物质平衡研究方法

A. 物质平衡方法

此方法是计算整个储集层初始储量减去已产出的油量所得到的剩余油含量的平均估算值。

我国东部有的油田开发已由高含水期进入特高含水期。经过二十多年的摸索探讨，形成了一套陆相地层的剩余油研究方法。除进行常规的沉积相细分等地质研究外，还着重于油层物理学、油气渗流力学和油藏工程学等有关原理的应用。

目前，大庆、辽河等油田广泛采用精细的油层描述为基础，以动态分析为依据，利用数值模拟等手段，综合研究宏观的剩余油分布，取得了成功。其具体方法是：

（1）利用一次开发调整后井网较密的条件，搞清砂体形态，深入认识油层的平面非均质性。

（2）逐层逐井补划二类含油砂岩层，把表内层和表外层作为统一整体进行研究。认为表外层是砂岩储层到泥岩的过渡岩性层，仍有一定的生产能力。补划后，更充分地认识了油层的沉积全貌，为剩余油分布特征研究打下了可靠的基础。

（3）对油层进一步细分，将小层进一步细分为单砂层，认识单砂层的分布形态和相邻油层的连通关系。如在萨北的萨萄油层，将原37个小层细分成73个单砂层，其中的萨Ⅱ₁5+16层，从小层看，水淹面积已达50%。细分成上、下两个单砂层后，发现只是下砂层的厚层砂体发生水淹，水淹面积占50%，而上砂层全部未水淹。

（4）井间砂层详细对比分析，把同一单砂层在平面上细分出单一河道，并描述各河道的接触关系。发现单砂层在平面上由多个河道砂体的连接、穿插、下切而成的。单个河道宽度最小的只有几十米，绝大多数在800m以内。

除此之外，他们还用动态监测资料、水淹层解释资料、密闭取心资料分析含油饱和度。

辽河油田的剩余油分布研究工作早在“六五”期间就已开始，由最初的单井组或断层研究发展到区块研究，由单一方法研究发展到油藏描述、沉积相、实验室分析、数值模拟、测井解释等多学科的综合研究。他们采用了小层沉积相分析法、动态法、数值模拟法、油藏工程法、C/O测井法和钻井取心等6种方法研究剩余油分布。其中前三种方法应用比较普遍。小层沉积相分析法是根据储层岩性、物性参数结合油藏生产动态资料，从研究小层沉积相入手，逐井逐层地进行对比，按油砂体给出岩相连通图、岩相剖面图、岩相平面图，直至确定油水分布。

“九五”以来，剩余油的分布规律研究与挖潜技术取得了更大的进步。通过多学科联合攻关、互相补充形成了一整套有效的剩余油分布规律评价方法、监测手段、挖潜技术（表1-1）。

同国外相比，国内剩余油研究在许多方面还存在一定的差距：比如资料采集过于简化，尤其是动态长期监测还有待于加强；用露头研究储层非均质性同国外相差较远；储层非均质性研究侧重于静态研究，而往往忽视动态资料的利用；油田开发调整阶段的剩余油分布不是很清楚；定向取心资料的应用比较薄弱；地层倾角测量研究单砂体的产状和分布需加强和提高等等。

B. 物理与数值模拟方法

（一）物质平衡再造古高度法

集水盆地的古地形对湖泊系统起着重要的作用，所以恢复集水盆地的古地形是古湖泊学研究的一个重要方面。所谓古地形就是要确定古高度，而古高度有绝对和相对两种含义：绝对的古高度指距离当时海平面的古高程即古海拔，相对的古高度指不同地点的高差与地形的起伏程度。

前第四纪古地形再造的主要依据是沉积地层，而沉积物通常保存在负地形中，例如根据沉积物及所含化石可以再造盆地的古深度。至于剥蚀区的正地形，由于难以留下直接的地质记录，长期以来只能猜测而无从再造。地质学能在不同程度回答“水多深”，而不能回答“山多高”的问题，再造古高度要比古深度困难得多。近年来地球科学的发展，开始为古高度的再造探索提供了途径，物质平衡再造古高度法就是其中的一个。

物质平衡再造古高度法是一种计算机模拟的方法，其基本构思是逆演沉积充填过程，即把各段地质时期里堆积在湖盆内的沉积物顺次“挖出”，并按照可辨认的特征“回归”到集水盆地去，再经过一系列的校正处理，就可以求出各时期集水区的古地形图。其原理是“质量守恒”：假定研究区内物源区和沉积区在碎屑物沉积搬运上是处在一个封闭系统之中，则剥蚀物的质量应当等于沉积物的质量。这项方法是在研究现代海洋沉积的基础上建立起来的［如墨西哥湾（Hay等，1989）和北海盆地（Wold，1992）］，在应用到含油盆地古湖泊集水盆地古高度再造时，根据内陆湖盆的特点及现有资料，对其进行了简化和修改。

1.时间步长

将所研究的时间范围分成若干个时间段，每一段时间长度（如i至j）称作时间步长。

2.集水盆地范围的界定

集水盆地范围的界定是盆地内沉积物“回归”的必然条件。在此基础上，把整个研究区域划分成若干个方格，各方格中的数据是古地形再造的最基本的单元。

3.起始面地形

起始面是物质平衡古地形再造中重要的边界条件之一。Hay等人对河流入海盆地所做的古地形再造，都是将现代地形作为起始面；也可以根据有限的目标（如只研究古湖泊），选择某一特定时间作起始面（如本项研究以东营组结束时作起始面）。

4.侵蚀基准面的选取

侵蚀基准面以上地形的高度是控制碎屑物质侵蚀速率的最关键因素，因此侵蚀基准面的选择对古地形的再造结果有直接影响。在研究海相盆地时，要依据全球海平面高度及其变化，而在研究非直接受海平面变化影响的内陆湖盆时，则要具体情况具体分析。

5.岩性地层柱状图

某一时间单元之内沉积物的厚度和分布规模，决定了在该段时间内回归到源区的物质量，从而也就决定了该时间单元之内源区应增加的高度。根据各个时期地层的等厚图，给每个网格各赋一个厚度的平均值，这样就建立了每个网格的岩性地层柱状图。

在上述数据资料采集整理的基础上，利用一定的数学公式就可以进行古高度的再造，并进行一系列的均衡脱压等校正，具体方法及公式见成鑫荣等（1993）文章。

应当承认，沉积记录只是古高度演变的一方面，另一方面是地壳构造升降的独立证据，包括结晶矿物同位素化学的证据。在缺乏这类数据的情况下，我们采用孢粉所反映古植被和介形虫等化石所反映古深度作为参考补充，探讨物质平衡法再造古高度的可信程度。

（二）环境磁学

环境磁学是20世纪80年代兴起的一门新学科，它主要是通过对沉积物磁性特征的研究来恢复其古环境。目前，该方法在第四纪土壤、河流、湖泊和海洋沉积的研究中得到了广泛的应用，但在前第四纪陆相沉积中的应用，尚鲜见先例。此次研究我们对此进行了摸索和尝试，取得了一定的成果。

沉积物（沉积岩）主要由矿物组成，而从磁学的角度看，矿物可以分成三大类：①抗磁性矿物：在有外加磁场存在的情况下，仍不显磁性并产生极弱的反向感应磁场的矿物，称为抗磁性矿物。如石英、长石、方解石等。②顺磁性矿物：在有外加磁场时出现磁性的矿物。常见的有绿泥石、黄铁矿、菱铁矿、绿帘石、黑云母等。③铁磁性矿物：有些矿物在无外加磁场存在时，就显示磁性，成为铁磁性矿物。常见的有磁铁矿、磁赤铁矿、赤铁矿、针铁矿、纤铁矿等。这些矿物的组成和含量决定了沉积物的磁性特征，而这些矿物的组成和含量又是与其源区地质与环境及沉积介质的物理、化学、生物条件及成岩作用等息息相关的，环境磁学就是要通过对沉积物（沉积岩）磁性参数的测试来反映矿物成分、粒径和排列的变化，从而揭示沉积环境的变迁。

环境磁学常用的磁性参数有磁化率（包括体积磁化率、质量磁化率）、频率磁化率比值、等温饱和剩磁、退磁参数等；常用的测试仪器有MS2型手提式磁性探测仪、Dual频率磁化率探头、旋转磁力仪及脉冲磁力仪。

环境磁学由于其测试仪器简便、数据获得快、数量多，因此能提供高分辨的地层划分和对比方案，特别是对于那些没有生物化石保存的地层来说更为有用，目前在从深海地层到黄土剖面的研究中已得到广泛应用。黄土剖面的磁化率曲线显示出十分规律的冰期旋回，反映了气候周期；在深海地层如大洋钻探的岩心测试中，环境磁学已成为地层工作中的常规项目，甚至发展到磁化率测井。同时环境磁学对于沉积物物源、沉积韵律、古气候和成岩作用研究等方面，都具有重要意义，是含油盆地古环境研究的有效方法。有关该方法的原理详见舒小辛（1993）文章。

（三）背散射电镜成像技术

背散射电镜成像（Backscattered electron imagery，简称BSEI）是在扫描电镜中内置背散射电子探头和图像分析装置，对样品进行高分辨率观察、分析和照相的一项技术。其基本原理是：当入射电子束与靶区原子接触时，发生弹性碰撞，产生背散射电子；背散射电子的数量（称为背散射系数η）主要与靶区的原子序数有关，原子序数高时，η值就大，图像就亮，原子序数低时，η值就小，图像就暗（Belin，1992）。具体到泥页岩，由于其中各种矿物颗粒（如黄铁矿、石英、长石、粘土矿物、碳酸盐矿物等）之间以及矿物颗粒与有机质之间原子序数均存在差异，所以背散射电镜图像能清晰地揭示它们之间的关系。如矿物颗粒原子序数较有机质高，在图像中矿物层亮，而有机质层色则暗。

与其他泥页岩研究方法相比，BSEI技术最大的优点就是分辨率高。X射线照相主要研究泥页岩的纹层构造，当纹层厚度小于200 μm时，X射线下就不能清晰显示出来。光学显微镜的最大分辨率为1 μm，当泥页岩的组成颗粒小于1 μm时，就不能分辨率出来。而背散射电镜的分辨率可达0.01～0.1 μm（Belin，1992）。另外，BSEI作为在扫描电镜基础上发展起来的一种技术，不但能突出泥页岩不同组成部分之间的对比度，而且还能在高放大倍数下清晰识别出矿物颗粒、有机质和古生物化石的形状。最后，BSEI技术通过与能谱分析仪（EDS）的配合使用，还能定性或半定量分析矿物成分。

90年代以来，这项技术已经成为泥页岩研究中最常使用的一种手段，在许多现代和古代沉积研究中均使用了该方法，用来分析沉积物的组构、成分，进而进行古海洋、古气候、古湖泊等古环境研究（表3-2）。本次研究泥页岩的背散射电镜成像分析是基于与英国曼彻斯特大学的合作，使用仪器是Joel 6400扫描电镜，有关样品处理方法见Pike等（1996）。

表3-2 背散射电镜成像技术应用实例

（四）沉积韵律分析

韵律或者周期性，是世界各地各时代沉积岩中广泛存在的现象，因为沉积过程就是周期和事件性的叠加（Einsele等，1982）。在湖相沉积体系中，沉积韵律是最常见的现象之一，而这在湖相烃源岩中更加突出。研究沉积韵律不仅可以从中提取古气候、古湖水化学和古生产力等信息，而且能为认识湖相烃源岩的生烃条件和生烃机理提供重要依据。沉积韵律分析包括识别韵律、成因研究和频谱分析三方面。

湖相地层韵律的尺度大小不一，小到季节性甚至更短周期形成的纹层，大到万年十万年级的天文周期。因而韵律的识别也有多种途径，包括沉积学、地球化学、环境磁学、微体古生物学以及测井地质学等。最容易识别的是纹层，只需依靠肉眼判断的岩性特征；有的韵律最便于用磁化率或测井曲线做准确的分辨；而有时有待用微体古生物或地球化学分析的结果才能识别。东营湖沙河街组地层中的韵律，主要通过颜色、碳酸盐含量、磁化率等特征进行识别和测定。

湖相地层中韵律的形成可以是湖盆水体的变化，或者集水盆地的环境变化所致，也可以由于沉积作用本身（如浊流）或者成岩作用所造成（Einsele等，1982）。研究韵律的成因，除了韵律厚度测量和频率估算等以外，韵律中矿物和化学成分的分析，偏光显微镜下的岩石学分析，甚至应用背散射电子扫描电镜对微型层理作高分辨率的分析（详见第八章第一节），都是重要的途径，而微体古生物（包括孢子花粉）分析和遗迹化石的观察、统计，也是揭示韵律成因的有效方法。

频谱分析查明沉积韵律的主周期，是了解其成因的重要方面，也是高分辨率地层工作的内容之一。地层的时间序列（如磁化率曲线或者碳酸盐含量曲线）通过傅里叶变换或者沃尔什变换，可以求出功率谱，从而揭示韵律的主周期。当然整套地层的时间跨度，是求出主周期年龄长度的先决条件。

有关频谱分析和整个沉积韵律的研究方法和原理详见王慧中（1993）的文章。

（五）沉积作用的数值模拟方法

地球科学从定性走向定量、从现象描述向机理探索的转化，使得数值模拟的作用日益明显。通过数值模拟检验现有的假设，指出待查明的环节，对于古湖泊学这种综合而带探索性的学科显得格外重要。古湖泊学把湖泊作为一个完整的系统来研究，为揭示各因素间的相互关系必然要尽量采用定量方法。同时古湖泊学涉及流态圈层，而即使是现代流态圈层的大气和海流，因其变化多端，通常也要求通过数值模拟来加以逼近。

数值模拟种类繁多，古湖泊研究时主要采用的有三种。

1.流场模拟

借用海洋学中根据风场模拟表层环流的方法，可以对古湖泊的湖流进行数值模拟。可以依据当时湖盆轮廓和水深等边界条件，给出一定的风场，用数值模拟的方法研究了不同时段沉积时期的表层环流，并用沉积记录加以检验。

2.古地形模拟

利用化石作为相对水深的标志，可以通过计算机制图，作出半定量的古水深模拟。作为集水盆地古高度数值模拟的尝试，根据盆地分析中早已发展了的沉积充填的数值模拟方法，采用其反演技术，试验通过回剥法求取集水盆地的古高度，这就是前面介绍的“物质平衡再造古高度法”。

3.地球化学模拟

采用数值模拟方法定量地探讨沉积地球化学过程，是20世纪90年代国际学术界的新课题。如可以针对烃源岩中碳酸盐/泥岩的韵律性纹层的成因问题，建立原生碳酸盐化学沉积的数学模型（梅洪明，1996）。

此外，在估计古生产力等方面也可以采用计算机制图等方法。目前，运用计算机进行数值模拟，在第四纪古环境研究中已经广泛采用，在石油地质学主要用于盆地分析。事实上，古湖泊学与古海洋学一样，有着引进定量方法、开展数值模拟的广阔前景。

C. 药动学研究中，怎样考察物质平衡

实验研究方法在自然科学中的应用历史较长，并大大推动了其发展，在社会科学中的应用时间相对较短。
但近几十年来，实验方法在社会科学各学科中的应用发展很快。 心理学是管理学的基础之一，实验研究方法在心理学中的应用具有很长的历史。

D. 做为植物的绿树，他们都是怎样进行呼吸的

树木呼吸是白天进行光合作用，吸入二氧化炭呼出氧气 晚上进行呼吸作用，吸入氧气呼出二氧化碳。

光合作用是指绿色植物通过叶绿体，利用光能，把二氧化碳和水转化成储存着能量的有机物，并且释放出氧的过程。

我们每时每刻都在吸入光合作用释放的氧。我们每天吃的食物，也都直接或间接地来自光合作用制造的有机物。

光合色素：

1、光色素种类

叶绿体是光合作用的场所类囊体中含两类色素：叶绿素和橙黄色的类胡萝卜素（胡萝卜素和叶黄素），通常叶绿素和类胡萝卜素的比例约为3：1，chla与chlb也约为3：1。

在许多藻类中除叶绿素a、b外，还有叶绿素c、d和藻胆素，如藻红素和藻蓝素；在光合细菌中是细菌叶绿素等。

叶绿素a、b和细菌叶绿素都由一个与镁络合的卟啉环和一个长链醇组成，它们之间仅有很小的差别。类胡萝卜素是由异戊烯单元组成的四萜，藻胆素是一类色素蛋白。

其生色团是由吡咯环组成的链，不含金属，而类色素都具有较多的共轭双键。全部叶绿素和几乎所有的类胡萝卜素都包埋在类囊体膜中。

与蛋白质以非共价键结合，一条肽链上可以结合若干色素分子，各色素分子间的距离和取向固定，有利于能量传递。类胡萝卜素与叶黄素能对叶绿素a、b起一定的保护作用。

几类色素的吸收光谱不同，叶绿素a、b吸收红，橙，蓝，紫光，类胡萝卜素吸收蓝紫光，吸收率最低的为绿光。

特别是藻红素和藻蓝素的吸收光谱与叶绿素的相差很大，这对于在海洋里生活的藻类适应不同的光质条件，有生态意义。

2、吸收峰

叶绿素a、b的吸收峰过程：叶绿体膜上的两套光合作用系统：光合作用系统Ⅰ和光合作用系统Ⅱ，（光合作用系统一比光合作用系统二要原始。

但电子传递先在光合系统二开始）在光照的情况下，分别吸收680nm和700nm波长的光子（以蓝紫光为主，伴有少量红色光）。

作为能量，将从水分子光解过程中得到电子不断传递，（能传递电子得仅有少数特殊状态下的叶绿素a）最后传递给辅酶二NADP。

而水光解所得的氢离子则因为顺浓度差通过类囊体膜上的蛋白质复合体从类囊体内向外移动到基质，势能降低，其间的势能用于合成ATP。

以供暗反应所用。而此时势能已降低的氢离子则被氢载体NADP+带走。一分子NADP可携带两个氢离子，NADP+2e+H=NADPH。还原性辅酶二NADPH则在暗反应里面充当还原剂的作用。

(4)物质平衡研究方法扩展阅读

树干呼吸：

树干呼吸，通常是指树木茎干新陈代谢过程中产生的CO2通过树皮表面释放到大气中的部分。是森林生态系统碳平衡中的重要组分。

既然它这么重要，相关的研究也就比较多了。大家在测量它的过程中，发现一个有意思的现象，就是这个树干呼吸，会随着茎干变粗而减弱。

树体呼吸作用产生的CO2，可分为两部分，一部分是树干呼吸，另一部分则溶解在植物茎流中，随植物蒸腾作用向上运输。

他们首次采用“物质平衡”的方法，研究了从16-60cm不同粗细的的鹅掌楸。他们发现，树干呼吸在树体总呼吸中的比重会随着茎干直径增加而线性下降，溶解在植物茎流中的组分则整好相反。

在最细的树中，树干呼吸可占总呼吸比例的86%；而在最粗的树中，这一值可下降到46%。这意味着，随着树体茎干变粗。

会有更多的CO2溶解在植物茎流中。结果还发现，虽然不同粗细茎干的树干呼吸不同，但它们都有相同的树体呼吸总速率。

E. 所谓“南极大陆的物质平衡”…… 所谓“南极大陆的物质平衡”，说通俗了，就是研究大陆冰盖的增减。至于冰

所谓“南极大陆的物质平衡”，说通俗了，就是研究大陆冰盖的增减。至于冰盖的增减与我们有什么关系呢？可用一喜一悲来概括。
先说喜。现在不仅中国，而且全球都缺淡水。而总量为2700万立方千米的南极冰盖，储存了全世界可用淡水的27％。有人估算，这可够全人类用上7500年。这样一说，冰盖还是越大越好。那么南极冰盖每年增加多少呢？有材料称称，每年10厘米左右。冰盖的“收入”来自降水，主要是降雪。但南极大陆太大，面积约是中国的1、5倍，降雪极不均衡。在南极内陆，降水量简直比撒哈拉大沙漠还惨！南极大陆其实是全球最为干旱的大陆，号称“白色沙漠”。所以它的降水到底有多少，如何分布，必须把握准确。
再说悲。有人大胆设想过，南极冰盖一旦全部融化，情景如何，有两说：一说是全球海平面将上升空60米，一说是60至90米。其实，不管哪位说对了，都不得了。那将意味着包括纽约、伦敦等着名城市要沦为“水晶城”。全球陆地面积将缩小2000万平方公里。冰盖的“支出”主要包括四个部分：一是表面蒸发，二是底部消融，三是冰山崩溃，四是快速冰流（即是快速崩溃）。
1、本文说明的中心内容是：南极大陆冰盖的增减与我们的关系。
2、本文的说明顺序是先概括后具体；结构方式是先总后分。
3、本文的说明方法有列数字、作比较、打比方、举例子、作诠释(答对任意四种均可)
4、二、三段中有两个词分别与首段中的“增”、“减”相照应并构成比喻，这两个词是收入和支出。
5、第二段中称南极大陆为“白色沙漠”，其原因是什么？
南极大陆是全球最为干旱的地方，以长年被冰雪覆盖。
西西！是寒假作业上的吗？

F. 细胞自噬如何做到细胞内的物质平衡和能量平衡请详细地将。

完整而准确地回答你的问题是困难的。因为作为当代生命科学的热点研究领域之一，“自噬”的现象、过程和机制都处于研究探索阶段，其中细胞中生命物质的分解、转换、再利用研究较多，而能量的作用机制、能量本身的转换和平衡研究相对较少，这是由于研究手段的限制和对机制的研究不够充分所造成的。所以现在来回答你的问题是勉强的，也是不完整的。只能就你的提问作以下粗略的回答。
1、物质平衡。
细胞是生命体，同样需要通过新陈代谢与外界进行物质和能量交换以维持自身的平衡。
当它遭受刺激、损伤、环境剧变等状况以及老化的时候，细胞内原有的平衡被打破，为维持细胞的正常运转，细胞可以通过自噬，消除、降解和消化受损、变性、衰老和失去功能的细胞、细胞器和变性蛋白质与核酸等生物大分子。为细胞的重建、再生和修复提供必须原料，实现细胞的再循环和再利用。因此，“自噬体”既是体内的“垃圾处理厂”，也是“废品回收站”；它既可以抵御病原体的入侵，又可保卫细胞免受细胞内毒物的损伤。
从这个过程可以看出，细胞“认为”当前是多余的细胞器、变性蛋白质和核酸等生物大分子需要通过自噬被分解、消化，有的被排出细胞，有的被再利用，以实现新的物质平衡，维持细胞的正常存活。
细胞自噬主要有三种形式：微自噬、巨自噬和分子伴侣介导的自噬
。这方面在现有的文献中有较多的报道。
2、能量平衡。
伴随着细胞内物质的变化，能量也会达到一个新的平衡。每一种物质的变化都伴随着能量需求的变化，因此细胞体能量的平衡不能单独被理解，它和物质的变化紧密相关。
其实，细胞自噬的动机也是由于细胞内能量平衡的需要。因为受损的细胞不能再维持先前的细胞内所有物质和细胞器的能量需求。

G. 塔河四区碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式

刘中春袁向春李江龙

（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

摘要 塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型稠油油藏，受多次构造运动影响，岩溶缝洞交互发育，埋深大于5300m，油水分布关系复杂、非均质性极强。储集空间流动特征尺度大至几十米，小到微米量级，流动规律不同于砂岩油藏。油井的生产动态多变，开发的可控性差。为深入研究碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式，揭示油井水淹后是否仍有利用的价值，依据油井综合解释资料、生产动态信息，结合对现代喀斯特地貌中岩溶缝洞与古岩溶缝洞的认识，建立了3种近井地带储集体简化的地质模型，采用流体动力学理论及物理模拟实验相结合的方法，分析了钻遇不同储集空间的油井水淹后剩余油存在的形式，确立了缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术的研究方向。

关键词 缝洞型碳酸盐岩油藏 地质模型 物理模拟 剩余油形式

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

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

（Exploration ＆ Proction Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）

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

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

碳酸盐岩油气田在世界油气分布中占有重要地位，其储量占油气总储量的50%以上，而产量已占总产量的60%左右^［1，2］。近年来，我国碳酸盐岩油气田的勘探开发也呈现快速发展的态势，尤其是塔里木盆地的塔河油田发展迅速。截至2005年底，塔河油田累计探明石油地质储量达6.3×10⁸t，年产油量4.2×10⁶t，已成为我国最大的古生界碳酸盐岩油田。塔河油田4区奥陶系油藏位于塔河油田的中部，以艾协克2号构造为主体，为具底水的碳酸盐岩岩溶缝洞型块状重质油藏。油藏埋深大于5300m，储集类型以溶洞为主，且发育极不规则，纵、横向非均质性强，储层预测难度大，且油气水关系及油藏类型极为复杂。经近10年的滚动勘探开发，暴露出钻井成功率低、采收率低和递减快的开发特征。油井过早见水、天然能量不足、含水上升快；油藏最快的年递减率高达44%，暴性水淹可使油井产量锐减70%以上；平面和纵向储量动用程度低，平均采出程度仅9.5%^［5～11］。因此，在现有油藏地质认识基础上，研究缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油形式，探索新的提高采收率方法迫在眉睫。

1 缝洞型碳酸盐岩油藏溶洞、缝及基质岩块的认识

测井、钻井、录井与油井的生产动态均表明，有些油井直接钻遇了未充填或半充填的溶洞，直接建产；有些油井未直接钻遇溶洞，但通过酸压可沟通具有有效储集能力的空间；还有少数井钻在致密的岩石中，即使酸压也无法沟通有效储集空间。认识缝洞型油藏储集体特性、识别有效储集空间的分布、了解剩余油分布形态，是提高油藏采收率的基础。

1.1 对溶洞的认识

理论上，地下古岩溶洞特点与现代岩溶应具有一定的相似性。图1和图2是我国贵阳境内世界最长的现代岩溶双河洞的分布及洞室情况。

图1 双河洞的平面分布图

图2 双河洞其中一个洞室

现代岩溶发育具有以下特点：①洞穴展布受区域构造裂隙控制；②洞穴发育与地下排水系统关系密切；③多期岩溶作用形成溶洞具有多层性；④洞穴的侵蚀和沉积同步进行；⑤溶洞大多发育在褶皱的核部和近翼部；⑥大型溶洞多位于河流中、上游地区；⑦以地下河为主体，发育若干支洞；⑧洞穴规模大，最长达85.3km（双河洞）；最大洞室面积达×10⁴m²（织金洞），高达150m。

古岩溶系统，由于长期构造运动和沉积作用，上覆岩层的关键层因受岩体自重重力、地应力集中以及溶洞内的真空负压三重作用而破坏塌落。塔河4区钻井过程中部分井具有严重的放空和漏失现象充分说明有未充填溶洞的存在。但测井解释结果显示大部分岩溶系统均发生不同程度的充填，如T403井全充填洞高达67m，TK409井全充填洞高达75m。图3为TK429井测井与成像测井对比解释结果，深5420.0～5427.5m，厚7.5m，为溶洞发育段。大型洞穴内有塌陷角砾岩、暗河沉积角砾岩和砂泥岩沉积，还有致密的灰岩（图4）。

古岩溶系统与现代岩溶的主要区别在于洞的规模小于地面，洞的充填程度高。

图3 KT429井测井与成像

图4 溶洞内不同种类充填物

1.2 裂缝发育分布规律

根据塔河油田14口成像测井资料统计了裂缝的走向，结果如图5，可以看出本区裂缝体系中以 NW-SE 向裂缝系占据主导地位，该裂缝系中又以走向为160°～180°或350°～360°的裂缝为主，NE-SW向裂缝系的发育程度要明显差于前一裂缝系，该裂缝主要的主体走向为0～20°或180°～220°。裂缝倾角如图6所示。大多数裂缝的倾角在60°～90°区间内，裂缝产状大多呈高角度，低角度裂缝发育很少。奥陶系碳酸盐岩大部分有效缝的发育主要集中在局部存在滑塌角砾现象的岩溶层段，因此裂缝在成因上主要与岩溶垮塌作用有关。

图5 塔河油田奥陶系裂缝体系的总体走向特征

图6 裂缝倾角百分比

1.3 基质岩块系统的认识

根据下奥陶统储层岩心孔渗分析资料统计，7011 块小样品孔隙度分布区间为0.01%～10.8%，平均为0.96%，其中小于1%的样品占71.52%，1.0%～2.0%的（含1.0%）占22.02%，大于2%的仅占6.46%。全区6473个小样品渗透率分布区间为（0.001～5052）×10^-3μm²，其中小于0.12×10^-3μm²的占样品总数的67.14%，小于0.6×10^-3μm²的占85.68%，小于3×10^-3μm²的占94.39%，大于3×10^-3μm²的仅占5.61%，最大渗透率为5052×10^-3μm²，频率中值小于0.1×10^-3μm²。岩心分析数据反映出塔河油田奥陶系储层基质物性较差，基质孔渗对储层孔渗基本无贡献。

2 近井地带简化的地质模型及剩余油

为了进一步揭示油井生产动态与储集体性质的关系，揭示油井水淹后是否还有利用的价值及剩余油形式，根据油井的综合资料分析，建立了近井地带4种不同的地质模型。

2.1 封闭型溶洞

封闭型纯油溶洞是指不与外界沟通，内部只充满油的溶洞。目前尚未发现钻遇这种类型的溶洞，但尚无充分的证据排除这种洞存在的可能性。

此类溶洞完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油的弹性能和溶洞裂缝自身的弹性能。由于无外界能量的补充，溶洞内的压力与生产井的产量均由于天然能量的损耗而逐渐降低，直至最后停喷。

2.1.1 利用物质平衡法分析剩余油

钻遇此类溶洞的生产井，当井底流压低于井筒的静液柱压力及井筒摩阻造成的压力损失时，油井停喷。

p_wf=Δp（静液柱）+Δp（摩阻） （1）

对裸眼完井方式的油井，停喷时溶洞内的压力接近式（1）表示的数值，此时根据物质平衡方程，油井的累积采油量为：

N_pB_o=N_oB_oC_t（p_i-p_wf） （2）

此类溶洞的采收率只与溶洞内原油、岩石的弹性压缩系数及压降有关，符合下式：

油气成藏理论与勘探开发技术

无论井口限制生产与否，对打在溶洞任何位置的油井，均会有剩余油存在，且剩余油的大小满足：

剩余油=（1-η）N_oB_o （4）

2.1.2 溶洞内流体的流动特征

根据流体力学中伯努利方程

油气成藏理论与勘探开发技术

计算了圆柱型溶洞中单相流体的流动特征，压力与流速无因次分布结果见图7。当具有一定压力的封闭溶洞被打开后，洞中流体的流线如图7所示。仅在近井地带，压力才产生扰动；远离井底，压力仍然保持在初始状态。流体的流速在无因次距离0.5m处，开始扰动，即接近溶洞二分之一的高度处。

图7 圆柱型溶洞单井单相流体的流动特征

2.2 底水型溶洞

底水型溶洞又分为封闭型底水溶洞和沟通型底水溶洞。其中封闭型底水溶洞是指不与外界沟通，内部包括油、水两相的溶洞（图8）。此类溶洞也完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油、地层水的弹性能及溶洞裂缝自身的弹性能。沟通型底水溶洞指的是与外界沟通，又可分成两种，一种是外界水浸量速度低于生产速度，此时溶洞依靠的天然能量包括水浸量与弹性能；另一种是外界水浸速度等于生产速度，溶洞中压力不变，这类溶洞的开采完全依靠水驱。

2.2.1 未充填溶洞底水锥进的理论分析

对于底水型溶洞，油井产量递减的原因，不仅是能量降低，还有出水的影响。油井出水加快了产量递减。油井出水并不意味着油水界面一定达到井底，根据流体力学理论，油水界面处油水的速度分别为：

油气成藏理论与勘探开发技术

油气成藏理论与勘探开发技术

水油速度比：

油气成藏理论与勘探开发技术

塔河油田4区地下原油黏度平均为24mPa·s，如果地层水黏度近似1mPa·s，那么相同的条件下，水的速度是油相速度的24倍。因此，当溶洞被钻开后，由于生产井产生的扰动，井底附近必然会产生底水锥进的趋势，同时油水密度差造成的重力分离作用，又可抑制底水锥进。

图8 封闭型底水溶洞示意图

此类溶洞的剩余油不仅取决于溶洞内的天然能量，而且与底水锥进的程度密切相关。底水从生产井突破，又加速了油井停喷的进程。因此影响底水锥进程度的因素，也将影响溶洞中剩余油的数量。此影响因素很多，包括油水黏度比、采油强度、溶洞中油水界面的高度、生产井的位置、生产井密度以及溶洞的几何形状等。

图9 底水锥进实验结果

2.2.2 未充填溶洞底水锥进的物理模拟

实验采用真空泵产生负压流动的方式，模拟溶洞型储集空间的底水锥进过程。实验用油为黏度约为15mPa·s 的白油，水为配置的矿化度为2×10⁵mg/L的盐水，实验温度为室温25℃，实验结果见图9。

实验的排量为30mL/s，即2.5t/d，产生的水锥高度约为0.01m；减小生产速度，可抑制水锥的产生；井底水锥产生的扰动范围很小。由于油水重力分异的结果，实际产生的水锥高度远小于理论计算的结果。若假设水锥产生的高度与生产速度成正比，则估算实际生产速度达250t/d时，产生的水锥高度也只有1m。因此，可以推测当油井处在未充填溶洞的顶部时，油井见水后剩余油的潜力很小，且此部分剩余油完全可以通过减小生产速度而得到有效开采。

2.3 近井缝洞型

塔河油田4区钻遇溶洞并提前终孔的油井毕竟是少数，大部分油井均正常完成钻井过程，部分井自然完井后建产，部分经酸压后建产。岩心观察与成像测井解释结果对裸眼井段钻遇的缝洞有了一定程度的认识。

图10 裸眼井段钻遇的洞缝及简化模型

为了理论研究，将裸眼井段钻遇的溶洞、裂缝，简化为一组规则的毛管流动（图10）。依据岩心观察统计结果，宽度大于1mm裂缝有19条，占总数 2.4%；宽度 0.1～1mm裂缝共有267条，占总数33.5%；宽度小于0.1mm 裂缝共有512条，占总数64.2%。

根据流体力学理论，按照岩心统计的缝比例，不同尺度缝洞对进入裸眼井段总流量的贡献不同。结果表明：有洞存在时，即使只有一个，当洞的尺度大到一定程度，如洞的尺度大于50mm时，对总流量的贡献已大于95.96%。就是说，当洞的尺度大于50mm时，油井的总产量主要来自于洞，而缝的贡献较小。剩余油的主要形式包括底水未波及的缝中剩余油、波及过大孔道的壁面，数量取决于非均质程度与油水黏度比。

按上述洞缝尺寸与比例，近井地带洞缝储量的比例分布见图11。当溶洞的尺度为1m时，溶洞内储量占总储量的82%，缝中储量仅占17.8%；当溶洞的尺度降到50mm时，洞储量占总储量的比例降为18.7%，缝中储量上升至81.3%。尽管裸眼井段中当洞的尺度降到50mm时，洞对总流量的贡献仍较高，但洞内的流体被底水驱替以后，缝内的储量也是不容忽视的。

图11 单位岩石体积不同尺度溶洞占储量的百分数

2.4 近井裂缝型

塔河油田4区大部分油井是酸压后建产，即在钻井过程中未钻遇有效的储集空间，经酸压后沟通了有效储集空间建产（图12）。为了研究方便仍将其简化为一束毛管。

图12 裸眼井段钻遇裂缝及简化模型

由于碳酸盐岩表面具亲油性，底水驱替裂缝内原油时，毛管力为驱替的阻力，在裂缝壁面必然会留下剩余油膜。亲油、亲水孔隙中水驱油过程的对比见图13。

图13 不同润湿性仿真孔隙模型中油水的分布

仍然按照上述分析的裂缝分布比例，不同油膜厚度的剩余油百分数见图14。可看出对于一定体积的裂缝储集空间，假设底水波及的范围达到100%，仅按不同厚度的剩余油膜计算，当油膜厚度达到0.1mm时，剩余油百分数接近50%，当油膜厚度降到0.01mm时，剩余油百分数能达到26%。而油膜厚度不仅与岩石的润湿性有关，而且取决于驱替速度。况且底水不可能百分之百驱替裂缝孔隙，因此裂缝型储集空间的剩余油也是相当可观的。

图14 不同油膜厚度的剩余油百分数

3 剩余油产生因素及提高采收率途径

根据地质模型的剩余油分析，目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率的关键问题为：①油井未能有效沟通有效储集空间；②油井即使沟通了有效储集空间，但由于底水锥进或天然能量不足，仍可产生大量的剩余油。对于已动用的储量，底水碳酸盐岩油藏剩余油的影响因素包括能量及底水的驱替程度两个方面，影响底水驱替程度可以从扫油效率和洗油效率两个角度分析，结果如图15。油藏天然能量大小、非均质程度、油水黏度比是影响缝洞型碳酸盐岩油藏动用储量采收率的三大关键因素。

图15 缝洞型油藏影响采收率的因素及提高采收率的途径

因此，针对此类油藏，应当结合剩余油形态分析，有针对性地开展提高采收率技术研究。以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的研究工作势在必行。具体可分两个阶段进行，一是天然能量阶段，包括加密井、纵向分层开采、侧钻水平井、酸压、堵水等技术研究；二是人工补充能量阶段，可能采用的方法包括注水、注气、注稠化剂，以及活性剂等。化学法风险较大；注气虽然对底水且具有垂直裂缝的油藏具有得天独厚的优势，但对埋深超过5300m的油藏，要求较高注入压力的注入泵限制了该方法的应用。因此，注水仍是风险小、成本低的首选方法。但常规油藏成功的注水经验已不适应无法判断连通性的缝洞型碳酸盐岩油藏^［3，4］，因此，新的、有效的注水方法的研究迫在眉睫。

4 结论与认识

（1）油井水淹，只表明出油大通道水淹，并不意味着储集空间完全水淹。

（2）主体剩余油主要有5种形式：①因储集空间尺度差异而产生的底水未波及剩余油；②油井未处洞顶，水淹后未充填溶洞的顶部剩余油；③未充填溶洞因底水锥进的剩余油；④水波及过后的残余油膜；⑤能量严重不足的各类储集空间内剩余油。

（3）提高采收率技术研究应当针对不同类型的剩余油形式，以缝洞流动单元为基础，确定以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的提高采收率方法的研究方向。

参考文献

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H. 气藏物质平衡名词解释

物质平衡法能够确定气藏的原始地质储量，判断气藏有无底水的侵入(即气藏类型识别)，计算和预测气藏天然水侵量的大小，估算采收率的进行动态预测等。物质平衡方法只需要高压物性资料和生产数据，计算的方法和程序比较简单。因此，它已成为常规的气藏分析方法之一，广泛应用于国内外的各气藏中。

I. 剩余油研究方法

剩余油通常用剩余可动油饱和度或剩余可采储量来表征。为了求取剩余可动油饱和度或剩余可采储量，国外现有确定剩余油饱和度的测量技术可分为3类：单井剩余油饱和度测量、井间测量、物质平衡法。单井剩余油饱和度测量包括岩心分析 （常规取心、海绵取心）、示踪剂测试、测井 （裸眼井测井和套管并测井）、单井不稳定测试；井间测量包括电阻率法、井间示踪剂测试；物质平衡法是利用注、采的动态资料来求取油藏的剩余油饱和度。

美国和前苏联等国非常重视油田开发后期的剩余油分布研究。美国于1975年组织有关专家编写了 《残余油饱和度确定方法》一书，系统介绍了各种测量方法，并对其进行了分析比较。前苏联研究油田水淹后期剩余油分布情况主要采用了以下方法：(1)物质平衡法；(2) 以岩心分析及注水模拟为基础的方法；(3)地球物理方法；(4)水动力学方法。

我国许多老油田在剩余油分布研究方面做了许多工作，主要是应用水淹层测井解释、油藏数值模拟、油藏工程分析及地质综合分析等4项技术，搞清剩余油的层间、平面、层内分布及其控制因素，寻找油藏开发的潜力所在，提出油藏调整挖潜措施。

1. 常规测井资料求取水淹层剩余油饱和度

开发后期含水饱和度Sw是评价水淹层的基本参数，S_o＝1-S_w则为相应的剩余油饱和度。它们都是研究储层水淹后含油状况最直接的参数。

在测井解释中，阿尔奇公式仍是电阻率法求饱和度的基本公式：

油气田开发地质学

式中：S_w——含水饱和度，％；φ——岩石孔隙度，小数；S_o——含油饱和度，小数；R_t——地层真电阻率，Ω·m；a，b——与岩性有关的系数；R_z——油层水淹后变成混合液电阻率，Ω·m；m——孔隙指数，与岩石孔隙结构有关；n——饱和指数，与孔隙中油、气、水分布状况有关。

为了省去确定方程中a与m，将上式变为：

S_w=[F·b·R_z/R_t]^1/n

式中：F——地层因素，即为100％饱和水的岩石电阻率与地层水电阻率的比值。

根据胜坨油田二区40块岩样岩电实验资料研究，发现F值不仅与φ有关，而且与R_z有关。通过多元回归分析，建立的关系式为：

F=e^K

式中：K₁，K₂，…，K₅——经验系数，由回归统计得。

为了确定含水饱和度中的b和n值，根据胜坨油田3口井40块岩样，模拟5种不同矿化度 （5256～92019mg/L） 的地层水，实验测定了258组数据，研究发现b和n为非定值，它们不仅与岩性和油、气、水在孔隙中的分布状况有关，而且与岩样中所饱和的地层混合液电阻率Rz有关，即：

b=A₁e^A

油气田开发地质学

式中：A₁，A₂，A₃，A₄——经验回归系数。

尽管阿尔奇公式是常规测井资料求取剩余油饱和度的理论基础。但是，由于注入水与地层水混合，求取地层水电阻率变成了求取注入水与地层水的混合液电阻率。目前，求取混合液电阻率仍是剩余油饱和度计算的难点。有如下几种方法供参考。

（1） 过滤电位校正自然电位研究与地层混合液电阻率计算

在目前常规测井资料中，自然电位是唯一能够较好反映地层混合液电阻率变化的测井信息。测井中测得的自然电位主要包括薄膜电位 （扩散吸附电位） 和过滤电位，当泥浆柱压力与地层压力之间的压差很小时，过滤电位可以忽略不计。根据国内外资料分析，当压差大于3.4MPa时，过滤电位对自然电位的影响已比较明显。此时，应着手研究过滤电位对自然电位进行校正和分析。从水淹层研究发现，水淹过程中地层压力下降较多，储层内压力变化较大。因此，必须研究过滤电位校正自然电位，以便能准确地计算地层混合液电阻率。

过滤电位大小可以由亥姆霍兹 （Helmholtz） 方程表示：

油气田开发地质学

式中：U_φ——过滤电位，mV；R_mf——泥浆滤液电阻率，Ω·m；ε——泥浆滤液介电常数；ξ——双电层中扩散层的电位降，mV；μ——泥浆滤液的粘度，mPa·s；△P——泥浆柱与地层之间的压力差，MPa；A_φ——与岩石物理化学性质有关的过滤电动势系数 （A_φ＝εξ/4π）。

由上式可以看出，过滤电位大小与压差ΔP有关，即泥浆压力减去地层压力。而泥浆滤液电阻率R_mf与泥浆性质、液体粘度有关。

考虑到ξ的确定困难，采用油田实际应用的实验方程：

油气田开发地质学

当地层有过滤电位时，自然电位幅度为：

油气田开发地质学

实际的自然电位 （扩散吸附电位） 为：

油气田开发地质学

自然电位取负值lg（R_mf/R_z）＝SSP/K，则：

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

式中：R_z——地层混合液电阻率；Ω·m；K——扩散吸附电位系数；t——井下温度，℃；ΔP——通过泥浆比重和选择压力系数确定。

（2） 利用冲洗带电阻率计算地层混合液电阻率

在高含水饱和度地层中，由于地层含水饱和度与冲洗带含水饱和度趋于一致（S_w＝S_xo），R_z还可以直接用下式计算：

油气田开发地质学

（3） 水样分析资料估算地层混合液电阻率

采用水样分析资料，以其离子浓度换算成等效NaC1离子浓度，再以相应图版转换成样本电阻率。利用各井有代表性的样本地层水电阻率，作为估算和确定地层混合液电阻率的基础资料。水样分析资料及其电阻率变化都比较大，为此利用上述过滤电位校正自然电位，结合水样分析资料，分两个阶段目的层段地层混合液电阻率 （R_z）进行估算选用。

2. 生产测井资料确定水驱油藏产层剩余油饱和度

油水相对渗透率和流体饱和度等参数的关系已有一些学者进行了研究，至今没有公认的二者之间关系的解析方程，在实际应用中大多采用经验公式。根据毛细管渗流模型和毛细管导电模型可以推导出亲水岩石油水相对渗透率和产层流体饱和度关系方程为：

油气田开发地质学

式中：S_wD——驱油效率，S_wD＝（S_w-S_wi）/（1-S_wi），小数；S_w——含水饱和度，小数；S_wi——产层束缚水饱，小数；S_or——产层残余油饱和度，小数；n——阿尔奇方程中饱和度指数；m——经验指数。

油水相对渗透率与含水率的关系：

油气田开发地质学

得含水率与含水饱和度的公式：

油气田开发地质学

利用生产测井解释可以确定产层产水率f_w，从而利用上式可计算出产层的含水饱和度S_w，进而得到产层剩余油饱和度S_o＝1-S_w。

（1） 产水率的确定

主要利用生产测井持水率 （γ_w） 资料转化为产层的产水率。对于油、水两相流，持水率主要由以下几种方法来确定。

1） 放射性密度计

油气田开发地质学

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

2） 压差密度计

油气田开发地质学

式中：ρ_m——压差密度计读数，g/cm³；θ—油层倾角，（°）。

3） 高灵敏度持水率计直接测得

得到持水率后，将其转化成产层产水率。目前在实际中大多采用滑脱速度模型，根据该模型产层的产水率公式为：

f_w=1-(1-γ_w)(1+γ_w·V_S/U)

式中：V_s——油水滑脱速度，常根据经验图版确定，m/s；U——油水混合液总表观速度，由流量测井求得，m/s。

4） 由地面计量产水率转化到产层产水率

对单一产层或单一砂组情况，也可由地面计量产水率f_wd经油、水地层体积系数B_o和B_w转化到油层产水率：

油气田开发地质学

（2） n和m

n和m值的确定对于利用f_w计算S_o起到较大的影响。利用岩心分析油水相对渗透率资料和生产动态资料确定n和m值的方法如下。

首先根据岩心分析油水相对渗透率资料分别求得n和m值：

油气田开发地质学

但由于岩心分析油水相对渗透率资料有限，不可能每个油层都有，利用取心点处的相渗代表整个产层或整个砂组的相渗可能会产生较大的误差，因此必须对已求得的n和m值进行修正，使之更具有代表性。对于每套开发层系，平均含水饱和度可以表示成：

油气田开发地质学

式中： —某套开发层系平均采出程度，小数； ——某套开发层系平均束缚水饱和度，小数。

因此，根据生产动态资料可以做出某套开发层系的平均产水率和平均含水饱和度的关系图版，进而对岩心分析资料确定的n和m值进行验证和修正。

（3）μ_o和μ_w的确定

在泡点压力以上的产层原油粘度可以根据Vazques和Beggs经验公式确定：

μ_o=μ_ob(p/p_b)^b

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

式中：μ_ob——泡点压力p_b下的地层原油粘度，mPa·s，一般由地面脱气原油粘度和相对密度根据经验公式计算；p——产层压力，MPa。

产层水的粘度μ_w一般受产层压力影响比较小，通常由地面温度下分析值根据经验公式转化到产层温度下粘度。

（4） S_wi和S_or

根据岩心分析数据和测井声波时差 （AC）、自然伽马 （GR） 回归经验公式计算获得。

3. 油藏工程分析研究剩余油分布

油藏工程方法很多如水驱曲线、递减曲线、物质平衡等都可以研究剩余油分布，下面列举几种常用的油藏工程方法。

（1） 利用甲型水驱曲线研究剩余油分布

甲型水驱曲线中b/a值能够反映水驱方式下的水洗程度：

N_o=blgN_w+a

式中：N_o——累积产油量，10⁴t；N_w——累积产水量，10⁴t；a，b——常数。

当水驱油面积 （F）较大，油层厚度 （H）较厚，原始含油饱和度 （S_o） 较高时，水驱曲线中的常数a和b值都大，所以a和b应是F，H及S_o的函数。b值反映了水将油驱向井底的有效程度，b值大则驱油效果好。而a值反映了油藏在某种驱动方式下原油的通过能力。b/a的值小，水洗程度好，属于水淹区，反之则水洗程度差，属于潜力区。

剩余油饱和度 （S_o） 可以由下式获得：

油气田开发地质学

式中：S_oi——产层原始含油饱和度，小数；R——采出程度，小数；f_w—油田或油井的含水率，小数；N——动态储量，10⁴t；A₁，B₁——常数，A₁＝a/b，B₁＝b。

动态储量 （N） 可由童氏经验公式计算：

N＝7.5/B₁

如果编制开发单元各井的甲型水驱曲线，并利用测井资料计算出原始含油饱和度S_oi，这样就可以求得各井的剩余油饱和度。

（2） 产出剖面资料计算剩余油饱和度

产出剖面资料能明确地确定井下产出层位、产量及相对比例，是一定时间、一定工作制度下油层产能的客观反映，必然与油层参数有内在联系。目前，由于直接测量评价产层剩余油饱和度方面存在困难，用产出剖面资料评价产层剩余油饱和度具有重要的意义。

在地层条件下，油、气、水层的动态规律一般服从混相流体的渗流理论。根据这一理论，储层的产液性质可由多相共渗的分流量方程描述。当储层呈水平状，油、气、水各相分流量可表示为：

油气田开发地质学

式中：Q_o，Q_g，Q_w——产层中油、气、水的流量，cm³/s；μ_o，μ_g，μ_w——油、气、水的粘度，mPa.s；K_o，K_g，K_w——油、气、水的有效渗透率，μm²；A——渗透截面积，cm²；ΔP/ΔL——压力梯度，MPa/m。

为了解各相流体的流动能力，更好地描述多相流动的过程，往往采用相对渗透率，它等于有效渗透率与绝对渗透率的比值：

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

根据分流方程，可进一步导出多相共渗体系各相流体的相对含量，它们相当于分流量与总流量之比。对于油水共渗体系，储层的产水率可近似表示为：

油气田开发地质学

在油水两相共渗透体系中，琼斯提出了如下经验公式：

油气田开发地质学

则可推导出含水饱和度S_w的计算公式，进而就可计算出剩余油饱和度S_o。

（3） 小层剩余油饱和度的求取

水驱特征曲线法的出现已有30多年的历史，随着对油水运动机理认识的加深和水驱特性分析式在理论上的成功推导，该方法已突破油藏范围的使用，越来越多地应用到单井和油层组上。但一般在油藏开发中很少收集到自始至终的分层油水生产数据，故无法应用实际资料建立各生产层组 （下称 “目标层组”，可以是油层组，砂岩组或是小层） 的水驱特征曲线，所以以往使用水驱特征曲线法进行剩余油方面的研究，最多取得整个油层组的平均含油饱和度值，它作为剩余油挖潜研究显得太粗，实用价值不大。需进行 “大规模”级别上的驱替特征分析，确定目标层组上各油井出口端剩余油饱和度值。

以某油井j和第k目标层组为例进行讨论 （j＝1，2，…，m；k＝1，2，…，n，m与n分别是油藏生产井总数和j井所在开发层系划出的目标层组数目）。作为简化，下标j视为默认，不作标记。

根据油水两相渗流理论，可以由渗饱曲线系数推求单井水驱曲线系数：

油气田开发地质学

式中：μ_o，μ_w——地层油、水的粘度，mPa·s；B_o，B_w——油、水地层体积系数，小数；d_o，d_w——地层油、水的相对密度；S_oi，S_wi——原始含油饱和度和束缚水饱和度，小数；N——单井控制石油地质储量，10⁴t；N_p——累积产油量，10⁴t；B₄，A₄——j井渗饱曲线斜率和截距；B₁，A₁——J井甲型水驱曲线斜率和截距。

对于j井，它的第k目标层组的石油地质储量可以表示成：

油气田开发地质学

式中：h_k——j井第k目标层组的油层厚度。

j井第k目标层组对应的水驱特征曲线斜率B_1.k：

油气田开发地质学

式中：B_4.k——j井k层组的渗饱曲线斜率，它和B₄都可以由相渗资料分析得到的统计关系式计算：

油气田开发地质学

式中：a₁，b₁——统计系数；K_k，K——k层组j井点处的地层渗透率和j井合层的地层渗透率，10^-3μm²。后者由各层组渗透率依油层厚度加权得到：

油气田开发地质学

第k目标层组甲型水驱曲线：

油气田开发地质学

式中累积产水W_p.k可以由乙型和丙型水驱特征曲线联立解出：

W_p,k=WOR_k/2.3B_1,k

式中：WOR_k——k层组的水油比。水油比可由含水率f_w，k计算：

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

含水率f_w，k通过分流方程计算：

油气田开发地质学

式中下标k对应于第k目标层组。对一特定油藏，油水粘度比μ_w/μ_o相同。油水两相的相对渗透率之比K_o/K_w由与k层组对应的渗饱曲线计算：

[K_o/K_w]_k=e^A

渗饱曲线截距A_4.k由相应的统计式根据该井点地层渗透率K_k计算：

A_4,k=e^a

式中：a₂，b₂——统计常数。

如果给定k层组j井点处含水饱和度S_w，则由上几式能分别计算出j井在k层组的累积产水量 （W_p，k）、累积产油量 （N_p，k）、水驱曲线斜率 （B_1，k）、渗饱曲线斜率 （B_4，k），将它们代入根据单井水油比和含水率导出的出口端含水饱和度关系式，就可以计算出k层组j井点处的含水饱和度：

油气田开发地质学

对应的剩余油饱和度S_o为：

S_o＝1-S_w

总的说来，利用生产动态资料求取剩余油饱和度不失为一个简单易行的方法。但是，受含水率这个参数本身的局限，由此而求出的剩余油饱和度是绝对不能反映一个暴性水淹地区的真实剩余油饱和度的。至于根据各种方法将含水率劈分到各小层，从而得到各个小层的剩余油饱和度，则其可信度值得怀疑，只能说是有胜于无。

4. 油藏数值模拟

油藏数值模拟技术从20世纪50年代开始研究至今，已发展成为一项较成熟的技术。在油田开发方案的编制和确定，油田开采中生产措施的调整和优化，以及提高油藏采收率方面，已逐渐成为一种不可或缺的主要研究手段。油藏数值模拟技术经过几十年的研究有了大的改进，越来越接近油田开发和生产的实际情况，油藏数值模拟技术随着在油田开发和生产中的不断应用，并根据油藏工程研究和油藏工程师的需求，不断向高层次和多学科结合发展，它必将得到不断发展和完善。

油藏数值模拟中研究的问题大部分为常规的开采过程，所用模型以黑油模型为主，组分模型的使用有增加的趋势。在混相开采的模拟中，尤其是在实验室研究阶段，也使用组分模型。当使用组分模型时，流体的变化由状态方程来描述。注蒸汽的开采过程模拟也较为普遍。但研究地层中燃烧的模拟少见，因为这种开采方式本来就少见，且难以模拟和费用高。大多数油藏数值模拟向全油田的方向发展，水平井模拟的研究也有较大的发展。

油藏模拟通过各种模型拟合生产历史，可以得出剩余油分布的详细信息，是目前求取剩余油分布的较好方法。但是也存在着模型过于简单、油田生产过程过于复杂、难以较好地拟合等问题。

剩余油分布研究目前最有效的办法仍然是动静资料结合的综合分析方法，只在准确建立各种河流沉积模型的基础上，深入研究储层分布对注采系统的影响，细致地开展油层水淹状况分析，才能对剩余油分布状况得出较正确的认识。

总之，油层的非均质是形成剩余油的客观因素，开采条件的不适应是形成剩余油的主观因素。

5. 数学地质综合分析法

影响剩余油形成和分布的各类地质及生产动态等因素是极其复杂的，因此在剩余油分布研究中需要考虑各种地质和动态因素，有助于提高剩余油预测精度。能考虑多种因素研究剩余油分布的方法很多，这里以多级模糊综合评判方法为例，建立剩余油潜力分析量化模型。

多级模糊综合评判是综合决策的一个有力数学工具，适应于评判影响因素层次性及影响程度不确定性项目。通过对储层剩余油形成条件、分布规律及其控制因素分析研究，剩余油形成主要受沉积微相、油层微型构造、注采状况等多种因素控制。这些因素共同确定了剩余油的分布状况，具体表现为剩余油饱和度、剩余石油储量丰度及可采剩余储量的平面和纵向差异性。

在考虑影响剩余油形成与分布因素的基础上，结合储层严重非均质性特点，选取剩余油饱和度、储量丰度、砂体类型、砂体位置、所处位置、连通状况、微型构造形态、注水距离、射孔完善程度、注采完善程度、渗透率变异系数等11项静态和生产动态指标组成评价因素集。在上述各因素中，剩余油饱和度与剩余储量丰度的大小是各类静态和动态综合作用的结果，是剩余油潜力评价的主要指标。因此，在实际评价中，首先圈定剩余油饱和度及其剩余石油储量丰度高值区，然后应用多级模糊综合评判的数学方法，对剩余油富集区进行综合评判。

在剩余油富集区评价中采用的数学模型为：

设U＝ ｛u₁，u₂，u₃，u₄，u₅，u₆，u₇，u₈，u₉，u₁₀，u₁₁｝ 为评价因素集，V＝｛v₁，v₂，v₃｝ 为剩余油潜力等级集，评价因素集与剩余油潜力等级集之间的模糊关系用矩阵来表示：

油气田开发地质学

单因素评价矩阵R＝［r_ij］_n×m（0≤r_ij≤1），其中rij为第i因素对第j评语的隶属度。矩阵R中的R＝ ｛r_i2，r_i2，r_i3｝ 为第i个评价因素ui的单因素评判，它是V上的模糊子集。隶属度主要根据检查井资料和单层测试资料分级分类统计求取。

由于影响剩余油的诸因素对剩余油潜力划分作用大小程度不同，因此必须考虑因素权重问题。假定a₁，a₂，a₃，a₄，a₅，a₆，a₇，a₈，a₁₀，a₁₁分别是评价因素u₁，u₂，u₃，u₄，u₅，u₆，u₇，u₈，u₉，u₁₀，u₁₁的权重，并满足a₁＋a₂＋a₃＋a₄＋a₅＋a₆＋a₇＋a₈＋a₁₀＋a₁₁＝1，令A＝｛a₁，a₂，a₃，a₄，a₅，a₆，a₇，a₈，a₁₀，a₁₁｝，则A为权重因素的模糊集，即权向量。权系数的求取主要根据实践经验并结合剩余油富集特点综合考虑。

由权向量与模糊矩阵进行合成得到综合隶属度B，则通过模糊运算：

B＝A ·R

式中：B——综合评判结果；A——权重系数；R——单因素评价矩阵；·——模糊运算符。

据上式求出模糊集：

油气田开发地质学

根据最大隶属度准则，b_i0＝max ｛b_j｝ （1≤j≤3） 所对应的隶属度即为综合评判值，依据综合评判结果B值将剩余油潜力分为3类：B≥0.5为最有利的剩余油富集区；0.1<B<0.5为有利的剩余油富集区；B≤0.1为较最有利的剩余油富集区。

分析各种影响因素可以看出，对剩余油潜力进行综合评价宜采用二级评价数学模型，在实际评价中，首先根据地质综合法和数值模拟结果，圈定剩余油饱和度和剩余油储量丰度高值区，进而对这些井区的砂体类型、砂体位置、所处位置、连通状况、微型构造形态、注水距离、射开完善程度、注采完善程度、渗透率变异系数等参数均按3类进行一级评判，对剩余油饱和度和储量丰度按不同层对各个井区归一化后赋值，然后从以下11个方面对剩余油潜力进行评判，分别为：剩余油饱和度A、储量丰度B、砂体类型C、砂体位置D、所处位置E、连通状况F、微构造形态G、注水距离H、射开完善程度I、注采完善程度J、渗透率变异系数K。

多级模糊综合评判的数学模型简单易行，关键是确定权系数及其评判矩阵。研究中根据影响剩余油富集的重要程度，采取专家打分和因子分析相结合的方法确定权重系数：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｝。由此可见，在各因素中，剩余油饱和度与剩余储量丰度、砂体类型是影响剩余油潜力的主要因素。其次，砂体连通状况、注采完善程度、射孔完善程度对剩余油富集具有重要的控制作用。在具体评价中，对影响剩余油富集的地质因素及注采状况等因素，如砂体类型、微构造类型、注采完善程度等非量化指标，对各种类型按最有利、有利、较有利分别赋予权值 （表8-7），非均质性、注水井距离等定量指标按其值范围赋予权值。

表8-7 剩余油富集区地质因素评价

对M油田A层剩余油富集区进行了多级模糊综合评价。首先根据油藏数值模拟结果和综合地质分析法圈定潜力井组，对各井组按上述11项指标分类进行二级评价，然后根据所建立的模糊矩阵，结合权向量进行综合评判，结果见图8-30。

A层Ⅰ类潜力区主要分布在F5-4，F5-5，F11-11，F9-11，F7-2，F11-4等井区，Ⅱ类潜力区主要分布在F11-5，F10-5，F9-4，F7-3，F7-6，F5-2，F3-2，F2-5等井区，Ⅲ类潜力区主要分布在F9-6，F1-4等油砂体边部，尽管储量动用程度低，剩余油饱和度较高，但有效含油厚度较小，因而潜力较小。

图8-30 A层剩余油潜力评价

J. 高含水期水驱油藏剩余油定量描述方法研究及应用

王延忠贾俊山孙国隋淑玲黄文芬魏明

摘要高含水期水驱油藏剩余油分布研究是开发工作实施挖潜措施、提高采收率的基础。本文对近几年在剩余油描述方面攻关的最新成果进行了粗略的总结。重点介绍了首次综合采用5种计算剩余油并形成软件系统的油藏工程计算方法，及首次用于剩余油定量计算并进行大规模推广应用的流线模型方法。这两种方法在孤东油田七区西进行了应用，并将计算的结果分别与数值模拟结果进行了对比分析，与生产动态实际进行了检验，证明比较可靠。通过利用油藏工程计算方法、流线模型方法和数值模拟方法对剩余油的综合分析研究，提出的提高采收率的挖潜措施取得显着效果。

关键词剩余油高含水期定量油藏工程方法流线模型方法油藏描述孤东油田

一、引言

高含水期的精细油藏描述的剩余油分布研究，是实施挖潜措施、提高采收率的基础。搞清高含水、特高含水期剩余油的分布规律，并进行定量计算，目前仍然是世界级难题。

胜利油区通过四期精细油藏描述及剩余油分布研究，已形成了剩余油描述的系列配套技术。总结完善这些剩余油描述方法，特别是在井与井之间剩余油分布研究、剩余油定量描述技术研究的基础上，增加了油藏工程计算方法和流线模型方法，并编制了软件系统，实现了计算机自动化，以满足矿场计算快速、操作简单、自动化程度高等要求。本文重点介绍数值模拟方法、油藏工程计算方法和流线模型方法在孤东油田七区西剩余油描述中的应用，并对其计算成果进行了综合分析和对比。根据对剩余油的描述，提出了具体的提高采收率的挖潜措施，取得了良好的矿场应用效果。

二、剩余油描述方法研究

目前，我国主要油田的开发大多进入高含水阶段，地下流体分布日趋复杂，开采难度越来越大。因此，确切了解剩余油储量及其分布范围，对于油田的调整、挖潜、提高最终采收率具有重要的意义。随着油藏描述从宏观向微观、从定性到定量、从描述向预测的方向发展，剩余油的研究也开始从以大地构造、沉积旋回、沉积相为基础的分布趋势研究，向以微构造、沉积时间单元、层内非均质等微基础的定性描述发展；从以地质、测井手段为主的综合定性解释逐步向以精细数值模拟、水淹层测井解释以及油藏工程参数计算为主的定量描述方向发展^[1～5]。

综合国内外剩余油描述技术的发展，从学科上细分，剩余油研究方法主要包括地震方法、生产测井及测试分析方法、检查井资料分析方法、水淹层测井解释方法、地质综合分析方法、数值模拟方法、流线模型方法、油藏工程综合分析方法等八大类方法^[1～5]。

胜利油区进行剩余油定量描述的方法主要有数值模拟方法、油藏工程计算方法、流线模型方法、水淹层测井解释方法和动态监测方法。其中数值模拟方法和水淹层测井解释方法比较成熟，计算机化程度高，而油藏工程计算方法和流线模型方法是我们近几年经过不断攻关，逐渐发展完善起来的，下面主要对这两种方法进行简要介绍。

1.油藏工程计算方法

油砂体是油田开发的基本单元，具有较为确定的含油范围和石油地质储量，是地下油、气、水存储运移的统一体，而井筒则是它与外界联系的通道。因此，可以根据单井生产数据，采用油藏工程方法计算某一生产时刻的该井的剩余油饱和度、剩余储量等。

根据目前油田开发已进入特高含水期的事实，结合矿场应用的需要，油藏工程计算选用了水驱特征曲线法、渗饱曲线法、无因次注入采出法、物质平衡法、水线推进速度法等5种方法^[1,4,5]。

1）渗饱曲线法

水驱油实验中岩样油水相对渗透率曲线是油水两相渗流特征的综合反映。根据储集层性质及油井含水率可直接求得目前含油饱和度，但是油水相对渗透率曲线只是反映了储集层应具有的渗流特征和应达到的理想效果，而开发过程中作业措施、注入采出比的变化以及井点之间的相互干扰都能影响到流体的实际流动状态。因此，结合反映实际生产状况的水驱特征曲线，求生产井出口端含油饱和度及其他剩余油指标可以更可靠地反映地下流体分布状态。

（1）水驱特征曲线制作，求A₁、B₁

作lgWp-Np关系曲线，得回归方程：

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（2）相对渗透率比与含水饱和度曲线制作，求A₂、B₂

作

曲线，得回归方程：

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（3）求水驱控制储量

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（4）求生产井出口端含水饱和度

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（5）求剩余油饱和度、剩余可采储量、可动油饱和度、剩余可动储量

剩余油饱和度：

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剩余可动油饱和度：

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剩余水驱控制储量：

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水驱控制储量采出程度：

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式中：k_ro、k_rw——油、水相对渗透率；

S_oi——原始含油饱和度，小数；

S_o——剩余油饱和度，小数；

S_orr——残余油饱和度，小数；

S_om——剩余可动油饱和度，小数；

S_w——含水饱和度，小数；

S_wi——束缚水饱和度，小数；

N——水驱控制储量，10⁴t；

N_r——剩余水驱控制储量，10⁴t；

N_p——目前累积产油量，10⁴t；

W_p——目前累积产水量，10⁴m³；

R——水驱控制储量的采出程度，%；

A₁、A₂、B₁、B₂——回归系数。

2）水驱特征曲线方法

根据童宪章研究成果，水驱油田到了高含水期，大部分油井都可作单井甲型水驱曲线，其形式为：

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根据该曲线可计算单井水驱可采储量、剩余可采储量等。

作lgW_p－N_p曲线，得回归参数a,b

水油比计算：

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水驱可采储量：

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剩余水驱可采储量：

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式中：Q_o、Q_w——产油量、产水量，10⁴t；

a、b——回归系数；

fw——含水率，小数；

f_max——极限含水率，小数；

N_R——水驱可采储量，10⁴t；

N_Rr——剩余水驱可采储量，10⁴t；

N_r——剩余水驱控制储量，10⁴t；

WOR——水油比；

WOR_max——最大水油比。

3）物质平衡法

可用简化了的物质平衡法根据累积产油量估计平均剩余油饱和度。

水驱控制地质储量：

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剩余油饱和度：

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剩余可动油饱和度：

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剩余水驱控制地质储量：

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剩余地质储量丰度：

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式中：A——计算单元面积，km²；

B_oi——原油体积系数；

G——剩余水驱控制地质储量丰度，10⁴t/km²；

h——有效厚度，m；

φ——孔隙度，小数；

ρ_o——原油密度，g/cm³。

4）无因次采出注入法

油井注入量、采出量与采出程度有如下关系：

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（19)-(20）得：

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当

时，R为水驱失效时的采出程度，即

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则剩余采出程度：

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另外，将（22）代入（19），可得水驱失效时的累积注入量

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极限注入倍数

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当含水进入特高含水期后，采出程度与注入倍数有下列关系式

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则剩余采出程度：

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即可根据累积注入量求出剩余采出程度。但该值为最终含水率100%时的剩余采出程度，因此与最终含水率98%时的剩余采出程度相比，数值偏大。

剩余可采储量丰度：

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式中：W_i——累积注入量，10⁴m³；

Vi——注入倍数，PV；

R_e——水驱失效时的采出程度（相当于最大采收率），%；

R_c——剩余采出程度，%；

W_i,max——最大累积注入量，10⁴m³；

V_i,max——最大注入倍数；

a₁、a₂、a₃、b₁、b₂、b₃——回归系数。

5）水线推进速度法

对于纵向上韵律性变化较大的河流相沉积储集层，层内动用程度大小不一、水淹状况差别较大，因此进行层内不同韵律段的剩余油研究，摸清剩余油分布规律，对剩余油的挖潜极为重要。根据达西定律求出注入水在不同段上的推进速度，然后根据水驱速度与产量的关系，分析每个相对均质段采出程度及储量动用情况，可得到剩余储量及剩余油饱和度值。

根据达西定律，注入水在平面上的推进速度可表示为：

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注入水在垂向上的推进速度可表示为：

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式中：V_pi、V_zi——注入水在平面、垂向上的推进速度，mm/s；

K_rw——水的相对渗透率；

K_pi、K_zi——油层平面、纵向渗透率，μm²；

r_w、r_o——水、油比重，小数；

μ_w——水粘度，mPa·s；

φ_i——油层孔隙度，小数；

α——地层倾角，（°）；

S_or——残余油饱和度，小数；

S_or——原始含油饱和度与残余油饱和度之差值，小数；

——压力梯度，MPa/m；

P_e——近似于L处的注水井的压力，MPa；

P_w——油井井底压力，MPa；

L——油水井井距，m。

平均水线推进速度：

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相对水线推进速度：

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根据达西定律，产量q与速度和厚度的乘积Vh成正比，故可通过水线推进速度导出分层产量贡献系数

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则每个相对均质段的分层产量为

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同理，有分层储量系数

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分层储量

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则分层剩余储量为

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其中，N可用原始地质储量、水驱控制储量或水驱可采储量。

剩余油饱和度

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剩余可动油饱和度

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式中：V_i——分层相对水线推进速度，m/d；

h_i——有效厚度，m；

α_i——储量系数；

β_i——产量贡献系数；

N_i——储量，10⁴t；

N_ri——剩余储量，10⁴t；

q_i——产量，t/d；

i——分层号；

∑Q——研究目的层的累积产量，10⁴t。

油藏工程计算方法是定量计算井点剩余油的重要方法之一，其最大特点是紧密与油藏生产动态相结合，数据文件要求相对简单，可操作性强，适用于矿场人员进行计算分析。上述方法虽然在油藏工程研究中经常应用，但计算机化程度比较低，不仅影响了动态分析的效率和精度，而且在剩余油的认识方面也受到了局限。在孤东油田七区西剩余油描述研究工作中，首次把这5种方法综合起来编制成软件系统，进行动态分析和剩余油研究，实现了计算机自动化。

2.流线模型方法

流线模型技术开始提出和应用于剩余油的研究是在20世纪90年代，是除数值模拟之外定量研究井间剩余油的一种新的方法，它具有允许节点多、运算速度快、研究周期短的特点。运用流线模型的目的是便于现场推广应用，弥补大型数值模拟须借助计算机工作站而完成的不足，在微机上实现剩余油分布规律的研究。

1）流线模型的研究思路

先求出流体在多孔介质中的压力场和速度场，然后求出流体的流动轨迹即流线，最后求出任一流线在任一点的饱和度值。通过流线模型计算，可以求得井间任一点的含油饱和度、剩余油饱和度，从而确定驱油效率、可动油饱和度、可采储量、剩余可采储量等参数。

2）流线模型求解的基本步骤。

（1）计算压力场

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在上式三维两相压力方程中忽略了重力和毛管力。

式中：q——对于生产井为产液量，对于注水井为注水量，m³；

C_f——地层岩石有效孔隙体积的压缩系数，MPa^-1；

λ——流度。

（2）计算速度场

网格界面上的速度分量根据Darcy公式计算：

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式中：V_x、V_y、V_z——不同网格x、y、z方向上的速度分量；

P——不同网格上的压力值；

x、y、z——不同方向上的网格坐标值。

（3）计算流线轨迹及其时间长度坐标。

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式中：T——流线的时间长度坐标；

l——流线的长度；

x、y、z——质点的坐标。

（4）计算饱和度场

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式中：τ——任意时刻流线上的位置；

τ_o——时间为t_o时流线上的位置。

目前已成功地在微机上实现了该方法从数据准备、模型建立、历史拟合到程序计算的计算机一体化。

三、剩余油定量描述方法在孤东油田七区西的应用

胜利油区前两期精细油藏描述及剩余油分布研究中剩余油定量描述的主要方法是数值模拟方法，并辅之以水淹层测井精细解释方法和动态监测方法。

在孤东油田七区西剩余油分布研究中，剩余油定量描述的主要方法较以前增加了流线模型方法和油藏工程计算方法，并发展和深化了数值模拟方法。

对剩余油的定量描述，不仅采用油藏工程方法全面计算了每个井点的剩余油指标，而且重点采用数值模拟方法和流线模型方法从剩余油饱和度、剩余可动油饱和度、采出程度、剩余储量丰度、剩余可动储量丰度以及剩余可动油饱和度与剩余可动储量丰度的综合图、单井层剩余油分布等八个角度来定量的描述剩余油，并找出了每个小层剩余可动油饱和度与剩余可动储量丰度均较高的剩余油富集井区。下面分别从方法本身的计算应用和矿场应用两个方面进行介绍。

1.计算方法的应用

1）剩余油定量描述的主要成果

（1）油藏工程计算方法

渗饱曲线法：定量计算了孤东油田七区西12个主要小层1014井次的井点剩余油数据，主要包括每个小层井点的剩余油饱和度、井区的水驱控制储量、剩余可采储量等指标。根据计算结果找出了剩余油富集井区，其中剩余油饱和度大于50%的井442口，单井平均剩余油饱和度57.5%，其剩余可采储量315.6×10⁴t，单井平均为0.714×10⁴t。

水驱特征曲线法：定量计算了孤东油田七区西12个主要小层1085井次的单井水驱曲线，主要包括每个小层、每个井点的剩余油饱和度、井区的水驱控制储量、剩余可采储量等指标，并根据计算结果找出了剩余油富集井区。

（2）流线模型方法

首次采用该方法在孤东油田七区西进行了推广应用，计算了5⁴～6¹层系5⁴、5⁵、6¹三个小层的流线分布、压力场分布、剩余油饱和度、剩余可动油饱和度、驱油效率、剩余储量丰度等指标，通过其分布图反映出平面上剩余油分散的特点，但仍有部分区域剩余油较富集。统计剩余油饱和度大于50%的井区剩余可采储量为197.7×10⁴t，占总剩余储量的58.3%。

（3）数值模拟方法

在孤东油田七区西的剩余油描述中，采用数值模拟方法计算了四套层系27个时间单元的剩余油分布情况。据计算结果剩余含油饱和度大于50%、剩余可采储量丰度大于0.8t/^m的井区557个，其中4¹～5¹层系138井区，5⁴～6¹层系165井区，6²+6^5～8、6³⁺⁴层系254井区。总剩余可采储量为665.7×10⁴t，平均每个井区的剩余油饱和度为60%，剩余可采储量1.2×10⁴t。

2）剩余油定量描述成果的可靠性分析

在上述剩余油定量描述的三种主要方法中，数值模拟动静结合，是定量描述剩余油最完善、最系统的方法；流线模型相当于简化的数值模拟，特点是计算速度快、计算机化程度高；而油藏工程计算方法主要从动态入手，定量计算井点的剩余油，特点是简单方便、矿场可操作性强。由于后两种方法应用的条件相对简单，特别是流线模型方法是首次在胜利油区进行大规模的推广使用，油藏工程计算方法也是首次进行全面系统的应用，因此对于其准确性应充分与数值模拟计算结果和生产动态实际进行检验，以利于今后的推广使用。

（1）油藏工程方法计算成果检验

与动态监测资料对比 由于孤东油田七区西储集层非均质严重，相距百米甚至数十米的井之间生产状况都可能大不相同。而检查井、C/O测井、多功能测井等均为井点检测，解释结果代表性受到约束，故不宜直接用于单井计算结果的检验。将渗饱曲线法单井计算得到的10个小层的平均饱和度值与相应的多功能测井的10个小层的平均饱和度值比较，平均相对误差7.2%，考虑到多功能测井本身的代表性，认为计算结果尚为可信。

与数模结果进行对比 统计7个主力小层61口井剩余油饱和度大于50%以上的可比井的饱和度值：渗饱曲线法计算的平均饱和度值为58.1%，数模计算的平均饱和度值60.7%，计算结果比较接近，认为渗饱法计算结果较为可靠。

（2）流线模型方法计算成果检验

与数值模拟计算结果对比 采用流线模型计算孤东油田七区西5⁴～6¹层系5⁴、5⁵、6¹三个小层的平均剩余油饱和度分别为46%、48%、50%，数值模拟计算结果分别为45%、46%、49%，两者比较接近。另外，流线模型计算的不同剩余油饱和度范围内的面积比例百分数与数值模拟计算的结果也比较接近（表1）。

表1流线模型与数值模拟计算剩余油饱和度成果对比表

（3）生产动态检验

高、低含水井标定：对1998年12月生产5⁴～6¹层系的105口油井进行统计分析，其中生产5⁵层含水率大于等于99%的油井5口；生产5⁵层含水率小于等于90%的油井有4口。分别将这5口高含水井和4口低含水井在采用流线模型计算的剩余可动油饱和度分布图上标定，发现5口高含水井均位于剩余可动油饱和度较低的部位，4口低含水井均位于剩余可动油饱和度较高的部位，反映出其计算结果比较符合剩余油分布规律。

（4）取心井检验

分别利用近期取心的7-J1井和7-28-J255井对计算结果进行检验分析：1996年9月取心的7-J1井5⁵层的剩余油饱和度为45.0%，采用流线模型计算的当时的剩余油饱和度为46.5%；1997年8月取心的7-28-J255井5⁴层的剩余油饱和度为38%，采用流线模型计算的当时的剩余油饱和度为40%。由此可见其计算结果与取心井分析数据还是比较接近的，计算方法比较可信。

通过上述对油藏工程计算方法和流线模型方法计算成果的分析表明：其计算结果与数值模拟较为接近，经生产动态检验和取心井检验较为符合。

鉴于上述两种定量描述剩余油的方法相对简单，并具有较好的准确性。因此对于没有进行大规模数值模拟的油田或区块具有较好的实用价值，矿场的可操作性强。

2.矿场应用效果

根据对剩余油分布规律的研究和剩余油的定量描述成果，在孤东油田七区西提出新井措施12口，补孔改层等老井措施278井次，预计可增加可采储量154.8×10⁴t，提高采收率2.67%。

已经实施的挖潜措施取得了显着效果，从1999年开始，截止到2000年12月，共打新井10口，完成补孔改层等老井措施共154井次，新井及老井措施累计增油82162t。

四、结论

本文在剩余油定量研究方面较以前有了长足的进步和发展，在油藏工程研究中，首次综合了5种方法进行剩余油的定量计算，并编制成软件系统，实现了计算机自动化。流线模型方法是定量计算剩余油的一种新的方法，该方法首次在孤东油田七区西进行大规模的推广应用，并取得良好的计算效果。数值模拟作为剩余油定量计算的一种比较成熟的方法，也取得了进一步的发展和完善，特别是在历史拟合的精度和剩余油的定量研究方面有了较大的提高，剩余可动油饱和度与剩余可动储量丰度综合图、单井层剩余油富集区的成果表已成为数值模拟定量描述剩余油的重要内容。

本文虽然在剩余油定量描述方面取得了很大的进步和发展，但随着油田开发的进一步加深，剩余油的分布更加零散，开采难度进一步加大，对剩余油定量描述的方法和描述的精度要求更高。今后剩余油的描述必须进一步向剩余油描述成果网格数据一体化和计算机自动化发展。真正做到剩余油描述的定量化、动态化、三维可视化和网格数据一体化。

主要参考文献

[1]张一伟.陆相油藏描述.北京：石油工业出版社，1997.

[2]杜贤樾，孙焕泉，郑和荣主编.胜利油区勘探开发论文集第一辑.北京：地质出版社，1997.

[3]杜贤樾，孙焕泉，郑和荣主编.胜利油区勘探开发论文集第二辑.北京：地质出版社，1999.

[4]郎兆新.油藏 工程基础.东营：石油大学出版社，1991.

[5]CR史密斯等编.岳清山等译.实用油藏工程.北京：石油工业出版社，1995.