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。

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。

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。

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。

—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。

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。

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。

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。