水驱油藏剩余油分布特征研究
水驱油藏特高含水期微观剩余油渗流特征研究
水驱油藏特高含水期微观剩余油渗流特征研究在水驱油藏特高含水后期，原油采收都比较困难。
为了提高剩余油采收率，通过试验和计算发现，将剩余油流动形态分成五种类型：分别是为多孔流、膜状流、簇状流、滴状流和柱状流，同时从微观上分析原因，找到了微观剩余油流动特征及变化规律，对特高含水期油藏提高剩余油动用程度和采收率是一个很有效果的办法。
标签：水驱油藏；特高含水；微观剩余油；渗流特征挖潜流动的剩余油对原油产量具有一定的增产作用，对水驱油藏特高含水期的原油挖潜应该从研究微观剩余油的流动特征及变化规律入手。
特别是特高含水后期，饱和度半对数曲线和油水相对渗透率的纸币的关系不同之前，不再是线性关系，因此，研究動态剩余油变得更有意义。
1 玻璃刻蚀模型可视化实验实验室研究一般都是通过玻璃刻蚀模型可视化实验微观渗流的。
在这个实验中，为了对特高含水期微观剩余油流动形态及变化规律进行研究，我们设计了多种概念模型和均质、非均质实际模型，从孔喉半径、孔喉比等特征参数方面，在不同原油黏度和驱替条件下进行了微观水驱油实验。
1.1 进行驱替实验驱替试验是在一定条件下，用油或水以一定的流量，利用渗透作用，置换水或油的实验。
在特高含水后期，孔隙特征参数、流体性质以及注入条件等因素是否对剩余油流动有影响是我们研究的目的，试验研究的结果要广泛实用，通过设计不同孔隙特征参数，进行不同流体黏度和注入速度的驱替实验。
我们模拟油由不同比例原油与煤油配制而成，黏度分别为二、四、六毫帕每秒；模拟实验用水为地层水；玻璃刻蚀模型尺寸二厘米乘以一点五厘米；实验设备是微观驱替装置和恒压恒速泵。
1.2 驱替实验的步骤第一步，用试验用注射装置缓慢将模拟地层水注入模型中，使模拟水充分饱和在模型孔隙中。
第二步，将一定黏度的模拟油用试验用注射装置缓慢注入饱和水的模型中，使油驱出孔隙中的流动的水，并充分占据模型孔隙，这时模型在束缚水和饱和油的状态。
第三步，将恒压恒速泵设置为一定的驱替速度，利用微观驱替装置水驱模型。
边底水稠油油藏多轮次吞吐后期剩余油分析
研究区块经过多年开发，地层亏空大，受边底水侵入和高轮次吞吐等因素影响，开发效果变差。
复杂河流相稠油油田局部隔夹层较发育, 为高渗稠油油藏。
优化水平井参数, 为辅助蒸汽吞吐, 采用高效油溶性复合降黏剂, 充分利用其协同降黏作用、混合传质及增能助排性能, 大幅度降低注汽压力、扩大吞吐波及范围。
一、不同区域剩余油分布规律分析1.典型井组选取根据研究单元不同区域的储层厚度、原油物性、构造位置、周期生产效果、水淹类型等的差异，平面上划分了4个区域：（1）受边底水影响西北部受到馆陶弱边水影响，部分井高含水；平均单井日液33.5t，单井日油1.9t，综合含水94.3%，平均动液面209m。
（2）受潜水底水和南部区域注入水影响的中部井区受到南部区域边水、潜山底水侵入，高含水问题突出；该井区井况问题突出，储量失控严重。
管外窜问题严重，制约老井利用（3）高泥质较高东部井区层薄物性差，产能低；油井主要表现为注汽压力高的特征，一般注汽压力达18.0MPa～19.5MPa。
单井平均周期生产效益较差。
（4）水平井区一是井筒附近采出程度高，周期递减大，二是非均质性强，井间热连通，汽窜严重。
综上，从4个典型区域选取了5个开发井组，共涉及井数62口，面积4.2km2，在历史拟合基础上，分析剩余油分布规律及影响因素。
2.地质模型建立三维地质模型采用Petrel软件，模拟层位为研究区块馆陶组3个砂组、5个小层。
3.数值模型建立利用CMG数值模拟软件，分别建立四个区域数值模型，并进行了历史拟合。
拟合过程中，依据岩心分析资料，首先对孔隙度、空气渗透率、含油饱和度进行了校正，并对相对渗透率在合理范围内进行了修正，对模型区含水进行了精细拟合使拟合含水上升趋势与实际一致，并对重点井进行了精细拟合，单井拟合符合程度达到85%。
4.地下三场规律分析（1）压力场分析研究区块原始地层压力9.5MPa，目前地层平均压力7.0MPa；其中A区块及东部区域整体地层压力偏低，西北及中部区域受边底水影响压力相对较高。
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。
强天然水驱油藏高含水期剩余油分布规律及挖潜研究
强 天 然 水 驱 油 藏 高 含 水 期 剩 余 油 分 布 规 律 及 挖 潜 研 究
王建 淮 （ 石油 中国 南美公司， 北京 １０１） ０ ０ １
［ 要 ］ 以位 于 厄 瓜 多尔 奥 联 特 盆 地 东 翼 斜 坡 带 上 的 Ｄ Ｉ —ＡＮＮＹ 油 田 Ｍ１油 藏 为 例 ， 从 边 底 水 波及 摘 ＯＲ ＮＥ Ｆ
石 油 天 然 气 学 报 （ 汉 石 油 学 院 学 报 ） ２１ 年 ４ 江 ００ 月 第 ３ 卷 第２ ２ 期
Ｊ ｕ ｎ ｌ ｆ ｌ ｎ ｓＴ ｃ ｎ ｌ ｙ （ ． Ｐ ） Ａ ｒ２ １ Ｖ １ ２ Ｎ ． ｏ ｒ ａ ｏ ｄＧａ ｅｈ ｏ ｇ Ｊ Ｊ Ｉ Ｏｉ ａ ｏ ｐ．０ ０ ｏ ３ ｏ ２ ．
大 。针 对这种 情况 ，应 用地 质 、开发 和数值 模拟 一体化 技术 ，综合 研究 油水 运动规 律 ，定量 表征剩 余油
分 布特 征 ，探 讨强 天然 水驱 厚层 砂岩油 藏 高含水 期剩 余油 分 布 的主要 控 制 因素 ，制 定 相应 的挖潜 对 策 ， ，
提 高油 藏采 收率 。
［ 关键 词 ］ 强 天 然 水 驱 ；厚 层 砂 岩 油 藏 ； 高含 水 期 ； 剩余 油分 布 ；挖 潜
［ 图 分 类 号 ］ＴＥ ２ 中 ３７ ［ 献标识码］Ａ 文 ［ 章 编 号 ］ １ ０ ９ ５ （０ ０ ２ ３ ６ ３ 文 ０ ０— ７２ ２ １ ）０ —０ ０ —０
强 天然 水 驱 厚层 砂 岩 油 藏 的开 发难 点 在 于高 含水 期 的挖潜 。ＤＯＲ ＮＥ Ｆ Ｉ — ＡＮＮＹ 油 田 Ｍ１油 藏 为潮 ｒ 控河 口坝砂体 ，油 层 主要为 厚层 河流及 潮道 砂岩 ，夹有 零散 分布 的砾 岩 、泥 炭夹层 ，西 部下倾 方 向被边 水 封 闭 ，东北 部上 倾方 向被 断层 遮 挡 ，长 期 开采 后 油 水关 系复 杂 ，寻 找 高含 水 期 剩余 油 富集 区难度 很
稠油底水油藏剩余油分布研究及水平井开发调整
天津大学管理与经济学部工程管理系 ， 天津 ３０ ０ ） ０ ０ ０
摘
要
秦皇 岛 ３ ２
油 田西 区 Ｎ Ｉ 砂体 为稠 油底 水油藏 ， ｍ１１ 经过 ５年 多的定 向井开 发 目前 已经进入 高含 水期开 发 阶段。
首 先 通 过 生 产动 态和 生产 测 井 分 析 油层 水 淹 规 律 ， 后 进 行 精 细 油 藏 描 述 ， 立 油 藏 数 值 模 拟 模 型 ， 究 剩 余 油 分 布 规 律 。 然 建 研
⑥
２ １ ＳｉＴ ｃ． ｎｎ． ００ ｃ． ｅｈＥ ｇｇ
稠 油底 水 油 藏剩 余 油分 布 研 究 及 水 平 井 开 发 调 整
万小迅 陆正元 李廷礼 葛丽珍 廖 新武 杨 杰 ’
（ 气 藏 地 质 及 开发 工 程 国家 重 点 实 验 室 成 都 理 工 大学 ） 成 都 ６ ０４ ； 油 （ ， １０ １ 中海 石 油 （ 国 ） 限 公 司 天津 分 公 司 ， 中 有 天津 ３０ ５ ０４２
中图法分类号 Ｔ ｌ５ Ｅ５；
文献标志码
Ａ
破 ， 合含 水 率 高 达 ８ ％ 。底 水 能 量 充 足 ， 综 ５ 没有 转
１ 地质特征及开发 简况 油田
１ １ 地质 油藏特 征 ． 秦 皇 岛 ３ ２ 油 田西 区 Ｎ ｍ Ｉ １砂体 为 河 流相 Ｉ
注井 。定 向井实 施 提液 措 施 取 得一 定 成 效 ， 采 出 但
Ｅ－ ｉ ： ｎ ｘ Ｃ Ｏ Ｃ ｃ ｍ． ｎ。 ｍａｌ ｗａ ｘ ＠ ｎ Ｏ ． ｏ ｃ
Ｎ Ｉ 砂体小层 平面含水 等值线 图， 图 １ ｍＩ１ 如 所示，
颜 色越 蓝 的区域表 示 含 水 率越 高 ， 而颜 色 越 绿 的 区
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。
油田常用剩余油分布研究方法
油田常用剩余油分布研究方法油田储量和剩余油分布研究是石油开发过程中的重要环节，可以提高油田开发效率和经济效益。
为了研究油田的剩余油分布，需要采用多种方法和技术进行综合分析。
以下是一些常用的剩余油分布研究方法：1.地质统计学方法：通过对油田地质参数进行统计学分析，了解剩余油的分布规律。
这些参数包括油田面积、厚度、孔隙度、渗透率等。
利用地质统计学方法可以确定剩余油的展布模式和区域。
2.试油方法：通过在油井中进行试油实验，了解原油储层的剩余油分布情况。
试油方法主要包括油藏压力测试、油藏渗透率测试、饱和度测试等。
通过试油方法可以得到剩余油饱和度、剩余油储量、剩余油的垂向分布等信息。
3.地震方法：通过地震勘探技术，包括地震反射法、地震折射法等，可以获取地下岩层的结构和性质信息。
通过地震方法可以确定油层的厚度、构造特征、岩石类型等，进而推断剩余油的分布情况。
4.流体流动模拟方法：通过建立油藏流体流动模型，模拟剩余油在地下的迁移过程。
这种方法可以定量分析剩余油的分布规律，包括剩余油的垂向分布、水驱油和气驱油效果、油藏压力分布等。
5.岩心分析方法：通过对岩心样品的物理化学性质进行测试，了解剩余油与储层岩石的相互作用和影响。
这种方法可以确定储层的孔隙度、渗透率、孔隙结构等参数，进而推断剩余油的分布规律。
6.数值模拟方法：利用计算机技术，建立油藏数学模型，对剩余油的分布进行数值模拟。
通过数值模拟方法可以分析剩余油的变化趋势、储量分布、开发方案等。
综上所述，油田常用剩余油分布研究方法包括地质统计学方法、试油方法、地震方法、流体流动模拟方法、岩心分析方法和数值模拟方法等。
通过综合应用这些方法，可以深入了解油田储量和剩余油的分布规律，为油田开发和管理提供科学依据。
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。
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。
胡状集油田特高含水油藏剩余油水驱技术
油藏描述第11章剩余油分布研究精品PPT课件
(2) 亲油毛细管 亲油毛细管中，原油受毛细管壁吸附力作用而附
着在毛细管壁上。毛细管壁吸附力及表面张力的方向 与注入水驱替力的方向相反，因此，注入水驱替力不 仅要克服流体的沾滞力，还须克服界面张力，使得流 体驱替能力大大降低。注入水首先驱动毛细管中轴部 分的原油，而毛细管壁 的油膜较难被驱替，在 较细孔中及岩石颗粒表 面留下一层油，形成剩 余油相对富集。
(3) 沉积微相控制油水运动 沉积微相的平面展布对油水运动规律有明显的控
制作用。河流相中的河道边缘亚相、决口扇微相，冲 积扇相中的水道间微相以及三角洲前缘亚相的道间浅 滩、水下分流河道边缘微相等沉积环境的储层岩石颗 粒细，这些边缘微相带的储层的吸水能力较河道、心 滩、边滩、沙坝等中心微相带储层的吸水能力低，因 此，中心微相带水淹程度高，驱油效率大，而边缘微 相带水淹程度低，驱油效率也低，导致边缘微相带剩 余油相对富集，形成剩余油富集区。
受以下因素控制： ① 夹层平面位置及油水井射孔方式
夹层位于注水和采油井中间：影响小 采油井钻遇夹层：影响复杂，与射孔方式有关 注水井钻遇夹层：影响复杂，与射孔方式有关 ② 夹层垂向位置：位于正韵律储层中上部，影响最大； ③ 夹层数量：夹层数量越多，影响越明显； ④ 夹层面积：夹层面积越大，剩余油越富集。
③ 复合韵律的厚油层 具有正、反韵律的综合特点，在条件相似的
情况下，水洗效果介于正韵律和反韵律之间。
(2) 沉积构造影响驱油效果 大量物理模拟实验证实，在驱油过程中注入水往往
会沿沉积层理中的高渗透纹层快速推进而水洗干净，沿 低渗透纹层驱油效果较差。不同层理类型对驱油的影响 也存在明显差异，水平(平行)层理、微波状层理因其基 本平行于层面、分布稳定、延伸距离远，形成相对高渗 透带，注入水易沿其快速推进，造成驱油效果差。尤其 是当注水压力过高，造成层理面开启，可能形成水窜， 致使驱油不彻底，因而剩余油相对富集。
剩余油研究
剩余油研究随着全球能源需求的持续增长，人们对剩余油资源的开发与利用愈发关注。
剩余油是指原油经过初步开采后，无法通过常规开采手段获取的油藏中的遗留油。
这种油通常存在于油层的细小孔隙中，由于其粘度较高，无法通过自然排采或者常规开采方式获取。
然而，这部分被遗留的剩余油量可观，具有较高的潜在经济价值与开发潜力。
因此，剩余油的研究是十分重要的。
剩余油的研究主要包括剩余油性质、剩余油形成机制、剩余油开发技术等方面。
首先，了解剩余油的性质对于针对其开发工艺的选择十分关键。
剩余油的粘度高，含有较高的蜡质和沥青质，导致其流动性和采收率较低。
因此，剩余油的流变性质、化学成分以及其与油藏岩石之间的相互作用等因素都需要进行详细的研究。
其次，剩余油形成机制的研究有助于我们深入了解剩余油的分布规律与分布特征。
剩余油大多数是由于初期开采工艺的限制或者油藏地质条件造成的。
油藏的孔隙流体相互作用、裂缝网络以及油气平衡等因素都会影响剩余油的分布与积累。
通过深入研究这些因素，可以提高剩余油的开发潜力，提高采收率。
最后，剩余油开发技术的研究是剩余油研究的核心和重点。
目前，常规开采技术对于剩余油的开发效果不佳，因此需要探索新的开采技术和方法。
其中，化学驱油技术被广泛研究与应用。
通过注入特定的化学药剂，可以改变剩余油的流变性质以及与孔隙之间的相互作用，从而提高采收率。
此外，热采技术也是剩余油开发的重要手段，例如蒸汽吞吐、微波辐射和电加热等。
这些技术能够通过提高剩余油的温度，降低其粘度，从而增加剩余油的可采性。
此外，还可以通过注水压裂、水驱、拗斜井等非常规开采技术来提高剩余油的采收率。
虽然剩余油的开发困难较大，但随着技术的不断发展，开采剩余油的效果也在不断提高。
未来，剩余油研究的重点将放在提高采收率的技术上，以及完善剩余油开发过程中的环境保护措施。
通过对剩余油的深入研究，进一步提高剩余油资源的开发效果，对于满足全球能源需求，实现可持续发展具有重要意义。
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 １ ８ 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 １ １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 ，０ ９ 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 ：２ ３３ Ｆ ９ ． 文献 标识 码 ： Ａ 文章编 号 ：０ ９ １Ｘ（０２０ — ０ ８ ０ １０—９４ ２ １）３ ０ ３ — 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 ２ １ 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 １ ２／ 。 － 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 ０ ６ ％， Ｏ 日产油量 均在 ｌｔ ｄ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 ５ ５ ， －１ ｏ 部分 断块 ２０ ０ 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 ８３ ０ 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２ ５ － 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
剩余油分布研究方法讲义
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
厚层油藏高含水期剩余油分布规律研究
厚层油藏高含水期剩余油分布规律研究谭春雷(胜利油田分公司纯梁采油厂,山东博兴 256504) 摘 要:目前国内各主力油田均已到开发中后期,油田均已高含水,新区以低渗透、稠油为主,需要大型压裂或热采,投资高,风险大,为此加强剩余油分布以及高含水期开发规律研究,改善主力油田水驱油藏采收率对油田产量保持硬稳定具有非常重要的意义。
本文利用数值模拟技术系统分析了厚油层剩余油影响因素和分布规律,在正韵律油层中,随着级差的增大、原油粘度的增加,开发效果逐渐变差;夹层对注入水的遮挡作用使夹层上部剩余油饱和度降低,夹层下部剩余油饱和度升高,油层厚度、采油速度等因素对剩余油分布也有一定影响;研究结果为挖掘高含水期厚油层开发潜力提供了依据。
关键词:厚油层,剩余油分布,数值模拟 中图分类号:T E32+7 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)16—0131—04 梁家楼油田纯47块属高压、高渗、储层单一的封闭型断块岩性构造油藏;储层渗透率高、差异大、原油物性好,经过近40年开发区块综合含水已高达96.3%,近80%的井含水在90%以上,因纵向上储层岩性变化快,隔夹层多,层间物性差异大,非均质性严重,注入水沿相对高渗层形成固定渗流,造成油井含水高,局部井区水驱油效率低,且在高部位断层附近局部区域夹层分布,近些年来通过堵水调剖、补孔改层等手段证实局部剩余油富集,但该块剩余油分布规律复杂,认识难度大,因此研究厚层油藏高含水期剩余油分布规律对于提高采收率和剩余油的挖潜具有重要的意义。
本章利用ECLIPSE 软件建立了梁家楼油田纯47块典型厚油层概念模型,在此模型基础上主要考虑了沉积韵律、渗透率级差、油层厚度、夹隔层位置和面积、原油粘度等地质因素以及井网方式、采油速度等开发因素影响,建立相关模型,并分析了不同情况下的平面油水运动规律和纵向水淹规律。
1 模型建立以梁家楼油田沙三中纯47-3井组为原型,选择了一个正方形区域,模拟面积0.41km ,为了避免因井网分布不规则,对剩余油分布规律研究有一定的干扰,因此重新布置井网,重新部署了标准的均匀五点井网包括4口水井1口油井。
埕东油田东区特高含水开发后期剩余油分布研究
井数
饱和度均值 ％
Ｎｇ ３ Ｎ ”
Ｎ ｇ３ “
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 。Ｎ ２ ｌ ｇ ｇ Ｊ ３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 Ｎ ２ 、 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＋ ． ７ Ｏ ０ ％，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 ，２ ０ 年 ５ ０ ０ ５ 月２ 日碳氧 比测井 Ｎ ３ 含 油饱和 度１ ． ｇ ９ ％，埕 １— 井 ９ ８３ 组 中埕ｌ— １ ｇ ８ ３ 井Ｎ ３ 层处于非主流线 ，２ ０ 年６ １ 日 ０ ７ 月 ９ 进行Ｓ Ｐ Ｊ ， Ｎ ￣井 Ｎ ３ 含油饱和度 ５ ． ｇ １ ％。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 。
特高含水期油藏剩余油分布及开发技术研究
口， 水井 ６ ６口） 油井 开井数 ７ ０口 ， 注 ４ ， ０ 水井 开井
数 ４ ２口 ， Ｉ 日产 液 ４ ７ ６ ， ２ ５ ｔ 日产 油 ２ ８ ｔ 采 油 速 ８ ２，
度 ｏ ７ ， ． Ｉ 剩余 可采 储 量采 油 速度 １ ． ， 合 ２１ 综
台 水 ９ ． ， 均 单 井 日产 液 ５ ｔ平 均 单 井 日产 ３３ 平 ｏ，
中原 油 田 特 高含 水 油 藏 开 发 现 状 表 （ ０ ０ ８ ２０．）
（ － ／ 兀 １ ３ ｏ ，
标 准
ｍ ）
平均 平 均 茁 渗 透 地 质 储 量 标 定 埋 藏 储 量 比例 采 收
盔
水油 比 含 求
累 计 果油 速 度 （ ］ 出程 度 （ 采 吨 油 注 水
差 、 况 恶化 、 井 开发 经 济效益 下 降等 开发特 点 。如 何 改 善 这 部分 油藏 的开 发效 果 ， 一 步 提 高采 收 进
率 ， 而 提 高 开 发 经 济 效 益 ， 油 田 的 增 产 稳 产 具 进 对 有 十 分 重 大 的 意 义 。 现 结 合 中原 油 田 部 分 特 高 含 水 油 藏 的 开 发 历 程 ， 结 开 发 经 验 ， 而 为 类 似 特 总 从
关键 词 中原油 田 特 高台 水 油藏
前 言
剩 余油分 布
开发技 术
１ Ｉ 特 高含 水期 油藏 分 类及 开发现 状 ．
以 综 合 含 水 大 于 等 于 ９ 为 标 准 ， 相 对 独 ０ 以 立 的 开 发 单 元 为 对 象 进 行 划 分 ， 止 ２ｏ 截 ｏ ｏ年 ８ 月， 中原 油 田共 有 １ ７个 开 发 单 元 处 于 特 高 含 水 开 发 期 ， 质 储 量 １ ８ ９万 吨 ， 中 原 油 田 动 用 储 量 地 ４９ 占 的 ３． ； 有 油 水 井 Ｉ８ 口（ 中 油 井 ８ ３ ７７ 共 ４９ 其 ４
剩余油研究方法
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。
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水驱油藏剩余油分布特征
研究
第九组
组长：李伟
组员：温全义张紫峣谭盼万欣成余秋园
剩余油主要指一个油藏经过某一采油方法开采后，仍不能采出的地下原油。
一般包括驱油剂波及不到的死油区内的原油及驱油剂（注水）波及到了但仍驱不出来的残余油两部分。
剩余油的多少取决于地质条件、原油性质、驱油剂种类、开发井网以及开采工艺技术，通过一些开发调整措施或增产措施后仍有一部分可以被采出。
剩余油体积与孔隙体积之比成为剩余油饱和度。
一、剩余油与残余油的区别和联系
所谓剩余油是指由于波及系数低，注入水尚未波及到的区域内所剩下的原油，而残余油是指注人水在波及区内或孔道内已扫过区域仍然残留、未能被驱走的原油。
残余油应该归入剩余油范畴。
二、造成剩余油的原因
地质条件是形成剩余油的客观因素，而开发因素是形成剩余油的主观因素。
所谓地质条件，是指储层本身表现出来的物理、化学特征。
从沉积物开始沉积到油气运移、聚集、成藏以及成藏后期的改造，破
坏作用的全过程。
地质条件包括油藏的类型、储集层的非均质性、粘土矿物敏感性、流体性质、油藏驱动能量等。
开发因素包括井网密度、开发方式、布井方式等。
1、地质条件是形成剩余油的先决条件
地质条件相同的油田采用的井网和井距不同，剩余油的分布状况就存在差异。
相反，相同的井网对不相同的油藏来说其剩余油的数量和类型也不一致。
不同沉积类型的油田，剩余油分布表现出各自的特点。
1.1构造条件
构造条件分为油层微构造和封闭断层条件。
油层微构造和封闭断层对剩余油形成天然屏障。
油田经过较长时间的开发，特别是注水开发以后，油层的原始油水界面将随着开发程度的提高不断改变。
当开发进入一定程度后，原来的一个同一的圈闭内的油水界面将微构造分割成为不同的微型圈闭。
这时控制原油分布的构造因素已不再是原来的常规构造所反映的构造形态，而是微构造形态起主导作用。
断层对剩余油形成的作用：由于断层的封闭遮挡作用，致使单向注水受效差，在油水井与断层之间不能形成良好的驱替通道，地下液体因不能流动而形成滞流区。
1.2沉积微相类型
沉积微相是控制油水平面运动的主要因素，也是控制剩余油平面分布的主要因素。
其对剩余油的影响表现在：控制注入水的运动轨迹；决定油层的水洗程度；控制水淹规律。
河道运移的向下侵蚀和叠加使得在不同时期形成极不规则的砂体沉积类型，关系也很复杂。
在两个时期形成的河道或者与低渗透薄砂岩层相接触、或者与废弃河道的泥质充填或尖灭区域相连接。
这些位置和附近区域都是可能富集剩余油的地带。
研究表明，在大规模河道砂岩沉积油藏中，剩余油主要分布在砂体被部分破坏的地带，因为砂体大面积分布且具有很好的连通性水平方向上所有井点均有不同程度的水淹。
在水下分流沉积油藏中剩
余油主要分布在河道间薄砂岩层中的薄砂层、砂体物理性质被部分破坏的河道边缘、以及小的透镜状砂体(这是通过井网很难控制的)。
1.3储层非均质
储层非均质性分为层内、层间和平面非均质性。
（1）层内非均质性。
层内韵律性、层内夹层、沉积结构变化导致垂向上储层性质的变化，是控制和影响单层垂向上注入水波及体积和层内剩余油形成分布的重要因素。
（2）平面非均质性
平面非均质性是指由于砂体的几何形态、规模、连续性、孔隙度和渗透率的平面变化所引起的非均质性，平面非均质性对剩余油的影响主要表现在：①砂体的外部几何形态及顶底，起伏对剩余油分布的控制，一般，当砂体顶底组合为正向地层时，有利于剩余油的富集；
②砂体的延伸方向和展布规律控制着油气的富集程度和剩余油的分布；③砂体的连通性影响剩余油的分布，一般，砂体的连通性差，则剩余油相对富集。
(3)层间非均质性
层间非均质性受控于沉积环境。
一般在高能环境下形成砂体渗透率高，原始地质储量丰富，采出程度高，剩余油量相对较少，而在低能环境下则相反。
2、开发条件是决定剩余油分布状况的外在因素
注采井网不完善导致剩余油的形成。
由于受储层分布和连通性的影响，在油层的局部地区无法形成较完善的注采井网，水驱油效率较低，从而形成相对富集的平面剩余油潜力区以零星分布为主。
注采系统不完善是指油层某一相对位置无采油井或注水井，使该位置处油层不能在很好的水驱条件下将油采出而形成剩余油。
属于这类情况的有如下七种：
(1)上倾尖灭部位油层较薄、渗透性较差，以往较少在这部位布井，该部位储量动用差，从而形成上倾尖灭部位的含油带(或剩余油
带)。
(2)处于注水井一线的油井，一般受效较好，而处于二线地区的井受注水影响较小，故二线地区的井剩余油较丰富。
(3)边水能量较弱时，边水虽对油起一定的拱托作用，但无势能这样在油水边界处的油就会由于受氧化作用大而形成一个较高粘度的含油带(含高粘油的地带)。
在此情况下，当边内注水井高强度注水时，在注水井与油水边界之间就会形成一个高含油饱和带。
(4)在注水井组之间，在各个方向上水的驱动压力处于相对稳定的地带，该地带的油处于滞流状态，成为剩余油分布的地区。
(5)部分非主力层，井网控制差，储量未很好动用。
(6)井网未控制的油层。
指被井钻遇的而未开采或无井控制的油层。
（7)由于断层或岩性尖灭区具有不渗透性，对地下渗流形成遮挡注入水只能绕过这些障碍而向前流动。
因此，在注入水难以波及的断层和岩性尖灭区附近就滞留一定数量的剩余油。
井网密度越大,水驱控制程度越高,则注入水波及系数越高,剩余油富集部位越少,不同的井网形式其面积注水波及系数大小也不一样。
在线性井网模式下,如果地层性质沿注入井方向变化很大，则甚至在两口注入井之间都有可能存在剩余油。
剩余油富集区通常位于两口生产井的中线上。
然而在四点面积井网中，甚至在稳定地层条件下剩余油可以存在于注入井之间的压力平衡区域。
早期的各种实验表明，见水时七点法和五点法面积波及系数较大反九点法最低。
当井网不完善或不规则，或一套井网开采多个油层段时，加上油层平面、纵向非均质的影响，则可以形成多种形式的剩余油富集部位。
三、剩余油的微观分布
关于残余油的分布，罗蛰潭提出过残余油的如下微观分布：①孤岛状残余油；②索状残余油；③珠状或滴状残余油；④悬垂状残余油；
大庆油田许焕昌等，采用真实岩心，用低粘度染色环氧树脂(驱替中呈液态、驱替结束时能固化，粘度可调)、染色稠化水等模拟油或水，用染色甘油(驱替中呈液态、驱替结束时能固化，粘度高)模拟原始石油，进行油驱水及多种水驱油实验。
每次实验结束时，将岩样固化制成铸体薄片进行观察和照相。
根据实验资料，他们将剩余油(应为残余油)按其形态分成下列5种：
①微观小片死油区的簇状残余油(照片6)；
②颗粒表面的环状、膜状残余油(照片7、照片8)；
③孔隙死角处的孤立状残余油(照片9、照片10)；
④并联喉道中较小喉道中的柱塞状残余油(照片12)；
⑤颗粒表面溶蚀孔、缝中的不规则残余油。