加密井水淹特徵分析

⑴ 剩餘油分布規律

油藏在不同注水開發時期的油水分布變化及分布規律的認識是應用開發措施進行開發調整、提高開發效果的依據和基礎。在前面對孤島中一區水淹特徵分析的基礎上，利用數值模擬的歷史擬合手段，再現油藏開發過程中油水飽和度的演變過程，從而分析油層飽和度的分布規律。

1.油層剖面油水分布的形成及其規律

油層剖面的油水飽和度變化受油層物性、縱向非均質性、沉積韻律性及油水井開采井段等諸多因素影響，變化也較復雜，因而研究油層縱向的波及狀況和水洗特點，找出其油水分布規律。

採用歷史擬合資料，在計算的16個剖面中選擇有代表的11號剖面，分三個開發階段分析其油水分布的變化及其規律。該剖面上有12-9、14-9、14-609及16-3094等4口井，同時在此剖面附近尚有其他油水井，基本表現了油層注水開發過程及其水驅油效果。

注水開發初期（1980年），剖面上只有一注一采兩口井，同時剖面附近有16-9井的大量注水影響（圖8-1a）。在剖面上形成與其正韻律特徵較吻合的底部水淹嚴重的條帶。由於注采時期較短，且注采井在剖面上位置較近，因而整個剖面還沒有大量水淹。水淹強度也很低，據縱向水淹網格水淹分級統計，油層佔57.3%，弱水淹佔18.3%，中水淹佔14.6%，強水淹佔8.5%。

開發中高含水期（1986年）時（圖8-1b），經過一次加密調整後，剖面上增加了14-609及14-K9井，同時在剖面附近也加密調整了一些井。在前一段大量注采調配和加強注水的工作基礎上，注入水已進入主要開發層段，在兩個注水井位形成高含水區，並逐漸在井間擴大連通起來，將主力油層中的油驅向生產井中，並同時將水井外側原油驅向邊部。在部分小層喊扮中，如4²層，隱燃岩性尖滅影響了注水驅油效果。同時，一些非主力油層，由於油水井未能鑽遇或未射開投產，形成未動用的剩餘油層。此時的油藏剖面已大部分水淹，水淹層多為中強水淹，據水淹網格統計，油層佔26.8%，弱水淹佔17%，中水淹佔26.8%，強水淹佔29.2%。

高含水開發期（1992年）時（圖8-1c），在進一步完善井網、調整層系之後，剖面上在右側又增加16-309注水井，注水井點增加，同時強注強采措施加大了剖面油層的開采強度，大量的注入水進入油層，擴大了水淹區域，提高了水淹區的水洗強度，提高了注水驅油效果。剖面上的開採油層幾乎均100%水淹，且以強水淹為主，受岩性尖滅影響或邊界不流動處的水淹強度也大幅度提高。統計水淹網格資料，油層佔15.8%，弱水淹佔7.3%，中水淹佔32.9%，強水淹佔43.9%。剩餘油主要為未動用開發的非主力油層。

圖8-111號剖面油水分布圖（據俞啟泰等，1999）

a—開發初期；b—中高含水期；c—高含水期

上述三個不同開發時期的研究結果表明，油藏剖面的水淹及油水飽和度變化，在注水開發初期多集中在注水井附近及油水井之間，受油層韻律性、滲透性灶滲虛等因素影響較明顯，形成與正韻律性相應的底部水淹嚴重的分布特點。進入中高含水期後，注入水大量進入油層，擴大水淹區，提高水淹強度，在井間形成強水淹帶，弱水淹區迅速減小，只在岩性尖滅處或邊界處存在，剩餘油多存在於未投入開發的非主力油層中，水淹特徵與韻律性影響作用不明顯。

2.油層平面油水分布的形成及規律

隨著注水開發的不斷進行，注采系統的不斷完善和調整，注入水大量進入油層，並逐步有效地擴大水淹區，提高水驅油效果。由於油層平面非均質性的影響，油層平面水波及作用會不同程度地下降，甚至有某些局部油層得不到水驅。在20多年開發歷史擬合的基礎上，分不同開發階段選取主力小層3⁵層為例，進行分析。注水開發初期（1980年），油層平面水淹只圍繞在注水井附近。強水淹區基本在注水井點處，一部分注入水受平面非均質性的影響，沿高滲透部位前進較快，形成油水分布交錯現象，但大部分油層平面均為未動用或弱水淹油層。整個油層平面網格水淹強度統計為：油區佔48%，弱水淹區佔23.8%，中水淹區佔19.1%，強水淹區佔8.9%。

中高含水期開發階段（1986年底），經過一次井網加密調整之後，注采強度得到了加強，注入水大量進入地層，擴大了油層平面水淹區，提高了油層水洗強度和水淹級別。平面上油層水淹連片分布，水淹區內已無純油區存在，水淹程度基本按注水井位向外由強到弱順序排列，局部受滲透性變化影響有中強水淹穿插現象，未水淹油區僅存留在油區邊部。油層平面大部分成為水淹區。平面網格統計，油區佔29.3%，弱水淹區佔17%，中水淹區佔33.2%，強水淹區佔20%。

高含水開發期（1992年底），經過兩次井網加密調整之後，注采井網已趨於完善，又經過近5年多的強注強采，油層已基本成為水淹層，且以強水淹為主，中弱水淹區成鑲邊狀存在。油層中部個別尖滅點處留有極少量剩餘油。據油層平面網格統計，油層佔3.8%，弱水淹區佔18.8%，中水淹區佔26.5%，強水淹區佔50.8%。

根據上述三個不同開發時期油層平面油水分布分析可以看出，平面油水分布的形成，在注水開發早期，主要受注水井點的分布影響，注入水只進入井點附近地層，水淹區為注水井周圍的較小范圍，油層滲透性分布及其差異影響不大。在注水開發的中高含水期，井網較為完善，且已有較多的注入水進入油層，波及區域迅速增大，但受油層非均質性影響較為明顯，注入水沿高滲透條帶或區域突進，形成條帶狀前沿的片狀水淹區，水淹強度上有明顯差別，相互穿插共存。進入高含水開發時期，注采井網基本完善，注采強度大大加強，長期的注水開發，大量的注入水不斷沖刷地層，油層性質，尤其是滲流能力大大改善，減弱了非均質性的影響，油層平面上全部水淹，大面積的主體部位油層均為強水淹。中弱水淹只存留在邊緣或岩性尖滅點處。

通過前面對孤島中一區館3～4層系的多種方法分析油藏波及狀況及水淹特徵，油藏油水分布規律，有如下幾點認識。

（1）經過不斷開發調整、完善和加強注采調配及注采強度，典型區館3～4層系油藏水淹十分嚴重，其油藏平面波及的水淹區佔90%以上，縱向水波及和水淹厚度超過80%，根據數值模擬結果，油藏整體水淹為81.5%，且中強水淹佔63%。

（2）目前，高含油飽和度區分布零散，所佔比例較小。平面上以鑲邊狀或點狀存在，縱向上受井網控制和油層邊界、斷層影響明顯。剩餘油分布主要以未動用非主力層為主。從以網格為單位統計的數模結果看，未水淹油層佔8.5%，由於厚度因素影響，實際純油層比例低於此值。

（3）儲層參數變化對其高含水期剩餘油分布影響較大。由於滲透性的普遍提高減小了滲透性之間差異，油層整體滲透能力得到大幅度提高，進入高含水期開發後，一些低滲透或岩性物性較差的區域其水驅效果也迅速提高，降低了非均質性影響，突出動用層與非動用層的差別。據數模研究結果，以網格為單位統計，未水淹網格佔18.5%，其中屬水驅動用層的僅佔6.4%，表明大部分未水淹層均屬未投入開發的非主力層。

（4）小層儲量主要集中在主力油層中，剩餘儲量仍然以主力油層為主，從分層儲量評價看，屬主力層（包括3⁴層）的儲量佔98.4%，屬主力層（包括3⁴層）的剩餘儲量佔98.2%。從而看出，主力油層以其面積大、厚度大、所佔儲量多的優勢而繼續成為開發調整挖潛的重點。

（5）從目前油藏剩餘儲量的水淹分級情況看，水淹區動用儲量占儲量的92%，其中中弱水淹強度的儲量佔50%。由於未動用儲量和強水淹區的儲量均屬較難開發儲量，因而提高中弱水淹儲量的水淹強度，改善其水驅油效果將是下一步挖潛的重點。

⑵ 開發現狀

歡26塊於1979年5月開始投入開發，一套層系採用500m正方形井網，年產油29萬噸。當年8月實現注水，至1979年底，投產油井19口，日產油量1075噸。根據油層的分布狀況，1983年6月對歡26塊進行了以加密井網分層系開發的調整，將中部有效厚度大於30米的1.75km²的面積內細分為Ⅲ₃－Ⅲ₄以上、Ⅲ₅－Ⅲ₆和Ⅲ₇－Ⅲ₈三套層系，在斷塊東西部按350m井距加密調整。但是在此方案實施之後，由於分注工藝不適應地下情況，注入水單層突進，導致含水率上升而產量大幅度下降。「七五」至「八五」期間為了改善斷塊開發效果，又陸續進行了以完善注采系統為主的零星調整和綜合治理。但是由於對地下油藏油水運動規律的認識不深，加之缺乏配套的採油工藝，因而每次治理的有效期都比較短，地下矛盾日益突出，至1998年10月，歡26塊興隆台油層共有井134口，其中油井99口，注水井35口（僅開3口），產油191噸/天，綜合含水率達到76.1%，采出程度為31.52%，產量的自然遞減率為14.86。造成上述局面的原因是多方面的，但是主要有以下四個：

（1）油層之間的非均質性嚴重，動用儲量狀況不均衡；

（2）油層邊底水推進過快，油井水淹嚴重；

（3）區塊油水運動規律復雜，剩餘油分布零散，措施效果差，有效期短；

（4）固井等工藝措施質量差，導致某些油井投產後不能正常生產，影響正常產能的發揮。

從而，提出進行剩餘油分布研究，以提高採收率，穩定產量。

⑶ 精細油藏描述技術的深化與發展

柳世成王延忠楊耀忠孫國賈俊山隋淑玲

參加本次研究的人員還有陳德坡，於金彪，付愛兵等.

摘要 在孤東油田七區西館陶組上段的精細油藏描述研究中，精細油藏建模、剩餘油描述、油藏描述計算機應用等取得了較大深化與發展，並在現場實施中收到顯著效果，預計可提高採收率2.67%，增加可采儲量154.8×10⁴t，其中，按中間研究成果新打的10口井投產後已累計增油9088t。

關鍵詞 孤東油田 油藏描述 深化與發展 油藏建模 剩餘油 效果

一、引 言

按開發階段的不同，油藏描述可劃分為開發准備階段的早期油藏描述，主體開發階段的中期油藏描述和提高採收率階段的精細油藏描述^[1～4]。

油田進入高含水期開發以後，挖潛難度越來越大，該階段的油藏描述以提高油田最終採收率為根本目的。精細油藏描述是以挖潛難度大的開發單元為研究對象，以建立精細三維地質模型為基礎，以揭示剩餘油的空間分布規律為重點，以制定挖潛剩餘油、提高採收率措施為最終目標所進行的油藏多學科的綜合研究^[3]。很顯然，精細油藏描述已不僅僅是純靜態的油藏描述，而是將精細油藏描述與剩餘油分布研究緊密地聯系在一起，是集地質、測井、數值模擬、油藏工程多學科為一體的系統工程。

精細油藏描述及剩餘油分布研究是提高高含水油田最終採收率的重點技術。通過「八五」的單項技術攻關和「九五」的推廣應用，不僅形成了對高含水、特高含水期油藏進行精細油藏描述及剩餘油分布研究的系列配套技術，而且取得了顯著的應用效果。自1995年開始，已在勝利油田進行了4期110個單元16.9×10⁸t儲量的精細油藏描述。前兩期精細油藏描述實施的新井及老井措施截止到1998年12月共增油181×10⁴t，預計增加可采儲量799×10⁴t，提高採收率1.80%。

1999年初，對前兩期精細油藏描述進行了較系統的總結，形成了精細油藏描述的系列配套技術：一是建立了適合於多種油藏類型的精細油藏描述及剩餘油分布研究的基本程序、技術和方法；二是總結出了不同類型油藏精細油藏描述及剩餘油分布研究的關鍵技術和研究側重點；三是初步形成了精細油藏描述及剩餘油分布研究的計算機自動化軟硬體系統。但其仍存在以下幾方面的差距：①基礎數據的資料庫化程度低；②雖然油藏描述的較細，但精細的技術政策界限不太明確；③靜態與動態的結合程度較低；④計算機自動化程度不夠。

本文主要以孤東油田七區西館上段精細油藏描述及剩餘油分布研究為例，介紹高含水期整裝油田精細油藏描述技術取得的深化和發展，同時為斷塊、低滲透以及稠油、海上等特殊油藏提供研究思路和技術儲備。

二、精細油藏建模技術

精細油藏建模技術是剩餘油分布研究的基礎，其研究內容可概括為建立五個模型，即地層模型、構造模型、儲集層模型、流體模型和油藏模型。下面重點介紹五項關鍵技術。

1.精細地層對比

孤東油田七區西精細地層對比，是在前人劃分對比的基礎上，針對存在的問題以及特高含水期油田開發方案調整和建立剩餘油預測模型的要求，開展的儲集層細分對比研究。根據七區西館上段河流相沉積特點，進行儲集層細分對比的原則是：以標准層控制層位，用沉積旋迴和岩相厚度法結合標志層劃分砂層組；以砂體等高程對比模式、平面相變對比模式、疊加砂體對比模式和下切砂體對比模式確定時間單元。

在整個細分對比工作中，縱向上由砂層組、小層到沉積時間單元進行逐級控制，平面上則以現代沉積學研究成果為指導，以取心井為基礎，以自然電位、微電極曲線、感應曲線為依據，參照所建立的等高程平面閉合對比模式、相變對比模式、疊加及下切對比模式，採用點、線、面相結合的對比方法，將七區西館上段4～6砂層組劃分為36個沉積時間單元，其中5²²和5³¹、6²¹和6²²、6³¹和6³²、6⁴¹和6⁴²、6⁵¹和6⁵²兩個砂體的連通率均大於40%，進一步細分對開發及剩餘油挖潛沒有實質的意義。所以，該砂層組可細分為30個沉積時間單元（表1）。

表1孤東油田七區西地層細分成果表

在前兩期精細油藏描述研究中，沒有對地層細分的初步結果結合生產動態進行進一步的合理技術界限研究，其在礦場應用的實用性相對差一些。

2.微型構造研究

砂層的微型構造是指砂層頂面或底面的起伏形態，其起伏形態與地下油水運動規律有著一定的關系，影響油水井的生產及剩餘油在平面上的分布。

通過對微構造儲存剩餘油的有效性和在有利微構造上部署加密井的可行性研究表明，微構造的尺度並不是越微越好，應具有規模有效性和經濟有效性。一個油田微構造的尺度能滿足分辨最終經濟極限井網的井與井之間在微構造中的相對位置即可。

在孤東油田七區西微構造研究中，將平均井網井距看做是拾取的微構造信息的周期，再把橫向上的解析度轉到縱向上，通過公式

勝利油區勘探開發論文集

即得到分析所需要的微構造的等間距為2m。

式中：D——微構造等間距，m；

L——平均井網井距，m；

θ——油藏地層傾角，（°）。

3.儲集層參數井間插值優選

儲集層參數空間分布規律研究的關鍵是對井間儲集層參數的分布進行准確描述。過去對於井間儲集層參數的插值往往是選取一種比較流行或比較新的方法，並且各種參數一般都用相同的方法進行插值，易造成較大的生產誤差，影響了地質建模的准確性。

在孤東油田七區西油藏描述中選取8大類17種井間插值方法，對不同儲集層參數通過井位抽稀驗證進行最佳插值的方法優選，並編製成軟體實現了計算機的自動優選。其研究思路如下：第一，採用井點數據抽稀法，對實測數據進行抽稀；第二，對未抽稀掉的井實測數據採用距離加權平均法、趨勢面分析法、克里金法、隨機建模法等等，進行井間參數擬合（網格化）；第三，對各種插值方法的估計值與抽稀井的實測值的誤差進行分析對比，同時也可以利用各種等值圖進行分析對比；第四，優選出符合油田地質特徵、沉積特徵的儲集層參數井間擬合方法；第五，利用優選出的方法對參數的空間分布進行擬合，形成網格數據和等值圖，進行參數的空間描述及用於計算儲量。

利用上述研究思路對七區西館上段4～6砂層組的有效厚度、孔隙度、泥質含量、滲透率、滲透率變異系數、粒度中值、分選系數、含油飽和度等參數進行井間插值，形成了30個沉積時間單元合計240個參數的網格數據體（表2）。

表2孤東油田七區西館上段儲集層參數最優插值方法選取表

上述研究表明，不同油藏類型、不同儲集層參數對應不同的最佳插值方法，並且各種插值方法之間的誤差較大。因此，對必須選取多種井間插值方法對井間插值進行實際驗證，以選取最佳插值方法。

4.沉積微相定量識別^[4-5]

在孤東油田七區西沉積微相研究中，根據取心井已知微相的各項參數，通過影響沉積微相參數選取、沉積微相標准化、沉積微相特徵值的計算，實現了沉積微相劃分的定量化和計算機自動化。

（1）儲集層參數選取

根據工區內取心井劃分取心層位的沉積微相，選取影響沉積微相的七種儲集層參數，即砂體厚度、孔隙度、滲透率、滲透率變異系數、粒度中值、泥質含量及分選系數。

（2）儲集層參數得分值計算

採用最大值標准化法，計算每種參數在不同微相的得分值，最大值標准化法公式：

勝利油區勘探開發論文集

或

勝利油區勘探開發論文集

式中：F_i——某種參數在某一微相中的得分值；

X_i——某種參數在某一微相中的平均值；

X_max——所有微相中本項參數的最大平均值。

（3）儲集層參數權衡系數計算

對於不同相帶，變化越明顯的參數對相帶的確定程度越大；不同相帶中變化不明顯的參數對相帶的確定程度越小。因此，可根據各項參數在不同相帶中的變化程度確定其權衡系數的大小，計算公式為：

勝利油區勘探開發論文集

式中：q_i——參數的權衡系數；

V_i——某一參數的平均值在不同微相之間的變異系數；

V_總——所有參數的變異系數之和；

σ——參數的標准偏差；

〓——不同相帶某參數的平均值。

（4）定量識別模式建立

用每種參數的得分值和權衡系數，採用加權求和的方法建立沉積微相的定量識別模式，計算出每種沉積微相的一個綜合特徵值。

根據七區西館陶組上段12口取心井取心層位中各個砂體（或時間單元）的沉積微相，可以計算得其不同沉積微相綜合特徵值的范圍，即：特徵值＞0.50為心灘或邊灘；0.35＜特徵值＜0.50為廢棄河道；0.20＜特徵值＜0.35為天然堤；0.10＜特徵值＜0.20為決口扇；特徵值＜0.10為泛濫平原。

依據新建立的油砂體資料庫和測井二次解釋成果，按照上述沉積微相定量識別模式計算每口井每一砂體綜合特徵值，採用多次定性賦值技術和EarthVision地質繪圖軟體的多文件疊合功能，實現沉積微相圖的自動繪制。

5.儲量計算

孤東油田七區西首次採用網格積分法計算其石油地質儲量。網格積分法儲量計算結果實際上是儲集層有效厚度、孔隙度、含油飽和度等參數評價結果的集中體現。

網格積分法儲量計算的流程是：①將各沉積時間單元井點有效厚度、孔隙度、含油飽和度數據進行網格估值，形成網格數據體；②利用儲量計算參數網格數據體，結合地面原油密度及體積系數選值結果，採用容積法儲量計算公式，形成地質儲量網格數據體；③利用地質儲量網格數據體，分別計算統計單砂體、沉積微相、沉積時間單元地質儲量。

三、剩餘油描述技術

1.數值模擬方法

油藏數值模擬是大規模描述剩餘油的重要方法^[3]，近年來取得重大進展，形成了不規則網格及網格自動生成、歷史擬合實時跟蹤、三維可視化、窗口及並行等十項新技術；在歷史擬合中強調步長優化等四項調參約束機制，提高了數值模擬的研究水平。研究中，地質模型縱向上細到沉積時間單元，平面上網格步長進一步細化，動態模型細到月度數據，油層物理參數細到與沉積時間單元一一對應。

根據數值模擬可以計算不同小層、不同時間單元的剩餘油飽和度、可動油飽和度、剩餘儲量豐度、剩餘可采儲量豐度、采出程度等指標，對這些結果進行綜合分析可以找出剩餘油富集區，提供挖潛措施方向。

2.流線模型方法

流線模型技術的提出和應用於20世紀90年代^[3]，是研究井間剩餘油的一種新的方法，具有允許節點多、運算速度快、研究周期短的特點。

流線模型求解的思路是：先求取流體在多孔介質中的壓力場和速度場，然後求出流體的流動軌跡即流線，最後求得任一流線在任一點的飽和度值。通過流線模型計算，可以求得井間任一點的含油飽和度、剩餘油飽和度，從而確定驅油效率、可動油飽和度、可采儲量、剩餘可采儲量等參數。

3.油藏工程計算剩餘油方法^[5～8]

根據油田開發已進入特高含水期的實際，結合礦場應用的需要，油藏工程計算選用了5種計算剩餘油的方法。

（1）水驅特徵曲線法

根據井點動態資料作水驅特徵曲線，結合井點采出狀況求出水驅儲量、剩餘可采儲量等指標。

（2）滲飽曲線法

選擇油層有代表性的相滲曲線，結合水驅特徵曲線求出生產井出口端含水飽和度，進而求得剩餘油飽和度、剩餘可動油飽和度、剩餘可采儲量等。

（3）無因次注入采出曲線法

據注入采出情況，做無因次注入采出曲線，結合注入倍數求出剩餘采出程度、剩餘可采儲量、剩餘可采儲量豐度。

（4）物質平衡法

根據物質平衡原理求得井點剩餘地質儲量、剩餘可動油飽和度、剩餘可動油地質儲量等。

（5）水線推進速度法

根據注水井的水線推進速度，求出一線油井不同層段相對水線推進速度，結合動態監測資料研究層段水淹狀況。

油藏工程計算方法最大特點是數據文件要求相對簡單，可操作性強，適用於礦場人員進行計算分析。孤東油田七區西精細油藏描述將5種方法綜合起來編製成軟體系統，進行動態分析和剩餘油研究。隨著軟體系統的推廣應用和不斷完善，將大大提高工作效率和對剩餘油分布規律的認識程度。

4.水淹層測井解釋方法

開發過程中的水淹層測井資料可解釋剩餘油飽和度、殘余油飽和度、含水率和剩餘有效厚度等，是研究油水運動狀況、儲集層動用狀況及剩餘油分布狀況的重要手段。常規的測井方法如電阻率測井、自然電位測井、聲波時差測井、放射性測井等原則上都可用於水淹層測井解釋剩餘油，但這些方法受地層水礦化度的影響較大，而水淹層地層水電阻率已是注入水與地層水的混合電阻率，其大小取決於兩種水混合的程度。因此，求准地層混合液的電阻率是水淹層測井解釋的關鍵。

水淹層測井解釋提供的儲集層參數模型，是進行精細數值模擬的關鍵和基礎，其層內每米8個點的測井解釋可以細致地分析層內剩餘油分布情況。

5.動態監測方法

主要包括生產動態分析、測試資料分析和檢查井分析三種方法。利用動態監測方法綜合分析各套層系、各個小層在平面、層間、層內井點的水淹狀況及剩餘油分布特徵，其結果可用來分析和約束數值模擬、流線模型及其他方法的研究。

（1）生產動態分析

主要分析生產井生產指標、單采井生產指標、歷年新井生產狀況及指標、歷年補孔改層井指標，計算層系、井排、小層等的累積采出和注入量，研究油層水淹狀況和剩餘油分布特點。

（2）測試資料分析

分析C/O、同位素測井、產液剖面、吸水剖面等礦場測試資料，分析計算層間層內各項水驅指標，總結剩餘油分布特點。

（3）密閉取心井分析

密閉取心井是用來檢查注水開發油田油層水淹特徵和剩餘油分布規律的比較可靠的方法，它以井點剩餘油研究為主，主要描述井點層間、層內的剩餘油分布，同時也可依據岩電關系進行平面剩餘油分布規律研究，但受檢查井數量的影響，往往被用來分析和約束數值模擬、水淹層解釋、油藏工程綜合研究的結果。

四、油藏描述計算機應用技術

1.建立基礎資料庫，編制資料庫轉換程序

孤東油田七區西精細油藏描述基本實現了數據管理計算機化，共建5個靜態資料庫，即小層資料庫、井位坐標資料庫、儲集層參數資料庫、斷層參數庫、沉積參數資料庫；12個動態資料庫，即綜合開發資料庫、油井資料庫、水井資料庫、射孔資料庫、分層注水資料庫、生產層位資料庫、壓力資料庫、封堵資料庫、相滲曲線資料庫、取芯井資料庫、原油物性資料庫、天然氣資料庫；並編制3個資料庫轉換程序，即開發數據轉換程序、油井單井數據轉換程序和水井單井數據轉換程序。

2.開發Earth Vision地質建模軟體，實現地質成果圖件編制的計算機化

在七區西精細油藏描述研究中，對Earth Vision地質建模軟體進行了較為全面的開發和應用，不僅為數值模擬提供了靜態模型數據體，還利用工作站繪制了小層平面圖、微構造等值圖、沉積微相平面圖、油藏剖面圖等基本地質圖件。

3.新編制動態分析輔助程序

在對開發狀況及水淹狀況進行分析時，為了提高工作效率，編制了3組6個動態分析輔助程序，主要包括動液面分級程序及等值線作圖程序、泵效分級程序及等值線作圖程序、含水分級程序及等值線作圖程序。因而，可以對任意時期的動液面、泵效、含水數據進行不同范圍內的自動統計分級，並形成電子表格；也可以繪制任意時期的動液面、泵效、含水的彩色等值線圖。

4.編制井間插值方法優選程序及儲量計算程序

在測井精細解釋研究中，編制了井間插值方法優選程序，實現了從井點數據的輸入、井間抽稀、插值方法的選取、誤差分析到形成網格數據體和等值線圖的計算機自動化。

在儲量計算中，新編的網格積分法儲量計算程序，能夠精確地計算每個網格數據體的地質儲量，並能分沉積相帶、時間單元和小層進行儲量的計算和評價。

5.採用5種油藏工程方法編制計算剩餘油的軟體

該軟體系統包括數據處理、無因次注入采出法、驅替特徵曲線法、物質平衡法、滲飽曲線法、水線推進速度法6個主菜單5種計算方法。該系統中5種方法既獨立又相互聯系，可單獨計算也可全部計算。可提供層系、井區或井點的剩餘地質儲量、剩餘油飽和度、剩餘可采儲量等指標。

6.完善了井點與井間剩餘油分布研究軟體系統

井點與井間剩餘油分布研究軟體系統包括參數准備、井點剩餘油解釋、井間剩餘油解釋、剩餘油描述、圖形管理等5項主菜單。可以研究井點原始含油飽和度、殘余油飽和度井點和井間剩餘油飽和度，用含水率、剩餘油飽和度、可動油飽和度、剩餘儲量豐度、驅油效率等多種參數來反映剩餘油在空間的分布規律。

該軟體能夠根據油藏含油麵積的大小和研究要求，建立所需的網格系統。在網格系統的基礎上，確定井位、斷層邊界及各項地質參數分布圖，建立地質模型。並能根據井點成果、基礎資料庫，自動插值形成各種參數網格圖和分布圖。

五、孤東油田七區西精細油藏描述的應用效果

1.措施潛力

在七區西精細油藏描述的基礎上，共提出新井措施6口，提出補孔改層、卡封、下大泵、扶躺井、堵水調剖等老井措施330井次，合計實施措施336井次，預計可提高採收率2.67%，增加可采儲量154.8×10⁴t（表3）。

表3綜合分析潛力分類表

2.礦場應用效果

在孤東油田七區西精細油藏描述研究中，利用中間研究成果提出的部分措施已取得顯著效果。

從1999年開始，截止到2000年12月，該區共打新井10口；完成補孔改層井79口、堵水油井26口、下大泵井49口等老井措施共154井次。10口新井投產初期平均單井日產油6.14t，綜合含水90.75%；截止到2000年12月，累計增油9088t。154井次的老井措施取得了顯著效果，截止到2000年12月，措施後比措施前平均增油518t/d，綜合含水降低3.1%，累計增油73074t。

部分單井措施效果顯著。如，原生產6¹小層，後在井網不完善、剩餘油飽和度和剩餘儲量豐度均較高的4³小層補孔生產的GDS2井，獲得了單井日產油60t，綜合含水61.7%的良好效果；原生產5²⁺³小層，後在斷層附近、剩餘油飽和度和剩餘儲量豐度均較高的6²小層補孔生產的7-23-2306井，也獲得了單井日產油44.7t，綜合含水僅33%的好效果。這對於綜合含水高達96.7%，單井日產油只有4.9t的特高含水油田實屬不易。另外，補孔未動用的4¹²小層進行生產的7-31-306井、補孔井網不完善的4⁴¹小層進行生產的7-33-2286井也分別取得了單井日產油40t和21.3t、綜合含水僅51.1%和59.2%的好效果。

由此可見，只要查清其地質情況，掌握剩餘油分布，特高含水期的老油田也是有潛力可挖的。

六、結論

通過對孤東油田七區西的研究，精細油藏描述技術取得了較大的深化與發展。提高了精細油藏描述的水平，使研究成果與礦場應用更為貼近、實用。實施後取得良好效果。

但精細油藏描述技術的計算機一體化、流程化還有待進一步攻關。在統一的工作平台上實現數據採集、管理、地質三維建摸、數值模擬到油藏工程綜合分析的計算機一體化、動靜態參數的網格數據體化和跟蹤分析自動化，是今後的發展方向。

主要參考文獻

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[7]郎兆新.油藏工程基礎.東營：石油大學出版社，1991.

[8]C R史密斯等編.岳清山等譯.實用油藏工程.北京：石油工業出版社，1995.

⑷ 研究方法

大慶油田剩餘油研究主要採用精細地質研究、岩心分析、測井等方法。精細地質研究的重點是：在垂向上將油層細分成單層，在平面上細分出沉積微相，詳細解剖單砂體內部結構、構造、沉積韻律，微幅度構造及小斷層，尋找出與斷層切割有關的剩餘油。因此，精細地質研究的重點是影響油水分布的油層宏觀非均質性及其構造因素等。其關鍵是確定井間砂體的邊界位置及各砂體之間的連通關系，預測砂體內部的結構、構造及物性參數變化。通過對岩心的觀察、實驗分析，不僅可以取得其他方面的一些資料，還可以真實地了解油層水淹規律，認識和掌握在不同開發階段、不同含水階段油層水淹特徵，搞清剩餘油分布。注水開發的油田，對水淹層的確定，除依據極少量取心井對岩心觀察分析實驗外，主要參考測井對水淹層的解釋。

1.精細地質研究

（1）垂向上將油層細分成單層

以往沉積相研究重點是由河道砂體形成的厚油層。所劃分的沉積單元是單一河道或單一三角洲的沉積旋迴，而在每期河流或三角洲的沉積過程中，由於河流的多次決口泛濫或周期性洪水事禪亂件，在河間和三角洲前緣地區形成了復雜的多期砂體疊加沉積。現在調整挖潛的對象重點轉向了低滲透薄油層，精細地質研究中必須將薄互層在垂向上細分出單層。這種單層既是在一定范圍內可以追溯對比的同一沉積成因單元，也是相對獨立的油水流動單元。

（2）平面上細分出沉積微相

在以往細分沉積相研究中，只劃分出了河道砂、河間薄層砂、前緣席狀砂等沉積類型。根據油田調整挖潛的需要以及對砂體成因認識的不斷加深，需要在原來的基礎上進舉襲行一步細分沉積微相。將河道砂細分為主河道砂、廢棄河道砂（或牛軛湖）、決口河道砂等微相類型，並確定出河道的類型。將河間薄層砂細分出天然堤、決口扇、泛濫薄層砂等微相類型。將三角洲前緣相細分出水下河道、河口壩、水下決口扇、水下天然堤、席狀砂等微相類型。根據不同的沉積微相預測砂體的幾何形態及其組合特徵。

（3）詳細解剖出單砂體的內部結構、構造

不同沉積成因的單砂體，其內部結構、構造和非均質特徵有所不同。在油田注水開發中，砂體內部結構及由各種沉積界面所形成的薄夾層，影響著油層的動用狀況和剩餘油分布。根據單砂體的成因類型，確定單砂體內部薄夾層的分布模式、延伸方向、規模大小、分布密度等是精細地質研究的重要內容。並且要推測出砂體厚度和滲透率的分布規律，預測性地進行井間油層參數的插值，建立起各類油層的精細地質模型。

（4）研究沉積韻律

沉積韻律是指在沉積過程中岩性由粗到細或由細到粗的順序在地層縱向剖面上重復出現的組合。

大慶油田一般出現三種類型沉積韻律。即正韻律（自下而上由粗變細的規律）、反韻律（自下而上由細變粗的規律）、復合韻律（即細—粗—細或粗—細—粗的韻律）。由於沉積韻律不同，油層水淹規律也不一樣，如正韻律油層，水驅過程中，油層底部水淹嚴重，則剩餘油往往分布在油層上部；反韻律油層，水驅過程中注入水首先沿著油層上部較高滲透段向前推進，同時在重力的作用下，使注入水進入下部低滲透段，相對水淹較均勻。要搞清沉積韻律，首先必須詳細觀察岩心，再對照測井曲線判斷。

（5）研究微幅度構造

為了認清地下單砂體的埋藏狀況，必須繪制單砂層的微幅度構造圖。油藏的整體構造形態受大地構造運動和區域應力場的控制。但由於局部地區受小范圍古地形地貌及差異壓實作用的影響，不同層位的單砂層還會形成局部的微幅度起伏。這種微構造對注入水的分布也有一定控製作用，尤其是對大面積分布的厚油層。因此，必須以較密集的等值線（間距應小於5m）繪制出單砂層頂界或底界的等深圖，才能顯示出微構造形態。

（6）識別出小斷距斷層

利用密井網資料提高識別和組合斷層的精度，也是精細地質研究中的一項內容。對於低滲透薄油層，幾米斷距的小斷層也會影響其連續性，阻擋油水的流動，在斷層附近形成剩餘油富集部位。因此，必須把油層部分2～10m斷距的小斷層識別出來，並利用密井網資料合理地進行斷層組合，確定出小斷層的走向和傾向，分析小斷層對油田注水開發的影響，尋找出與斷層切割有關的剩餘油分布。

2.用岩心研究剩餘油分布

在高含水後期鑽取心檢查井（包括密閉取心），了解不同類正嘩型油層水淹狀況，取得油水飽和度資料，研究剩餘油分布特徵。

（1）用岩心資料判斷水淹層和確定驅油效率的方法

油田注水開采過程中，隨著注入水不斷地注到油層中，儲油層孔隙內油、水飽和度也隨之變化。在單一油層內受到注入水驅替部分叫水洗；未受到注入水驅替仍保持原始含油、含水飽和度的狀況稱未水洗。水洗後的油層在岩性、含油性、物性等很多指標發生明顯變化，這些變化特徵是密閉取心檢查井判斷是否被水洗的指標，或稱水洗指標。評價油層水洗程度一般用水洗級別、油層水淹厚度、水淹厚度百分比及驅油效率等參數表示，它是表明油層開采效果的綜合指標。

在判斷油層水淹過程中，是以單塊岩樣的水洗為基礎，以各項水洗指標變化進行綜合判斷分析，僅用一、二項指標是不可靠的。在各項指標中，應以含水飽和度的變化為主。目前已應用數理統計方法進行油層水洗圖版的研究，從而提高了判斷精度。

大慶油田目前單塊岩樣判斷水洗的方法是根據水洗後岩性、含油性及物性變化為主要特徵，其主要指標有：水洗岩心的岩性特徵，目前含水飽和度，氯化鹽含量等。

用上述主要指標確定岩樣水洗時，也可以配合岩石潤濕性測定結果及地球物理解釋成果等。同時，也要考慮油田實際注水系統，油層連通狀況，開采動態等資料綜合分析，從而作出正確的結論。

（2）用岩心研究油層見水規律

對水洗岩心觀察可以發現，同一油層的不同部位的岩心水洗程度差別很大，這是由於岩石的非均質性造成的。岩石的顆粒大小和均勻程度，層理發育程度，薄夾層及含有物的多少，都直接影響水洗效果。如顆粒粗而均勻的岩石，滲透率就高，水洗程度就好；層理越發育的層段，水洗越不均勻；薄夾層和泥礫、鈣礫發育的部位滲透性差，水洗效果就差。通過大量的密閉取心井岩心水淹實際資料得知，油層非均質類型不同，其水洗厚度、強水洗增長趨勢不同，開發效果差別很大。如正韻律油層在水驅開采過程中，層內矛盾突出，底部水洗嚴重，水洗厚度小，強水洗段出現得早，強水洗厚度小，強水洗段平均驅油效率高。整個油層水洗厚度、強水洗厚度隨注水倍數的提高增長緩慢。水洗特徵是：注入水首先沿著底部高滲透段向前突進，由於重力的作用、油水粘性竄流及偏親油油層的毛管力作用使其突進速度加劇，起到了不利於水洗波及體積擴大的作用，致使正韻律油層底部水洗嚴重，水洗波及體積減小，層內動用狀況很不均勻。在開采中，主要是底部發揮作用，隨著油井見水，正韻律油層底部耗水量迅速增加，很快造成底部含水飽和度並出現強水洗段。

由於注入水沿底部高滲透層沖刷，使正韻律底部強水洗段岩性、物性發生變化。室內實驗研究和檢查井岩心分析資料表明，由低礦化度的注入水對油層岩石顆粒間及其表面的粘土類、鹽類膠結物及附著物的機械沖刷破碎，水解稀釋等物理的、化學的改造作用增強。同時受到注入水大倍數沖刷後的強水洗岩心，岩石氯化鹽含量一般要降低50%～80%，孔隙半徑（主要是溝通孔隙的喉道半徑）約增大1倍左右，空氣滲透率由於孔喉迂曲率的改變也將增大，岩石原來的孔喉關系也會發生改變，主要表現為壓汞退出毛管壓力曲線左移，即水銀退出效率降低。

同時岩石表面潤濕性隨著含水飽和度的提高，由偏親油向偏親水方向轉化。

所有這些變化從微觀上提高了強水洗段的水驅油效率，加劇了正韻律油層的層內矛盾，不利於縱向上、平面上的水洗厚度的提高和水洗波及體積的擴大，使底部強水洗段滲透阻力越來越小而成為注入水的暢流通道，即注入水順著強水洗段被大量采出。

在油層頂部驅油效率較低，從而形成剩餘油的分布。

3.應用地球物理測井方法研究剩餘油分布

目前，大慶油田水淹層測井解釋主要是沿用常規水淹層解釋方法。C/O能譜測井與多井評價聯合確定區塊剩餘油飽和度分布取得初步成果。

90年代末，大慶油田針對目前剩餘油飽和度分布描述存在的周期長、精度差、成本高、易污染等問題，開展了利用碳氧比能譜測井資料、多井評價與三維精細地質建模相聯合尋找區塊剩餘油富集區並確定剩餘油飽和度分布的研究工作。這是一項最經濟、很有效的方法，其特點是可以獲得儲集層目前剩餘油飽和度分布。

利用該方法，1999年對大慶第五採油廠杏13區剩餘油飽和度分布描述進行了探索性研究工作，並見到了初步效果：①多井解釋為區塊地質分析提供了基礎；②可分析出井間砂體分布、連通狀況，從注水井杏13—11—234井為中心與8口生產井之間的剖面圖看出注水井位於低孔隙帶，是較理想的注水井；③利用碳氧比能譜測井與多井評價聯合預測出了該區塊的剩餘油分布，給出了可動油分布預測圖，從所編繪的圖件看出杏13—丁2—檢P336井附近可動油飽和度較高，與第五採油廠精細地質研究結果基本一致。此項工作表明，碳氧比能譜測井與多井評價聯合不僅能描述區塊剩餘油飽和度的分布，還可進一步研究區塊可動油的分布，這對油田注采方案設計及三次加密調整具有重要指導意義。

4.用其他多種方法研究剩餘油分布

研究剩餘油分布除主要依靠上述一些方法外，還可利用准確的分層測試資料搞清各井點的油水及壓力狀況，自噴油井常用渦輪測試、「204」測試及找水測試測出出油剖面，而抽油井可採用氣舉找水等錄取分層資料。

另外，對於未劃儲油層的含油狀況，可參考熒光測試結果確定含油程度。

總之，油層內油、氣、水交錯滲流，要搞清油、水分布是一件非常復雜的工作，必須通過各種手段和途徑，在積累豐富的油田地質、開發動態資料的基礎上，應用多種方法進行綜合分析判斷，才能比較清楚地搞清油層內剩餘油的分布。

⑸ 石油工程專業 上前線 所需具體知識 聽說在學校學的最多用的到5%

1、要看你在學校好好學習了嗎？要是沒學好，有可能。
2、剛到現場確實好多東知仔西不會，實際的東西在學校接觸很少。這是你甚至不如一個幹了幾年的工人。學的東西沒有能用的上的，可能連5%都沒有。
3、多看，多問，特別是你不懂得問題，一定要問清楚（注意：盡量問技術人員或帶班幹部，因為他們會給你比較正確的答案，有時你問工人不會得到系統的答案，還有可能在職工中留下大學生啥也不會的印象，對你今後的工作不利）
4、問了後回來找出你的課本（如果你還存著），沒有就找技術人員借個手冊啊、技術讀本什麼磨蔽的，找到有關章節搞懂他。
5、多看、多干，乾的越多，你會發現你懂得越少，於是你就會多問、多學。
6、完成了這個階段你勉強可以讓人說，像個大學生了。
要成為真正的行業技術幹部你還需要系統的學習行業知識，最好能參加個什麼專業培訓，再結合實際努力工作，你就勉強可以走上技瞎猛州術崗位了。這是你會經常出錯，甚至發現自己很多工作都不會干，那就看書，請教、實踐，再學習。
這樣你會進步很快。這時你發現你在學校學的知識以用了100%了，可是還是不夠用，在你工作中可能只有5%。大學應該學習的是掌握知識的方法，這也是你比沒有上過大學的人進步快的原因。

⑹ 什麼叫加密井

加密井就是在原來井網基礎上，根據地下剩讓梁模余油區或老井網布坦緩置下形成的死油區情況，重新加密井網，把剩餘油區或死油區里渣殲的油盡可能多的采出來！為此而布的井就是加密井

⑺ 剩餘油基本概況

1. 剩餘油概念

在剩餘油研究之前，首先要明確什麼是剩餘油。一般地講，在可采儲量中未采出的那一部分原油，籠統地稱為剩餘油。嚴格地講，注水開發後地下的剩餘油應該包括兩部分，即剩留油和殘余油。

剩留油是指由於波及系數低，注入水尚未波及的區域內所剩留下來的原油，即局部死油區內的油。例如，構造高部位注入水未波及的油層；河道邊部低滲透層內的剩餘油；井間未被鑽遇到的透鏡狀砂體中的原油；局部不滲透遮擋 （如正斷層、逆掩斷層、逆牽引斷層等） 處的原油等。這部分油在宏觀上是連續分布的，其形成與油藏平面和縱向的宏觀非均質性、注采井網的布置以及注入沒臘劑的流度等有關，因此常採用調整注采井網系統、增打加密井、調整注入工作液的流度等辦法擴大波及體積來挖潛。

殘余油是指注入水在波及區內或孔道內已驅過區域仍然殘留的、未能被驅走的原油。例如，毛細管力束縛的殘余油，它殘留在工作劑通過的地帶，而在細小的孔隙中完全被毛細管力束縛的油；或由於壓力梯度小，油不流動；或岩石表面的薄膜油等。這類油的分布是微觀的，且大多不連續，因此通常採用表面活性劑驅、微生物採油等清洗孔道中被捕集的油滴或顆粒表面上的油膜來提高驅油效率，改善開發效果。

2. 剩餘油分布特徵

研究剩餘油分布是油田開發後期的中心工作，是搞好井網調整、注采調整及增產挖潛的基礎。

美國有關專家認為：在已注水開發的油田中，估計有77％的剩餘油殘留在注入水未波及的油層中。前蘇聯專家認為水驅開發油田特高含水期剩餘油分布有6種形式：(1)滯留帶中的剩餘油，形成於壓力梯度小，原油不流動的油層部位；(2)毛細管力束縛的殘余油，即原油殘留在注入水通過的地帶，細小的孔隙完全被毛細管力束縛的殘余油所充滿；(3)以薄膜狀存在於岩石表面上的殘余油 （薄膜油）；(4)低滲透層和注入水繞過帶中的剩餘油；(5)未被開發鑽探到的透鏡體中的剩餘油；(6)局部不滲透層遮擋 （微斷層、隔擋層） 造成的剩餘油。

需要說明的是：這種劃分方法中的(2)和(3)類為殘余油，對於水驅開采來說是不可動用的，只有用三次採油方法提高驅油效率，才能采出這部分殘余油。而其他幾種類型，則可以通過各種調整方法和生產措施加以動用。

在國內，大慶油田綜合運用各種動、靜態資料深入開差晌展了特高含水期剩餘油分布研究，劃分出10種類型的剩餘油分布區。(1)井網控制不住型：主要是在原井網雖然鑽遇但未射孔，或是原井網未鑽遇而新加密井鑽遇的油層中的剩餘油；(2)成片分布差油層型：油層薄、物性差，雖然分布面積較大，但動用差或不動用而形成成片分布的剩餘油；(3)注采不完善型：原井網雖然有井點鑽遇，但由於隔層、固井質量等方面的原因不能射孔，造成有注無采、有采無注或無采無注而形成的剩餘油；(4)二線受效型：新加密井鑽在原採油井的二線位置，因原採油井截流而形成的剩餘油；(5)單向受效型：只有一個注水受效方向而另一個方向油層尖滅或油層變差，或者是鑽遇油層但未射孔，形成剩餘油；(6)滯留區型：主要分布在相鄰兩三口油井或注水井之間，在厚層或薄層中都佔有一定的比例，但分布面積相對較小；(7)層間干擾型：存在於縱向上物性相對較差的油層中，在原井網條件下雖然已經射孔，注采關系也相對比較完善，但由於這類油層的物性比同時射孔的其他油層物性差很多，因而不吸水、不出油，造成油層不動用，形成剩餘油；(8)層內未水淹型：存在於厚油層中，由於儲層內的非均質性，一般底部水淹嚴重，如果層內有穩定的夾層，其頂部未被水驅部分存在剩餘油；(9)隔層損失型：在原井網射孔時，考慮當時的工藝水平，為防止竄槽，作為隔層使用而未射孔的層內分布的剩餘油；(10)斷層遮擋處的剩餘油。

韓大匡 （1995） 根據國內現有各種分析，認為高含水後期剩餘油的分布主要有以下幾種類虛察鋒型：(1)不規則大型砂體的邊角地區，或砂體被各種泥質遮擋物分割所形成的滯油區；(2)岩性變化劇烈，主砂體己大面積水淹，其周圍呈鑲邊或搭橋形態存在的差儲層或表外層；(3)現有井網控制不住的砂體；(4)斷層附近井網難以控制的部位；(5)斷塊的高部位，微構造起伏的高部位以及切疊型油層的上部砂體；(6)井間的分流線部位；(7)正韻律厚層的上部；(8)注采系統不完善，如有注無采，有采無注或單向受效等而遺留的剩餘油。

一般認為在宏觀上剩餘油主要分布在注入水未波及或波及程度比較低的部位，在微觀上主要由於驅油效率低而遺留的剩餘油，剩餘油的形成與分布主要受沉積相、構造、儲層非均質性以及井網條件控制。

平面上，剩餘油飽和度大於50％的地區主要集中在斷層附近、構造高部位以及復雜斷塊區；遠離注水井的地區剩餘油多，注水井附近少；沿河道主流線方向水淹程度高，剩餘油分布少；若油層零星分布時，有效厚度較小和砂體尖滅附近剩餘油較為富集；岩性、物性劇烈變化部位的有效厚度零線附近及油藏邊界附近，油層厚度小，井網未控制，剩餘油飽和度高。剩餘油平面分布形態多為孤島狀或窄條帶狀。

層間剩餘油主要分布在儲層物性差，儲量豐度小的流動單元中。

在層內，不同沉積韻律的油層在開發過程中，會出現不同的剩餘油分布形式：(1)對於正韻律油層，由於注入水沿底部突進快，因此，上部水淹差，剩餘油分布多；(2)對於反韻律油層，注入水則首先沿頂部推進，加之重力和毛細管力的作用，水驅厚度逐漸增大，下部中、低滲透層逐步受到水驅，造成縱向上水線推進比較均勻，水洗厚度大，因此反韻律油層上的油井具有產量高、遞減慢、含水上升速度小的特點，一般進入高含水期後，剩餘油分布少；(3)對復合韻律油層，油層內剩餘油相對富集部位一般為厚油層滲透率較差的部位、水驅效果差的薄油層以及部分均質油層的上部。

3. 影響剩餘油分布的因素

影響剩餘油分布的因素很多，通常劃分為兩類：地質因素和開發因素。地質因素主要包括：儲層非均質性、構造、斷層等；開發因素主要包括：注采系統的完善程度、注采關系、井網形式、生產動態等。

受地質因素影響的剩餘油富集區主要涉及油層自身和構造兩方面：斷層及油層邊角地帶的滯留區；構造高部位及正向微型構造區；油層非均質性嚴重的部位，剩餘油多；油層厚度大，內部夾層發育，往往造成多段水淹，局部層段富集剩餘油；油層物性差，往往剩餘油多。由於地質因素在開發過程的短暫時間內不會發生變化或變化甚微，受人為影響小，成為影響剩餘油分布的主要因素。據此部署的加密井，常能保持高產穩產。

在所有的開發因素中，最重要的就是注采系統的完善程度以及它和地質因素的處理關系。不穩定砂體分布、小砂體或井網控製程度低都可能導致注采系統的不完善 （沒有生產井或沒有注入井），從而形成剩餘油。注采關系也是影響剩餘油分布的一個主要因素。在主流線上的儲層發生嚴重水淹，而在非主流線上的儲層則水淹程度較輕。當地層性質不發生變化時，水驅井網也對剩餘油的分布起著很大的影響。生產動態油水井產液與吸水能力，影響其周圍井區油層的儲量動用狀況。油水井產液與吸水能力差意味著其周圍油層儲量動用狀況差，剩餘油多。

⑻ 小集油田高含水後期油藏特徵描述

王賀林倪天祿

【摘要】小集油田已到高含水開發後期。本文利用靜態資料，從微構造、儲層的亞相、非均質性拆尺沖進行了綜合評價，並對在開發過程中的儲層變化特徵、儲量動用特徵、剩餘油分布規律作了具體的描述。

【關鍵詞】小集油田高含水油藏描述

小集油田位於黃驊坳陷南區小集斷裂構造帶上，經過20多年的勘探開發，日產水平達到751噸，綜合含水高達84.56%，目前已到了高含水後期。因此，加強後期油藏特徵分析，對於提高採收率，實現開發高水平具有重要意義。

一、地質概況

小集油田主要含油層位為老第三系孔店組一段的棗-Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ油組，油藏埋深在2667.0～3238.4m，含油麵積6.9km²，地層厚度為200～550m，為砂泥岩互層，正旋迴沉積。

該油田油藏屬鼻狀構造，被四條近東西斷層切割成四個較大的斷塊，內部又被次一級斷層切割為多個小塊，形成多斷塊復雜的斷鼻構造油藏（見圖1）。

油藏內原油性質較差，地面原油密度0.865～0.899g/cm³，平均密度0.882g/cm³，地面粘度80℃時8.03～454.4mPa·s，地下粘度為2.2～5.8mPa·s，飽和壓力10.2～13.9MPa，地層壓力24.5～34.99MPa，含蠟14.83%～28.43%，凝固點34℃～42℃。

二、儲層地質特徵描述

小集油田孔一段地層為一套半乾旱氣候條件下的河流沖積扇沉積，棗-Ⅳ～棗-Ⅲ油組為一套辮狀河沉積，棗-Ⅱ油組為水動力逐漸衰退，為膏鹽沉積。

1.小集油田沉積相的劃分

小集油藏孔一段地層為一套半乾旱氣候條件下的河流沖積扇沉積，棗-Ⅳ～棗-Ⅲ油組為一套辮狀河沉積，棗-Ⅱ油組為水動力逐漸衰退，為膏鹽沉積。

（1）電測曲線形態

河流從發育到消亡的沉積過程作為一個時間單位，沉積物在縱剖面上的反映，自下而上是由粗到細的正韻律沉積。其在電測曲線（微電極曲線、自然電位曲線）上的表現見圖2。

①主河道：為高、中幅箱型-鍾型復合曲線，曲線微齒化，齒中線近於平行，底部為突變接觸，反映出河道的侵蝕沖刷作用。

圖1小集油藏斷層及斷塊劃分圖

圖2小集油藏棗-Ⅱ、Ⅲ油組電測曲線類型圖

②分支河道：為一些指形組成梳狀曲線，中幅、齒中線相互平行。反映砂泥互層、洪水能量較主河道要弱一些、河道的改遷比較快的特點。因此，單層厚度薄。

③河間灘：電測曲線無規律性，有正向鍾型曲線，也有反向漏斗型的曲線，多為單指或齒形曲線。

④河漫灘、泛濫平原：曲線為一些低幅的齒形及平直段，反映了弱水沉積或靜水環境。剖面以泥岩為主，夾一些粉細砂質薄層。

（2）沉積亞相帶的劃分

河流相沉積確定後，結合油藏開發的具體情況，將井的岩心資料與電測資料相結合，建立岩電關系，進行單井相分析。根據每個時間單元的砂層厚度、滲透率、真電阻率等的大小及電測曲線形狀的變化，在平面上劃分了四個亞相帶（見圖3）。

圖3小集油藏棗-Ⅱ、Ⅲ組沉積相厚度空間分布圖

①河道沉積亞相。主要為厚層砂岩，底部以沖刷面與下伏泥岩地層呈突變接觸，沖刷面困薯明顯，沖刷面上有泥礫、砂礫及少量礫石等滯留沉積，呈透鏡狀產生，再往上沉積了中砂岩、細砂岩、粉砂岩，逐漸過渡到泥岩，砂層中部有斜層理或交錯層理，向上為爬升層理和波狀層理。小集油藏每個時間單元的河道亞相沉積厚度一般2～8m左右，其中分支河道沉積1.8～6m，平均3m左右，棗-Ⅱ油組2小層2、3沙體，棗-Ⅲ油組零小層1、2、3沙體，2小層3沙體屬這種類型。主河道沙體沉積7～8m，最厚達10m左右，棗-Ⅲ油組1小層1、2、3沙體，2小層1、2沙體屬這種類型，電性特徵為鍾型-箱型復合曲線。

一個完整的河道沙體時間單元，是由頂面高程比較接近（即沉積時間略有先後）的若干個小的時間單元（側積體）在垂向上疊加的。在剖面上多是頂平底凸，在側向上相互連通，彼此連接組成一個寬度可達2000m以上的寬沙體，它們在平面上呈彎曲的「條帶狀」分布，條帶有寬有窄。造成寬窄不同的原因是側向連接的側積體在各處沉積的個數多少不一所致。

②堤岸沉積亞相。洪水期河水漫越河岸，當河水變淺，流速降低，懸移物質在岸邊沉積下來，形成天然堤，在河床的兩側呈彎曲的條帶狀斷續分布。邊緣沉積沙體多為薄層（小於3m）的粉-細砂岩、粉砂岩、泥質粉砂岩及粉砂質泥岩旅殲互層。

③河間灘亞相。它位於河道中間，是平原相沉積的局部地貌高地或前期河流在游盪遷移過程中，堆積形成的河道沙壩由洪水攜帶大量物質繞其灘壩合並時，側向堆積而成的。在高洪水期也可淹沒在水下接受沉積。在沖面上為砂、泥岩薄互層，電測曲線為低幅度齒形。

④泛濫平原（包括河漫灘）亞相。泛濫平原沉積以褐色及紅色泥岩為主，夾少量灰綠色泥岩，無層理。上部有植物碎屑及生物擾動現象，泥岩中夾少量的粉細砂岩薄層，有小型斜層理及波動層理，反映當時是在半乾旱氣候條件下，洪積能量開始衰退，水動力條件極微弱，甚至相對停滯，有濃縮現象，沉積物供應不充分的淺水環境沉積。自然電位曲線是一些低幅度的齒形曲線和平直段。

2.沙體沉積類型與分布特點

小集油藏老第三系孔一段屬於扇中亞相的河流沉積類型，其中棗-Ⅳ～棗-Ⅲ油層組為辮狀河沉積，棗-Ⅱ油組為泛濫平原沉積。

（1）辮狀河道沙體

辮狀河沉積在全區均有分布，占整個沙體的80%以上，是儲油層的主力沙體。

辮狀河由於坡降大，水動力條件較強，季節性的洪水攜帶大量的物質，搬運速度較快，河道被充填，沉積物粒度較粗，岩塊含量較高，分選較差。隨著水沉和水流速度的同時減小，攜帶來的物質迅速地沉積下來，使淺的支流河道很快被充填，然後向旁側遷移，彼此相互疊加和切割，形成了分布廣泛的河道沙體，這類沙體鏡下觀察：顆粒清晰，孔隙發育（表1），有效孔隙度15.2%～16.6%，空氣滲透率0.04～0.159μm²。

（2）河間沙體

它與河道沙體伴生，平面上呈長條形零星分布於河道中，岩性為泥質砂岩、粉砂岩和細砂岩，砂岩厚度比河道沙體要薄，平均有效孔隙度16%～17.2%，空氣滲透率0.043～0.102μm²，是該區重要的儲油沙體。

（3）河漫（泛濫平原）沙體

表1各亞相帶儲層物性數據表

這類沙體在棗-Ⅲ油層組頂部和棗-Ⅱ油層組沉積單元中比較發育，岩性為粉砂岩及泥質粉砂岩，物性較差，有效孔隙度10.1%～13.1%，空氣滲透率0.002～0.021μm²，電鏡掃描多為顆粒不清、孔隙不發育。

（4）沙體形態（圖4、圖5）

棗-Ⅲ₂～Ⅲ₃沙層組的沙體在平面上的分布呈條帶狀，忽寬忽窄，即呈串珠狀分布，發育了良好的「點壩」沙沉積，沙體剖面不對稱。棗-Ⅲ₁～Ⅲ₂砂層組的沙體是寬條帶分布，河道兩側沖刷和沉積作用大體相當，在河道沙體中有局部地區變薄，岩性變細，呈砂泥岩交互，是河床局部凸起背景上的一種心灘沉積，沙體剖面接近對稱。

（5）沙體沉積分布特點

剖面上的微相必然在平面上相應地表現出來，其特點如下：

①棗-Ⅱ₁油層組主要是泛濫平原沉積，其中有幾處低窪處稱為泛濫盆地，電性曲線為低幅度齒形和平直曲線。

②棗-Ⅱ₂～Ⅲ₃油層組都發育於河道，河流水系的方向來自東北部，在棗-Ⅲ₀和棗-Ⅲ₃沉積期間，北部也有一股水系，與東北方向的水流匯合，使其往南河道變寬，棗-Ⅲ₃沉積時是河流發展期，水系發育，河道寬展，往上逐漸變弱，到棗-Ⅱ₁油層組時全部廢棄，被洪泛平原代替。

③河道在上遊方向河道形態較窄，寬為2.1km，下遊河道形態變寬，最大可達5km，增寬一倍多。

④不同時間單元內，其河間灘的數目和位置是不同的，說明河道的分岔和合並是頻繁的，河間灘的走向與水流方向一致，反映河道沉積時的高部位一方面使水流分向；同時，水流對它有沖刷作用，當水流程度相對變弱時，灘的側翼沉積河流帶來的物質，使河間灘加大為長條形。

3.儲層非均質性

（1）層內夾層層數多、穩定性差

夾層是指單個儲集沙體內部的低滲透層或非滲透層，其成因可由沉積環境變化、成岩膠結作用所致，其岩性多為砂質（粉砂質）泥岩、泥質、灰質粉砂岩，物性差，一般孔隙度小於13%，滲透率小於1×10^-3μm²，為本區儲層中的非有效層。由於多成因特點，夾層的厚度變化大，一般為0.2～1.6m。

圖4小集油藏棗-Ⅱ油組砂岩厚度等值圖

通常用夾層密度和夾層頻數來衡量沙體中夾層的發育程度。夾層密度指沙體剖面中夾層總厚度占所統計的砂岩剖面（包括夾層）總厚度的百分數；夾層頻數指單位厚度岩層中夾層的層數（層/m）。本區棗-Ⅱ、Ⅲ油組儲層沙體中夾層的出現具有隨機性，密度和頻數均變化較大，無明顯的規律性。

（2）儲層滲透率的非均質程度較強

從本地區儲層的滲透率值變化看，最小值＜1×10^-3μm²，最大值＞1000×10^-3μm²；還可從表徵儲層滲透率非均質性特徵的參數明顯看出（表2、表3）；級差20～210，突進系數4.62～14.7，變異系數0.7500～0.8861。總之，無論從層位上（垂向），還是各斷塊間（平面），均反映了本地區儲層滲透率的非均質性是較強的，從而表明儲層的非均質性變是較強的。

圖5小集油藏棗-Ⅲ油組砂岩厚度等值圖

表2分層位儲層非均質性數據表

表3分斷塊儲層非均質性數據表

4.儲層綜合評價

從本區的儲層孔隙結構分類綜合評價小集油藏沉積亞相，可明顯看出以下特點：

①縱向上。在層位分布上，棗-Ⅱ₂、Ⅲ₀、Ⅲ₁小層屬於Ⅱ類儲層結構，即以中滲、中喉、中孔型（2Bb）為主的儲集層（約佔60%），而Ⅲ₂、Ⅲ₃小層則屬於Ⅲ類儲層結構的儲集層（約佔40%左右），即以低滲、中喉、中孔型（3Bb）及低滲、細喉、中孔型（3Cb）為主的儲集層。

②橫向上。根據儲層分類結果，結合單沙體追蹤分析，結果表明：屬於Ⅱ類儲層結構的Ⅱ₂、Ⅲ₀、Ⅲ₁小層大部分處於油藏構造軸部。這類儲層主要屬於以河道為主的相帶，並在油田的主力含油斷塊上，如938、979、975斷塊。在油田北塊（小9-6斷塊）棗-Ⅱ₂、Ⅲ₀、Ⅲ₁則基本上屬於Ⅲ類儲層結構。這種儲層類型基本上都屬於河漫灘（間灘）沉積相帶，此區沙體類型多呈透鏡狀分布，棗-Ⅲ₂、Ⅲ₃小層主要分布在油田構造西南傾沒部位，以Ⅲ類儲層結構為主，這類儲層主要屬於河漫灘及河間灘沉積相帶。

從上述儲層結構分布規律分析，不難看出：不同孔隙結構的儲集層是嚴格受沉積相帶控制的，就是說儲層的孔隙結構類型是受不同沙體所控制的。

三、進入高含水後期油藏特徵變化研究

1.儲層變化特徵

小集油田在高含水區鑽檢查井（小檢1井），經過C/0測井及分層測試證實，含水淹區80%油層已水淹，水淹層的含水在98%以上，電測解釋未水淹的層，試油含水率也在70%～80%，即在注采井網完善的高含水淹區，雖然還存在層間差異，但差異已經越來越小，如圖6所示。

2.儲量動用特徵

（1）儲量動用狀況

目前小集油藏已探明儲量的動用程度已較高，在現已動用的1926×10⁴t地質儲量中，除小集北區的11-7井斷塊地質儲量82.6×10⁴t因原油性質很差，目前尚未動用外，其餘區塊的各油組儲量已基本動用。同時由於油藏各主力斷塊初期一般均為二封閉井網分層系開發，所以在油藏開發初期，儲量動用程度一般都可占總地質儲量的80%以上。

從油井的射開油層情況看，在油藏開發初期，經過開發方案的論證，嚴格按照方案要求的層系歸屬射孔。這時期油井射開的油層厚度一般約占其總鑽遇油層有效厚度的50%～60%。此階段所射開的油層主要是開發層系內的主力高產油層，油井投產後多數可達到開發方案所設計的產量。在1983～1985年油藏注水後，依照注采對應原則，及時進行了完善層系的工作，使油藏各主力斷塊在這一時期內逐步形成了比較完善合理的注采體系。

圖6小集油田小檢1井水淹狀況圖

1985年後，為改善高凝油藏的開發效果，開始試驗使用電動潛油泵，並獲得成功。但在這以後的一段時期內，為適應電動潛油泵大排液量的需要，在一些油井上射開了層系外油層。據45口採油井統計，在1985～1987年先後在除938斷塊外的其它區塊13口井上射開層系外油層397.8m/93層。使一些斷塊的開發層系被打亂，一些採油井的生產井段過長以及接替層匱乏。特別是當油藏進入中高含水期以後，層間干擾嚴重，在一定時期和一定程度上對繼續提高油藏的開發效果造成不利的影響。至1990年底，小集主力斷塊油層射開厚度占總油層厚度的80%以上，油藏後備接替儲量已不是很大。

1989年以後，針對油藏中高含水期各斷塊的層間矛盾問題，開始了綜合調整工作，使油田的井網層系逐步得到改善。

（2）水驅動態儲量

研究國內外一些油藏實際開發資料後，我國一些油藏工程師提出利用油藏水驅特徵曲線來計算油藏的水驅動態儲量，並給出了以下經驗公式：

Z′＝7.5B

式中：Z′——水驅動態儲量（單位：10⁴t）；

B——水驅特徵曲線斜率倒數。

由小集油藏實際累積產油量和累計產水量在半對數坐標系中作出其水驅特徵曲線，可求出其水驅動態儲量為986.8×10⁴t，占油藏（老區）實際動用地質儲量的65.4%。在分單位水驅動態儲量中，細分層系開發的948斷塊一、二套井網的水驅動態儲量最高，分別占其地質動用儲量的84.1%～95.6%，而合採斷塊的儲量實際動用狀況則相對較差（表4）。

表4小集分斷塊水驅動態儲量數據表

（3）注水波及體積與驅油效率

利用礦場注水井間同位素吸水剖面資料，調整加密井水淹層厚度的統計等油藏實際資料及一些經驗公式，對小集油藏的注水波及體積進行分析，可以反映出油藏實際儲量動用狀況。

從油藏歷年所測吸水剖面資料統計分析，各油組間的吸水狀況很不均勻，其中相對吸水強的小層是棗-Ⅲ₁小層，各斷塊歷年均在總注水量的1/3左右，是各小層平均值的3倍多。

3.油水運動特徵

注入水在油藏中的運動特徵，主要受到油藏內儲層的發育和分布情況的控制，即在不同沉積類型的儲層中，其油水運動特徵不同。據沉積相分析，小集油藏屬於乾旱環境下的辮狀河沉積相，在沙體的平面分布上可劃分為三種微相帶，即辮狀河道、河間灘、河漫灘。據不同相帶上取心井物性分析資料統計，辮狀河道的油層物性最好，其平均有效孔隙度為15.2%～16.6%，空氣滲透率在0.040～0.159μm²之間，孔喉半徑范圍在0.064～63μm之間；河間灘的平均有效孔隙度為16%～17.2%，空氣滲透率在0.043～0.102μm²之間，孔喉半徑分布在0.16～10μm之間；河漫灘最差，其平均有效孔隙度為10.1%～13.1%，空氣滲透率在0.002～0.021μm²之間，孔喉分布范圍在0.064～1.0μm之間。從油藏動態資料分析，注水效果最好的是河道相，表現為注水井吸水能力強，採油井見效快，注水效果好；其次是河間灘相，表現為注水井吸水相對變差，採油井見效一般也較差；最差的是河漫灘相，表現為注水井注水困難，採油井長期低產。據小集油藏投產初期注水見效情況統計，一般處於河道相的採油井在注水1～3個月內大部分都有較明顯的見效，據6口可對比井資料統計，注水見效後採油井日產油量由10.3～77.1t/d上升到25.4～91.7t/d，綜合含水由52.9%～96.3%下降到41.3%～67.7%，氣油比由42～48m³/t下降到24～30m³/t；而位於河間灘、河漫灘的採油井產量低於位於河道相的油井，注水井大部分井注水量小或注不進水，如975斷塊邊部的井及9-6斷塊的大部分井注水後見效很差。

在油藏縱向上，不同相帶的吸水特徵也明顯不同。據20口注水井有代表性的吸水剖面資料統計、分類，吸水較好的為棗-Ⅲ₁～Ⅲ₃小層，所對應的相帶以河道相為主，其中棗-Ⅲ₁小層統計的17口井中有16口井處在河道相，平均吸水百分數為17.6%，吸水強度（0.9～15.2）m³/m·d，在所有小層中最高。從表5中可見，歷年吸水剖面測試中，吸水較差的主要是棗-Ⅱ₂～Ⅲ₀油組，對應的沉積相帶以河漫灘為主及部分河間灘相。平均吸水百分數為8.9%～10.3%，吸水強度在（2.0～4.3）m³/m·d之間。

表5小集油藏不同相帶注水井吸水狀況

4.剩餘油分布特徵

（1）剩餘油數量分析

①各開發單元剩餘油分布。截止1992年6月，小集油藏累計產油量302.9×10⁴t，按油藏「七五」期間標定最終採收率值計算，油藏可采儲量為610.3×10⁴t，目前剩餘可采儲量為307.4×10⁴t（剩餘地質儲量1623×10⁴t），各斷塊中以小集新區官-162斷塊和小集北區儲量動用狀況差的小9-6斷塊剩餘可采儲量最大，其次，官-979斷塊潛力也較大。各斷塊剩餘油數量分析見表6。

表6小集油藏分單元剩餘油數量統計表

表7小集油藏主力斷塊分小層剩餘油數量狀況分析表

圖7小集油藏1989年底剩餘油分布圖

②分小層剩餘油情況分析。以小集油藏主力斷塊歷年54口井同位素測井吸水剖面資料，結合各小層kh/μ值計算，分析了目前采出程度較高的938（一）、938（二）、975、979等四個開發單元分小層剩餘油數量。計算分析結果為：各小層中歷年動用較好的主要是938斷塊一套井網的棗-Ⅲ油組Ⅲ₁小層，938斷塊二套井風的棗-Ⅱ₂、棗-Ⅲ₀小層，975斷塊的棗Ⅲ₁、Ⅲ₃小層和979斷塊的棗-Ⅲ₁、Ⅲ₂小層。目前可采程度大都已超過70%。剩餘油數量較大的小量以938一套井網的棗-Ⅳ油組，975斷塊的棗-Ⅱ₂、棗-Ⅲ₀、Ⅲ₁小層和979斷塊的棗-Ⅱ₂、Ⅲ₃小層和棗-Ⅳ油組為主（見表7）。

（2）剩餘油分布的形式

根據小集油藏主力斷塊三維三相數值模擬計算結果，可將目前油藏剩餘油分布狀況按其含油飽和度情況劃分為三個水淹等級；油層的含油飽和度值在60%以上的為弱～未水淹，60%～40%的為弱～中水淹，＜40%的為中～強水淹，各斷塊剩餘油的分布有以下特點。

①縱向上主力層棗-Ⅲ油組水淹面積大。在縱向上各油組中，主力層棗-Ⅲ油組由於物性較好，連通程度高，動用較好，水淹面積相對最大，棗-Ⅱ組次之，棗-Ⅳ組最小。

②水淹狀況與沉積相帶有關。處於小集辮狀河沉積主河道的938斷塊，水淹面積相對較大，處在河道分支的975斷塊水淹程度較低。

③剩餘油分布與井網布置及注采系統有直接關系。

a.剩餘油飽和度60%以上的多分布在斷層附近和注水分流線以外地區。

b.剩餘油飽和度40%～60%的多分布在井網密度較小地區，以及採油井周圍和注水井分流線地帶。

c.剩餘油飽和度在40%以下的多分布在油層連通好、見效好的地區及注水井周圍（圖7）。

參考文獻

（1）龐洪汾等.小集油田開發模式研究.北京：石油工業出版社，1996.

注釋

⑼ 稠油的詞語稠油的詞語是什麼

稠油的詞語有：春雨如油，人稠物穰，老油條。
稠油的詞語有：老油條，春雨如油，稠人廣坐。2：結構是、稠(左右結構)油(左右結構)。3：拼音是、chóuyóu。4：注音是、ㄔㄡ_一ㄡ_。
稠油的具體解釋是什麼呢，我們通過以下幾個方面為您介紹：
一、詞語解釋【點此查看計劃詳細內容】
又稱「重質原油」。通常指密度大於1克/厘米_3的原油。具有密度大、黏度高、輕油含量少等特點。含較多高密度的信慎烴類和硫、氮、氧等雜環非烴化合物，需深度加工。
二、網路解釋
稠油稠油是瀝青質和膠質含量較高、粘度較大的原油。通常把相對密度大於0.92（20℃）、地下粘度大於50厘泊的原油叫稠油。因為稠油的密度大，也叫做重油。我國第一個年產上百萬噸的稠油油田是遼寧省高升油田。
關於稠油的成語
春雨如油稠人廣眾稠迭連綿稠人廣座談坦蠢稠人廣坐人煙稠密老油子
關於稠油的造句
1、提出了一種以井筒加熱為目的的稠油開采工藝。
2、井筒保溫管技術的應用，阻止式隔絕了熱交換的發生，經濟、有效，在渤海稠油井測試中取得了滿意的作業效果。
3、通過鑽井取芯、測井、投產表明，稠油加密井部分已被蒸汽水水淹。
4、稠油經離子液體處理後，其飽和烴、芳香烴、膠質質量分數增加，瀝青質質量分數明顯下降，從而導致稠油的黏度降低，平均分子量減小。
5、介紹了全液壓稠油開采裝置在原油開采過程中的加熱功能，分析了採油裝置系統井下流體流動及傳熱過程。含陪
點此查看更多關於稠油的詳細信息

⑽ 高含水後期剩餘油分布

（一）高含水後期不同類型油層的剩餘油分布

根據對大慶油田北部不同區塊，不同沉積類型油層的精細地質解剖，結合各種動態資料，逐井逐層落實剩餘油的分布表明，不同沉積類型的油層剩餘油的類型及比例各不相同，且同一類型油層不同井網形式下其剩餘油也存在差異。

大型河流沉積的河道砂體，其剩餘油相對較少。主要在河道砂體的邊部變差部位和井網控制不住的部位以及厚層上部未水淹部位存在剩餘油。

中、小型河流沉積的砂體，其河道砂絕大部分也已經水淹，只是在砂體邊部變差部位和井網控制不住的部位以及分流間薄層砂的注采不完善部位存在剩餘油。

內前緣Ⅰ類沉積砂體，水下分流河道砂呈條帶狀分布，席狀砂穩定分布。這類砂體中的剩餘油主要存在於注采不完善的部位。

內前緣Ⅱ類沉積的砂體，水下分流河道呈斷續條帶狀和窄條帶狀分布，表內及表外層相間分布，剩餘油主要存在於注采不完善的部位和大片差油層中，由於平面非均質較嚴重，剩餘油相對較多。

內前緣Ⅲ類沉積的砂體，主要是呈零散分布的薄層砂，剩餘油存在於井網控制不住的部位。

外前緣Ⅰ類沉積的砂體以穩定分布的非主體薄層砂或表外層為主。剩餘油主要存在於縱向上有層間干擾的部位頌戚碼和平面上注采不完善的部位。仔碧

外前緣Ⅱ類沉積的砂體以表外層為主，剩餘油存在的原因主要是由於平面非均質而形成的大片差油層基本上不動用和層間干擾。

外前緣Ⅲ類沉積的砂體呈零散分布，井網不易控制形成剩餘油。

研究結果表明：不同沉積類型的剩餘油在油田北部不同地區的剩餘砂岩厚度分別占本區總剩餘砂岩厚度的百分比差異較大（表8-2），如大型河流沉積的河道砂體，其剩餘油在油田北部不同地區的砂岩厚度分別占本區總剩餘砂岩厚度的2.7%（中區西部）、3.4%（北二東）和8.0%（喇嘛甸油田北塊）。

綜上所述，剩餘油主要集中在內外前緣相Ⅱ類砂體中，主要是由於這部分油層物性較差、相對變化較大、平面非均質嚴重造成的。

表8-2不同沉積類型油層剩餘油分布百分數

（據隋軍等，2000）

（二）高含水後期剩餘油分布類型

油田進入高含水期後，通過對油田二次加密，結合密井網試驗區油層的水淹狀況及密閉取心資料，對油層的動用狀況及剩餘油的宏觀和微觀分布狀況進行了深入研究，為油田今後調整挖潛及規劃部署提供了重要依據。

通過動、靜態資料綜合分析判斷野哪，宏觀剩餘油可分為10種類型。

（1）井網控制不住型：主要是在原井網雖然鑽遇但未射孔，或是原井網末鑽遇而新加密井鑽遇的油層中的剩餘油。

（2）成片分布差油層型：油層薄、物性差，雖然分布面積較大，原井網注采較完善，但由於原井網井距較大，動用差或不動用而形成成片分布的剩餘油。

（3）注采不完善型：原井網雖然有井點鑽遇，但由於隔層、固井質量等方面的原因不能射孔，造成有注無采或有采無注或無注無采而形成的剩餘油。

（4）二線受效型：新加密井鑽在原採油井的二線位置，因原採油井截流而形成的剩餘油。

（5）單向受效型：只有一個注水受效方向而另一個方向油層尖滅或油層變差，或者是鑽遇油層但未射孔，形成剩餘油。

（6）滯留區型：主要分布在相鄰兩三口油井或注水井之間，在厚層或薄層中都佔一定比例，但分布面積相對較小。

（7）層間干擾型：存在於縱向上物性相對較差的油層中，在原井網條件下雖然已經射孔，注采關系也相對比較完善，但由於這部分油層比其他同時射孔油層的物性差得多，因而不吸水、不出油，造成油層不動用，形成剩餘油。

（8）層內未水淹型：存在於厚油層中，由於層內的非均質性，一船底部水淹嚴重，如果層內有穩定的物性夾層，其頂部未水驅部分存在剩餘油。

（9）隔層損失型：原井網射孔時，考慮當時的工藝水平，為防止竄槽，作為隔層使用而未射孔的層內分布的剩餘油。

（10）斷層遮擋處的剩餘油。

通過以上研究，可對油田北部地區現井網下宏觀剩餘油的分布特徵做出如下概括：

（1）根據上述按成因所劃分的剩餘油10種類型來看，其中注采不完善是形成剩餘油的最主要原因。若把二線受效型、單向受效型及滯留區型也包括在內，其剩餘油所佔比例最大，在40%以上。油田北部地區第二種帶有共性而普遍存在的剩餘油是隔層損失型。這種類型的剩餘油在各地區的分布比例都相對較高，平均占總剩餘砂岩厚度的15.1%，占總剩餘有效厚度的12.3%。由於中區和喇嘛甸油田厚油層比較發育，所以厚油層內末水淹型剩餘油在這兩個區也相對比較集中，平均占總剩餘砂岩厚度的11.8%，占總剩餘有效厚度的35%；而北二東地區的第三種主要剩餘油則主要分布在成片差油層中。

（2）按照油層沉積類型對剩餘油進行歸類，在中、小型河道砂體中的剩餘油以主體河道砂邊部、厚油層頂部和難采儲層為主；內前緣Ⅰ類和外前緣Ⅰ類砂體中的剩餘油則以各種注采不完善型為主；內前緣Ⅱ類砂體的剩餘油以成片差油層型為主，而外前緣Ⅱ類砂體的剩餘油除了成片差油層型之外，還包括一部分注采不完善型剩餘油；內前緣Ⅲ類和外前緣Ⅲ類砂體中的剩餘油則呈零散分布並且在總剩餘油中所佔的比例也很少。

（3）由於各油層組的物性、地質儲量、開發井網、注水方式和開采速度等方面存在著差別，所以目前宏觀剩餘油在各油層組中的比例也是不相同的。根據對前面3個區塊所作的精細解剖結果，中區西部剩餘油相對較多的油層組有葡一組、薩二組和薩三組；北二東地區剩餘油較多的油層組有高一組、薩二組、高二組和葡一組；喇嘛甸油田北塊剩餘油較多的油層組有薩二組、高一組、薩三組和葡二組。從油層縱向看，剩餘油分布較分散，在各油層組、各砂岩組、各單砂層中均有分布，且分布井段長，夾雜在已水淹的油層之間，挖潛難度較大。