油藏描述+第11章 剩余油分布研究.ppt

第十一章剩余油分布研究,剩余油分布的描述和预测是油田开发中后期油藏描述的主要目的，也是油田开发中后期要解决的首要问题。为此，应综合一切可利用的静、动态资料，研究水驱油规律和剩余油分布规律，建立开发区内剩余油的分布模型，为下一步的开发调整、挖潜和采油提供目标靶区。,尽管国内外石油科技工作者已从不同侧面、不同角度研究和揭示不同储层中的剩余油分布，但由于剩余油形成与分布的复杂性，目前剩余油形成与分布的预测是当今石油科技界一项高难度的前沿课题，也是油藏描述要解决的重点问题。,第十一章剩余油分布研究第一节剩余油的概念第二节剩余油形成机理和控制因素第三节剩余油分布研究与预测的技术方法第四节剩余油分布规律第五节剩余油挖潜措施及策略,第一节剩余油概念1.剩余油油藏中聚集的原油，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，这就是广义上的剩余油。,2.可动剩余油 剩余油中一部分原油可以通过油藏描述加深对油藏的认识，改善油田开采工艺措施，进行方案调整后可被开采出来，这部分称为可动油剩余油，也就是狭义上的剩余油。,3.残余油 剩余油中一部分原油是当前工艺水平和开采条件下不能开采出来的、仍滞留在储层中的原油，这部分油常称为残余油。广义剩余油包括可动剩余油和残余油两部分。,我国东部油气藏经过数十年的开采，大多数油气藏已进入特高含水率开发阶段，综合含水已高达90以上，但采收率仅为35左右。因此，油藏中仍含有潜力巨大的剩余油，但这些剩余油滞留在储层的孔喉网络中，有的已被开发流体波及但未被完全驱出，有的仍尚未被开发流体波及。这些原油数量巨大，在储层中的存在和分布是不连续的、微观的，可以通过对储层的精细描述、微观驱油机理的研究和分析，采取有效措施动用这部分剩余油。,第二节剩余油形成机理和控制因素一、微观剩余油形成机理及控制因素二、宏观剩余油形成机制及控制因素,剩余油形成机理一直是石油科技工作者探索和研究的问题，剩余油的形成是多种地质因素及开发因素综合作用的结果，控制剩余油形成与分布的影响因素众多，下面从宏观、微观方面对剩余油形成机理及控制因素做初步分析。一、微观剩余油形成机理及控制因素 油气水多相流体在地下多孔介质中渗流，受到粘滞力、重力、毛细管力等三种作用力，流体运动方向和速度由这三种力的合力方向及其大小来决定，毛细管力与重力的相对关系、粘滞力与重力的相对关系是决定油水在多孔介质中运动的力学因素。由于多孔介质孔喉网络的非均质性、油水粘度比、储层润湿性等方面的差异，导致水驱效果存在差异，形成剩余油的富集程度、形态及分布等多方面的差异。,1润湿性控制微观剩余油形成与分布(1)亲水储层 亲水储层的岩石表面易吸附水分子而排斥油分子，因此水驱油实验中常观察到水易沿孔壁渗流推进，形成一部分水沿着大孔道的中部推进驱油，另一部分水穿破油水乳化带沿着孔道壁驱油，使原油被剥离其附着的岩石颗粒表面。当水驱速度大于水剥离油膜速度时，形成水进不均匀，并在储层局部留下斑块状剩余油；当水驱速度太慢，则在储层大孔道中因注入水沿着阻力小的孔道向前推进而形成指进剩余油，若多股指进水流在储层局部地区相汇，水流就会绕过细小含油孔道，将其中的油围起来而形成油斑、油滴、油珠、油肠等剩余油形态。,亲水岩石水驱油渗流后的残余油大多以油珠、油丝和小油块等形态分布在孔隙的交汇口或是较大的孔隙内。,(2)亲油储层亲油储层的岩石表面易吸附油分子而排斥水分子，因此水驱油实验中常观察到注入水沿着大孔道的中轴部位驱替原油，孔喉网络壁上有一层油膜沿孔壁推移流动，在小孔道中也残留一部分未驱动原油，随着水驱时间增长，含水程度增加，孔壁上油膜会变薄、变少。剩余油除一些停留于小的孔道内，另外的则在大孔道矿物颗粒壁上形成油膜，这种薄膜形态的原油有较高的流动阻力，一般的注入水很难将其从岩石表面剥离下来，这就形成残余油附着于颗粒表面的状态。,亲油岩石水驱油残余油大多以油膜形态分布于岩粒壁面，其次滞留于较小孔隙中，也有油丝形态的残余油。,(3)中性储层 这种储层的岩石颗粒表面对水和油的亲合能力为中性，即岩石颗粒表面吸附水、油分子的能力差不多。水驱油实验中常观察到中性储层孔喉网络中的水主要沿大孔道中轴部位驱替原油，这一点与亲油储层水驱油过程相似，剩余油运动的主要形式为沿孔壁流动，在大孔喉壁上形成油膜及小孔喉中形成断断续续丝状剩余油。另外，注入水绕流过大孔道将周围小孔道中的油包围起来在小孔喉中形成网状或斑块状的剩余油。,中性岩石水驱油残余油主要是普遍分布于岩粒壁面的油膜。,2毛细管力控制微观剩余油形成与分布在水驱油过程中尤其是当注水压差很小时，毛细管力的大小和方向对驱油起着重要作用，影响剩余油的形成与分布。下面定性分析毛细管力对微观剩余油形成与分布的控制。油和水为非混相流体，这两相流体之间存在界面膜，水驱时，所有的作用力都施加在这个界面膜上。该界面膜存在一种特殊的物理性质，即存在界面张力。在水驱油过程中，作用在这个界面上的力有三种，即注入水驱替力、毛细管壁吸附力和界面张力。图中箭头表示作用在界面上的各种力的方向，其中注入水驱替力在两种类型的毛细管中的作用方向是一样的，其大小由单位距离上的压降，即压力梯度来衡量。,(1)亲水毛细管 亲水毛细管中，毛细管壁常吸附一层水膜，而油则充注毛细管孔腔内。在水驱油过程尚未开始时，油水处于平衡状态，毛细管腔内充满油，而水成膜状附着于毛细管壁上。当水驱油开始后，一部分水在注入水驱替力与毛细管壁吸附力共同作用下沿毛细管壁驱进，并与颗粒表面吸附的束缚水会合，使得孔壁吸附的原油首先被驱替。亲水毛细管中注入水驱替力、毛细管壁吸附力及界面张力的作用方向一致，因此流体运动速度快、运动方向稳定而一致。,在持续的驱替过程中，往往驱油效果好，剩余可动油的储量相对较小，在较大孔中常形成块状、滴状剩余油。,(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。,因两类毛细管网络中的驱替方式不同，水驱过程中剩余油类型和分布不同，亲水毛细管网络中细小孔喉中的油易被驱出，分布于大孔隙中的油往往被水绕行而困于孔隙中，呈斑块状分布。亲油毛细管中水优先驱替大孔道中的油，而小孔道中剩余油较多。,3其他控制因素 微观剩余油的形成与分布还受其他因素控制，如地层微粒、粘土矿物、孔喉网络场演化等微观因素控制了剩余油形成与分布。,微观孔隙结构愈复杂孔隙中残余油愈多,原油粘度越大，则微观指进现象愈严重。,二、宏观剩余油形成机制及控制因素 宏观剩余油：是指可通过测井、常规岩心分析等宏观手段可以研究和表征的、肉眼可识别的、毫米以上级的、直接影响油气田开发的剩余油。在油田开发实际中，储层中的宏观剩余油形成与分布受宏观、微观等多种因素控制。剩余油的形成与分布存在两种机制。一种是因储层垂向的非均质性造成储层内部垂向上水驱油的不均一性，使得油与水在储层交替分布，原油在储层大、中孔隙空间中逐渐不占优势。另一种是因多种原因，注入水前缘未到达或驱替不多，原油在储层的大、中孔隙空间中还占优势，形成剩余油富集区。,从本质上讲，剩余油形成与分布的宏观控制因素主要归结为油藏非均质性和开采非均匀性两方面。油藏非均质性包括构造、储层及流体非均质性。其中，储层非均质性是控制剩余油分布最重要的内在地质因素，主要包括储层规模大小、几何形态、连续性和砂体内的孔隙度、渗透率等参数的分布所引起的平面非均质性；各单砂层厚度、孔隙度、渗透率等差别所引起的层间非均质性；以及单砂层内部垂向上储层性质的变化、非渗透夹层等所引起的层内非均质性。开采非均匀性是剩余油分布的外部控制因素，主要为层系组合、井网布置、射孔位置、注采关系、注采强度等注采状况导致的储层开采状况的非均匀性。剩余油形成与分布的宏观控制因素须综合多种资料、多种方法进行综合分析。,1沉积条件的控制作用 沉积条件不仅决定了碎屑岩的沉积韵律、层理类型，也控制了砂岩的空间分布和沉积相展布以及储层的非均质性。韵律特征、层理类型、沉积微相等方面的差异影响了开发后期剩余油的分布。(1)沉积韵律控制驱油效果 不同韵律性储层的剩余油分布及开发效果的差异较大。正韵律油层 由于高渗透部位位于底部，注入水沿底部突进快，水淹严重，剩余油集中于油层的中、上部。随着注水开发程度加深，水洗厚度逐渐增加，剩余油逐渐只集中于油层上部。,反韵律油层反韵律储层的高渗透段位于油层上部，注入水的水线推进速度是上部高于下部，但因重力、毛细管力等作用使水下沉，减缓了油层上部的水线推进速度，扩大了下部的水洗厚度。在注入水驱动力和重力的共同作用下，水沿油层上部、中部和下部全面推进，油层水淹厚度大，全层水洗较均匀，反韵律层多分布于河口坝、滩坝等相带，处于这两种相带上的油井具有产量高、递减慢，含水上升速度小的特点，一般进人高含水期后，剩余油分布低。,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。,(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。,对河道砂而言，平面上注入水优先沿河床凹槽的主流线方向快速突进，因河道砂体内部的渗透率具有一定的方向性，因此注入水向下游方向的流动速度明显快于向上游方向。对于下粗上细的正韵律砂体而言，油水密度差带来的重力作用和底部高渗透段的存在都促使注入水沿砂体底部高渗透段快速突进。河道砂侧积形成的上部发育的泥质纹层增加了水向上窜流的阻力，减缓了水淹厚度的扩大。因此，处于河道砂体部位的油井注水受效快，但含水上升也快。注入水沿高渗带窜流，绕过低渗区，从而使低渗区或低渗带注入水波及不到，原油滞留而形成剩余油富集区。,2储层非均质控制剩余油空间分布 储层非均质性是剩余油分布的主要控制因素。一般认为，储层非均质程度越高的区域，剩余油相对富集程度高，反之，则剩余油相对富集程度低。储层非均质影响因素多，下面简单讨论隔夹层对剩余油形成与分布的控制。,(1)平行层面的隔夹层与剩余油研究表明，剩余油富集区的大小、数量及分布位置受以下因素控制：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 夹层垂向位置：位于正韵律储层中上部，影响最大；夹层数量：夹层数量越多，影响越明显；夹层面积：夹层面积越大，剩余油越富集。,(2)斜交层面的隔夹层与剩余油 曲流河边滩沉积及三角洲前缘沉积的储层中常发育斜交层面的隔夹层，这些隔夹层的存在严重影响了油气田的开发，形成局部的剩余油富集区。从数值模拟结果来看，逆着夹层倾向方向注水时，波及系数和采收率略大；顺夹层倾向方向注水时，波及系数和采收率略小，尤其当采油井钻遇夹层时，其波及系数及采收率更小，剩余油相对富集。因此，顺夹层倾向方向注水往往易形成剩余油富集区。,3构造控制剩余油平面分布 在油气田不同开发阶段，构造对剩余油形成与分布的影响和控制程度是不一样的。在油气田开发早期，剩余油分布主要受断块构造的控制。油气田开发中后期，背斜构造虽然也已起到一定的控制，但微型构造对剩余油分布起到了主要的控制作用。断层的封闭与开启对剩余油富集起到控制作用。由于封闭性断层的存在往往造成注采系统的不完善，断层附近油井一般为单方向受效，靠近断层区域水驱油效果差，易形成较为有利的剩余油富集区。开启性断层的存在却使注入水易沿断层面方向水窜或使注入水从断层的一侧窜到另一侧。当注入水沿断层面窜流时，在其附近的油层中的油则驱不出来，留下一些很难预料的剩余油富集区。,因微型构造存在，使得油气藏被分割成多个微型圈闭，从而影响油气藏中流体的运动方向和运动速度，控制油气藏中剩余油的形成和分布。在相近的沉积背景和生产动态因素一定的条件下，处于双凸型和以顶凸为主的单凸型正向微型构造的高部位剩余油饱和度高，而处于双凹型和以底凹为主的单凹型负向微型构造区剩余油饱和度低。在断层控制的断块高部位正向微型构造区剩余油饱和度也相对高。在油层倾角小，微型构造圈闭幅度低的区域，注采井网以及注采关系对剩余油的分布起到更为重要的作用，微型构造对剩余油分布的影响会减弱。,4注采井网控制剩余油平面分布 油藏边角及尖灭区剩余油常富集，这些部位常因岩性和物性变差，储层非均质性增强，使注入水推进不均匀，易形成剩余油富集区。若油水井都位于高渗区，各油井产量较高，若注水井位于高渗区而采油井位于低渗区时，这时注水见效差，采油井产量相对较低。井间的注入水分流线附近、注采系统不完善和井网对油层控制较差部位、生产井排两侧附近等地区是水动力相对较弱或波及较少的地区，剩余油饱和度普遍较高。,第三节剩余油分布研究与预测的技术方法一、岩心分析二、示踪剂分析三、地球物理测井四、油藏数值模拟方法五、其它方法,一、岩心分析注水开发一段时间后，钻井取心是了解水淹状况和剩余油饱和度的最直接的方法，可以用于测定油层的含油饱和度、水洗油程度和孔隙结构的变化情况，对其他方法确定的剩余油饱和度作对比验证，但是投资很大。1.取心技术(1)常规取心在剩余油饱和度的测量中，当井下岩心取到地面后，要求能使岩心中所含流体保持原状，但常规取心技术不能达到这一要求。,(2)密闭取心技术所谓密闭取心就是在水基钻井液条件下，采用密闭取心工具，使岩心几乎不受钻井液污染的一种特殊取心。密闭取心的主要用途:以注水方式开发的油田，检查注水开发效果、确定油水界面及油层水洗情况，综合分析剩余油饱和度的分布规律与变化规律，为增产挖潜、提高水驱油效率提供地质依据。在油田开发之前，在岩心收获率与密闭率有保证的前提下，可替代油基钻井液取心，用以取得油层的原始含油饱和度资料，为计算油田储量、制定合理的开发方案提供可靠依据。密闭取心优点：测量剩余油饱和度精度很高；密闭取心缺点：取心收获率不高，51%70%。,(3)海绵取心技术是在常规的岩心筒上加一个海绵套，由多孔亲油聚氨脂海绵制成，岩心中渗出的油被海绵吸附，利用吸附量来校正含油饱和度。这种技术所提供的含油饱和度接近密闭取心所确定的值，但其成本则接近于常规取心。,(4)保形取心技术在勘探和开发检查井中，为取得极疏松砂岩岩心的物性资料而要求保持岩心原始形状的取心称为保形取心。疏松砂岩地层在我国海上及东部陆上油田分布较广，油层埋藏浅孔隙度大，地层胶结性差。由于地层极疏松，取心难度较大。用常规取心方法取得的岩心在出筒时因受挤压而变形，出筒后即成为散砂，得不到整体成形的岩心，因而也就无法得到准确的油层物性参数，难以对油层做出正确评价。,目前国外常用的方法是在岩心出筒之前，对岩心和岩心筒进行整体冷冻，然后用仪器鉴别岩性，再分段进行切割。这样，每取心一次即耗用一个铝合金内筒或玻璃钢内筒，既浪费又繁琐。胜利油田取心公司研制开发了Rb-8100 型保形取心工具及工艺技术，实现既保形又密闭的取心目的。它采用复合材料管或铝合金管作保形衬筒，该保形筒具有耐磨、易切割等特点，能较好地保护岩心原始形态，提高取心单筒进尺。,(5)低污染取心技术随着油田开发期的不断延长，注水、注聚合物、注气等增油措施的实施和主力油田采出程度的日益增加，地下情况发生了很大变化，在这种情况下，采用原有的常规、油基、密闭等取心方式，均不能获得理想的效果。低污染取心工具采用复合材料管或钢制双瓣组合管作为密闭取心工具的保形衬筒，实现保形取心与密闭取心结合，采用胜利SSM-1 型水基密闭液，该密闭液具有粘度高、流动性好、附着力强、耐高温等特点，能满足高含水、高渗透率疏松砂岩地层低污染取心要求。,2.剩余油饱和度校正岩心从井底起出到地面过程中，由于压力、温度变化，原油中的气体及部分轻质被分离出来，原始体积逐渐缩小，造成地面测得的剩余油饱和度值低于地下剩余油饱和度值。同样地面实测的含水饱和度也低于地层条件下的含水饱和度。因此需要对分析的饱和度进行校正。大庆饱和度校正公式如下：So(校)=1.08BoSo(校前)1.2Sw(校)=0.8Sw(校前)+19.4公式应用条件如下：（1）实测的油水饱和度之和大于90%，不校正；（2）实测的油水饱和度之和介于70-90%之间，用含油饱和度校正公式校正；（3）实测的油水饱和度之和小于70%，用水饱和度校正公式校正，然后反推油饱和度。,二、示踪剂分析1.回流示踪测试将一种原始示踪剂（例如乙酸乙脂）注入测试井中，然后关井使示踪剂在水中的部分水解并生成次生示踪器（乙醇），然后开井生产，并监测这两种示踪剂的浓度。用这两种示踪剂回到井中的时间差，来确定剩余油饱和度。单井示踪剂测试的特点是探测深度大（312m），具备控制探测深度的能力。,2.井间示踪测试此方法是将两种或多种在油相和水相之间具有不同分配系数的示踪济注入井中，根据在观察井中所监测到的示踪剂之间分异的程度可确定平均的井间剩余油饱和度。,三、地球物理测井1.基于电性参数的剩余油饱和度测井技术(1)常规电阻率测井技术确定剩余油饱和度(2)过套管电阻率测井确定剩余油饱和度(3)利用玻璃钢套管进行储层监测(4)井间电位成像技术研究剩余油分布(5)井-地电位成像技术研究剩余油分布2.基于核物理参数的剩余油饱和度测井技术(1)碳氧比测井技术(2)碳氢比测井技术(3)中子寿命测井技术(4)脉冲中子衰减-能谱测井技术(5)氯能谱测井技术3.基于声学特性的剩余油饱和度测井技术4.基于生产测井资料的剩余油饱和度测井技术,1.基于电性参数的剩余油饱和度测井技术(1)常规电阻率测井技术确定剩余油饱和度常规测井方式裸眼井中剩余油饱和度测井目前仍然是以电法和声波测井系列为主，测井解释主要利用阿尔奇公式。,式中 Rt 为地层真电阻率(m)；Rwt 为地层水电阻率(m)；为地层有效孔隙度；a、b 为岩性系数；m 为孔隙度指数；n 为饱和度指数。,测-注-测方式首先在含油层段进行一次电阻率测井，设测得的地层电阻率为t，它实际为地层孔隙中含有剩余油和地层水时的电阻率值，然后，用溶剂或其它化学剂把油驱走，再向油层注入地层水。接着，再进行一次电阻率测井，设测得的地层电阻率为0，然后根据前后电阻率的变化计算Sw。,这里假设注入前后地层水电阻率w是相等的，而且饱和度指数n不受化学驱油的影响。由此式可知，只要n已知，测量出注入前后的地层电阻率t和0，即可确定剩余油饱和度。,(2)过套管电阻率测井确定剩余油饱和度过套管电阻率测井(CHFR)主要测量套管井中的地层电阻率，采用点测的方法。测量过程分两步，测量和刻度。过套管电阻率测井的发射装置在地面，测井时,通过电缆向井下电极发射电流。图中仪器共有6个电极,其中有2个电流注入电极A和F,A为顶部电极,F为底部电极;4个电压测量电极C,D,E,J,其中C为上部电极,D为中部电极,E为下部电极,J为参考电极;2个回路电极分别是G和B,G为参考电压接地电极,B为放置在井口附近地面的发射电路的回路电极。,套管电阻刻度模式在套管电阻测量模式下,仪器测量当前深度下的电极C和D之间、D和E之间的套管电阻值。在这种工作模式下,顶部电极A发射出已知定量的低频电流,然后返回到底部电极F。由于发射和回路电极在套管上,套管外流体的泄漏电流远小于套管中的电流,根据所测电压和已知发射电流,C与D及D与E电极间的套管电阻RCD和RDE可用欧姆定律来确定。,地层测量模式电极F发射出一定量的低频电流,回路电极为地面电极B。电极C和D之间的电压VCD以及D和E之间的电压VDE被检测出来,于是,在电极C,D和D,E之间的电流便可以确定,此时,由于发射电流的回路在套管外地表上,套管上的电流就会有部分泄漏到地层中,其数值为上述检测电流之差。参考电压是套管电极J处相对于地面电极G的电压Vo。这一电压由泄漏电流在对应深度处地层电阻形成,它是确定地层电阻率的参考电压，这样就可计算漏失到地层的电流及地层电阻率。,把CHFR测井得出的套管井电阻率和裸眼井测井资料结合起来，用斯伦贝谢ELANpus储层评价程序对测量井段进行地层评价及饱和度处理，就可得出套管井地层含油饱和度及综合成果图，可以有效地确定储层水淹程度。,(3)利用玻璃钢套管进行储层监测是利用技术相对成熟、探测深度较深的裸眼井电法测井技术，监测油田储层剩余油饱和度随开发时间变化的一种测井方法。近年来，中国部分油田从国外引进了玻璃钢套管以及小直径感应测井仪和流体电阻率测井仪，并成功地建成5口玻璃钢套管井，其中胜利油田两口，井号为孤岛西5-检142井和孤岛中12-检411井；大港油田2口，井号为羊监1井和羊监2井；辽河油田1口，井号为锦观1井。由于玻璃钢的不导电的特性，利用玻璃钢套管井可以实现在钢套管井中无法实现的储层监测方法，初步形成了利用感应测井、介电测井和碳氧比测井等方法监测储层剩余油饱和度变化的测井系列，使储层监测手段更加丰富。在油藏开发过程中采用适当的监测手段，可明显地发现储层内的变化，实现储层监测的目的。,(4)井间电位成像技术研究剩余油分布在油田裸眼井之间通以电流并测量井间电位来求得地层电阻率。根据电流和电位的测量值和波伊森方程可以得到流体饱和度的分布。在北海Snoirr油田井间距为725m的两口井间(一口为单层套管井)得到与含油饱和度较好的相关关系。我国胜利油田和美国电磁仪器公司合作，在井间电磁成像技术的现场实验和应用研究方面取得了重要进展，成功地进行了三对井的大型现场实验，不仅实现了大井间距（达430m）的裸眼井井间电磁测量和成像，而且还在过一层金属套管的井间电磁测量和成像方面取得突破，从而展现出井间电磁测量和成像技术在油藏描述和监测中的重要应用前景。,(5)井-地电位成像技术研究剩余油分布井地电位测量方法是通过开发井的套管向井下供入大功率的电流，在地表测量由地下介质的电性变化形成的电位分布，研究地下介质的电阻率分布。再结合地下地层的沉积相分布、岩性信息和地层水矿化度等资料，用电阻率差异即可定性或半定量地研究地下地层的剩余油气分布和注水的推进情况。Rocroi等利用该方法在前苏联某含油区的两个岩性圈闭中发现了高丰度的死油区；Sill等用该方法确定了某地热田地热储层的分布范围和埋藏深度；Ushijima等将该方法成功地用于监测油气储层中注热水的推进前沿和舌进方向。孤东油田应用该方法成功预测孤东八区的剩余油的平面和层间分布。,2.基于核物理参数的剩余油饱和度测井技术(1)碳氧比测井技术过油管补偿碳氧比能谱仪(RST)能够测量地层和井眼信息，特别是能记录到储层中的碳及氧元素的能谱，因此，利用RST测井资料能够确定地层含油饱和度。RST仪器的特点之一是在地层水含盐量很少或矿化度未知的储层中测定其含油饱和度。,(2)碳氢比测井技术为满足低孔隙度、低渗透率、低电阻率、高低矿化度储层油气勘探开发的需要，近几年研究开发了一项新的核测井方法“FCH地层流体饱和度测井”技术并得以应用。该方法是以碳氢比为基础，以研究地层流体性质和饱和度为目的，始终贯穿一个变量与不变量进行对比的研究方法，以期摆脱或降低孔隙度及矿化度的影响，提高资料的可靠性和使用效果。碳氢比测井主要是依据快中子在地层中产生核反应过程中的非弹性散射、弹性散射、俘获反应和核反应整体效应理论，探测经非弹散射、俘获反应所产生的次生伽马射线来反映地层中各元素的含量，依据碳氢元素丰度计算出地层内的碳氢比，用以求解地层中的含油或剩余油饱和度。,(3)中子寿命测井技术 中子寿命测井也叫热中子衰减时间测井，是脉冲中子测井技术中最常见的一种测井方法，即用脉冲中子源发射高能快中子照射地层，发射后中子在井眼和地层中迅速减速达到热中子速度，热中子被原子核俘获并伴随放出伽马射线，用伽玛射线探测器测量热中子被俘获时放出的伽玛射线强度，进而计算地层的热中子寿命和地层对热中子的宏观俘获截面()，从而了解地层的性质，定量求取有关参数。,硼中子寿命测井硼元素对热中子的吸收能力比氯元素大2023倍且硼易溶于水。在低矿化度地层水油田，通过注硼酸液，使俘获截面极高的硼元素向地层中扩散，提高地层水的俘获截面而不改变油层的热中子俘获截面，这样就可以使油层和水层的俘获截面值出现较大的差异，从而区别出油层和水层，使中子寿命测井方法的应用领域扩展至低矿化度地层，并取得分析产层剩余油分布的独特效果。钆中子寿命测井钆比硼有更高的热中子俘获截面；用钆的络合物作为示踪剂比硼酸或硼砂显示出更好的稳定性。实际测井时硼示踪剂的需求量约为几百公斤，而钆示踪剂为几十公斤（水溶液）；一个钆原子核与热中子发生的俘获核反应释放出的光子是一个硼原子核的3倍，而且钆原子核的核反应释放出大多数光子的能量远大于硼核反应释放出光子的能量。,(4)脉冲中子衰减-能谱测井技术脉冲中子衰减-能谱测井技术是利用地层中不同核素的快中子反应截面及诱发不同能量伽马射线的原理。仪器中使用可控氘氚加速器中子源，以一定脉冲宽度和时序发射能量为14MeV的快中子。中子进人地层后，首先与某些核素发生非弹性散射，中子和原子核碰撞后，体系损失一定动能，使原子核处于激发态，发射伽马射线，中子在发射后极短时间内主要以这种方式损失能量。经过几次散射后，中子能量降低到难以使其再与原子核发生非弹性散射的程度，进一步损失能量的主要过程是中子与原子核的弹性散射，发生在中子发射后10-610-3 s时间内。中子损失绝大部分能量后变成热中子，它们在地层中扩散，逐渐被地层核素俘获，并产生俘获伽马射线。利用近、远探头记录上述信息，进而确定含水饱和度、含油饱和度和孔隙度等地层参数。,(5)氯能谱测井技术储层孔隙主要被油和水填充,水对盐的溶解性很好,因此水中富含氯离子,而油对盐的溶解性很差,油中几乎不含氯离子,如果油层被水淹,则氯离子含量大大增加。如果能测出储层中氯离子含量,根据以上差别,就可以划分油水界面,判断水淹层,在已知地层水矿化度的情况下确定含油饱和度。氯能谱测井仪采用He-3计数管和NaI探测器双探头组合形式，分别测量Am-Be(镅-铍)中子源轰击地层物质后产生的热中子脉冲读数IN和俘获射线“Cl”能段的强度ICl两个参数，从而确定地层孔隙度和孔隙内平均Cl-含量，再通过水分析资料和邻井资料，求得剩余油饱和度S0。氯能谱测井是一种确定剩余油饱和度的新方法，能够得到较高精度的孔隙度和剩余油饱和度数据。氯能谱测井及测井资料解释方法在江汉油田推广应用见到良好效果，1998年江汉测井研究所在中原油田测井4口，全部见效。,3.基于声学特性的剩余油饱和度测井技术近年来，俄罗斯一位学者研究出利用声波测井得到的地层声学压缩系数，定量确定储层含油饱和度的新方法。声波测井可以在裸眼井、套管井中测出储层的弹性性能，因此，有可能利用时间连续声波测井实现对储层剩余油饱和度的动态监测。利用声波测井确定储层目前含油饱和度，是基于油层内常见矿物及所含流体的等温压缩系数不同为依据的。储层岩石常见骨架矿物的压缩系数一般都很小且稳定，孔隙中流体的压缩系数明显大于岩石常见骨架矿物的压缩系数，而油气的压缩系数比水的压缩系数高1个数量级，因此从油层组份的弹性性能角度来看，异常的弹性性能的组份是可动油的压缩性，这就意味着可以利用储层组份中可动油的弹性性能(压缩系数)的异常确定储层的含油饱和度的高低。,4.基于生产测井资料的剩余油饱和度测井技术油水相对渗透率和饱和度的关系,其中Swf=(Swt-Swi)/(1-Swi)；Swf驱油效率；Swt总含水饱和度；Swi和Sor分别为产层束缚水饱和度和残余油饱和度；n阿尔奇方程中饱和度指数；m经验指数。产水率和产层流体饱和度的关系,其中Swf=(Swt-Swi)/(1-Swi)；Swf驱油效率；Swt总含水饱和度；Swi和Sor分别为产层束缚水饱和度和残余油饱和度；n阿尔奇方程中饱和度指数；m经验指数。利用生产测井和解释方法确定产层产水率fw，从而利用上式计算产层的含水饱和度Swt，进而得到产层剩余油饱和度So。,将Kro和Krw分别代入上式得：,油藏数值模拟技术是模拟油气藏中流体渗流过程的一项技术，它是定量研究剩余油分布的重要手段。黑油模型：油藏中一般存在油气水三相物质。它们之间气水之间没有质量交换；油水之间没有质量交换；油气之间只有一种形式的质量交换，即气组分可以从油相中分离和溶解，但油组分不能汽化或挥发进入气相，气组分也不能凝析成为油相。以上三点通常称为黑油模型的简化假设条件。VIP(黑油模型软件)：VIP黑油模型是一个三维三相模型，主要应用有限差分方法计算油、气、水的非混相流动。模型由初始化和主模型两部分组成。,四、油藏数值模拟方法,油藏数值模拟就是应用数学模型（运动方程、状态方程、连续性方程），描述油藏真实的物理过程。它考虑了油藏构造形态、断层位置、油砂体分布、油层孔隙度、渗透率、饱和度的变化、流体PVT性质的变化、不同岩石类型、不同渗透率曲线驱替特征、井间垂直流动计算等等。油藏数值模拟是目前研究老油田剩余油分布最好的方法。,1.数据准备 油藏地质描述:包括油藏深度、厚度以及孔隙度、渗透率、压力、饱和度的分布情况等。油藏及流体物性参数:包括水的粘度、水的体积系数以及水和岩石的压缩系数等。平衡区数据:包括原始油藏压力、原始饱和压力以及油水界面、油气界面等。相对渗透率数据:模型要求油、水相对渗透率曲线和油、气相对渗透率曲线以及相应的毛管压力数据。PVT性质数据:包括溶解油气比、油的体积系数、油的粘度以及天然气的密度、粘度、压缩系数随压力变化曲线等。历史生产数据:包括井位、类型、作业情况、产注量和压力历史等。,2.历史拟合 在建立油藏模型阶段，虽然已经作了大量的工作，但由于某些参数的不准确性，使得模拟计算产生的动态数据与实际动态之间仍然可能有较大的出人。历史拟合的目的，就是应用已有的实际动态数据，对模型加以修改和调整，使之产生的动态与实际动态一致。这样，应用模拟模型预测的未来动态才能比较可靠。,为了取得和油藏动态曲线相一致的油藏参数，将模拟计算的动态跟实际动态进行比较，这种方法叫历史拟合。也即把模拟计算的动态和实际动态进行比较，通过调整静态或动态模型，使动态曲线相一致。历史拟合是老油田数值模拟中必不可少的重要一步，是个复杂、消耗人力和机时的工作，主要拟合全区和单井的产量、含水，全区和单井的压力以及油气比等。,(1)压力拟合 拟合压力时，主要调整油藏流体总量（油气水总量）即总孔隙体积，可调整孔隙度、有效厚度以及边底水体积的大小和侵入速度，同时应充分考虑油藏的封闭性及断层的封闭性。,(2)含水、油气比拟合 拟合含水、油气比主要是调整相对渗透率数据。局部含水拟合相差较大，可调整渗透率，传导率或调整油水（油气）界面位置，可有效控制含水（油气比）的变化。,历史拟合时，拟合含水、压力不能同时兼做，要分步循环进行（先拟合压力，再拟合含水、油气比），如此多次使压力、含水都能达到较好的拟合。历史拟合分全区和单井拟合，一般要求全区拟合精度要高，压力1.0 Mpa 含水4%；但对于单井拟合精度要求低，且考虑资料的准确性和经济性，占全油田总油气井数的7580%的井拟合好即认为拟合完成。,3.模拟计算 拟合完成后，就可以应用油藏数值模拟软件对剩余油分布进行数值模拟，应用模拟结果可建立剩余油分布模型。剩余油分布模型可清晰地展示研究区剩余油的分布状况，这为油田下一步的综合治理和三次采油提供了十分重要的地质依据。,1.微型圈闭法在油田高含水期，油层微型构造对油井生产具有控制作用，微型圈闭控制了剩余油的分布。在原始油藏边缘，微型断层圈闭、砂岩尖灭圈闭是剩余油富集区。在原始油藏范围内，单砂体顶面形成的微型圈闭条件与其底面构造形态、厚度相配合，控制了剩余油的分布。其中顶底双凸型微型圈闭是剩余油富集区，而顶底双凹型区则不具备圈闭条件，剩余油潜力差。,五、其它方法,在剩余油研究中，可以利用水驱特征曲线计算油田的平均剩余油饱和度。当水驱油田进人中含水期(fw40)后，其累计产油与累计产水在半对数坐标上具有较好的线性关系。其表达式为：lgWpab Np,Sor=Soi(1R),2.水驱特征曲线法,式中 Wp 累计产水量，104t；Np 累计产油量，104t；R 采出程度，；WOR 产出油水比；a、b统计系数；N 油藏地质储量，104t；Sor 剩余油饱和度，；Soi 原始油藏饱和度，。该方法计算出的剩余油饱和度仅是某小层的平均值，而不能反映剩余油分布的平面差异。,早在1930年，人们就开始把物质守恒的原理应用于油田开发中的油藏动态分析和油藏地质储量的计算,并逐步建立了油藏开发分析的物质平衡法。其基本原理是把油藏看成一个容器，根据油藏生产过程中表现出来的产量、压力以及随压力而变化的油气性质来研究油藏内的物质(油、气、水)在油藏开采前后的平衡及变化情况，从而对油层进行研究。,3.物质平衡法,根据容积法计算地下石油储量的计算公式为：N100AhSoioBoi油藏经过一段时间开发后，剩余地质储量Nr表示为：Nr100AhSoroBor而 Nr=NNp 因此:Sor=(NNp)Bor(100Aho),式中 Sor 平均剩余油饱和度，；Soi 原始含油饱和度，；Np 累计产油量，104t；Boi 原始地层原油体积系数；Bor 目前地层原油体积系数；A 含油面积，km；h 油层有效厚度，m；油层有效孔隙度，；o 地面原油脱气密度，tm。,这种方法计算出来的剩余油饱和度只是某小层的平均值，而在小层的不同区域可能有较大的差异，这是由于储层平面非均质性及注入水的波及状况差异造成的。因此，这种方法不能够指出油藏平面上剩余油分布的具体情况。为了克服物质平衡法存在的弱点，可以把油藏分成若干区块，然后分别对每个区块用物质平衡方程进行计算。,4.四维地震技术四维地震技术又称时间推移地震技术，它是在油气藏生产过程中，在同一油气田上不同的时间重复进行地震测量，通过地震响应随时间的变化来表征油藏性质（岩石物理性质、流体运移、压力、温度）变化的一种油气藏监测技术。该技术通过特殊的时间推移地震处理技术、差异分析技术和计算机可视化技术来描述油藏内部物性参数的变化（孔隙度、渗透率、饱和度、压力、温度）和追踪流体前缘。冀东油田分公司利用柳南1992年及2000年的两次三维地震资料，通过叠前一致性处理、叠后互均化处理、求取差异数据体、处理效果分析等步骤，对比两次采集的地震数据的差异，求得油藏流体性质（如含油饱和度）的改变，揭示出地下剩余油的分布。,受沉积相带、微构造、断层封闭、储层非均质性及储层微观特性等因素的影响和控制，陆相断陷盆地碎屑岩油气藏中剩余油的形成与分布规律复杂多变，不同油气田、不同类型的油气藏及不同的储层类型，其剩余油分布规律及分布模式亦有所区别，但大量的科研和生产实践证实，剩余油分布有一些共性的规律和模式。,第四节剩余油分布规律,1剩余油平面分布规律及模式 剩余油平面分布受储层平面非均质及注采非均质综合控制，可归纳出如下模式。(1)沉积相平面变化与剩余油分布 平面上沉积相变化是导致剩余油平面分布不均的沉积因素，沉积相平面变化包括沉积微相的转变以及同一沉积微相内部不同部位储层物性的变化。这样就导致地下储层中流体运动规律的非均一性。注入水总是就近优先进入较高渗的储层，并沿着高压力梯度方向突进，直到该方向压力梯度变小，才向两侧扩展，致使低渗储层水驱状况差，剩余油饱和度