储层微观参数对剩余油分布影响的微观模拟研究

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油藏剩余油分布模式及挖潜对策

油藏剩余油分布模式及挖潜对策油田在开发过程中，随着开采和运输的进行，后期油田能源减少现象逐渐发生，为了提高油田开发利用效率，采取挖掘防效率措施是必然的，在具体实施过程中，粗暴地打水压压裂、堵水、酸化等技术，提高油井的产量，降低综合含水率，通过科学合理的方法创造更大的经济效益，帮助油田实现长期稳定的发展。

本文基于油藏剩余油分布模式及挖潜对策展开论述。

标签：油藏剩余油;分布模式;挖潜对策引言随着我国石油市场的快速发展，国有企业和民营企业已经进入了国外石油市场。

国内许多油田有单井日产量减少、水分增加、原油单井产量明显减少的趋势，但仍有水库内50%以上的可恢复储量，合理有效的剩余石油开采是各油田的工作重点。

1剩余油分布模式根据对韩·达·马里先生（1995年）和刘·凯·泰先生（2000年）水库剩余油形成和分布的研究，总结了总剩余油在水库内分布的情况。

油田堵水期间剩下的油主要用以下几种方法留在水库里[2-3]：砂体边缘区域：水库砂体都是不规则的大砂体，如有边缘且未被屏蔽分割的采石区域形成的油区。

浸水残留区域：由于水池的异质性，水库“用舌头”泛滥，形成残留区域，或有不这样的区域，这种区域一般是水性下降或表外膜。

井网缺失区：水库砂体井网分布控制有限，因断层而难以控制井网的部分形成了停滞区。

因为注射采矿系统的不完全或井之间的分流线部分也形成了停滞区域。

结构死角带：储层结构由断层和微结构起伏形成的高部位和叠层储层的上部砂体形成停滞区。

其他停滞地区：由于杨云律油层的上层物理特性大不相同，上层仍有原油。

层内及层间低渗透分离子宁的存在导致注入水未传播区。

2剩余油分布的主要特征剩余石油的分布以平面形式主要以窄带或孤岛形式分布，分布区域主要位于断层角区、大断层区、岩性变化区等。

另外，剩余油分布在低渗透层，低渗透层物理特性不好，给开发带来了困难。

剩余油分布特征一般可分为连续片状剩余油和分散剩余油两类。

精细油藏描述中剩余油研究进展

精细油藏描述中剩余油研究进展摘要：剩余油表征一直是油田开发中后期研究者关注的重点内容。

目前我国的石油工业发展较快，石油资源的地位仍然无法取代。

加强石油油藏等相关研究，有助于我国经济发展。

关键词：剩余油；精细油藏；油藏工程1剩余油研究的重点内容1.1储层中剩余油类型和分布规律刻画董冬等研究了河流相储层中的剩余油类型划分和分布规律特征。

窦松江等以大港油田港东开发区为例，研究了复杂断块油藏剩余油分布特征及其配套挖潜措施。

剩余油的类型主要包括宏观剩余油和微观剩余油，其中宏观剩余油主要指油藏规模剩余油的发育特征，而微观剩余油主要指剩余油在孔隙结构中的分布规律。

1.2剩余油形成和分布模式表征及控制因素分析王志高等以辽河油田曙二区大凌河油藏为例，进行了稠油剩余油形成分布模式及控制因素分析。

该项研究主要综合地质和开发特征，通过剩余油成因和分布位置特征，对剩余油进行分类描述及预测。

1.3层序地层学划分、构造精细解释、储层构型表征、储层非均质性研究、流动单元分类等在剩余油研究中的应用。

汪益宁等研究了高精度构造模型在密井网储层预测及剩余油挖潜中的应用。

胡望水等以白音查干凹陷锡林好来地区腾格尔组为例，分析了储层宏观非均质性及对剩余油分布的影响。

陈程等以吉林扶余油田S17-19区块为例，研究了点砂坝内部水流优势通道分布模式及其对剩余油分布的控制。

1.4储层剩余油分布特征预测尹太举等以马场油田为例，对复杂断块区高含水期剩余油分布进行了预测。

研究认为剩余油预测包括井点剩余油预测和井间剩余油预测2方面。

1.5三次采油措施后剩余油分布特征描述宋考平等分析了聚合物驱剩余油微观分布的影响因素，结果表明，聚合物溶液降低了流度比，在宏观上起到扩大波及体积的作用；聚合物溶液黏弹性加大了其与油膜之间的摩擦力，提高了微观驱油效率；不同水淹程度产生不同特征的剩余油，盲端状剩余油受聚合物驱影响最大；聚合物驱剩余油分布受不可及孔隙体积倍数影响，主要以簇状形式存在。

综述储层微构造概念、模式及研究方法

2、储层微构造模式的几何形态和对剩余油及油水分布的影响
⑵ 负向微型构造负向微构造其油层相对下凹，包括小低点，小向斜，小沟槽，小断沟等。此构造主要为低产井，注水开发中后期通常为水淹严重的高含水区。负向微构造油层顶面构造幅度为负值，单井累积产油相对较低，含水上升快。与正向相比此区油井相对生产要差些。如单家寺油田29-斜16井。 ⑶ 斜面微型构造斜面微型构造生产介于正、负微型构造之间，包括小阶地等。如广利油田的1-104井。
⑵用较密井网资料和小间距等高线法进行微构造究，此时是以密井
网资料为基础，以分布较广的油砂层顶面或底面为准做微构造图。正韵律砂体以底面为准作图；反韵律砂体以顶面为准作图；厚油层顶底面均作图。
三、储层微构造的研究方法
⑶对于地表形成起伏变化的地区，要进行海拔高程校正，去掉海拔高度的影响，以便更真实地反映出储层微型构造的实际特征。当然对于平原区绘制微型构造图也尽可能做海拔高程校正，这对于距海较远的内陆平原区尤为重要。
综述储层微构造概念模式及研究方法李莹
综述储层微构造概念模式及研究方法
一、储层微构造的概念二、储层微构造的模式三、储层微构造的研究方法四、储层微构造研究的意义
一、储层微构造的概念
1、储层的概念在自然界中，把具有一定储集空间并能使储存在其中的流体在一定压差下可流动的岩石称储集岩，由储集岩所构成的地层称储集层简称储层。 2、储层微构造的概念对储层微构造的概念不同的专家学者有着不同的表述。
(1)储层微构造系指在油田总的构造背景上，储层本身微细起伏变化的局
部小构造，也可称为微幅度构造[2] (2)储层微构造是指在总的油田构造背景上，储层顶底面的微细起伏变化所显示的构造特征。其构造幅度和范围均很小，通常幅度为10米以内，范围很少超过0.3平方千米。[10]

应用数值模拟技术研究剩余油分布规律

一、单元概况1.油藏地质概况胜二区东三5单元位于胜坨油田胜利村构造西南翼，北面、东面分别被7号断层和9号断层分割与三区坨21和坨11断块相连，西及西南与边水相连，呈扇形分布，为三角洲前缘沉积的中高渗亲水砂岩油藏。

东三5砂层组埋藏深度1610-1720米。

单元含油面积2.3平方千米，油层平均有效厚度20.3米，地质储量830万吨。

单元整体为三角洲前缘沉积，全区以水下分流河道微相为主，其次为道间沉积。

储层主要是中、细砂岩，其成分成熟度，结构成熟度都较低，岩石胶结类型为孔隙-接触式，胶结疏松，出砂严重。

共有5个含油小层，小层平均渗透率最大值2412×10-3平方微米，储层的整体变异系数均处于0.4-0.65之间。

平面上渗透率1000-3000×10-3平方微米，平面上有较强的非均质性。

各小层西南面受边水控制，5砂层组水侵系数1.26×104方/（月·兆帕）。

原始油层温度60-65摄氏度，原始油层压力16.7兆帕，饱和压力9.8兆帕。

地面粘度范围225-2661毫帕秒，地层水型为氯化钙，目前地层水矿化度17000毫克/升，总之，胜二区东三段5砂层组是一个构造简单、油层厚度大、渗透性较好、油稠、低温、高盐、出砂严重、边水活跃的构造油藏。

2.单元开发简历胜二区东三单元1968年10月投入开发，到目前主要经历了天然能量开发阶段；投入注水开发阶段；综合调整产能扩建阶段；综合治理减缓递减阶段以及综合调整细分阶段,共五个开发阶段。

目前处于综合调整细分阶段，2011年针对日益变差的井网，单元实施细分单元综合调整，将单元进一步划分为二区东三13、二区东三1-3不含13、二区东三4和二区东三5等4个细分单元，其中东三4及东三5实施综合调整，共钻新井26口，东三13实施水平井开发，钻新水平井9口。

实施综合调整后东三4主体部分投入注聚开发，并于2012年11月投产。

二、基础模型建立1.静态模型的建立首先统计了352口井的静态数据（井信息、分层数据、井斜数据、砂体数据、测井数据等），保证了油藏地层格架模型的准确性。

J2t油藏数值模拟与剩余油分布规律研究

油气田地面工程第２７卷第１Ｏ期（０８１２０．０）
２１
Ｊｔ藏数值模拟与剩余油分布规律研究２油
郭龙；庞日轩。王杰刘平
（．中国石油大学（东）石油工程学院；２胜利油田石油开发中心；１华．
始饱和压力、油水界面以及界面对应处的毛管压力。
部分井注入水窜且治理难度大的开发现状，依据油藏类型和渗透机理建立了该油藏数值
模型，应用ｅｌｓｃｉｅ油藏数值模拟软件对该ｐ区块进行了油藏数值模拟和剩余油分布规律研究。通过油藏地质储量和生产历史拟合，预测了模拟层剩余可采储量与剩余油的分布
关键词：数值模拟；剩余油分布；历史
拟合；调参
（）地层水物性常数。包括水粘度、水体积系５
数以及水压缩系数等。
（）动态数据。包括井位、井别、完井数据、６
１油藏开发概况
Ｊｔ藏的发现井为Ｘ２油１井，２００３年２月在Ｘ２ｌ井附近设立第一个试验井组，２００４年３月采
还考虑井点的分布，使每一井点位于不同的节点
内，并保证井之间至少相隔１个网格以降低井间直
地质储量３５２０，动用石油地质储量３２２６ ×１ｔ９ ×

微观剩余油仿真实验研究

ｓｎｓｏｅｒｓｒｏｒＦｏｈａｄｔｎａｄｔｎｅｅｖｉ．ｒｔｅｓｎｓｏｅｍｉｒｓｏｉｏｒｍｏｅ，ｔｅｐｈｅｏｉｉａｉｔｒｔｅｓｒｃｕｅｏｓｎｓｏｅａｄｍｏｔｃｏｃｐｃｐｅｄｌｉｋｅｓｔｒｇｎｌｅｓｃｔｕｔｒｆａｄｔｎｎｎｉｓｏｔｅｂｄｎｎｄｉｔｒｔａｔｒ１ｔｕｉａｔｅｔ．ｆｈｎｉｉｇａｎｅｓｉｌｉａｔｍｅａ．ｓｉｓｕｎｉｉｈｔｈｃＫｅｙｗｏｒｓｆｅｄｄｖｌｐｎｇｏｏｙ；ｅｕａｏ；ｃｏｉｕｌｄｌｄｓｌｃｍｅｔｘｅｉｎｔｍｃｏｒｍａｎｎｉｄ：ｌｅｅｏｍｅｔｅｌｇｉｍｌｔｎｍｒｖｓａｍｏｅ；ｉｐａｅｎｅｐｒｍｅ；ｉｒｅｉｉｇｏｌｉｉ
ｗａｅｌｏｉｇａｄｐｌｍｅｌｏｉｇｗｅｅｓｕｉ．］ｅｍａｎａｖｎａｅｏｔｅｅｌｔｎｌｒｍｏｅｉｔｏｄｖｓｂｌｙａｔｒｆｄｎｎｏｙｒｆｄｏｏｎｒｔｄｅ１ｈｄｉｄａｔｇｆｍｕａｉａｐｅｄｌｓｉｈｏｏｓｇｏｉｉｉｔｓｉ
摘要：针对仿真孔隙模型、人造砂岩模型和砂岩微观孔隙模型，通过模拟实验对微观剩余油分布进行了综合研究．探讨了水驱油微观机理，归纳出水驱后剩余油的分布规律，研究了活性水以及聚合物驱后的剩余油分布规律。研究认为：仿真孔隙模型是根据孔喉网络结构通过光化学刻蚀的方法制作而成，可视性强；人造砂岩模型具有真实砂岩储层介质的条件，可重复使用；砂岩微观孔隙模型保留了砂岩的原始孔隙结构，也保存了大部分胶结物和填隙物，具有真实性。

应用随机网络模拟技术研究微观剩余油的影响因素

整这些参数，因此，以十分方便地模拟研究多孑介可Ｌ
质在不同静态特性下水驱油后微观剩余油的分布特
征。
１随机网络模拟技术
１１随机网络模型．
微观网络模型是基于孔隙几何特征建立的由
点、边组成，互连接的点线可以近似代表连通的孔相隙系统网状模型］它可以用不同的方法建立，随，用机方法建立的孔隙网络模型，称为随机网络模型。
理建立随机网络模型来模拟研究剩余油微观分布即数字仿真模拟法＿，就克服了物理模拟法研究剩３这］
余油微观分布的种种局限。另外，由于计算机模拟速度快、成本低、量化，随机网络模拟研究微观定使剩余油具有较大的优越性。
高孝田
（中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，南南阳４３３）河７１２
摘要：过用随机网络模型模拟研究油藏的微观驱替过程，改变模型的孔、大小分布和调整模型的孔隙润湿比通在喉
拟软件，按照一定的步骤（２，图）模拟研究水驱油过
程，根据每一次模拟结束后油、的具体分布（水图３，算的剩余油饱和度、观驱替效率，计的不）计微统
收稿日期：０９２—１：回日期：ＯＯｌ８２０ —１８改２ｌ —Ｏ一１作者简介：孝田，级工程师，９５年生，９８年毕业于西南高高１６１８

动静态精细油藏描述及剩余油分布研究方法和技术

动静态精细油藏描述及剩余油分布研究方法和技术动静态精细油藏是指储层中油水分布与流动状况相对复杂的油藏。

在这种油藏中，油水界面的变动频繁，储量分布不均匀，储层渗透率差异大，流体性质复杂，难以准确预测剩余油分布。

因此，针对动静态精细油藏的描述及剩余油分布研究需要采用一系列的方法和技术。

一、动静态精细油藏描述方法：1.目视描述法：通过实地观察和描述油藏、储层的基本特征，如油水界面的形态、断层的分布、储层孔隙结构等。

2.孔隙特征分析法：通过岩心切片的显微观测和扫描电镜等分析技术，研究储层中的孔隙特征，包括孔径、孔隙度、孔隙连通性等，为进一步研究剩余油分布提供基础数据。

3.测井揭示法：通过采用测井技术，获得储层的物性参数，如渗透率、饱和度等，从而分析储层的流体性质和剩余油分布情况。

4.静测法：通过进行压力临近稳定的恒流生产试验，获得动态压力数据，并通过解压分析和生产预测计算，得到储层的动态物性参数和剩余油分布。

二、动静态精细油藏剩余油分布研究技术：1.三维地质模型构建：通过采样岩心、测井数据和地震数据等，结合地质学原理和平面地质分析方法，构建动静态精细油藏的三维地质模型，包括储层厚度、岩性、构造等信息。

2.压力历史匹配法：利用历史生产数据和动态压力数据，通过数值模拟方法，模拟油藏的生产过程，更新储层的渗透率、储量等参数，进一步优化剩余油分布预测。

3.产量反演法：通过对不同时间段的生产数据进行分析和反演，得到剩余油分布的变化规律和分布特征，从而提供预测剩余油储量和开采方式的依据。

4.储层可视化技术：利用计算机技术和虚拟现实技术，将储层数据转化为可视化的三维图像，实现对储层的直观观察和分析，进一步揭示剩余油分布的规律。

总之，动静态精细油藏的描述及剩余油分布研究需要综合运用地质学、物理学和数学等多学科的知识，结合实地观察和实验分析，采用多种方法和技术，以获得全面准确的储层信息，为精细油藏的开发和油藏管理提供科学依据。

不同油层条件下聚驱剩余油分布的数值模拟研究

方案３
［］高淑玲．振波，景存．聚驱后续水驱阶段挖掘分流线剩余油３邵张
进一步提高采收率的方法［］Ｊ．大庆石油地质与开发，０６２２０，５
根据方案设计，厚度大的油层渗透率、原始含
油气田地面工程第２７卷第１０期（０８１２０．０）
不同油层条件下聚驱剩余油分布的数值模拟研究
刘宗宗聂洋宋考平。李海成
（．大庆油田采油工程研究院；２大庆油田勘探开发研究院；３大庆石油学院）１．．
参考文献
方案２
［］宋考平，玉树，秉玉．水驱油藏剩余油饱和度分布预测的９１吴计
函数法＿］Ｊ．石油学报．０６５３：ｌ９．２０，（）９５
［］林承焰．剩余油形成与分布［．东营：油大学出版社，００２Ｍ］石２０研究 ” 部分成果
剩余储量仍高于薄差层，具有较高开采价值。
３结语
在厚油层和薄差层共同存在的条件下，厚油层
１方案设计
根据油藏实际情况，共设计３方案（表１。套见）
表１方案设计
驱油效果明显更好，采收率高于薄差层，剩余油饱
力学描述和试井等方法，其中数值模拟方法能够重
现油田开发历史，定量描述油藏剩余油分布。

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。

探讨开发后期剩余油分布规律与挖潜措施

理论广角
ＣｈｉｎａｓｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＲｅｖｉｅｗ
Ⅷ
Ｉ
探讨开发后期剩余油分布规律与挖潜措施
赵利萍
（现河采油厂公共事业中心党校）
【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。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。
从油藏实际出发，针对不同类型的剩余油制定出不同的挖潜措施，挖掘剩余油。以储层及剩余油研究为基础，以注水结构调整为重点，完善剩余油富集区注采井网，并实施分注、挤堵漏剖、分层增注、差层单注等手段挖掘剩余油。对停井、事故井逐井分析，对有潜力可以利用的关停井及时修复利用。利用打塞、挤堵等手段封堵高吸水层，有效改善注入剖面。２．１改变液流方向扩大注水波及体积高含水期油水分布复杂，油层非均质严重，水淹不均衡，含水饱和度较高的滞留区多呈零散状态分布。通过改变液流方向在油层中造成新的压力场，引起油、水渗流方向改变，使注入水进入波及较差地区，从而使动用较差的剩余油相对富集区的原油推向井底而被采出，达到扩大注水面积和波及系数，改善注水驱油效果的目的。（１）对河道条带状发育的砂体，停注或控注位于水流方向注水，加强河道两侧方向注水。（２）对于基础井网长期停注层恢复注水，同时停注其周围相应注水井，使液流方向改变，扩大了注入水波及体积。（３）通过关闭一些注水井，转注另一些井，或将注、采井换位来改变液流方向，以提高注入水波及效率，增加水驱油面积２．２非常规调整挖潜技术非常规调整挖潜技术是通过改变储层空瞎『结构和流体性质等手段达到最大限度地开采剩余油的目的，主要有以下几种：（１）化学调剖，提高低含水的浸入量；（２）适宜的三次采油技术；（３）物理场驱油技术，包括热场、声场、静电场、磁场等；（４）人工地震采油技术；

微观剩余油仿真研究进展

述各家之言．以期为将来微观剩余油仿真研究提供参考
关键词：剩余油；岩石孔隙结构；二维空间；分形；ＣＴ图像中图分类号：ＴＥ３５７．９文献标志码：Ａ
Ｒｅｓｅａｒｃｈｐｒｏｇｒｅｓｓｏｎｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｏｆｍｉｃｒｏｓｃｏｐｉｃｒｅｍａｉｎｉｎｇｏｉｌ
Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｉｆｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，Ｘｉ ’ ａｎ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；３．ＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄ
摘要：为进一步挖潜地下石油资源．许多学者进行了微观剩余油仿真研究。结合给出的微观剩余油仿真
定义的分析．阐述了其国内外研究现状，认为现阶段我国微观剩余油仿真研究存在以下不足：实验环境
与地下真实环境相差较大、忽略岩石的润湿性、仿真基本上在二维空间开展及没有准确表征储集层微观
Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａＴａｒｉｍＯｉｌｉｆｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，Ｋｏｒｌａ８４１０００，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｍａｎｙｓｃｈｏｌａｒｓｈａｖｅｃａｒｒｉｅｄｏｕｔｔｈｅｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｔｈｅｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｏｆｍｉｃｒｏｓｃｏｐｉｃｒｅｍａｉｎｉｎｇｏｉｌｉｎｏｒｄｅｒｔｏｄｅｖｅｌｏｐ

注水区剩余油分布规律及影响因素分析

注水区剩余油分布规律及影响因素分析油田开采过程中产生的大量信息资料，无论是电地质勘探还是石油开采过程，都值得我们关注和重视。

在此过程中，实现了对油田动态信息的收集和分析，从多方面探讨了油井产能减少的原因，将现有泵转换为螺杆泵形式，提高泵效率能力，减少重油问题引起的油井产量减少等，以科学的技术方法解决了油井生产不足问题。

本文基于注水区剩余油分布规律及影响因素分析展开论述。

标签：注水区;剩余油分布规律;影响因素分析引言中国东部老油田大多数已经进入高含水开发阶段，剩余油分布高度分散和复杂，注采矛盾日益加剧，认清剩余油的分布规律成为老油田稳产控油、提高采收率的重中之重。

目前，剩余油研究的方法和技术多种多样，包括开发地质学分析、水淹层测井解释和油藏数值模拟等;剩余油研究的对象日趋精细，逐渐由宏观厚层砂体向微观孔喉转变。

其中，油藏数值模拟作为一种定量预测技术，具有精度高、三维可视化的特点，在剩余油研究中发挥了重要的作用。

1控制剩余油富集区的地质因素大坝是控制剩余油分布的地质因素。

异构存储层是影响石油开发效果和剩余分配的重要内部因素。

它们主要受到沉积和火灾的影响。

它们是矿床、矿床、矿床、沉积变化、水平连续性、高格式化合物、孔结构、下沉特性和水分特性的主要特征。

上升的微观结构是控制不同层异质性的主要因素，这些异质性可能形成不同的穿孔开口、挖空结构和浸润特性，具有不同的驱动效率和不同的剩余分布特性。

洪水开发阶段储备量性质的垂直和水平差异是通过微相沉积控制剩余分布的主要特点。

岩石背景排水地区的水处理过程中，水一般优先流入流向下游的水文良好的河流，并开始向上游和下游扩展，从而进一步增加了河流两侧剩余水的水饱和度。

2稳油控水的技术措施发展新型钻井为合理控制单井生产奠定了基础，确定了单井含水量，确定了油层含水量和水处理后的洪水。

储油层低时，剩余的油会被大量抽干。

绝大部分岩石孔中都充满了水，从而减少了剩余的石油储量。

多挖水平井，促进薄水箱中的石油流动。

剩余油分布规律和研究方法

剩余油分布规律和研究方法通过对目前剩余油形成与分布研究的调研来看，国内外对研究剩余油的形成与分布都是十分重视的，存留在地下的剩余油是未来开发石油资源的主要对象。

本文将对剩余油主要研究方法和技术进行讨论，简述剩余油形成与宏观、微观分布规律。

将目前剩余油形成与分布的研究方法分为地质综合分析法、地震测井综合解释法、油藏数值模拟法和油藏工程综合分析法等。

通过宏观和微观两个角度来研究剩余油形成与分布，综合多学科理论知识，探讨新方法，保证剩余油研究向高层次、精细化方向发展。

关键词：剩余油；分布规律；宏观；微观1引言在一般情况下，人们仅采出总储量的30％左右，这意味着还有大约2／3的剩余石油仍然被残留在地下。

剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力，提高采收率无异于找到新的油田。

剩余油研究是油田开发中后期油藏管理的主要任务,是实现“控水稳油”开发战略的重要手段[1]。

随着勘探难度和成本的增加,提高原油采收率就显得更加迫切和重要。

因此，从出现石油开采工业以来，提高油田的采收率一直是油田开发地质工作者和油藏工程师为之奋斗的头等目标。

油藏中聚集的原油，在经历不同开采方式或不同开发阶段后，仍保存或滞留在油藏不同地质环境中的原油即为剩余油，这就是广义剩余油。

其中一部分原油可以通过油藏描述加深对油藏的认识和改善油田开采工艺措施、进行方案调整而可被开采出来，这部分油多称为可动油剩余油，也就是狭义剩余油。

另一部分是当前工艺水平和开采条件下不能开采出来的、仍滞留在储集体中的原油，这部分油常称为残余油。

2 剩余油研究的方法和技术剩余油研究和预测是一项高难度的研究课题，目前已形成一系列成熟的剩余油研究和预测的方法技术，但每种方法技术均存在局限性。

2.1地质综合分析法地质综合分析是研究和预测剩余油的有效手段之一，该方法在综合分析微构造、沉积相、储集体非均质等地质因素的基础上，结合生产动态资料对剩余油进行综合研究和分析，预测剩余油分布。

榆树林油田低渗储层微观特征及剩余油分布

扶杨油层主要由细砂岩和少量粉砂岩组成，其
中长石、屑含量较高，岩长石平均３．％，屑平均１８岩２．％，７６石英平均２．％，基平均７８，结物６８杂．％胶平均４６。具有低成分成熟度和低结构成熟度的．％
⑥
２１ＳｉｅｈＥｇｇ０ｃＴｃ．ｎｎ．１．
榆树林油田低渗储层微观特征及剩余油分布
张雁王贺军赵明
（北石油大学地球科学学院，庆１３１）东大６３８
摘
要
低渗透储层是目前国内外油气勘探的主要对象之一。勘探、开发实践证明，隙结构特征是影响低渗储层性质的关孔
逐渐深入＿。但目前对低渗透储层微观孔隙结８
１１骨架特征．
１低渗透储层孔隙结构特征和微观剩余油形态
构如何控制微观剩余油的分布状态研究较少，而该
问题的解决是对不同储层有针对性的采取不同增
第１１卷
第１１期
２１０１年４月
科
学
技
术
与Ａｐ．１１．１ｒ２０１１
１７ — １１（０１１—４３０６１８５２１）１２７ —６
ＳｃｅｃｃｎｌｇｎｄＥｎｉｅｉｇｉｎｅＴｅｈｏｏｙａｇｎｅｒｎ
Ｑ
的连通性，渗透性得到较好的改善。使

剩余油分布研究方法讲义

压力取心：通过密闭技术在岩心被冷冻处理前，使岩心样品保持在井中压力下。该取心技术的优点是解决了岩心中流体收缩和岩心排油的问题，并且得到的剩余油饱和度精度高，但一般取心收获率低。
海绵取心：在常规的岩心筒上加上一个海绵套（海绵套是由多孔亲油聚氨酯海绵制成），岩心中渗出的油被海绵吸入，用来校正含油饱和度。
11
223.2 100 160.9 72.1
56
373.4 171 211.1 56.5
74
12
159.5
67
122.3
76.7
49
10
99.4
34
34.9
35.1
16
258.9 101 157.2 60.7
65
13
172.7
83
108
62.5
47
172.7
83
108
62.5
47
1582.9 703 978.8
37.5 80.0 80.0 37.7
主要内容
一、概述二、剩余油定性研究三、剩余油半定量研究四、剩余油数值模拟研究
三、剩余油半定量研究
动态综合分析法之一
利用区块的射孔、采油、注水等各种动静态数据及吸水、产液等测试资料，对每口井进行综合分析，劈分出该井在各时间单元的产油、产水和注入量，结合沉积微相图、渗透率等值图等地质图件，绘制出小层水淹图。
三、剩余油半定量研究
动态综合分析法之一
（3）时间单元累计产水量的确定方法计算前首先扣除因作业和和井况差而大量出水的水量，然后再结合油井
见效情况进行劈分，一般有两种情况：一是单层见水，水量全部劈分到该见水层上；二是多层见水，产水量按下式进行劈分：
W

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。

应用数值模拟技术研究剩余油分布规律

３１网格系统的建立及参数的输入．
建立了三维地质模型：）１建立本区各项地质参数的数据库管理系统并对数据进行校正及标准化处理；）２工
区数据体格式转换包括层位数据、断层数据等；）３测井
数值模拟采用Ｅｌｓｃｉｅ数模软件。ｐ在储层地质建模的基础上，根据油藏的实际情况，结合模拟精度要求与
的一个沉积微相三维栅状图．可以反映不同沉积微相
的可靠性。通过多项开采指标的历史拟合使模拟模型更接近油藏实际地质情况，准确地反映地下油、、更气水的分布规律。］
３２１区块储量拟合．．
的空间分布特征。
储量拟合是数值模拟过程中历史拟合的首要一步．在地质储量拟合中。主要修改孔隙度、净毛比（Ｔ，外还包括和体积有关的油、、层的压缩ＮＧ）另水储
系数。
在本次研究中．初始化采用的是非平衡法，以储所
量拟合是在储层地质建模过程中已经完成的．含水饱和度值（在储层模型中已经给定，Ｓ）然后输入数值模型，压力模型通过深度一压力关系方程计算得出。９沈５区块北块的地质储量为４９３ｘ０ｔ模拟中使用的地１．１，４质储量为４３４ｌ，２．Ｏｔ南块的地质储量为９６５ｌ４，ｘ５．ｘ０８ｔ模拟中使用的地质储量为９２２ｌ４。６．ｘ０从结果上来看．ｔ

断块油藏储层建模及剩余油研究

断块油藏储层建模及剩余油研究作者：张春来源：《中小企业管理与科技·上中下旬刊》 2016年第3期张春大港油田第五采油厂天津300280摘要本文开展了港172 断块主要目的层沙三2 油组的研究工作，针对其沉积微相及储层特征进行了分析，并结合井资料采用序贯高斯模拟方法对港172 块进行了地质建模工作，建立该区精细的静态地质模型，为港172 块油藏数字模拟提供了基础。

在油藏数值模拟时，采用了对垂向传导率进行修正的方式来降低模型中无效网格的数量，将隔层与夹层对地下流体流动的影响进行等效描述；根据历史拟合结果，最终计算的油藏地质储量接近地下情况。

关键词地质建模；数值模拟；剩余油挖潜1 地质概况港172 断块位于港西油田北侧，北大港构造带西部，属港西北坡。

港172 断块自上而下钻遇：第四系平原组、明化镇组、馆陶组、沙河街组，其中在馆陶组与沙河街组之间存在不整合，缺失了东营组、沙一上段地层。

其主要目的层沙三段具有两分性，上部为厚约60m的泥岩段，划分为沙三1 油组，该层分布稳定可作为对比标志；向下砂层发育，划分为沙三2 油组，厚约100m，为港172 断块的含油层位。

2 沉积储层特征研究2.1 沉积特征从区域沉积环境来看，研究区处于沈青庄扇三角洲的正前方，属于扇三角洲砂体再次向前扩散所形成的深水浊积扇体。

沙三2（Es3域）油组沉积时期，主要物源方向为北西向，砂岩发育，厚度大、物性好，主要为浊积水道及水道间沉积。

2.2 储层特征港172 井储层（沙三2 岩心）为长石细砂岩，颗粒呈次尖—次圆状，胶结类型为接触—孔隙式和孔隙式，点线式接触。

岩心物性分析表明：孔隙度22.5%—33.3%，平均为29.0%；水平渗透率99.5—2706伊10-3um2，平均为1247.2伊10-3um2 ；垂直渗透率34.8—2504伊10-3um2，平均1017.7伊10-3um2。

3 储层地质建模3.1 模拟方法的实现在建立储层属性的空间分布之前，首先进行构造建模来描述构造的几何形态及断层等构造要素空间的展布，反映储层的空间格架。

浅析河流相储层沉积模式及对剩余油分布的控制

浅析河流相储层沉积模式及对剩余油分布的控制摘要：在正式开采前，油气田处于平衡状态，只有在开采过后，油气田的平衡状态会被打破，剩余油的分布开始形成。

河流相储层的剩余油分布与其沉积模式有一定的联系，为能够对对剩余油分布实现精准控制，现对河流相储层沉积模式进行分析，了解沉积模式分类、形成；同时，笔者从宏观和微观两个角度对河流相储层剩余油的分布进行研究，就两个不同角度下影响剩余油分布的因素进行详细分析，进而总结出影响其分布规律的原因；最后，结合相关研究对河流相储层沉积模式对剩余油分布的控制原理及过程进行深入分析，了解其成因。

关键词：河流相储层；沉积模式；剩余油一、河流相储层沉积模式分析河流在形成过程中将会受到多种因素的影响，如河道水流、沉积物大小、植被等，正是在不同因素的共同作用下才会形成不同的河流相储层，因此，河流相储层沉积模式受到环境因素的极大限制。

从形成状况来看，砂体的平面形状各异，从剖面角度来看，其整体呈现为上表面平整，下表面凸出，呈为透镜形状。

分布在曲流河边滩的砂体，所呈现出的透镜形状一般并非规则形状，多数为不对称形状，整体表现为凸岸部分的砂体较为稀薄，但是凹岸部分的砂体则略显厚实，由于河道在形成过程中，受到经常性的侧向加积，进而形成了特有的沉积特征。

从储层岩石类型来看，一般可以划分为三类，其中最为常见的类型为砾岩、砂岩，而过渡类型则不常见。

在一些山区、平原地区的河流中，沉积或碎屑岩层的组成部分较为复杂，这主要是因为不同地区的基岩在成分上也会存在差别，因为导致该地区的沉积物质组成稳定性较差，但储层物性较好，这也就是我国东部河流区域为高产储层的主要原因。

河流相储层沉积模式的形成与多方面因素有关，不同的地理环境和人文环境下，河流相储层沉积模式的形成也会受到影响，从而形成具有差异性的沉积模式。

二、河流相储层剩余油分布研究（一）宏观剩余油分布从宏观角度对剩余油的分布进行研究，将会发现下述几大现象：一是在储层之间，主力油层出现剩余油分布密集。