水驅油實驗裝置

① 水驅油過程中飽和油孔隙動用程度實驗

共用12塊岩心進行了孔隙動用程度實驗。測試分為4個階段：在岩心抽真空飽和水時測試了一條T2 譜線；然後將岩心進行飽和合成油，飽和後再測試一條 T2 譜線；然後進行水驅油實驗，在驅油過程中見水時立刻停止，測試一條 T2 譜線；然後繼續進行水驅油實驗，直到含水率達到9 8%以上，再測試一條T2 譜線。表5.2 是用來進行實驗的岩心的基礎數據。

低滲透油藏滲流機理及應用

每塊岩心測試了4 條T2 譜線，分別為飽和水狀態曲線、飽和合成油狀態曲線、水驅油見水時刻曲線、水驅油結束時曲線。根據 T2 弛豫時間的長短，把孔隙分為大孔隙(100～1000ms)、中孔隙 (10～100ms)、小孔隙 (1～10ms)，研究了不同類型孔隙體積的多少、不同類型孔隙飽和油的多少、不同孔隙在水驅作用下動用的難易程度。

圖5.27 小孔隙內無水期驅油效率和最終驅油效率與滲透率的關系

研究12塊岩心的小孔隙內無水期驅油效率和最終驅油效率與滲透率的關系 (圖5.27)表明：對於小孔隙來說，無水期驅油效率與最終驅油效率隨著滲透率的增加而減小，對於滲透率小於1×10^-3μm²的岩心小孔隙的驅油效率在10%以上，而滲透率大於1×10^-3μm²的岩心小孔隙的驅油效率在10%以下。對於滲透率大於1×10^-3μm²的岩心，無水期驅油效率與最終驅油效率相差不是很大，它們之間的差別在滲透率較低的岩心上反映比較明顯。

研究12塊岩心的中孔隙內無水期驅油效率和最終驅油效率與滲透率的關系 (圖5.28)表明：對於中孔隙來說，無水期驅油效率與最終驅油效率隨著滲透率的增加而增加，呈現較好的線性關系。對於滲透率小於1×10^-3μm²的岩心中孔隙的驅油效率在10%以下，而滲透率大於1×10^-3μm²的岩心中孔隙的驅油效率在20%～30%之間。

圖5.28 中孔隙內無水期驅油效率和最終驅油效率與滲透率的關系

圖5.29 大孔隙內無水期驅油效率和最終驅油效率與滲透率的關系

圖5.30 驅油效率與滲透率關系

研究12塊岩心的大孔隙內無水期驅油效率和最終驅油效率與滲透率的關系 (圖5.29)表明：對於大孔隙來說，無水期驅油效率與最終驅油效率隨著滲透率的增加而快速增加。對於滲透率小於1×10^-3μm²的岩心大孔隙的驅油效率在3%以下，而滲透率大於1×10^-3μm²的岩心大孔隙的驅油效率在4%～16%之間。

研究12塊岩心無水期驅油效率和最終驅油效率與滲透率的關系 (圖5.30)表明：無水期驅油效率與最終驅油效率相差不是很大，它們之間的差別在滲透率較低的岩心上反映很明顯，當然，對於較高滲透率岩心，無水期驅油效率和最終驅油效率差別也很明顯，說明只要開發技術政策界限合適，還是可以提高無水採油期的驅油效率的。

② 多層水驅油實驗

採用不同滲透率的文東油田四塊岩心進行水驅油實驗。單層水驅時內，均能獲得較高的容採收率，且最終採收率基本不受滲透率高低的影響。多層組合驅替時滲透率級差越大，滲透性差的層採收率越低，而滲透性好的層採收率較高，但各層採收率均低於單層水驅採收率（圖8-2-1）。實驗結果表明，低滲透儲層多層合注合採時，層間矛盾隨滲透率級差增大而增大。因此要提高驅替效率，就必須將層系內滲透率級差減小到合理的范圍內。

圖8-2-1 文東油田長岩心多層水驅油試驗

滲透率單位為10^-3μm²；驅油效率單位為%

③ 驅替實驗

（一）實驗簡介

實驗用油為現場脫水原油，黏度為4.19mPa·s。為避免產生水敏，飽和岩心以及水驅油過程均用礦化度為30×10⁴mg/L的NaCl水溶液。實驗溫度為70℃。實驗岩心取自東濮凹陷深層高壓低滲砂岩油藏。實驗方法及實驗裝置採用岩石中兩相相對滲透率測定方法（SY/T 5345-2007）中的非穩態法測定油水相對滲透率及開展水（氣）驅油驅替實驗^[153]。按模擬條件，在油藏岩石上進行恆速（水驅）或恆壓（氣驅）驅油實驗。水驅油實驗中，驅替速度分別為0.5,0.8,1.0,1.2mL/min，凈覆壓分別為2,10,20MPa。岩樣出口端記錄每種流體的產量和岩樣兩端壓力差隨時間的變化，整理實驗數據、繪制相對滲透率曲線、計算驅油效率和採收率。實驗過程如下：①將岩心抽真空飽和NaCl水溶液，計算飽和水量及孔隙體積。②用原油驅替含水岩心，不再出水時計量驅出的水量，計算束縛水飽和度和油相滲透率。③水（氮氣）驅油，用NaCl水溶液（氮氣）驅替含油岩心，驅替時以恆速（水驅）或恆壓（氣驅）的方式進行。驅替開始前，在岩樣入口建立一定的壓力（壓差值小於測油相滲透率時的壓差值）。記錄見水（氣）前的油、水量（油、氣量）以及注入壓差和驅替時間，記錄見水（氣）時的累積產油量、累積產液量，岩樣兩端的壓力差及驅替時間。④當不再出油時，測定水相（氣相）滲透率，結束實驗。

氣驅油過程及相對滲透率的計算方法與水驅油類似。相對於水驅油，氣驅中氮氣開始流動的端點意義不同，氣體開始流動前達到的最小飽和度值稱為氣體平衡飽和度，氣體飽和度大於此平衡飽和度時開始流動。氣驅油採用氣驅完畢後的氣體滲透率作為基準滲透率，水驅油採用束縛水狀態下的油相滲透率作為基準滲透率。

（二）實驗結果

選擇低滲、特低滲岩心樣品共5塊，按上述方法進行水（氣）驅油實驗。實驗數據整理如表6-3-1，表6-3-2所示。

表6-3-1 氣驅綜合數據表

表6-3-2 水驅綜合數據表

④ 實驗簡介

（一）實驗模型

模型設計時主要考慮以下幾方面因素：①模型滲透率變化范圍與該油藏主要儲量所在砂層的平均滲透率變化范圍相吻合；②組合模型的滲透率變異系數；③組合形式對最終采出程度的影響；④不同儲層的啟動壓力界限。實驗模型為文東油田沙三中油藏7～9砂層組天然岩心按一定形式排序拼接組成的長岩心，分別命名為1,2,3,4號模型。模型基礎數據及結果數據見表6-5-1，表6-5-2。

（二）模型組合形式

第一組（A）：四個模型分別進行單注單采。

第二組（B）：兩層合注分采，分別為1號層和3號層合注分采，1號層和4號層合注分采。

第三組（C）：三層合注分采，分別為l號層、2號層和3號層合注分采，1號層、3號層和4號層合注分采。

第四組（D）：四層合注分采，l號層、2號層、3號層、4號層合注分采。

共計6種組合形式，18層次注采實驗。

表6-5-1 文東沙三中油藏多層水驅油實驗基礎數據表

表6-5-2 文東沙三中油藏多層水驅油室內模擬實驗結果

（三）實驗步驟

a.將實驗模型抽真空飽和水，計量飽和水量，計算孔隙體積；

b.用實驗油驅替水，使岩心內的水呈束縛水狀態，計量驅出的水量，所驅出的水量即為飽和入岩心的油量，計算岩心內的束縛水飽和度；

c.水驅油實驗：以恆速方式注入，計量各層模型的產液量和產油量，以及注入壓力和實驗時間；

d.在單層水驅油實驗中，當瞬時含水率達到99%以上時，或在多層水驅油實驗中高滲透率層瞬時含水率達到99%以上時結束實驗。

⑤ 實驗原理及裝置

油田開發最直接的結果是儲層中油氣量減少，水量增加。最為關心的問題是儲層最終可采量的多少，當前剩餘油是如何分布的。解決這些問題的關鍵是如何正確確定儲層中的各種飽和度。眾所周知，儲層中流體飽和度遵循下式：

圖4-1實驗裝置流程圖

⑥ 　實驗結果分析

（1）隨含水飽和度增大，含水率（F_w）曲線變化規律表現為中、低含水期含水率增長速度快、高含水期含水率上升速度顯著變慢（如圖4-3～圖4-5所示），其原因是儲層起絕對滲流作用的主要是大孔道，油層一旦見水，含水率將迅速增加，必然要導致中、低含水期含水率上升快，當進入高含水期後，主要流通孔道已完全被水占據，此時，水所波及的主要是滲透性較差的小孔道和緻密孔道，含水率只能緩慢上升。在所有35塊岩樣的水驅曲線中，油、水相對滲透率交叉點對應的含水飽和度較高，一般在60%～70%之間，明顯偏右，綜合來看錶現為親水型油水相對滲透率曲線特徵。三類流動單元均表現出相似的變化規律，只是在具體數值上有差異。

（2）三類流動單元的岩樣均表現出無水採收率較高的特點，無水採收率一般在40%左右。其主要原因在於本斷塊儲層主要為一套粒級細、具有多種層理的層狀砂岩組成，在油層均質程度較高、地層原油粘度很小的情況下，很容易趨近活塞式驅油，從而達到較高的無水期驅油效率。

（3）不同流動單元，水淹特徵和電阻率響應特徵各不相同，具體表現為：

①Ⅰ類流動單元以93號岩樣為代表（圖4-3，圖中，左為油驅水過程，右為水驅油過程，下同），φ＝22.5%,k=285.01×10^-3μm²,FZI=4.85μm。其油驅水過程基本符合阿爾奇公式，即在電阻增大率I與含水飽和度S_W的雙對數坐標中，二者之間存在線性關系（滿足關系式lgI=-blg（S_W）+n,b、n為常數）。水驅油過程電阻率（R_t）曲線為「L」型。可將隨含水飽和度變化的電阻率曲線劃分為三個階段（如圖中A、B、C）：A區是無水採收期，電阻率由130Ωm急劇降低到40Ωm左右，含水飽和度變化了15個飽和度單位。該電阻率的減小是由於油飽和度降低而造成的；B區電阻率變化幅度很小，油相滲透率（K_ro）逐漸降低，而水相滲透率（K_rw）變化不大；C區電阻率較快下降，油相滲透率隨含水飽和度增大而變小至趨近於零，水相滲透率快速升高。該階段由於驅替水飽和度升高而導致電阻率緩慢下降。

圖4-7bFZI與S_or關系圖

③Ⅰ類流動單元電阻率隨含水飽和度增大一直在減小，但無水採收期之後電阻率變化幅度較小（圖4-3），而Ⅱ、Ⅲ類流動單元相應於某一地層電阻率，可能對應著三種或兩種含水飽和度（圖4-4、圖4-5），故用電阻率曲線或電阻減小率難以直接計算剩餘油飽和度。

⑦ 親油地層中水驅油微觀機理

在該模型中，油充滿整個孔道系統，束縛水主要以水珠的形式存在。在親油地層中進行水驅油時，可以看到，注入水沿著注入孔道的中軸部位驅替原油，在孔道壁上的油膜可以沿壁流動，在小孔道中殘留一部分原油。隨著注入過程的延續，油膜越來越薄，小孔道中的油越來越少，最後形成水驅殘余油。

在水驅油的過程中，束縛水可匯入注入水內，一同流動，起到驅替原油的作用。

從上述實驗可了解到，在親油地層中水驅油的主要滲流機理是：

(1)驅替機理，即注入水沿孔道的中軸部位驅替原油。

(2)油沿孔道壁流動機理，在水侵入孔道將中軸部位的油驅走以後，留在孔道壁上的油主要以此方式運移。這種流動又稱為表面滲流。

合理利用這兩種機理的目的是減少水的指進和增加壁流能力。因此，採用較低的驅油速度是合理的。

⑧ 實驗材料和方法

四塊全直徑岩心的取心資料見表4-1。具體實驗步驟和方法如下：

1）岩心烘乾。將4塊全直徑岩心置於真空乾燥器中65℃恆溫條件下真空乾燥24小時，稱岩心乾重。

2）岩心常規滲透率測量。以空氣作為滲流介質，用皂沫法測量岩心空氣滲透率。

3）岩心抽真空飽和水。將岩心抽真空12小時飽和礦化度為5000mg/L的標准鹽水溶液（NaCl∶ CaCl₂∶ MgCl₂·6H₂O=7∶ 0.6∶ 0.4），稱岩心濕重，利用岩心濕重與乾重的差值計算岩心孔隙度。

4）岩心100%飽和水狀態下的核磁共振T₂測量。分別進行四個不同回波時間（回波時間T_E分別取0.6ms、1.2ms、2.4ms和4.8ms，此時等待時間T_W 取8000ms）和四個不同恢復時間（等待時間T_W 分別取8000ms、4000ms、2000ms和500ms，此時回波時間T_E 取0.6ms）條件下的測量。其它主要測量參數如下：脈沖序列CPMG，回波個數1024，信噪比大於100，儀器共振頻率2.6MHz。該狀態下每塊岩心可測得7個T₂弛豫時間譜。

5）岩心飽和油束縛水狀態下的核磁共振T₂測量。首先用原油（1號油樣、凝析油）驅替水，充分驅替至飽和油束縛水狀態，然後進行該狀態下的核磁共振T₂測量，測量方法和測量參數與100%飽和水狀態下相同。該狀態下每塊岩心同樣可測得7個T₂弛豫時間譜。

6）岩心剩餘油狀態下的核磁共振T₂測量。首先進行水驅油實驗，充分驅替至剩餘油狀態，然後進行該狀態下的核磁共振T₂測量。主要測量參數如下：脈沖序列CPMG，回波時間0.6ms，等待時間8000ms，回波個數1024，信噪比大於100，儀器共振頻率2.6MHz。該狀態下每塊岩心可測得1個T₂弛豫時間譜。

7）岩心橫截面高分辨CT成像。岩心重新烘乾後，對每塊岩心均進行3～4個橫截面（等距離選取）上的高分辨CT成像，圖像解析度約200μm，截面厚度0.5mm。

8）原油的T₁、T₂弛豫時間測量。對1號油樣（凝析油）和2號油樣（高凝油）均分別進行不同溫度（對應於不同粘度）條件下的T₁、T₂弛豫時間測量。

⑨ 親水地層中水驅油微觀機理

在油田投入開發以前，油層中的流體處於原始狀態，可以不考慮氣體的存在，因為此時它處於溶解狀態，因此只需考慮油水的原始狀態。

在親水的油層中，束縛水主要是以水膜的形式附著在孔道壁面或充滿較小的孔道和盲端，而油則充滿較大的孔道空間。

在親水的油層模型內進行水驅油時，可以看到，當水被注入油層後，一部分水沿著孔道中心阻力最小的地方向前推進，驅替原油，另一部分水則穿破油水界面的油膜，與束縛水匯合，沿著岩石顆粒表面 (孔道壁)驅動束縛水，而束縛水則把原油推離岩石表面，將原油從岩石表面剝蝕下來。被剝蝕下來的原油被注入水驅走，束縛水匯入注入水中，岩石顆粒表面為注入水所佔據。

在親水地層模型內進行水驅油過程的實驗，首先觀察孔道中水驅油的現象。由於地層是非均質的，微觀地質模型的孔道也是大小不等的。在微細孔道中，油膜已斷裂，束縛水把油膜剝蝕下來，匯入大片油內，被注入水均勻地向前推進。它表示束縛水剝蝕油膜的速度與大孔道中水驅油的速度相等，油水界面平整，水驅油的過程像活塞一樣向前推進，驅油效率最高。在較大孔道中，油膜即將破裂，僅注入水已進入大孔道，這表示注入水驅油的速度大於束縛水剝蝕油膜的速度，引起水驅油的非均勻推進。在其他一些孔道中，還可以看到注入水已經沿著岩石顆粒表面束縛水的通道突進，把油剝蝕、推離了岩石表面。但是，在大孔道中注入水的推進則太慢，這樣就容易使油相斷裂，形成油珠，殘留在地層中。

隨著注水的進行，注入水繼續向前運動，上述過程不斷重復出現，只是此時在注入水中已匯入了部分束縛水，成為某種程度的混合水。這樣，隨著注水的進行，在油水驅替前沿，驅動水中束縛水的比例不斷增加。

根據實驗觀察研究，在親水地層中，水驅油的機理可概括為驅替機理和剝油機理：

(1)驅替機理：在注入壓力作用下，注入水驅動大孔道中的原油向前流動，由油所佔據的空間被水替換。

(2)剝油機理：束縛水與注入水接觸，得到注入水的動力，將原油推離岩石顆粒的表面。在親水地層中，這種剝蝕機理在驅油過程中起著相當大的作用。

上述兩種機理的最佳配合能最大限度地提高水驅採收率。當驅替速度與剝蝕速度相等時，可以得到最好的驅油效果。由於地層孔隙系統的非均勻性，其中流體的速度場也是非均勻的，不同孔道中的驅油速度也是隨機的，而剝蝕速度與束縛水飽和度及油水界面性質有關。大部分孔道中的驅替速度與束縛水的剝蝕速度相當時的驅油速度是最佳驅油速度，不同的油層的最佳驅油速度不同，可用實驗方法求得。

合理的注水速度是油田注水開發取得最大水驅採收率的必要條件。

⑩ 高含水期水驅油藏剩餘油定量描述方法研究及應用

王延忠賈俊山孫國隋淑玲黃文芬魏明

摘要高含水期水驅油藏剩餘油分布研究是開發工作實施挖潛措施、提高採收率的基礎。本文對近幾年在剩餘油描述方面攻關的最新成果進行了粗略的總結。重點介紹了首次綜合採用5種計算剩餘油並形成軟體系統的油藏工程計算方法，及首次用於剩餘油定量計算並進行大規模推廣應用的流線模型方法。這兩種方法在孤東油田七區西進行了應用，並將計算的結果分別與數值模擬結果進行了對比分析，與生產動態實際進行了檢驗，證明比較可靠。通過利用油藏工程計算方法、流線模型方法和數值模擬方法對剩餘油的綜合分析研究，提出的提高採收率的挖潛措施取得顯著效果。

關鍵詞剩餘油高含水期定量油藏工程方法流線模型方法油藏描述孤東油田

一、引言

高含水期的精細油藏描述的剩餘油分布研究，是實施挖潛措施、提高採收率的基礎。搞清高含水、特高含水期剩餘油的分布規律，並進行定量計算，目前仍然是世界級難題。

勝利油區通過四期精細油藏描述及剩餘油分布研究，已形成了剩餘油描述的系列配套技術。總結完善這些剩餘油描述方法，特別是在井與井之間剩餘油分布研究、剩餘油定量描述技術研究的基礎上，增加了油藏工程計算方法和流線模型方法，並編制了軟體系統，實現了計算機自動化，以滿足礦場計算快速、操作簡單、自動化程度高等要求。本文重點介紹數值模擬方法、油藏工程計算方法和流線模型方法在孤東油田七區西剩餘油描述中的應用，並對其計算成果進行了綜合分析和對比。根據對剩餘油的描述，提出了具體的提高採收率的挖潛措施，取得了良好的礦場應用效果。

二、剩餘油描述方法研究

目前，我國主要油田的開發大多進入高含水階段，地下流體分布日趨復雜，開采難度越來越大。因此，確切了解剩餘油儲量及其分布范圍，對於油田的調整、挖潛、提高最終採收率具有重要的意義。隨著油藏描述從宏觀向微觀、從定性到定量、從描述向預測的方向發展，剩餘油的研究也開始從以大地構造、沉積旋迴、沉積相為基礎的分布趨勢研究，向以微構造、沉積時間單元、層內非均質等微基礎的定性描述發展；從以地質、測井手段為主的綜合定性解釋逐步向以精細數值模擬、水淹層測井解釋以及油藏工程參數計算為主的定量描述方向發展^[1～5]。

綜合國內外剩餘油描述技術的發展，從學科上細分，剩餘油研究方法主要包括地震方法、生產測井及測試分析方法、檢查井資料分析方法、水淹層測井解釋方法、地質綜合分析方法、數值模擬方法、流線模型方法、油藏工程綜合分析方法等八大類方法^[1～5]。

勝利油區進行剩餘油定量描述的方法主要有數值模擬方法、油藏工程計算方法、流線模型方法、水淹層測井解釋方法和動態監測方法。其中數值模擬方法和水淹層測井解釋方法比較成熟，計算機化程度高，而油藏工程計算方法和流線模型方法是我們近幾年經過不斷攻關，逐漸發展完善起來的，下面主要對這兩種方法進行簡要介紹。

1.油藏工程計算方法

油砂體是油田開發的基本單元，具有較為確定的含油范圍和石油地質儲量，是地下油、氣、水存儲運移的統一體，而井筒則是它與外界聯系的通道。因此，可以根據單井生產數據，採用油藏工程方法計算某一生產時刻的該井的剩餘油飽和度、剩餘儲量等。

根據目前油田開發已進入特高含水期的事實，結合礦場應用的需要，油藏工程計算選用了水驅特徵曲線法、滲飽曲線法、無因次注入采出法、物質平衡法、水線推進速度法等5種方法^[1,4,5]。

1）滲飽曲線法

水驅油實驗中岩樣油水相對滲透率曲線是油水兩相滲流特徵的綜合反映。根據儲集層性質及油井含水率可直接求得目前含油飽和度，但是油水相對滲透率曲線只是反映了儲集層應具有的滲流特徵和應達到的理想效果，而開發過程中作業措施、注入采出比的變化以及井點之間的相互干擾都能影響到流體的實際流動狀態。因此，結合反映實際生產狀況的水驅特徵曲線，求生產井出口端含油飽和度及其他剩餘油指標可以更可靠地反映地下流體分布狀態。

（1）水驅特徵曲線製作，求A₁、B₁

作lgWp-Np關系曲線，得回歸方程：

勝利油區勘探開發論文集

（2）相對滲透率比與含水飽和度曲線製作，求A₂、B₂

作

曲線，得回歸方程：

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（3）求水驅控制儲量

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（4）求生產井出口端含水飽和度

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（5）求剩餘油飽和度、剩餘可采儲量、可動油飽和度、剩餘可動儲量

剩餘油飽和度：

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剩餘可動油飽和度：

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剩餘水驅控制儲量：

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水驅控制儲量采出程度：

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式中：k_ro、k_rw——油、水相對滲透率；

S_oi——原始含油飽和度，小數；

S_o——剩餘油飽和度，小數；

S_orr——殘余油飽和度，小數；

S_om——剩餘可動油飽和度，小數；

S_w——含水飽和度，小數；

S_wi——束縛水飽和度，小數；

N——水驅控制儲量，10⁴t；

N_r——剩餘水驅控制儲量，10⁴t；

N_p——目前累積產油量，10⁴t；

W_p——目前累積產水量，10⁴m³；

R——水驅控制儲量的采出程度，%；

A₁、A₂、B₁、B₂——回歸系數。

2）水驅特徵曲線方法

根據童憲章研究成果，水驅油田到了高含水期，大部分油井都可作單井甲型水驅曲線，其形式為：

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根據該曲線可計算單井水驅可采儲量、剩餘可采儲量等。

作lgW_p－N_p曲線，得回歸參數a,b

水油比計算：

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勝利油區勘探開發論文集

水驅可采儲量：

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剩餘水驅可采儲量：

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式中：Q_o、Q_w——產油量、產水量，10⁴t；

a、b——回歸系數；

fw——含水率，小數；

f_max——極限含水率，小數；

N_R——水驅可采儲量，10⁴t；

N_Rr——剩餘水驅可采儲量，10⁴t；

N_r——剩餘水驅控制儲量，10⁴t；

WOR——水油比；

WOR_max——最大水油比。

3）物質平衡法

可用簡化了的物質平衡法根據累積產油量估計平均剩餘油飽和度。

水驅控制地質儲量：

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剩餘油飽和度：

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剩餘可動油飽和度：

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剩餘水驅控制地質儲量：

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剩餘地質儲量豐度：

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式中：A——計算單元面積，km²；

B_oi——原油體積系數；

G——剩餘水驅控制地質儲量豐度，10⁴t/km²；

h——有效厚度，m；

φ——孔隙度，小數；

ρ_o——原油密度，g/cm³。

4）無因次采出注入法

油井注入量、采出量與采出程度有如下關系：

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（19)-(20）得：

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當

時，R為水驅失效時的采出程度，即

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則剩餘采出程度：

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另外，將（22）代入（19），可得水驅失效時的累積注入量

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極限注入倍數

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當含水進入特高含水期後，采出程度與注入倍數有下列關系式

勝利油區勘探開發論文集

則剩餘采出程度：

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即可根據累積注入量求出剩餘采出程度。但該值為最終含水率100%時的剩餘采出程度，因此與最終含水率98%時的剩餘采出程度相比，數值偏大。

剩餘可采儲量豐度：

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式中：W_i——累積注入量，10⁴m³；

Vi——注入倍數，PV；

R_e——水驅失效時的采出程度（相當於最大採收率），%；

R_c——剩餘采出程度，%；

W_i,max——最大累積注入量，10⁴m³；

V_i,max——最大注入倍數；

a₁、a₂、a₃、b₁、b₂、b₃——回歸系數。

5）水線推進速度法

對於縱向上韻律性變化較大的河流相沉積儲集層，層內動用程度大小不一、水淹狀況差別較大，因此進行層內不同韻律段的剩餘油研究，摸清剩餘油分布規律，對剩餘油的挖潛極為重要。根據達西定律求出注入水在不同段上的推進速度，然後根據水驅速度與產量的關系，分析每個相對均質段采出程度及儲量動用情況，可得到剩餘儲量及剩餘油飽和度值。

根據達西定律，注入水在平面上的推進速度可表示為：

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注入水在垂向上的推進速度可表示為：

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式中：V_pi、V_zi——注入水在平面、垂向上的推進速度，mm/s；

K_rw——水的相對滲透率；

K_pi、K_zi——油層平面、縱向滲透率，μm²；

r_w、r_o——水、油比重，小數；

μ_w——水粘度，mPa·s；

φ_i——油層孔隙度，小數；

α——地層傾角，（°）；

S_or——殘余油飽和度，小數；

S_or——原始含油飽和度與殘余油飽和度之差值，小數；

——壓力梯度，MPa/m；

P_e——近似於L處的注水井的壓力，MPa；

P_w——油井井底壓力，MPa；

L——油水井井距，m。

平均水線推進速度：

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相對水線推進速度：

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根據達西定律，產量q與速度和厚度的乘積Vh成正比，故可通過水線推進速度導出分層產量貢獻系數

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則每個相對均質段的分層產量為

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同理，有分層儲量系數

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分層儲量

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則分層剩餘儲量為

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其中，N可用原始地質儲量、水驅控制儲量或水驅可采儲量。

剩餘油飽和度

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剩餘可動油飽和度

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式中：V_i——分層相對水線推進速度，m/d；

h_i——有效厚度，m；

α_i——儲量系數；

β_i——產量貢獻系數；

N_i——儲量，10⁴t；

N_ri——剩餘儲量，10⁴t；

q_i——產量，t/d；

i——分層號；

∑Q——研究目的層的累積產量，10⁴t。

油藏工程計算方法是定量計算井點剩餘油的重要方法之一，其最大特點是緊密與油藏生產動態相結合，數據文件要求相對簡單，可操作性強，適用於礦場人員進行計算分析。上述方法雖然在油藏工程研究中經常應用，但計算機化程度比較低，不僅影響了動態分析的效率和精度，而且在剩餘油的認識方面也受到了局限。在孤東油田七區西剩餘油描述研究工作中，首次把這5種方法綜合起來編製成軟體系統，進行動態分析和剩餘油研究，實現了計算機自動化。

2.流線模型方法

流線模型技術開始提出和應用於剩餘油的研究是在20世紀90年代，是除數值模擬之外定量研究井間剩餘油的一種新的方法，它具有允許節點多、運算速度快、研究周期短的特點。運用流線模型的目的是便於現場推廣應用，彌補大型數值模擬須藉助計算機工作站而完成的不足，在微機上實現剩餘油分布規律的研究。

1）流線模型的研究思路

先求出流體在多孔介質中的壓力場和速度場，然後求出流體的流動軌跡即流線，最後求出任一流線在任一點的飽和度值。通過流線模型計算，可以求得井間任一點的含油飽和度、剩餘油飽和度，從而確定驅油效率、可動油飽和度、可采儲量、剩餘可采儲量等參數。

2）流線模型求解的基本步驟。

（1）計算壓力場

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在上式三維兩相壓力方程中忽略了重力和毛管力。

式中：q——對於生產井為產液量，對於注水井為注水量，m³；

C_f——地層岩石有效孔隙體積的壓縮系數，MPa^-1；

λ——流度。

（2）計算速度場

網格界面上的速度分量根據Darcy公式計算：

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式中：V_x、V_y、V_z——不同網格x、y、z方向上的速度分量；

P——不同網格上的壓力值；

x、y、z——不同方向上的網格坐標值。

（3）計算流線軌跡及其時間長度坐標。

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式中：T——流線的時間長度坐標；

l——流線的長度；

x、y、z——質點的坐標。

（4）計算飽和度場

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式中：τ——任意時刻流線上的位置；

τ_o——時間為t_o時流線上的位置。

目前已成功地在微機上實現了該方法從數據准備、模型建立、歷史擬合到程序計算的計算機一體化。

三、剩餘油定量描述方法在孤東油田七區西的應用

勝利油區前兩期精細油藏描述及剩餘油分布研究中剩餘油定量描述的主要方法是數值模擬方法，並輔之以水淹層測井精細解釋方法和動態監測方法。

在孤東油田七區西剩餘油分布研究中，剩餘油定量描述的主要方法較以前增加了流線模型方法和油藏工程計算方法，並發展和深化了數值模擬方法。

對剩餘油的定量描述，不僅採用油藏工程方法全面計算了每個井點的剩餘油指標，而且重點採用數值模擬方法和流線模型方法從剩餘油飽和度、剩餘可動油飽和度、采出程度、剩餘儲量豐度、剩餘可動儲量豐度以及剩餘可動油飽和度與剩餘可動儲量豐度的綜合圖、單井層剩餘油分布等八個角度來定量的描述剩餘油，並找出了每個小層剩餘可動油飽和度與剩餘可動儲量豐度均較高的剩餘油富集井區。下面分別從方法本身的計算應用和礦場應用兩個方面進行介紹。

1.計算方法的應用

1）剩餘油定量描述的主要成果

（1）油藏工程計算方法

滲飽曲線法：定量計算了孤東油田七區西12個主要小層1014井次的井點剩餘油數據，主要包括每個小層井點的剩餘油飽和度、井區的水驅控制儲量、剩餘可采儲量等指標。根據計算結果找出了剩餘油富集井區，其中剩餘油飽和度大於50%的井442口，單井平均剩餘油飽和度57.5%，其剩餘可采儲量315.6×10⁴t，單井平均為0.714×10⁴t。

水驅特徵曲線法：定量計算了孤東油田七區西12個主要小層1085井次的單井水驅曲線，主要包括每個小層、每個井點的剩餘油飽和度、井區的水驅控制儲量、剩餘可采儲量等指標，並根據計算結果找出了剩餘油富集井區。

（2）流線模型方法

首次採用該方法在孤東油田七區西進行了推廣應用，計算了5⁴～6¹層系5⁴、5⁵、6¹三個小層的流線分布、壓力場分布、剩餘油飽和度、剩餘可動油飽和度、驅油效率、剩餘儲量豐度等指標，通過其分布圖反映出平面上剩餘油分散的特點，但仍有部分區域剩餘油較富集。統計剩餘油飽和度大於50%的井區剩餘可采儲量為197.7×10⁴t，占總剩餘儲量的58.3%。

（3）數值模擬方法

在孤東油田七區西的剩餘油描述中，採用數值模擬方法計算了四套層系27個時間單元的剩餘油分布情況。據計算結果剩餘含油飽和度大於50%、剩餘可采儲量豐度大於0.8t/^m的井區557個，其中4¹～5¹層系138井區，5⁴～6¹層系165井區，6²+6^5～8、6³⁺⁴層系254井區。總剩餘可采儲量為665.7×10⁴t，平均每個井區的剩餘油飽和度為60%，剩餘可采儲量1.2×10⁴t。

2）剩餘油定量描述成果的可靠性分析

在上述剩餘油定量描述的三種主要方法中，數值模擬動靜結合，是定量描述剩餘油最完善、最系統的方法；流線模型相當於簡化的數值模擬，特點是計算速度快、計算機化程度高；而油藏工程計算方法主要從動態入手，定量計算井點的剩餘油，特點是簡單方便、礦場可操作性強。由於後兩種方法應用的條件相對簡單，特別是流線模型方法是首次在勝利油區進行大規模的推廣使用，油藏工程計算方法也是首次進行全面系統的應用，因此對於其准確性應充分與數值模擬計算結果和生產動態實際進行檢驗，以利於今後的推廣使用。

（1）油藏工程方法計算成果檢驗

與動態監測資料對比 由於孤東油田七區西儲集層非均質嚴重，相距百米甚至數十米的井之間生產狀況都可能大不相同。而檢查井、C/O測井、多功能測井等均為井點檢測，解釋結果代表性受到約束，故不宜直接用於單井計算結果的檢驗。將滲飽曲線法單井計算得到的10個小層的平均飽和度值與相應的多功能測井的10個小層的平均飽和度值比較，平均相對誤差7.2%，考慮到多功能測井本身的代表性，認為計算結果尚為可信。

與數模結果進行對比 統計7個主力小層61口井剩餘油飽和度大於50%以上的可比井的飽和度值：滲飽曲線法計算的平均飽和度值為58.1%，數模計算的平均飽和度值60.7%，計算結果比較接近，認為滲飽法計算結果較為可靠。

（2）流線模型方法計算成果檢驗

與數值模擬計算結果對比 採用流線模型計算孤東油田七區西5⁴～6¹層系5⁴、5⁵、6¹三個小層的平均剩餘油飽和度分別為46%、48%、50%，數值模擬計算結果分別為45%、46%、49%，兩者比較接近。另外，流線模型計算的不同剩餘油飽和度范圍內的面積比例百分數與數值模擬計算的結果也比較接近（表1）。

表1流線模型與數值模擬計算剩餘油飽和度成果對比表

（3）生產動態檢驗

高、低含水井標定：對1998年12月生產5⁴～6¹層系的105口油井進行統計分析，其中生產5⁵層含水率大於等於99%的油井5口；生產5⁵層含水率小於等於90%的油井有4口。分別將這5口高含水井和4口低含水井在採用流線模型計算的剩餘可動油飽和度分布圖上標定，發現5口高含水井均位於剩餘可動油飽和度較低的部位，4口低含水井均位於剩餘可動油飽和度較高的部位，反映出其計算結果比較符合剩餘油分布規律。

（4）取心井檢驗

分別利用近期取心的7-J1井和7-28-J255井對計算結果進行檢驗分析：1996年9月取心的7-J1井5⁵層的剩餘油飽和度為45.0%，採用流線模型計算的當時的剩餘油飽和度為46.5%；1997年8月取心的7-28-J255井5⁴層的剩餘油飽和度為38%，採用流線模型計算的當時的剩餘油飽和度為40%。由此可見其計算結果與取心井分析數據還是比較接近的，計算方法比較可信。

通過上述對油藏工程計算方法和流線模型方法計算成果的分析表明：其計算結果與數值模擬較為接近，經生產動態檢驗和取心井檢驗較為符合。

鑒於上述兩種定量描述剩餘油的方法相對簡單，並具有較好的准確性。因此對於沒有進行大規模數值模擬的油田或區塊具有較好的實用價值，礦場的可操作性強。

2.礦場應用效果

根據對剩餘油分布規律的研究和剩餘油的定量描述成果，在孤東油田七區西提出新井措施12口，補孔改層等老井措施278井次，預計可增加可采儲量154.8×10⁴t，提高採收率2.67%。

已經實施的挖潛措施取得了顯著效果，從1999年開始，截止到2000年12月，共打新井10口，完成補孔改層等老井措施共154井次，新井及老井措施累計增油82162t。

四、結論

本文在剩餘油定量研究方面較以前有了長足的進步和發展，在油藏工程研究中，首次綜合了5種方法進行剩餘油的定量計算，並編製成軟體系統，實現了計算機自動化。流線模型方法是定量計算剩餘油的一種新的方法，該方法首次在孤東油田七區西進行大規模的推廣應用，並取得良好的計算效果。數值模擬作為剩餘油定量計算的一種比較成熟的方法，也取得了進一步的發展和完善，特別是在歷史擬合的精度和剩餘油的定量研究方面有了較大的提高，剩餘可動油飽和度與剩餘可動儲量豐度綜合圖、單井層剩餘油富集區的成果表已成為數值模擬定量描述剩餘油的重要內容。

本文雖然在剩餘油定量描述方面取得了很大的進步和發展，但隨著油田開發的進一步加深，剩餘油的分布更加零散，開采難度進一步加大，對剩餘油定量描述的方法和描述的精度要求更高。今後剩餘油的描述必須進一步向剩餘油描述成果網格數據一體化和計算機自動化發展。真正做到剩餘油描述的定量化、動態化、三維可視化和網格數據一體化。

主要參考文獻

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