特高含水期剩余油精细描述及综合挖潜对策
复杂断块油田高含水区块剩余油研究及挖潜对策
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内 蒙古 石 油 化 工 口井相距 ８ｍ， ０ 但渗透率变化很大 ， 具体如下表 。
２０ 年第 １ ０７ 期
岩 中 的砂岩 透 镜体 。胡 １ 严重 的非均 质 性 ， 造 ２块 是 成 胡 １ 综 合 含 水高 、 出 程度 低 、 ２块 采 自然 递 减 难 以
关 键词 ： 复杂 断块 ； 高含水 ； 剩余 油 ； 究 ； 益 研 效
１ 地 质 概 况
１ １ 油藏 概 况 ． ‘
其 是 Ｉ 层水 驱采 收率 的 提高 带来 极 大 的难 度 类
胡 １ ２块 为 石家 集 断层 、 ７ 胡 —７断层 和胡 １ ２断
层 共 同夹持 的 西高 东 低的 一个 鼻状 构造 。油藏埋 深
入水 首 先沿 阻 力较 小 的粗 、 中型 孔道 向前 推进 ， 量 大
储层非均质性有加强的趋势 从该块取芯井 １ —２ 、 Ｊ 岩芯分析结果看 ， ２ ＯＨ １ 两
的剩余油在低渗段 的细孔道中存留， 给注水开发尤
收 稿 日期 ：０ ６ Ｉ － １ ２０ － Ｉ ２
作 者 简 介 ： 梅 （ ９４ ） 女 ， 在 中 原 油 田 采 油 五 厂 采 油 管 理 四 区工 作 ． 徐 １７ 一 ， 现
有 效控 制 的根 本原 因 。 ３ 剩 余油 分 布特 点及 分 类评 价 根据 胡 十 二 块 历 史 动态 分 析 ， 综合 数值 模 拟 结 果 ， 十 二块 水 淹 储量 主要 分 布 在 主力 Ｉ 油 层 内 ， 胡 类 油层 厚 度 大 （ — ５ ， ３ ｍ） 物性 好 ， 驱 控制 及 动 用 程度 水 高 ， 出 程 度 超 过 ２ ， 余 地 质 储 量 ：２ ． 采 ５ 剩 ５ ６ ３×
锦16块(兴)特高含水期剩余油挖潜技术及对策
锦16块（兴）特高含水期剩余油挖潜技术及对策锦16块兴隆台油层经过多年的注水开发，已进入“双高期”开发阶段，剩余油平面和纵向上分布极其复杂，在锦16块兴隆台油层油藏地质特征及剩余油分布规律研究认识基础上，针对区块油井井况差造成的部分井区井网难以调整、井网欠完善等问题，运用油藏精细描述，油藏工程等方法，对区块实施新井部署可行性进行了研究，部署化学驱新井完善井网，通过“二三结合”配套挖潜技术的赢输，适时转变开发方式，实现了老区块的特高含水期的持续稳产，进一步提高了断块开发水平，形成了锦16块特高含水期的挖潜配套技术，值得推广和借鉴。
标签：VSP;剩余油;特高含水期;射孔方式;一、油藏基本情况锦16块构造上位于辽河裂谷盆地西斜坡南部，欢喜岭油田中部，南临鸳鸯沟向斜，东隔鲕滩与欢26块相望，为一北东向长条状南倾分布的断鼻状构造。
1993年锦16块兴隆台油层整体上报探明原油地质储量3796×104t，含油面积5.5km2，有效厚度39.9m。
其中锦采部分原油地质储量2523×104t，含油面积3.92km2，有效厚度39.2m，是我厂最大的稀油区块，占我厂稀油产量的73.5%。
二、特高含水期高效调整部署研究1、微构造落实利用VSP测井能够弥补现有三维地震资料分辨率的不足，落实区块内部井间小断层准确位置，验证区块内部疑似小断层的技术优势。
利用8口井的VSP 测井，来落实锦16块内各个VSP观测方向上的构造变化、断层的准确位置。
其中锦2-丙5-236和锦2-6-2416井做了零偏，准确建立地质层位和地震层位的关系。
2、剩余油分布规律研究锦16块目前处于高含水、高采出程度的双高期，剩余油分布极其零散，利用近几年新井测井资料、钻井取心资料、生产测井以及油井生产动态分析，对平面及纵向剩余油进行了深入研究。
平面上通过建立骨架剖面，利用取心井确定的含油性与电性关系，结合测井二次解释结果，由点及线、由线及面，从而确定平面上各小层剩余油分布状况。
高含水期剩余油描述方法
位更 高些在 发音时舌体 更紧 。 发 长音， 时 ，舌前部抬高至 前 、高位 ｉ ： ，
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而汉 语中则有， ｇ ｉ ， 的组合方式 ，比如ｙ ｇ（ ），这在 英语里是 ｎ 这样 ｉ 映 ｎ 错漠的拼写 。英 语学 习者需 额外注意。短音／￣音时 ．靠近 中部的一 ｉｔ ／
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国内外研究剩余 油分布 的方法 很多 ，主要包括 ：以开发地质学为 主的方法 ；以油藏工程 论为主的方 法 ；矿场资料的数理统 计分析 ；以 测井为 主的方 法 ；以地 球物理 学为主的方法 ；检查井取Ｊ 分析法 。然 而 。由于剩余 油的分布受很 多因素影 响 ．目前仍没有一种行之有效 、
克拉玛依油 田六中区克下组油藏 已进入特高 含水开发 期 ，剩余油 分布十分复杂 ，分析难度大 。现在采取的 多层生产 方式 以及频 繁的补 孔 、改层措施 ．致使大多数油 、水井射孔状 况复 杂 ． 网乱 ．层系窜 井 的问题 异常突出 ． 剩余油的分析 认识带来很大 困难 。因此必 须借助 给 大量的动静态资料 。 用不同的方法从不 同的角度综合解 剖 ， 互验 运 相 证、 相互 补充 ． 才能保证剩余油潜 力分析 的可靠性 。
Ｓ ｏ＝
精细储层地质建模是认识剩余油分布的 基础 。随 着油藏采出程度 的不断提高 、水淹程度的不断加刷 ，受储层 非均质 性 、注采井网等多 方面的影响 ，以小层为基本地质单位 分析剩 余油潜力已远 远满足不了 特高含水期开发 调整的｛要 。必须建立以独立流动 系统 为地质 单位 。 Ｉ ｊ ｝ 搞清储层平面纵 向非均质特征为主的精细地质模型 ，也就 是精细储层 地质建模的主要 目的精 细储层地质建模是从岩Ｊ观察入手 ， Ｃ 根据岩心 实验室分析 、测井 资料 、试油试采资料 。进行沉积地质研究 、储层地 质研究 、 井多井处理 ．井问参数预测 、储量计算 ， 溯 从而得 出储层参 数分 规 律 储层 宏观非 均质性 、剩余油 分布规律 等精细地 质模 型。 盯
特高含水期油藏精细管理方法
质砂岩油田。
大庆油田历经60余年的开发，始终以高水平、高效益为目标；以解决“层间、层内、平面”问题为核心，在持续的实践与探索中，形成了完善的油田开采理论以及与之相匹配的开采技术。
特高含水期油田的储采严重失衡，剩余油严重分散，液油比迅速上升，挖潜难度极大。
因此，应以“控含水、控递减、提高采收率、提高难采储量动用程度”作为精细管理的最终目标。
以大庆长垣油田为例，储层的非均质特点对最终的油田开发效果产生重要影响。
上世纪末，喇萨杏油田通过全面的地质调查，采用垂直上细分沉积单元、平面上细分沉积微相的方式，构建了大庆长远油田的砂体沉积模式，并创立了“模式绘图法”，得到了大范围的实践应用。
步入21世纪后，无论是三次采油力度还是综合调整的力度都有了显著提升，调整对象也从层间逐渐转向了层内，厚油层底部的低效、无效循环和顶部的剩余油共存[2]。
在这种情况下，如果只认识到河道砂体的非均质特点已经无法满足开采需求，因此开始倾向于河道类型划分、层次划分等河道砂体的非均质性描述的研究。
比如，关于曲流河型砂体的研究，分别从复合河道砂体识别、单一河道的识别、单一点坝、点坝内侧积体与侧积夹层识别、内部构型的三维地质建模五个方面进行研究，加深了对曲流河型砂体平面和层内的非均质性特点的认知。
当油田的采收进入中后期，油水比会越来越高，粘结度也会发生很大变化，从而给注水开采带来困难。
该时期的油藏特点决定了无水采油的时间非常短，采收过程中几乎不可能是成片的油藏。
见水之后，油藏的含水率会迅速上升，然后便会呈现高含水、特高含水现象。
为了提高有产量，往往会采用强注强采的方法，从而在短时间内获得满意的采收率，而且并不会立刻产生其他不良影响。
但实际情况却是，地下油水的分布已然发生了翻天覆地的改变，水油比越来越大，给后期开发、开采造成很大阻碍。
如果仍然用早期的油藏来描述这一阶段的油藏特点，显然无法达到开采要求，所以要针对特高含水期油藏的具体特征来构建剩余油的预测模型，利用精细化系统模型分析剩0 引言我国的油藏管理的研究开始于20世纪90年代中期，阎存章、杜志敏、张朝琛等学者先后在江苏、胜利、中原等老油田进行了实践调查与研究。
特高含水油藏开发后期剩余油精准挖潜技术
第6卷第1期 2019年2月非常规油气U N C O N V E N T O N A L O IL0G A SV ol.6No. 1Feb. 2019特高含水油藏开发后期剩余油精准挖潜技术李石权，范莉红，邓彩云，任瑞峰，魏祥华，卢旭宁"中国石化中原油田分公司采油一厂，河南濮阳457001)摘要：油藏进入特高含水期，剩余油储量及分布复杂，挖潜难度大。
为改善水驱开发效果、提高采收率，本文以文中油田“老三块”为例，采用油水两相相对渗透率曲线法核算了剩余油储量，并在精细地质研究的基础上，结合测井二次解释结果和生产动态资料，以砂体储能系数、地层系数以及流动带指数等为指标，将油藏划分为一、二、三类。
通过分析不同类型油藏的剩余油分布潜力，提出了不同类型油藏的剩余油挖潜方法。
研究结果表明“老三块”油藏剩余油潜力较大，呈现出“普遍存在，局部富集”的基本特征，纵向上各小层剩余油分布差异大。
利用该方法对文中油田“老三块”剩余油进行了挖潜，水驱效果大大提高，取得了较好的增产效果和经济效益。
关键词：特高含水；二次解释；剩余油；深度水驱；采收率中图分类号：TE357 文献标识码：APrecise Drilling Technology for Residual Oil in the Later Stageof Development of Extra-high Water-cut ReservoirLi Shiquan, FanLihong, DengCaiyun, Ren Ruifeng, Wei Xianghua, Lu Xuning(Zhongyuan O ilfield. Com pany N o. 1 Production P la n t, Sinopec, P u yan g, H enan,457001, China)Abstract：Three block reservoirs of W enzhong oilfield get into the ultra-high w ater cut developm ent stage, oil reserves and d istribution characteristics became very com plex, and the ability of stable production was difficulty.T hen the remaining oil r eserves were calculated by the m ethod of w ater drive characteristic curve and oi--water relative perm eability curve, through analysis the results of secondary logging interpretation and production dynamic data ,has been clear about the distribution of the rem aining oil. T he study results showed that the rem aining oil potential of old three blocks reservoir was larger, dem onstrated the ^U niversal existence and local enrichment+ of the basic characteristics, the distribution of rem aining oil was different in the longitudinal direction. In the field of practice,proposed the corresponding m ethods and measures to improve oil recovery according the classified reservoir, and hasachieved good results and economic benefits.Key words：ultra-high w ater；secondary logging interpretation；remaining o il；advanced w ater flooding；recovery文中油田“老三块”位于东濮凹陷中央隆起带 文留构造中部，包括油藏特征相近、构造上相对独 立的文10、文15以及文25东3个区块，属中渗复 杂断块油藏[1]，石油地质储量为2 083 X104t，标定采收率 48. 18],可采储量 1 003. 59 X104t。
高含水后期剩余油挖潜
高含水后期剩余油挖潜研究摘要：近年来，由于大规模的勘探开发和强注强采，各大油田已近入高含水开发后期。
油藏开发中存在一系列问题，怎么样提高采收率成了首要任务。
本文主要从三个方面入手，介绍了高含水开发后期提高采收率的方法。
1. 实施事故井的大修恢复，完善二三类注采井网；2.建立高效的注水开发方式；3.开展二氧化碳驱油技术，提高采收率关键词：高含水；采收率；周期注水；二氧化碳驱近年来，由于大规模的勘探开发和强注强采，各大油田已近入高含水开发后期。
油藏进入高含水开发后期，层间动用状况差异较大，主力小层厚度大，物性好，渗透率相对较高，是主要的吸水层和产出层，而物性较差的层启动压力高，吸水量少甚至不吸水，导致Ⅰ类主力油层已严重水淹，而Ⅱ、Ⅲ类差油层又驱动不充分。
油藏开发过程中由于综合含水高、剩余油分布零散、层内非均质性强，严重影响油藏的整体完善和措施挖潜。
对潜力油层的重新认识与利用，不仅能有效提高油藏开发水平，同时也为高含水油藏寻找剩余油的分布提供了一条新的思路和方法[1]。
1 油藏开发中存在的问题1.1 事故井多，局部井网不完善油藏经过长期高压注水，频繁的井下作业，使油水井套管严重损坏。
尤其是对开采时间长的油田，油水井套管寿命逐渐接近报废期。
油田开发向高含水后期发展，套管损坏更为加剧[3]。
由于大量的事故井损坏后未及时修复，造成水井无法正常注水，局部井网不完善，二三类储层失去控制，而无法水驱动用，油井高含水低能。
1.2 层间矛盾突出，二三类层驱动用不充分油藏高含水开发过程中，由于主力小层厚度大，物性好，渗透率相对较高，表现为单层突进，对应油井表现为含水高、采出程度高，加剧了层间矛盾，其它小层吸水少或不吸水。
由于层间吸水差异大，导致对应油井含水高，二三类油层动用相对较差。
2 治理思路在油田开发高含水后期，由于在注水开发中、高渗透砂岩油田为主体，主力油层已大面积遭水淹，而二、三类油层动用相对较差。
针对目前高含水开发后期，二三类层动用程度较低、剩余油分布连片性差的状况，通过事故井大修恢复，水井降低无效注水，建立高效注水开发方式，应用二氧化碳驱油技术等，充分启动差层，强化分类储层动用，从而达到改善油藏开发效果，达到提高采收率的目的。
探讨特高含水期水驱剩余油挖潜技术
探讨特高含水期水驱剩余油挖潜技术摘要：截止2007年年底，喇嘛甸地区的油田开始到达特高含水期。
自此之后，油井数目不断减少，油井产量也逐年降低。
其中，产量在两吨以下的低效能油井将近四百口，这种情况极大限制了油田后期的开发利用。
油田的产油目标难以实现，预期的经济效益自然难以获得。
本文从油层状况和储层内部分布研究等方面分析，了解油层剩余油的动用状况，采取措施，利用压裂、补孔等技术措施挖掘剩余油，提高低产油井的生产能力。
关键词：剩余油含水期情况措施喇嘛甸地区诸油井自从到达特高含水期之后，各种油层的性质随其空间位置变化极大。
分析其主要变动原因是三大矛盾，由于无效循环，致使剩余油位置不集中，注采不平衡油井的剩余油和厚油层种类较少的韵律上部储量较多。
储油层结构理论和油层详细情况将作为研究的依据，获知油层剩余油的空间特性，利用压裂、补孔等手段挖掘低产井油层剩余油，深化储层利用，建立起喇嘛甸油田特有的低产井开发利用方案。
通过各种配套手段实现油井增产。
一、油层动用详情和未来发展方向1.厚油层剩余油原因以非均质为主喇嘛甸地区的萨2组油层是二类油层，主要形成因素是河流沉积，由于砂质沉淀，导致厚度较高，实施注水措施以后，油层的动用情况十分可观，水淹部分较多。
自二〇〇四年以后，两口新钻井和取心井水淹情况统计显示：萨葡油层业已实现全部水淹（洗）。
水淹部分以高中档为主，厚度比例均达到百分之八十五以上，最高可达百分之九十五；从水洗情况来看，高中档水洗占主要部分，厚度比例位于百分之七十五到百分之九十七之间，水洗油层在驱油率方面的平均值已达到百分之四十六。
厚油层内部砂体分布情况较为特殊，纵向互相交叉叠压，主要有正韵律和复合韵律砂体两种。
油层内空间分布情况较复杂，厚油层内部动用率均较低。
主要体现在单一韵律段，下部开采较为可观，上部开采情况不是很好。
所以，从上面情况看来，单一韵律段中，上部分剩余储油仍然丰富，可以当作深层挖潜的主要对象；单一韵律段下部，由于剩余油量相对较少，可以当作控制注采无效循环的主要对象。
河14断块高含水期剩余油研究及挖潜对策
河14断块高含水期剩余油研究及挖潜对策摘要：河14断块经过30多年开发，已经进入高含水开发后期。
2010年在精细油藏描述及剩余油分布规律研究基础上，通过钻新井、转注、大泵提液等工作，优化产液结构和注水结构，见到了明显的控水稳油效果，有效提高了开发水平。
关键词：高含水期精细油藏描述剩余油挖潜1.概况河14断块位于现河庄油田的东北部，含油面积4.5km2，石油地质储量842×104t，构造上属于中央隆起带西段郝家鼻状构造的东北翼，构造复杂，主力含油层系为沙二段的5、9、10砂层组，是早期东营三角洲前缘自东向西推进时形成的滑塌浊积砂体，岩性以长石砂岩为主，孔隙度为20-25.1%，渗透率为50-800×10-3μm2，为中孔、中低渗储层。
断块自1972年投入开发，到2009年综合含水94.7%，采出可采储量的76.13%，剩余可采储量的采油速度14.2%。
断块目前存在的主要问题是水淹严重，注入水沿高渗带水窜，造成剩余油高度分散。
2.剩余油分布规律研究针对该断块综合含水高、剩余油高度分散、油层动用程度高、稳产基础薄弱的实际情况，以油藏研究为核心，应用三维地震技术、隐蔽油藏描述技术、精细油藏描述技术、测井多井储层评价技术、三维数值模拟技术，开展剩余油分布规律研究。
2.1应用三维地震技术，精细构造研究断块具有窄条带，多油层的特点，进入油田开发后期，剩余油以高度分散状分布于储层之中，要挖掘其潜力，首要的任务是利用地震—地质综合解释成图技术，建立精细的构造模型。
具体的做法：利用7个非标准层做图，通过对构造和断层综合两个方面的校正，用10米间距做出控制断层的断面图，用4米间距做出了13个层的顶面构造图，用1米间距做出了主力储层单元的局部微构造图。
通过精细构造研究，发现构造高部位沿断层向北偏移200-300米。
2.2利用精细油藏描述技术，建立精细沉积模型综合岩性、岩相、电相、粒度、沉积构造、古生物、测井曲线及其组合等方面的特征，结合区域沉积背景，从剖面、平面上研究了厚层砂岩的沉积特征。
油田高含水期剩余油精准挖潜技术分析
油田高含水期剩余油精准挖潜技术分析我国大部分油田均是陆相沉积型油田，而且油田的平面、储层内和储层间的渗透率改变情况均比较大。
由于油田主要是采取注水方式进行开发，随着开发工作的不断推进，油田的开采也会逐步进入高含水期，而高含水期剩余油的分布也会变得越来越复杂，这样便会增加挖潜油田的难度。
为此，本文首先对油田高含水期剩余油的分布特征和影响因素进行了分析，接着对其挖潜对策进行了探讨，以期为提高油田的开采潜力及效率提供一些参考依据。
标签：高含水;剩余油;精准挖潜;技术分析1.油田高含水期剩余油分布特征及影响因素1.1油田高含水期剩余油分布特征（1）片状剩余油。
片状剩余油是指在注水的过程中，由于水没有驱入，造成剩余油残留于模型的边角位置，进而产生的剩余油。
片状剩余油主要包括两种，一是簇状剩余油;二是连片剩余油，所谓的簇状剩余油指的是四周环绕着较大孔道的小喉道中的剩余油，事实上簇状剩余油属于水淹区内的小范围剩余油块，是注水绕流于空隙中而产生的。
（2）分散型剩余油。
所谓的分散型剩余油，指孔隙占用较少的剩余油，其主要包括两种：一是孤岛状剩余油;二是柱状剩余油。
其中，孤岛状剩余油属于一种亲水孔隙结构的石油，其主要是通过水驱油而逐步形成的，注水顺着亲水岩壁表面的水膜进入，在没有彻底驱完之前，注水已蔓延至喉道，阻止了油的流动，随着孔隙中油滴的不断增多、孔隙不断增大，从而逐步形成了孤岛状剩余油。
而柱状剩余油主要分布在喉道位置，且喉道大部分是由孔隙相连而形成的，且较为细长。
1.2剩余油分布影响因素（1）地质因素。
砂岩的空间分布、碎屑岩的沉积韵律特点、储层的非均质性、沉积层理种类、薄夹层分布以及沉积微相展布等地质因素均取决于沉积条件。
其中，小断层、沉积微上以及储层的非均质性等是影响剩余油的主要原因。
同时，随着构造运动的不断进行，其所形成的裂缝、断层及不整合面也会在一定程度上影响油水的运动，进而对剩余油的分布产生影响。
①断层构造与油层微构造给剩余油分布造成的影响。
探讨高含水期油藏剩余油分布特征与挖潜措施
等诸多因素影响， 必然造成油层在平面上水淹程度及纵向上水淹状况的不同， 剩余油分布具有一定的差异。 （ １ ） 改变液流方向扩大注入水波及体积。 通过改变
为丰富的动静态资料结合精细油藏描述技术进行剩余油分布规律的分析研究，
以 指导今后的油藏挖潜显得更为必要和迫切。 本文利用油田 近几年来的 新井测
井 资料 、 动态 监测 以及生 产等各 种动静 态资料 ， 对 目前 高含 水期 的剩余 油影响 因素及分 布规律 进行 了分析 和探 讨 ， 为油 田扩大 注水波 及体积 ， 提高储 量 的动 用 程度提 供 了挖潜 方 向。 １ ， 高含 水油藏 剩 余油分 布控 制因 素 ’ ． １平 面剩余 油主控 因素 及分 布特征 ① 内部低 序级 断层 是控 制平 面剩 余油分 布 的主要 因紊 ， 在断层 遮 挡作 用
２高含水期改●开发效果的措施
由于 注水开 发油 田油层 严重 非均质 性和受 注 采井网 、 注水 方式 、 开 采历史
下， 断层附近 、 断层夹角等水驱控制程度差的地区剩余油较富集。 以某块为例 ， ２ ０ ０ ９ 年通过精细地质研究发现在断块腰部有一条落差仅２ 米左右的微断层存 在。 数模结果显示受微断层遮挡， 断层东ｊ Ｅ 部地区注水不受效， 储量动用程度 差， 剩余油较富集。 新井生产情况进一步验证了微断层的控油作用。 ②地层倾角 控制断块油藏平面剩余油分布。 整装油藏储层较平缓倾角小 ， 一般仅１ — ２ Ｏ ， 断
高含水油田开发后期挖潜增储措施
高含水油田开发后期挖潜增储措施发布时间：2023-02-23T02:44:25.297Z 来源：《新型城镇化》2023年1期作者：古丽娜尔·达吾提[导读] 对于高含水油田而言，开发后期油藏内仍然存在剩余油的原因主要有两点，分别是地质原因和开发原因。
新疆油田公司采油二厂第一采油作业区地质组新疆 834000摘要：提高高含水油田剩余油采收率是一项世界性难题，处于开发后期的高含水油田具有综合含水率高、产量下降快的特点，永安镇油田作为一个开发了40年的油田，目前处于开发的中后期，开发的对象已经由早期的砂层组到如今的单砂层，虽然采油速度较高，但是仍有大量的剩余油不能采出，如何实施开发方案，调整注采井网以提高采收率是目前在油田开发中遇到的关键问题。
本文就此展开了论述，以供参阅。
关键词：高含水油田；开发后期；挖潜增储引言提高高含水油田剩余油采收率是一项世界性难题，处于开发后期的高含水油田具有含水率高、产量下降快的特点，近几年来，我国的油田开发行业得到了巨大的发展以及提升，目前，油田的开发已经由刚开始的砂层组发展到现在的单层砂，而且采油的速度也有了明显地提升，但尽管如此，仍然还是有很多的油不能够被完全采出，且随着注水开采的方法的不断使用，油水进行混合，导致剩余油的开采难度越来越大。
倘若这种现象不能够被很好地改善，这些油不能够被完全开采出来，将严重影响我国石油的产量以及石油企业的经济效益。
由此可见，探讨高含水油田开发后期挖潜增储措施的重要意义。
1高含水油田开发后期剩余油分布控制因素对于高含水油田而言，开发后期油藏内仍然存在剩余油的原因主要有两点，分别是地质原因和开发原因。
首先，在地质方面，地层内沉积相的基本特征将直接决定油藏内砂体的结构，同时，也将对储层的平面及空间分布产生影响，因此，沉积相特征会对地层内油气水三相的分布产生影响，最终影响剩余油的分布情况，一般来说，不同的沉积相特征所含有的剩余油存在较大的差别，同时，剩余油的开采及控制难度也存在较大差距；其次，在开发方面，目前原油开发主要采用的是注水开发方式，在向地层内注水的过程中，水相会与部分油相相混合，从而最终导致油藏内存在剩余油。
高含水后期剩余油分布控制因素与挖潜对策
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摘 要
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山 东 ・东营 ２ ５ ７ ２ ３ ７ ）
（ 中石 化胜 利 油田孤 东采 油厂采 油二 矿
油田经过 多年 的注水开发，目前 已进入高含水开发后。理论测算采收率 ４ ８ ％， 仍有很 大的挖潜空间。本文
依托典型高含水断块精细地质研究工作 ， 应用数值模拟、 密闭取心井总结、 新井测井及生产资料分析等分析手段 ， 初步 总结 出高含水 油藏剩余油主控 因素及分布特征 ， 并 以此为基础提出了改善开发效果的措 ， 水驱波及程度高， 水淹程 度高， 构造高部位非优势通道区域水驱波及范围小， Ｊ ＿ Ｊ ｕ 之油气 向上运移，构造高部位剩余油较富集 数模各小层剩余含油 饱和度 图显示各层构造高部位剩 余油富集程度均高于构造腰
部 及低 部 位 。（ ３ ） 对 于 边 底 水 能量 较 强 的 块状 厚层 ， 油藏 平 面 剩 余 油 主要 受 储 层 韵 律 性 控 制 。正 韵 律 厚 层 底 部 水 窜严 重 ， 注入水形成无功循环，油层顶部无论是构造高部位还是低部 位， 剩余油均较富集 ， 底部水淹严重 。数值模拟显示正韵律油 层顶部剩余油整体富集 ， 密 闭取心井 资料显示顶部仍有 ３ ８ － ３ ％ 取 得 较 好 调整 效 果 。 的厚度 驱油效率低于 ４ Ｏ ％， 进一步验证了正韵律层构造腰部 成功 率 ， 及 低 部位 油 层 顶 部剩 余 油 仍较 富集 。 （ ４ ）对 于 边 底 水 能量 较 ３结论 弱的层状薄层，油藏平面剩余油主要受井网形式控制。注入 高含 水后 期 剩 余 油 的形 成 主要 与 注采 对应 关 系 、 大孔 道 、 水受井距、 产液强度、 平面非均质性等因素影响， 沿压降较大 累积注入倍数、 构造、 储层 、 开发工程及油藏管理等 因素有较大 平面 上 动态 注 采 对应 差 、 受井 间 渗流 特 征及 大孔 道 等影 的优势通道水淹严重 ，非优势通道滞 留区剩余 油较富集 。非 关系 。 注水主流线位置， 测井 曲线显示水淹严重， 而低部位井位于注 响的滞留区、 绕流区、 起伏较大的微构造 高部位 。另外对油层 水非优势通道位置 ， 测井解释为纯 油层 ， 补孔生产综合含水仅 的认识 以及井 网因素未发现 的剩余油也是一个不容忽视的潜 （ １ ） 改变液流方向是扩大注水波及体积的有效 ２ ８ ． ９ ％， 说明构造相对低部位非优势通道区仍有剩余油富集， 力。开发措施 ： 途径。（ ２ ） 挖 掘 油 层 内 部剩 余 油是 水 驱 稳产 的保 证 。 （ ３ ） 应用 水井排非主流线的井 间滞 留区剩余油较富集。
油田高含水期剩余油精细挖潜方法研究
油田高含水期剩余油精细挖潜方法研究【摘要】注水油田进入高含水期，剩余油分布复杂，挖潜难度大，为提高水驱采收率，提出了将研究单元细化到油砂体的剩余油精细挖潜方法。
在精细地质研究的基础上，结合生产动态数据和测试资料，根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征，将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水+边水驱、边水驱和未动用等类型，详细解剖不同类型油砂体的动用情况，分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力，提出了不同类型油砂体的剩余油挖潜方法。
利用该方法对注水油田的剩余油进行了挖潜，水驱效果大大提高。
研究表明，以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高注水油田高含水期的开发效果，为剩余油的挖潜提供了新的思路。
【关键词】挖潜油气藏高含水期油砂体剩余油油藏具有断层多，构造复杂，含油面积小等特点；沉积类型复杂、砂体横向分布稳定性差；纵向油层埋深差异大，分布井段长；油水关系复杂，以多套油水系统为主；储层物性较差、非均质性严重。
受地质、开发等多种因素的影响，注水油田进入高含水采油阶段时间较早。
注水油田进入高含水开发阶段，地下剩余油分布十分零散和复杂，挖潜难度大。
目前，针对注水油田高含水期剩余油分布规律及挖潜技术进行了大量研究，但大部分都是针对油田、区块、层系或井组进行的剩余油整体分析和整体挖潜。
难以适应高度分散的剩余油挖潜的需要，且工作量大。
通过研究单元细化到油砂体，分析不同类型油砂体的剩余油分布模式，提出了不同类型油砂体的剩余油精细挖潜方法，提高了注水油田高含水期的开发效果，节约了开发成本。
1 剩余油精细挖潜技术注水油田进入高含水期后，存在储量动用不均衡，层间矛盾和平面矛盾更加突出、措施效果差、剩余油分布更加零散等问题。
对进入高含水期的注水油田，研究纵向和横向上的剩余油分布特点和规律，准确确定剩余油储量和相对富集部位，是油田进行开发调整、挖潜增产、稳油控水及三次采油提高采收率的基础。
为准确确定剩余油分布，从油砂体出发，提出了不同类型油砂体的剩余油精细描述和精细挖潜方法。
特高含水期厚油层剩余油综合描述及分布特征
ｒ ｅ ｍａ ｉ ｎ ｅ ｄ ｏ ｉ ｌ ｗｉ ｔ ｈ ｉ ｎ ｔ ｈ ｅ ｓ ａ ｎ ｄ ｂ ｏ ｄ ｉ ｅ ｓ ｉ ｓ ｍａ ｉ ｎ ｌ ｙ ｌ ｏ ｃ ａ ｔ ｅ ｄ ｉ ｎ ｔ ｈ ｅ ｔ ｈ ｉ ｃ ｋ ｒ ｅ ｓ ｅ ｖｏ ｒ ｉ ｒ ｓ ，ａ ｎ ｄ ｍｏ ｒ ｅ ｏ ｖ ｅ ｒ ｄ ｉ ｓ ｔ ｒ ｉ ｂ ｕ ｔ ｅ ｄ ａ ｈ ｅ ｒ ｎ ａ ｔ ｉ ｖ ｌ ｙ
钻 的大量密闭取心检查井资料 的逐井逐层综合分 析 ，并结合 数值模 拟 和物理模 拟等手 段 ，研究 了 曲流 河砂体 平 面废弃河道 、河问砂 （ 泥） 等沉 积微相及层内侧积夹层分布 和韵律组 合方式等 对剩余 油分布 的控制 作用 。在 此 基 础上 ，建立了特高含水期 曲流河砂体平面 、层 内及微 观 ３个层 次剩余 油分 布模式 ，并 通过水 平井 、层 内细 分 调整等方式对 曲流河砂体剩余油进行挖潜 ，取得 了较好 的效果 。 关 键 词 ：特高含水期 ；曲流河 ；废弃河道 ；侧积夹层 ；剩余油
ｏ Ｆ ＴＨ Ｅ ＲＥＭ ＡＩ ＮＥＤ ｏＩ Ｌ Ｉ Ｎ ＴＨＩ ＣＫ ＲＥＳ ＥＲＶ ｏＩ ＲＳ Ａ Ｔ ＥＸＴＲＡ． ＨＩ ＧＨ Ｗ ＡＴＥＲ ． ＣＵＴ ＰＥＲＩ ｏＤ
ＺＨＵ Ｌ ｉ ｈ ｏ ｎ ｇ ’
（ １ ． Ｉ ｎ ｓ ｔ ｉ ｔ ｕ ｔ ｅ ｏ ｆＧ ｅ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ａ ｎ ｄ ｅｏ Ｇ ｐ ｈ ｙ ｓ ｉ ｃ ｓ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ｅ ｓ ｅ Ａ ｃ ａ ｄ ｅ ｍ ｙ ｆＳ ｏ ｃ ｉ ｅ ｎ ｃ ｅ ｓ ， Ｂ ｅ ｉ ｊ ｉ ｎ ｇ １ ０ ０ ０ ２ ９， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ；２ ． Ｅ ｘ ｐ ｌ ｏ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｎ ｄ Ｄ ｅ ｖ ｅ ｌ ｏ ｐ ｍ ｅ ｎ ｔ Ｒ ｅ ｓ ｅ ａ ｒ ｃ ｈ Ｉ ｎ ｓ ｔ ｉ ｔ ｕ ｔ ｅ ｆ ｏ Ｄ ａ ｑ ｉ ｎ ｇ Ｏ ｉ ｌ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ Ｃ ｏ ｍ ｐ ａ ｎ ｙ Ｌ ｔ ｄ ． ，Ｄ ａ ｑ ｉ ｎ ｇ １ ６ ３ ７ １ ２，Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ）
边底水油藏特高含水期剩余油挖潜方法研究——以唐家河馆陶组为例
边底水油藏特高含水期剩余油挖潜方法研究———以唐家河馆陶组为例韩飞军（大港油田公司第一采油厂，天津 ３００２８０） 摘 要：唐家河油田馆陶组已进入特高含水开发期，综合含水高达９７．６％，可采储量采出程度高达８５．１％，随着开发过程的不断深入，面临的开发问题更加复杂，剩余油分布日趋零散，挖潜难度增大。
因此针对特高含水期剩余油分布规律的研究，并采取有效措施已经成为特高含水期剩余油挖潜的关键。
关键词：边底水油藏；分布规律；剩余油挖潜 中图分类号：ＴＥ３２＋７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１６）０８—０１５３—０２１ 特高含水油藏提高采收率的必要性１．１ 油藏基本特征唐家河油田位于北大港构造带东北部，其主力油层馆陶组属于辫状河相沉积。
储层孔隙度主要分布在２５～３０％范围内，渗透率主要分布在５００～２０００×１０３μｍ２，属于高孔高渗储层。
馆陶组为构造控制的次生油气藏，多为底水和边水油藏。
其地质储量５４７．９万ｔ，可采储量１８０．８万ｔ，储量纵向上主要分布在ＮｇⅠ油组，其次为ＮｇⅣ、ＮｇⅢ、ＮｇⅡ油组。
１．２ 目前开发现状目前唐家河馆陶油组累计采油１５３．９万ｔ，采出程度为２８．１％，综合含水高达９７．６％，采液速度１５．２７％，采油速度０．３８％，剩余可采储量２６．９万ｔ，累计注水１３５万方，累计注采比为０．０５，主要依靠天然能量开发。
馆陶油组目前油层利用率仅为３１．０％，油层动用程度为５７．４％，分别处于三类和二类水平。
边底水推进含水上升速度较快，近几年自然递减均处于－２０％以上，已经进入特高含水开发期，为低速低效开发阶段，如何改善开发效果，提高油田采收率，是目前亟需解决的问题。
２ 剩余油富集规律研究边底水油藏在对构造重新认识的基础上，通过静动态资料结合、油藏数值模拟技术、动态监测手段等方法综合分析研究剩余油，总结有以下几种规律。
２．１ 厚油层顶部剩余油在油田开发后期沉积韵律控制着剩余油，尤其是层内非均质性差异大的厚油层［１］，馆陶油组储层主要以正韵律沉积为主，砂体内部在垂向上岩石颗粒自下而上由粗变细，顶部低渗透带控制高含水开发后期剩余油。
孤东油田七区西北部特高含水期剩余油挖潜技术
实 施夹 层下 部扩 射 ，四 个 月后 对 应两 口油 井 见到 了显著效 果 ，７ ４ ９ —２ —３ Ｅ产油 ５的 ｔ 由 ２． ｔ １ 上升 到 ８． ｔ ２ —３ ５的 Ｅ产油 ５ ，７ ７ ９ ｔ 由 ３． ４吨上升到 ６． ｔ ７ ，截止 ２ ０ ０ ８年 ６月仍 保持高 产 ，累计 增油 ６７ ｔ ２２ 。 ２． 简化 层系 ，挖掘 层间剩 余油 ２ 孤 东 油 田投 产 后 为 了满 足 高速 开 发 的 需 求 储 层动 用 程 度高 ，七 区西 北 部 经过 多 年 强 注 强采 后 ，层 间矛 盾 Ｅ益 突 出 ， 因此 ｌ 对 多 层生 产 井 可 实施 机 械卡 封 强 水淹 主 力 层 ，改采 剩 余 油相 对 富 集 的非 主 力 层 ，提 高 储量 动 用 。通 过绘 制 小层 ｌ 米幅 差 微构 造 等 高线 图 ，将 高含 水 层 实施 卡 堵 后单 采 位 于 微 构造 高 点 的剩 余 油 富集 层 ，同 时将 位 于 对 应油 层 构造 低 部 位 的高 含 水 油井 转 注 、水 井提 高 注水 量 完 善注 采 关 系 ， 充分 挖 掘 微 构造 高 点 的剩 余 储量 。通 过 分 层微 ２ ３ ｔ ２ ４ ０ ４ ２ 。７ ８ ４ ６和 ７ ４ ８ ２ —１ ６井 分 别 ３ 构造 图共实施卡 封 ７井次 ，见效 ７井次 ，累 采 用高 充绕 丝防 砂扶 井生 产 ５２＋ ３和 ５ １ 计 增 油 ３ ７ ｔ ５ ９。 层， Ｅ 油分别达到 ４ ３ 和 ３ ６ ，累计 增 ｌ 产 ．ｔ ．ｔ ２． ３堵 调结 合 ，挖掘 层内剩 余油 油 ４ １ ｔ ７ ０。 孤 东 油 田 七 区 西 经 过 多 年 强 注 强 采 ３认识 后 ，层 内矛 盾 Ｅ 益突 出 ，层 内高 渗 透 条带 ｌ 油 田开 发进 入 特 高含 水 期后 仍 有大 量 形 成 优 势渗 流 ，水淹 严 重 ，大孔 道 现 象突 分 散 的剩 余 油 富集 区 ，在精 细 油藏 研 究 和 出 。因 此对 油 水 井 间大 孔 道严 重 的 井 ，可 储 层 描 述 的 基 础 上 ， 深 化 剩 余 油 富 集 机 实 施 油 水联 动 ，堵调 结 合 ，实施 大 剂 量水 理 、分布形 态认识 ，通 过细分流 动单元 、简 泥砂 干 灰堵 水 ，水井 进 行 深 度调 剖 ，减少 化 层 系 、堵 调 结合 等 手 段建 立 新的 有 效注 注 入 水 沿高 渗 透 条带 的 注 入能 力 ，增加 低 采 井 网 ， 引进 涂防 、高 充绕 丝 等防 砂 工艺 渗 透 条 带的 水 驱 动 力 ，提 高 注入 水 的波 及 技 术 提高 难 动 用储 量 动用 程 度 ，实施 特 高 体积。７ ２４—３８ ６井位于断 层附近 ，生产 含水 期 剩 余油 综 合挖 潜 ，可以 有 效控 制 特 ５ ，砂 层厚 １ ８米 ，为正韵律 沉积的大厚 高含 水 期 油藏 的 产量 递减 ，提 高 水驱 油 藏 ５ ６． 层 ，控 制储量 ８． 万吨 ，初期 射开上 部的 采 收 率 。 ２ ８．２米 ，长 期水驱 的 结果是 底部 大孔 道严 参考文 献 ： 重 ，形 成一 个 高 渗低 压 带 ，剩余 油 富 集在 １ 刘 仁 君 ，戴 启 德 ， 刘 良叔 等 ，孤 东 油 田 储 油 层顶 部无 法 采 出 ，通 过 干 灰封 堵 底部 高 ： 渗 低 压 条带 ，同 时主 要 来 水 方 向水 井大 剂 层 研 究 与 开 发 ．北 京 ：石 油 工 业 出 版 社 ， １９９８． １ ３～ １ｏｇ ｏ 量调剖 ，水井注水压 力由 ｌ ２ １． ＭＰａ上升到 ２ 王 志章 ，吴胜和 ，熊琦 华等，油气田渗流 １ ３ Ｐ Ｍ ａ，油井 在液量稳定 的情 况下含水 ３． 场特 征 ．北 京 ：石 油 工 业 出版 社 ，２ ０ ． ：Ｉ ．４ ～ ０３７ ５ ５ 下降，油量 由 ２ ８ ／ ． ｔ ｄ上升到 １ ｔ ｄ 累计增 Ｏ／ ， ５１ 油 ５ｌ２ 。在该 区块 共计实施堵调 ４井次 ， ２ｔ 见效 ４井次 ，累计增油 ｌ ２ ２ 。 ６ ｔ ０ ２． ４优化 注水 压 力 ，提 高水 驱油 效率 油藏 特 高 含水 开 发 期 ， 储 层水 洗 程度 高 ，需 要提 高 注 水量 以 增加 油藏 压 力直 至 接 近 原 始地 层压 力 值 ，在 高 压状 况 下 油水 置换 能 力 增加 ，可 以 延长 油 井在 高 含 水状 态 下的 经 济 寿 命 ，提 高 水 驱油 效 率 。７ ２ —３８ ５ ６和 ７ ４ ３ ６井含水均在 ９ ％ 以 —２ ４ ８ ８ 上，２ ０ ０ ４年 ６月以来将对应水井 ７ ７ ８ —２ ３ ６ 和 ７ ３ ６分 别提高 Ｅ注水 量 ５ Ｉ３和 —２ ３ ８ ｌ ０ Ｔ Ｉ
特高含水期水驱剩余油挖潜的实践与认识
萨北 开发 区综合 含 水 已高达 ９ ．７ ２３ ％，进 入特 高 含水 开采 阶段 。 虽然 含水较 高 ， 从取 心井 资料看 ， 但 油 层 中还存 在一 定 比例 的低未 水洗 厚 度 ． ３ ． 有 ５ ％的厚 ４ 度 未 水洗 ， ２ ．％的厚 度 弱水 洗 。特 高 含水期 在 井 有 ５６
井 的对应 层位 ． 而缓 解 三次 加密 井 的产 能压 力 。例 从 如 ：北 ３ ３ ２ ５ － ３ ～ ６油井 周 围有 ３口三 次加 密注 水井 均 射 开 高 台子 油层 ．而北 ３ ３ ２ ５ — ３ — ６井 只射 开萨 尔 图油 层， 由于 有 注 无 采 ， 成 注 水 井 注 水 困 难 、 造 吸水 状 况 差 ， 中 ｌ口井不 吸水关 井 。同时 ， 油井 投产 后产 能 其 采 较低 ， 初期 Ｈ产 液 ７ ， ｔ Ｈ产 油 ２ ， 水 ７ ．％ ； 三 次 ｔ含 ２ ４ 在 加 密 注水 井 投 注 、 油井 开始 见 到 注 水 效果 后 ， 井 日 该 产 液 仍 只有 ３ ， ｔ Ｈ产 油 ｌ， 全 区 三次 加 密 井 见 效 时 ｆ而
平 均 单 井 Ｈ产 油 已达 到 ３。 经 过 对 北 ３ ３ ２ ５ ｔ － ３ — ６井 Ｇ １ 、 Ｉ７ Ｇ ２ 、 ＩＩ ２等 层位 模 拟后 均具 有 因注采 Ｉ６ Ｇ １ 、 Ｉ０ Ｇ Ｉ＋
类储 层油 水饱 和度 的分布 状况 的分 析 ， 可将 区块 各 单 层剩余 油分 布概 括为 以下 三种 类 型 ： 类是 剩余 油 较 一
藏动静 态数 据 ， 确预 测 剩余 油分 布 ， 清特 高含 水部位 、 精 搞 剩余 油 富集部 位 、 注采 完善 程度 。针 对 剩余 油分布 零散 的 实际情 况 ， 选补 孔措 施 井 、 施层 位 ， 过补 孔 完善局 部 单砂 体 注采 关 系 ， 优 措 通 进行 剩余 油 的挖潜 。实践 表 明 ， 通过补 孔 完善 单砂体 注采 关 系 ， 潜 不 完善 井 区的剩余 油 ， 以取得较好 开发 效果 。 挖 可
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特高含水期剩余油精细描述及综合挖潜对策作者：于克立
来源：《科学与财富》2017年第28期
摘要：油藏精细描述是在油藏开发的各个阶段，以描述地层框架、储层和有效储层及流体空间展布为核心，为油藏管理提供地质模型的技术服务工作。
其内容包括综合利用地震、地质、测井、岩芯、试油试采和生产动态等资料，对各类油藏进行基于高分辨率层序地层分析的精细地层划分；基于井和三维地震结合的精细构造解释；基于测井相和地震相相关联的各类岩石沉积相或岩相分析；基于地震属性、弹性参数反演和叠后反演的储层物性表征；基于地震反射各向异性特征的裂缝空间分布描述；动静态资料结合的油藏特征分析；以及整合前述各项工作的成果，建立相控的精细油藏三维地质模型；地质储量计算及其不确定性分析。
关键词：高含水；高采出程度；剩余油；挖潜
油田北部油藏目前已进入高含水、高采出的双高阶段，地下还存有大量的剩余油，但是分布比较复杂，挖潜难度大。
为了准确描述剩余油分布和提高油气采收率，对该块进行精细油藏描述和剩余油分布研究。
1 油藏地质特征
某区域沿北北东呈条带状展布，主块构造相对简单，含油层系沙二下、沙三上。
储集岩主要为长石石英粉砂岩，平均孔隙度16.5%，平均空气渗透率为34.7×10-3μm2。
原始地层压力36.9MPa，地层温度110℃～120℃，地面原油密度0.818～0.8301g/cm3，地面原油粘度5.3～6.78mPa·s。
2 开发现状和出现的问题
研究区含油面积0.23km2，地质储量14.8万吨，可采储量5.9万吨，剩余可采储量1.7万吨。
该区块从1984年开始注水开发，由于注水时间较长，该区块早已进入高含水时期，平均含水达到96%，采油速度0.02%，采出程度28%，客观上就要求必须搞清剩余油分布，提出切实可行的开发手段，提高区块最终采收率。
3主要研究方法和成果
3.1确定夹层，细分单砂体
以小层为研究对象，纵向上主要利用夹层细分单砂体。
3.2构造精细研究
全新三维地震资料连片解释全覆盖，对复杂带进行加密解释，理顺断层关系。
3.3以小层划分为基础，结合测井相建立单砂体微相划分标准，重新绘制单砂体沉积微相图。
表1 单砂体沉积微相划分标准
3.4 利用沉积相研究成果和见水见效关系，绘制出细分后的相控含水分级图。
3.5利用研究结果对剩余油富集区域进行挖潜论证。
利用数值模拟和常规油藏工程分析技术，基于油藏中井的静态资料和生产动态资料，综合分析油井压力、产量变化规律及其控制因素，进而研究油藏单元的划分、生产井的递减规律、油藏水侵速度、底水锥进、注采系统适应性、油藏储量动用程度、剩余油的分布规律和可采储量的标定等，为油藏开发方案编制、老油田的挖潜提供依据。
该井区是典型的双高区域，综合含水在96%左右，调整治理前，井区开发基本处于停滞状态。
开始该井区的2-3号小层作为一个自然段进行研究，后来把2-3号小层细分，分为2、3号小层进行研究。
细分之前认为2-3号小层位于水下分流河道，细分后2号小层位于水下分流河道侧翼。
结合细分后的沉积相图和相控含水分级图认为该井S2下2的2号小层位于水下分流河道侧翼，水淹级别低，剩余油富集。
2016年7月26日对S2下2的2号小层实施补孔。
初期产量24.6×6.9×72%，截止目前累产油4908t。
4结论
精细油藏描述挖潜剩余油的研究具有重要的现实意义，为其他双高区块的开发提供可靠依据，剩余油研究是一个从实践中总结、深化的过程，要不断的解放思想、创新创效。
参考文献：
[1]徐守余，油藏描述方法原理[M].北京：石油工业出版社，2015
[2]王志章，石占中，等著.现代油藏描述技术[M].北京：石油工业出版社，2012.12。