加密井水淹特征分析

⑴ 剩余油分布规律

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

1.油层剖面油水分布的形成及其规律

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

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

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

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

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

图8-111号剖面油水分布图（据俞启泰等，1999）

a—开发初期；b—中高含水期；c—高含水期

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

2.油层平面油水分布的形成及规律

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

⑵ 开发现状

欢26块于1979年5月开始投入开发，一套层系采用500m正方形井网，年产油29万吨。当年8月实现注水，至1979年底，投产油井19口，日产油量1075吨。根据油层的分布状况，1983年6月对欢26块进行了以加密井网分层系开发的调整，将中部有效厚度大于30米的1.75km²的面积内细分为Ⅲ₃－Ⅲ₄以上、Ⅲ₅－Ⅲ₆和Ⅲ₇－Ⅲ₈三套层系，在断块东西部按350m井距加密调整。但是在此方案实施之后，由于分注工艺不适应地下情况，注入水单层突进，导致含水率上升而产量大幅度下降。“七五”至“八五”期间为了改善断块开发效果，又陆续进行了以完善注采系统为主的零星调整和综合治理。但是由于对地下油藏油水运动规律的认识不深，加之缺乏配套的采油工艺，因而每次治理的有效期都比较短，地下矛盾日益突出，至1998年10月，欢26块兴隆台油层共有井134口，其中油井99口，注水井35口（仅开3口），产油191吨/天，综合含水率达到76.1%，采出程度为31.52%，产量的自然递减率为14.86。造成上述局面的原因是多方面的，但是主要有以下四个：

（1）油层之间的非均质性严重，动用储量状况不均衡；

（2）油层边底水推进过快，油井水淹严重；

（3）区块油水运动规律复杂，剩余油分布零散，措施效果差，有效期短；

（4）固井等工艺措施质量差，导致某些油井投产后不能正常生产，影响正常产能的发挥。

从而，提出进行剩余油分布研究，以提高采收率，稳定产量。

⑶ 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：F_i——某种参数在某一微相中的得分值；

X_i——某种参数在某一微相中的平均值；

X_max——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：q_i——参数的权衡系数；

V_i——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。

主要参考文献

[1]刘泽容，信全麟等.油藏描述原理与方法技术.北京：石油工业出版社，1993.

[2]张一伟等编着.陆相油藏描述.北京：石油工业出版社，1997.

[3]杜贤樾，孙焕泉，郑和荣主编.胜利油区勘探开发论文集（第一、二辑）.北京：地质出版社，1997、1999.

[4]裘怿楠，陈子琪主编.油藏描述.北京：石油工业出版社，1996.

[5]孙永传，李蕙生编着.碎屑岩沉积相和沉积环境.北京：地质出版社，1986.

[6]陈元千.实用油气藏工程方法.东营：石油大学出版社，1998.

[7]郎兆新.油藏工程基础.东营：石油大学出版社，1991.

[8]C R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.

⑷ 研究方法

大庆油田剩余油研究主要采用精细地质研究、岩心分析、测井等方法。精细地质研究的重点是：在垂向上将油层细分成单层，在平面上细分出沉积微相，详细解剖单砂体内部结构、构造、沉积韵律，微幅度构造及小断层，寻找出与断层切割有关的剩余油。因此，精细地质研究的重点是影响油水分布的油层宏观非均质性及其构造因素等。其关键是确定井间砂体的边界位置及各砂体之间的连通关系，预测砂体内部的结构、构造及物性参数变化。通过对岩心的观察、实验分析，不仅可以取得其他方面的一些资料，还可以真实地了解油层水淹规律，认识和掌握在不同开发阶段、不同含水阶段油层水淹特征，搞清剩余油分布。注水开发的油田，对水淹层的确定，除依据极少量取心井对岩心观察分析实验外，主要参考测井对水淹层的解释。

1.精细地质研究

（1）垂向上将油层细分成单层

以往沉积相研究重点是由河道砂体形成的厚油层。所划分的沉积单元是单一河道或单一三角洲的沉积旋回，而在每期河流或三角洲的沉积过程中，由于河流的多次决口泛滥或周期性洪水事禅乱件，在河间和三角洲前缘地区形成了复杂的多期砂体叠加沉积。现在调整挖潜的对象重点转向了低渗透薄油层，精细地质研究中必须将薄互层在垂向上细分出单层。这种单层既是在一定范围内可以追溯对比的同一沉积成因单元，也是相对独立的油水流动单元。

（2）平面上细分出沉积微相

在以往细分沉积相研究中，只划分出了河道砂、河间薄层砂、前缘席状砂等沉积类型。根据油田调整挖潜的需要以及对砂体成因认识的不断加深，需要在原来的基础上进举袭行一步细分沉积微相。将河道砂细分为主河道砂、废弃河道砂（或牛轭湖）、决口河道砂等微相类型，并确定出河道的类型。将河间薄层砂细分出天然堤、决口扇、泛滥薄层砂等微相类型。将三角洲前缘相细分出水下河道、河口坝、水下决口扇、水下天然堤、席状砂等微相类型。根据不同的沉积微相预测砂体的几何形态及其组合特征。

（3）详细解剖出单砂体的内部结构、构造

不同沉积成因的单砂体，其内部结构、构造和非均质特征有所不同。在油田注水开发中，砂体内部结构及由各种沉积界面所形成的薄夹层，影响着油层的动用状况和剩余油分布。根据单砂体的成因类型，确定单砂体内部薄夹层的分布模式、延伸方向、规模大小、分布密度等是精细地质研究的重要内容。并且要推测出砂体厚度和渗透率的分布规律，预测性地进行井间油层参数的插值，建立起各类油层的精细地质模型。

（4）研究沉积韵律

沉积韵律是指在沉积过程中岩性由粗到细或由细到粗的顺序在地层纵向剖面上重复出现的组合。

大庆油田一般出现三种类型沉积韵律。即正韵律（自下而上由粗变细的规律）、反韵律（自下而上由细变粗的规律）、复合韵律（即细—粗—细或粗—细—粗的韵律）。由于沉积韵律不同，油层水淹规律也不一样，如正韵律油层，水驱过程中，油层底部水淹严重，则剩余油往往分布在油层上部；反韵律油层，水驱过程中注入水首先沿着油层上部较高渗透段向前推进，同时在重力的作用下，使注入水进入下部低渗透段，相对水淹较均匀。要搞清沉积韵律，首先必须详细观察岩心，再对照测井曲线判断。

（5）研究微幅度构造

为了认清地下单砂体的埋藏状况，必须绘制单砂层的微幅度构造图。油藏的整体构造形态受大地构造运动和区域应力场的控制。但由于局部地区受小范围古地形地貌及差异压实作用的影响，不同层位的单砂层还会形成局部的微幅度起伏。这种微构造对注入水的分布也有一定控制作用，尤其是对大面积分布的厚油层。因此，必须以较密集的等值线（间距应小于5m）绘制出单砂层顶界或底界的等深图，才能显示出微构造形态。

（6）识别出小断距断层

利用密井网资料提高识别和组合断层的精度，也是精细地质研究中的一项内容。对于低渗透薄油层，几米断距的小断层也会影响其连续性，阻挡油水的流动，在断层附近形成剩余油富集部位。因此，必须把油层部分2～10m断距的小断层识别出来，并利用密井网资料合理地进行断层组合，确定出小断层的走向和倾向，分析小断层对油田注水开发的影响，寻找出与断层切割有关的剩余油分布。

2.用岩心研究剩余油分布

在高含水后期钻取心检查井（包括密闭取心），了解不同类正哗型油层水淹状况，取得油水饱和度资料，研究剩余油分布特征。

（1）用岩心资料判断水淹层和确定驱油效率的方法

油田注水开采过程中，随着注入水不断地注到油层中，储油层孔隙内油、水饱和度也随之变化。在单一油层内受到注入水驱替部分叫水洗；未受到注入水驱替仍保持原始含油、含水饱和度的状况称未水洗。水洗后的油层在岩性、含油性、物性等很多指标发生明显变化，这些变化特征是密闭取心检查井判断是否被水洗的指标，或称水洗指标。评价油层水洗程度一般用水洗级别、油层水淹厚度、水淹厚度百分比及驱油效率等参数表示，它是表明油层开采效果的综合指标。

在判断油层水淹过程中，是以单块岩样的水洗为基础，以各项水洗指标变化进行综合判断分析，仅用一、二项指标是不可靠的。在各项指标中，应以含水饱和度的变化为主。目前已应用数理统计方法进行油层水洗图版的研究，从而提高了判断精度。

大庆油田目前单块岩样判断水洗的方法是根据水洗后岩性、含油性及物性变化为主要特征，其主要指标有：水洗岩心的岩性特征，目前含水饱和度，氯化盐含量等。

用上述主要指标确定岩样水洗时，也可以配合岩石润湿性测定结果及地球物理解释成果等。同时，也要考虑油田实际注水系统，油层连通状况，开采动态等资料综合分析，从而作出正确的结论。

（2）用岩心研究油层见水规律

对水洗岩心观察可以发现，同一油层的不同部位的岩心水洗程度差别很大，这是由于岩石的非均质性造成的。岩石的颗粒大小和均匀程度，层理发育程度，薄夹层及含有物的多少，都直接影响水洗效果。如颗粒粗而均匀的岩石，渗透率就高，水洗程度就好；层理越发育的层段，水洗越不均匀；薄夹层和泥砾、钙砾发育的部位渗透性差，水洗效果就差。通过大量的密闭取心井岩心水淹实际资料得知，油层非均质类型不同，其水洗厚度、强水洗增长趋势不同，开发效果差别很大。如正韵律油层在水驱开采过程中，层内矛盾突出，底部水洗严重，水洗厚度小，强水洗段出现得早，强水洗厚度小，强水洗段平均驱油效率高。整个油层水洗厚度、强水洗厚度随注水倍数的提高增长缓慢。水洗特征是：注入水首先沿着底部高渗透段向前突进，由于重力的作用、油水粘性窜流及偏亲油油层的毛管力作用使其突进速度加剧，起到了不利于水洗波及体积扩大的作用，致使正韵律油层底部水洗严重，水洗波及体积减小，层内动用状况很不均匀。在开采中，主要是底部发挥作用，随着油井见水，正韵律油层底部耗水量迅速增加，很快造成底部含水饱和度并出现强水洗段。

由于注入水沿底部高渗透层冲刷，使正韵律底部强水洗段岩性、物性发生变化。室内实验研究和检查井岩心分析资料表明，由低矿化度的注入水对油层岩石颗粒间及其表面的粘土类、盐类胶结物及附着物的机械冲刷破碎，水解稀释等物理的、化学的改造作用增强。同时受到注入水大倍数冲刷后的强水洗岩心，岩石氯化盐含量一般要降低50%～80%，孔隙半径（主要是沟通孔隙的喉道半径）约增大1倍左右，空气渗透率由于孔喉迂曲率的改变也将增大，岩石原来的孔喉关系也会发生改变，主要表现为压汞退出毛管压力曲线左移，即水银退出效率降低。

同时岩石表面润湿性随着含水饱和度的提高，由偏亲油向偏亲水方向转化。

所有这些变化从微观上提高了强水洗段的水驱油效率，加剧了正韵律油层的层内矛盾，不利于纵向上、平面上的水洗厚度的提高和水洗波及体积的扩大，使底部强水洗段渗透阻力越来越小而成为注入水的畅流通道，即注入水顺着强水洗段被大量采出。

在油层顶部驱油效率较低，从而形成剩余油的分布。

3.应用地球物理测井方法研究剩余油分布

目前，大庆油田水淹层测井解释主要是沿用常规水淹层解释方法。C/O能谱测井与多井评价联合确定区块剩余油饱和度分布取得初步成果。

90年代末，大庆油田针对目前剩余油饱和度分布描述存在的周期长、精度差、成本高、易污染等问题，开展了利用碳氧比能谱测井资料、多井评价与三维精细地质建模相联合寻找区块剩余油富集区并确定剩余油饱和度分布的研究工作。这是一项最经济、很有效的方法，其特点是可以获得储集层目前剩余油饱和度分布。

利用该方法，1999年对大庆第五采油厂杏13区剩余油饱和度分布描述进行了探索性研究工作，并见到了初步效果：①多井解释为区块地质分析提供了基础；②可分析出井间砂体分布、连通状况，从注水井杏13—11—234井为中心与8口生产井之间的剖面图看出注水井位于低孔隙带，是较理想的注水井；③利用碳氧比能谱测井与多井评价联合预测出了该区块的剩余油分布，给出了可动油分布预测图，从所编绘的图件看出杏13—丁2—检P336井附近可动油饱和度较高，与第五采油厂精细地质研究结果基本一致。此项工作表明，碳氧比能谱测井与多井评价联合不仅能描述区块剩余油饱和度的分布，还可进一步研究区块可动油的分布，这对油田注采方案设计及三次加密调整具有重要指导意义。

4.用其他多种方法研究剩余油分布

研究剩余油分布除主要依靠上述一些方法外，还可利用准确的分层测试资料搞清各井点的油水及压力状况，自喷油井常用涡轮测试、“204”测试及找水测试测出出油剖面，而抽油井可采用气举找水等录取分层资料。

另外，对于未划储油层的含油状况，可参考荧光测试结果确定含油程度。

总之，油层内油、气、水交错渗流，要搞清油、水分布是一件非常复杂的工作，必须通过各种手段和途径，在积累丰富的油田地质、开发动态资料的基础上，应用多种方法进行综合分析判断，才能比较清楚地搞清油层内剩余油的分布。

⑸ 石油工程专业 上前线 所需具体知识 听说在学校学的最多用的到5%

1、要看你在学校好好学习了吗？要是没学好，有可能。
2、刚到现场确实好多东知仔西不会，实际的东西在学校接触很少。这是你甚至不如一个干了几年的工人。学的东西没有能用的上的，可能连5%都没有。
3、多看，多问，特别是你不懂得问题，一定要问清楚（注意：尽量问技术人员或带班干部，因为他们会给你比较正确的答案，有时你问工人不会得到系统的答案，还有可能在职工中留下大学生啥也不会的印象，对你今后的工作不利）
4、问了后回来找出你的课本（如果你还存着），没有就找技术人员借个手册啊、技术读本什么磨蔽的，找到有关章节搞懂他。
5、多看、多干，干的越多，你会发现你懂得越少，于是你就会多问、多学。
6、完成了这个阶段你勉强可以让人说，像个大学生了。
要成为真正的行业技术干部你还需要系统的学习行业知识，最好能参加个什么专业培训，再结合实际努力工作，你就勉强可以走上技瞎猛州术岗位了。这是你会经常出错，甚至发现自己很多工作都不会干，那就看书，请教、实践，再学习。
这样你会进步很快。这时你发现你在学校学的知识以用了100%了，可是还是不够用，在你工作中可能只有5%。大学应该学习的是掌握知识的方法，这也是你比没有上过大学的人进步快的原因。

⑹ 什么叫加密井

加密井就是在原来井网基础上，根据地下剩让梁模余油区或老井网布坦缓置下形成的死油区情况，重新加密井网，把剩余油区或死油区里渣歼的油尽可能多的采出来！为此而布的井就是加密井

⑺ 剩余油基本概况

1. 剩余油概念

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

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

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

2. 剩余油分布特征

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

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

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

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

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

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

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

层间剩余油主要分布在储层物性差，储量丰度小的流动单元中。

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

3. 影响剩余油分布的因素

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

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

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

⑻ 小集油田高含水后期油藏特征描述

王贺林倪天禄

【摘要】小集油田已到高含水开发后期。本文利用静态资料，从微构造、储层的亚相、非均质性拆尺冲进行了综合评价，并对在开发过程中的储层变化特征、储量动用特征、剩余油分布规律作了具体的描述。

【关键词】小集油田高含水油藏描述

小集油田位于黄骅坳陷南区小集断裂构造带上，经过20多年的勘探开发，日产水平达到751吨，综合含水高达84.56%，目前已到了高含水后期。因此，加强后期油藏特征分析，对于提高采收率，实现开发高水平具有重要意义。

一、地质概况

小集油田主要含油层位为老第三系孔店组一段的枣-Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ油组，油藏埋深在2667.0～3238.4m，含油面积6.9km²，地层厚度为200～550m，为砂泥岩互层，正旋回沉积。

该油田油藏属鼻状构造，被四条近东西断层切割成四个较大的断块，内部又被次一级断层切割为多个小块，形成多断块复杂的断鼻构造油藏（见图1）。

油藏内原油性质较差，地面原油密度0.865～0.899g/cm³，平均密度0.882g/cm³，地面粘度80℃时8.03～454.4mPa·s，地下粘度为2.2～5.8mPa·s，饱和压力10.2～13.9MPa，地层压力24.5～34.99MPa，含蜡14.83%～28.43%，凝固点34℃～42℃。

二、储层地质特征描述

小集油田孔一段地层为一套半干旱气候条件下的河流冲积扇沉积，枣-Ⅳ～枣-Ⅲ油组为一套辫状河沉积，枣-Ⅱ油组为水动力逐渐衰退，为膏盐沉积。

1.小集油田沉积相的划分

小集油藏孔一段地层为一套半干旱气候条件下的河流冲积扇沉积，枣-Ⅳ～枣-Ⅲ油组为一套辫状河沉积，枣-Ⅱ油组为水动力逐渐衰退，为膏盐沉积。

（1）电测曲线形态

河流从发育到消亡的沉积过程作为一个时间单位，沉积物在纵剖面上的反映，自下而上是由粗到细的正韵律沉积。其在电测曲线（微电极曲线、自然电位曲线）上的表现见图2。

①主河道：为高、中幅箱型-钟型复合曲线，曲线微齿化，齿中线近于平行，底部为突变接触，反映出河道的侵蚀冲刷作用。

图1小集油藏断层及断块划分图

图2小集油藏枣-Ⅱ、Ⅲ油组电测曲线类型图

②分支河道：为一些指形组成梳状曲线，中幅、齿中线相互平行。反映砂泥互层、洪水能量较主河道要弱一些、河道的改迁比较快的特点。因此，单层厚度薄。

③河间滩：电测曲线无规律性，有正向钟型曲线，也有反向漏斗型的曲线，多为单指或齿形曲线。

④河漫滩、泛滥平原：曲线为一些低幅的齿形及平直段，反映了弱水沉积或静水环境。剖面以泥岩为主，夹一些粉细砂质薄层。

（2）沉积亚相带的划分

河流相沉积确定后，结合油藏开发的具体情况，将井的岩心资料与电测资料相结合，建立岩电关系，进行单井相分析。根据每个时间单元的砂层厚度、渗透率、真电阻率等的大小及电测曲线形状的变化，在平面上划分了四个亚相带（见图3）。

图3小集油藏枣-Ⅱ、Ⅲ组沉积相厚度空间分布图

①河道沉积亚相。主要为厚层砂岩，底部以冲刷面与下伏泥岩地层呈突变接触，冲刷面困薯明显，冲刷面上有泥砾、砂砾及少量砾石等滞留沉积，呈透镜状产生，再往上沉积了中砂岩、细砂岩、粉砂岩，逐渐过渡到泥岩，砂层中部有斜层理或交错层理，向上为爬升层理和波状层理。小集油藏每个时间单元的河道亚相沉积厚度一般2～8m左右，其中分支河道沉积1.8～6m，平均3m左右，枣-Ⅱ油组2小层2、3沙体，枣-Ⅲ油组零小层1、2、3沙体，2小层3沙体属这种类型。主河道沙体沉积7～8m，最厚达10m左右，枣-Ⅲ油组1小层1、2、3沙体，2小层1、2沙体属这种类型，电性特征为钟型-箱型复合曲线。

一个完整的河道沙体时间单元，是由顶面高程比较接近（即沉积时间略有先后）的若干个小的时间单元（侧积体）在垂向上叠加的。在剖面上多是顶平底凸，在侧向上相互连通，彼此连接组成一个宽度可达2000m以上的宽沙体，它们在平面上呈弯曲的“条带状”分布，条带有宽有窄。造成宽窄不同的原因是侧向连接的侧积体在各处沉积的个数多少不一所致。

②堤岸沉积亚相。洪水期河水漫越河岸，当河水变浅，流速降低，悬移物质在岸边沉积下来，形成天然堤，在河床的两侧呈弯曲的条带状断续分布。边缘沉积沙体多为薄层（小于3m）的粉-细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及粉砂质泥岩旅歼互层。

③河间滩亚相。它位于河道中间，是平原相沉积的局部地貌高地或前期河流在游荡迁移过程中，堆积形成的河道沙坝由洪水携带大量物质绕其滩坝合并时，侧向堆积而成的。在高洪水期也可淹没在水下接受沉积。在冲面上为砂、泥岩薄互层，电测曲线为低幅度齿形。

④泛滥平原（包括河漫滩）亚相。泛滥平原沉积以褐色及红色泥岩为主，夹少量灰绿色泥岩，无层理。上部有植物碎屑及生物扰动现象，泥岩中夹少量的粉细砂岩薄层，有小型斜层理及波动层理，反映当时是在半干旱气候条件下，洪积能量开始衰退，水动力条件极微弱，甚至相对停滞，有浓缩现象，沉积物供应不充分的浅水环境沉积。自然电位曲线是一些低幅度的齿形曲线和平直段。

2.沙体沉积类型与分布特点

小集油藏老第三系孔一段属于扇中亚相的河流沉积类型，其中枣-Ⅳ～枣-Ⅲ油层组为辫状河沉积，枣-Ⅱ油组为泛滥平原沉积。

（1）辫状河道沙体

辫状河沉积在全区均有分布，占整个沙体的80%以上，是储油层的主力沙体。

辫状河由于坡降大，水动力条件较强，季节性的洪水携带大量的物质，搬运速度较快，河道被充填，沉积物粒度较粗，岩块含量较高，分选较差。随着水沉和水流速度的同时减小，携带来的物质迅速地沉积下来，使浅的支流河道很快被充填，然后向旁侧迁移，彼此相互叠加和切割，形成了分布广泛的河道沙体，这类沙体镜下观察：颗粒清晰，孔隙发育（表1），有效孔隙度15.2%～16.6%，空气渗透率0.04～0.159μm²。

（2）河间沙体

它与河道沙体伴生，平面上呈长条形零星分布于河道中，岩性为泥质砂岩、粉砂岩和细砂岩，砂岩厚度比河道沙体要薄，平均有效孔隙度16%～17.2%，空气渗透率0.043～0.102μm²，是该区重要的储油沙体。

（3）河漫（泛滥平原）沙体

表1各亚相带储层物性数据表

这类沙体在枣-Ⅲ油层组顶部和枣-Ⅱ油层组沉积单元中比较发育，岩性为粉砂岩及泥质粉砂岩，物性较差，有效孔隙度10.1%～13.1%，空气渗透率0.002～0.021μm²，电镜扫描多为颗粒不清、孔隙不发育。

（4）沙体形态（图4、图5）

枣-Ⅲ₂～Ⅲ₃沙层组的沙体在平面上的分布呈条带状，忽宽忽窄，即呈串珠状分布，发育了良好的“点坝”沙沉积，沙体剖面不对称。枣-Ⅲ₁～Ⅲ₂砂层组的沙体是宽条带分布，河道两侧冲刷和沉积作用大体相当，在河道沙体中有局部地区变薄，岩性变细，呈砂泥岩交互，是河床局部凸起背景上的一种心滩沉积，沙体剖面接近对称。

（5）沙体沉积分布特点

剖面上的微相必然在平面上相应地表现出来，其特点如下：

①枣-Ⅱ₁油层组主要是泛滥平原沉积，其中有几处低洼处称为泛滥盆地，电性曲线为低幅度齿形和平直曲线。

②枣-Ⅱ₂～Ⅲ₃油层组都发育于河道，河流水系的方向来自东北部，在枣-Ⅲ₀和枣-Ⅲ₃沉积期间，北部也有一股水系，与东北方向的水流汇合，使其往南河道变宽，枣-Ⅲ₃沉积时是河流发展期，水系发育，河道宽展，往上逐渐变弱，到枣-Ⅱ₁油层组时全部废弃，被洪泛平原代替。

③河道在上游方向河道形态较窄，宽为2.1km，下游河道形态变宽，最大可达5km，增宽一倍多。

④不同时间单元内，其河间滩的数目和位置是不同的，说明河道的分岔和合并是频繁的，河间滩的走向与水流方向一致，反映河道沉积时的高部位一方面使水流分向；同时，水流对它有冲刷作用，当水流程度相对变弱时，滩的侧翼沉积河流带来的物质，使河间滩加大为长条形。

3.储层非均质性

（1）层内夹层层数多、稳定性差

夹层是指单个储集沙体内部的低渗透层或非渗透层，其成因可由沉积环境变化、成岩胶结作用所致，其岩性多为砂质（粉砂质）泥岩、泥质、灰质粉砂岩，物性差，一般孔隙度小于13%，渗透率小于1×10^-3μm²，为本区储层中的非有效层。由于多成因特点，夹层的厚度变化大，一般为0.2～1.6m。

图4小集油藏枣-Ⅱ油组砂岩厚度等值图

通常用夹层密度和夹层频数来衡量沙体中夹层的发育程度。夹层密度指沙体剖面中夹层总厚度占所统计的砂岩剖面（包括夹层）总厚度的百分数；夹层频数指单位厚度岩层中夹层的层数（层/m）。本区枣-Ⅱ、Ⅲ油组储层沙体中夹层的出现具有随机性，密度和频数均变化较大，无明显的规律性。

（2）储层渗透率的非均质程度较强

从本地区储层的渗透率值变化看，最小值＜1×10^-3μm²，最大值＞1000×10^-3μm²；还可从表征储层渗透率非均质性特征的参数明显看出（表2、表3）；级差20～210，突进系数4.62～14.7，变异系数0.7500～0.8861。总之，无论从层位上（垂向），还是各断块间（平面），均反映了本地区储层渗透率的非均质性是较强的，从而表明储层的非均质性变是较强的。

图5小集油藏枣-Ⅲ油组砂岩厚度等值图

表2分层位储层非均质性数据表

表3分断块储层非均质性数据表

4.储层综合评价

从本区的储层孔隙结构分类综合评价小集油藏沉积亚相，可明显看出以下特点：

①纵向上。在层位分布上，枣-Ⅱ₂、Ⅲ₀、Ⅲ₁小层属于Ⅱ类储层结构，即以中渗、中喉、中孔型（2Bb）为主的储集层（约占60%），而Ⅲ₂、Ⅲ₃小层则属于Ⅲ类储层结构的储集层（约占40%左右），即以低渗、中喉、中孔型（3Bb）及低渗、细喉、中孔型（3Cb）为主的储集层。

②横向上。根据储层分类结果，结合单沙体追踪分析，结果表明：属于Ⅱ类储层结构的Ⅱ₂、Ⅲ₀、Ⅲ₁小层大部分处于油藏构造轴部。这类储层主要属于以河道为主的相带，并在油田的主力含油断块上，如938、979、975断块。在油田北块（小9-6断块）枣-Ⅱ₂、Ⅲ₀、Ⅲ₁则基本上属于Ⅲ类储层结构。这种储层类型基本上都属于河漫滩（间滩）沉积相带，此区沙体类型多呈透镜状分布，枣-Ⅲ₂、Ⅲ₃小层主要分布在油田构造西南倾没部位，以Ⅲ类储层结构为主，这类储层主要属于河漫滩及河间滩沉积相带。

从上述储层结构分布规律分析，不难看出：不同孔隙结构的储集层是严格受沉积相带控制的，就是说储层的孔隙结构类型是受不同沙体所控制的。

三、进入高含水后期油藏特征变化研究

1.储层变化特征

小集油田在高含水区钻检查井（小检1井），经过C/0测井及分层测试证实，含水淹区80%油层已水淹，水淹层的含水在98%以上，电测解释未水淹的层，试油含水率也在70%～80%，即在注采井网完善的高含水淹区，虽然还存在层间差异，但差异已经越来越小，如图6所示。

2.储量动用特征

（1）储量动用状况

目前小集油藏已探明储量的动用程度已较高，在现已动用的1926×10⁴t地质储量中，除小集北区的11-7井断块地质储量82.6×10⁴t因原油性质很差，目前尚未动用外，其余区块的各油组储量已基本动用。同时由于油藏各主力断块初期一般均为二封闭井网分层系开发，所以在油藏开发初期，储量动用程度一般都可占总地质储量的80%以上。

从油井的射开油层情况看，在油藏开发初期，经过开发方案的论证，严格按照方案要求的层系归属射孔。这时期油井射开的油层厚度一般约占其总钻遇油层有效厚度的50%～60%。此阶段所射开的油层主要是开发层系内的主力高产油层，油井投产后多数可达到开发方案所设计的产量。在1983～1985年油藏注水后，依照注采对应原则，及时进行了完善层系的工作，使油藏各主力断块在这一时期内逐步形成了比较完善合理的注采体系。

图6小集油田小检1井水淹状况图

1985年后，为改善高凝油藏的开发效果，开始试验使用电动潜油泵，并获得成功。但在这以后的一段时期内，为适应电动潜油泵大排液量的需要，在一些油井上射开了层系外油层。据45口采油井统计，在1985～1987年先后在除938断块外的其它区块13口井上射开层系外油层397.8m/93层。使一些断块的开发层系被打乱，一些采油井的生产井段过长以及接替层匮乏。特别是当油藏进入中高含水期以后，层间干扰严重，在一定时期和一定程度上对继续提高油藏的开发效果造成不利的影响。至1990年底，小集主力断块油层射开厚度占总油层厚度的80%以上，油藏后备接替储量已不是很大。

1989年以后，针对油藏中高含水期各断块的层间矛盾问题，开始了综合调整工作，使油田的井网层系逐步得到改善。

（2）水驱动态储量

研究国内外一些油藏实际开发资料后，我国一些油藏工程师提出利用油藏水驱特征曲线来计算油藏的水驱动态储量，并给出了以下经验公式：

Z′＝7.5B

式中：Z′——水驱动态储量（单位：10⁴t）；

B——水驱特征曲线斜率倒数。

由小集油藏实际累积产油量和累计产水量在半对数坐标系中作出其水驱特征曲线，可求出其水驱动态储量为986.8×10⁴t，占油藏（老区）实际动用地质储量的65.4%。在分单位水驱动态储量中，细分层系开发的948断块一、二套井网的水驱动态储量最高，分别占其地质动用储量的84.1%～95.6%，而合采断块的储量实际动用状况则相对较差（表4）。

表4小集分断块水驱动态储量数据表

（3）注水波及体积与驱油效率

利用矿场注水井间同位素吸水剖面资料，调整加密井水淹层厚度的统计等油藏实际资料及一些经验公式，对小集油藏的注水波及体积进行分析，可以反映出油藏实际储量动用状况。

从油藏历年所测吸水剖面资料统计分析，各油组间的吸水状况很不均匀，其中相对吸水强的小层是枣-Ⅲ₁小层，各断块历年均在总注水量的1/3左右，是各小层平均值的3倍多。

3.油水运动特征

注入水在油藏中的运动特征，主要受到油藏内储层的发育和分布情况的控制，即在不同沉积类型的储层中，其油水运动特征不同。据沉积相分析，小集油藏属于干旱环境下的辫状河沉积相，在沙体的平面分布上可划分为三种微相带，即辫状河道、河间滩、河漫滩。据不同相带上取心井物性分析资料统计，辫状河道的油层物性最好，其平均有效孔隙度为15.2%～16.6%，空气渗透率在0.040～0.159μm²之间，孔喉半径范围在0.064～63μm之间；河间滩的平均有效孔隙度为16%～17.2%，空气渗透率在0.043～0.102μm²之间，孔喉半径分布在0.16～10μm之间；河漫滩最差，其平均有效孔隙度为10.1%～13.1%，空气渗透率在0.002～0.021μm²之间，孔喉分布范围在0.064～1.0μm之间。从油藏动态资料分析，注水效果最好的是河道相，表现为注水井吸水能力强，采油井见效快，注水效果好；其次是河间滩相，表现为注水井吸水相对变差，采油井见效一般也较差；最差的是河漫滩相，表现为注水井注水困难，采油井长期低产。据小集油藏投产初期注水见效情况统计，一般处于河道相的采油井在注水1～3个月内大部分都有较明显的见效，据6口可对比井资料统计，注水见效后采油井日产油量由10.3～77.1t/d上升到25.4～91.7t/d，综合含水由52.9%～96.3%下降到41.3%～67.7%，气油比由42～48m³/t下降到24～30m³/t；而位于河间滩、河漫滩的采油井产量低于位于河道相的油井，注水井大部分井注水量小或注不进水，如975断块边部的井及9-6断块的大部分井注水后见效很差。

在油藏纵向上，不同相带的吸水特征也明显不同。据20口注水井有代表性的吸水剖面资料统计、分类，吸水较好的为枣-Ⅲ₁～Ⅲ₃小层，所对应的相带以河道相为主，其中枣-Ⅲ₁小层统计的17口井中有16口井处在河道相，平均吸水百分数为17.6%，吸水强度（0.9～15.2）m³/m·d，在所有小层中最高。从表5中可见，历年吸水剖面测试中，吸水较差的主要是枣-Ⅱ₂～Ⅲ₀油组，对应的沉积相带以河漫滩为主及部分河间滩相。平均吸水百分数为8.9%～10.3%，吸水强度在（2.0～4.3）m³/m·d之间。

表5小集油藏不同相带注水井吸水状况

4.剩余油分布特征

（1）剩余油数量分析

①各开发单元剩余油分布。截止1992年6月，小集油藏累计产油量302.9×10⁴t，按油藏“七五”期间标定最终采收率值计算，油藏可采储量为610.3×10⁴t，目前剩余可采储量为307.4×10⁴t（剩余地质储量1623×10⁴t），各断块中以小集新区官-162断块和小集北区储量动用状况差的小9-6断块剩余可采储量最大，其次，官-979断块潜力也较大。各断块剩余油数量分析见表6。

表6小集油藏分单元剩余油数量统计表

表7小集油藏主力断块分小层剩余油数量状况分析表

图7小集油藏1989年底剩余油分布图

②分小层剩余油情况分析。以小集油藏主力断块历年54口井同位素测井吸水剖面资料，结合各小层kh/μ值计算，分析了目前采出程度较高的938（一）、938（二）、975、979等四个开发单元分小层剩余油数量。计算分析结果为：各小层中历年动用较好的主要是938断块一套井网的枣-Ⅲ油组Ⅲ₁小层，938断块二套井风的枣-Ⅱ₂、枣-Ⅲ₀小层，975断块的枣Ⅲ₁、Ⅲ₃小层和979断块的枣-Ⅲ₁、Ⅲ₂小层。目前可采程度大都已超过70%。剩余油数量较大的小量以938一套井网的枣-Ⅳ油组，975断块的枣-Ⅱ₂、枣-Ⅲ₀、Ⅲ₁小层和979断块的枣-Ⅱ₂、Ⅲ₃小层和枣-Ⅳ油组为主（见表7）。

（2）剩余油分布的形式

根据小集油藏主力断块三维三相数值模拟计算结果，可将目前油藏剩余油分布状况按其含油饱和度情况划分为三个水淹等级；油层的含油饱和度值在60%以上的为弱～未水淹，60%～40%的为弱～中水淹，＜40%的为中～强水淹，各断块剩余油的分布有以下特点。

①纵向上主力层枣-Ⅲ油组水淹面积大。在纵向上各油组中，主力层枣-Ⅲ油组由于物性较好，连通程度高，动用较好，水淹面积相对最大，枣-Ⅱ组次之，枣-Ⅳ组最小。

②水淹状况与沉积相带有关。处于小集辫状河沉积主河道的938断块，水淹面积相对较大，处在河道分支的975断块水淹程度较低。

③剩余油分布与井网布置及注采系统有直接关系。

a.剩余油饱和度60%以上的多分布在断层附近和注水分流线以外地区。

b.剩余油饱和度40%～60%的多分布在井网密度较小地区，以及采油井周围和注水井分流线地带。

c.剩余油饱和度在40%以下的多分布在油层连通好、见效好的地区及注水井周围（图7）。

参考文献

（1）庞洪汾等.小集油田开发模式研究.北京：石油工业出版社，1996.

注释

⑼ 稠油的词语稠油的词语是什么

稠油的词语有：春雨如油，人稠物穰，老油条。
稠油的词语有：老油条，春雨如油，稠人广坐。2：结构是、稠(左右结构)油(左右结构)。3：拼音是、chóuyóu。4：注音是、ㄔㄡ_一ㄡ_。
稠油的具体解释是什么呢，我们通过以下几个方面为您介绍：
一、词语解释【点此查看计划详细内容】
又称“重质原油”。通常指密度大于1克/厘米_3的原油。具有密度大、黏度高、轻油含量少等特点。含较多高密度的信慎烃类和硫、氮、氧等杂环非烃化合物，需深度加工。
二、网络解释
稠油稠油是沥青质和胶质含量较高、粘度较大的原油。通常把相对密度大于0.92（20℃）、地下粘度大于50厘泊的原油叫稠油。因为稠油的密度大，也叫做重油。我国第一个年产上百万吨的稠油油田是辽宁省高升油田。
关于稠油的成语
春雨如油稠人广众稠迭连绵稠人广座谈坦蠢稠人广坐人烟稠密老油子
关于稠油的造句
1、提出了一种以井筒加热为目的的稠油开采工艺。
2、井筒保温管技术的应用，阻止式隔绝了热交换的发生，经济、有效，在渤海稠油井测试中取得了满意的作业效果。
3、通过钻井取芯、测井、投产表明，稠油加密井部分已被蒸汽水水淹。
4、稠油经离子液体处理后，其饱和烃、芳香烃、胶质质量分数增加，沥青质质量分数明显下降，从而导致稠油的黏度降低，平均分子量减小。
5、介绍了全液压稠油开采装置在原油开采过程中的加热功能，分析了采油装置系统井下流体流动及传热过程。含陪
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⑽ 高含水后期剩余油分布

（一）高含水后期不同类型油层的剩余油分布

根据对大庆油田北部不同区块，不同沉积类型油层的精细地质解剖，结合各种动态资料，逐井逐层落实剩余油的分布表明，不同沉积类型的油层剩余油的类型及比例各不相同，且同一类型油层不同井网形式下其剩余油也存在差异。

大型河流沉积的河道砂体，其剩余油相对较少。主要在河道砂体的边部变差部位和井网控制不住的部位以及厚层上部未水淹部位存在剩余油。

中、小型河流沉积的砂体，其河道砂绝大部分也已经水淹，只是在砂体边部变差部位和井网控制不住的部位以及分流间薄层砂的注采不完善部位存在剩余油。

内前缘Ⅰ类沉积砂体，水下分流河道砂呈条带状分布，席状砂稳定分布。这类砂体中的剩余油主要存在于注采不完善的部位。

内前缘Ⅱ类沉积的砂体，水下分流河道呈断续条带状和窄条带状分布，表内及表外层相间分布，剩余油主要存在于注采不完善的部位和大片差油层中，由于平面非均质较严重，剩余油相对较多。

内前缘Ⅲ类沉积的砂体，主要是呈零散分布的薄层砂，剩余油存在于井网控制不住的部位。

外前缘Ⅰ类沉积的砂体以稳定分布的非主体薄层砂或表外层为主。剩余油主要存在于纵向上有层间干扰的部位颂戚码和平面上注采不完善的部位。仔碧

外前缘Ⅱ类沉积的砂体以表外层为主，剩余油存在的原因主要是由于平面非均质而形成的大片差油层基本上不动用和层间干扰。

外前缘Ⅲ类沉积的砂体呈零散分布，井网不易控制形成剩余油。

研究结果表明：不同沉积类型的剩余油在油田北部不同地区的剩余砂岩厚度分别占本区总剩余砂岩厚度的百分比差异较大（表8-2），如大型河流沉积的河道砂体，其剩余油在油田北部不同地区的砂岩厚度分别占本区总剩余砂岩厚度的2.7%（中区西部）、3.4%（北二东）和8.0%（喇嘛甸油田北块）。

综上所述，剩余油主要集中在内外前缘相Ⅱ类砂体中，主要是由于这部分油层物性较差、相对变化较大、平面非均质严重造成的。

表8-2不同沉积类型油层剩余油分布百分数

（据隋军等，2000）

（二）高含水后期剩余油分布类型

油田进入高含水期后，通过对油田二次加密，结合密井网试验区油层的水淹状况及密闭取心资料，对油层的动用状况及剩余油的宏观和微观分布状况进行了深入研究，为油田今后调整挖潜及规划部署提供了重要依据。

通过动、静态资料综合分析判断野哪，宏观剩余油可分为10种类型。

（1）井网控制不住型：主要是在原井网虽然钻遇但未射孔，或是原井网末钻遇而新加密井钻遇的油层中的剩余油。

（2）成片分布差油层型：油层薄、物性差，虽然分布面积较大，原井网注采较完善，但由于原井网井距较大，动用差或不动用而形成成片分布的剩余油。

（3）注采不完善型：原井网虽然有井点钻遇，但由于隔层、固井质量等方面的原因不能射孔，造成有注无采或有采无注或无注无采而形成的剩余油。

（4）二线受效型：新加密井钻在原采油井的二线位置，因原采油井截流而形成的剩余油。

（5）单向受效型：只有一个注水受效方向而另一个方向油层尖灭或油层变差，或者是钻遇油层但未射孔，形成剩余油。

（6）滞留区型：主要分布在相邻两三口油井或注水井之间，在厚层或薄层中都占一定比例，但分布面积相对较小。

（7）层间干扰型：存在于纵向上物性相对较差的油层中，在原井网条件下虽然已经射孔，注采关系也相对比较完善，但由于这部分油层比其他同时射孔油层的物性差得多，因而不吸水、不出油，造成油层不动用，形成剩余油。

（8）层内未水淹型：存在于厚油层中，由于层内的非均质性，一船底部水淹严重，如果层内有稳定的物性夹层，其顶部未水驱部分存在剩余油。

（9）隔层损失型：原井网射孔时，考虑当时的工艺水平，为防止窜槽，作为隔层使用而未射孔的层内分布的剩余油。

（10）断层遮挡处的剩余油。

通过以上研究，可对油田北部地区现井网下宏观剩余油的分布特征做出如下概括：

（1）根据上述按成因所划分的剩余油10种类型来看，其中注采不完善是形成剩余油的最主要原因。若把二线受效型、单向受效型及滞留区型也包括在内，其剩余油所占比例最大，在40%以上。油田北部地区第二种带有共性而普遍存在的剩余油是隔层损失型。这种类型的剩余油在各地区的分布比例都相对较高，平均占总剩余砂岩厚度的15.1%，占总剩余有效厚度的12.3%。由于中区和喇嘛甸油田厚油层比较发育，所以厚油层内末水淹型剩余油在这两个区也相对比较集中，平均占总剩余砂岩厚度的11.8%，占总剩余有效厚度的35%；而北二东地区的第三种主要剩余油则主要分布在成片差油层中。

（2）按照油层沉积类型对剩余油进行归类，在中、小型河道砂体中的剩余油以主体河道砂边部、厚油层顶部和难采储层为主；内前缘Ⅰ类和外前缘Ⅰ类砂体中的剩余油则以各种注采不完善型为主；内前缘Ⅱ类砂体的剩余油以成片差油层型为主，而外前缘Ⅱ类砂体的剩余油除了成片差油层型之外，还包括一部分注采不完善型剩余油；内前缘Ⅲ类和外前缘Ⅲ类砂体中的剩余油则呈零散分布并且在总剩余油中所占的比例也很少。

（3）由于各油层组的物性、地质储量、开发井网、注水方式和开采速度等方面存在着差别，所以目前宏观剩余油在各油层组中的比例也是不相同的。根据对前面3个区块所作的精细解剖结果，中区西部剩余油相对较多的油层组有葡一组、萨二组和萨三组；北二东地区剩余油较多的油层组有高一组、萨二组、高二组和葡一组；喇嘛甸油田北块剩余油较多的油层组有萨二组、高一组、萨三组和葡二组。从油层纵向看，剩余油分布较分散，在各油层组、各砂岩组、各单砂层中均有分布，且分布井段长，夹杂在已水淹的油层之间，挖潜难度较大。