油藏研究方法

Ⅰ 研究方法

应用开发测井解释含水饱和度，在有代表性区域部署检查井密闭取心分析，依据开发地质研究建立油藏模型和开采动态资料进行数值模拟等方法，综合研究油层水淹状况和剩余油分布特征。

1.单井研究油藏纵向波及状况及水淹特征

（1）常规测井水淹层解释

通过对孤岛中一区储层物性、油水性质与电测关系的研究，得出一套适合孤岛油田中一区馆3～4层系不同开发时期的测井解释方法，解释处理了不同开发时期的100口井资料，反映不同时期的油藏含水饱和度情况。为了研究目前油层水淹状况，选用高含水期的14口井解释成果进行分析。

结果表明，油井进入高含水期开发后，油层厚度波及程度较高，水淹厚度占统计厚度的86.9%，除由于地质及构造因素影响，个别井有较多未水淹厚度外，其余井油层厚度均已水淹，全部厚度水淹的井占统计井数的78.6%，说明油层纵向水淹较为严重。油藏剖面各小层厚度水淹程度也明显不同。主力油层水淹厚度占其统计厚度的91%，水淹厚度比例很大，非主力层水淹厚度占其统计厚度的74.5%，表明主力层与非主力层纵向水驱动用状况存在明显差别。从水淹级别分类统计看，84.3%的统计厚度为中强水淹，说明绝大部分油层厚度都已得到较充分的水洗。

（2）碳氧比能谱测井

碳氧比能谱测井是一种效果较好的含油饱和度测井方法，在目前油田开发测井中，得到广泛应用。对孤岛油田中一区1991年到1992年11口井的碳氧比测井解释资料进行分析。

结果表明，油层纵向水淹厚度占统计厚度的92.9%，表明油层厚度注水波及较高，未水驱的厚度较小。统计厚度主要分布在主力层。非主力层统计厚度较小，代表性较差。从统计结果看，油层纵向各小层水淹均很严重，主力油层水淹厚度占其统计厚度的94.5%，非主力层水淹厚度占其统计厚度的86.2%。从水淹级别看，弱水淹厚度仅占统计厚度的6.5%，表明绝大部分油层水淹厚度均为中强水淹。

（3）检查井密闭取心资料

密闭取心检查井是油田为了解地下油层油水饱和度状况，在油田有代表性的部位部署的。用油基钻井液或密闭液取心的检查井，能直接反映油层的水洗状况，准确可靠，得到广泛应用。

统计分析11-Jll井有饱和度资料的92块样品，结果表明，主力油层样品63块，其中油层21块，占33.3%。从而可以看出，取心井资料反映油层比例较高。从水淹强度看，弱水淹样品占水淹样品的20.6%，即近80%的样品为中强水淹。

该井反映的油层纵向水淹状况明显轻于测井统计分析结果。从小层情况看，在取心的5个目的层中，有4层在取心井位附近不同程度地存在小层尖灭影响，取心井位基本处于油井排上，避开注水主流线。这些因素都对小层水驱开发效果产生不良影响，导致在高含水区域内，存在较多比例的油层及弱水淹厚度，也说明了高含水期油层剩余油的所在。

（4）吸水剖面资料

在开发生产过程中，对生产井和注水井分别测试产液剖面和吸水剖面，是了解油层动用状况的重要方法，也是油藏分层开采配产配注的依据。

从统计的3～4层系小层吸水情况看，自1986年以来，不吸水层比例保持在10%左右，最高时达13.6%，最低时为5%，表明有部分油层始终未能动用，吸水动用井层数为90%左右。但统计数字随每年的工作状况有波动。

2.数值模拟方法研究剖面剩余油分布

为全面准确地描述典型区的剩余油分布状况，应用三维三相黑油模型对典型区开采层系进行整体模拟，历史拟合再现油藏20多年的开发历程及油水饱和度的变化。

孤岛油田中一区典型模拟区的面积约为2.5km²，馆3～4层系分为9小层，共有油水井42口。根据该区的含油面积，注采井网及边界流动等情况，采用平面正方形网格，网格步长103m，整个油层横切为16个剖面、每个剖面9层网格代表9小层。

结果表明，除受边界外扩影响的1,2和15,16号剖面外，其余各剖面的水淹百分比均已达80%以上，说明油层纵向波及状况较好。从模拟情况看，未水淹层段主要是非主力层未投入开发的层段，其次为边部或受岩性尖灭影响的局部层段。小层纵向水淹极不平衡，部分非主力层尚未投入开发或开发井点少，井网不能控制储层，水洗效果差。对主力层情况进一步统计分析，结果可以看出，主力油层水淹网格比例为92.6%，且72%为中强水淹，说明主力油层纵向波及较好，水洗程度也较高。

单井及剖面方法研究油藏纵向水淹结果对比见表8-1。

表8-1不同方法研究油藏纵向水淹结果对比表

（据俞启泰等，1999）

3.油藏平面波及状况及水淹特征

油藏平面注入水波及状况及水淹特征研究是进行油藏平面调整，扩大波及面积及水淹区域，提高水驱采收率的重要前提。从孤岛中一区馆3～4区的油层发育情况看，主力油层多为片状分布的高渗透率层。在不同注水开发时期，在油层非均质性的影响和作用下，注入水沿高渗透带推进较快，使得同一时间内注入水在油层平面上的分布也有较大差异。

（1）新井（老区内所钻的调整井或更新井）投产资料

油田在不开发时间对油藏井网系统进行加密调整，或补充更新井，这些新井投产时的动态情况真实地反映了油层的含水情况，也表明新井所处部位油层的水淹状况。这些井分布在整个油层平面上，也反映着开采层平面油水分布状况。新井含水率的高低通常反映出井位处油层是否受到水洗。这里，假定新井含水超过50%，则代表所处油层基本为水驱受效的水淹区。

从1990年到1992年，孤岛油田中一区陆续投产了60多口井，进行井网加密调整，分年度对新井含水进行分级统计，统计结果表明：平面有90%以上井点位于水淹区域，油层平面水波及较广。

对1991年到1992年新投产井中单采某些小层的生产井进行统计，分析其分层水淹情况。结果表明，油层水淹90%以上为中强水淹，未见油层厚度。但从新井投产层情况看，绝大部分井为4小层开采井，因而新井资料主要反映了4小层的水淹状况，从新投产的4层水淹统计看，仅有4%的弱水淹，说明4层水淹分布较大，主要为中强水淹。

（2）常规测井及碳氧比测井解释

根据测井解释的新井分层含水饱和度，分析分布在油层平面上的井点位置水淹状况。

统计结果表明，统计井反映的平面水驱波及较好，统计结果除受干层影响外，主要为0-22井与3-21井两边部水驱不受效井影响，一些小层统计值较低，其余小层基本为100%井点见水，且除43层外，其它小层水淹厚度均超过90%以上。说明油层平面大面积水淹且水淹厚度较大，仅在边界及受构造和断层影响的局部存有零散未水淹区。

（3）数值模拟方法

将孤岛中一区的历史拟合结果应用于分析各小层的饱和度分布。结果表明，典型区各小层由于井网控制程度差别较大，反映的结果截然不同。一类为连片分布的主力层，水淹在平面上也大片分布，平面波及网格比多超过90%。另一类为零星分布的非主力层，未动用或只有一口井投产，平面水淹较小甚至没有发生水淹。小区主力层叠合平面水淹面积超过90%。这主要是由于小层砂体分布较好且孤岛油田进入高含水期，渗透性普遍增加的特点决定的，使注入水在高含水期有效地扫及油层，从而达到大面积水淹。

Ⅱ 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：

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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

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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

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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：

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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：

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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：

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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：

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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：

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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：

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第k目标层组甲型水驱曲线：

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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

Ⅲ 典型油气藏解剖手段

为全面、深刻地开展典型油气藏解剖，通常采用的思路和方法如下：

5.1.1 典型油气藏的遴选

在典型油气藏的遴选工作中，首先应对评价研究区内所有油气田（藏）基本特征进行分析和统计，认真进行油气藏类型划分。目前，油气藏类型划分方案很多，不同专家根据自己的目的，从不同的角度选择不同的方案。一般而言，主要有如下几种方案：①以圈闭类型为主要依据划分油气藏类型，典型的实例如张文昭（1990）研究成果（表5-1）；②以烃类相态为依据，将油气藏分为油藏、气顶油藏、带油环气藏、气藏和凝析气藏；③按储层形态，将油气藏分为层状、块状和透镜状油气藏等类型。第二，考查这些油气藏的大致成因及其形成条件的差异性。第三，选择典型油气藏，选择原则：①目的性原则；②代表性原则。

5.1.2 油气藏静态描述

在油气藏解剖中，一般静态特征描述包括如下几个方面：

（1）位置：横向上，明确油气藏所处的构造位置，大者指油气藏在盆地（凹陷）中位置，中者指在区带或构造带中位置，小者指在局部构造或砂体中位置。纵向上，明确油气藏所处层位。通过位置研究，主要是要明确油气藏与环境的静态关系。

表5-1 油气藏圈闭类型表

（2）储层特征：描述内容包括①储层厚度、储层与非储层组合关系、储层分散状况；②储层岩性特征、结构特征；③储层发育的沉积相、沉积微相及其分布，储层空间分布规律；④储层成岩作用及其对储层物性的影响；⑤储层物性及其非均质性，储层孔隙结构。

（3）盖层特征：包括盖层厚度及岩性、盖层空间分布及连续性、盖层孔渗特征及封盖能力。

（4）圈闭特征：圈闭类型及其组构要素、圈闭位置、微观特征、圈闭面积和闭合幅度、圈闭有效性。

（5）油气水分布规律：研究油气水空间分布及其相互间接触关系，油、气、水物理与化学性质，油气藏原始压力系统。

（6）油气藏类型：综合上述5条，划分油气藏类型。

5.1.3 油气藏动态演化研究

主要是以时间为主线，研究各种成藏要素时空配置及成藏后动态演化。首先，在沉降史研究和成岩作用史研究基础上，研究储层物性随时间的变化，确定有效储层的动态变化规律及其分布；研究盖层物性、连续性随时间的变化规律，研究断层活动时期及其对盖层连续性的影响，确定盖层封盖有效性形成期及其后期变化，分析其封盖效率和扩散作用，确定有效盖层展布。

第二，研究区域构造运动及应力场背景，研究相关区域（如局部构造、潜山、披覆带）构造、断裂形成演化史及其成因机制，进而研究圈闭类型及其组成要素，研究有效圈闭形成期，研究圈闭的后期演化，如形态、规模等变化和破坏作用。

第三，在油气源对比基础上，研究有效生油岩分布及品质，研究其生排烃史，运移史及运移方向、通道，研究圈闭与运移的时空配置，确定聚集成藏期，并分析成藏后油气藏后期变化，如后续油气源补充问题，扩散问题，断层作用问题，氧气问题等等。

Ⅳ 　油藏工程研究和油藏数值模拟技术

油藏工程研究是一项系统工程，在油藏地质特征认识的基础上研究确定油田开发方针、原则、层系划分、开采方式、天然能量利用、注水方式、注水时机、压力保持水平、开发井井距、合理采油速度、投产次序、实施要求、生产指标预测等一系列问题，最终确定油田总体开发方案。

由于油田实际情况十分复杂，而海上油田又受到诸多条件限制，在油田方案编制过程中对于那些不确定因素，主要采用全体油藏模型或辅助模型的敏感性分析予以解决。随着油田投产后静态及动态资料增加，还需要修改原有的地质模型，通过全体油藏模型数值模拟研究加深对地质模型的新认识，并在油田生产历史拟合基础上进行生产预测。

因此，油藏数值模拟技术是油藏工程研究、油田动态分析中的一项十分重要的手段。

中国海油的油藏数值模拟研究起步于20世纪80年代初。为了尽快缩短这项技术与国际先进水平的差距，当时从美国岩心公司引进3套大型油藏模拟软件（黑油模型软件、组分模型软件、裂缝模型软件），购置了计算机设备，用于埕北油田、渤中34-2/4油田、渤中28-1油田、涠洲10-3油田、惠州21-1油田的油藏工程研究。80年代后期，利用世界银行贷款和中国海油出资从美国SSI公司引进compⅡ、Ⅲ、Ⅳ模型软件，并装备了VAX8650型计算机，用于锦州20-2凝析气田总体开发方案及射孔方案的编制、渤中28-1油田生产历史拟合、流花11-1油田、绥中36-1油田试验区、锦州9-3油田方案编制。

必须指出的是，由于不同时期应用的模拟软件及计算机设备的差别，研究成果的精度有较大的差别。

就以模型网格设计来看，它要求与油藏地质模式、油藏类型相符合，又必须与所使用的计算机运算能力相适应。以埕北油田为例，在80年代初编制A、B平台射孔方案时，由于计算机内存较小、运算速度较慢，因此模拟网格设置较粗。该油田面积虽不大，但水体即为油藏含油面积的100多倍，而且已钻完54口开发井，油层分为上、下互相连通的5个不同渗透性小层，受计算机能力的限制，在设置全体油藏模型网格时不得不将纵向上5个层合并为2层，采用的网格数仅为1344个。同是这个油田，90年代初在研究油田注水可行性、生产预测时在纵向上就采用了5个层，全体油藏模型的网格数为4485个，使节点数增加了3倍，为较高精度油藏数值模拟创造了条件。

90年代中后期，又从SSI公司引进WORKBENCH、从GeoQuest公司引进Eclipse模型软件。通过每年支付一定数额维护费方式从软件公司及时获得最新软件版本，保证模拟软件的先进性。在充分利用取得的三维地震资料、岩心描述和测井数据，通过对油藏精细描述，弄清了油田储集层分布及变化、孔隙结构、油水分布规律，建立了油田地质模型、油藏模型这样一个完整的模拟体系。这项技术应用于绥中36-1油田试验区可采储量标定、秦皇岛32-6油田开发方案编制、流花11-1油田动态分析中。例如在绥中36-1油田试验区可采储量标定时，采用Eclipse模型软件，按照试验区实际情况建立油藏模型网格节点就多达28244个，秦皇岛32-6油田总体开发方案编制时所采用模型网格节点数高达188160个，流花11-1油田在动态历史拟合及生产预测时采用Eclipse模型软件，使预测结果更加接近油田的实际生产指标。

总之，应用最新油藏数值模拟软件以及计算机功能的增强，为高精度油藏数值模拟创造了必要条件。

海上油气田的开发实践充分表明，油藏数值模拟技术不仅在油气田评价和总体开发方案编制阶段是必不可少的，而且在方案实施进程中、开采过程中的动态分析、调整措施确定、注水方案制定、生产前景预测以及可采储量研究中也十分重要。

一、编制油田开发方案和射孔方案

（一）建立与地质模式相适应的油藏模型

埕北油田是我国在海上第一个与外国石油公司合作开发的油田。该油田位于渤海湾西部海域，于1972年由中方发现，探明石油地质储量2084×10⁴t，是一个具有气顶和边水的构造

层状油藏。1977年底至1981年10月，油田经过历时4年的试采，查明了油田驱动类型、边水能量及油气水性质等，为编制油田开发方案积累了重要数据。

1980年5月与日中石油开发株式会社签订合作开发埕北油田的合同，中、日双方合作进行以油田地质、油藏数值模拟为主要内容的综合研究。油藏数值模拟研究包括下列内容：①模型建立；②油藏模型建成后，输入各种网格参数和油水、油气界面数据，模型自动计算地质储量；③模拟限制条件和不确定因素敏感性分析；④油藏模拟生产历史拟合，通过全体模型模拟试采阶段生产历史和生产预测；⑤利用单井径向模型进行油井底水锥进研究。

在此基础上编制油田开发方案，方案预测油田以年产47×10⁴t稳产2年，采油速度2.3%，开采15年（至2000年）累积产油418.8×10⁴t，采出程度20.1%，综合含水87.5%。油田自1985年9月、1987年1月（B、A平台）投产以来，在没有进行大的方案调整情况下，截至1996年油田已累积产油429×10⁴t，采出程度20.6%，综合含水81.2%，提前4年实现方案预计15年的生产指标（图9-30）。

锦州20-2凝析气田气资源的动态核实结果，为制定今后凝析气田开采方案提供了可靠的资料依据。

Ⅳ 按研究内容分类的剩余油研究方法

按研究内容，剩余油研究方法包括：开发地质学方法、剩余油分布监测技术、动态方法以及挖潜技术等（表1-1）。其中，开发地质学方法主要研究微构造、沉积微相、储层非均质性以及利用密闭取心资料计算剩余油饱和度。剩余油监测技术有：3700测井系列、激发极化电位测井、地层测试器、碳氧比测井、单井示踪剂、井间示踪剂、玻璃钢套管监测等。动态方法中，水驱物模和微观物模法可用来预测区块规律；而水驱特征曲线法和物质平衡法能提供区块平均饱和度值；水驱特征计算法、单元储量丰度法、含水率法、油藏数值模拟法则以区块等值图的形式提供饱和度值；高效井区确定法可以评价区块剩余油分布的富集程度。在剩余油分布的基础上，通过开发层系调整、未水淹层开发、加密钻井、周期注水、消耗驱动采油、强化采液、改变液流方向、卡堵水、老井侧钻、化学驱油、调剖、水平井、人工地震等挖潜技术改善单井和区块状况、挖掘层内潜力，提高采收率。

开发地质学研究主要侧重于间接的、定性的和静态的研究，动态方法从其模型本身来讲是比较完善的，但其精度在很大程度上取决于地质模型的精度。因此，高含水期剩余油分布研究是一项系统工程，需要多学科综合研究。多学科综合研究要求最大限度地采用综合信息，地质、地球物理、油藏工程等不同专业的专家共享一个数据库，以统一的地质模型为媒介，以预测剩余油分布为目的，紧密配合、协同攻关。要求每一学科从其他学科不可替代的侧面为预测剩余油分布提供依据，而且允许各学科从自身角度出发来评价本学科和其他学科预测剩余油分布的结果是否一致。

表1-1高含水期剩余油分布评价、监测及挖潜技术一览表

（根据杨景琦、魏斌等，1998，有修改）

Ⅵ 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：

胜利油区勘探开发论文集

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：

胜利油区勘探开发论文集

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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胜利油区勘探开发论文集

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：

胜利油区勘探开发论文集

（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

胜利油区勘探开发论文集

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：

胜利油区勘探开发论文集

注入水在垂向上的推进速度可表示为：

胜利油区勘探开发论文集

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：

胜利油区勘探开发论文集

相对水线推进速度：

胜利油区勘探开发论文集

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

胜利油区勘探开发论文集

则每个相对均质段的分层产量为

胜利油区勘探开发论文集

同理，有分层储量系数

胜利油区勘探开发论文集

分层储量

胜利油区勘探开发论文集

则分层剩余储量为

胜利油区勘探开发论文集

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

胜利油区勘探开发论文集

剩余可动油饱和度

胜利油区勘探开发论文集

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

胜利油区勘探开发论文集

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：

胜利油区勘探开发论文集

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。

胜利油区勘探开发论文集

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

胜利油区勘探开发论文集

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

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[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.

Ⅶ 油气成藏体系地质风险评价方法探讨

徐忠美^1，2 盛秀杰^1，2 唐文莲²

（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；

2.中国石油大学地球科学学院，北京 102249）

摘 要 油气勘探是一项高风险、高投入、高收益的活动，如何采用有效的技术来规避或降低勘探风险一直是国际石油公司研究的重点。本文探讨了基于油气成藏体系理论的地质风险因子，通过成藏要素的分析来建立地质风险评价参数体系；在参数体系建立的基础上，根据评价区勘探程度的不同，分别采用概率法、层次分析法、风险模拟等多种方法来开展地质风险分析。

关键词 成藏体系 风险评价 概率法 层次分析法 风险模拟

Geological Risk Assessment Method Discussion of

Petroleum Accumulation System

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

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

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

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

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

石油地质勘探是一项高风险的活动，进行科学的地质风险分析是油气勘探的基本内容之一。随着风险分析技术的不断发展和完善，现今多数大型石油公司和国家石油机构都把风险分析作为勘探评价及决策的一项重要且必需的研究内容，这对降低勘探成本及提高勘探成功率具有重大意义。

在油气勘探中，关键的决策不是钻探哪个圈闭，而是勘探哪个盆地或区带^［1］。因为，在油气勘探中的每一个油气藏都是独特的——是所有地质因素的复杂结合。同时，油气藏通常成群出现并具有一定的规律性。掌握了这些规律性，那么我们就有了开启油气勘探秘密的钥匙。

因此，地质学家通过不同的视角或地质理论来揭示其地质规律，以此来规避地质风险。常用的方法包括：以油气产生过程为主线的 “生、储、盖、运、圈、保” 分析；以烃源岩为中心的 “含油气系统分析”；以系统论为指导的 “油气成藏体系评价”。

1 油气成藏体系定义及风险因子识别

1.1 油气成藏体系概念及内涵

油气成藏体系（petroleum accumulation system，PAS）是地表以下含油气的自然系统^［2－4］。它包括了形成油气藏的一切必要元素以及这些要素之间的有效配置结构。其中的成藏要素包括烃源体、输导体和圈闭体，要素之间的有效配置能够产生任何单一元素所不具备的功能——形成油气藏。油气成藏体系概念具有以下内涵：(1)元素—结构—功能，体现了系统论思想与石油地质研究的紧密结合，也是油气成藏体系研究的主要内容；(2)三大成藏要素中，烃源是物质基础，圈闭是勘探目标，疏导是纽带，强调了二者之间相互关联、相互制约的 “系统性” 综合方法；(3)结构研究采用 “源位匹配” 的思路，不同结构的油气成藏体系研究的内容、重点和思路均有差异；(4)功能（形成油气藏）是油气成藏体系研究的核心，是烃源、输导、圈闭三者相互作用的结果，并随时间在空间发生变化。

1.2 地质风险因子识别

以系统论为指导的 “油气成藏体系” 地质风险评价，地质单因素选取是定量评价的基础。油气成藏体系中，油气藏的形成主要取决于3个方面——优质烃源是油气藏形成的物质基础，完好的区域盖层是油气富集的关键，优质储层与大型圈闭的配套。

据此，进一步梳理成藏要素的评价因子。构成烃源体的地质单因素包括有机碳含量、有机质类型、成熟度、烃源岩厚度、供烃面积系数和生烃强度等；构成输导体的地质单因素有输导层类型、供烃方式、运移距离、生运聚的时间匹配、生储盖配置等；构成圈闭体的地质单因素有圈闭类型、圈闭面积系数、圈闭幅度、储层沉积相、储层孔隙度、储层渗透率、储层埋深、盖层厚度、盖层岩性及断裂破坏程度等。

2 油气成藏体系地质风险评价方法

根据勘探程度的不同，可以选择不同方法来开展油气成藏体系地质风险评价。其中，针对低勘探程度区，由于资料有限和认识不足，可以基于概率论来开展快速评价和优选；针对中低勘探程度地区，在深入开展成藏要素及评价因子分析的基础上，可以选择层次分析法来开展地质风险评价；针对高勘探程度区，尽可能结合各种勘探信息和成果，基于成藏理论来开展地质风险模拟。

2.1 基于概率论的地质风险评价

概率论以及现代决策等理论引入石油资源评价，使得地质学家们在认识和方法上产生了一个飞跃。能将所谓灵感或直接的、唯理或机制的、唯象或统计的两种思路结合在一起，用于勘探实践。针对地质研究的 “不定性” ——其实质就是 “随机性”，采用概率方法能有效揭示随机地质现象的统计规律。

概率是指任一事件发生可能性的数量陈述，通常用来表示未来事件的不确定性。概率以百分比或者用从0（绝对不可能）到1（绝对肯定）之间的某个数值来表示。假定事件A的概率记为P（A），则0≤P（A）≤1。在地质风险分析中，常用的基本概率法则有4条。

1）任一随机事件发生的概率等于1减去该事件不发生的概率。

2）相互独立的随机事件同时发生的概率等于每一事件单独发生概率的乘积（乘法定理）。设事件A₁，A₂，…，A_n独立，则P（A₁，A₂，…，A_n）＝P（A₁）×P（A₂）×…×P（A_n）。该法则可用来估计地质风险分析单元的发现概率。例如，烃源岩、储层和圈闭是某勘探目标含油气的基本地质风险因素。在钻前预测中，设A表示事件“烃源存在”，B表示事件 “储层存在且其孔隙度等于或大于风险评价中设定的孔隙度下限值”，C表示事件 “圈闭存在且其封闭条件良好”。其存在概率依次为0.9、0.8和0.6，则该勘探目标的发现概率P为：P＝P（A）×P（B）×P（C）＝0.9×0.8×0.6＝0.432。

3）两个互斥事件A、B，事件A ＋B和的概率等于事件A的概率与事件B的概率之和（加法定理），即：P（A＋B）＝P（A）＋P（B）。如果有两个事件是一次试验得出的两种可能结果，而它们又不能同时发生，我们就说它们是互斥（互相排斥）的。在油气勘探中，钻一口探井是一次试验。这口井是干井或者是发现了油（或气），是互相排斥的两种可能结果。该井为干井或是有油气发现的概率，是这两个单独概率之和：P（油或干）＝P（油）＋P（干）。

4）两个独立随机事件中至少一个事件发生的概率，等于1减去这两个事件均不发生概率的乘积（组合定理）。例如，某远景区有两套潜在烃源岩（A和B）。烃源岩A的存在概率P（A）为0.6，烃源岩B的存在概率P（B）为0.3。若该区某勘探目标的油源来自烃源岩A或烃源岩B或同时来自烃源岩A、B，则其烃源岩的存在概率P为：P＝1－（1－P（A））×（1－P（B））＝1－（1－0.6）×（1－0.3）＝0.72。

2.2 基于层次分析的地质风险评价

2.2.1 方法介绍

层次分析法是根据问题的性质和要求，将问题按层次进行分析和求解的一种决策方法，也称为解析递阶过程（Analytic Hierarchy Process），简称AHP法，是美国运筹学家T.L.Saaty于20世纪70年代提出的，是一种定性与定量分析相结合的多目标决策分析方法^［5，6］。它将决策者对复杂对象的决策思维过程系统化、模型化、数学化，可用于求解多目标、多准则问题，特别是它将决策者的经验判断予以量化，因此，对目标（因素）的结构复杂且缺乏必要的数据，甚至是没有明确的结构问题，都具有广泛的实用价值。

层次分析法的主要思想是：首先根据问题的性质和要达到的总目标，将问题按层次分解成不同的因素。同一层次内各个不同因素的权重，可通过他们两两之间进行成对判断比较得到。下一层次因素的重要程度，既要考虑本层次，又要考虑上一层次的权因子。因此，一般要计算组合权重，并一层一层计算下去，直到最后一层。由于他们的相对重要性在最后都可以算出，则多方案的相对优劣也相应地清楚了。

应用层次分析法计算油气成藏体系地质风险时，首先通过地质研究划分出多个成藏体系或者亚成藏体系（甚至更细的评价单元）。一个成藏体系或亚成藏体系包含烃源体、输导体、圈闭体3大功能元素，而每一个元素又是一系列地质单因素的集合。这些评价单元与参数构成了成藏体系内由高到低的层次组成序列。因此，在进行成藏体系定量评价时，遵循由地质单因素→元素→聚集单元→亚成藏体系→成藏体系的评价序列（图1）。如前所述，地质单因素的选取及其评价标准的确定是正确定量评价成藏体系的关键。

图1 成藏体系定量评价单元及评价参数

2.2.2 应用实例

黄骅坳陷位于冀东平原渤海之滨，构造位置处于燕山褶皱带之南，沧县隆起以东，埕宁隆起之西，南与济阳坳陷毗邻。其油气勘探始于1955年，通过40多年的勘探，在黄骅坳陷大港油田探区已查明了北塘、板桥、歧口、沧市、南皮、盐山、吴桥等7个有利的生油凹陷，确定了9个潜山构造带、9个断裂构造带、6个裙边构造带等24个二级正向构造带。由于探区地质结构复杂，有待进一步对控制油气藏分布、储量丰度的主要因素进行解析。

根据前人研究成果^［7］，黄骅坳陷划分为4大成藏体系和16个亚成藏体系。按照烃源体、输导体、圈闭体3大功能元素，进一步选择了22个地质因素进行成藏体系地质风险评价。根据划分的评价单元，逐一分析了各个评价单元地质因素的参数取值，并进一步求取了各个成藏体系的风险评价结果。

评价结果表明，中部滩海成藏体系各因素最好，其次是中部板桥－黄骅成藏体系，南部成藏体系较差，北部成藏体系最差（图2）。

2.3 基于成藏理论的地质风险模拟

2.3.1 方法介绍

前述两种地质风险评价方法主要是针对中低勘探程度。这些方法在区块优选时具有简便、快捷的优点，但是也存在评价结果不能直接指导勘探部署的问题。这是因为，将评价对象作为一个整体来评价的研究方法中，一个评价对象只有一个统一的含油气概率值，无法反映单一评价对象内部不同部位含油气性的差异，导致其无法为中高勘探程度区的钻探部署提供更进一步的指导。基于此，以White^［8，9］为代表的部分学者通过叠合油气成藏的各因素，进而来定性分析评价区的地质风险。同时，Chen等^{［10，11］}提出了基于多元统计、模糊逻辑和贝叶斯的算法来评价地质有利性及区域地质风险评价的方法，胡素云和郭秋麟^［12］在此基础上对该方法进行了发展和完善。

本质上，地质风险评价是在钻井之前定量估计待钻位置上油气存在的可能性。在一个成藏体系中，地质变量是油气资源空间分布的特征函数，从统计角度来推测在某一特定位置油气存在的可能性，实际上等同于勘探的风险计算。与已知总体相似性的比较来确定待探位置上油气存在的可能性，实际上是一分类问题。而由于各种不确定性造成的分类错误等同于勘探风险。通过分析地质因素和属性的分布规律，采用科学、合理的统计学判别分析方法，能客观地判别未钻探井的类别——油气井或干井，进而计算待钻位置的含油气概率。

2.3.2 应用实例

齐家地区位于大庆长垣西部外围地区，西至龙虎泡—大安阶地东界，工区主体地处黑龙江省大庆市境内。多年的勘探工作表明，该区为有利的生油凹陷区，油气资源丰富，生储盖匹配合理，在中下部具有良好的找油气前景。但本区的油藏条件十分复杂，埋藏深、物性差、产能低，油水分布复杂，油藏分布零散；其中，扶杨油层是本区主要勘探目的层。

本区已钻探249口探井，根据油气显示分为油井和干井两个总体——油井164口，干井85口。将扶杨油层油气成藏特征细化到油源条件、储层条件、盖层条件、构造条件和运移条件，建立整个齐家地区扶杨油层勘探风险评价参数体系与取值标准，并将参数赋值给每一口样本井。通过对扶杨油层7个参数的筛选，设定有利构造指数、沉积相和孔隙度3个参数为有效参数（图3）。

图2 黄骅坳陷四大成藏体系定量评价直方图

图3 扶杨油层地质参数有效性对比分析

利用马氏距离和费希尔算法，得到齐家地区扶杨油层含油气条件概率等值线图（图4，图5）。图中阴影部分代表已探明、控制或预测储量，从图中可以看出，利用马氏距离预测的有利区与实际储量区叠合较好，说明利用马氏距离算法预测油气有利区是可行的。

图4 扶杨油层马氏距离含油气条件概率图

图5 扶杨油层费希尔含油气条件概率图

根据预测结果，齐家扶杨有利区主要为萨西、杏西、杜37－金80井区和龙28－金396井区；有利区的成藏概率一般大于70％；主要受到有利构造指数（超压、断层）、沉积相和孔隙度的影响。

3 小结

1）石油地质勘探是一项高风险的活动，地质风险评价的重点是选择合适勘探区带，进而选择钻探目标。

2）以 “系统论” 为指导的油气成藏体系研究方法，通过成藏要素分析来建立地质风险评价模型和评价因子标准，其评价结果能有效指导勘探区带优选。

3）针对不同勘探程度的评价区，需要选择合适的评价方法。低勘探程度区，通常基于概率论来开展快速评价和优选；针对中低勘探程度地区，在深入开展成藏要素及评价因子分析的基础上，可以选择层次分析法来开展地质风险评价；针对高勘探程度区，尽可能结合各种勘探信息，基于成藏体系理论来开展地质风险模拟。

参考文献

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［2］金之钧.中国典型叠合盆地与油气成藏研究新进展：以塔里木盆地为例［J］.中国科学D辑（地球科学），2004，34（增刊1）：1～12.

［3］金之钧.中国典型叠合盆地油气形成富集与分布预测［M］.北京：科学出版社，2007：236.

［4］陈善勇，金之钧，刘小平.黄骅坳陷第三系油气成藏体系定量评价［J］.石油与天然气地质，2004，25（5）：544～547，602.

［5］王莲芬，许树柏.层次分析法引论［M］.北京：中国人民大学出版社，1990：5～18.

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［10］Chen Z，Osadetz K G，Gao H，et al .Super SD：an object－based stochastic simulation program for modeling locations of undiscovered petroleum accumulations.Computer and Geosciences，2004，30：281 ～290.

［11］Chen Z，Osadetz K G.Undiscovered petroleum accumulation mapping using model－based stochastic simulation.Mathematical Geology，2006，38（1）：1～16.

［12］胡素云，郭秋麟，谌卓恒，等.油气空间分布预测方法.石油勘探与开发，2007，34（1）：113～117.

Ⅷ 从石油地质基本理论出发，论述油气成藏研究中应着力开展哪些方面的工作

特别是近 年的时间里，随着世界石油工业的迅速发展和紧张的世界能源形势，对油气成藏过程和分布规律的研究和认识取得了突飞猛进的发展，主要体现在如下几个方面：
（1）对油气成藏条件（生、储、盖层等）的研究，无论从方法、手段和理论上，已基本上成熟和完善。
（2）成藏过程，成藏期次的研究，从动态过程的角度对油气藏的形成进行历史分析，结合构造演化史、沉降史、热史及成岩史研究，开展了包裹体分析、同位素分析、油藏地化分析等大量研究，对油气成藏有了相当的认识。
（3）成藏动力学，即油气运移与聚集研究，结合地压场、地温场和地应力场开发了大量实验模拟和数值模拟的定量化研究，取得了较好的效果。
（4）油气系统分析，这是一项新兴的石油地质综合研究方法，把油气藏的各种地质要素（生、储、盖和上覆岩层）和地质作用（油气生运聚作用和圈闭形成作用）纳入统一的时空范围内综合考虑，强调彼此间的配置关系，从而弄清油气分布规律。

Ⅸ 油气藏成藏理论研究现状

现在油气藏还是比较前沿的，这里面的理论用一句话说：有总比没有好。意思就是人们没有非常科学的理论依据 ，都是一些推测或者经验总结等。所以油气藏理论现状还是比较难得。

Ⅹ 油藏工程的主要研究内容，关键问题与解决思路

买本关于油藏的书不就行了，内容很多，一两句话说不明白。