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特高含水期剩余油精细描述及综合挖潜对策作者：于克立来源：《科学与财富》2017年第28期摘要：油藏精细描述是在油藏开发的各个阶段，以描述地层框架、储层和有效储层及流体空间展布为核心，为油藏管理提供地质模型的技术服务工作。
其内容包括综合利用地震、地质、测井、岩芯、试油试采和生产动态等资料，对各类油藏进行基于高分辨率层序地层分析的精细地层划分；基于井和三维地震结合的精细构造解释；基于测井相和地震相相关联的各类岩石沉积相或岩相分析；基于地震属性、弹性参数反演和叠后反演的储层物性表征；基于地震反射各向异性特征的裂缝空间分布描述；动静态资料结合的油藏特征分析；以及整合前述各项工作的成果，建立相控的精细油藏三维地质模型；地质储量计算及其不确定性分析。
关键词：高含水；高采出程度；剩余油；挖潜油田北部油藏目前已进入高含水、高采出的双高阶段，地下还存有大量的剩余油，但是分布比较复杂，挖潜难度大。
为了准确描述剩余油分布和提高油气采收率，对该块进行精细油藏描述和剩余油分布研究。
1 油藏地质特征某区域沿北北东呈条带状展布，主块构造相对简单，含油层系沙二下、沙三上。
储集岩主要为长石石英粉砂岩，平均孔隙度16.5%，平均空气渗透率为34.7×10-3μm2。
原始地层压力36.9MPa，地层温度110℃～120℃，地面原油密度0.818～0.8301g/cm3，地面原油粘度5.3～6.78mPa·s。
2 开发现状和出现的问题研究区含油面积0.23km2，地质储量14.8万吨，可采储量5.9万吨，剩余可采储量1.7万吨。
该区块从1984年开始注水开发，由于注水时间较长，该区块早已进入高含水时期，平均含水达到96%，采油速度0.02%，采出程度28%，客观上就要求必须搞清剩余油分布，提出切实可行的开发手段，提高区块最终采收率。
3主要研究方法和成果3.1确定夹层，细分单砂体以小层为研究对象，纵向上主要利用夹层细分单砂体。
316CPCI 中国石油和化工石油工程技术高含水油藏剩余油开发浅析倪维蔚（大庆油田有限责任公司第二采油厂第二作业区地工队 黑龙江大庆 163000）摘 要：近年来随着对资源开采量逐渐增大，我们国家的各项能源资源的开采也早就到了临界值。
油田因为连年开采的压力，也早就进入了高含水期的开采阶段。
近几年来其含水率逐渐升高，导致整个开采系统的效率低，能耗大。
而为了能够稳定当下油田的开采效率，我们就需要对进入高含水期的油田的剩余油藏进行了解和规划，并且制定下一阶段的开采措施，这样才能够当油田进入高含水期之后做到稳定其产量。
而且对于油田开采效果的提高也是非常有帮助的。
关键词：高含水 剩余油藏 开发目前国内的很多油田都进入了高含水期，这些油田大都呈现块状分布。
而水的比热容又是油的两倍，所以说依靠现在的工艺来说要进行高含水期油田剩余油藏的开采的话是需要做出改变的。
上图就是高含水区域剩余油藏的开发模式图。
首先就是需要研究清楚高含水期油田的分布状况，目前对于这部分内容的研究主要集中在区块储量以及单块储量这两种方式上，也可以采用VIP 软件来对油藏的数值进行模拟计算。
下文以永宁油田某块高含水区域为视角对这类问题进行了研究。
1 油田的基本概述永宁油田现有注水井50余口，是1990年才进行开发的，该油田的高含水区域面积大概有二十六平方千米。
该油田注水开发的注入层位在很早的时候就已经达到了长2层和长6层，经过注水之后，该油田范围之内的收益油井足足有173口，但是经过这些年的开发其综合含水率也已经到了百分之67，所以说开采难度也是在逐年增加的。
从地质情况方面来分析，该油田处于鄂尔多斯盆地的中部，所以说地质构造非常简单，储油层主要位于该地区的西部大斜坡上。
经过测量，长两米，而且储层岩性主要为长石细砂岩，渗透性较低。
所以说该油田进行高含水期之后的开采难度也是在逐年增加。
2 该区域剩余油藏的分布规律要在进入高含水期之后稳定对这片油田区域的开采，我们首先要做的就是探明其分布规律。
第12卷第32期2012年11月1671—1815（2012）32-8667-05科学技术与工程Science Technology and EngineeringVol.12No.32Nov．2012 2012Sci.Tech.Engrg.复杂断块油藏高含水期剩余油定量研究———以胜利油田A 断块为例孟浩1汪益宁2郝诗濛3滕蔓4（中国石化胜利油田分公司清河采油厂1，262714；中国石油大学石油工程教育部重点实验室2，102249；中国地质大学长城学院3，071000；中海油服股份有限公司油田生产事业部油藏技术所4，065201）摘要为对我国老油田后期挖潜、尤其是特高含水低效开发油藏的战略调整等提供新的思路，拓展老油田挖潜的领域与方向。
以胜利某油田A 断块高渗透大厚层高含水油藏为例，对其开发效果、水淹特征与剩余油分布规律进行了综合研究。
结果表明，该断块采收率仅11.9%，而预测采收率在23%以上，一半以上的可采储量没有采出；剩余油在平面上分布于区块的绝大部分区域，纵向上主要集中于7个主力小层，尤其是ES1—32、ES2—13、ES2—22、ES2—23小层，剩余可采储量在3ˑ104t 以上，是将来挖潜的主要对象。
此外，在系统研究与总结基础上，提出了A 断块两种主要剩余油分布模式。
关键词复杂断块高含水油藏开发效果评价水淹特征剩余油中图法分类号TE328；文献标志码A2012年5月28日收到，6月13日修改国家重大专项（2009ZX05009）资助第一作者简介：孟浩（1968—）：高级工程师，地质工程硕士。
研究方向：油气田开发、开采的生产技术管理。
1研究区地质概况A 断块在区域构造上位于博兴洼陷的金家－樊家鼻状构造带中偏南段，地层总的趋势［1］，南高北低、北西倾，南薄北厚，主要目的层段沙一段（E S 1）、沙二段（E S 2），埋藏深度约为（1000 1470）m ，埋深较浅。
该断块由近东西向断裂分割成条带状，断块内部有三条小断裂，有较强的边地水发育。
高含水油田开发效果评价方法及运用
高含水油田开发效果评价一直是工业界关注的重要话题之一。
本文将介绍关于高含水
油田开发效果评价的一般方法，并探讨如何运用这些方法来确保油田高产。
一般方法
1. 确定目标：评价开发效果之前，需要明确开发目标和开发效果的具体指标，比如
产出率、收益率等。
2. 收集数据：评价开发效果需要大量的数据，包括地质和工程资料、油田产出等数据。
3. 分析数据：对收集到的数据进行统计、分析以及解释，包括对生产数据、生产措施、水驱机理以及化学驱理论等内容的分析。
4. 评价效果：根据收集到的数据和分析结果，进行开发效果评价，判断开发是否达
到预期目标。
运用方法
1. 建立稳态物质平衡模型：稳态物质平衡模型能够有效地评估油田产生水的形成规律、产生水的来源、水体的物理化学特征等因素，为评价开发效果提供数据支持。
2. 分析产出水的组成结构及变化规律：产出水的组成结构和变化规律是评价开发效
果的关键因素之一，因此需要对产出水的PH值、电导率、含盐量等指标进行实时监测，并对其发生变化的原因进行分析。
3. 升级改造生产设施：在评价开发效果的过程中，如果发现生产设施存在一些问题，可以通过升级改造等措施来提高开发效率，增强油田产能。
4. 进行高精度差压资料分析：高精度差压资料分析是评价开发效果的重要手段之一，可通过对差压资料的分析，得出油田变化趋势，调整生产策略，提高生产效率。
5. 推广开发先进技术：如采用高压水驱油技术、多点注水技术等先进技术，以提高
开发效率和油田产量。
总之，了解高含水油田开发效果评价的一般方法及运用方法，可更好地推进开发工作，提高油田开发水平。
剩余油研究目前，我国的大部分油田经过几十年的开发，先后经历了上产期、稳产期和递减期，已进入高、特高含水开发阶段，增储上产、稳油控水的难度越来越大。
具体表现为：①勘探程度高，新增储量日益困难，剩余储量可动用性较差；②注水开发油田综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，矛盾突出；③油田地质情况复杂，水驱油过程不均匀，大部分油田仍有60％左右的剩余油残留在地下。
因此，加强剩余油分布规律研究、搞清其分布特征、采取有效对策提高原油最终采收率已成为油田提高采收率的必由之路。
剩余油研究的内容不仅要搞清楚剩余油分布的准确位置及数量，还要搞清楚剩余油的成因以及分布的特点，从而提出挖潜措施，其中剩余油分布位置和数量是剩余油研究的技术关键和难点。
1.现阶段陆相老油田储层特征及剩余油分布按沉积类型将我国碎屑岩储集层可划分为6类：河流相；三角洲相；扇三角洲相；湖底扇(浊积)相；冲积扇相；滩坝相。
据统计，我国油田92%的储层为陆相碎屑岩沉积。
其中湖泊环境(三角洲相、扇三角洲相、湖底扇相、滩坝相)和冲积环境(冲积扇相、河流相)沉积的碎屑岩储集层又分别占我国总开发储量的43%和49%，几乎各占一半。
其中河流相和三角洲相储集层是我国石油资源的主要载体,分别占我国总开发储量的42.6%和30.0%,几乎近2/3。
其它依次为湖底扇(浊积)相占6.3%，扇三角洲相占5.4%，冲积扇(包括冲积)河流相)相占6.4%，滩坝相占1.4%，另外还有8%的储量在基岩中。
这些碎屑岩储层的特征如下：（1）近源短距离搬运和湖泊水体能量较小等基本环境因素，导致了陆相湖盆碎屑岩储层相对海相同类环境储层砂体规模小、分布零散和连续性差，非均质性更为严重，表现为矿物、结构成熟度低，孔隙结构复杂。
（2）湖泊水进水退频繁，使河流一三角洲沉积呈明显的多旋回性，油田纵向上油层多，纵向上砂体相互交错，平面上相带频繁叠加，形成了含油层系十分复杂的沉积体系。
高含水油田开发效果评价方法及运用【摘要】本文旨在探讨高含水油田开发效果评价方法及其运用。
在我们讨论了研究背景和研究意义。
接着在我们探讨了高含水油田开发效果评价方法的探讨、地质勘探技术在开发中的应用、生产管理方法对开发效果的影响、经济评价指标的运用以及环境影响评价的重要性。
在我们展望了高含水油田开发效果评价方法的应用前景，可持续发展战略的作用，以及未来研究方向。
通过本文的内容，读者可以更深入地了解高含水油田开发效果评价方法的重要性，以及其在实际开发中的应用和意义。
【关键词】高含水油田、开发效果评价方法、地质勘探技术、生产管理、经济评价指标、环境影响评价、可持续发展、研究方向、应用前景。
1. 引言1.1 研究背景高含水油田是指含水量较高的油田，通常含水量超过50%。
开发高含水油田是一项具有挑战性的任务，因为水和油的混合会影响采油效率，增加生产成本，并对环境造成不良影响。
对高含水油田开发效果进行评价至关重要。
高含水油田开发效果评价旨在评估油田开发过程中取得的成果，包括油气产量、采收率、开采难度、生产成本等方面。
评价的目的是为了指导油田开发工作，提高开发效率，降低生产成本，最大限度地提高油田开发的经济效益。
研究背景中，高含水油田开发效果评价方法的研究尚处于初期阶段，目前主要还是依靠经验总结和统计分析。
随着地质勘探技术、生产管理方法、经济评价指标和环境影响评价等方面的进步，开发高含水油田的评价方法也在不断完善和深化。
有必要对当前的评价方法进行探讨和总结，为未来高含水油田开发提供更科学的指导。
1.2 研究意义高含水油田开发是当前油田开发领域的热点问题之一，其开发效果评价方法的研究具有重要意义。
高含水油田开发涉及到复杂的地质条件和技术挑战，如何有效评价其开发效果对于提高油田开发的效率和成本控制至关重要。
高含水油田开发具有较高的经济风险和环境影响，因此必须建立科学的评价方法，确保开发过程中的可持续发展。
对高含水油田开发效果进行评价可以为决策者提供科学依据，指导油田开发的方向和策略，推动油田行业的可持续发展。
高含水、高采出程度阶段油田剩余油定量表征及其综合评价郑春峰;赵忠义;郝晓军;彭良群;李芳;谷丽红【摘要】河南X油田目前综合含水94.20％,采出程度38.6％,属于高含水、高采出程度(简称“双高”)开发的油田.如何进一步发展“双高”开发单元提高采收率的方法,已成为目前的研究重点.建立X油田数值模拟模型,对其进行历史拟合.满足历史拟合要求后,针对“双高”阶段剩余油分布特点给出不同水淹级别划分标准.着重分析不同水淹级别下剩余油饱和度、剩余地质储量、平面和层间剩余油分布特征.建立了剩余油挖潜综合评价方法,将评价指标划分为4类,按照同一油组不同水淹级别对剩余油潜力区进行精细刻画,进而找出剩余油主要集中在Ⅲ、Ⅳ类潜力区.并针对不同潜力区提出不同挖潜策略,为X油田下一步剩余油精细挖潜提供依据,该方法对国内类似“双高”油田有借鉴意义.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2012(034)002【总页数】5页(P131-135)【关键词】高含水;高采出程度;剩余油;综合评价方法;挖潜策略【作者】郑春峰;赵忠义;郝晓军;彭良群;李芳;谷丽红【作者单位】中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452;大庆油田有限责任公司第八采油厂地质大队,黑龙江大庆163514;中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452;中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452;中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452;中海油能源发展股份有限公司钻采工程研究院,天津300452【正文语种】中文【中图分类】TE327国内外大部分油田采用注水开发，目前普遍进入高含水、高采出程度（简称“双高”）阶段［1］。
这一阶段的剩余油分布零散，加上储层非均质性，断层的分割、遮挡作用，使开发难度越来越大［2，3］。
“双高”阶段提高开发效果的措施很多，但应用效果越来越差，吨油操作成本越来越大，经济效益变差［4，5］。
目前对“双高”阶段油田的剩余油的形成与分布缺乏新的认识，如何进一步提高“双高”阶段油田采收率的方法，已成为目前的研究重点［6］。
笔者通过建立河南X油田数值模拟模型，对该油田进行生产历史拟合。
满足历史拟合要求后，针对“双高”阶段剩余油分布特点给出不同水淹级别划分标准，着重分析不同水淹级别下的剩余油饱和度、剩余储量等开发指标和平面层间剩余油分布特征。
建立了剩余区挖潜综合评价方法，将评价指标划分为4类，以每个油组平均开发指标和同一油组不同水淹程度为研究对象，找出剩余油主要集中在Ⅲ、Ⅳ类潜力区［7，8］。
并针对不同潜力区提出不同挖潜策略，为该油田下一步剩余油精细挖潜提供方向。
X油田构造为被断层复杂化的短轴背斜构造，油藏类型以断层－背斜油藏为主。
沉积体系由水道与水道边缘相、河道间相、近端浊积相、远端浊积相及半深湖相组成。
不同油组的砂体来源方向不同，岩性主要以含砾细砂岩为主，以含砾中砂岩、砾状中－细砂岩为辅。
储层物性较差，局部物性较好。
平均渗透率0.715μm2，平均孔隙度19.7%。
各油组油水界面参差不齐，又由于含油面积小的油砂体较多，油层纵向叠合性很差。
目前该油田综合含水94.2%，采出程度38.6%，属于“双高”开发单元。
应用角点网格建立X油田数值模拟模型，平面网格15m×15m。
纵向按油组划分为31个层位，其中有效层位26个，隔夹层5个，形成了一个186×122×31的网格系统，网格节点703452个，其中活网格284624个，见图1所示。
全区储量误差率为0.27%，油组地质储量拟误差率控制在0.20%～2.61%范围内，全区含水拟合主要通过微调相渗曲线、渗透率、传导率及边底水能量大小等参数，使整体产水量、产油量和产液量与实际趋于一致，全区绝对误差率为0.29%。
单井拟合主要调整井附近渗透率、产液指数等参数，单井拟合误差率控制在15%以内，单井拟合率为78%。
以上拟合达到历史拟合要求，并为后期剩余油分析及方案预测奠定很好基础。
由相对渗透率曲线转换出的分流曲线，可将油藏内部各点的剩余油饱和度值换算成含水率，即可得含水率分布模型。
针对“双高”阶段剩余油分布特点，笔者给出不同水淹级别划分标准，如表1所示。
X油田各开发单元储层特征和注采井网完善程度不同，导致局部区域存在剩余油饱和度高值。
靠近西南部边水处剩余油饱和度值偏低，靠近东北部构造高点处剩余油饱和度值偏高。
平面上剩余油饱和度高值主要位于微构造高点、油水界面附近、井间分流区、砂岩尖灭区和小油砂体。
纵向上含油饱和度高值主要位于微构造高点及砂体尖灭区。
如表2所示。
X油田剩余地质储量见表3，剩余油主要集中在中、强水淹区域，为下一步挖潜目标。
平面剩余油分布受控于地质和井网两大因素。
地质因素主要是指储层的非均质性、构造形态、断层及断层分割所造成的不连通性等，是注水开发过程中影响油水运动规律的主要因素。
井网因素主要指注采系统、井网完善程度、注采强度等。
井网完善程度和其对地质因素的适应程度，决定了剩余油富集区的分布位置和富集程度。
剩余地质储量平面分布特征统计表如表4所示。
X油田属于复杂断块油藏，剩余油富集的有利地带主要集中在断层附近、油层的边角地带和微构造高部位。
储层特性具有较强的非均质性，且多数厚油层都属于复合韵律沉积，使得开发后期的剩余油分布更加复杂。
在沉积微相上主要分布在物性相对较差的近端浊积微相及受断层和微构造影响的水道与水道边缘微相前缘的局部区域。
X油田井网不完善及射孔不完善致使储量得不到充分动用，形成剩余油滞留区。
油井纵向为多层合采，由于各油层物性的差别，在同一生产压差下，一般低渗透层动用较差或不动用，形成剩余油富集区。
井网对小型油砂体控制较差，形成剩余油富集区。
各油组层间采出程度差异大，开发不均衡。
主力层平均采出程度42.2%，最高值为50.8%，非主力层平均采出程度34.3%，最低值为12.1%。
主力层物性相近，渗透率级差小于1.46，层间非均质性较弱，且井网比较完善，各油组水驱均匀，采出程度较高（34.4%～50.8%）。
主力层地质储量基数大（（11～40）×104t），剩余地质储量相对较多（（6～24）×104t），主力层地质储量占总地质储量的59.6%，而主力层剩余地质储量占总剩余地质储量的56.3%，剩余地质储量丰度及剩余可动油储量丰度较高。
所以主力层仍是下一步挖潜重点。
非主力层层间非均质性较强，渗透率级差均大于3.28，局部井网不完善。
除个别采出程度高的非主力层外，其他非主力层采出程度较低（12.1%～28.2%）。
非主力层剩余地质储量相对较少（（1.5～8）×104t），占总剩余地质储量的43.7%，剩余地质储量丰度及剩余可动油储量丰度较低。
但个别非主力层剩余可动油较高，可作为下一步挖潜重点。
采用综合含水和采出程度联合评价方法，能够确定不同潜力区分布形式和集中程度的量化指标，可系统地对潜力区进行综合评价。
以X油田目前综合含水率和采出程度为标准，将评价指标划分为4类，见表5。
依据划分标准，以不同油组为目标，绘制综合含水率与采出程度交汇图，如图2所示。
以往学者［8］以油组为单位进行分类统计评价，但该方法已经不能满足“双高”阶段油田的剩余油挖潜需要。
为了从根本上对“双高”阶段油田的剩余油进行定量表征，对剩余油进行精细挖潜，需要对不同油组剩余油潜力进行更加精细的刻画。
笔者以同一油组不同水淹级别进行精细刻画，进一步判断不同潜力区的类型。
按照综合评价分析方法进行分类统计，结果表明，剩余地质储量主要集中在Ⅲ、Ⅳ类潜力区，占总剩余地质储量的68%。
虽然Ⅰ类剩余地质储量多，但因地质储量基数大，采出程度高，不是下一步开发重点。
具体如表6所示。
针对X油田4类潜力区提出具体措施，通过综合挖潜措施可以进一步提高采收率，分述如下：1）Ⅰ类潜力区——高含水、高采出程度开发单元该潜力区综合含水高、采出程度高，属于“双高”开发单元。
该开发单元水驱效果明显，后续挖潜空间不大。
为更好地调整挖潜该区域，应结合经济政策界限，优化合理井网方式、井距、采液速度。
针对剩余油分布规律调整注采井网进行开发调整。
2）Ⅱ类潜力区——高含水、低采出程度开发单元该潜力区动用程度相对较低，综合含水高，水淹严重。
一般是由于储层物性相对较差，非均质性严重，存在高渗条带，注入水多数沿高渗带突进，使个别储层未动用或者动用较差，导致水驱开发效果很差。
因采出程度低，是下一步挖潜重点。
可通过增加油井受效方向，完善注采井网、改变液流方向、调剖、堵水等措施扩大波及系数，提高采收率。
3）Ⅲ类潜力区——低含水、低采出程度开发单元该潜力区综合含水与采出程度都低，属于“双低”开发单元。
该开发单元主要位于边角部位及东部储层物性较差、动用程度低和井网不完善等区域，具有很大挖潜空间。
根据剩余油分布特点部署调整井，东部上倾部位依据经济技术界限成果，采用小井距加密方法完善局部边角部位及小油砂体注采井网。
4）Ⅳ类潜力区——低含水、高采出程度开发单元由于动用程度较高，而综合含水仍然保持在一个相对较低的水平，一般该类区域物性比较好，水驱开发效果好。
该潜力区的油组少，不是挖潜的主要目标。
该类潜力区在考虑地层能量和经济指标的情况下，可通过增加注水井的注入量和采油井的排液量等方法来进一步提高原油采收率。
1）针对“双高”阶段剩余油分布特点，给出不同水淹级别划分标准，针对不同水淹级别，对X油田剩余油进行评价。
该油田各油组储层特征和注采井网完善程度不同，导致局部区域存在剩余油饱和度高值。
全油田整体趋势是靠近西南部边水处剩余油饱和度值偏低，靠近东北部构造高点处剩余油饱和度值偏高。
2）各油组层间采出程度差异大，开发不均衡。
主力层采出程度高，剩余地质储量相对较多，主力层仍是下一步挖潜重点。
非主力层采出程度不均匀，剩余地质储量相对较少，但个别非主力层剩余可动油较高，也可作为下一步挖潜重点。
3）建立了剩余油潜力区综合评价方法，以每个油组平均开发指标和同一油组不同水淹程度为研究对象，找出剩余油主要集中在Ⅲ、Ⅳ类潜力区。
并针对不同潜力区提出不同挖潜策略，为该油田下一步剩余油精细挖潜提供方向。
【相关文献】［1］顾岱鸿，何顺利.特高含水期油田剩余油分布研究［J］.断块油气田，2004，11（6）：37～39.［2］林承焰.剩余油的形成与分布［M］.东营：中国石油大学出版社，2000.［3］冯仁鹏，何同均，周兴，等.文中老三块高含水后期剩余油研究及挖潜［J］.重庆科技学院学报（自然科学版），2009，5（6）：55～57.［4］Hammershaimb E C.Recovery efficiency of enhanced oil recovery methods：A review of significant field tests［J］.SPE12114，1983.［5］Nick P V，Valenti R M，Koederitz L F.A unified theory on residual oil saturation and irreducible water saturation［J］.SPE77545，2002.［6］方宏长，冯明生.中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向［J］.石油勘探与开发，1999，26（1）：40～43.［7］张新征，张烈辉，熊钰，等.高含水油田开发效果评价方法及应用研究［J］.大庆石油地质与开发，2005，24（3）：48～50.［8］李玉梅.水驱砂岩油藏高含水期剩余油综合潜力评价方法研究［D］.成都：西南石油学院，2003.。
