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1、目录目录1 绪论 .2 1.1 研究的目的和意义 .2 1.2 国内外研究现状 .3 1.3 论文主要研究内容 .4 2 我国高含水油藏剩余油分布特征分析及评价.4 2.1 资源分布特征 .4 2.2 注水油田剩余油分布特征.8 2.3 我国水驱油藏剩余油分布评价.10 3 高含水期剩余油分布研究方法 .12 3.1 地质方法 .12 3.2 数值模拟方法 .14 3.3 室内试验技术 .14 3.4 工艺技术 .15 4 高含水期剩余油分布研究发展趋势 .17 4.1 剩余油分布研究发展方向 .17 4.2 中国注水开发油田未来技术发展方向18.185 结论与建议 .20 5.1 结论 .2
2、0 5.2 建议 .21 参考文献.22 致谢.2311 绪论1.1 研究的目的和意义我国东部注水开发的许多主力油田已进入中、高含水期。一方面新增储量日益困难，勘探程度高，新发现油田规模总体呈变小趋势，而且新增探明储量中的低渗透与稠油储量所占比例逐年加大，储量品质变差，新增及剩余储量可动用性较差；另一方面，我国注水开发油田“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，还有大量石油不能采出。这种开采程度高采收率低的严峻局面对石油开发领域的研究提出了更高要求。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，到了勘探开发的后期，尤其是在那些勘探程度较
3、高的老油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的 30%左右，这意味着有 60%70%的剩余石油仍然残留在地下成为剩余油，这些残留在地下的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。估计，如果世界上所有油田的采收率提高 1%，就相当于增加全世界 2 至 3 年的石油消费量目前，国内外已达成共识的方法是按储层的非均质规模来研究剩余油，建立不同级别的非均质模型：（1）油藏规模的非均质模型， （2）油层规模的非均质模型， （3）流动单元模型， （4）岩心规模的非均质模型， （5）孔隙结构非均质模型。以上 5 个由大到小不同层次的非均质模型，是研究油藏中油气水分布不均及剩余油形成模
4、式的控制因素和地质基础。每一级模型之间都有内在的联系一、二级非均质形成的剩余油，是在高含水期后期和特高含水采油阶段，提高注水波及体积将要涉及的问题，据国内油田统计，这类剩余油占全部剩余油的 6086%，是当前研究剩余油的重要领域。而第三、四、五级较微观，即砂体内、岩心和孔隙规模非均质所形成的剩余油，则主要是三次采油进一步提高采收率的问题。1.2 国内外研究现状剩余油分布规律研究是一项世界性难题，也是地质、地球物理和油藏工程等不同领域的前沿性研究课题。很久以前国内外研究者就已认识到了这一课题的重要，曾经开展过岩心水驱油实验、平面乃至立体物理模型实验、油藏模拟、矿场检查井取心分层找水等工作，为剩余
5、油分布提供了宝贵的资料2。注水开2发油田的剩余油量是油田开发方案调整和提高采收率的物质基础，各个国家都非常重视剩余油分布的研究。美国于 1975 年成立了剩余油饱和度委员会，从宏观上将剩余油饱和度度量分为单井、井间和物质平衡法 3 种。前苏联在杜玛兹油田专门打了 24 口评价井来研究油田水淹后期的剩余油分布的方法。现代地质技术、测井技术和油藏工程技术，特别是现代测井测量技术和处理解释技术的迅猛发展，为剩余油分布研究提供了更为有利的条件。国外一些公司如Schlumberger、Shell 公司近年推出了测井数据处理软件、地层评价软件和地层测试数据处理软件，为剩余油预测和油气评价提供了新的思路和技
6、术。国外研究剩余油主要包括岩心分析、示踪剂测试、数值模拟、测井、试井及电阻率等多种方法，近年来提出了“以定时、定位、定量计算剩余油饱和度为依据，设计加密井位置”的新设想。目前，国际上确定储层中剩余油的分布仍然是石油工业迄今尚未得到完善解决的重大课题描述宏观及微观非均质性储层中驱替后剩余油分布已成为各种国际会议讨论的主题。20 世纪 90 年代以来，主要产油国重视了密闭取心的分析和第一手资料的收集，完善了动态监测系统，加强了油藏经营管理，使剩余油饱和度分布的研究精度有较大提高。在油田开发过程中，特别当油田进入中后期开发时，了解和掌握油藏中剩余油饱和度的宏观和微观的时空分布，是油藏开发调整和改善油
7、藏开采现状的直观再现，是油藏经营管理决策的重要依据。我国的剩余油分布研究工作早在“六五”期间就已开始，相继开展了油田、油藏、区块、单井以及岩心等不同地质规模下剩余油的空间位置、形态、数量以及剩余油随时间变化的研究工作，主要采用了油藏数值模拟、井间示踪剂、神经网络、沉积相、测井、灰色理论及数理统计等技术研究剩余油分布规律，为油田方案调整提供了依据。1.3 论文主要研究内容 我国高含水油藏剩余油分布特征分析及评价 高含水期油藏剩余油分布研究方法 高含水期油藏剩余油分布研究发展趋势2 我国高含水油藏剩余油分布特征分析及评价2.1 资源分布特征 根据 2003 年底已开发的 268 个油田统计，注水开
8、发油田储量占全部开发储量的 82.69%，注水采油量占 82.37%按开采程度分类统计来看，可采储量采出程3度大于 60%，综合含水率大于 80%的“双高”油田，其可采储量占已开发油田总可采储量的 87.7%，年产油量占 79.6%，剩余可采储量占 71%4。这充分说明，陆相油田注水开发仍是主要方式，注水开发提高采收率仍是主导技术。同时应当明确，已开发油田总体上进入高含水高采出程度阶段，研究高含水期水驱提高采收率的基础就是客观的评价与估计高含水期油藏活油层剩余油分布的形式与资源潜力。此阶段剩余油饱和度低，累计注入水已占孔隙体积的 0.5 倍左右（占烃类地下体积 CPV 的 0.68 倍） ，对
9、原开采层系的油层进行整体调整，新井含水与老井趋近，股份公司 2003 年老区调整井含水仅比平均值低 13.5 个百分点，并且含水上升很快。新井单井产油量低，新增可采储量减少， 2003 年大庆老区调整井单井日产 3.4 吨，每口仅增可采储量 3000 吨左右。表表 2-1 陆上主要油区驱油效率陆上主要油区驱油效率油区驱油效率（）油区驱油效率（）喇、萨、杏52-62华北地区42-55大庆外围42-52华北二连地区37-42胜利45-55江汉50-60辽河38-52长庆37-50（平均48）吉林44-56玉门52大港48-58克拉玛依45-60中原50-56新疆差储层40河南52吐哈56-67表表
10、 2-2 陆上油田主要沉积类型驱油效率陆上油田主要沉积类型驱油效率驱油效率（）沉积相最小平均最大河流相52.16068.1三角洲相58.260.469.3扇三角洲50.65861.5湖底扇（浊积）相50.35865.3冲积扇相58.2滩坝44.25361.8中国陆相储层的驱油效率都不高，属于中低的范围，一般值在 5060左右，低值在 40左右，高者可达 68。统计上述陆地油区各油田不同沉积类型的驱油效率，表明各类储层驱油效率的大小都比较接近，大体在 5060之间。说明影响驱油效率最重要的因素是储层微观结构及其表面性质，从中也可4以看出中国油田水驱状况的概貌以及剩余油分布与开发的潜力。表表 2-
11、3 “中国石油中国石油”油田采收率状况（油田采收率状况（2001 年标定）年标定）油区地质储量（万吨）采收率（）可采储量（万吨）大庆56834042237066.4吉林938172321013.4辽河2138102347939.7华北1113302727914.9大港878302521245.5冀东10750202110.4新疆1756692440855.5塔里木26506318116.9吐哈25289276704.3玉门10915333577.6青海26641215504.0长庆963862119880.9西南67966357.8南方2181940.6中国石油145407930442287.
12、3从表 2-3 中看出各油区采收率存在较大的差异。从储层角度分析，各类沉积相的储层平均采收率差别不大，只有浊积岩采收率仅 25.6，占陆上开发储量 2/3 的河流、三角洲相储层的采收率为 3132。上述标定的采收率值，表明在现有技术状态下，油田可能达到的采出量数值。但从前述我国目前注采井网下，各种水驱参数的分析表明，最终还要高得多，预计一般中高渗砂岩油藏可以达到 4045以上（甚至超过 50） ，而低渗透油藏也可以达到 30以上。但需要更长的水洗时间。所以，在特高含水期以后，重要的是经济有效地把现标定剩余储量采出来，实现水驱后的提高采收率的接替技术，并进一步把更多的可动用储量动用起来，提出适合
13、我国国情的高含水期提高采收率技术的可行性做法及发展方向，为股份公司制定下一步聚合物驱后提高采收率技术的发展战略规划提供技术支持。我国一些主要油田进入高含水期开采以来，为了改善开发效果，采取了加密、调整等一系列增产措施，并钻了大量密闭取心井，同时为确定剩余油的分布，对一些区块进行了数值模拟研究。所有这些资料表明，在油田进入高含水期后，油层的水淹面积可以达到 90甚至更高。例如扶余油田在 19791981年，钻密闭取心检查井（8 口）时，油田综合含水 5362，检查井钻在水5淹区内的主流线区、非主流线区和滞留区，取心资料显示，各层都有不同程度的水洗，说明水淹区的水淹面积接近 100。胜坨油田一区，在注水 13 年后，综合含水达 73.5，经数值模拟计算，水淹面积可达 0.91。图 2-1 大庆萨葡油层不同含水时期水洗厚度图010203040506070-80%80-90%9
