藏剖面圖等基本地質圖件。
3.新編制動態分析輔助程序
在對開發狀況及水淹狀況進行分析時，為了提高工作效率，編制了3組6個動態分析輔助程序，主要包括動液面分級程序及等值線作圖程序、泵效分級程序及等值線作圖程序、含水分級程序及等值線作圖程序。因而，可以對任意時期的動液面、泵效、含水數據進行不同范圍內的自動統計分級，並形成電子表格；也可以繪制任意時期的動液面、泵效、含水的彩色等值線圖。
4.編制井間插值方法優選程序及儲量計算程序
在測井精細解釋研究中，編制了井間插值方法優選程序，實現了從井點數據的輸入、井間抽稀、插值方法的選取、誤差分析到形成網格數據體和等值線圖的計算機自動化。
在儲量計算中，新編的網格積分法儲量計算程序，能夠精確地計算每個網格數據體的地質儲量，並能分沉積相帶、時間單元和小層進行儲量的計算和評價。
5.採用5種油藏工程方法編制計算剩餘油的軟體
該軟體系統包括數據處理、無因次注入采出法、驅替特徵曲線法、物質平衡法、滲飽曲線法、水線推進速度法6個主菜單5種計算方法。該系統中5種方法既獨立又相互聯系，可單獨計算也可全部計算。可提供層系、井區或井點的剩餘地質儲量、剩餘油飽和度、剩餘可采儲量等指標。
6.完善了井點與井間剩餘油分布研究軟體系統
井點與井間剩餘油分布研究軟體系統包括參數准備、井點剩餘油解釋、井間剩餘油解釋、剩餘油描述、圖形管理等5項主菜單。可以研究井點原始含油飽和度、殘余油飽和度井點和井間剩餘油飽和度，用含水率、剩餘油飽和度、可動油飽和度、剩餘儲量豐度、驅油效率等多種參數來反映剩餘油在空間的分布規律。
該軟體能夠根據油藏含油麵積的大小和研究要求，建立所需的網格系統。在網格系統的基礎上，確定井位、斷層邊界及各項地質參數分布圖，建立地質模型。並能根據井點成果、基礎資料庫，自動插值形成各種參數網格圖和分布圖。
五、孤東油田七區西精細油藏描述的應用效果
1.措施潛力
在七區西精細油藏描述的基礎上，共提出新井措施6口，提出補孔改層、卡封、下大泵、扶躺井、堵水調剖等老井措施330井次，合計實施措施336井次，預計可提高採收率2.67%，增加可采儲量154.8×104t（表3）。
表3綜合分析潛力分類表
2.礦場應用效果
在孤東油田七區西精細油藏描述研究中，利用中間研究成果提出的部分措施已取得顯著效果。
從1999年開始，截止到2000年12月，該區共打新井10口；完成補孔改層井79口、堵水油井26口、下大泵井49口等老井措施共154井次。10口新井投產初期平均單井日產油6.14t，綜合含水90.75%；截止到2000年12月，累計增油9088t。154井次的老井措施取得了顯著效果，截止到2000年12月，措施後比措施前平均增油518t/d，綜合含水降低3.1%，累計增油73074t。
部分單井措施效果顯著。如，原生產61小層，後在井網不完善、剩餘油飽和度和剩餘儲量豐度均較高的43小層補孔生產的GDS2井，獲得了單井日產油60t，綜合含水61.7%的良好效果；原生產52+3小層，後在斷層附近、剩餘油飽和度和剩餘儲量豐度均較高的62小層補孔生產的7-23-2306井，也獲得了單井日產油44.7t，綜合含水僅33%的好效果。這對於綜合含水高達96.7%，單井日產油只有4.9t的特高含水油田實屬不易。另外，補孔未動用的412小層進行生產的7-31-306井、補孔井網不完善的441小層進行生產的7-33-2286井也分別取得了單井日產油40t和21.3t、綜合含水僅51.1%和59.2%的好效果。
由此可見，只要查清其地質情況，掌握剩餘油分布，特高含水期的老油田也是有潛力可挖的。
六、結論
通過對孤東油田七區西的研究，精細油藏描述技術取得了較大的深化與發展。提高了精細油藏描述的水平，使研究成果與礦場應用更為貼近、實用。實施後取得良好效果。
但精細油藏描述技術的計算機一體化、流程化還有待進一步攻關。在統一的工作平台上實現數據採集、管理、地質三維建摸、數值模擬到油藏工程綜合分析的計算機一體化、動靜態參數的網格數據體化和跟蹤分析自動化，是今後的發展方向。
主要參考文獻
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I. 油藏工程里，甲型水驅特徵曲線與乙型水驅特徵曲線有什麼區別
甲型曲線是累計產油量Np與累計產水量Wp的半對數關系曲線，乙型則是甲型各項分別對時間取導數，得到的水油比與采出程度的關系式。
J. 油藏開發方式有哪些
所謂油藏就是指可以值得作為單元開發對象的含油體，可以是一個油層，也可以是一組性質近似的幾個油層。一個油藏可以是一個油田，而一個油田也可以包括多個油藏。油田開發工程，一般是以油藏為單元來考慮的。因為有時同一個油田內的若干個油藏的地質條件、原油性質相差懸殊，因而對不同類型的油藏就應該區別對待，對不同油藏應有不同的開采方式和開發井網。當然，如果幾個埋藏深度相近、地質條件相似的油藏，也可以採用相同的開采方式和井網一並進行開發。
我們知道，一個油田在確定了它的工業開采價值，初步探明了它的儲量分布以後，就要著手進行油藏工程設計，制定油田開發方案（即確立油藏開發方式），從而有計劃地將油田投入開發。方案設計好壞將直接影響到油田開發的效果和經濟效益。因此，這一階段的工作是油田開發過程中極為重要的關鍵性工作。
由於油藏的多樣性，決定了油田開發方式的多樣性。人們通過長期的實踐和科學探索，形成了多種對油田實行有效開發的方式。歸納起來可分為：利用天然油層能量的開發方式、保持和改善油層能量的開發方式、自噴井採油開發方式、機械採油開發方式、熱力採油開發方式和強化開發方式等。