计算储层含油饱和度的方法有哪些

A. 低孔低渗型储集层精细测井解释方法研究——以南海东部某油田为例

钱 星

（广州海洋地质调查局 广州 510760）

作者简介：钱星（1985—），男，助理工程师，主要从事海洋石油地质方面的科研及生产工作。E-mail：made607＠126.com。

摘要 南海东部某油田沙河街组储集层岩石结构复杂，层间差异明显，总体上为低孔低渗型储集层，使用传统的油气测井评价方法解释精度往往较低，常常造成油气层的漏解释或者误解释。依据岩心物性、毛管压力曲线等实验分析数据，以测井相分析为手段和桥梁对储集层进行分类分析，提出了以沉积微相砂体分类为单元的精细测井评价方法。应用此方法对该油田实际井进行测井解释结果表明，以该方法建立的测井解释模型具有较高的精度，为进一步提高储量计算和储集层表征的准确性奠定了基础。

关键词 低孔低渗储集层 沉积微相 孔隙结构 精细测井解

1 引言

储集层参数模型的精度直接影响着储量计算和储集层表征的准确性。低孔低渗油气藏与中高孔渗油气藏的储层特性有许多不同，一般具有孔隙结构复杂、喉道细小、束缚水饱和度高^［1～3］等特点。

常见的针对低孔低渗储层参数模型的研究思路主要以细分储集层类型来研究岩电参数规律，从而达到提高储集层参数模型精度的目的^［4～9］。大量的研究表明，在测井精细解释的过程中，有效的对储集层进行分类分析是提高解释精度的有效手段。周灿灿等^［10］依据岩石物理理论，提出岩石相控建模的概念对近源砂岩进行有效分类；张龙海等^［11］以地层流动带指数和储集层品质指数来研究岩石物理分类的有效方法；这些分类方法对储层参数模型建模都具有一定的实际指导意义。

南海东部某油田沙河街组储层孔隙度平均值一般小于20％，渗透率平均值小于50×10^-3μm²，为典型的低孔低渗储层^［12］，其储层质量主要受原始沉积环境和成岩作用所控制^{［13～17］}。

纵观低孔低渗储层成因的各因素，结合研究区低孔低渗储层成因特点，本文试以沉积微相分类为思路来细分储集层，使得测井解释岩电参数模型更加准确，从而达到对该地区低孔低渗储集层进行精细测井解释之目的。

2 低孔低渗储层与沉积相带之间的关系

南海东部某油田沙河街组沙二段为扇三角洲沉积，主要为扇三角洲前缘亚相，进一步可分为水下分流河道、水下分流河道间、河口坝和远砂坝微相；沙三段为较深水湖泊环境下的浊积扇沉积，发育有扇根、扇中、扇前缘亚相，其沙河街组沉积分析综合柱状图如图1所示^{［18～19］}。

依据常规物性分析数据，对各微相砂体的孔隙度和渗透率统计分析表明（图2）：沙三段各微相砂体总体上表现为低孔低渗的物性特征，其中，扇根砂体孔隙度分布范围7.9％～16.9％，平均13.3％，渗透率分布范围0.01～39.9 mD，平均1.19 mD；扇主体砂体孔隙度分布范围3.8％～17.0％，平均13.0％，渗透率分布范围0.05～49.7 mD，平均4.0 mD；扇前缘砂体孔隙度分布范围1.7％～14.2％，平均4.6％，渗透率分布范围0.01～42.1 mD，平均1.07 mD。沙二段水下分流河道砂体孔隙度分布范围4.5％～24％，平均13.17％，渗透率分布范围0.005～466.5 mD，平均42.89 mD，表现为中低孔渗；河口坝砂体孔隙度分布范围5.2％～12.6％，平均8.93％，渗透率分布范围0.006～0.43mD，平均0.09 mD，与沙三段各微相砂体一样，表现为低孔渗的物性特征。

由此可见，沉积作用的差异使得各微相砂体储层物性不同，研究区低孔低渗储层主要发育于扇三角洲沉积的河口坝及近岸水下扇沉积的扇根、扇主体、扇前缘砂体之中。

3 各沉积微相砂体的孔隙结构特征

在对该油田各井测井相分析的基础上，依据毛管压力实验分析数据，对具有不同物性特征的各微相砂体其孔隙结构进行分析，根据毛管压力曲线的主要特征，其孔隙结构可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四种类型（图3），其中水下分流河道砂体主要以I、Ⅱ类为主，Ⅰ类曲线排驱压力较低，小于0.2 MPa，最大进汞饱和度大于80％，喉道半径分布大于1.0 μm，喉道相对较大，分选较好，为细喉；Ⅱ类曲线排驱压力介于0.2～0.5MPa之间，最大进汞饱和度大于60％，喉道半径为0.25～1.0μm，喉道细小，分选较差，为特细喉。

而具有低孔渗物性的河口坝、扇根、扇中及扇前缘砂体则主要以Ⅲ、Ⅳ类为主，Ⅲ类曲线排驱压力介于0.5～1.0 MPa之间，最大进汞饱和度小于60％，喉道半径峰值一般都小于0.1～0.25μm，孔喉特别微细，但是分选中等，细歪度的喉道，流通性能较好，属于微细喉；Ⅳ类曲线毛管压力曲线近直立，排驱压力大于1.0 MPa，最大进汞饱和度一般小于50％，在仪器压力范围内读不出中值毛管压力，表示岩石渗流能力极差，喉道半径峰值小于0.1μm，属于特微喉。

由上分析不难看出，在一定的沉积环境背景下，各微相砂体与储层的孔隙结构类型有较好的对应关系，在研究层段主要表现同一微相砂体其孔隙结构具有相似性，不同微相砂体之间孔隙结构特征差异明显的规律。

图1 沙河街组沉积相分析综合柱状图（据杨玉卿［20］修改）

4 在南海东部某油田中的应用

众所周知，在储集层评价中，孔隙结构分析是储集层微观物理研究的核心，不论是砂岩还是碳酸岩，其孔隙、喉道类型以及它们的配合情况，与储集层的物理特性和储集性能有密切关系。对于低孔渗储层中孔隙结构的评价则显得更加重要，其孔隙、喉道的大小、分布以及几何形状不但是影响储层储集能力和渗透特征的主要因素，而且也是影响测井解释评价精度的关键。

图2 各微相砂体储层孔隙度-渗透率关系图

图3 毛管压力曲线类型

在测井解释过程中，常受实际条件的限制，取心段往往较少且分布不均，储层的物性、孔隙结构、岩电参数等实验分析数据有限，分析所得的测井解释参数往往不能较完整的对全区域、全井段储层有所反映。在已知沉积背景的情况下，测井相的划分和分类分析则为解决这一实际难题带来了可能，测井曲线是地层岩性的地球物理响应，相同的微相砂体其地球物理特征具有一定的相似性，以测井相为手段和桥梁，通过研究有分析数据的各微相砂体的孔隙结构特征，进而对相似的砂体间接进行孔隙结构分析，最终研究不同孔隙类型储层的岩电参数变化规律，从而根据地质成因和孔隙结构类型来视储层不同而分开选择参数模型，进而达到对全井段的精细测井解释之目的。

阿尔奇公式是利用电阻率曲线计算含油饱和度的经典方法，公式 中解释参数a、b、n、m的选取对解释结果往往有较大的影响。其中a、b（岩性系数）为与岩性有关的参数，取值一般接近于1；n（饱和度指数）定义了含水饱和度间与储层电性特征间的数量关系；m（胶结指数）表现为地下地质体的一种综合响应，是反映储集层孔隙结构的参数，对孔隙结构具有非均质性的储集层常常变化较大。

针对研究区不同微相砂体储集层孔隙结构具有差异性这一特点，在本次解释中，对不同孔隙结构类型的储层分类分析了其孔隙度与各岩电参数a、b、m、n的变化规律（图4）。分析结果表明，储层的孔隙结构类型和特征对m值的变化起了主导作用，低孔渗储层段胶结指数与孔隙度表现出较好的相关性，非低孔低渗储层段胶结指数m与孔隙度等参数之间则没有明显规律，最终其参数选择见表1。

表1 不同类型储层的a、b、m、n参数值

最终，利用上述方法，对研究区X井沙河街组沙三段的低孔低渗储层段进行了实测井解释，发现了一系列的可能存在的低孔低渗型油气藏，测井解释成图如图5所示。

5 结论

依据实验分析数据，以测井相为手段和桥梁，对南海东部某油田沙河街组储集层分类分析，针对不同孔隙结构类型的储集层选择不同的岩电参数分类进行测井建模解释，可较好地改善和提高低孔低渗储层测井解释的准确性。

图4 不同类型储层孔隙度与m值变化关系

图5 测井解释成果

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

Qian Xing

（Guangzhou Marine Geological Survey，Guangzhou，5 10760）

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

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

B. 容积法计算石油储量

1. 容积法基本公式

容积法计算石油储量的实质就是确定石油在油层中所占据的那部分体积。石油储集在油层的孔隙空间内，孔隙内除石油以外，还含有一定数量的水，因此，只要获得油层的几何体积 （即油层的含油面积和有效厚度之乘积）、有效孔隙度、含油饱和度等地质参数，便可计算出地下石油的地质储量。

油层埋藏在地下深处，处于高温、高压条件下的石油往往溶解了大量的天然气，当原油被采到地面上以后，由于压力降低，石油中溶解的天然气便会逸出，从而使石油的体积大大减小。

如果要将地下原油体积换算成地面原油体积，必须用地下原油体积除以石油体积系数（地下原油体积与地面标准条件下原油体积之比）。石油储量一般以质量来表示，故应将地面原油体积乘以石油的密度，由此便得到容积法计算石油储量的基本公式：

N=100A·h·φ(1-S_wi）)ρ_o/B_oi

式中：N——石油地质储量，10⁴t；A——含油面积，km²；h——平均有效厚度，m；φ——平均有效孔隙度，小数；S_wi——平均油层原始含水饱和度，小数；ρ_o——平均地面原油密度，t/m³；B_oi——平均原始原油体积系数。

地层原油中的原始溶解气地质储量按下式计算：

G_S=10^-4N·R_si

式中：G_s——溶解气的地质储量，10⁸ m³；R_si——原始溶解气油比，m³/t。

容积法是计算油田地质储量的主要方法。该方法适用于不同勘探开发阶段，不同圈闭类型、储层类型及驱动方式的油藏。计算结果的可靠程度取决于资料的数量和准确性。对于大、中型构造油藏的精度较高，而对于复杂类型油藏则精度较低。

2. 储量参数的确定

（1） 含油面积

含油面积是指具有工业性油流地区的面积，是油藏产油段在平面上的投影范围。容积法计算石油储量公式中，含油面积的精度对石油储量的可靠性有决定性的影响。所以，准确地圈定含油面积是储量计算的关键。

含油面积的大小，取决于产油层的圈闭类型、储层物性变化及油水分布规律。对干均质油层、岩性物性稳定、构造简单的油藏来说，可根据油水边界确定含油面积。对于地质条件复杂的油藏，含油边界往往由多种边界构成，如油水边界、油气边界、岩性边界及断层边界等。对于这一类油藏在查明圈闭形态、断层位置、岩性边界以及确定油藏油水分布规律之后，才能正确圈定含油面积。

岩性边界是指有效储层与非有效储层的分界线，也称有效厚度零线。在确定岩性边界时，要先确定储层的砂岩尖灭线，然后根据规则确定岩性边界线。

从概率学角度讲，在一口无有效厚度 （物性差或岩性尖灭） 的井与相邻有有效厚度的井之间，有效厚度零线的位置可能出现在两井之间的任意点上，而且出现的机会均等。相对而言，零线放在两井间的中点位置，是概率误差最小的简化办法。同理，在一口有效厚度的井与相邻相变为泥岩的井之间，岩性尖灭线的位置也应在井距1/2处。考虑到砂岩物性标准比储层有效厚度物性标准低，砂体末端虽不以楔形递减规律尖灭，但仍存在变差的趋势，所以可将零线定在尖灭线至有有效厚度的井之间1/3距离处。用这种方法因定的岩性边界，计算平均有效厚度时，宜采用井点面积权衡法或算术平均法，而不宜用等厚线面积权衡法。

断层边界是断层控油范围，是断层面与油层顶、底面的交线。当油层位于断层下盘时，断层边界为油层底面与断层面的交线；当油层位于断层上盘时，断层边界为油层顶面与断层面的交线。

油水边界为油层顶 （底） 面与油水接触面的交线。油水接触面指油藏在垂直方向油与水的分界面。对于边水油藏，油水接触面与油层顶面的交线为外含油边界，它是含油面积的外界；油水接触面与油层底面的交线为内含油边界，它控制了含油部分的纯含油区；内、外含油边界之间的含油部分也称为过渡带，油水过渡带的宽窄主要取决于地层倾角，地层倾角大的油藏，过渡带窄，地层倾角小的油藏，过渡带宽。对于底水油藏，由于底水存在，只有外含油边界。如果油层的厚度变化很小，则内外油水边界和构造线平行。如果油层厚度在平面上有明显变化，这时内外含油边界不平行，在相变情况下，它们在油层尖灭位置上相合并 （图7-1）。

图7-1 油水边界特征图

油水接触面确定方法有以下3种：

1） 利用岩心、测井以及试油等资料来确定油水接触面。在实际工作中，对一个油藏来说，首先要以试油资料为依据，结合岩心资料的分析研究，制定判断油水层的测井标准，然后划分各井的油层、水层及油水同层。在此基础上按油、水系统，根据海拔高度作油底、水顶分布图。如图7-2所示，按剖面将井依次排列起来，在图上点出各井油底、水顶位置，并分析不同资料的可靠程度。在研究油藏油水分布规律的基础上，在油底与水顶之间划分油水接触面。

图7-2 确定油水界面图 （据韩定荣，1983）

2） 应用毛管压力曲线确定油水接触面。应用油层岩心的毛管压力曲线，再结合油水相对渗透率曲线，人们能够较准确地划分出油水接触面。如图7-3所示，实验室测定的毛管压力曲线 （汞-空气系统） 可换算为油藏条件下的毛管压力曲线 （油-水系统），而且纵坐标上的毛管压力可转换成自由水面以上的高度表示。如果一个油田，通过岩心分析、测井解释或其他间接方法取得含油饱和度数值时，就可直接做出含油饱和度随深度的变化图，即油藏毛管压力曲线。若已知油层某部位的含油饱和度，就可在曲线上查得某部位距油水接触面的相对高度，进而可求出油水接触面深度。

图7-3 利用毛细管压力曲线与相对渗透率曲线划分油水接触面示意图

3） 利用压力资料确定油水接触面。在一个圈闭上，只要有一口井获得工业性油流，而另一口井打在油层的边水部分，且这两口井通过测试获得了可靠的压力和流体密度的资料，就可以利用这两口井的压力资料、油和水密度资料计算油水接触面。图7-4示，1号井钻在油藏的顶部，测得的油层地层压力为p_o，2号井钻在油藏的边水部分，测得的水层地层压力为p_w。在油藏内，2号井的地层压力p_w为：

油气田开发地质学

式中：H_o——1号井油层中深海拔高度，m；H_w——2号井水层中深海拔高度，m；H_ow——油水接触面海拔高度，m；ΔH——1号井与2号井油、水层中深的海拔高度差，m；ρ_o——油的密度，g/cm³；ρ_w——水的密度，g/cm³。

图7-4 利用测压资料确定油水接触面示意图

当构造圈闭上只有一口油井，而边部无水井时，可以利用区域的压力资料和水的密度资料代替钻遇水层的井的测压资料来计算油水接触面深度。

确定了岩性边界、断层边界、油水边界 （油气边界），也就圈定的含油范围，这样可以计算含油面积。

（2） 油层有效厚度

油层有效厚度是指油层中具有产油能力部分的厚度，即工业油井内具有可动油的储层厚度。划分有效厚度的井不能理解为任意打开一个单层产量都能达到工业油流标准，而是要求该层产量在全井达到工业油井标准中有可动油流出即可。因此，作为油层有效厚度必须具备两个条件：一是油层内具有可动油；二是在现有工艺技术条件下可供开采。所以，在工业油流井中无贡献的储层厚度不是有效厚度，不是工业油流井不能圈在含油面积内，不划分有效厚度。

研究有效厚度的基础资料有岩心录井、地层测试和试油资料、地球物理测井资料。我国总结了一套地质和地球物理的综合研究方法：以单层试油资料为依据，对岩心资料进行充分试验和研究，制定出有效厚度的岩性、物性、含油性下限标准，并以测井解释为手段，应用测井定性、定量解释方法，制定出油气层划分标准，包括油、水层标准，油、干层标准及夹层扣除标准，用测井曲线及其解释参数确定油、气层有效厚度。

1） 有效厚度物性标准

当油层的有效孔隙度、渗透率及含油饱和度达到一定界限时，油层便具有工业产油能力，这样的界限被称之为有效厚度的物性标准。由于一般岩心资料难以求准油层原始含油饱和度，通常用孔隙度和渗透率参数反映物性下限。

确定有效厚度物性下限的方法有测试法、经验统计法、含油产状法及钻井液浸入法等。

◎测试法：测试法是根据试油成果来确定有效厚度物性下限的方法。对于原油性质变化不大，单层试油资料较多的大油田，可直接做每米采油指数和空气渗透率的关系曲线。每米采油指数大于零时，所对应的空气渗透率值，即为油层有效厚度的渗透率下限 （图7-5）。

图7-5 单位厚度采油指数与渗透率关系曲线

利用单层试油资料与岩心测定的孔隙度、渗透率资料交绘图来确定有效厚度的物性下限。如图7-6所示，图中指出产油层渗透率下限为18×10^-3μm²，孔隙度下限为17％。

图7-6 试油与物性关系图

◎经验统计法：根据美国通常使用经验统计法，对于中低渗透性油田，将全油田的平均渗透率乘以5％，就可作为该油田的渗透率下限；对于高渗透性油田，或者远离油水接触面的含油层段渗透率平均值乘以比5％更小的数字作为渗透率下限。他们认为，渗透率下限值以下的砂层的产油能力很小，可以忽略。

◎含油产状法：在取心井中，选择一定数量的岩心收获率高，岩性、含油性较均匀，孔隙度、渗透率具有代表性的油层进行单层试油，确定产工业油流的油层的含油产状下限，进而确定储层物性下限。如图7-7所示，本例试油证实油浸和油斑级的油层不产工业油流，因此饱含油和富含油级的油层是有效油层，它们的物性下限为有效厚度的物性下限。

图7-7 油层物性界限岩样分布图

◎钻井液侵入法：在储层渗透率与原始含油饱和度有一致关系的油田，利用水基钻井液取心测定的含水饱和度可以确定有效厚度物性下限。水基钻井液取心中，钻井液对储层产生不同程度的侵入现象。渗透率较高的储层，钻井液驱替出原油，使取出岩样测定的含水饱和度增高；渗透率较低的储层，钻井液驱替出原油较少；当渗透率降低到一定程度的储层，钻井液不能侵入，取出岩样测定的含水饱和度仍然是原始含水饱和度。因此，含水饱和度与空气渗透率关系曲线上出现两条直线，其交点的渗透率就是钻井液侵入与不侵入的界限 （图7-8）。钻井液侵入的储层，反映原油可以从其中流出，因此为有效厚度。钻井液未侵入的储层，反映原油不能从其中流出，因此为非有效厚度。交点处的渗透率就是有效厚度下限。用相同方法也可以定出孔隙度下限。

图7-8 钻井液侵入法确定渗透率下限图

2） 有效厚度的测井标准

有效厚度物性标准只能划分取心井段的有效厚度。对于一个油田，取心井是有限的，大量探井和开发井只有测井资料，要划分非取心井的有效厚度，必须研究反映储层岩性、物性及含油性的有效厚度测井标准。

油层的地球物理性质是油层的岩性、物性与含油性的综合反映。因此，它也能间接地反映油层的 “储油能力” 和 “产油能力”。显然，当油层的地球物理参数达到一定界限时，油层便具有工业产油能力，这界限就是有效厚度的测井标准。

在测井曲线上划分有效厚度的步骤是：首先根据油水层标准判断哪些是油 （气） 层，哪些是水层；然后在油水界面以上，根据油层、干层标准区分哪些是工业油流中有贡献的有效层，哪些是无贡献的非有效层 （即干层）；最后在有效层内扣除物性标准以下的夹层。所以有效厚度测井标准包括油、水层解释标准，油、干层标准及夹层标准。对油、气、水分布复杂，剖面上油气水交替出现的断块油藏、岩性油藏，确定有效厚度的关键是制定可靠的油水层解释标准 （图7-9）；对于具有统一油水系统、砂泥岩交互出现的油藏，关键是制定高精度的油、干层标准 （图7-9）。

图7-9 某油田油、水、干层测井解释标准

3） 油层有效厚度的划分

油层有效厚度划分时，先根据物性与测井标准确定出有效层，然后划分出产油层的顶、底界限，量取总厚度，并从总厚度中扣除夹层的厚度，从而得到油层有效厚度。

利用测井资料划分油层顶、底界限，量取油层总厚度时，应当综合考虑能清晰地反映油层界面的多种测井曲线，如果各种曲线解释结果不一致时，则以反映油层特征最佳的测井曲线为准。例如，我国东北部某大油田，采用微电极、自然电位、视电阻率3条曲线来量取产层总厚度 （图7-10）。

对于具有高、低阻夹层和薄互层的油层来讲，除量取油层总厚度外，还必须扣除夹层的厚度。由于低阻夹层多为泥质层，故量取低阻夹层厚度应以自然电位曲线作为判别标志，以微电极和视电阻率曲线作验证，最后，以微电极曲线所量取的厚度为准。量取高阻夹层的厚度应以微电极曲线显示的尖刀状高峰异常为判别标志 （图7-11）。用油层总厚度减去夹层厚度便得油层有效厚度。

（3） 油层有效孔隙度

油层有效孔隙度的确定以实验室直接测定的岩心分析数据为基础。对于未取岩心的井采用测井资料求取有效孔隙度，并与岩心分析数据对比，以提高其精度。计算的地质储量是指油藏内的原始储油量，应使用地层条件下孔隙度参数。采用地面岩心分析资料时，应将地面孔隙度校正为地层条件下孔隙度。有效孔隙度的获得有两种途径：一是岩心分析有效孔隙度；二是测井解释有效孔隙度。

图7-10 油层有效厚度量取方法示意图

图7-11 扣除夹层示意图

通过钻井取心，将砂岩储层取到地面后，由于压力释放、弹性膨胀，孔隙度有所恢复，所以一般在地面常压下测量的岩心孔隙度大于地层条件下的孔隙度。计算储量时应将地面孔隙度校正为地层条件的孔隙度。

实验室提供了不同有效上覆压力下的三轴孔隙度，利用这些数据就能够对地面孔隙度进行压缩校正。根据美国岩心公司研究，三轴孔隙度转换为地层孔隙度的公式为：

φ_f=φ_g-(φ_g-φ₃)ε

式中：φ_f——校正后的地层孔隙度，小数；φ_g——地面岩心分析孔隙度，小数；φ₃——静水压力作用下的三轴孔隙度，小数；ε——转换因子。

D. Teeuw通过对人造岩心模型的理论计算和实际岩心测试，得出转换因子为：

油气田开发地质学

式中：λ——岩石泊松比，即岩石横向应变和轴向应变的绝对值的比值，是无因次量。

确定岩样所在油藏有效上覆压力下的三轴孔隙度和地面孔隙度后，即可算出每块岩样的地层孔隙度。为寻求本地区地面孔隙度压缩校正规律，可制定本地区关系图版或建立相关经验公式。油区可利用这种图版或相关经验公式，将大量常规岩心分析的地面孔隙度校正为地层孔隙度。

（4） 油层原始含油饱和度

原始含油饱和度是指油层在未开采时的含油饱和度S_oi，一般先确定油层束缚水饱和度S_wi，然后通过1-S_wi求得原始含油饱和度。

确定含油饱和度的方法有岩心直接测定、测井资料解释、毛细管压力计算等方法。

1） 岩心直接测定

使用油基钻井液取心，测定束缚水饱和度，然后计算出原始含油饱和度。

油基钻井液取心井成本高，钻井工艺复杂，工人劳动条件差。我国一般用密闭取心代替油基钻井液取心。密闭取心采用的是水基钻井液，利用双筒取心加密闭液的办法，以避免岩心在取心过程中受到水基钻井液的冲刷。

近几年来，美国高压密闭冷冻取心工艺获得成功。这种取心方法是在取心筒内割心至岩心起出井口前，岩心筒始终保持高压密封的条件。岩心到井口后立即放在干冰中冷冻，使油、气、水量保持原始状态。此方法价格高昂，取心收获率仅在60％左右。

前苏联采用井底蜡封岩心的取心方法取得较好的效果。具体做法是在地面用石蜡充满取心筒，在取心过程中，岩心进入熔化的石蜡中，阻止钻井液与岩心接触。多数情况下，地面可取得蜡封好的岩心。

2） 测井解释原始含油饱和度

由于油基钻井液取心和密闭取心求原始含油饱和度成本高，一般一个油区只有代表性几口井，即使有的油田有1～2口油基钻井液取心井，它的饱和度数据也不能代表整个油田，因此经常用测井资料解释原始含油饱和度。往往测井解释原始含油饱和度偏低，有时偏低达5％～10％。为了弥补测井解释这一弱点，在有油基钻井液取心井或密闭取心井的地区，都要寻求测井参数和岩心直接测定的原始含油饱和度的关系，以提高测井解释精度。

3） 利用实验室毛细管压力资料计算原始含油饱和度

实验室的毛细管压力曲线是用井壁取心、钻井取心的岩样测定的，而每一块岩样只能代表油藏某一点的特征，只有将油藏上许多毛细管压力曲线平均为一条毛细管压力曲线才能代表油藏的特征，才有利于确定油藏的原始含油饱和度。J函数处理是获得平均毛细管压力资料的经典方法。用平均毛细管压力曲线确定油藏原始含油饱和度步骤如下：

(1)将室内平均毛细管压力曲线换算为油藏毛细管压力曲线

实验室毛细管压力表达式：

油气田开发地质学

油藏毛细管压力表达式：

油气田开发地质学

式中：σ_L，θ_L及 （p_c）_L——分别为实验室内的界面张力、润湿角及毛细管压力；σ_R，θ_R及 （p_c）_R——分别为油藏条件下的界面张力、润湿角及毛细管压力。

上两式相除，得：

油气田开发地质学

(2)将油藏条件下的毛细管压力换算为油柱高度

油气田开发地质学

式中：H——油藏自由水面以上高度，m；（p_c）_R——油藏毛细管压力，MPa；ρ_w和ρ_o——分别为油藏条件下油与水的密度，g/cm³。

图7-12A为室内毛细管压力曲线转换为自由水面以上高度表示的含水饱和度关系图。

(3)确定油层原始含油饱和度

图7-12A可转换为油水饱和度沿油藏埋藏深度分布图 （图7-12B）。根据该图可查出油层任意深度所对应的原始含水饱和度，则可求出原始含油饱和度。

图7-12 毛管压力曲线纵坐标的变换 （据范尚炯，1990）

（5） 地层原油体积系数

地层原油体积系数是将地下原油体积换算到地面标准条件下的脱气原油体积的重要参数。凡产油的预探井和部分评价井，应在试油阶段经井下取样或地面配样获得准确的地层流体高压物性分析数据。

（6） 地面原油密度

地面原油密度应根据一定数量有代表性的地面样品分析结果确定。

C. 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：

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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：

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

D. 储油气层的检测方法是什么

1.常规分析1）薄片及铸体薄片鉴定

表2—16 岩屑含油等级指数（以冀东油田为例）

（4）油田水及干酪根中有机酸测定。

油田水及干酪根中的有机酸在埋藏成岩次生孔隙形成中有重要的作用。这些低碳酸（C1—C6）的单、双官能团羧酸（包括甲、乙、丙、丁、戊酸及甲二酸、乙二酸、丙二酸、丁二酸、戊二酸）能有效地络合矿物中的铝，形成易溶于水的有机盐，从而大大提高了铝硅酸盐及碳酸盐矿物的溶解度，导致孔隙度增加。因而有机酸高浓度带也就是次生孔隙发育带。

Surdam R.C.（1982）对次生孔隙形成曾作了系统的实验研究。研究结果表明，导致碳酸盐矿物，特别是硅酸盐矿物溶解的是孔隙水中的羧酸。

Carothers和Kharaba（1978）曾查明，在80～140℃的温度范围内，油田水中所含羧酸可达100～1000μg/g。

目前，测定有机酸的方法有离子色谱法、气相色谱法、液相色谱法、毛细管电泳法等多种。

E. 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。

F. 储油气层的检测方法常规分析有哪些

1）薄片及铸体薄片鉴定

表2—3 岩浆岩及变质岩储油气层特征（1）砾岩。
镜下一般只能鉴定细砾岩，鉴定时使用低倍镜。在手标本鉴定基础上进一步鉴定砾石成分与填隙物成分和结构等。
（2）砂岩。
①成分及含量。
a.碎屑颗粒，指石英、长石、岩屑（包括岩浆岩、变质岩、沉积岩）及其它如重矿物及云母等颗粒。
b.杂基，主要指泥质和细粉砂。
c.胶结物，指铁质、硅质、碳酸盐矿物（方解石、白云石、铁白云石、菱铁矿等），自生的粘土矿物（高岭石、蒙皂石、绿泥石、伊/蒙混层等），其次还有石膏、硬石膏、海绿石等，判断它们含量及形成顺序。
②结构：a.颗粒结构，颗粒大小、形状、磨圆等；b.填隙物结构；c.孔隙（包括孔隙含量类型、大小、几何形状、连通性、分选性），铸体薄片可有效地统计面孔率；d.支撑型与胶结类型。
③显微构造：如微递变、微冲刷、微细层理等。
④含油及化石情况。
⑤岩石定名：颜色+构造+粒度+成分。一般砂岩类型可分为纯石英砂岩、石英砂岩、次岩屑长石砂岩或次长石岩屑砂岩、长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩、长石砂岩、岩屑砂岩等。
⑥砂岩的成岩作用。
⑦砂岩成因分析。
应从以下几方面入手：
a.从碎屑成分看陆源区母岩性质及大地构造情况；b.从成分成熟度看风化作用强弱和搬运距离；c.从结构成熟度（分选、磨圆、杂基含量）及沉积构造看搬运介质方式，推断沉积环境；d.从化学胶结物推断成岩环境及成岩作用；e.从颜色（岩石及胶结物）推断沉积环境。
（3）火山碎屑岩。
火山碎屑岩是火山作用产生的各种碎屑物沉积后，经熔结、压结、水化学胶结等成岩作用形成的岩石。
在薄片下可确定火山碎屑物由石屑（包括岩屑、火山弹、塑性岩屑）、晶屑、玻屑（刚性及塑性岩屑）组成。
与石油储层密切相关的岩石为凝灰岩、沉凝灰岩及火山碎屑沉积岩。
在薄片鉴定中要密切注意火山碎屑岩中原生或次生孔、洞、缝发育、保存与充填情况。
（4）泥岩（粘土岩）。
在手标本基础上进一步鉴定粘土岩成分。包括机械混入物成分及含量，自生矿物种类，形状、含量，生物化石等，鉴定结构、构造次生变化、结合X衍射资料对泥岩定名。
（5）碳酸盐岩。
在手标本肉眼观察鉴定的基础上，偏光显微镜下系统描述鉴定岩石薄片：
①矿物成分。碳酸盐岩中常见矿物有：a.碳酸盐矿物主要是方解石、白云石，其次是铁白云石、铁方解石、菱铁矿、菱镁矿和菱锰矿等；b.自生的非碳酸盐矿物，如石膏、硬石膏、重晶石，天青石、石英、海绿石等；c.陆源碎屑混入物，如粘土矿物、石英、长石及一些重矿物等。
②结构组分和结构类型。
碳酸盐岩的结构在一定程度上反映了岩石的成因，它是岩石的重要鉴定标志，也是岩石分类命名的依据。
a.具颗粒结构的碳酸盐岩，颗粒类型包括内碎屑、鲕粒、生物颗粒、球粒、藻粒等；填隙物由化学沉淀物（亮晶胶结物）及泥晶基质及少量陆原杂基及渗流粉砂组成；注意它们的胶结类型。
b.具晶粒结构的碳酸盐岩，注意晶粒的大小，自形程度。
c.具生物格架的碳酸盐岩描述造礁生物种类、骨架的显微结构、矿物成分，大小分布等特点。
③沉积构造。
包括显微层理、微型冲刷、充填构造、结核构造、缝合线及成岩收缩缝等，乌眼及示底构造、生物钻孔、潜穴生物扰动等。
④成岩作用。
主要有溶解作用、矿物的转化作用和重结晶作用、胶结作用、交代作用、压实作用和压溶作用。注意观察这些成岩阶段（同生期、早成岩期、晚成岩期、表生期）、不同成岩环境（海底成岩环境和大气淡水成岩环境，浅—中埋藏成岩环境、深埋藏成岩环境、表生成岩环境）中的特点和识别标志。
⑤孔隙和裂缝。
用铸体薄片观察原生及次生孔隙，以次生孔隙发育为特征的储层还包括构造裂缝描述与观察。从孔隙结构类型来讲，主要有粒内、粒间、晶间、生物格架、遮蔽、鸟眼、铸模等孔隙，还有溶孔、溶缝、溶沟、溶洞等。
⑥岩石综合定名。
附加岩石名称（颜色+成岩作用类型+特殊矿物+特殊结构）+岩石基本名称（结构命名+矿物成分）命名，主要岩石类型有：泥晶灰岩或白云岩、粒屑泥晶灰岩或白云岩、泥晶粒屑灰岩或白云岩、亮晶粒屑灰岩或白云岩。
⑦环境分析。
a.颗粒形成环境；b.颗粒沉积环境；c.成岩研究。
（6）岩浆岩与变质岩。
①岩浆岩。我国岩浆岩储层的岩石类型以熔岩为主，最主要的是玄武岩和安山岩、次火山岩、流纹岩和脉岩类。
②变质岩。包括区域变质岩、混合岩、接触变质岩和动力变质岩。
2）孔隙度、渗透率、含油气饱和度、含水饱和度测定储层孔隙特征的研究是储层研究的一项重要内容，这是因为关系着储层的储集性能和产能。流体在储集层中的渗流不仅受限于宏观储层的几何形态而更多的受微观的孔隙特征所制约，因而研究储层的孔隙特征对储层的认识与评价，油气层产能的预测、油水在油层中的运动、水驱油效率及提高采收率均具有实际意义。
（1）孔隙度。
岩样的总孔隙度Φ=Vp/Vf是指岩样所具有的孔隙度容积Vp与岩样的外表体积Vf的比值，通常以百分数表示。
通常使用的孔隙度为有效孔隙度Φe=Vep/Vf，其中Φe为有效孔隙度（流动连通孔隙度），Vep为有效孔隙体积（除去死孔隙及微毛细管孔隙）。有效孔隙度是计算储量和评价储层特性的重要指标，在实验室常用饱和煤油法及气体法进行测定。
（2）渗透率。
在一定的压差下岩石连通的孔隙系统可以让油、气、水在其中流动。为衡量流体通过多孔介质的能力通常采用渗透率来量度。当岩石为单流体100%饱和且流体与岩石不发生任何物理化学作用时所测得的岩石渗透率为绝对渗透率。
决定渗透率的因素：①孔隙半径，K=Φr2/8（K渗透率、Φ孔隙度、r孔隙半径）；②岩石比表面，岩石比表面越大，渗透率越小；③渗透率随岩石颗粒变细而急剧下降，砂岩渗透率随着泥质含量增加而急剧下降，另外油层岩石的沉积条件及埋藏深度也影响渗透率大小。
孔隙度、渗透率资料必须绘制孔隙度直方图、渗透率直方图等。
（3）流体饱和度。
所谓饱和度系指单位体积内油、气、水所占的体积百分数。

式2—1中：Vo、Vg、Vw分别为油、气、水在油层孔隙中所占体积；So、Sg、Sw分别为油、气、水饱和度。
3）粒度分析、重矿分析（1）粒度分析。
测定碎屑沉积物中不同粗细颗粒含量的方法称粒度分析。粒度是碎屑沉积物的重要结构特征，是其分类命名（如砾、砂、粉砂、粘土等）的基础，是用来研究其储油性能的重要参数（如粒度中值、分选系数等），有时也可用粒度资料作为地层对比的辅助手段。但是粒度分析更广泛地应用于沉积学的研究，近几年来已成为沉积环境研究的重要标志。
①粒度分析方法。
a.筛析法；b.沉降法；c.薄片粒度分析。
目前已发展成用图像法及颗粒计数法来取代人工薄片颗粒计数法。
②粒度分析资料整理。
a.编制粒度分析数据表（各粒度的重量百分比及各粒级累积重量百分比），数据绘制成图（包括直方图、频率曲线图、累积曲线图、概率曲线图、C—M图）；b.粒度参数：粒度平均值（Mz）、中值（Md）、众数（Mo）、标准偏差（σ1）、偏度（SK1）、峰度（Kg）。
（2）重矿分析。
将砂岩中比重大于2.86的矿物分离出来进行专门研究的方法叫重矿分析，重矿物在碎屑岩中含量很少，一般不超过1%，主要分布在0.25～0.05mm粒级内。
重矿物资料分析及意义。
①母岩性质分析：不同类型母岩其重矿物组合不同，利用重矿物组合与含量变化来解释母岩区（表2—4）。
②物质来源方向分析：利用水平方向上重矿物种类和含量变化图，可以推测物质的几个来源方向。
③母岩侵蚀顺序确定：重矿物剖面同一侵蚀区上下层位可有不同的母岩，随时间进展，最先侵蚀的最上面层位的岩层，它们产生的物质（包括重矿物组合）在沉积区是沉积在最底层；最后受侵蚀的是最下部层位的母岩，但沉积在最上部层位中。

表2—4 不同母岩的重矿物组合④划分和对比地层。