剩余油研究方法

① 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.

② 剩余油饱和度计算

常用的剩余油饱和度计算方法，由于种种限制，在本区的应用效果较差。采川岩心与流动单元分析相结合的方法，利川流动带指标计算剩余油饱和度，其效果良好。

1.常用的剩余油饱和度计算方法

在开发油田剩余油研究中，测井资料以其精度高、纵向分辨率高和资料丰富而得到广泛的应川，利川测井资料确定剩余汕饱和度，目前常用的主要有两种方法，一是电阻率，二是核测井（主要是碳氧比）但用这两种方法计算剩余油饱和度有一定的局限性。对r电阻率测井，水驱油藏进入开发中后期，常因现场条件所限，注入水矿化度变化不定，致使地下产层混合液电阻率变化大，目前还没有一种令人信服的确定地层水混合液电阻率的有效方法,尤其对于注淡水开发的油藏，随着注入水量的增加，电阻增大率对于含水饱和度的敏感性变差.使得利川电阻率测井资料确定剩余油饱和度的置信度降低。对于核测井，其最大的弱点是探测深度浅，受井眼条件影响大。另外，测量条件较苛刻、作业复杂、成本昂贵，使得利川该种方法确定剩余油受客观条件的限制。采用传统的解释方法评价水驱油层，无法克服以地层简化宏观体积模型为出发点、以阿尔奇公式及其变形、威利公式为依据的解释方法本身与不断提高的解释精度间的矛盾，也难以求准油层水淹后地层混合液电阻率。

2.利用流动带指标计算剩余油饱和度

储层流体流动单元是岩石物理特征的综合反映.同一流动单元具有相似的水动力学特征。流动带指标是把岩石结构和矿物地质特征结合起来判定不同孔隙几何相的一个参数，它与沉积微相，水淹特征和剩余油饱和度之间都存在着良好的对应关系。通过开展储层流体流动单元的综合分析研究，可以掌握全区流动单元的分布特征，从而了解到区域上沉积微相，水淹特征和剩余油饱和度的分布状况。新钻的调整井，其测井响应是当前剩余油饱和度，油层动川程度以及水淹状况等因素的综合反映。在这些测井资料及生产动态资料的基础上进行的剩余油饱和度和水淹状况分析研究是可以反映当前的实际情况的。但是，这些井的数量有限，分布上亦不能完全代表整个油藏的分布特征。通过流动单元分析，利用流动带指标FZI把老井资料同新井资料有机地结合在一起，是研究剩余油分布的一个有效的参数和手段。

辽河油区在高含水稀油区块已钻的动态密闭检查井（如锦检1井、沈检2井等）的岩心分析资料均表明，物性好的储层水洗后剩余油饱和度仍比物性差的储层剩余油饱和度高。这是因为油层原始状态的物性越好，原始含汕饱和度越高，经过水洗后仍保持了较高的剩余油饱和度：物性差的储层，其原始物性差，虽然其水洗程度较低，仍然是较低的剩余油饱和度，岩心分析数据（图7-7）表明，随FZI的增大，剩余油饱和度亦增大。而当FZI增到一定程度后，随FZI增大，剩余油饱和度有所降低。

当把欢2-13-315井分析的原始油饱和度随FZI变化的趋势线（如图7-7中虚线所示）同剩余油饱和度的变化规律进行比较时，可以看出，FZI值越高，则原始油饱和度与剩余油饱和度的差别越大，相应的油层动用程度越高.同时剩余油饱和度仍然较高。

据此建立FZI计算剩余油饱和度的公式：

高含水油田剩余油分布研究：以辽河油田欢26断块为例

该式相关系数R_n＝0.93，相对误差EPR=16.8%，绝对误差EPS=4.86%，检验值F=83.12影响剩余油分布的因素有沉积微相，砂体展布、构造特征等等，测井曲线是这些因素的综合响应，建立在测井资料基础之上的流动单元FZI值也同样是这些因素的综合响应。

③ 按油藏地质规模分类的剩余油研究方法

油藏地质规模有不同的分类方法，一般采用的分类如图1-1所示。

图1-2剩余油研究方法及内容

第一部分是剩余油宏观分布研究，它对应的是宏、大或小规模，主要研究剩余油在平面上和纵向上的宏观分布状况，为提高注入剂的波及状况服务。它包括驱油效率与波及系数计算、三维地震方法、油藏数值模拟方法、动态分析方法、沉积微相研究方法以及检查井观察井研究方法等方面的研究。

第二部分是剩余油微观分布研究，它对应的体积规模是微规模，主要是在几微米到几毫米的数量级上研究剩余油的分布状况与组分变化。研究内容包括微观物理模型、剩余油物理化学性质及组分研究和孔隙结构及微观驱替机理研究等。在当前，剩余油的宏观分布研究是重点。

第三部分是剩余油饱和度研究，即定量地确定剩余油的饱和度。根据这一研究，确定剩余油的开采动态，对提高采收率方法进行经济分析与效果评价。

根据现有资料，剩余油饱和度确定方法有11类：

（1）取心法；

（2）示踪剂试井法；

（3）测井法；

（4）试井方法；

（5）井间测量法；

（6）驱油计算法；

（7）压缩系数计算法；

（8）水油比计算法；

（9）物质平衡法；

（10）生产拟合法；

（11）数值模拟法。

这些方法测量的范围不同，对应着不同的体积规模，从地层中的岩心到井筒周围一定距离的平均值再到整个油藏的平均值。从应用角度看，取心法测得的地层岩心规模的剩余油饱和度代表性较低，用于经济评价和动态计算精度较低，但研究剩余油的变化特点价值较大，主要应用于剩余油分布研究，而不用以确定剩余油饱和度值。示踪剂试井和测井方法主要是确定井筒周围一定距离的平均剩余油饱和度。它的计量范围比较适中，用于油田经济评价和动态计算比较合适，因此使用价值较大，应大力研究发展。其他方法主要是确定油藏大平均的剩余油饱和度，可进行宏观的经济评价与动态计算，但作为提高采收率方法方案设计显得太粗，仅能供参考，使用价值较小，其重要性远不如取心、示踪剂试井和测井方法。当前我国急待研究和建立一套比较完整的适合我国油田特点的剩余油饱和度确定方法系统。

④ 根据分子参数变化监测产层内液体水平推进及剩余油分布

根据前述分析，选择4-甲基/1-甲基二苯并噻吩比值参数来示踪原油动态推进。通过2008年10月18日、2009年3月24日和2009年6月23日在柳北地区沙三³油藏21口生产井井口油样芳香烃馏分色谱-质谱分析，得到4-甲基/1-甲基二苯并噻吩比值，分别绘制了3个时期的芳香烃馏分参数4-甲基/1-甲基二苯并噻吩等值线图（图6.40～图6.42）。

图6.44 柳北沙三³油藏数值模拟剩余油分布图

⑤ 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

⑥ 剩余油可以用什么方法预测

通过文献调研知，目前对于剩余油的研究方法基本有以下5种[1,2,6]
1、开发地质学方法
开发地质学是研究剩余油形成与分布的基础和主要方法之一，其核心内容是通过油
藏地质精细描述，揭示微构造、沉积微相及油藏非均质性对剩余油形成与分布的控制作
用，应用储层相控建模、岩石物理相、流动单元、神经网络等研究手段寻找剩余油分布
的富集区。
(1) 储层相控建模技术
通过检查井取心的四性关系分析，形成关键井储层参数的三维数据体，在沉积微相
边界的控制下，应用随机建模的方法勾绘沉积成因的三维储层参数图，研究储层参数的
三维空间展布，从而形成在沉积微相控制下的储层三维可视化。剩余油主要分布于井网
控制区域外的砂体以及井网控制砂体物性变差的边缘地带，在水驱未波及区域亦是剩余
油大量分布的区域。
(2) 岩石物理相方法
岩石物理相是各种地质作用的综合反映，是沉积作用、成岩作用以及构造作用和流体改造作用下形成的成因单元。岩石物理相最终表现为现存的孔隙网络特征，包括储层宏观物性及储层孔隙结构模型。该方法根据平面渗透率与剩余油的关系、主要流动孔喉半径与剩余油的关系等，应用地质统计学方法，将研究区划分为多个级别的岩石物理相，研究不同岩石物理相对剩余油形成与分布的控制作用，从而确定剩余油分布的岩石物理相区域。
(3) 储层流动单元法
流动单元是由C L Hearn[7]于1984年首次提出的研究储层特征的概念，认为流动单元是横向上和垂向上连续的储集带，在该带内，岩石的特点和影响流体流动的岩石物理性质在各处都相似。W J Ebanks[8]认为流动单元是储集层岩性、物性和微观孔喉特征的综合反映，是地下流体渗流的基本单元。该方法主要根据反映流动单元特征的储层参数，运用地质统计学方法将储层划分为不同级别的流动单元，在不同级别的流动单元中油水渗流是有差异的，水淹特征各不相同，反映剩余油的分布是有差异的，从而对剩余油的平面分布做出判断和预测。
(4) 人工神经网络方法
人工神经网络方法以丰富可靠的检查井资料、测井资料为基础，利用神经网络识别技术，实现任意井点油层水淹程度的自动判别(定性判别)。用神经网络模型判别油层水淹程度精确程度的高低取决于两个因素:利用检查井资料建立一个可信的、判别精度高的模型:从储层剩余油影响因素中选取输入和输出的参数应该是主要因素。该方法的缺点是需要有足够数量的检查井提供资料，对剩余油分布的预测仅仅是定性的判别，此外由于各油田、各井区油层的沉积环境、沉积特征、油水分布规律以及油水层的动用程度的差异等，使得该方法的应用具有区域性，局部性的特点。
(5) 微构造的影响
微构造是指在油气藏构造背景上油层本身的微细起伏变化所显示的局部构造特征及不易确定的微小断层的总称。在重力分异作用下，剩余油富集区不仅仅局限于高部位大型背斜内，低部位的正向微构造和小断层遮挡所形成的微型屋脊式构造也是剩余油集中部位。低部位的正向微构造包括油层的微小隆起(构造幅度小于10m)和处于油气运移通道上的侧向开启而垂向封闭的微小断层(断距小于10m)。因此对于以上这两种微构造发育的油田来说，应该应用较密的井网资料和小间距等高线进行微构造研究，结合油水运动规律，寻找剩余油富集区域。
2、油藏工程方法
目前研究剩余油形成与分布的油藏工程方法中最广泛应用的是示踪剂技术，包括单井回流示踪剂试井和井间示踪剂测试，其早期的分析方法只是定性的判断注水井与生产井之间是否存在连通性及高渗透条带，1984年Abbaszadeh-Dehghani在五点井网中示踪剂流动特征的基础上，通过研制软件，定量的求取注水井与生产井之间的厚度、渗透率等地层参数。通过井间示踪剂资料、数值模拟软件，可以对油藏的高渗透、低渗透层进行预测，预测水淹层以及剩余油饱和度的分布等。通过井间示踪剂技术确定剩余油饱和度的分布是目前国内比较常用的方法之一，无论在理论上还是实践上均比较成熟。
除了示踪剂技术外，研究剩余油饱和度的方法还有含水率法[9];水驱特征曲线截距法:物质平衡方法;生产资料拟和法;以及由前苏联学者提出的水动力学方法和不稳定试井方法[10]。但这几种方法只能计算某个小层的剩余油饱和度平均值或剩余油分布的大致区域，而不能确切反映剩余油饱和度平面分布的差异性，因而在应用上受到其局限性的限制。但是作为对单井调整来讲，往往不失为很有效的依据，效果通常比较明显。
3、测井方法研究剩余油饱和度
测井技术是目前国内外确定剩余油饱和度在井剖面上分布的最广泛使用的方法，根据井眼条件的不同，可以分为裸眼井测井和套管井测井两大类，裸眼井测井包括电阻率测井，核磁测井，电磁波传播测井，介电常数测井等方法，套管井测井主要包括脉冲中子俘获测井，碳氧比测井，重力测井等方法。此外，对于大多数开发中后期油田来说，测井方法确定的剩余油饱和度大多低于实际岩心分析的剩余油饱和度，这就对测井方法提出了挑战，也是测井方法必须要克服的问题。
4、数值模拟技术
数值模拟技术是在对不同储层、井网、注水方式等条件下，应用流体力学模拟油藏中流体的渗流特征，定量研究剩余油分布的主要手段。目前我国绝大多数油田均应用数值模拟方法进行剩余油分布的定量研究，但实践证明通过数值模拟技术确定的剩余油饱和度分布图并没有完全体现出研究人员所期望的实用价值。数值模拟技术从其模型本身来讲是比较完善的，但其研究精度在很大程度上取决于地质建模的精度。虽然说储层地质模型为数值模拟提供了三维数据体，但是储层建模本身的随机模拟方法就已经指出了建模结果的不确定性，也就难以使数值模拟摆脱目前的困境。因此在应用数值模拟方法时必须充分考虑油藏的非均质性，真正实现精细地质建模与油藏模拟模型之间一体化，提高数值模拟技术的精度。此外对于如何解决网格粗化等问题仍需要进行技术攻关。
5、高分辨率层序地层学方法
高分辨率层序地层学是从成因地层学入手，对储层进行较为精细的对比，在油田或油气藏范围内，主要通过关键界面的认识和对比进行研究。该方法主要根据沉积基准面原理，详细划分对比储集层，建立高分辨率层序地层框架，此时等时地层格架与一定级次的流动单元相一致，控制了砂体储集层内一定规模的流体流动，同时由于沉积物的体积分配与相分异的结果，砂体储集层的非均质性特征与基准面之间存在对应关系，为注水对应分析及剩余油预测提供了依据。

⑦ 剩余油基本概况

1. 剩余油概念

在剩余油研究之前，首先要明确什么是剩余油。一般地讲，在可采储量中未采出的那一部分原油，笼统地称为剩余油。严格地讲，注水开发后地下的剩余油应该包括两部分，即剩留油和残余油。

剩留油是指由于波及系数低，注入水尚未波及的区域内所剩留下来的原油，即局部死油区内的油。例如，构造高部位注入水未波及的油层；河道边部低渗透层内的剩余油；井间未被钻遇到的透镜状砂体中的原油；局部不渗透遮挡 （如正断层、逆掩断层、逆牵引断层等） 处的原油等。这部分油在宏观上是连续分布的，其形成与油藏平面和纵向的宏观非均质性、注采井网的布置以及注入剂的流度等有关，因此常采用调整注采井网系统、增打加密井、调整注入工作液的流度等办法扩大波及体积来挖潜。

残余油是指注入水在波及区内或孔道内已驱过区域仍然残留的、未能被驱走的原油。例如，毛细管力束缚的残余油，它残留在工作剂通过的地带，而在细小的孔隙中完全被毛细管力束缚的油；或由于压力梯度小，油不流动；或岩石表面的薄膜油等。这类油的分布是微观的，且大多不连续，因此通常采用表面活性剂驱、微生物采油等清洗孔道中被捕集的油滴或颗粒表面上的油膜来提高驱油效率，改善开发效果。

2. 剩余油分布特征

研究剩余油分布是油田开发后期的中心工作，是搞好井网调整、注采调整及增产挖潜的基础。

美国有关专家认为：在已注水开发的油田中，估计有77％的剩余油残留在注入水未波及的油层中。前苏联专家认为水驱开发油田特高含水期剩余油分布有6种形式：(1)滞留带中的剩余油，形成于压力梯度小，原油不流动的油层部位；(2)毛细管力束缚的残余油，即原油残留在注入水通过的地带，细小的孔隙完全被毛细管力束缚的残余油所充满；(3)以薄膜状存在于岩石表面上的残余油 （薄膜油）；(4)低渗透层和注入水绕过带中的剩余油；(5)未被开发钻探到的透镜体中的剩余油；(6)局部不渗透层遮挡 （微断层、隔挡层） 造成的剩余油。

需要说明的是：这种划分方法中的(2)和(3)类为残余油，对于水驱开采来说是不可动用的，只有用三次采油方法提高驱油效率，才能采出这部分残余油。而其他几种类型，则可以通过各种调整方法和生产措施加以动用。

在国内，大庆油田综合运用各种动、静态资料深入开展了特高含水期剩余油分布研究，划分出10种类型的剩余油分布区。(1)井网控制不住型：主要是在原井网虽然钻遇但未射孔，或是原井网未钻遇而新加密井钻遇的油层中的剩余油；(2)成片分布差油层型：油层薄、物性差，虽然分布面积较大，但动用差或不动用而形成成片分布的剩余油；(3)注采不完善型：原井网虽然有井点钻遇，但由于隔层、固井质量等方面的原因不能射孔，造成有注无采、有采无注或无采无注而形成的剩余油；(4)二线受效型：新加密井钻在原采油井的二线位置，因原采油井截流而形成的剩余油；(5)单向受效型：只有一个注水受效方向而另一个方向油层尖灭或油层变差，或者是钻遇油层但未射孔，形成剩余油；(6)滞留区型：主要分布在相邻两三口油井或注水井之间，在厚层或薄层中都占有一定的比例，但分布面积相对较小；(7)层间干扰型：存在于纵向上物性相对较差的油层中，在原井网条件下虽然已经射孔，注采关系也相对比较完善，但由于这类油层的物性比同时射孔的其他油层物性差很多，因而不吸水、不出油，造成油层不动用，形成剩余油；(8)层内未水淹型：存在于厚油层中，由于储层内的非均质性，一般底部水淹严重，如果层内有稳定的夹层，其顶部未被水驱部分存在剩余油；(9)隔层损失型：在原井网射孔时，考虑当时的工艺水平，为防止窜槽，作为隔层使用而未射孔的层内分布的剩余油；(10)断层遮挡处的剩余油。

韩大匡 （1995） 根据国内现有各种分析，认为高含水后期剩余油的分布主要有以下几种类型：(1)不规则大型砂体的边角地区，或砂体被各种泥质遮挡物分割所形成的滞油区；(2)岩性变化剧烈，主砂体己大面积水淹，其周围呈镶边或搭桥形态存在的差储层或表外层；(3)现有井网控制不住的砂体；(4)断层附近井网难以控制的部位；(5)断块的高部位，微构造起伏的高部位以及切叠型油层的上部砂体；(6)井间的分流线部位；(7)正韵律厚层的上部；(8)注采系统不完善，如有注无采，有采无注或单向受效等而遗留的剩余油。

一般认为在宏观上剩余油主要分布在注入水未波及或波及程度比较低的部位，在微观上主要由于驱油效率低而遗留的剩余油，剩余油的形成与分布主要受沉积相、构造、储层非均质性以及井网条件控制。

平面上，剩余油饱和度大于50％的地区主要集中在断层附近、构造高部位以及复杂断块区；远离注水井的地区剩余油多，注水井附近少；沿河道主流线方向水淹程度高，剩余油分布少；若油层零星分布时，有效厚度较小和砂体尖灭附近剩余油较为富集；岩性、物性剧烈变化部位的有效厚度零线附近及油藏边界附近，油层厚度小，井网未控制，剩余油饱和度高。剩余油平面分布形态多为孤岛状或窄条带状。

层间剩余油主要分布在储层物性差，储量丰度小的流动单元中。

在层内，不同沉积韵律的油层在开发过程中，会出现不同的剩余油分布形式：(1)对于正韵律油层，由于注入水沿底部突进快，因此，上部水淹差，剩余油分布多；(2)对于反韵律油层，注入水则首先沿顶部推进，加之重力和毛细管力的作用，水驱厚度逐渐增大，下部中、低渗透层逐步受到水驱，造成纵向上水线推进比较均匀，水洗厚度大，因此反韵律油层上的油井具有产量高、递减慢、含水上升速度小的特点，一般进入高含水期后，剩余油分布少；(3)对复合韵律油层，油层内剩余油相对富集部位一般为厚油层渗透率较差的部位、水驱效果差的薄油层以及部分均质油层的上部。

3. 影响剩余油分布的因素

影响剩余油分布的因素很多，通常划分为两类：地质因素和开发因素。地质因素主要包括：储层非均质性、构造、断层等；开发因素主要包括：注采系统的完善程度、注采关系、井网形式、生产动态等。

受地质因素影响的剩余油富集区主要涉及油层自身和构造两方面：断层及油层边角地带的滞留区；构造高部位及正向微型构造区；油层非均质性严重的部位，剩余油多；油层厚度大，内部夹层发育，往往造成多段水淹，局部层段富集剩余油；油层物性差，往往剩余油多。由于地质因素在开发过程的短暂时间内不会发生变化或变化甚微，受人为影响小，成为影响剩余油分布的主要因素。据此部署的加密井，常能保持高产稳产。

在所有的开发因素中，最重要的就是注采系统的完善程度以及它和地质因素的处理关系。不稳定砂体分布、小砂体或井网控制程度低都可能导致注采系统的不完善 （没有生产井或没有注入井），从而形成剩余油。注采关系也是影响剩余油分布的一个主要因素。在主流线上的储层发生严重水淹，而在非主流线上的储层则水淹程度较轻。当地层性质不发生变化时，水驱井网也对剩余油的分布起着很大的影响。生产动态油水井产液与吸水能力，影响其周围井区油层的储量动用状况。油水井产液与吸水能力差意味着其周围油层储量动用状况差，剩余油多。

⑧ 研究方法

利用注水井吸水剖面、小层沉积微相和数值模拟三种方法综合研究南区沙二下_1-5层系剩余油分布规律。

1.注水井吸水剖面法

注水井吸水剖面法是利用历年来注水井吸水剖面资料，将注水井累积注水量分配到小层，再根据室内岩心水驱油试验结果，注入体积倍数与采收率、含水率之间的关系，来确定小层剩余油分布规律。

（1）建立静态数据库，统计小层渗透率分布规律

系统建立南区沙二下_1-5层系油、水井静态参数数据库。利用算术平均法和有效厚度加权平均法，分别计算出各小层渗透率平均值。利用概率统计的方法，求出各小层渗透率分布变异系数。

（2）建立吸水剖面数据库，计算小层累积注水量

在静态数据的基础上，建立注水井吸水剖面数据库。利用吸水剖面数据库可以统计出历年单井、小层吸水厚度变化趋势和吸水强度分布规律。利用吸水剖面数据库和注水井单井累积注水量，可以计算出历年小层累积注水量。

（3）建立注入体积倍数与采收率、含水之间关系，计算小层采出程度

根据濮城油田南区濮检1井非稳定流油水相对渗透率、水驱油试验报告和沙二下第446号岩心试验结果，由小层累积注水量计算出小层注入体积倍数，再根据以上关系内插求出各小层的采出程度和含水率。

（4）确定小层驱油效率

根据利用中原油田开发室内试验数据统计出来的驱油效率E_D试验公式：

高含水油田剩余油分布研究：以辽河油田欢26断块为例

驱油效率E_D可以做为小层在均质条件下的最终值，驱油效率E_D1可以做为小层在非均质条件下油田开发的最终值，或称测算采收率。在油田开发中，驱油效率还受注采井网及工艺技术条件的限制。

（5）计算小层剩余油量

根据小层驱油效率计算出可采储量，再由小层采出程度计算出剩余油量。

2.小层沉积相法

通过对濮城油田沙二下段沉积相的研究，认为濮城沙二下段沉积环境为浅水湖泊相和浅水三角洲相，其特点是水下分支河道异常发育，水下河道亚相是沙二下段沉积主体和骨架，河道层序具有对称性，底部粗粒段和顶部细粒段较薄、中间段厚度大且粒度均匀，河道砂体是本区沙二下段主要储集层；南区沙二下长期处于水下河道沉积区，砂层多，分选好，是濮城油田沙二下中的最好储集层。

针对沙二下_1-5油层目前开发现状，结合沉积相研究和油水生产剖面的初步分析，得到以下认识：

（1）河道砂是主要的吸水层，也是目前的主要产出层

在油田开发初期，河道砂（包括水下河道主水流线上的SH型砂体，居非主水流线上的H型砂体和居水下河道中的相对高台上的T型砂体）是主要的吸水层，也是主要的产油层。到油田开发中后期，由于油田含水的升高，主产层逐步过渡到主产水层。

根据1987年至1991年注水井吸水状况分类统计，河道砂是注水井的主要吸水层，统计48口注水井的吸水剖面，河道砂的射孔厚度204.5m，占总射孔厚度的45.7%，河道砂的绝对吸水量2692.2m³/d，占总吸水量的66.3%。其中1988年至1990年，河道砂射孔厚度占总射孔厚度的53%左右，绝对吸水量的百分数却高达80%以上。1987年至1990年，在射开河道砂厚度相对稳定的情况下，注水井中河道砂体的吸水能力有增大趋势，相对吸水百分数由57%增大到90%。

根据9口生产井产出剖面统计资料（表4-14），河道砂也是目前主要的产出层。统计沙二下_1-5层系河道砂射孔厚度45.1m，占总射孔厚度的40.1%，河道砂产液量122.3m³/d，占总产液量的64.8%。

（2）河道砂在注水井和生产井之间已经形成地下水道，是主要的产水层

根据濮3-284井环空测井资料分析，射开16层，产出层5个，产出层占31.3%；射开厚度33.5m，产出厚度16.4m，产出厚度占49.0%。其中主要产水层3²小层，2层5.0m，日产油1.7m³，日产水19.7m³，含水92.1%。

濮3-284井的一线注水井是3-282井，由于濮3-28井处于河流的边滩部位，油层物性差，吸水状况差。根据历次吸水剖面资料解释，射开有效厚度1.4m，日吸水量只有5m³左右，分析结果一线注水井不是主要的来水方向。

濮3-278井是濮3-284井的二线注水井，根据吸水剖面资料分析，是其主要的来水方向。濮3-278井沙二下3²小层，射开吸水厚度3.2m，日吸水量66.3m³。根据沉积相分析，濮3-278井和濮3-284井的沙二下3²小层处于同一河道砂体，它们之间连通性好、渗透性好，在油田注水开发中已经形成了地下水道。

（3）前缘砂和滨湖砂是目前主要的产油层

前缘砂分布在水道的两侧，滨湖砂距河道砂较远。前缘砂属中渗透砂体，滨湖砂属于低渗透性砂体。

统计沙二下_1-5层系主要处于前缘砂和滨湖砂部位的21口生产井，1992年9月份日产油水平289t，井数占全层系开井数的34.4%，日产油水平占56.1%。21口生产井平均单井日产水平13.8t，平均含水37.0%。其中处于前缘砂亚相的濮3-41井，生产沙二下_3-5，射开5层13.4m，其中有效厚度3层7.6m,9月份平均日产油16t，含水61%，累积产油7.09×10⁴t。

统计沙二下3²和沙二下5²两个典型含油小层，前缘砂2.32km²，滨湖砂3.02km²，分别占两小层含油面积的30.1%和39.0%。前缘砂和滨湖砂在平面上分布面积比较大，由于油层物性差、渗透率低，目前水驱动用状况差，剩余油量比较大，是今后挖潜的主要方向。

综合以上分析，河道砂是主要的吸水部位，同时也是主要的产出部位，过去是主要的产油层，目前是主要的产水层。含水一般均在80%以上，局部含水达到90%以上。目前剩余油很少，已到水洗油的阶段。大庆的河流过渡相和河漫相部位（濮城的前缘相与滨湖相）是目前主要的剩余油聚集带，也是目前主要的产油层，因此下步调整挖潜的方向应为河床过渡相和河漫相。

3.数值模拟法

（1）建立模型

①网格的划分

该模拟区块共有25小层，模型建立纵向上以主力层单独模拟层为原则划分为13个模拟层；平面上选取不等间距的矩形网格系统。整个模型网格总数为13×18×13=7254，其中有效节点4873个，死节点为2381个。

②油藏参数的选取

油藏流体物性参数。

相对渗透率数据：由于没有本区块油藏的相对渗透率数据借用邻近区濮检1井的数据进行了修正。沙二下_1-5共选用七条相对渗透率曲线。

PVT数据：南区沙二下_1-5层系没有取得PVT数据，故借用与其相近的东区文35井的数据进行了处理修正。

网格节点参数：网格节点数据除网格步长外，其他地质参数均来自每口井的电测解释结果，在工作站上用插值法算得每个网格的数据。

初始化计算结果：濮53块沙二下_1-5油藏由于未对每一小层储量进行标定，利用每小层体积百分数来计算每一小层储量。利用三维三相模拟各小层储量结果。

（2）历史拟合

根据生产历史对单井，全油田的压力、含水进行了拟合，均得到了较满意的结果。

⑨ 剩余油分布规律

油藏在不同注水开发时期的油水分布变化及分布规律的认识是应用开发措施进行开发调整、提高开发效果的依据和基础。在前面对孤岛中一区水淹特征分析的基础上，利用数值模拟的历史拟合手段，再现油藏开发过程中油水饱和度的演变过程，从而分析油层饱和度的分布规律。

1.油层剖面油水分布的形成及其规律

油层剖面的油水饱和度变化受油层物性、纵向非均质性、沉积韵律性及油水井开采井段等诸多因素影响，变化也较复杂，因而研究油层纵向的波及状况和水洗特点，找出其油水分布规律。

采用历史拟合资料，在计算的16个剖面中选择有代表的11号剖面，分三个开发阶段分析其油水分布的变化及其规律。该剖面上有12-9、14-9、14-609及16-3094等4口井，同时在此剖面附近尚有其他油水井，基本表现了油层注水开发过程及其水驱油效果。

注水开发初期（1980年），剖面上只有一注一采两口井，同时剖面附近有16-9井的大量注水影响（图8-1a）。在剖面上形成与其正韵律特征较吻合的底部水淹严重的条带。由于注采时期较短，且注采井在剖面上位置较近，因而整个剖面还没有大量水淹。水淹强度也很低，据纵向水淹网格水淹分级统计，油层占57.3%，弱水淹占18.3%，中水淹占14.6%，强水淹占8.5%。

开发中高含水期（1986年）时（图8-1b），经过一次加密调整后，剖面上增加了14-609及14-K9井，同时在剖面附近也加密调整了一些井。在前一段大量注采调配和加强注水的工作基础上，注入水已进入主要开发层段，在两个注水井位形成高含水区，并逐渐在井间扩大连通起来，将主力油层中的油驱向生产井中，并同时将水井外侧原油驱向边部。在部分小层中，如4²层，岩性尖灭影响了注水驱油效果。同时，一些非主力油层，由于油水井未能钻遇或未射开投产，形成未动用的剩余油层。此时的油藏剖面已大部分水淹，水淹层多为中强水淹，据水淹网格统计，油层占26.8%，弱水淹占17%，中水淹占26.8%，强水淹占29.2%。

高含水开发期（1992年）时（图8-1c），在进一步完善井网、调整层系之后，剖面上在右侧又增加16-309注水井，注水井点增加，同时强注强采措施加大了剖面油层的开采强度，大量的注入水进入油层，扩大了水淹区域，提高了水淹区的水洗强度，提高了注水驱油效果。剖面上的开采油层几乎均100%水淹，且以强水淹为主，受岩性尖灭影响或边界不流动处的水淹强度也大幅度提高。统计水淹网格资料，油层占15.8%，弱水淹占7.3%，中水淹占32.9%，强水淹占43.9%。剩余油主要为未动用开发的非主力油层。

图8-111号剖面油水分布图（据俞启泰等，1999）

a—开发初期；b—中高含水期；c—高含水期

上述三个不同开发时期的研究结果表明，油藏剖面的水淹及油水饱和度变化，在注水开发初期多集中在注水井附近及油水井之间，受油层韵律性、渗透性等因素影响较明显，形成与正韵律性相应的底部水淹严重的分布特点。进入中高含水期后，注入水大量进入油层，扩大水淹区，提高水淹强度，在井间形成强水淹带，弱水淹区迅速减小，只在岩性尖灭处或边界处存在，剩余油多存在于未投入开发的非主力油层中，水淹特征与韵律性影响作用不明显。

2.油层平面油水分布的形成及规律

随着注水开发的不断进行，注采系统的不断完善和调整，注入水大量进入油层，并逐步有效地扩大水淹区，提高水驱油效果。由于油层平面非均质性的影响，油层平面水波及作用会不同程度地下降，甚至有某些局部油层得不到水驱。在20多年开发历史拟合的基础上，分不同开发阶段选取主力小层3⁵层为例，进行分析。注水开发初期（1980年），油层平面水淹只围绕在注水井附近。强水淹区基本在注水井点处，一部分注入水受平面非均质性的影响，沿高渗透部位前进较快，形成油水分布交错现象，但大部分油层平面均为未动用或弱水淹油层。整个油层平面网格水淹强度统计为：油区占48%，弱水淹区占23.8%，中水淹区占19.1%，强水淹区占8.9%。

中高含水期开发阶段（1986年底），经过一次井网加密调整之后，注采强度得到了加强，注入水大量进入地层，扩大了油层平面水淹区，提高了油层水洗强度和水淹级别。平面上油层水淹连片分布，水淹区内已无纯油区存在，水淹程度基本按注水井位向外由强到弱顺序排列，局部受渗透性变化影响有中强水淹穿插现象，未水淹油区仅存留在油区边部。油层平面大部分成为水淹区。平面网格统计，油区占29.3%，弱水淹区占17%，中水淹区占33.2%，强水淹区占20%。

高含水开发期（1992年底），经过两次井网加密调整之后，注采井网已趋于完善，又经过近5年多的强注强采，油层已基本成为水淹层，且以强水淹为主，中弱水淹区成镶边状存在。油层中部个别尖灭点处留有极少量剩余油。据油层平面网格统计，油层占3.8%，弱水淹区占18.8%，中水淹区占26.5%，强水淹区占50.8%。

根据上述三个不同开发时期油层平面油水分布分析可以看出，平面油水分布的形成，在注水开发早期，主要受注水井点的分布影响，注入水只进入井点附近地层，水淹区为注水井周围的较小范围，油层渗透性分布及其差异影响不大。在注水开发的中高含水期，井网较为完善，且已有较多的注入水进入油层，波及区域迅速增大，但受油层非均质性影响较为明显，注入水沿高渗透条带或区域突进，形成条带状前沿的片状水淹区，水淹强度上有明显差别，相互穿插共存。进入高含水开发时期，注采井网基本完善，注采强度大大加强，长期的注水开发，大量的注入水不断冲刷地层，油层性质，尤其是渗流能力大大改善，减弱了非均质性的影响，油层平面上全部水淹，大面积的主体部位油层均为强水淹。中弱水淹只存留在边缘或岩性尖灭点处。

通过前面对孤岛中一区馆3～4层系的多种方法分析油藏波及状况及水淹特征，油藏油水分布规律，有如下几点认识。

（1）经过不断开发调整、完善和加强注采调配及注采强度，典型区馆3～4层系油藏水淹十分严重，其油藏平面波及的水淹区占90%以上，纵向水波及和水淹厚度超过80%，根据数值模拟结果，油藏整体水淹为81.5%，且中强水淹占63%。

（2）目前，高含油饱和度区分布零散，所占比例较小。平面上以镶边状或点状存在，纵向上受井网控制和油层边界、断层影响明显。剩余油分布主要以未动用非主力层为主。从以网格为单位统计的数模结果看，未水淹油层占8.5%，由于厚度因素影响，实际纯油层比例低于此值。

（3）储层参数变化对其高含水期剩余油分布影响较大。由于渗透性的普遍提高减小了渗透性之间差异，油层整体渗透能力得到大幅度提高，进入高含水期开发后，一些低渗透或岩性物性较差的区域其水驱效果也迅速提高，降低了非均质性影响，突出动用层与非动用层的差别。据数模研究结果，以网格为单位统计，未水淹网格占18.5%，其中属水驱动用层的仅占6.4%，表明大部分未水淹层均属未投入开发的非主力层。

（4）小层储量主要集中在主力油层中，剩余储量仍然以主力油层为主，从分层储量评价看，属主力层（包括3⁴层）的储量占98.4%，属主力层（包括3⁴层）的剩余储量占98.2%。从而看出，主力油层以其面积大、厚度大、所占储量多的优势而继续成为开发调整挖潜的重点。

（5）从目前油藏剩余储量的水淹分级情况看，水淹区动用储量占储量的92%，其中中弱水淹强度的储量占50%。由于未动用储量和强水淹区的储量均属较难开发储量，因而提高中弱水淹储量的水淹强度，改善其水驱油效果将是下一步挖潜的重点。

⑩ 研究方法概述

自1984年流动单元的概念提出以来，很多学者应用这一概念开展了储层表征或储层评价研究，但研究方法特别是流动单元的划分方法有所差异。不同学者根据自己对这一概念的理解，提出不同的流动单元研究方法。归纳起来，主要有以下几种。

1.根据岩相及宏观岩石物理参数进行流动单元研究

这一研究思路最早是由Hearn（1984）提出的，后有许多学者（Rodriguez,1988;Jackson等，1989;Hamlin等，1996）进一步开展这一研究。其思路是：首先，通过沉积学研究，在垂向上划分为若干个成因单元，并研究各成因单元内岩石性质及孔隙度、渗透率、孔隙大小等特征；然后，主要根据孔渗参数对成因单元（或相）进行进一步的细分，划分出若干个纵向上和横向上岩石性质和孔渗性质均相似的储集单元，即流动单元。

Jackson（1989）在对美国蒙大拿洲钟溪油田的一个障壁岛储层开展流动单元模型研究时，应用岩相及岩石物理性质研究得出的储层结构（由不同渗透层组成）基础上，应用渗透率、孔隙度、断层对其进行进一步的细分，最终得出由许多流动单元镶嵌组合而成的模型。

Hamlin等（1996）对南澳大利亚Tirrawarra油田的海相辫状河三角洲储层进行研究时，通过沉积相带的细分，进行了流动单元研究。首先，通过沉积学研究在纵向上划分出连续的四个相带，然后分析各相带孔隙度、渗透率及毛管压力特征，在此基础上，主要根据孔、渗特征对孔渗差异较大的相带在垂向上进行细分，将垂向上的四个相带细分为6个流动单元。

2.应用孔隙几何学进行流动单元研究

许多学者着重于孔隙几何学对流体渗流的影响，对流动单元进行划分和研究。如Ahr（1991）根据孔隙类型组合划分岩类，并根据对应的岩类对美国Vaccum San Auches油田白云岩储层进行流动单元划分和研究。Amare（1993）对这一白云岩体又根据孔隙类型、孔渗组合关系及岩石类型进行了进一步的流动单元研究，即将具有同一孔隙组合类型的岩类归属于同一类流动单元。

Davies Vessell（1996）在对美国西得克萨斯海相碳酸盐岩储层进行流动单元研究时，亦着重于储层孔隙几何学特征研究。他们首先按照孔隙类型（据孔隙大小、形状、孔喉比、配位数）、孔喉分布等将储层分为八种岩类，每种岩类均具有一定的、良好的孔－渗关系。岩类的纵向分布具有一定的规律性，其中高质量岩类组合与低质量岩类组合在垂向上具有一定的互层关系，据此将研究层自上而下划分了12个水力流动单元。这一方法实际上相当于应用孔隙几何学等对储层进行细分层。

Amaefule等（1993）和Abbaszaden等（1996）根据孔隙几何学对流体渗流具有很大影响的认识，提出了应用流动带指标FZI（Flow Zone Index）划分水力流动单元的方法。这一方法的理论基础是平均水力半径的概念及Kozeny-Carman的孔渗关系公式。

具有相似FZI的岩石被认为具有相似平均水力半径，因而属于同一水力流动单元（Amaefule,1993;Abbaszaden等，1996）。FZI值可依据样品的孔、渗值或测井响应值来计算，然后通过对众多样品的FZI值进行聚类分析，对水力流动单元进行分类。

3.应用传导系数、储存系数等参数进行流动单元研究

Ti.G.等（1995）提出了应用传导系数（kh/u）、储存系数、砂岩含量等参数划分流动单元的方法。首先，通过岩心描述，将沉积层段分成若干个层，并根据岩石特征和物性特征将这些层进一步分为若干个亚层，然后，通过岩心、测井信息计算出各井各亚层的传导系数、储存系数和净砂岩含量，并应用聚类分析，将这些亚层进一步分为若干个流动单元。最后，将这些流动单元进行井间对比，做出流动单元的井间分布图。

4.应用生产动态资料进行流动单元研究

Canas等（1994）根据油田生产过程中井间流体流动速度及流动能力资料对哥伦比亚Lacira油田一个曲流带砂岩储层进行了流动单元研究。他应用井间流动能力指数（IFCI,InteR_Well Flow Capacity Index）来描述流动单元。IFCI指数可根据两类数据来求取，一类数据为生产井组实际井间流动速度，另一类数据为储层岩石物理性质数据。对于前者，

高含水油田剩余油分布研究：以辽河油田欢26断块为例

式中IFCI——应用两井岩石物理性质及储层厚度求取的井间流动能力指数；

（k·h）₁——代表较低渗层的流动能力，其中，k、h分别为渗透率和储层厚度；

（k·h）₂——代表较高渗层的流动能力，其中，k、h分别为渗透率和储层厚度。

应用上述公式分别求取各井的IFCI值，并分别编绘IFCI平面分布图。比较这二种方法确定的IFCI分布图，以确定成因单元内流动单元的分布。在井间流动受限制的情况下，基于生产数据的IFCI应低于基于岩石物性的IFCI，据此可在成因单元内进行流动单元的划分（差异带为流动单元边界）。在作者研究的实例（一个曲流带砂体）中，两种数据作出的IFCI值相似，因此这一曲流带砂体被认为属于同一流动单元。