商1345块沙二下油藏数值模拟及剩余油研究

合集下载

应用数值模拟法研究复杂断块油藏剩余油分布

应用数值模拟法研究复杂断块油藏剩余油分布发表时间：2020-09-24T15:18:38.820Z 来源：《科学与技术》2020年15期作者：周璇[导读] 复杂断块油藏进入开发后期，会造成剩余油分布越来越复杂，周璇冷家油田开发公司辽宁省盘锦市 124010摘要：复杂断块油藏进入开发后期，会造成剩余油分布越来越复杂，会给开采和挖潜带来了一定的难度，所以剩余油分布的预测已经成为复杂断块油藏的主要内容，通过合理的技术来进行开采复杂断块油藏是一项非常重要的手段，通过应用数值模拟法对剩余油分布规律进行分析，才能知道影响分布规律的因素，根据这些因素提出相应的对策，剩余油分布预测需要强调地质资料的精细化，保持生产数据的完整性，才能对复杂断块油藏剩余油分布规律有一定的了解。

关键词：数值模拟法；复杂断块油藏；剩余油剩余油分布规律的研究油田开发中后期的主要任务，可以有效提高油气的采收率以及开发效果。

高含水区油藏中的油水关系非常复杂，尤其是复杂断块油藏内的剩余油研究难度非常大。

利用数字模拟技术预测复杂断块油藏剩余油的分布规律，可以有效预测油田的未来发展方向，制定出合理地开发方案和调整方案，能够有效实现全方位的动态描述和预测。

1精细地质建模1.1地质模型为了准确描述复杂断块油藏的空间展布规律，建立三维地质模型：（1）建立复杂断块油藏地质参数的数据库，并对数据进行矫正和标准化处理。

（2）对区块内的工作数据格式进行转换，包括层位数据，断层数据等。

（3）加强数据转换和录入，包括测井解释数据、录井资料数据。

（4）分析测试数据及地质数据的录入。

建立完善地层层面构造模型，利用交互式方法建立储层沉积分布模型，在建立模型时要考虑到孔隙度、渗透率、含油饱和度等参数的校正。

1.2储层参数模型三维地质模型可以用参数体的形式充分反映出储藏内的孔隙度、渗透率等物性参数，储层内的孔隙度和渗透率可以充分表明油藏储集能力和渗流能力。

因此建立模型中利用高斯模拟方法，输入参数为变量统计参数、差函数参数以及条件数据。

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。

商13—45块沙二下油藏数值模拟及剩余油研究

采储量小于２０１４，共１个小层，多分布． × ０ｔ５于四砂组，剩余可采储量２． × １４，占总剩０００ｔ
余可采储量的１．％。７３
开发特点主要表现为：① 为常温常压低
粘未饱和层状断块低渗透油藏： ② 大段合注合采，造成层间水驱动用程度不均，水淹程度不均：③ 由于井况的损坏造成平面注采不完善，地层压力下降，储量动用状况变差。
１）受构造因素控制形成剩余油滞留区在小断块和断层遮挡的边角处有剩余油富集。如在一～四砂组的商１ — ８～商３１３
１一７井区、一砂组的商１— ９井区由于受３ｌ１３１４
５１２．．纵向上剩余油分布相对采出程度大于１０％的小层有９１层
（＋二。。 “ ，多分布在４组一三四。）砂
工程和数值模拟两种方法计算的最终采收率
目标值为３．％０９。
参考文献：
模拟层的划分，既要满足模拟研究的目
个阶段。至令，钻遇井１９，共有６０口８口井采
过油，４口井注过水。Ｏ
断层遮挡，水驱难以波及，仍然有较高丰度的剩余油富集。２）注水井与注水井之间形成剩余油富集
区
三类潜力层：潜力较小层，单层剩余可

应用油藏数值模拟技术研究剩余油分布

应用油藏数值模拟技术研究剩余油分布
李国庆;阎建华
【期刊名称】《试采技术》
【年(卷),期】1995(016)003
【摘要】在注水开发的油藏中，尤其是当达到高含水期时，定性或定量研究剩余油的分析，是提高原油采收率的一个有效途径。

本文应用油藏数据模拟新技术，先后在十几个断块进行剩余油分布研究，发现剩余油在地下的存在状态及数量主要受岩石润湿性，储层毛管结构，注采方式，增产措施以及原油性质等方面的影响，剩余油还可以用烃类有效孔隙体积来表示。

【总页数】5页(P23-26,17)
【作者】李国庆;阎建华
【作者单位】不详;不详
【正文语种】中文
【中图分类】TE319
【相关文献】
1.运用数值模拟技术研究河86-河91地区沙二9中低渗油藏水淹特征及剩余油分布规律 [J], 田曙光
2.准噶尔盆地砾岩油藏数值模拟及剩余油分布规律研究——以一东区克上组砾岩油藏为例 [J], 颉伟;林军;李全伟;孙玉;李想;丘争科;韩甲胜
3.基于储层三维精细地质建模的油藏数值模拟技术研究剩余油分布规律 [J], 钱川川;骆飞飞;吕文新;罗治形
4.应用同位素示踪技术研究油藏剩余油分布规律——以玉门老君庙油田M油藏为例 [J], 张虎俊;刘亚君;杨会平;李克勤;仲崇碧;侯智广;李世文;唐喜鸣
5.应用油藏数值模拟技术研究油田剩余油分布 [J], 王晓蕾
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

数值模拟方法在剩余油分布研究中的应用

数值模拟方法在剩余油分布研究中的应用油藏中的原油，经过多次不同方式的开采之后，仍然保存在油藏之中的原油即为剩余油。

剩余油开采难度较大，但作为中后期油田提高产能的可靠途径，是不少油田企业必须面临的问题之一。

本文简要讨论了剩余油研究的现状，希望可供研究人员参考。

标签：剩余油;分布;影响因素;数值模拟以往在油田开发、动态分析、方案编制等工作中，主要应用原始的测试等资料，采用油藏工程常规方法分析潜力、拟定措施，这种定性研究难以满足油田特高含水期精细分析、精细挖潜的要求。

而油藏数值模拟技术就是一种更快速、更直观、信息处理更加迅速进行油藏精细描述、油藏定性评价的一种手段，对剩余油分布等研究达到量化描述水平，为油田特高含水期的精细挖潜提供有利条件。

剩余油研究，作为中后期提高油田产能的可靠途径，备受研究者关注。

简要分析了影响剩余油分布的两个因素：地质因素与开发因素，同时对剩余油分布研究中的方法，结合实例进行了简单探讨。

最后对数值模拟研究结果的不确定性进行了讨论，以提升数值模拟方法的精度。

1.剩余油分布的影响因素1.1地质因素沉积微相的展布是控制油水平面运动的主要因素。

研究发现，剩余油分布因素主要为以下几点：1）空间中的砂体几何展布形态。

砂体顶--底界面的起伏形态、油层的构造控制着剩余油的形成分布，除此之外，还影响着油井的生产。

2）存在着不同的微相物性。

不同的微相物性之间存在差异，此种差异会影响油井的生产能力。

3）砂体内部结构。

砂体内部结构呈现出向上的韵律性。

研究发现，在正韵律的油层顶部易形成剩余油富集，在反韵律油层的底部易形成剩余油富集，在复合韵律层垂直向上会出现渗透段，易形成剩余油富集。

1.2开发因素1）井网分布不均匀。

对于整个开采区没有分层系开采，而是采用一个井网，这种情况会引起层位井网的不均匀，容易形成剩余油。

当井网分布不均匀时，一些油藏区域中分布有井网，一些油藏区域无分布井网，则这些无井网油藏区域会存在较多的剩余油。

稠油油藏剩余油分布及挖潜措施数值模拟研究

稠油油藏剩余油分布及挖潜措施数值模拟研究【摘要】目前，我国油田平均含水己达80%以上，但仅采出可采储量的2/3左右，因此高含水期开发将是我国重要的油田开发阶段。

首先对剩余油分布的影响因素和分布规律进行调研，其次以某稠油区块高含水期天然水驱油藏为主要研究对象，建立了机理模型。

该油田为正韵律，设计井网为反九点法井网，其中提液方式取两个水平，其余因素各取三个水平。

通过油藏数值模拟技术研究了高含水期剩余油分布规律，最后，结合油藏剩余油分布特征，提出了油田特高含水期挖潜措施。

【关键词】稠油油藏剩余油分布数值模拟正韵律1 平面剩余油分布规律研究1.1 机理模型的建立针对海上稠油砂岩油藏特性及开发特点，建立机理模型。

原油粘度为50mPa.s，小层厚度为2m，井距为300m，采液速度为3%，开采时间为25年。

对于平面剩余油分布主要考虑平面非均质性对剩余油分布的影响，平面渗透率平均值取为3000mD，设计级差取三个水平，分别为4、9、19，平面渗透率分布见表1。

对于平面渗透率的分布状态主要考虑两种形式，一种为斜向分布，另外一种为垂向分布。

1.2 平面剩余油分布规律（1）渗透率斜向分布：级差由低到高原油采出程度分别为24.68%、23.15%、22.56%和最终含水率分别为87.78%、88.58%、89.06%，随非均质性级差的增大，水区开发效果变差，剩余油越富集。

模型左上部渗透率低，剩余油饱和度高，右下部渗透率高，剩余油饱和度低，所以储层的左上部为剩余油富集区。

随着级差的增大，剩余油富集区逐渐向渗透率低的左上方偏移。

图1？各级差下的剩余油平面饱和度场图（2）渗透率垂向分布：剩余油平面饱和度分布如图1所示，随非均质性级差的增大，水区开发效果变差，剩余油越富集。

模型左侧渗透率低，右侧渗透率高，随着级差的增大，剩余油富集区逐渐向渗透率低的左侧偏移。

2 纵向剩余油分布规律研究2.1 机理模型的建立针对海上稠油砂岩油藏特性及开发特点，设计研究因素包括以下五个：油层厚度、纵向渗透率非均质性、原油粘度、采液速度、提液方式。

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。

油藏精细描述及剩余油分布规律研究

含油动用储面积量
井数(口)
(Km2) (104t) 油井水井合计
1.8 242 13 0 13 1.8 242 9 2 11 1.8 242 10 2 12 1.8 242 10 2 12 1.8 242 10 2 12 1.8 242 10 2 12 1.8 242 12 2 14 1.8 242 20 6 26 1.8 242 21 10 31 1.8 242 22 10 32 1.8 242 24 9 33 1.8 242 23 11 34 1.8 242 21 11 32 1.8 242 22 12 34 1.8 242 22 14 36 1.8 242 27 17 44 1.8 242 28 17 45 1.8 242 28 14 42
体积系数
1.255 1.255 1.255 1.258 1.258 1.258 1.275 1.275 1.275 1.275 1.260 1.260 1.260 1.260 1.260
计算单储系数 6.623 6.538 6.326 6.754 6.331 6.205 5.741 5.824 5.866 5.658 4.857 5.491 5.111 5.111 5.280
含油饱和度(%)
60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60
原油密度(g/cm3) 0.888 0.888 0.888 0.885 0.885 0.885 0.884 0.884 0.884 0.884 0.887 0.887 0.887 0.887 0.887
64
11.8
1.4 13.6 10.5 0.099 5.583 0.145 0.008 0.170 0.150 0.048 0.007 0.528 Ⅱ

油藏数值模拟法预测剩余油分布及调整挖潜措施——以临南油田夏32块油藏为例

Ｃａ２型。Ｃ１
ａ）构造特征。夏３２断块位于夏口大断层和双丰１号断层的下降盘，层向北西、和北东倾地北斜，角５。夏口大断层和双丰１号断层控制了倾。夏３２块的沉积发育及油水分布。油水关系比较
郭腾明杨承林赵永强王勤田曹志军杨晶
（．胜利油田有限公司临盘采油厂１
２．中原油田分公司勘探开发科学研究院）
摘要以临南油田夏３２块油藏为例，述了边水活跃油藏中高含水期油田调整模式。叙在精细油藏描述的基础上，用油藏数值模拟技术研究剩余油分布规律是较为直观的好方法。利通过对开发动态进行历史拟合，析了剩余油的分布特征及其控制因素，对不同的剩余油分分针
维普资讯
断
块
Hale Waihona Puke 油气田第９卷第３期
ＦＡＵＩＴ— ＢＬＯＣＫ１＆ＧＡＳＦＩＯ１ＥＩＤ
油藏数值模拟法预测剩余分布及调整挖潜措施油
以临南油田夏３２块油藏为例
型。
面不同。含油层主要分布在靠近南部和东南部的
双丰１号断层和夏口大断层附近，面和西面是北

油藏数值模拟让地下剩余油可视化

油藏数值模拟让地下剩余油可视化过去的配产配注，一口井上调参数，到底增加多少液量算合适，地质人员拿捏不定。

有了油藏数值模拟，地质人员再也不用迷茫了。

借助油藏数值模拟技术，地质人员能未卜先知，在注采调配前，模拟开发，优选最佳的配产配注方案。

油藏数值模拟技术就是在计算机上推演开发油藏的过去、现在和未来，指导方案论证、井位部署和动态分析。

地下油藏看不见、摸不着，传统的认知途径是通过地质平面图静态分析。

由于是人工绘制的平面图，科研人员对油藏的了解只是停留在经验层面的定性认识，对地下剩余油分布说不清，也道不明。

随着开发的日益深入，地下油藏更是变得错综复杂。

认识不清，决策就不明。

以前注采调整，往往靠经验决定配多配少，这样容易造成开发效果不尽如人意。

油藏数值模拟让开发人员彻底告别了过去拍脑袋决策的行为。

他们运用油藏数值模拟技术，建立起了描述油藏渗流特征的数学模型，重现油藏开发的全过程，定量描述剩余油在三维空间的分布，明确合理的挖潜增效方向。

数值模拟技术是把历史数据输入到油藏模型中进行历史拟合，拟合曲线与实际运行曲线重合度越高，表明模型推演越准确。

获得好的、有效的历史拟合后，开发人员就可利用该模型来预测油气藏未来的生产动态，指导后续油藏开发调整。

由“经验定性到模型定量化、可视化”，数值模拟技术实现了油藏的透明数字化开发。

通过精细的历史拟合，数值模拟软件把各套措施方案中的调整参数输入到模型中，自动计算出运行效果曲线。

哪个方案的曲线增油幅度最高，说明该方案效果最好。

同样，在新老区产能建设过程中，开发人员运用油藏数值模拟技术设计开发方案，及时跟踪生产动态，预测开发效果，真正实现“效益开发、精细开发、科学开发”。

在部署新井的过程中，充分运用油藏数值模拟技术，预测不同开发技术政策下的采收率，计算方案的整体开发指标。

当前国际油价在低位徘徊，油藏数值模拟技术不仅能提高油田开发的技术水平，还可以获得少投入、多产出的效果，实现低效变有效、有效变高效、高效再提效。

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

油藏数值模拟及其应用

16
油藏数值模拟的主要内容和步骤
①建立数学模型
即建立一套描述油藏中流体渗流的偏微分方程组，包括初、边值问题。
偏微分方程组
离散化有限差分方程组线性化线性代数方程组解方程组
②建立数值模型
通过离散化，将连续的偏微分方程组转换成离散的有限差分方程组，再用多种方法将非线性系数线性化，成为线性代数方程组，然后求解线性代数方程组
14
剩余油描述与油藏数值模拟
小结钻观察井
油
藏描述
直接观察法
直接测试
开辟生产实验区物理模拟
模拟法
解析模拟
数学模拟数值模拟
15
二、油藏数值模拟的主要内容和步骤
1、主要内容
• 数学模型（Mathematical Model） • 数值模型（Numerical Model） • 计算机模型（Computer Model）
26
1. 黑油模型
假设条件
1、考虑油、气、水三相 2、考虑油组分、气组分、水组分三个组分
3、气组分在油、气相中要发生质量交换
压力增加时，气组分可溶解在油相中（溶解气）压力降低时，气组分可从油相中分离出来（自由气）
4、水相与气、油两相间无质量交换
5、考虑毛管力、重力；油、气、水、岩石均可压缩 6、油藏温度不变
渗透率来控制，一般取平面渗透率的1/5到1/10
32
网格划分
网格划分包括两个方面，及网格方向及网格尺寸。网格方向应注意考虑以下几点：因为一般模型都考虑的封闭边界，所以网格边界应尽量与封闭的天然边界一致，如断层、尖灭、油水边界、井排方向等，这样做可以减少无效网格的数目，同时也可以较精确地描述边界形态。网格的定向应尽量包含全部井位及将来可能进行的加密井，须取全取准。

剩余油技术的研究现状及发展探析

212近年来，地下油水分布也因为油田的开发产生了较大的变化，油田开发的愈趋成熟，地下油水分布也和之前的情况发生了很大的改变。

也因为在这种条件下，大片连续的石油已经变得十分稀少，开采石油的对象也逐渐变成了局部富集又高度分散的石油为了更准确的预测和划分在三维空间中，岩石物性非均质性、隔夹层以及各级分隔体的分布方式和规律，使驱油工作变得更加高效，要精细的描述油藏资源。

1 剩余油技术研究必要性我国油田地质情况复杂，原油性质差异大，水驱油过程不均匀，这些因素都导致在经过一次或采油之后，仅仅有地下储量三分之一左右的石油能够被开采出来，但是剩下的三分之二石油就仍然处于地下，难以挖掘，也就成了剩余油。

如果能够提高石油的采收率或者改革技术以增加石油的可采储量可以开采更多的属于石油储量在60%~70%之间的剩余石油。

这也是无论是油藏工程师还是地质工作者始终将石油开采过程提高采收率以及深入研究剩余油的分布情况作为研究的重点工作。

这项工作的重点在于研究剩余油分布规律和开发技术，通过改进技术手段，提高采收率，实现资源的高效利用。

根据调查，石油在全世界范围内，两年到三年使用量，仅仅使每个油田提高1%的采收率便能实现，可见提高采收率对于石油行业的重要性。

如何提高采收率呢？一方面，要加强地质勘探，了解油藏的性质和分布情况，精确掌握油田的开发潜力。

另一方面，要采用先进的开发技术，如增油、压裂、热采、化学驱油等技术，优化开发方案，提高采收率[1]。

这些技术的应用需要大量的投资和研究，但对于提高石油资源的利用效率和保障能源安全具有重要的意义。

总之，我国油田开发面临着巨大的挑战和机遇。

通过加强剩余油分布规律研究和提高采收率，可以实现资源的高效利用，为我国石油行业的可持续发展注入新的动力。

2 剩余油技术的研究现状2.1 油藏数值模拟技术油藏数值模拟技术的应用在油田开发和生产中越来越广泛，成为油田工程师们进行决策的重要工具之一。

经过几十年的不断发展，这项技术已经成熟，越来越接近实际情况。

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。

水驱油藏开发中的剩余油测定方法研究

水驱油藏开发中的剩余油测定方法研究水驱油藏开发是一种常用的方法，用于提高油田的产能和综合效益。

在水驱过程中，水被注入到地下油藏中，以驱使剩余油井中，进而增加原油的产量。

然而，确定水驱油藏中的剩余油量一直是一个关键的问题。

本论文将着重研究水驱油藏中剩余油测定的方法，包括现有的方法和可能的未来发展方向。

首先，我们将讨论目前主要的剩余油测定方法，包括表观剩余油测定法、物理模型法和数学模型法。

表观剩余油测定法是通过油井生产数据和实验室实验来确定剩余油量。

这种方法简单直观，但对于复杂的油藏来说，准确性可能不高。

物理模型法是通过建立油藏物理模型，模拟水驱过程中的流体行为来预测剩余油量。

这种方法可以考虑多种因素，如压力、温度和孔隙结构等，但建模过程复杂且需要大量数据支持。

数学模型法则是利用数学方法来分析水驱油藏的动态行为，由此预测剩余油量。

这种方法需要准确的输入数据和较高的数学建模能力，但具有较高的准确性和预测能力。

随着科学技术的发展，剩余油测定的方法也在不断进步。

其中一个可能的发展方向是基于先进的传感器技术和实时数据采集的智能方法。

例如，利用传感器监测油井中的压力、温度和流速等参数，并将这些数据实时传输到中央控制室进行分析和处理，以获取油藏剩余油量的信息。

这种方法可以提供更准确、更实时的剩余油量数据，并帮助油田运营者更好地优化水驱油藏的开发方式。

此外，还有一些新颖的技术和方法可以被应用于剩余油测定中。

例如，利用核磁共振技术来对油藏进行原位成像，以获取剩余油量的空间分布信息。

这种方法具有非破坏性、高分辨率的特点，可以提供更全面的剩余油测定数据。

此外，利用人工智能和机器学习等技术，对大量的油井开发数据进行分析和建模，以提高剩余油量的预测准确性也是一个可能的方向。

综上所述，水驱油藏中剩余油测定方法的研究具有重要的理论和实际意义。

当前主要的方法包括表观剩余油测定法、物理模型法和数学模型法，但存在一定的限制。

未来的研究可以从智能方法和新颖技术的角度进行，如传感器技术和实时数据采集、核磁共振成像和人工智能等，以提高剩余油测定的准确性和预测能力。

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

油藏数值模拟在剩余油预测中的不确定性探究

油藏数值模拟在剩余油预测中的不确定性探究摘要：油藏数值模拟是预测剩余油饱和度的一种定量方式，在油田开发后期发挥着十分重要的作用，但其预测精度会受到诸多因素的影响。

基于此，本文结合多学科知识，主要就油藏数值模拟在剩余油预测中的不确定性展开了深入探究，以期进一步提升剩余油饱和度的预测精度。

关键词：油藏数值模拟；剩余油；预测；不确定性现阶段，我国陆上油田多数已进入高含水、特高含水期，再加上地下油水关系复杂，剩余油富集规律就成为油田开发后期的重点研究内容。

目前，开发地质学法、油藏工程法、密闭取心法、开发地质学法、地震法、测井法与油藏数值模拟法是预测剩余油饱和度的常用手段。

其中，油藏数值模拟技术较为成熟，在剩余油预测中得到广泛应用，但具有明显的不确定性。

为此，在实际应用中，要进行综合的分析与客观判断。

一、地质模型多解性导致油藏数值模拟的不确定性（一）地层对比的多解性地层对比是建立储层地质模型的重要基础，对比结果是否正确会直接影响到储层地质模型的准确性。

为提高地层对比精度，采用了多种对比方法，例如等高程对比法、高分辨率层序地层学对比法、旋回控制逐级细分对比法等，但因地层信息的解释具有多解性，地层对比结果同样存在多解性[1]。

在实践中，虽油藏数值模拟对不同的地层对比结果，均可给出拟合结果，但可信度会明显降低。

为此，地层对比精确度是影响油藏数值模拟精度的一个重要因素。

（二）储层参数求取过程中的不确定性在求取渗透率、孔隙度及原始含油饱和度等储层物性参数的过程中，储层地质建模发挥着十分重要的作用，但储层物性参数求取的过程具有明显不确定性。

目前，主要是通过密度测井、声波测井、中子测井资料求取孔隙度，结合岩心分析化验资料进行校正。

但经岩心校正后，部分层段仍存在较大误差，最大绝对误差最高可达4％，且这种误差并非偶然，属于普遍存在的一种现象，会影响到数值拟结果。

岩石渗透率是储集层的一个主要参数，求取过程如下：（1）于取心井，根据岩心分析化验数据构建孔隙度、渗透率及泥质含量等参数间的相关性关系；（2）于非取心井，根据测井信息求取泥质含量、孔隙度等储层物性参数值，借助相关性关系求取渗透率。

地质储量丰度在剩余油研究中的应用

由于实施了挖潜增油措施，２１年产水比２年减少了３ × ００．１０，年产液减少了３８ｏ，减少注水９６Ｏｍ．１‘ ２Ｘｔ． ×Ｉ ‘ ；老井产量递５ｍ减牢火幅度下降，２１年油藏自然递减为２．００２储％，综合递减为
步下降转为２０年ｌ月至２１年ｌ０９２００２月的逐步稳定上升（）。２１图２００年年产油８１．万吨，比２ｏ￣高１８２ｏ９．３
ＸｌＯｔ；综合含水自２￣９（年年底以来０点，￣２０年ｌ月低１１个百分点；０９２．１
剩余油的分布。
应用油藏数值模拟技术研究地下剩余油分布在油藏开发调整过程中得到广泛应用．但对剩余油分布的研究成果仅输出剩余油饱和度或
应川可动剩余地质储量丰度可以反映出地下剩余可采储量富集程度的分布，为剩余油挖潜提供准确可靠的依据。纵向上，将每一油层的剩余地质储量丰度相加，就可得到整个油藏地下剩余地质储量的分布，将每一油层的可动剩余地质储蛩丰度柏加，就可得到整个油藏剩余可采地质储量的分布。
图：文５块开发曲线１
计算任意网格的可动剩余地质储量丰度公式
＝
逐步下降，２１年ｌ月综合含水８．８００２２１％比２８ｌ月低３．个百分ｌ２年．５４
ＩＤ川ｏ
一
ｆ１ ‘ ．
一 …
．
｝
ｔ ¨＾／ｌ
／＾Ｂ
１．％，分别比２￣０１７（９ｇ年低ｌ．个百分点和ｌ．个百分点；２￣６５ｓ８ｔ９Ｍ年增