A. 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，So＝1-Sw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：Sw——含水饱和度，％；φ——岩石孔隙度，小数；So——含油饱和度，小数；Rt——地层真电阻率，Ω·m；a，b——与岩性有关的系数；Rz——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：
Sw=[F·b·Rz/Rt]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Rz有关。通过多元回归分析，建立的关系式为：
F=eK
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=A1eA
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：Uφ——过滤电位，mV；Rmf——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；Aφ——与岩石物理化学性质有关的过滤电动势系数 （Aφ＝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Rmf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（Rmf/Rz）＝SSP/K，则：
Rz=10(lgR (SSP=SP-Uφ,K=64.7683+0.2372t)
式中：Rz——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（Sw＝Sxo），Rz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 （Rz）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：SwD——驱油效率，SwD＝（Sw-Swi）/（1-Swi），小数；Sw——含水饱和度，小数；Swi——产层束缚水饱，小数；Sor——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fw，从而利用上式可计算出产层的含水饱和度Sw，进而得到产层剩余油饱和度So＝1-Sw。
（1） 产水率的确定
主要利用生产测井持水率 （γw） 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：ρm——测量的混合液密度，g/cm3；ρo和ρw——油和水密度，g/cm3。
2） 压差密度计
油气田开发地质学
式中：ρm——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：
fw=1-(1-γw)(1+γw·VS/U)
式中：Vs——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fwd经油、水地层体积系数Bo和Bw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fw计算So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）μo和μw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：
μo=μob(p/pb)b
b=956.4295p1.187·exp(-0.013024p-11.513)
式中：μob——泡点压力pb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μw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） Swi和Sor
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：
No=blgNw+a
式中：No——累积产油量，104t；Nw——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 （So） 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So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 （So） 可以由下式获得：
油气田开发地质学
式中：Soi——产层原始含油饱和度，小数；R——采出程度，小数；fw—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Soi，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：Qo，Qg，Qw——产层中油、气、水的流量，cm3/s；μo，μg，μw——油、气、水的粘度，mPa.s；Ko，Kg，Kw——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：
Krw=Kw/K,Kro=Ko/K,Krg=Kg/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Sw的计算公式，进而就可计算出剩余油饱和度So。
（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：μo，μw——地层油、水的粘度，mPa·s；Bo，Bw——油、水地层体积系数，小数；do，dw——地层油、水的相对密度；Soi，Swi——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；Np——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：hk——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B1.k：
油气田开发地质学
式中：B4.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；Kk，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Wp.k可以由乙型和丙型水驱特征曲线联立解出：
Wp,k=WORk/2.3B1,k
式中：WORk——k层组的水油比。水油比可由含水率fw，k计算：
Wp,k=fw,k/(1-fw,k)
含水率fw，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μw/μo相同。油水两相的相对渗透率之比Ko/Kw由与k层组对应的渗饱曲线计算：
[Ko/Kw]k=eA
渗饱曲线截距A4.k由相应的统计式根据该井点地层渗透率Kk计算：
A4,k=ea
式中：a2，b2——统计常数。
如果给定k层组j井点处含水饱和度Sw，则由上几式能分别计算出j井在k层组的累积产水量 （Wp，k）、累积产油量 （Np，k）、水驱曲线斜率 （B1，k）、渗饱曲线斜率 （B4，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So为：
So＝1-Sw
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＝［rij］n×m（0≤rij≤1），其中rij为第i因素对第j评语的隶属度。矩阵R中的R＝ ｛ri2，ri2，ri3｝ 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，bi0＝max ｛bj｝ （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
B. 中深层隐蔽油气藏滚动开发技术——以胜坨油田坨块沙二段砂组岩性油藏为例
袁庆付艳李德庆
摘要胜坨油田沙三段下亚段—沙二段下亚段沉积时期，生储盖条件非常优越，易形成岩性油藏。随着勘探程度的不断提高，新区产能的建设也将面向中深层岩性油藏或一些特殊岩性体油藏，并从沉积模式的确定、滚动跟踪、测井约束反演以及多手段方案优化等方面，对油气田地下地质及开发方案的编制提出了新的要求，特别是开发阶段的地震储集层预测技术的应用，使中深层岩性油藏的开发成为可能。该文以坨142块滚动开发为例，对滚动跟踪、测井约束反演和相控储集层描述等技术的成功运用进行详细的阐述；并针对中深层隐蔽油气藏的复杂性，总结了一套完整的滚动开发技术。
关键词中深层隐蔽油气藏滚动跟踪测井约束反演相控储集层描述
一、概况
目前，胜坨油田主体已进入特高含水期，正处于产量递减阶段。通过几轮的精细油藏描述发现，主力油组的剩余油分布零散，开采工艺要求高，仅靠挖潜稳产的难度很大。胜坨油田处于油气资源十分丰富并具有多种油气藏类型的复式油气聚集带，沙三段—沙二段下亚段沉积时期，来自北部陈家庄凸起和东部东营三角洲前缘河口坝沉积以及滑塌沉积的洪积扇、水下扇和浊积扇，形成了各类砂岩岩性油气藏。随着探区勘探程度的提高和勘探技术的进步，寻找该类隐蔽油气藏已成为增储稳产的重要目标。新区产能的建设也将面向中深层岩性油藏或一些特殊岩性体油藏。中深层隐蔽油气藏在胜坨油田开发初期个别井就已经钻遇，但由于勘探程度以及开发技术的制约，一直未能形成规模。开发阶段的地震储集层预测技术的应用，使中深层岩性油藏的快速开发成为可能。
“八五”以来，地震储集层预测技术在国内的应用发展较快，应用成果也比较显着。其中，测井约束地震反演技术代表了地震储集层预测技术发展的趋势。近几年，开发地震界以优化复杂岩性油藏开发部署，提高开发效果和经济效益为目标，开展了高精度的地震储集层预测研究，对于浅层（深度小于2000m）岩性油藏，地震储集层预测精度较高，在1口约束井/km2的情况下，地震储集层预测的深度误差一般小于5m，厚度误差一般小于3m。对于中深层油藏，地震储集层预测精度相对较差，但通过及时跟踪，滚动布井，对复杂岩性油藏的开发仍有较好的指导作用。
胜坨油田胜三区沙二段15砂组为三角洲前缘亚相河口坝沉积。1999年在解释该地区三维资料时发现了沙二段15砂组，从沙二段1～7油组加密井中，挑选了处于砂体有利部位的第一口关键井3-4-216井进行加深钻探，于沙二段151层钻遇油层1层10.2m，在沙二段152层钻遇油层1层14.3m，并获工业油流，从而发现了该油藏。之后，利用该井的资料进行了第一次测井约束反演，并部署了第二批关键井坨142-1（取心）、坨142-2井，全部钻遇沙二段15砂组并获得工业油流，从而揭开了坨142块滚动开发的序幕。
坨142沙二段15砂组地层厚约150m，储集层发育于其上部，坨142井区构造简单，东北为胜北大断层，向西、向南为岩性尖灭，是一个倾向东南的单斜构造，地层倾角较陡，约8°，油层埋深2580～2800m，构造高差220m。该块经滚动开发，已探明含油面积2.3km2，地质储量560×104t。
二、精细地质综合研究建立地质概念模型
1.沉积相确定
坨142砂体夹于暗色泥岩中，经岩心观察，结合薄片鉴定及区域沉积资料，认为该砂体属三角洲前缘亚相的河口砂坝，物源来自于东北部。砂体平面呈指状，向湖心方向加厚分叉。
（1）岩石特征
由坨142-1井的粒度资料分析，其岩石类型应属于含粉砂细砂岩，平均粒度中值0.13mmm，最大粒度中值0.245mm，最小粒度中值0.062mm；泥质含量6.2%，分选系数1.67，分选中等。
铸体薄片分析表明，砂岩中石英含量平均43%，长石含量27%，岩屑含量25%，岩石类型为长石岩屑砂岩，分选中—好，磨圆度为次棱角状，点—线胶结，反映了砂岩的成分成熟度及结构成熟度中等。
（2）沉积构造及生物化石
该砂体岩心中水平层理、波状交错层理和泥岩互层反映了三角洲前缘远砂坝的沉积特点；碳质夹层反映了静水的分支间湾沉积，螺化石的出现则印证了三角洲平原的分支间湾的存在。
（3）概率曲线与C-M图
该砂体S型的C-M图以及其中RS段的发育，表明了不随深度变化的完全悬浮的搬运方式（图1）；图2反映的是牵引流的概率分布。
2.地震相模式
地震相系指有一定分布范围的地震反射单元。其地震反射参数如反射结构、几何外形、振幅、频率、连续性和层速度，皆与相邻单元不同。对于沉积体而论，地震相可以理解为沉积相在地震反射剖面主要特征的总和。对沉积相进行精细研究之后，将之与地震反射剖面上的主要特征反复对比分析，认为坨142块的楔状的地震反射特征符合三角洲前缘亚相的河口砂坝。
3.电相模式
沙二段15砂组1砂体储集层岩性主要为粉细砂岩，岩性组合为反韵律，自然电位曲线以漏斗形为主，少数为箱形。沙二段15砂组2砂体储集层顶部的自然电位为钟形，岩性组合为正韵律；中下部以漏斗—箱形为主，岩性以夹细砂的粉细砂岩为主，岩性组合应为反韵律为主的复合韵律。
图1坨142-1井沙二段15砂组样品 C-M图
图2坨142-1井沙二段15砂组样品粒度概率分布图
综合以上特征相标志，可以确定沉积相类型；结合沉积相模式，在测井约束反演的解释过程中加以运用，保证了解释结果的合理性和可信性。
三、利用测井约束反演技术处理三维地震资料
测井约束地震反演是一种基于模型的波阻抗反演技术。这种方法利用测井资料，以地震解释的层位为控制，从井点出发进行外推内插，形成初始波阻抗模型；然后利用共轭梯度法，对初始波阻抗模型不断更新，使模型的合成记录最接近于实际地震记录，所得的波阻抗模型便是反演结果。
1.测井约束反演的可行性分析
坨142砂体为三角洲前缘河口坝沉积的储集体，储集层的速度为3550m/s，密度2.26g/m3，泥岩的速度为2990m/s，密度2.42g/m3，二者阻抗之差为787g/(m2·s）。坨142砂体埋藏深度2700m左右，平均单砂体厚度大于12m，在围岩足够厚的条件下，该地区地震资料在2700m深度可分辨砂体的最小厚度只有12m，进行测井约束反演有一定的难度。
目前，深层地震储集层预测技术在油田开发中的应用仍处于探索阶段，为了提高预测精度，有效地指导该地区的开发部署，特别是为了证实测井约束反演的可行性，通过正演模型验证地震同相轴的反射为砂体的反射，证实了坨142砂体的存在。
2.合理选取参数，滚动跟踪测井约束反演
坨142砂体自上而下精细划分为沙二段15砂组1～5砂体共5个独立的砂体，151、152砂体厚度和分布规模相对大一些，对应地震剖面有较好的响应，而153、154、155砂体的厚度和分布范围都比较小，受地震资料分辨率的限制，它们在地震剖面上均无响应。通过反演处理，仅对151、152砂体的边界、形态和厚度变化进行了预测。
在预测过程中，从实际资料出发，精心制作合成地震记录，并且以实际井抽稀的方式优选各个参数，力求反演结果能更真实地反映地下地质情况。
由于该块储集层预测的地震地质条件相对较差，所以预测精度不高。为了有效地指导井位部署，对坨142块进行了6次滚动跟踪反演。根据第一次反演结果，部署了第一批关键井，完钻后发现砂体厚度和预测结果有一定的差别，便增加新井进行第二次反演，同样的原因，增加新井进行第三次反演。根据第三次储集层预测结果，结合地质和油藏工作，编制了年建产能10.2×104t的方案并获通过。
方案实施过程中，边打井边跟踪，不仅利用反演剖面指导打井，同时还利用钻井资料对反演情况进行调整，以期下一次反演更切合实际。方案井实施完毕，钻井成功率为100%。其中，沙二段15砂组1砂体有9口井钻遇，平均有效厚度4m，沙二段15砂组2砂体有16口井钻遇，平均有效厚度12.7m。
利用方案实施后钻井资料，对坨142块进行了第四次反演，扩大了砂体面积，并重新编制了图件，结合地质以及油藏工程的新认识，增加了石油地质储量193×104t。
第五、六次反演，再一次扩大砂体面积，又新增石油地质储量442×104t，编制了年建产能14.1×104t的扩边方案。
3.测井约束反演的精度分析
四次约束反演在中深层储集层的应用，结果虽好，但也存在一些问题：对于纵向上层较厚、横向上相变快、速度变化明显的储集层，反演以后没有显示，但其上、下的储集层均有显示，怎样正确建立其反映地层变化的初始波阻抗模型，如何给出合适的约束条件，还有待进一步加强研究工作。胜北大断层附近的储集层在反演剖面上呈现空白，说明地震资料的信噪比受断层的影响较大。
表1测井约束反演预测精度表
从表1中可以看出，储集层厚度小于12m、大于8m的储集层反演结果为顶面界面较清晰，但厚度的确定不理想，说明中深层的纵向分辨率为12m以上。实践证明，测井约束反演在胜坨中深层储集层预测应用中是比较成功的，但也存在地震资料信噪比和分辨率在中深层降低的问题。
四、相控储集层解释技术在中深层储集层预测中的应用
中深层隐蔽油气藏的相控储集层解释技术是地震储集层预测技术中最重要的环节。其目的是利用建立的该油气藏的沉积模式、地震相模式，完成地震相与沉积相的相互转换、相互印证，再利用测井约束反演处理后的地震剖面对储集层进行描述、预测。因为地震相与沉积相的相互转换和相互印证的过程是个近似抽象的过程，由于地震相的多解性，特别是地震分辨率的限制及构造假象和地震速度陷阱等因素影响，它的成功取决于地质家的经验、以及各种资料的可信程度。因此，结合钻井、测井、地层、地球化学等资料，在确定各隐蔽油气藏的沉积相基础之上，建立岩心相、测井相、地震相的对应关系，克服地震相的多解性，提高隐蔽油气藏预测、描述的精度。遵循这一原则，相控储集层解释技术应做到地震与地质结合，宏观与微观结合、定性与定量结合。应用前人建立的沉积相模式对相同（相似）成因的油气藏建立相同（相似）的地震相模式，利用测井约束反演处理后的剖面对其加以描述与预测。
1.相控储集层解释技术的提出
胜北大断层附近的储集层在反演剖面上呈现空白，最早解释其为一个孤立的、向断层一侧很厚的一个楔状的砂体，和断层之间有200～300m的空白带，这和地质家头脑中的三角洲前缘亚相河口砂坝的相模式有一定的差距。确定沉积相之后，在河口坝的物缘方向、断层附近的空白带部署了一口滚动井，完钻后钻遇沙二段15砂组90余m。
图3相控储集层预测技术流程
2.相控储集层解释技术的流程
结合钻井、测井、地层、地球化学等资料，在确定各隐蔽油气藏的沉积相基础之上，建立岩心相、测井相、地震相的对应关系，克服单纯使用地震相的多解性，以提高隐蔽油气藏预测、描述的精度。之后，经过正演的验证，才能将反演的结果应用于储集层的定量描述之中（图3）。
五、精选各项参数优化方案设计
油藏工程参数的优选直接关系到开发方案的合理编制和实施，因此，应采用多方法对其进行优化，通过对同类油藏的类比、经验公式以及数值模拟等方法对同一油藏工程参数进行合理的确定，以保障油藏的合理开发利用。
1.开发动态分析及认识
坨142块目前完钻井数共37口，投产29口井，初期平均单井产油31.3t/d，截至2000年5月1日，平均单井产油25.7t/d，平均动液面为1049.0m，累积采油22.93×104t，不含水，采出程度2.54%。依据对29口试采井的动态资料分析，对油藏有以下认识：①油井初期产量较高，但递减较快；②油藏边底水能量不充足；③该块将有较长的无水采油期。
2.开发方式及开采方式
由于油藏边底水能量不足，天然能量主要是油藏弹性能量。利用数模方法计算坨142块弹性采收率仅为6.1%，依靠天然能量开采，采收率低；而注水开发与之相比，采收率可提高30%，因此，从提高采收率和经济效益两方面考虑，注水开发是此块较为合适的开发方式。
3.注水时机的优选
为了能够最大限度的利用地层能量开采，选择合理的注水时机非常关键。应用数模优化并结合生产压差和相邻区块进行分析，油井含水后须放大生产压差保持稳产，地层压力保持不宜太低。借鉴相邻区块坨7块11、12砂体转注前地层总压降为7MPa，故坨142块初步选定坨142块地层总压降为7MPa时转注，即地层压力保持在20MPa左右作为注水开发地层压力的保持水平。
目前，坨142块地层压力已接近其应保持的水平，而油井产量都有较大程度的递减，区块内油井的平均动液面低于1000m，说明边水能量供给不足，应该按原方案设计及时转注补充地层能量。
4.开发层系
根据层系划分与组合的一般原则，要保证层系有一定的油层厚度、地质储量和产能，层系内油层物性和油性差别较小，层系间有稳定的隔、夹层等，并以主力层为主要对象，兼顾次要层。坨142块主力砂体为沙二段的152砂体，沙二段151、153、154+5砂体都有一定的储量，但规模较小。根据油藏地质及油藏工程综合研究，该油藏具有以下特点：①砂体间有稳定的隔层；②各砂体均有较高的产能；③各砂体都具有独立的油水系统；④砂体间原油性质有一定的差异；⑤具备一定的物质条件，沙二段151砂体储量为49×104t，沙二段152砂体储量为584×104t，沙二段153砂体储量为195×104t，沙二段154+5砂体储量为74×104t，分别占总储量的5.43%、64.74%、21.62%和8.21%。
因此该块具有分层开采的条件，根据以上原则，结合实际情况，将此块划分为3套层系进行开采：分别是沙二段151-2砂体、沙二段153砂体、沙二段154+5砂体。
5.井网井距
随着井网的加密，油田最终采收率和可采储量增加，而在井网加密到一定程度后，再加密井网，因可采储量的增加而产生的新增产值将小于增加的投资额。因此，合理井网密度就是加密井网增加后的新增产值与投资额相等时的井网密度。
依据以上思路，坨142块三套层系的合理井网密度计算结果为：沙二段151～2砂体，井网密度7.68口/m2，总井数44口，井距315m；沙二段153砂体，井网密度5.65口/m2，总井数12口，井距360m；沙二段154+5，井网密度3.27口/m2，总井数8口，井距490m。
6.产能的确定
（1）直井产能确定
依据试采井的资料测算，油井的生产压差为3.7～7.7MPa，参考相邻坨7块的实际生产压差为2.7～2.8MPa，由于该块渗透率等物性较坨7块差，综合考虑，坨142块生产压差取值4MPa。由试采资料分析，采油指数为1.97～18.34t/(d·MPa），每米采油指数应为0.179～1.22t/(d·MPa），平均采油指数为6.447t/(d·MPa），平均每米采油指数为0.55t/(d·MPa）。
考虑油藏要细分层系开采，因此每米采油指数应分层系进行测算，则沙二段151、152、153砂体采油指数分别为0.75、0.52、0.47、0.56t/(d·MPa）。
根据确定的生产压差和米采油指数分别计算了四个砂体的初期单井产能；沙二段151砂体10t/d，沙二段152砂体20t/d，沙二段153砂体20t/d，沙二段154+5砂体10t/d。
（2）水平井产能确定
由于该块沙二段153、155砂体有底水，若采用水平井开采可有效的抑制底水锥进，控制含水上升，提高经济效益。按目前水平井筛选标准，该块沙二段151、152、153、154+5砂体均符合水平井开采标准，由于沙二段152砂体井网基本完善、沙二段154+5砂体有利部位已为直井开发，因此选择沙二段151、153砂体有利部位部署水平井开发。
水平井初期产能确定应依据静态参数，并利用水平井单井产能经验计算公式，经计算采油指数为33t/(d·MPa），考虑边底水影响，生产压差不宜过高，取值1.5MPa，则水平井产能为49.5t/d，取值40.0t/d。
7.方案部署及指标汇总
依据实际情况，应用胜坨油田常用的七点法井网，对该块进行了整体部署开发。部署总井数为65口，油井47口，其中利用老井19口，新井28口（水平井4口）。前三年年建产能23.5×104t,10年后采出程度为20.12%，含水85.2%。
六、结束语
隐蔽油气藏的滚动开发技术是笔者针对胜坨油田中深层隐蔽油气藏开发方案编制的总结。坨142块沙二段15砂层岩性油藏滚动开发的研究，为类似的油气藏的滚动开发提供了成功的经验。对于中深层隐蔽油气藏的滚动开发，测井约束反演预测精度相对较差，必须通过及时跟踪，滚动布井，才能对复杂岩性油藏的开发起到了较好的指导作用。
C. 砂岩定容油藏动态综合评价——以TK井为例
李宗宇陈珊杨磊
（西北石油局规划设计研究院乌鲁木齐830011）
摘要砂岩定容油藏一般分布局限，在开发中不作为重点，生产中很难取全各项资料，给这类油藏的开发和油藏工程设计带来一定困难。塔河3号油田石炭系油藏各油层多为定容性油藏，作者以TK303井为例，利用生产资料，通过各种油藏工程计算方法对油藏动态进行综合评价分析，并将此应用到整个塔河3号油田石炭系油藏。
关键词砂岩定容油藏油藏工程计算生产资料
塔河3号油田石炭系油藏总体为层状岩性－构造油藏，其顶部风化面附近可能存在不整合岩性油气藏。油藏具有含油井段长（约280m）、油层分散、单层厚度小（一般为1.7～4.0m）、油水层相间出现的特点。在平面上，油气层既受微幅度圈闭控制，部分油沙体的展布明显又受岩性控制。部分油沙体互不连通，大部分沙体分布面积小，能量供给不足，开发难度很大。如何评价开发好此类油气藏，其难度不亚于开发奥陶系油藏。塔河3号油田石炭系油藏的探明储量为1111×104t，而该油田奥陶系油藏单井产能低，部分井因储层的非均质性没有产能而转采石炭系。
目前本油藏有2口井3层次进行过试采，尚未获得PVT资料，取得的生产资料也较少。
1高压物性参数计算
石炭系油藏没有取高压物性样，我们用经验公式和已有的油藏工程软件求取部分高压物性参数。塔河3号油田石炭系试采的2井3层次中只有 TK303井Ⅱ油组5044.5～5050.0m段资料最全，现以TK303井Ⅱ油组试采资料进行物性参数计算。
Glaso计算饱和压力的经验公式：
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
式中：pb——原油的饱和压力（MPa）;
dg——闪蒸分离气体的相对密度；
d0——闪蒸分离的地面原油相对密度；
Rs——闪蒸分离的总气油比（m3/m3）；
t——地层温度（℃）。
d。取0.696,d。取0.8247,Rs取58m3/m3,t取118℃，计算得pb=11.367MPa。
由公式（1）和公式（2）求得的饱和压力在1.034～48.263MPa，压力范围内的标准差为6.98％，而在13.789～48.263MPa压力范围内的标准差为3.84％。
根据计算的pb和生产资料用西南石油学院研制的西油软件求得的原油高压物性参数如下：
原油体积系数——1.2137(m3/m3）；
原油压缩系数——6.6647×10-4(1/MPa）；
原油饱和压力——11.367(MPa）；
溶解气油比——62(m3/m3）；
两相体积系数——1.2137(m3/m3）；
地层原油粘度——1.300091(mPa·s）；
地层原油密度——0.7230685(g/cm3）。
用同样方法可计算出溶解气的高压物性和地层水性质。
2动态综合评价
2.1可采储量概算
TK303井Ⅱ油组在5044～5050m段从1999年3月3日生产到5月21日关井转层，本层累积产出原油4953.03t，产气6.6312×104m3，产水为296.6m3，生产期间一直用6mm油嘴生产，并于1999年3月2日和5月22日各测地层压力一次。在此以d为单位作递减分析，其结果见表1及图1。由表1看直线递减相关系数最高，为0.9757，其次为指数递减，相关系数为0.9457，由递减类型和生产情况分析该油层具定容性质的油藏特征。直线递减率3.94 d-1，开采年限为106.6d，计算出的弹性驱可采储量为0.546×104t。
表1TK303井Ⅱ油组产量递减分析结果Table1The output decrease analytic result of well TK303－Ⅱ oil groups
2.2地质储量的计算
据计算得到的高压物性参数、生产资料数据、油藏参数，用西油软件中封闭性油藏储量计算模块计算出TK303井Ⅱ油沙层单井弹性驱控制地质储量为2.776×104t。
图1TK303井产量递减曲线图Fig.1The output decrease curve of TK303 well
2.3驱动指数计算
根据未饱和油藏驱动指数计算公式，用算出的单井控制地质储量、高压物性参数和已有的地层压降等资料求得驱动指数见表2及图2。由表2知该油层存在弹性驱动和溶解气驱动，以弹性驱动为主。略有天然水驱。2.4天然能量评估
表2TK303井Ⅱ油组驱动指数Table2The drive index of well TK303 oil groups
（1）无因次弹性产量比值
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
式中：Np——累积产油量（104t）;
N——原始地质储量（或单井控制储量）（104t）;
Bo——压力p下的原油体积系数（m3/m3）；
Boi——原始原油体积系数（m3/m3）;
Ct——总压缩系数（1/MPa）;
pi——原始地层压力（MPa）;
图2TK303井Ⅱ油组驱动指数变化图Fig.2The drive index mutative chart of well TK303－Ⅱ oil group
p——平均地层压力（MPa）。
计算得 Npr=3.077579。
（2）采出1％地质储量平均地层压降
塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集
计算得Dpr=0.5138521。
对于孔隙型砂岩油藏天然水驱动能量基于上述两指标有如下分级：
第一，如果Dpx＜0.2,Npr＞30，那么油藏初期天然能量充足，初期采油速度可以大于2％。
第二，如果0.2≤Dpr＜0.8,Npr=10～30，那么油藏的天然能量较充足，初期采油速度可以取1.5%＜vo≤2％。
第三，如果0.8≤Dpr＜2.5,Npr=2～10，那么油藏有一定的天然能量，初期采油速度可以取1.0%＜vo≤1.5％。
第四，如果Dpr≥2.5,Npr＜2，那么油藏天然能量不足，初期采油速度取vo≤1.0％。
借鉴上述分级标准，目前的Npr值和Dpr值在天然驱动能量大小分布图中处于第三类，说明天然能量为中等水平。推荐出合理的采油速度为1.0%＜vo≤1.5％。
塔河3号油田石炭系油藏各油组为同一压力系统，试采资料显示原油性质、气油比、动态特征相似。虽然有的油沙层有一定的边水，开发中存在一定程度的天然水驱，但至少弹性驱和溶解气驱能量是相同或相似的，就目前所处的阶段和对油藏的认识而言，此方案可以用于塔河油田3区块石炭系类似油藏的开发。
3应用
3.1采收率估算
利用所作做递减分析的结果计算TK303井Ⅱ油组弹性驱可采储量为0.546×104t；用西油软件封闭性油藏储量计算模块计算 TK303井Ⅱ油沙层单井弹性驱控制地质储量为2.776×104t；计算一次采收率可达19.67％。
3.2合理采油速度
利用计算无因次弹性产量比值Np和x采出1％地质储量平均地层压降Dpr在天然驱动能量大小分布图中处于第三类，推荐出合理的采油速度为1.0%＜vo≤1.5％。考虑到经济效益，推荐采油速度为1.5％。
3.3开采方式的确定
据计算的一次采收率可达19.67％，油藏大部分有定容封闭性油藏特征，则可确定以衰竭式开采为主，而且主要在自喷期采出，后期可在主力油层实施笼统注水。事实上S46井停喷转机抽生产后，在机抽生产时含水达70％，而供液严重不足，日产油水平只有1～2t，反映出二次采油后没多大产能。
3.4其他参数的确定
知道合理的采油速度，再加上试井求得单井合理产能，就可求出所需生产井数。进而可求得油藏产能规模、油井停喷压力等油藏工程设计所需参数。同时可验证油组划分和小层沉积相划分对比的正确性，结合油藏地质研究成果就可划分开发层系，研究开发井网。
参考文献
[1]秦同洛等．实用油藏工程方法．北京：石油工业出版社．1989
[2]黄炳光等．实用油藏工程与动态分析方法．北京：石油工业出版社．1998
The comprehensive evaluation of behaviors of sandstone reservoir at constant volume——Taking well TK303 as an example
Li ZongyuChen ShanYang Lei
Abstract:The distribution of sandstone reservoir at constant volume is limited and this reservoir is not the main proction point,in the meantime,it is hard to obtain all sorts of information about it ring procing.It takes many difficulties for us to proce and design this kind of reservoir.Payzones of carboniferous reservoir in No.3 Tahe oil field are these reservoirs at constant volume.Taking well TK303 as a good example,The author utilized entire procing information to analyse and evaluate the reservoir comprehensively and applied it to the whole No.3 Tahe oil feld by means of using all kinds of calculation methods of reservoir engineering,using all kind of calculation methods of volume.
Key words:sandstone reservoir at constant volumereservoir engineering calculationproction information
D. 油藏工程如何通过图来判断油气井驱动类型
有四种方法：
一、水压驱动类型油藏：在原始地层条件下，当油藏的边部或底部与广阔或比较广阔的天然水域相连通时，在油藏投入开发之后，由于在含油部分产生的地层压降，会连续地向外传递到天然水域，引起天然水域内的地层水和储层岩石的累加式弹性膨胀作用，并造成对油藏含油部分的水侵作用。天然水域愈大，渗透率愈高，则水驱作用愈强。如果天然水域的储层与地面具有稳定供水的露头相连通，则可形成达到供采平衡和地层压力略降的理想水驱条件。
二、气顶驱动类型油藏：有的油藏具有原生气顶，这时油层的压力即等于原始饱和压力。随着原油的开采，井底压力将不断下降，压力降落所波及到的井底地区，将是溶解气弹性膨胀驱油，随着压降区的扩大以致扩展到气顶时，气顶气也会因压力降落而产生弹性膨胀，从而使气顶区扩大，成为驱油的能量。如果气顶区和含油区相比足够大，在某一开发阶段也可成为驱油的主要能量。对于这种类型的油藏，称之为气顶驱油藏。
三、溶解气驱动类型油藏：一个高于饱和压力的油藏，随着油田的开发，当油层压力降至饱和压力以下时，在岩石和流体的弹性能释放并发挥驱油作用的同时，原来呈溶解状态的溶解气，便会从原油中挥发出来，成为气泡分散在油中，在压力降低时气泡将产生弹性膨胀，这种弹性膨胀能也会发挥驱油流向井底的作用，并且地层压力降得越低，分离出来的气泡越多，所产生的弹性膨胀能也就越大。由于气体的弹性膨胀系数要比岩石和液体的弹性系数大得多，一般要高出6～10倍，所以溶解气的弹性膨胀能在开发的某一阶段内将会起主要作用。在这种条件下开发的油藏称为溶解气驱油藏。
四、重力驱动类型油藏：有些油藏的油层具有较大的厚度，或具有较大的倾角(大于10。)，处于油层上部的原油依靠自身的位能或重力向低部位的井内流动，当前述的各种能量均已消耗之后，主要依靠重力驱油的油藏称为重力驱动类型油藏。和其他分类一样，这种分类更具有多因素性，普遍有两种以上的天然驱动能量，而且在开采过程中主导的驱动能量往往会发生变化。特别是在目前，有时从油田开发开始时各种人工影响和改善油田开发效果的措施便同时应用，在这种情况下这种以天然驱动能量分类的方法显然不能满足需求，但是，对这种驱动能量一定要有所认识，因为人类正在模拟和补充这些能量继续开采油藏，如注水、注气。
E. 急求一篇关于油藏工程动态分析的课程设计大纲！！！
《油藏工程课程设计》
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一、 课程基本信息
1、课程英文名称：The engineering design of oil reseroir
2、课程类别：专业实践课程
3、课程学时：总学时2周
4、学 分：2
5、先修课程：石油地质基础课、石油工程专业基础课、油藏工程
6、适用专业：石油工程
7、大纲执笔：石油工程教研室 唐 海
8、大纲审批：石油工程学院学术委员会
9、制定时间：2006.11
二、 课程的目的与任务
该课程为石油工程专业油藏模块学生必修课程，它既是石油工程专业主干课《油藏工程》的扩展和补充，又是石油地质与石油工程各相关专业基础和专业课程的综合应用。学生在学完专业基础课和专业课之后，为加深学生对油藏工程的深入了解，强化学生对油气田开发工程的实践训练，系统、全面培养学生应用油藏工程理论与方法开展工程设计意识、工程设计基本步骤与方法而开设本课程。目的是为学生毕业后能够更快综合应用油藏工程理论与方法解决油藏工程相关问题，提高学生工程设计能力打下基础。
三、 课程的基本要求
该课程的目的是使学生运用所学的石油地质与石油工程相关理论与方法，进行常规的油藏工程方案编制与工程设计，毕业后使学生能尽快适应油气田开发工程技术工作。
学生通过设计应获得以下几方面的知识和能力：
1. 了解和掌握油藏工程方案编制与工程设计的目的、意义和作用。
2. 了解和掌握油藏工程方案编写与工程设计的基本内容、基本原理和基本方法。
3. 基本掌握编写油藏工程方案编写与工程设计的基本原则、基本要求和编写规范。
4. 完成一个具体油藏的“油藏工程方案编写与工程设计”基本过程实践训练。
四、 教学内容、要求及学时分配
课程设计时间：两周，安排在所有理论课结束之后，毕业设计之前。
课程分两个阶段进行，第一阶段：由教师在课堂上对油藏工程方案的编写要求、方法、内容及步骤，介绍常用的油藏工程设计方法，提供设计所需的基本资料和参数。第二阶段：学生根据《油藏工程设计指导书》教材，分组分工独立，但应相互配合完成一个具体油藏的“工程方案编写与工程设计”基本过程实践训练，教师全程辅导。
1. 了解油藏工程方案编写与工程设计规范(8学时)
⑴ 油藏工程方案编制与工程设计应遵循的基本原则及步骤
⑵ 油藏工程方案基本结构和相互关系
⑶ 油藏工程方案编写规范及主要内容
a. 油田地理环境概述
b. 区域地质背景
c. 勘探开发简况、试采特征
d. 油藏地质及储层特征
a) 油藏构造特征
b) 油藏断裂特征
c) 储层沉积特征及沉积相特征
e. 储层渗流物性特征
a) 储层岩石特征
b) 储层物性特征
c) 粘土矿物类型及敏感性
d) 润湿性特征
e) 储集空间类型微观孔隙结构特征
f) 多相渗流特征
f. 油藏流体性质及分布特征
g. 储量计算与流体分布特征
h. 油藏类型判断
i. 油藏工程方案编制与工程设计
a) 油藏天然能量分析与开发方式论证
b) 开发层系论证
c) 油水井吸水、采油采液能力分析
d) 井网形式、布井方案与井网密度论证
e) 油藏合理压力系统论证
f) 油藏热力学条件分析
g) 合理开发速度论证
h) 合理注采方式与注采比论证
i) 油藏开发指标计算
j. 油藏工程方案经济分析与方案优选
k. 油藏开发部署
2. 掌握常用的油藏工程设计方法(72学时)
五、 考试、考核办法
采用工程设计和课堂考试相结合的方式。
⑴ 每人完成一份工程设计报告，占总成绩的40%。
⑵ 课程设计完成后进行笔试，笔试成绩占总成绩的60%。
六、 教材及参考书
（一）教材：周开吉等：《石油工程设计》，石油工业出版社
（二）参考书
1） 伍友佳编，《油藏地质学》，石油工业出版社
2） 何更生编，《油层物理》，石油工业出版社
3） 李晓平编，《油气层渗流力学》，石油工业出版社
4） 李传亮编，《油藏工程》，石油工业出版社
5） 黄炳光等编，《实用油藏工程方法》，石油工业出版社
6） 其他有关油藏工程、油藏动态分析、开发设计基础的专着及教材
7） 各种有关石油工程的杂志与专业文献
F. 井网优化设计技术
大量研究表明，特低渗透储层由于流体与岩石表面作用进一步加大，渗流往往出现非达西特征，即存在启动压力梯度。以往的基于达西渗流理论和条件的计算公式及相应的应用软件，已满足不了特低渗透储层油藏工程计算的需要。因此，开展了非达西渗流井网优化设计相关理论研究，提高油藏工程计算结果的可靠性和效率，为低渗透油田的有效开发提供有力的技术支持。从非达西渗流的基本公式出发，运用流管积分方法分别推导出了一套面积井网和矩形井网条件下的非达西渗流的产量计算模型，提出了一套适合于特低渗透油藏的简单实用的油藏工程计算方法。以此为基础进行了州201试验区的井网优化设计，研究了非达西油藏数值模拟方法，研制了配套软件。
1.非达西渗流理论研究
(1)应用单元分析法及流线积分法，建立了非达西渗流面积井网产量模型———ND-Ⅰ法
以往的研究都是应用势叠加原理得到达西渗流产量计算公式，考虑非达西渗流后则难以实现。因此，从非达西渗流基本公式出发，结合油藏注水开发系统，应用面积井网流线积分方法，即将井网控制单元内的面积划为一系列的曲流管进行积分。如将五点法井网控制面积分为如图6-4所示的计算单元，对于油井，受到4口注水井作用，同样，1口注水井给4口油井供水。取阴影部分作为计算单元，该计算单元可近似为一等腰直角三角形，则油水井分别受到8个计算单元的作用，流线积分得到每个计算单元的产量为q，则油井产量:Qo=8q;注水井注入量:Qw=8q。
图6-4 五点法井网油水井及计算单元示意
按此思路，考虑油田上常用的五点法、四点法和反九点法平面注采分布特点，建立了3种面积井网条件下的基于非达西渗流的产量计算通式(简称为ND-Ⅰ法)，使复杂问题得到了简单化。
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
式中:k为渗透率，10-3μm2;h为油层厚度，m;μ为黏度，mPa·s;rw为井半径，m;ph为井筒内压力，mPa;pf为井底压力，mPa;m为生产井数与注水井数之比;l为油水井距，m。
五点井网：
四点井网:
反九点井网边井:
角井:
水井:
(2)建立了非达西渗流矩形井网产量模型———ND-Ⅱ法
在面积井网流线积分法的基础上，将矩形井网的控制面积划分为不同的计算单元(图6-5)，利用矩形井网流线积分方法对不同的单元积分计算，即可得到整个子单元的产量计算表达式:
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
(3)提出启动系数概念，定量描述水驱动用程度
由于启动压力梯度存在着一个随井距和压差而变化的动用面积，即在一定注采压差及井距条件下并不是整个注采单元都能启动。为此，提出了启动系数的概念，并研究了计算方法，定量描述特定井网及注采压差时储层的动用程度。
以五点法渗流单元为例，在单元ACB中，ADB线即为所能启动的最长流线，区域ADB即为可启动的区域，其面积与区域ACB面积的比值为在此注采压差及井距条件下的启动系数(图6-6):
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
通过分析可以得出，对于面积井网缩小井距或增大注采压差，可以大幅度提高启动系数，从而提高储量动用程度，增加单井产量。
图6-5 矩形井网油水井及计算单元示意图
图6-6 启动系数示意图
(4)计算实例
假设地层渗透率为1×10-3μm2，地层原油黏度为4mPa·s，有效厚度为8m，应用ND-Ⅱ法计算得到不同井网形式下的产量及启动系数(表6-7)。同时，计算了裂缝长度对产量的影响(图6-7)，得出了如下认识:
表6-7 面积井网与矩形井网开发效果计算结果对比
图6-7 日产量与油水井裂缝长度关系
一是矩形井网开发效果明显好于面积井网;二是井网设计应与压裂相结合，形成真正意义上的开发压裂，压裂不单是一种增产措施，更是一种改变渗流场的开发手段;三是油水井应同时压裂，裂缝要有一定的长度，对于扶杨油层压裂裂缝为垂直缝，还要控制缝高，尽量避免压穿上下隔层。
2.井网优化设计方法
(1)合理井网形式
对于特低渗透油藏，合理的井网形式主要取决于裂缝组系与方位。井排方向和井距主要取决于裂缝及现地应力场造成的渗流各向异性，并与裂缝、基质的渗透率比值有关。从特低渗透油藏的地质特征看，用不等距井网开发是一种必然趋势。朝阳沟油田朝503区块油藏数值模拟研究结果表明，矩形线状注水方式开发效果最好。各种井网优劣次序为:矩形线状注水井网、七点法、正方形井网五点法、正方形井网反九点法。采用矩形井网开发可拉大井距，缩小排距，降低启动压力梯度，建立有效驱动体系，是特低渗透油藏有效的开发井网形式。
(2)井排方向优化
井排方向与裂缝方向夹角的确定按以下方法进行:
设x轴为裂缝方向，则某一方向渗透率与主渗透率之间有如下关系:
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
与裂缝主方向成α角方向的渗流速度可描述为:
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
式中:kx、ky分别为渗透率张量的两个主值，10-3μm2;kθ为任意方向的渗透率，10-3μm2;α为与kx方向的夹角(°)。
根据Buckley-Leverett方程，得到注入水突破时间:
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
式中:fw为含水率，%;sw为含水饱和度，%。
由上式可以定义相对突破时间，并令 ，有:
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
井排方向优选的实质就是确定θ角，使各方向驱替更为均匀，尽量使不同方向油井见水时间一致，这可写成如下优化数学模型:
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
其中:
运用上述模型计算表明，如果kxky，即在裂缝渗透率远大于基质的情况下，或m较大的情况下应该沿裂缝方向布置注水井排。
运用上述优化模型，可以计算出不同m值下的最佳井排与裂缝方向间夹角(表6-8)。可以看出，油藏非均质性越严重，要求井排方向与裂缝方位夹角越小，在裂缝与基质渗透率比值大于10以后，井排与裂缝间夹角较小，而实际上对低渗透油藏而言，裂缝与基质渗透率比值一般较大。再考虑到注水后裂缝可能进一步开启及矿场上裂缝发育方向难以精确确定这一情况，可以按照裂缝方向布井。
表6-8 不同裂缝与基质渗透率比值条件下井排与裂缝间夹角计算结果
(3)井网优化
为确定州201区块扶杨油层合理井网，参照先导试验区开发状况，设计排距不应大于150m。同时考虑经济井网密度及储层砂体宽度，设计井距300～400m、排距150～80m的10套矩形井网。应用“基于流线的低渗透储层面积注水方式下非达西渗流计算公式”，计算了不同矩形井网的单井产量(表6-9)。可见，300m×60m井网产量最高，其次是360m×80m和400m×80m井网。
表6-9 不同井网预计开发效果对比
续表
在上述井网优化设计研究的基础上，采用300m×60m、360m×80m和400m×80m共3种井网部署试验井53口，其中水平井3口(表6-10)。井排方向为主地应力方向(东西向)。
表6-10 州201试验区井位部署结果
3.非达西油藏数值模拟方法及软件研制
(1)非达西油藏微分方程
非达西渗流数值模拟法是针对特低渗透油藏的地质特点，在传统达西渗流微分方程的基础上，考虑非达西渗流启动压力梯度和岩石渗透率应力敏感性，修正相应的渗流数学模型，使油水运动规律更加符合低渗透油层的注水开发特点。
达西渗流油相、水相微分方程分别为:
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
在达西微分方程的基础上，考虑岩石渗透率应力敏感性及启动压力梯度可得如下偏微分方程。
油相微分方程:
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
水相微分方程:
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
μa为油、水视黏度通式;β为启动压力梯;ΔΦ为势梯度。
(2)非达西油藏数值模拟软件研制
根据建立的油、水三维两相渗流数学模型，利用有限差分方法建立了油、水三维两相数值模型及参数处理方法，采用FORTRAN语言和流行的数据卡片方式、时间步长自动缩放等技术，研制了特低渗透油田注水开发数值模拟研究软件(OFIW-SIM)。它是一个能在微机上运行的油藏数值模拟软件，既可用于整个油藏的模拟计算，又可用于井组的动态分析计算。该软件具有以下特点:
一是可描述油藏内的流体具有非达西流体渗流特征;二是参数准备卡片化，数据输入全部采用卡片形式，可作任意调整修改，使用灵活方便;三是求解方法多样化，差分方程组的求解配有线松弛法、压缩存储法、分数步长算法供用户选择;四是井工作制度多样性，该软件具有定井底压力和定井口产量生产两种工作制度;五是卡片管理方便，参数调整、方法选择、精度控制、生产方式选择、输出结果选择控制等全部在卡片中实现，无需变动原程序。
应用“油、水三维两相数值模拟软件(OFIW-SIM)”对州201试验区进行了数值模拟研究。预测试验区到2017年末累积产油9.77×104t，采出程度14.9%，综合含水86.8%。含水98%时的最终采收率为27%。
G. 典型油藏有哪些
典型的油藏类型分类:
按构造形态分:
背斜油藏
断块油藏
地层油藏
上倾尖灭油藏
连续型油藏(页岩油气)
按流体性质分:
稠油(重油)油藏
稀油油藏
挥发油藏
凝析气藏
气藏
H. 精细油藏描述技术的深化与发展
柳世成王延忠杨耀忠孙国贾俊山隋淑玲 参加本次研究的人员还有陈德坡，于金彪，付爱兵等.
摘要 在孤东油田七区西馆陶组上段的精细油藏描述研究中，精细油藏建模、剩余油描述、油藏描述计算机应用等取得了较大深化与发展，并在现场实施中收到显着效果，预计可提高采收率2.67%，增加可采储量154.8×104t，其中，按中间研究成果新打的10口井投产后已累计增油9088t。
关键词 孤东油田 油藏描述 深化与发展 油藏建模 剩余油 效果
一、引 言
按开发阶段的不同，油藏描述可划分为开发准备阶段的早期油藏描述，主体开发阶段的中期油藏描述和提高采收率阶段的精细油藏描述[1～4]。
油田进入高含水期开发以后，挖潜难度越来越大，该阶段的油藏描述以提高油田最终采收率为根本目的。精细油藏描述是以挖潜难度大的开发单元为研究对象，以建立精细三维地质模型为基础，以揭示剩余油的空间分布规律为重点，以制定挖潜剩余油、提高采收率措施为最终目标所进行的油藏多学科的综合研究[3]。很显然，精细油藏描述已不仅仅是纯静态的油藏描述，而是将精细油藏描述与剩余油分布研究紧密地联系在一起，是集地质、测井、数值模拟、油藏工程多学科为一体的系统工程。
精细油藏描述及剩余油分布研究是提高高含水油田最终采收率的重点技术。通过“八五”的单项技术攻关和“九五”的推广应用，不仅形成了对高含水、特高含水期油藏进行精细油藏描述及剩余油分布研究的系列配套技术，而且取得了显着的应用效果。自1995年开始，已在胜利油田进行了4期110个单元16.9×108t储量的精细油藏描述。前两期精细油藏描述实施的新井及老井措施截止到1998年12月共增油181×104t，预计增加可采储量799×104t，提高采收率1.80%。
1999年初，对前两期精细油藏描述进行了较系统的总结，形成了精细油藏描述的系列配套技术：一是建立了适合于多种油藏类型的精细油藏描述及剩余油分布研究的基本程序、技术和方法；二是总结出了不同类型油藏精细油藏描述及剩余油分布研究的关键技术和研究侧重点；三是初步形成了精细油藏描述及剩余油分布研究的计算机自动化软硬件系统。但其仍存在以下几方面的差距：①基础数据的数据库化程度低；②虽然油藏描述的较细，但精细的技术政策界限不太明确；③静态与动态的结合程度较低；④计算机自动化程度不够。
本文主要以孤东油田七区西馆上段精细油藏描述及剩余油分布研究为例，介绍高含水期整装油田精细油藏描述技术取得的深化和发展，同时为断块、低渗透以及稠油、海上等特殊油藏提供研究思路和技术储备。
二、精细油藏建模技术
精细油藏建模技术是剩余油分布研究的基础，其研究内容可概括为建立五个模型，即地层模型、构造模型、储集层模型、流体模型和油藏模型。下面重点介绍五项关键技术。
1.精细地层对比
孤东油田七区西精细地层对比，是在前人划分对比的基础上，针对存在的问题以及特高含水期油田开发方案调整和建立剩余油预测模型的要求，开展的储集层细分对比研究。根据七区西馆上段河流相沉积特点，进行储集层细分对比的原则是：以标准层控制层位，用沉积旋回和岩相厚度法结合标志层划分砂层组；以砂体等高程对比模式、平面相变对比模式、叠加砂体对比模式和下切砂体对比模式确定时间单元。
在整个细分对比工作中，纵向上由砂层组、小层到沉积时间单元进行逐级控制，平面上则以现代沉积学研究成果为指导，以取心井为基础，以自然电位、微电极曲线、感应曲线为依据，参照所建立的等高程平面闭合对比模式、相变对比模式、叠加及下切对比模式，采用点、线、面相结合的对比方法，将七区西馆上段4～6砂层组划分为36个沉积时间单元，其中522和531、621和622、631和632、641和642、651和652两个砂体的连通率均大于40%，进一步细分对开发及剩余油挖潜没有实质的意义。所以，该砂层组可细分为30个沉积时间单元（表1）。
表1孤东油田七区西地层细分成果表
在前两期精细油藏描述研究中，没有对地层细分的初步结果结合生产动态进行进一步的合理技术界限研究，其在矿场应用的实用性相对差一些。
2.微型构造研究
砂层的微型构造是指砂层顶面或底面的起伏形态，其起伏形态与地下油水运动规律有着一定的关系，影响油水井的生产及剩余油在平面上的分布。
通过对微构造储存剩余油的有效性和在有利微构造上部署加密井的可行性研究表明，微构造的尺度并不是越微越好，应具有规模有效性和经济有效性。一个油田微构造的尺度能满足分辨最终经济极限井网的井与井之间在微构造中的相对位置即可。
在孤东油田七区西微构造研究中，将平均井网井距看做是拾取的微构造信息的周期，再把横向上的分辨率转到纵向上，通过公式
胜利油区勘探开发论文集
即得到分析所需要的微构造的等间距为2m。
式中：D——微构造等间距，m；
L——平均井网井距，m；
θ——油藏地层倾角，（°）。
3.储集层参数井间插值优选
储集层参数空间分布规律研究的关键是对井间储集层参数的分布进行准确描述。过去对于井间储集层参数的插值往往是选取一种比较流行或比较新的方法，并且各种参数一般都用相同的方法进行插值，易造成较大的生产误差，影响了地质建模的准确性。
在孤东油田七区西油藏描述中选取8大类17种井间插值方法，对不同储集层参数通过井位抽稀验证进行最佳插值的方法优选，并编制成软件实现了计算机的自动优选。其研究思路如下：第一，采用井点数据抽稀法，对实测数据进行抽稀；第二，对未抽稀掉的井实测数据采用距离加权平均法、趋势面分析法、克里金法、随机建模法等等，进行井间参数拟合（网格化）；第三，对各种插值方法的估计值与抽稀井的实测值的误差进行分析对比，同时也可以利用各种等值图进行分析对比；第四，优选出符合油田地质特征、沉积特征的储集层参数井间拟合方法；第五，利用优选出的方法对参数的空间分布进行拟合，形成网格数据和等值图，进行参数的空间描述及用于计算储量。
利用上述研究思路对七区西馆上段4～6砂层组的有效厚度、孔隙度、泥质含量、渗透率、渗透率变异系数、粒度中值、分选系数、含油饱和度等参数进行井间插值，形成了30个沉积时间单元合计240个参数的网格数据体（表2）。
表2孤东油田七区西馆上段储集层参数最优插值方法选取表
上述研究表明，不同油藏类型、不同储集层参数对应不同的最佳插值方法，并且各种插值方法之间的误差较大。因此，对必须选取多种井间插值方法对井间插值进行实际验证，以选取最佳插值方法。
4.沉积微相定量识别[4-5]
在孤东油田七区西沉积微相研究中，根据取心井已知微相的各项参数，通过影响沉积微相参数选取、沉积微相标准化、沉积微相特征值的计算，实现了沉积微相划分的定量化和计算机自动化。
（1）储集层参数选取
根据工区内取心井划分取心层位的沉积微相，选取影响沉积微相的七种储集层参数，即砂体厚度、孔隙度、渗透率、渗透率变异系数、粒度中值、泥质含量及分选系数。
（2）储集层参数得分值计算
采用最大值标准化法，计算每种参数在不同微相的得分值，最大值标准化法公式：
胜利油区勘探开发论文集
或
胜利油区勘探开发论文集
式中：Fi——某种参数在某一微相中的得分值；
Xi——某种参数在某一微相中的平均值；
Xmax——所有微相中本项参数的最大平均值。
（3）储集层参数权衡系数计算
对于不同相带，变化越明显的参数对相带的确定程度越大；不同相带中变化不明显的参数对相带的确定程度越小。因此，可根据各项参数在不同相带中的变化程度确定其权衡系数的大小，计算公式为：
胜利油区勘探开发论文集
式中：qi——参数的权衡系数；
Vi——某一参数的平均值在不同微相之间的变异系数；
V总——所有参数的变异系数之和；
σ——参数的标准偏差；
〓——不同相带某参数的平均值。
（4）定量识别模式建立
用每种参数的得分值和权衡系数，采用加权求和的方法建立沉积微相的定量识别模式，计算出每种沉积微相的一个综合特征值。
根据七区西馆陶组上段12口取心井取心层位中各个砂体（或时间单元）的沉积微相，可以计算得其不同沉积微相综合特征值的范围，即：特征值＞0.50为心滩或边滩；0.35＜特征值＜0.50为废弃河道；0.20＜特征值＜0.35为天然堤；0.10＜特征值＜0.20为决口扇；特征值＜0.10为泛滥平原。
依据新建立的油砂体数据库和测井二次解释成果，按照上述沉积微相定量识别模式计算每口井每一砂体综合特征值，采用多次定性赋值技术和EarthVision地质绘图软件的多文件叠合功能，实现沉积微相图的自动绘制。
5.储量计算
孤东油田七区西首次采用网格积分法计算其石油地质储量。网格积分法储量计算结果实际上是储集层有效厚度、孔隙度、含油饱和度等参数评价结果的集中体现。
网格积分法储量计算的流程是：①将各沉积时间单元井点有效厚度、孔隙度、含油饱和度数据进行网格估值，形成网格数据体；②利用储量计算参数网格数据体，结合地面原油密度及体积系数选值结果，采用容积法储量计算公式，形成地质储量网格数据体；③利用地质储量网格数据体，分别计算统计单砂体、沉积微相、沉积时间单元地质储量。
三、剩余油描述技术
1.数值模拟方法
油藏数值模拟是大规模描述剩余油的重要方法[3]，近年来取得重大进展，形成了不规则网格及网格自动生成、历史拟合实时跟踪、三维可视化、窗口及并行等十项新技术；在历史拟合中强调步长优化等四项调参约束机制，提高了数值模拟的研究水平。研究中，地质模型纵向上细到沉积时间单元，平面上网格步长进一步细化，动态模型细到月度数据，油层物理参数细到与沉积时间单元一一对应。
根据数值模拟可以计算不同小层、不同时间单元的剩余油饱和度、可动油饱和度、剩余储量丰度、剩余可采储量丰度、采出程度等指标，对这些结果进行综合分析可以找出剩余油富集区，提供挖潜措施方向。
2.流线模型方法
流线模型技术的提出和应用于20世纪90年代[3]，是研究井间剩余油的一种新的方法，具有允许节点多、运算速度快、研究周期短的特点。
流线模型求解的思路是：先求取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，最后求得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。
3.油藏工程计算剩余油方法[5～8]
根据油田开发已进入特高含水期的实际，结合矿场应用的需要，油藏工程计算选用了5种计算剩余油的方法。
（1）水驱特征曲线法
根据井点动态资料作水驱特征曲线，结合井点采出状况求出水驱储量、剩余可采储量等指标。
（2）渗饱曲线法
选择油层有代表性的相渗曲线，结合水驱特征曲线求出生产井出口端含水饱和度，进而求得剩余油饱和度、剩余可动油饱和度、剩余可采储量等。
（3）无因次注入采出曲线法
据注入采出情况，做无因次注入采出曲线，结合注入倍数求出剩余采出程度、剩余可采储量、剩余可采储量丰度。
（4）物质平衡法
根据物质平衡原理求得井点剩余地质储量、剩余可动油饱和度、剩余可动油地质储量等。
（5）水线推进速度法
根据注水井的水线推进速度，求出一线油井不同层段相对水线推进速度，结合动态监测资料研究层段水淹状况。
油藏工程计算方法最大特点是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。孤东油田七区西精细油藏描述将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。随着软件系统的推广应用和不断完善，将大大提高工作效率和对剩余油分布规律的认识程度。
4.水淹层测井解释方法
开发过程中的水淹层测井资料可解释剩余油饱和度、残余油饱和度、含水率和剩余有效厚度等，是研究油水运动状况、储集层动用状况及剩余油分布状况的重要手段。常规的测井方法如电阻率测井、自然电位测井、声波时差测井、放射性测井等原则上都可用于水淹层测井解释剩余油，但这些方法受地层水矿化度的影响较大，而水淹层地层水电阻率已是注入水与地层水的混合电阻率，其大小取决于两种水混合的程度。因此，求准地层混合液的电阻率是水淹层测井解释的关键。
水淹层测井解释提供的储集层参数模型，是进行精细数值模拟的关键和基础，其层内每米8个点的测井解释可以细致地分析层内剩余油分布情况。
5.动态监测方法
主要包括生产动态分析、测试资料分析和检查井分析三种方法。利用动态监测方法综合分析各套层系、各个小层在平面、层间、层内井点的水淹状况及剩余油分布特征，其结果可用来分析和约束数值模拟、流线模型及其他方法的研究。
（1）生产动态分析
主要分析生产井生产指标、单采井生产指标、历年新井生产状况及指标、历年补孔改层井指标，计算层系、井排、小层等的累积采出和注入量，研究油层水淹状况和剩余油分布特点。
（2）测试资料分析
分析C/O、同位素测井、产液剖面、吸水剖面等矿场测试资料，分析计算层间层内各项水驱指标，总结剩余油分布特点。
（3）密闭取心井分析
密闭取心井是用来检查注水开发油田油层水淹特征和剩余油分布规律的比较可靠的方法，它以井点剩余油研究为主，主要描述井点层间、层内的剩余油分布，同时也可依据岩电关系进行平面剩余油分布规律研究，但受检查井数量的影响，往往被用来分析和约束数值模拟、水淹层解释、油藏工程综合研究的结果。
四、油藏描述计算机应用技术
1.建立基础数据库，编制数据库转换程序
孤东油田七区西精细油藏描述基本实现了数据管理计算机化，共建5个静态数据库，即小层数据库、井位坐标数据库、储集层参数数据库、断层参数库、沉积参数数据库；12个动态数据库，即综合开发数据库、油井数据库、水井数据库、射孔数据库、分层注水数据库、生产层位数据库、压力数据库、封堵数据库、相渗曲线数据库、取芯井数据库、原油物性数据库、天然气数据库；并编制3个数据库转换程序，即开发数据转换程序、油井单井数据转换程序和水井单井数据转换程序。
2.开发Earth Vision地质建模软件，实现地质成果图件编制的计算机化
在七区西精细油藏描述研究中，对Earth Vision地质建模软件进行了较为全面的开发和应用，不仅为数值模拟提供了静态模型数据体，还利用工作站绘制了小层平面图、微构造等值图、沉积微相平面图、油藏剖面图等基本地质图件。
3.新编制动态分析辅助程序
在对开发状况及水淹状况进行分析时，为了提高工作效率，编制了3组6个动态分析辅助程序，主要包括动液面分级程序及等值线作图程序、泵效分级程序及等值线作图程序、含水分级程序及等值线作图程序。因而，可以对任意时期的动液面、泵效、含水数据进行不同范围内的自动统计分级，并形成电子表格；也可以绘制任意时期的动液面、泵效、含水的彩色等值线图。
4.编制井间插值方法优选程序及储量计算程序
在测井精细解释研究中，编制了井间插值方法优选程序，实现了从井点数据的输入、井间抽稀、插值方法的选取、误差分析到形成网格数据体和等值线图的计算机自动化。
在储量计算中，新编的网格积分法储量计算程序，能够精确地计算每个网格数据体的地质储量，并能分沉积相带、时间单元和小层进行储量的计算和评价。
5.采用5种油藏工程方法编制计算剩余油的软件
该软件系统包括数据处理、无因次注入采出法、驱替特征曲线法、物质平衡法、渗饱曲线法、水线推进速度法6个主菜单5种计算方法。该系统中5种方法既独立又相互联系，可单独计算也可全部计算。可提供层系、井区或井点的剩余地质储量、剩余油饱和度、剩余可采储量等指标。
6.完善了井点与井间剩余油分布研究软件系统
井点与井间剩余油分布研究软件系统包括参数准备、井点剩余油解释、井间剩余油解释、剩余油描述、图形管理等5项主菜单。可以研究井点原始含油饱和度、残余油饱和度井点和井间剩余油饱和度，用含水率、剩余油饱和度、可动油饱和度、剩余储量丰度、驱油效率等多种参数来反映剩余油在空间的分布规律。
该软件能够根据油藏含油面积的大小和研究要求，建立所需的网格系统。在网格系统的基础上，确定井位、断层边界及各项地质参数分布图，建立地质模型。并能根据井点成果、基础数据库，自动插值形成各种参数网格图和分布图。
五、孤东油田七区西精细油藏描述的应用效果
1.措施潜力
在七区西精细油藏描述的基础上，共提出新井措施6口，提出补孔改层、卡封、下大泵、扶躺井、堵水调剖等老井措施330井次，合计实施措施336井次，预计可提高采收率2.67%，增加可采储量154.8×104t（表3）。
表3综合分析潜力分类表
2.矿场应用效果
在孤东油田七区西精细油藏描述研究中，利用中间研究成果提出的部分措施已取得显着效果。
从1999年开始，截止到2000年12月，该区共打新井10口；完成补孔改层井79口、堵水油井26口、下大泵井49口等老井措施共154井次。10口新井投产初期平均单井日产油6.14t，综合含水90.75%；截止到2000年12月，累计增油9088t。154井次的老井措施取得了显着效果，截止到2000年12月，措施后比措施前平均增油518t/d，综合含水降低3.1%，累计增油73074t。
部分单井措施效果显着。如，原生产61小层，后在井网不完善、剩余油饱和度和剩余储量丰度均较高的43小层补孔生产的GDS2井，获得了单井日产油60t，综合含水61.7%的良好效果；原生产52+3小层，后在断层附近、剩余油饱和度和剩余储量丰度均较高的62小层补孔生产的7-23-2306井，也获得了单井日产油44.7t，综合含水仅33%的好效果。这对于综合含水高达96.7%，单井日产油只有4.9t的特高含水油田实属不易。另外，补孔未动用的412小层进行生产的7-31-306井、补孔井网不完善的441小层进行生产的7-33-2286井也分别取得了单井日产油40t和21.3t、综合含水仅51.1%和59.2%的好效果。
由此可见，只要查清其地质情况，掌握剩余油分布，特高含水期的老油田也是有潜力可挖的。
六、结论
通过对孤东油田七区西的研究，精细油藏描述技术取得了较大的深化与发展。提高了精细油藏描述的水平，使研究成果与矿场应用更为贴近、实用。实施后取得良好效果。
但精细油藏描述技术的计算机一体化、流程化还有待进一步攻关。在统一的工作平台上实现数据采集、管理、地质三维建摸、数值模拟到油藏工程综合分析的计算机一体化、动静态参数的网格数据体化和跟踪分析自动化，是今后的发展方向。
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I. 油藏工程里，甲型水驱特征曲线与乙型水驱特征曲线有什么区别
甲型曲线是累计产油量Np与累计产水量Wp的半对数关系曲线，乙型则是甲型各项分别对时间取导数，得到的水油比与采出程度的关系式。
J. 油藏开发方式有哪些
所谓油藏就是指可以值得作为单元开发对象的含油体，可以是一个油层，也可以是一组性质近似的几个油层。一个油藏可以是一个油田，而一个油田也可以包括多个油藏。油田开发工程，一般是以油藏为单元来考虑的。因为有时同一个油田内的若干个油藏的地质条件、原油性质相差悬殊，因而对不同类型的油藏就应该区别对待，对不同油藏应有不同的开采方式和开发井网。当然，如果几个埋藏深度相近、地质条件相似的油藏，也可以采用相同的开采方式和井网一并进行开发。
我们知道，一个油田在确定了它的工业开采价值，初步探明了它的储量分布以后，就要着手进行油藏工程设计，制定油田开发方案（即确立油藏开发方式），从而有计划地将油田投入开发。方案设计好坏将直接影响到油田开发的效果和经济效益。因此，这一阶段的工作是油田开发过程中极为重要的关键性工作。
由于油藏的多样性，决定了油田开发方式的多样性。人们通过长期的实践和科学探索，形成了多种对油田实行有效开发的方式。归纳起来可分为：利用天然油层能量的开发方式、保持和改善油层能量的开发方式、自喷井采油开发方式、机械采油开发方式、热力采油开发方式和强化开发方式等。