水驱油藏特高含水期微观剩余油渗流特征研究

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高含水油田调驱体系不同阻力特性见效特征研究

联体系，但其分子尺寸和黏度都远远大于水和聚合物溶液，因此压力达到一定程度时，才能进入孔隙。而大孔道的阻力最小，因此弱凝胶会进入大孔道，而不会挤入小孔隙。
（２）弱凝胶在孔隙介质中的运动形式具有整体
性。原因在于弱凝胶为一个具有空间网络结构的体
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科
学
技
术
与
工
程
１３卷
系，它不能完全溶于水。弱凝胶分子不会从网络结构中脱离出来进入水相中，因此在弱凝胶的前缘和后缘都能保持相对完整性。弱凝胶流动过程中的完整性有利于降低高渗透层的渗透率以及提高弱
油效率很低。可动凝胶调驱技术的主要目的正是
通过在油藏深部改变注入流体的流动方向来调整注入流体的波及体积，同时增加一定的驱油功能。
气锁孔隙，将剩余油驱出。
（４）运移一封堵一再运移，在后续水驱过程中，
⑥
２０１３Ｓｃｉ．Ｔｅｃｈ．Ｅｎｇｒｇ．
高含水油田调驱体系不同阻力特性见效特征研究
王绍平曾明马振昌马华吕雷
（长庆油田公司第二采油厂，庆阳７４５１００）
摘
要
长期注水开发导致国内多数油田已进入高含水期，调驱技术是现阶段改善和提高水驱开发油田采收率的重要技术

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。

EBS油田油藏水驱油规律研究

88随着EBS油田石油资源勘探程度的不断深入、高低渗透储层的稳产状态的已经很难维持。

同时，低渗油藏的注水开发状况复杂，油藏油水分布规律难寻、不同井油水采出程度差异也比较大、再加上储层微观地质条件，水驱油路径与油藏剩余油展布规律认识不清，这都是造成油田增产难以实现的因素。

驱油效率直接影响油气采收率，影响油田的经济效率。

真实砂岩模型驱替实验能直观的发现油藏渗流特征的变化，有更好的科学性，实用性也更强。

同时，EBS在进入含水中期后，开发规律及驱油效率均发生变化，需要对渗流规律进行深入研究，从而指导油田后期的开发。

针对这些问题，本文从储层地质特征出发，结合真实砂岩水驱油实验，对伊拉克东巴油田油层的驱油效率的影响因素进行了分析研究。

一、研究区储层基本特征EBS油田位于巴格达市东北方向14km处，横跨巴格达、迪亚拉、瓦西特三省，占地面积约为658平方公里。

东巴格达油田位于伊拉克Diyala省境内，处于美索不达米亚盆地前渊内，油田面积为1900km2,发现于1976年，1989年投产。

实验最终可采储量4651.38×106bbl，天然气最终可采储量9385000×106ft3。

储集层为Hartha组，其岩性为石灰岩，沉积于浅海相环境，年代为白垩纪坎潘期－马斯特里赫特期，厚度为975ft，平均孔隙度20%；第二储集层为Khasib组，其岩性为石灰岩，沉积环境为浅海相，年代为白垩纪土伦期－康尼亚克期，厚度为300ft，平均渗透率为100mD；第三储集层为Sadi组，其岩性为石灰岩，沉积于深海相环境，年代为白垩纪土伦期－康尼亚克期，厚度为975ft；第四储集层为Tanuma组，其岩性为石灰岩，沉积环境为浅海相，年代为白垩纪土伦期－坎潘期，厚度为250ft，平均孔隙度20%；第五储集层为祖拜尔组，其岩性为砂岩，沉积环境为浅海相环境，年代为白垩纪欧特里夫期－阿普特期早期，厚度为1650ft。

圈闭为构造圈闭，是背斜和断层构造。

水驱废弃油藏CO2驱提高采收率技术研究

ｗｈｃａｒｖｄｅｅｎｌｇｒｎａｃｄｏｌｅｏｍＴｉｉｈｗａｅｕｓｒｏｒｎａｅｆｏｉｇａａｄｎｄｒｓｗｏｒｉｈｃｎｐｏｉｅａｎｗｔｈｏｏｙｆｈｎｅｉｒｃｖｈｇｔｒｔｅｅｉａｄｗｔｒｏｄｎｂｎｏｅｅｍｉｅｏｅｎｅｒｖｌ．
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文章编号：０５８０２２０一ｌ７Ｏ１０ — ９７（０１）２Ｏ－４８
水驱废弃油藏Ｃ驱提采收技术研究Ｏ２高Ｘ同７率
ｐｒ（ｔｏｒｍｅｅｎｄｍａｅ￣ａｔｃｒｏｉｎａｄａｔｃｎｌｎｅｈｌｇｔｇｈｗａｅｕｔｇｒｔｒｏｓｆｅａｃｎｏ１ｉｎｐａａｔｒａｔｈｅ１ｎｉｏｒｓｏｎｎｉｈａｎｅｉｇｔｃｎｏｏｙａｕｃｈｉｔｒｃｔｓａｅｆｈｅｐｕｐｅｏｎｈｎｉｇｏｏｌｒｃｖｉｅｏｍｙ（ａｏｅｅｅｖｉｙｕｓｎｇＣＯ２ｄｓａｅｅｔＴｈｅｈｎｌｇｅｅｔｏｄａｖａｄｂｅｎｉＪａｂｎｄｎｄｒｓｒｏｒｂｉｆｉｐｌｃｍｎ．ｅｔｃｏｏｉｓｍｎｉｎｅｂｏｅｈｅｍｐｌｍｅｅｎｔｅｓｅｎｔｄｉｗｏｔｔ
低，利于气马提高采收率。文重点开展了剩余油微有 Ⅸ 本

特高含水期相渗关系表征研究

特高含水期稳态相渗试验
以某油田中ｌ４检１井所在区块水驱油试验为基础，研究特高含水期相渗关系，试验结果见图１。０、２
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［要］特高含水开发阶段油水相对渗透率比与含水饱和度指数式不再呈线性关系，基于该线性规律得到摘
的分流量曲线无法准确描述特高含水期油水两相渗流特征。以高注入水驱油试验为基础，利用数学分析理论推导，建立新的相渗关系表征方程；结合水驱油试验数据进行回归分析，确定适用于某油田中１４检
［献标志码］Ａ文
［章编号］ｌ０１５（ｏ２１０１一Ｏ文００）２２ｌ）０— １８３７
油田开发面临着｝午多问题：含水高、采油速度高、储采失衡严重、套损速度加剧；注采井网不完
善，水驱程度降低；问非均质性强、隔层小Ｊ；藏综合含水高，采出程度高，剩余油分布零散；层油
第３４卷第１Ｏ期
邴绍献：特高含水期相渗关系表征研究

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。

不同物性储层微观渗流特征差异研究

1前言鄂尔多斯盆地研究区内发现大量油气显示异常的储层。

岩心分析实验表明，其中有很大一部分岩心分析渗透率K 在0.3×10-3μm 2左右，且目前对该类特低渗储层的流体渗流特征研究尚浅，开发存在很大困难。

因此针对目前特低渗储层开发难的特点[1]，本文以鄂尔多斯盆地的A 油田为例，应用真实砂岩微观模型[2~7]，对不同物性储层的微观渗流特征进行了研究，为开发特低渗储层提供了科学的依据。

2实验介绍2.1实验模型目前，主要使用光刻仿真模型和真实砂岩微观孔隙模型，对大部分注水开发中有关渗流特征的问题进行可视化研究。

本研究使用的是真实砂岩微观孔隙模型，该模型是研究区的实际油层岩心经抽提、烘干、切片、磨平等工序之后，粘夹在2块优质玻璃之间制作而成。

模型尺寸约为2.5cm ×2.5cm ，承压能力为0.2MPa ，耐温200℃，加压耐温能力为100℃。

由于制作精细，砂岩模型较完整地保留了实际油层的孔隙结构、填隙物及岩石表面物理性质，使研究结果可信度较其他模型大大增加。

该模型有一个注水入口和一个采油出口(见图1)，单模型可用于研究微观渗流特征，多个单模型的组合可用作储层宏观非均质性及水驱油渗流特征的研究。

2.2实验流体为了更真实地模拟地层条件下的流体运动情况，本试验采用根据研究区实际地层原油性质配制而成的模拟油，其黏度约为2～3mPa ·s 。

为了在实验过程中便于观察，在模拟油中加入了少量油溶红，使其呈红色。

实验用模拟水是根据实际地层水离子组成及矿化度配置而成，黏度约为1.0mPa ·s ，为了便于观察，在模拟水中加入了甲基兰，使其呈蓝色。

2.3实验方法本次实验的研究步骤为：①将实验模型抽真空后饱和地层水；②油驱水实验；③水驱油实验。

在水驱油实验过程中，微观模型水驱倍数为2～3倍孔隙体积，实验压差为0.03～0.20MPa 。

由于研究的主要对象是特低渗储层，水驱油过程中驱替压力几乎达不同物性储层微观渗流特征差异研究欧阳畹町1，刘宝平1，张章1，朱玉双2，崔晓庆3(1.陕西延长石油集团油气勘探公司，陕西延安716000；2.西北大学地质学系大陆动力学国家重点实验室，陕西西安710069；3.陕西延长石油集团，陕西延安716000)摘要针对目前特低渗透储层开发难的特点，应用真实砂岩微观模型，对高、低渗不同物性储层微观渗流特征差异进行分析研究。

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。

水驱油藏剩余油控制因素研究——以大芦湖油田樊107块为例

—科教导刊（电子版）·2019年第34期/12月（上）—283水驱油藏剩余油控制因素研究——以大芦湖油田樊107块为例田子朋（中国石化胜利油田分公司东胜精攻石油开发集团股份有限公司山东·东营257000）摘要本文以大芦湖油田樊107块为例，由点到面、动静结合、多学科协调，以定性和定量相结合的方法开展了储层地质因素与剩余油分布关系的研究，建立了多因素综合控制的油藏储层模式，为樊107块油藏剩余油研究提供了基础。

关键词水驱油藏剩余油控制因素大芦湖油田中图分类号：TE341文献标识码：A 油藏水驱开采后剩余油分布十分复杂，其控制因素也极为复杂。

目前从水驱采收率的角度来看，搞清驱油效率和体积波及系数的控制因素也就基本上搞清了剩余油分布的控制因素。

已有的研究表明，驱油效率的主要控制因素有储层孔隙结构、润湿性、油水黏度比以及注入倍数等；体积波及系数为平面波及系数和纵向波及系数之积，其主要控制因素有储层非均质性及开发方式等。

对于大芦湖油田樊107块而言，研究剩余油的富集规律，要从其油藏特点出发，从构造特征、储层特征、开发特征三方面入手，分析各个因素的配置关系及其对剩余油富集的影响。

控制剩余油富集的因素可分为两大类，即油藏地质因素和开发因素，而油藏地质因素又可分为储层非均质和流体非均质因素。

1油藏地质因素储层非均质性是影响水驱开发效果和剩余油分布的主要内在因素之一，它包括储层物性非均质和非渗透性夹层对剩余油的影响。

1.1储层物性非均质它包括平面非均质性、层间非均质性和层内非均质性三方面。

（1）平面非均质性。

从樊107块主要含油层系渗透率平面分布图可以看出，砂体主体部位渗透率较高，向砂体边缘部位渗透率逐渐降低，砂体边缘部位渗透率较低，平面非均质性较强。

（2）层间非均质性。

樊107块沙三段各小层渗透率最大值9.1×10-3m 2，最小值1.9×10-3m 2，渗透率级差4.8、渗透率突进系数1.7、渗透率变异系数0.4，层间非均质性较弱。

探讨开发后期剩余油分布规律与挖潜措施

探讨开发后期剩余油分布规律与挖潜措施[摘要]经过长期注水开采，油田进入高含水期，油层内油、气、水交错渗流，剩余油的挖潜难度加大。

高含水剩余油分布研究主要从剩余油分布研究方法、剩余油分布特征、剩余油分布控制因素三方面进行。

总结目前剩余油分布及挖潜技术状况和最新进展，提出周期注水、降压开采等剩余油挖潜措施。

[关键词]油田开发后期剩余油控制因素挖潜措施中图分类号：p618.13 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）08-257-01前言陆相沉积油田近90%采用注水开采方式，其基本规律是注水开发早、中期含水上升快，采出程度高。

油田进入高含水后期开发后，剩余油分布越来越复杂，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。

剩余油的分布与沉积微相、储层非均质、流体非均质、断层、开发因素（注采关系、井网部署）等诸多因素有关，高含水期的剩余油研究内容不仅要搞清楚剩余油分布的准确位置及数量，还要搞清楚其成因以及分布的特点，并根据剩余油分布规律，采用相应的挖掘技术，提升油田的开发潜力。

1 剩余油分布规律1.1剩余油分布控制因素高含水期剩余油的形成与分布主要受地质和开发两大因素的控制。

地质因素主要指沉积微相，储层微观特征、宏观非均质性，油层微型构造，油藏构造，流体性质等。

开发因素主要指注采系统。

各种因素互相联系，互相制约，共同控制着剩余油的分布。

1.1.1地质因素。

（1）沉积微相控制剩余油的分布。

沉积微相决定储集砂体的外部形态及内部构造，因此也决定着储层平面和垂向非均质性，控制着油气水的运动方向，从而导致剩余油沿一定的相带分布。

沉积微相对剩余油分布的控制作用主要表现为4个方面：砂体的外部几何形态；砂体的延伸方向和展布规律；砂体内部构造；不同微相带影响井的生产情况。

（2）油层微构造和断层构造对剩余油分布的控制作用。

不同的微型构造模式其剩余油富集程度和油井生产情况不同。

油层微型构造对剩余油的分布和油井生产有明显的控制作用。

油藏开发高含水阶段剩余油分布模式探讨

280油藏开发后期，油田通常处于高含水阶段，此时剩余油分布比较分散，常常认为剩余油分布规律性不强，而实际上是存在一定规律的。

A油田已处于高含水阶段，剩余油表现出总体分散，局部集中的特征，开展剩余油研究，对油田下步挖潜有重要作用。

1　A油田地质特征A油田主要为滨浅湖滩坝和三角洲前缘沉积。

总体表现为下部沉积时水体较深，物源充沛，呈现“砂包泥”的特征，为三角洲前缘沉积。

主要微相类型为水下分流河道、河口坝、远砂坝、前缘席状砂和水下分流间湾，其中水下分流河道砂和河口坝砂构成了最主要的储集体，砂层厚，储层物性好，砂体呈NW-SE向展布。

油层呈“油帽子”发育在顶部，油藏模式表现为块状底水油藏。

油藏储层物性主要受沉积微相控制，物性的空间展布规律与沉积相带的分布具有较好的相关性。

2　剩余油分布模式2.1　平面剩余油由于平面剩余油的分布主要受微构造、储层隔夹层、沉积相带以及开发方式、特征等影响，导致平面上呈现分布较分散、局部较集中的特征，一般在平面上主要分布在沉积相边缘相带区域、构造的上倾方向、砂体的尖灭线周围、井网较稀、控制较弱等区域。

2.1.1　边缘相带储层物性差砂体的展布规律对水侵方向有决定作用，储层物性对注水水线推进速度有重大影响。

一般情况下，水驱油时水线往物性好的区域优先推进（沿坝砂、水下分流河道砂等），而后往物性相对较差的其他部位扩展（滩砂、坝砂侧缘、水下分流河道砂边部等），因此，容易产生在低渗带边缘水驱程度偏低，剩余油集中分布。

2.1.2　平面相变导致死油区构造-岩性油藏在相变区容易形成剩余油富集。

但受渗流屏障和渗流差异的影响，该区域水线波及不到，为死油区，同时储层零散，物性较差，该区域的剩余油为“滞留型”剩余油，无法被动用。

2.1.3　构造上倾方向水淹程度低构造特征对油藏的控制作用明显，除控制油气生、运、聚、保等，也会对剩余油的分布、油藏水淹等产生影响。

剩余油主要分布在构造较高部位，特别是在水淹初期和中期更是如此。

探讨高含水期油藏剩余油分布特征与挖潜措施

块油藏地层倾角一般为５－１５ｏ，部分断块２０ｏ以上。地层倾角较大时，受重力作用，构造低部位形成水驱优势通道，水驱波及程度高，水淹程度高，构造高部位

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，２００９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ｊＥ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 — ２Ｏ，断

特高含水期油藏数值模拟应用技术探讨——以胜二区为例

基于特高含水期油水两相渗流特征，开展了特高含水期油藏数值模拟方法的研究，具体思路是：根
究特高含水期油藏数值模拟方法，提高剩余油描述的准确性。
１特高含水期油藏数值模拟方法
１．１特高含水期水驱油特征
＝
第一作者简介：陈燕虎（１９７６一），男，湖北汉川市人，胜利油田地质科学研究院高级工程师，研究方向：油气田开发。
∑△ Ｑ／ＰＯＲＶ。
ｉ：１
式中：为过水倍数；ＡＱ为第ｉ时间步储层的累
５期
期油藏的这些特征导致了特高含水阶段油藏剩余油分布形式更加复杂，定量表征难度加大，常规数值模拟技术难以精确描述这种变化。因此，需要深入研
油藏在特高含水阶段，驱替倍数增加后，残余油饱和
度值降低了。１．２特高含水期油水两相渗流特征实验室特高含水期油水两相渗流规律研究形成的特高含水期相渗曲线，实现了相渗曲线与驱油效率的统一，驱替倍数的增加可以进一步降低残余油
饱和度。
１．３特高含水期数值模拟方法
时随着驱替倍数的增加，残余油饱和度会进一步降低，油藏物性也发生了变化，导致用常规数值模拟技术难以精确描述剩余油的分布。因此，需要研究特高含水期油藏数值模拟方法。在应用高驱替倍数相渗曲线的基础上，实现了数值模拟中的过水

特高含水期油田“四点五类”剩余油分类方法

特高含水期油田“ 四点五类＂剩余油分类方法
王友启
（中国石化石油勘探开发研究院，北京１０００８３）
摘
要：特高含水期油田的油水分布状况复杂，需要明确其剩余油的定义、属性分类方法和水驱开发潜力评价
“ ＦｏｕｒＰｏｉｎｔｓａｎｄＦｉｖｅＴｙｐｅｓ ” ＲｅｍａｉｎｉｎｇＯｉｌＣｌａｓｓｉｆｉｃａｔｉｏｎｉｎＯｉｌｆｉｅｌｄｓｗｉｔｈ
Ｕｌｔｒａ－ＨｉｇｈＷａｔｅｒＣｕｔ
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｏｉｌａｎｄｗａｔｅｒｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｗｉｔｈｉｎｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｉｎｍａｔｕｒｅｏｉｌｆｉｅｌｄｓｗｉｔｈｅｘｔｒｅｍｅｌｙｈｉｇｈｗａｔｅｒ
第４卷第２期
２０１７年３月
石油钻探技术ＰＥＴＲ（）ＬＥＵＭＤＲＩＩＩＩＮＧＴＥＣＨＮＩＱＵＥＳ
Ｖｏ１．４５Ｎ（．
Ｍａｒ．．２（）ｏｉ：１０．１ｌ９ｌ１／ｓｙｚｔｊｓ．２０１７０２０１２
ｒｅｍａｉｎｉｎｇｏｉｌｃｌａｓｓｉｆｉｃａｔｉｏｎｍｅｔｈｏｄｆｏｒｏｉｌｆｉｅｌｄｓｗｉｔｈｕｌｔｒａ — ｈｉｇｈｗａｔｅｒｃｕｔｗａｓｄｅｖｅｌｏｐｅｄｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒｂｙｓｅｌｅｃｔｉｎｇ４ｏｉｌｓａｔｕｒａｔｉｏｎｐｏｉｎｔｓｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｔｏｔｈｅｏｉｌ — ｗａｔｅｒｓｅｅｐａｇｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｓｔｈｅｂｏｕｎｄａｒｙ

特高含水期油田改善水驱开发效果关键技术

胜二区沙二83-5单元调整效果日产液（t/d）45来自04144934
5912
日产油（t/d）
58
154
212
492.20％1
含水（%）
0.9
96.6
95.7
调前：2002.12 2003年12月
水驱控制程度提高：由65.8％上升到81.6％；含水降低：含水上升率-1.05％；可采储量增加：增加了47万吨，提高采收率3.0％。
胜坨油田胜二区83－5单元: 含水96.6％、可采程度93％建立精细储层模型：利用小层中的泥（灰）质隔夹层（0.5-1.7m）将2个小层细分为11个韵律层，每个韵律层具有不同的沉积、水淹特征。
82(4) 82(5)
23x280井测井图
83小层
83(1) 83(2)
83(3) 83(4)
原83上原83下
动用储量 104t
辛47 辛50 河68 垦71断块辛109 辛16 临13沙二下南块辛68 利21块永3 辛11-9 辛23 河43-106断块营13 ……
差值 -26.3 -10.6 -27.2
83(4)韵律层平面图
83(5)韵律层平面图
细分韵律后 83⑷注采对应率只有53.8%
细分韵律后 83⑸注采对应率 28.6%, 均为单向
细分韵律层后韵律层的水驱储量控制程度较低，根据各韵律层统计，单元的水驱储量控制程度降低，各韵律层仍有进一步完善井网、提高水驱控制程度的潜力。
高分辨率层序地层研究
多信
息储
地震、储层储层
层定量模拟技
露头约束参数库
骨架参数库
物性参数库
流体流动单元研究
术

特高含水油藏剩余油分布因素及特征研究

目前断块油藏综合含水高达９．％，出程度２．％，井网下采收率３．３２采７８现１８与理论测算４％的采收率仍有很大差距，％，８因此有必要研究高含水断块油藏剩余油主控因素及分布特征，以有的放矢挖潜剩余油，大程度提高断块油藏最
采收率。１高含水断块油藏剩余油分布控制因素及分布特征１１平面剩余油主控因素及分布特征． ①断块内部低序级断层是控制平面剩余油分布的主要因素，在断层遮挡作用下，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。以胜坨某断块为例，０９通过精细地质研究发现在断块腰部有一条落差仅２左右的２０年米
出特高含水断块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施。［关键词］特高含水剩余油分布控制因素开发措施中图分类号：２３３Ｆ９．文献标识码：Ａ文章编号：０９１Ｘ（０２０ — ０８０１０—９４２１）３０３ — １
微断层存在。数模结果显示受微断层遮挡，断层东北部地区注水不受效，储量动用程度差，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，剩２１年该块完钻３口新井，中井不受微断层遮挡，００其位于水驱主流线位置，测井曲线显示７砂层组总体水淹严重，新井投产效果较差，水在９％以上，含０日产油量只有１２／。－ｔｄ其余两口井小层受小断层遮挡，水驱波及不到，总体水淹程度较低，３％和新初０６％，Ｏ日产油量均在ｌｔｄ以上。②地层倾角控制断块油藏平面剩余油分布。Ｏ／与整装油藏相比断块油藏，断块油藏地层倾角较大，一般为５５，－１ｏ部分断块２００以上。地层倾角较大时，重力作用，受构造低部位形成水驱优势通道，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，加之油气向上运移，构造高部位剩余油较富集。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。韵律厚层底部水窜严重，水形正注入成无功循环，层顶部无论是构造高部位还是低部位，余油均较富集，油剩底部水淹严重。数值模拟显示正韵律油层顶部剩余油整体富集，闭取心井资料显示密顶部仍有３．％的厚度驱油效率低于４％，一步验证了正韵律层构造腰部及８３０进低部位油层顶部剩余油仍较富集。在高部位停产井已高含水停产的情况下，高部位及高含水井间滞留区仍然有２５－米的油层存在，此时构造腰部及低部位而已高度水淹，密闭取心井显示水洗及强水洗。 ④对于边底水能量较弱的层状薄层，藏平面剩余油主要受井网形式控制。油注入水受井距、产液强度、面非平均质性等因素影响，压降较大的优势通道水淹严重，沿非优势通道滞留区剩余油较富集。非注水主流线位置，测井曲线显示水淹严重，低部位井位于注水而非优势通道位置，解释为纯油层，孔生产综合含水仅２．％，明构造相测井补８９说对低部位非优势通道区仍有剩余油富集，水井排非主流线的井间滞留区剩余油

复杂油藏高含水期流动单元研究及剩余油预测_李松泽(特种油气藏,2015)

Ⅱ类平均值２４８９２９１．９１９２范围２１～２６４０～１６０２８～３０１．５～２．８９０～３７０
Ⅲ类平均值２１２４３１１．４５１范围１８～２１１０～４０３０～３３１．３～１．５１７～９０
图１储层质量指标与标准孔隙度交会图
物性差异大，储层非均质性强。经过几十年注水开发，综合含水高达９已进入特高含水后期开５．１％，采阶段，采出程度为３１．４６％。由于对储层复杂性认识有限，导致油藏在开发过程中层间动用不均衡、注采井网不完善、产能自然递减快，开发形势严峻。
。通过统计可知，ＩＶ类流动单元剩余油
分布含量基本小于３０％， Ⅲ类流动单元剩余油含量其中小于３小于５０％，０％所占比例较大， Ⅱ类流动单元剩余油含量小于６其中３０％，０％～６０％所占比例较大，类流动单元剩余油含量大于４０％。总体可看 Ⅰ 流动单元类型越好，剩余油饱和度越高。出，４．２不同开发阶段剩余油变化规律通过井史分析，将开发过程分为１９９５至２０１２年和２０１２年至今２个开发阶段。由主力层位单层单砂体流动单元平面展布与２个阶段剩余油的平）面展布（图３分析可知，从开发初始至今，由于储层
３流动单元特征
由流动单元分类标准分析（表１）可知， Ⅰ类流动单元以高孔、高渗为主，该类储层的开发效果最好，见效快且采出程度高，具有极佳的储集能力和渗流能力，但在注水开发中后期容易出现水窜现象，影响附近储层的开采。 Ⅱ 类流动单元在研究区

埕东油田东区特高含水开发后期剩余油分布研究

３５５５
井数
饱和度均值％
Ｎｇ３Ｎ ”
Ｎｇ３ “
从取心井埕７检９一井资料分析（），单井相为辫状河亚相，主表１要发育河心砂坝和辫状河道微相。Ｎ２ｌｇｇＪ３各层均见水，由于各层￣Ｎ注采关系不同，不同层位水淹状况存在差异，主力厚油层Ｎ２、ｇ
大量的油田开发实践证明，油田进入特高含水期，地下仍有可观的可动剩余油，呈 “ 整体高度分散、局部相对富集” 的状态。笔者根据东区开发特点，合应用密闭取心、动态监测、数模技术定量描综述了剩余油分布规律，以指导东区开发调整提高采收率。
１密闭取心技术
效厚度、孔隙度等参数。综合地质、井和油藏工程分析资料，计算测的储量与原始地质储量相对误差为＋．７Ｏ０％，拟合精度较高。０开发历史拟合过程采用分阶段拟和，考虑了开发过程中岩石和流体参数的变化，采用分阶段动态模型，采用段间分产，按渗透率、压力、粘度自动批产的办法进行含水及压力的拟合。本文对生产时间较长或产量较大的井作了单井含水率历史拟合，趋势一致且误差较小的井有８％以上，重点井含水率拟合均在误差允７
线上，２０年５００５月２日碳氧比测井Ｎ３含油饱和度１．ｇ９％，埕１— 井９８３组中埕ｌ— １ｇ８３井Ｎ３层处于非主流线，２０年６１日０７月９进行ＳＰＪ，Ｎ￣井Ｎ３含油饱和度５．ｇ１％。②注采强度对剩余油分布的影响。据相关研５究实践，入倍数对波及系数的影响在平面上，当注入倍数较高时，注水驱前缘可以越过井组范围，至越过井距一倍以上；纵向上，当甚在注入倍数较高时，能改善纵向波及程度，但是也会造成窜层、窜槽及大孔道现象加剧。根据东区测井资料统计结果表明，油井累积采液强度越大，井组采出程度越高，注入倍数越高，水洗程度就越高，剩余油饱和度就越低，相反剩余油饱和度就越高。

剩余油研究方法

——单位颗粒体积比表面。
流动带指标
K FZI 1

FS S gv

油藏品质指数
H RQJ K
孔隙体积与颗粒体积之比 Z e 1 e
研究剩余油的地质方法
二、应用储层流动单元研究剩余油分布
公式变为
lg H RQI lg z lg K FZI
此式表明在HRQI和的双对数坐标图上，具有近似KFZI值的样
研究剩余油的地质方法
一、应用微型构造研究剩余油
微型构造是油层的顶面和底面都是不平整的，普遍从在局部起伏变化，其幅度和范围都很小，面积在0.3km2以内，
幅度大多不超过20m，这些局部的起伏称为微型构造。主要表现在两个方面：油层微构造和断层。
组合方式主要有：顶凸底凸的双凸型、顶凸底斜型、顶底斜面型、顶底均为小低点型(顶底双凹型)。
s p
基本公式：
N 100 A h Soi o Boi
当油藏全面注水开发到某一阶段后，根据物质平衡原理，其剩余储量Ns可以表示为：
Ns N N p
N 100 A h Sor o Bor
油藏工程、试井及数值模拟方法
一、油藏工程方法 1.物质平衡法以上三式联立，得：
(2)求某方向注水井分得产量
q Q
(3)计算单元(以水井为中心)累积产量
Q1 qn q t
若对于规则井网，以注水井为中心，平行注水井排方向以油井为界，垂直注水井方向以水井井距之半为界来划分计算单元；对于不规则井网，以水井为中心，以周边油井形成不规则闭合面积，根据井点坐标计算单元面积。
研究剩余油的地质方法
一、应用微型构造研究力分异，尽管这种分异极不完全，时间也短暂，但它促使一部分油由相对较低的负向微型构造向正向微型构造运移，还使一部分水与油作相反方向运移。主要表现在：单井剩余油垂向分布，无论正、反韵律油层都是在上部富集；据对一些高产井的统计认识，有些高产井，特别是一些采出量已经超过单井控制地质储量的油井，这些高产井无一例外均处于正向微型构造区。