砂體連通率計算方法

『壹』 宏觀非均質性描述內容

（一） 層內非均質性

層內非均質性是指一個小層或單砂層規模內垂向上的儲層性質變化。包括層內垂向上滲透率的差異程度、最高滲透率段所處的位置、層內粒度韻律、滲透率韻律及滲透率的非均質程度、層內不連續的泥質薄夾層的分布。層內非均質性是直接控制和影響小層或單砂層層內注入劑波及厚度的關鍵地質因素。

1. 粒度韻律

小層或單砂層內碎屑顆粒的粒度在垂向上的變化稱為粒度韻律。它受沉積環境和沉積方式的控制。粒度韻律一般分為正韻律、反韻律、復合韻律及均質韻律4類。

◎正韻律：是儲層岩石顆粒粒度自下而上由粗變細現象。如分流河道砂體具有典型的正韻律，形成儲層物性自下而上變差。

◎反韻律：是儲層岩石顆粒粒度自下而上由細變粗現象。如三角洲前緣河口壩可以形成典型的反粒序韻律，往往導致儲層物性自下而上變好。

◎復合韻律：即正、反韻律的組合。正韻律的疊置稱為復合正韻律。反韻律的疊置稱為復合反韻律。上、下細，中間粗者稱之為反正復合韻律。上、下粗，中間細者稱為正反復合韻律。

◎均質韻律：是儲層岩石顆粒粒度在垂向上無明顯變化的現象，有的稱之為塊狀韻律或無規則序列。

2. 沉積構造

在碎屑岩儲層中，大都具有不同類型的層理構造，常見的層理有平行層理、斜層理、交錯層理、波狀層理、遞變層理、塊狀層理、水平層理等。層理由於岩石顆粒粒度、泥質含量及顏色等變化引起，也是儲層非均質性的一種表現形式。因此，需要研究層理的岩性、產狀、組合關系、分布規律，以及由此而引起的滲透率的方向性。不同層理類型對滲透率方向性的影響不同。

3. 滲透率韻律

在小層或單砂層內滲透率大小在垂向上的變化稱為滲透率韻律 （圖3-28）。同粒度韻律一樣，滲透率韻律可分為正韻律 （滲透率自下而上由高變低）、反韻律 （滲透率自下而上由低變高）、均質韻律、復合韻律 （包括復合正韻律、復合反韻律、復合正反韻律、復合反正韻律）。

圖3-28 滲透率韻律模式

4. 垂直滲透率與水平滲透率的比值

垂直滲透率 （K_v） 與水平滲透率 （K_h） 的比值對油層注水開發中的水洗效果有較大的影響。K_v/K_h比值小，說明流體垂向滲透能力相對較低，層內水洗波及厚度可能較小。

5. 滲透率非均質程度

表徵滲透率非均質程度的定量參數有滲透率變異系數、滲透率突進系數、滲透率級差、滲透率均質系數。

（1） 滲透率變異系數 （V_K）

變異系數是一數理統計的概念，用於度量統計的若干數值相對於其平均值的分散程度或變化程度。用下式求解：

油氣田開發地質學

式中：V_K——滲透率變異系數；K_i——層內某樣品的滲透率值 （i＝1，2，3，…，n），μm²； —層內所有樣品滲透率的平均值，μm²；n——內樣品個數。

一般地說，當V_K<0.5時為均勻型，表示非均質程度弱。當0.5≤V_K≤0.7時為較均勻型，表示非質程度中等。當V_K>0.7時為不均勻型，表示非均質程度強。

利用上式求得的滲透率變異系數會出現大於1的情況，不便於非均質性評價。Poettnann F.H.介紹了一種求得滲透率變異系數介於0～1的方法：

1） 搜集岩心滲透率分析數據。

2） 將岩心樣品滲透率從大到小排隊，得樣品的順序號。

3） 將岩心樣品滲透率與 （順序號/樣品總數） ×10²的值在對數概率坐標紙上作圖，得圖3-29。

4） 由圖3-29讀出 按下式求滲透率變異系數：

油氣田開發地質學

式中：VK——滲透率變異系數； ——標准點 ［指 （順序號/樣品總數）×100＝50的點］滲透率，μm²；K_σ——統計偏差點 ［指 （順序號/樣品總數）×100＝84.1的點］滲透率，μm²。

圖3-29 滲透率變異系數計算公式有關項的取值

（2） 滲透率突進系數 （T_K）

表示層內最大滲透率與層內平均滲透率的比值：

式中：T_K——透率突進系數；K_max——層內最大滲透率，一般以層內滲透率最高的相對均質層的滲透率表示，μm²； —層內滲透率算術平均值，μm²。

當T_K<2為均質型，當T_K＝2～3時為較均質型，當T_K>3時為不均質型。

（3） 滲透率級差 （J_K）

為層內最大滲透率與最小滲透率的比值：

J_K=K_max/K_min

式中：J_K——滲透率級差；K_max——層內最大滲透率，一般以層內滲透率最高的相對均質層的滲透率表示，μm² ；K_min——層內最小滲透率值，一般以滲透率最低的相對均質段的滲透率表示，μm²。滲透率級差越大，反映滲透率的非均質性越強，反之非均質性越弱。

（4） 滲透率均質系數 （K_P）

表示層內平均滲透率與最大滲透率的比值：

顯然，K_P值在0～1之間變化，K_P越接近1，均質性越好。

6. 夾層的分布頻率和分布密度

夾層是層內的極低滲透率或非滲透岩層。不穩定夾層對流體的流動起著阻擋作用，同時影響層內垂直和水平方向上滲透率的變化。由於它的分布具有隨機性，很難橫向追蹤，通常採用下述兩個參數定量描述。

（1） 夾層分布頻率 （P_K）是指每米儲層內夾層的層數：

P_K＝N/H

式中：P_K——夾層分布頻率，層/m；N——層內夾層個數，層；H——儲層厚度，m。

（2） 夾層分布密度 （D_K）

是指每米儲層內夾層的厚度：

D_K＝H_sh/H

式中：D_K——夾層分布密度，m/m；H_sh——層內夾層的總厚度，m；H——儲層厚度，m。

不同沉積微相具有不同的沉積方式，沉積方式決定了砂體內的粒度韻律、滲透率韻律、滲透率非均質程度及夾層特徵等 （表3-4），因此層內非均質性與沉積微相有很大的關系。

表3-4 陸相湖盆典型微相砂體的層內非均質特徵

（二） 平面非均質性

平面非均質性是指砂體的幾何形態、規模、連續性和砂體內孔隙度、滲透率的平面變化。它直接關繫到注入劑的平面波及效率。

1. 砂體幾何形態

砂體幾何形態是砂體各向大小的相對反映。砂體幾何形態的地質描述一般用長寬比的大小進行分類。

◎席狀砂體：長寬比近似於1：1，平面上呈等軸狀，大片分布，面積從幾平方千米至幾十平方千米。

◎土豆狀砂體：長寬比小於3：1，分布面積小，形似 「土豆」 零星分布，多為小透鏡狀砂體。

◎條狀砂體：長寬比介於3：1～20：1之間。一些順直型分流河道砂體即屬於此類。

◎鞋帶狀砂體：長寬比大於20：1。

◎樹枝狀砂體：砂體向某一方向延伸，不斷分叉，形如樹枝。樹枝狀分流河道砂體即屬此類。

◎不規則砂體：砂體延伸沒有優勢方向，一般有一個主要延伸方向，但其他方向也有一定的延伸，為河流多次改道形成的復雜成因的砂體。

2. 砂體規模及連續性

砂體規模是各向延伸的實際大小，通常用砂體長度、砂體寬度或寬厚比、鑽遇率來表徵，是決定井網形式和井距的關鍵地質因素。

（1） 砂體長度是砂體延伸優勢方向上的范圍。按延伸長度可將砂體分為五級：

◎一級：砂體延伸大於2000m，連續性極好。

◎二級：砂體延伸1600～2000m，連續性好。

◎三級：砂體延伸600～1600m，連續性中等。

◎四級：砂體延伸300～600m，連續性差。

◎五級：砂體延伸小於300m，連續性極差。

（2） 砂體寬度為垂直於砂體延伸優勢方向上的范圍。寬厚比是指砂體寬度與厚度的比值。

（3） 鑽遇率是鑽遇砂層井數與總井數之比，表示在一定井網下對砂體的控製程度。

從我國注水開發實踐來看，三角洲前緣 （包括河流-三角洲和吉爾伯特型扇三角洲）砂體的連續性都較好，一般砂體的長度與寬度都能達到千米級的規模。當砂體達到1000m以上的規模時，砂體連續性已不是決定開發注采井網的主要因素。與此相反，各種河流砂體和水道型砂體包括三角洲平原上的分流河道砂體、扇三角洲的水下分流河道砂體、湖底扇的扇中水道砂體等，其寬度往往是百米級規模，這時砂體寬度就成為決定注采井網的關鍵因素。因此，研究砂體的沉積規模及其連續性，是開發地質工作者極為關心的問題，國內外已發表很多的成果供參考。

3. 砂體的連通性

指砂體在垂向上和平面上的相互接觸滲透程度。可用砂體配位數、連通程度、連通系數、砂岩密度表示。

（1） 砂體配位數是與某一個砂體連通接觸的砂體數。

（2） 連通程度是砂體與砂體連通部分的面積占砂體總面積的百分數。

（3） 連通系數是連通的砂體層數占砂體總層數的百分比。連通系數亦可用厚度來計算，稱之為厚度連通系數。

確定了各類微相砂體連通程度後，還需要研究砂體之間的連通方式。通過各種方式連接的砂體，最終組成了油氣田開發過程中可供流體流動的單元。

砂體連通方式有以下幾種形式 （圖3-30），即多邊式 （砂體側向疊置）、多層式（砂體垂向疊置）、孤立式 （未與其他砂體連通）。

圖3-30 砂體連通方式示意圖

4. 平面孔隙度、滲透率非均質性及滲透率方向性

平面孔隙度、滲透率非均質性是指砂體內孔隙度和滲透率平面上的變化。它們的變化程度可用平面變異系數、平面突進系數、平面級差、平面均質系數等統計參數來描述和評價。

滲透率方向性是沿某一方向滲透率大於其他方向的滲透率，是直接影響到注入劑的平面波及效率的儲層非均質因素，是引起平面矛盾的主要原因。

造成滲透率方向性的主要原因：(1)平面上不同微相砂體滲透率的差異；(2)同一微相砂體內不同部位的滲透率的差異；(3)古水流主流方向；(4)開啟的裂縫。

（三） 層間非均質性

層間非均質性是指油氣層之間的砂體特徵與儲層物性的差異。層間非均質性是劃分開發層系、決定開采工藝的依據，同時層間非均質性是注水開發過程中層間干擾和水驅差異的重要原因。我國陸相湖盆中大多數油田的儲層由流程短、相帶窄、相變快、成因類型多的砂體疊加而成，因而層間非均質性一般都比較突出。

1. 分層系數

分層系數 （A_n） 指一定層段內砂層的層數，以平均單井鑽遇砂層數表示：

油氣田開發地質學

式中：A_n——分層系數；N_bi——某井的砂層層數，層；n——統計井數，口。

分層系數愈大，表明層間非均質性愈嚴重。

2.砂岩密度 （S_n）

砂岩密度 （S_n）也稱砂地比，是指剖面上砂岩總厚度與地層總厚度之比，以百分數表示：

S_n＝ （砂岩總厚度/地層總厚度） ×100％

砂岩密度反映砂體發育程度和砂體間的連通程度。

裘懌楠先生根據我國湖盆河道砂體的實際資料，對Allen的河道砂體密度臨界值作了補充修改，提出河道砂體連通程度的河道砂體密度界限值（圖3-31）。

圖3-31 河道砂體連通程度示意圖

3. 有效厚度系數

有效厚度系數 （C_E） 也稱凈毛比，其表達式如下：

油氣田開發地質學

C_E越接近於1，越均質；反之，非均質程度越高。

4. 分布系數

分布系數 （C_D） 的表達式為：

油氣田開發地質學

式中：S——選用油層的最大含油麵積，km²；S_i——第i個小層的含油麵積，km²；m——小層的層數。

C_D值越小，越非均質。

5. 層間滲透率的非均質程度

層間滲透率的非均質程度是指油氣層間滲透率的差異和變化程度。可用層間滲透率變異系數 （V_K）、層間滲透率突進系數 （T_K）、層間滲透率級差 （J_K）、層間滲透率均質系數 （K_P） 等統計參數描述和評價。

6. 主力油層與非主力油層在剖面上的配置關系

主力油層的相對集中與分散，在剖面上所處的位置，也是決定開發措施需要注意的問題。特別要注意和識別特高吸水層的分布，即所謂 「賊層」 的位置及其地質成因，才能有針對性地制定措施。

7. 層間隔層

隔層是指分隔不同砂體的非滲透和極低滲透的岩層，如泥岩、粉砂質泥岩及膏岩層等。隔層橫向連續性好，能阻止砂體之間的垂向滲流。隔層的作用是將相鄰的油氣層完全隔開，使油氣層之間不發生油、氣、水竄流，形成兩個獨立的開發單元。對於隔層，描述的內容：(1)隔層的岩石類型；(2)隔層在剖面上的分布位置；(3)隔層厚度在平面上的變化情況。

8. 裂縫

穿層的裂縫易引起油氣層間的流體竄流，對注水開發的影響極大，因此要充分重視描述裂縫的產狀、性質、密度及其穿層程度。

『貳』 油氣橫向輸導量化評價

砂體做為油氣橫向運移的主要載體，在油氣成藏中起到了關鍵性的作用，以往研究砂體的輸導性能定性評價多，定量評價少；現今砂體輸導能力評價多，恢復成藏期砂體輸導能力評價少；靜態要素評價多，動態要素評價少；宏觀要素評價多，微觀要素評價少。而骨架砂體是油氣運移的主要輸導體系之一，因此開展砂體輸導能力定量評價既是勘探實踐的要求，又是輸導體系研究的發展趨勢。

本次研究重點在東營南坡東段，開展了砂體輸導能力定量評價典型解剖工作。該區是沙三中、上-沙二段三角洲-河流相骨架砂體發育的主體部位，這些骨架砂體平面上分布穩定，縱向上相互疊加，為牛庄窪陷生成的油氣提供了良好的運移通道。

通過統計、分析東營凹陷南坡東段沙三中-沙二段骨架砂體現今、成藏期輸導要素與油氣顯示的關系，確定砂體輸導性能的主控因素及其量化表徵參數，建立了砂體輸導能力定量預測公式，以期指導同類盆地油氣藏勘探，提高勘探成功率。

（一）骨架砂體地質特徵

1.沙三中－沙三上三角洲骨架砂體地質特徵

牛庄王家崗地區是東營凹陷三角洲砂體發育的主體部位。三角洲主要出現於東營凹陷的沙三下、沙三中、沙三上層序的高位體系域中。其中以沙三中、沙三上三角洲最為典型。沙三中沉積時期，由於盆地周圍山地抬升，碎屑物源充足，河流頻繁注入，特別是沿凹陷軸線方向及東南部物源的大量供給，使該期三角洲的發育達到鼎盛時期，牛庄王家崗地區三角洲前緣砂體分布面積達到1137km²，沙三上時期盆地的沉積中心遷移到利津－梁家樓地區，東營三角洲砂體不斷向西推進。該沉積時期，隨著湖盆水體的進一步退縮，牛庄王家崗東部以河流三角洲平原相沉積為主。同時，由於南、北兩側物源供給增加，三角洲前緣相最為發育。

組成三角洲的岩石類型主要有灰白色中細砂岩、粉砂岩及灰色、灰綠色泥岩、紫紅色泥岩，砂體的孔隙度平均為25.3%，滲透率平均為312.8×10^-3μm²。三角洲前緣砂體自然電位曲線上特徵明顯表現為漏斗形和箱形，東營三角洲沉積在地震剖面上顯示特徵的地震反射內部和外部形態，在沉積走向剖面上，為中振中連「S」形前積反射結構，楔狀外形；在傾向剖面上，則顯示出丘狀外形，雙向下超。

2.沙二段三角洲平原－河流相骨架砂體發育規律及地質特徵

沙二沉積期盆地整體抬升，下伏地層遭受剝蝕，氣候乾旱，湖盆萎縮，湖泊水淺，全凹陷已基本上被河流-三角洲體系所佔據。三角洲主體向西推進到梁家樓地區。東部的牛庄王家崗地區發育三角洲平原相及河流相砂體，僅在南部靠近廣饒凸起發育小型的扇三角洲。砂體分布面積廣，厚度大，面積約1288.9km²。

沙二下繼承性發育三角洲平原亞相分流河道沉積。岩性為綠色、灰色泥岩與粉砂細砂岩互層並夾炭質泥岩，上部見紫紅色泥岩。從下向上總體呈現粗—細—粗的完整旋迴或細—粗的反旋迴。砂體相對較為發育，以中厚層砂岩為主，自然電位表現為指狀、漏斗狀、鍾狀。沙二上發育辮狀河流相沉積，灰色粉砂岩為河床沉積，紅色泥岩為河漫灘沉積。砂體厚度一般為200m，岩性主要為灰綠色、紫紅色泥岩與灰色砂岩的互層，砂體具有高孔高滲特點。

（二）骨架砂體靜態要素與油氣顯示

東營凹陷南坡東段西鄰純化鎮構造，東至八面河斷裂帶，南起廣饒凸起，北連牛庄窪陷，勘探面積約為500km²。構造上分離出牛庄窪陷與南部斜坡帶2個構造單元，窪陷內生成的油氣向南坡草橋、王家崗、八面河方向呈階梯狀運移，現今形成了一系列與砂體、斷層相關的油氣藏。骨架砂體是沉積體系中的大型連通砂岩體系，與斷層、不整合構成油氣從源—藏3個輸導體系要素，對油氣運聚具有重要意義。勘探實踐和模擬實驗證明：非均質孔隙介質中油氣運移路徑宏觀上主要受輸導層構造幾何形態的控制、微觀上受輸導層物性的控制。東營凹陷南坡東段沙三段發育的東營三角洲骨架砂體及沙二段發育的河流相骨架砂體，無論是縱向上還是平面上都具有較好的連續性，是該區油氣運移的主要輸導體系之一。選擇這一典型地區從宏觀、微觀兩方面入手，分析骨架砂體的厚度、形態、產狀、物性等發育特徵，並與油氣顯示特徵結合，解剖骨架砂體與油氣顯示的關系，為砂體輸導機理的研究提供基本依據。

1.骨架砂體厚度特徵與油氣顯示

在東營凹陷南坡東段沙三段-沙二段三角洲-河流相沉積特徵及油氣運移路徑研究的基礎上，對該區365口井沙三段中亞段、上亞段和沙二段的骨架砂體的厚度進行了統計，並繪制了砂體等厚圖，明確了各層段砂體厚度的變化特徵。

在沙三段中亞段沉積時期，東營凹陷裂陷擴張運動最為強烈，盆地周圍山地抬升，碎屑物源充足，河流頻繁注入，三角洲的發育達到鼎盛時期。早期三角洲推進距離較小，南坡東段主體為濱淺湖-半深湖相沉積。中期進積作用明顯，來自東南方向的三角洲向西北方向遷移，此時三角洲前緣砂體分布面積約1137km²，厚度中心位於牛庄窪陷一帶。由於盆地的抬升，南部砂體厚度逐漸減薄（圖3-58a）。後期河流三角洲體系沉積開始發育，三角洲前緣砂體向西進積到牛庄窪陷西部。

在沙三段上亞段沉積時期，東營凹陷深湖范圍開始收斂，東營三角洲延伸較遠，越過了現今中央隆起帶區域，到達了利津窪陷。隨著湖盆水體的進一步退縮，東部以河流三角洲平原相沉積為主，向牛庄窪陷相變為三角洲平原亞相。由於南、北兩側物源供給增加，三角洲前緣相最為發育。砂體分布面積約1432.6km²，砂體厚度中心位於牛庄窪陷南部，向南至廣饒凸起砂體厚度依次減薄（圖3-58b）。在沙二段沉積時期，湖盆進一步收縮，水體變淺，全凹陷已基本上被河流-三角洲體系所佔據，三角洲主體向西推進到梁家樓地區。東部的牛庄—王家崗地區發育河流相砂體，砂體分布面積廣，約為1288.9km²，厚度中心集中於牛庄窪陷（圖3-58c）。東營凹陷南坡東段沙三段中亞段-沙二段骨架砂體含油氣較為豐富，統計的365口井中有168口井有油氣顯示。將砂體厚度與油氣顯示相結合（圖3-58），發現砂體厚度與油氣顯示沒有明顯的關系。通過骨架砂體厚度及油氣顯示厚度的對比發現（表3-2），無論砂體總厚度有多大，單層油氣顯示最大厚度不過十幾米，而最小厚度僅為0.5m，據統計，油氣顯示大部分在單層厚度小於5m的砂層中，這是由於油氣運移大部分是發生在局限的優勢通道進行，砂層較薄，但只要物性好，油氣仍可以在此運移。因此認為單純的砂體厚度對油氣運移影響不大。

2.骨架砂體頂面形態特徵與油氣顯示

砂體的頂面埋深可以反映砂體的頂面形態。沙三段中亞段骨架砂體埋深中心位於牛庄窪陷內，最大埋深為2925m。向南至草橋鼻狀構造及八面河緩坡帶埋深依次減小直至砂體尖滅。最小埋深位於草橋鼻狀構造帶，約為794m；向西至梁家樓地區砂體尖滅。由南向北垂直於陳官莊-王家崗斷階帶方向通20—王661井一線形成一個明顯的構造脊，東部王13—王101井一線有一個稍平緩的構造脊（圖3-59a）。沙三段上亞段骨架砂體埋深中心位於牛庄窪陷西部，最大埋深為2801.5m。

圖3-58 東營凹陷南坡東段骨架砂體厚度與油氣顯示

表3-2 東營南坡東段骨架砂體厚度及油氣顯示厚度對比統計

最小埋深也位於草橋鼻狀構造帶，為806m。沙三段中亞段形成的兩個構造脊仍然存在，但趨於平緩，頂面形態變化不大（圖3-59b）。

沙二段骨架砂體埋深中心位於梁家樓地區，最大埋深為2612m；向南至凸起區埋深依次減小直至砂體尖滅，最小埋深約為866m。西部樂安-純化斷鼻帶有一明顯構造脊，其餘地方較沙三段更加平緩（圖3-59c）。

圖3-59 東營凹陷南坡東段骨架砂體頂面埋深與油氣顯示

採用厚度回剝的方法近似恢復了成藏期館陶末期骨架砂體的頂面埋深情況，發現館陶期各層段頂面形態較現今變化不大，更趨於平緩（圖3-60）。

通常認為砂體頂面形態控制油氣的側向運移，將現今及館陶期頂面埋深分別與油氣顯示結合發現（圖3-60），沿構造脊方向油氣顯示略為豐富，說明油氣運移受砂體頂面形態影響，但關系並不明顯，說明砂體的頂面形態並不是控制油氣運移的主要因素。

圖3-60 東營凹陷南坡東段館陶期骨架砂體頂面埋深與油氣顯示

3.骨架砂體物性特徵與油氣顯示

通過對東營凹陷南坡東段254口井的骨架砂體孔隙度的統計分析發現，骨架砂體物性普遍較好。沙三段骨架砂體孔隙度主要為15%～35%，分布較均勻；沙二段骨架砂體孔隙度大多為20%～30%，各層段平均孔隙度均大於20%。

由於構造、沉積、成岩作用的影響，使得骨架砂體現今和成藏期的形態物性會有較大的差異。因此在研究過程中有必要對成藏期砂體輸導要素進行恢復。成藏期砂體要素恢復主要是基於以往的課題研究基礎上採用物性和厚度回剝法開展的。關於東營凹陷油氣成藏期次和時間，前人已做了大量的研究工作，獲得的認識比較統一，主要認為Ng末Nm初發生了油氣大規模的運移。成藏期的恢復主要以本期為主體。經恢復後的館陶末期各層段物性普遍好於現今，其中沙三段骨架砂體孔隙度在21%～35%之間，沙二段骨架砂體孔隙度達到30%～37%，各層段平均孔隙度均大於25%。

無論是現今還是成藏期，從窪陷帶到緩坡帶砂體孔隙度逐漸增大，沙三段骨架砂體以樂安、八面河地區物性最好，沙二段骨架砂體以樂安、王家崗地區物性最好。由於骨架砂體物性總體較好，窪陷到斜坡，油氣運移有多種路徑。但是到聚集區，油氣顯示仍集中在孔隙度較大的區域，砂體物性與油氣顯示存在較好的關系。說明砂體物性越好，油氣在砂體中所受的阻力越小，越有利於油氣的運移、聚集。

（三）骨架砂體輸導能力評價

1.主控因素的確定

從油氣運移的動態過程分析，油氣的運移動力控制其輸導能力和方向。東營凹陷大規模的油氣的運移發生在東營-館陶期，此時由於牛庄王家崗地區水動力條件較弱，可忽略水動力作用，油氣進入骨架砂體後運移動力以浮力為主，在浮力作用下油氣沿砂體上傾方向由窪陷向斜坡及凸起方向高部位運移。浮力流模式是指在地層孔隙水中，烴類以油珠、氣泡或具一定高（長）度的油、氣段，在浮力作用下呈不連續狀的上浮流動。浮力方向總是垂直向上的，一般取單位面積油柱高度的浮力進行計算，即浮力

F=（ρ_w－ρ_o）gvsinθ (3-4)

式中，F為垂直向上的浮力，ρ_w為地層水密度，g/cm³；ρ_o為地下石油密度，g/cm³；v為油氣體積，cm³；θ：地層傾角，°；g為重力加速度，m/s²。

從公式3-4來看，浮力大小與油氣體積、油水密度差、地層傾角有關。油水密度一般變化不大，浮力的大小主要是由油氣在上浮過程中聚集量和地層傾角決定的。油氣在運移過程中不斷變化的聚集量無法獲得，但從公式3-4中可以看出，油氣沿傾斜地層運移的浮力與地層傾角有關。因此可以利用輸導層傾角的變化來大致判斷浮力的變化趨勢。石油在傾斜輸導層中所受的浮力分力大小與輸導層傾角有正相關性，傾角越大，浮力越大，油氣運移的動力也就越大，越容易運移。因此砂體產狀較大的地方越有利油氣的聚集。

另一方面，由於地下岩石的組構和通道孔徑、地下溫度的變化不能保證油珠、氣泡在運移過程中總是暢通無阻的，因此油氣總是要受到來自通道本身孔喉的阻力，也就是毛細管力。毛細管力大小宏觀上與砂體孔隙度、滲透率等物性有關。孔隙度、滲透率在空間上的變化勢必影響到油氣在砂體中的流動速度，流動量，進一步影響到油氣運移、聚集的效果。物性好的砂體油氣進入阻力小，流動速度快，油氣聚集量大，而物性差的砂體，油氣進入的阻力大，油氣流動速度慢，聚集量小。毛細管力的大小取決於兩種流體間的界面張力、毛細管半徑和介質的潤濕性，在單根毛細管中，毛細管力的數學表達式為：

P_c=2σcosθ/r (3-5)

式中，P_c為毛細管力，MPa；σ為油（氣）水界面張力，N/m；θ為油（氣）、水、岩石三相接觸角，°；r為輸導層岩石的孔隙半徑，m。

成熟探區油氣精細勘探理論與實踐

k為輸導層岩石滲透率，µm²；Φ為輸導層岩石孔隙度，無量綱。

砂體毛細管力是油氣在骨架砂體運移的主要阻力，油氣在浮力的驅動下必須克服砂體本身的毛細管力才能一直運移下去。當一定高度的油氣上浮過程中形成的浮力不足以克服毛細管阻力時，就要等後續的油氣體的補充使油柱高度得以積累，從而增大浮力，當油柱高度積累到一定程度後，浮力足以克服毛細管力，油氣就可以繼續向前運移。

由此可見，砂體的產狀和物性的耦合共同控制了油氣的優勢運移路徑。這一認識可以通過模擬實驗得到驗證。

2.砂體輸導能力定量評價

1）骨架砂體輸導主控因素的定量

綜合骨架砂體的輸導機理及主控因素分析，認為砂體產狀和物性是控制優勢運移方向的主要因素，因此，在對砂體進行定量評價時首先要確定這兩個主控因素的定量表徵參數。

骨架砂體產狀的量化直接用砂體頂面傾角表示，物性的評價用臨界油柱高度表示。臨界油柱高度是指油氣在浮力驅動下要克服砂體毛細管力需要聚集的單位面積最小油柱高度。石油在砂體中的聚集高度必須大於臨界油柱度高度之後才能開始運移。一般來講，臨界油柱高度越低，油氣越容易運移。臨界油柱高度的計算公式為：

H=P_d/（ρ_w－ρ_o）g (3-7)

其中，P_d為砂體最小排驅毛細管力。運用該公式可以計算牛庄王家崗地區骨架砂體臨界油柱高度。

2）骨架砂體輸導能力量化模型

綜上分析，確定骨架砂體輸導能力的表徵參數是傾角、臨界油柱高度。充分考慮這兩個因素在油氣運移中所起的作用，建立了砂體輸導能力的量化模型：

S=θ/h (3-8)

其中，S為砂體輸導系數，無量綱；θ為砂體傾角，°；h為臨界油柱高度，m。

式3-8中砂體輸導系數S與砂體傾角呈正比，與臨界油柱高度成反比。一般來說，S值越大，砂體輸導能力越強。

對砂體輸導系數進行歸一化處理，使其成為無量綱數，用歸一化處理的砂體輸導系數評價砂體輸導能力的優劣。應用砂體輸導能力量化模型，計算了牛庄—王家崗地區不同井區沙三中-沙三上、沙二段骨架砂體輸導能力參數，勾畫了相應的等值線圖，並且對館陶組成藏期沙三上砂體輸導能力進行了恢復，並勾畫了相應的等值線圖。從沙三上輸導系數等值線圖上看出，油氣沿砂體輸導系數比周圍大的優勢運移路徑運移，即來自牛庄窪陷的油氣主要沿四條優勢運移路徑向南斜坡方向運移（圖3-61）。從左向右油氣運移路線依次是：官11—官120-通古3，官斜15-王662-王733-王90，通10-王161-王96-王93，王斜114-王101-王94-萊3-面1。這四個方向正是砂體產狀和物性耦合較好的區域。

圖3-61 東營南坡沙三上骨架砂體臨界油柱高度、傾角與油氣顯示疊合圖

『叄』 研究方法

利用注水井吸水剖面、小層沉積微相和數值模擬三種方法綜合研究南區沙二下_1-5層系剩餘油分布規律。

1.注水井吸水剖面法

注水井吸水剖面法是利用歷年來注水井吸水剖面資料，將注水井累積注水量分配到小層，再根據室內岩心水驅油試驗結果，注入體積倍數與採收率、含水率之間的關系，來確定小層剩餘油分布規律。

（1）建立靜態資料庫，統計小層滲透率分布規律

系統建立南區沙二下_1-5層系油、水井靜態參數資料庫。利用算術平均法和有效厚度加權平均法，分別計算出各小層滲透率平均值。利用概率統計的方法，求出各小層滲透率分布變異系數。

（2）建立吸水剖面資料庫，計算小層累積注水量

在靜態數據的基礎上，建立注水井吸水剖面資料庫。利用吸水剖面資料庫可以統計出歷年單井、小層吸水厚度變化趨勢和吸水強度分布規律。利用吸水剖面資料庫和注水井單井累積注水量，可以計算出歷年小層累積注水量。

（3）建立注入體積倍數與採收率、含水之間關系，計算小層采出程度

根據濮城油田南區濮檢1井非穩定流油水相對滲透率、水驅油試驗報告和沙二下第446號岩心試驗結果，由小層累積注水量計算出小層注入體積倍數，再根據以上關系內插求出各小層的采出程度和含水率。

（4）確定小層驅油效率

根據利用中原油田開發室內試驗數據統計出來的驅油效率E_D試驗公式：

高含水油田剩餘油分布研究：以遼河油田歡26斷塊為例

驅油效率E_D可以做為小層在均質條件下的最終值，驅油效率E_D1可以做為小層在非均質條件下油田開發的最終值，或稱測算採收率。在油田開發中，驅油效率還受注采井網及工藝技術條件的限制。

（5）計算小層剩餘油量

根據小層驅油效率計算出可采儲量，再由小層采出程度計算出剩餘油量。

2.小層沉積相法

通過對濮城油田沙二下段沉積相的研究，認為濮城沙二下段沉積環境為淺水湖泊相和淺水三角洲相，其特點是水下分支河道異常發育，水下河道亞相是沙二下段沉積主體和骨架，河道層序具有對稱性，底部粗粒段和頂部細粒段較薄、中間段厚度大且粒度均勻，河道砂體是本區沙二下段主要儲集層；南區沙二下長期處於水下河道沉積區，砂層多，分選好，是濮城油田沙二下中的最好儲集層。

針對沙二下_1-5油層目前開發現狀，結合沉積相研究和油水生產剖面的初步分析，得到以下認識：

（1）河道砂是主要的吸水層，也是目前的主要產出層

在油田開發初期，河道砂（包括水下河道主水流線上的SH型砂體，居非主水流線上的H型砂體和居水下河道中的相對高台上的T型砂體）是主要的吸水層，也是主要的產油層。到油田開發中後期，由於油田含水的升高，主產層逐步過渡到主產水層。

根據1987年至1991年注水井吸水狀況分類統計，河道砂是注水井的主要吸水層，統計48口注水井的吸水剖面，河道砂的射孔厚度204.5m，占總射孔厚度的45.7%，河道砂的絕對吸水量2692.2m³/d，占總吸水量的66.3%。其中1988年至1990年，河道砂射孔厚度占總射孔厚度的53%左右，絕對吸水量的百分數卻高達80%以上。1987年至1990年，在射開河道砂厚度相對穩定的情況下，注水井中河道砂體的吸水能力有增大趨勢，相對吸水百分數由57%增大到90%。

根據9口生產井產出剖面統計資料（表4-14），河道砂也是目前主要的產出層。統計沙二下_1-5層系河道砂射孔厚度45.1m，占總射孔厚度的40.1%，河道砂產液量122.3m³/d，占總產液量的64.8%。

（2）河道砂在注水井和生產井之間已經形成地下水道，是主要的產水層

根據濮3-284井環空測井資料分析，射開16層，產出層5個，產出層佔31.3%；射開厚度33.5m，產出厚度16.4m，產出厚度佔49.0%。其中主要產水層3²小層，2層5.0m，日產油1.7m³，日產水19.7m³，含水92.1%。

濮3-284井的一線注水井是3-282井，由於濮3-28井處於河流的邊灘部位，油層物性差，吸水狀況差。根據歷次吸水剖面資料解釋，射開有效厚度1.4m，日吸水量只有5m³左右，分析結果一線注水井不是主要的來水方向。

濮3-278井是濮3-284井的二線注水井，根據吸水剖面資料分析，是其主要的來水方向。濮3-278井沙二下3²小層，射開吸水厚度3.2m，日吸水量66.3m³。根據沉積相分析，濮3-278井和濮3-284井的沙二下3²小層處於同一河道砂體，它們之間連通性好、滲透性好，在油田注水開發中已經形成了地下水道。

（3）前緣砂和濱湖砂是目前主要的產油層

前緣砂分布在水道的兩側，濱湖砂距河道砂較遠。前緣砂屬中滲透砂體，濱湖砂屬於低滲透性砂體。

統計沙二下_1-5層系主要處於前緣砂和濱湖砂部位的21口生產井，1992年9月份日產油水平289t，井數佔全層系開井數的34.4%，日產油水平佔56.1%。21口生產井平均單井日產水平13.8t，平均含水37.0%。其中處於前緣砂亞相的濮3-41井，生產沙二下_3-5，射開5層13.4m，其中有效厚度3層7.6m,9月份平均日產油16t，含水61%，累積產油7.09×10⁴t。

統計沙二下3²和沙二下5²兩個典型含油小層，前緣砂2.32km²，濱湖砂3.02km²，分別占兩小層含油麵積的30.1%和39.0%。前緣砂和濱湖砂在平面上分布面積比較大，由於油層物性差、滲透率低，目前水驅動用狀況差，剩餘油量比較大，是今後挖潛的主要方向。

綜合以上分析，河道砂是主要的吸水部位，同時也是主要的產出部位，過去是主要的產油層，目前是主要的產水層。含水一般均在80%以上，局部含水達到90%以上。目前剩餘油很少，已到水洗油的階段。大慶的河流過渡相和河漫相部位（濮城的前緣相與濱湖相）是目前主要的剩餘油聚集帶，也是目前主要的產油層，因此下步調整挖潛的方向應為河床過渡相和河漫相。

3.數值模擬法

（1）建立模型

①網格的劃分

該模擬區塊共有25小層，模型建立縱向上以主力層單獨模擬層為原則劃分為13個模擬層；平面上選取不等間距的矩形網格系統。整個模型網格總數為13×18×13=7254，其中有效節點4873個，死節點為2381個。

②油藏參數的選取

油藏流體物性參數。

相對滲透率數據：由於沒有本區塊油藏的相對滲透率數據借用鄰近區濮檢1井的數據進行了修正。沙二下_1-5共選用七條相對滲透率曲線。

PVT數據：南區沙二下_1-5層系沒有取得PVT數據，故借用與其相近的東區文35井的數據進行了處理修正。

網格節點參數：網格節點數據除網格步長外，其他地質參數均來自每口井的電測解釋結果，在工作站上用插值法算得每個網格的數據。

初始化計算結果：濮53塊沙二下_1-5油藏由於未對每一小層儲量進行標定，利用每小層體積百分數來計算每一小層儲量。利用三維三相模擬各小層儲量結果。

（2）歷史擬合

根據生產歷史對單井，全油田的壓力、含水進行了擬合，均得到了較滿意的結果。

『肆』 如何計算一個復雜網路的效率，或者是連通率E=1/N(N-1)*∑1/dij。

公式你不都有了嗎，先計算每一個i到j的最短路徑，求倒數得效率，求和做平均，得你所謂的連通率，也叫諧平均距離。

『伍』 砂體連通性

在對沉積微相分析的基礎上，主要針對研究區內各連井剖面進行了縱向的砂體連通性的定性分析和研究。總體上，FⅢ油層砂體厚度較薄，且大多孤立分布，砂體連通性不強，呈現「泥包砂」的特點;FⅡ砂體逐漸增厚，且連通性增強，FⅡ5和FⅡ2單砂層砂體厚度相對較厚，砂體發育程度較高且連通性較好，沉積微相以分流河道為主，河道之間大多疊置，河道砂體相互連通;FⅠ砂體厚度逐漸減薄，連通性自下向上變差，FⅠ7、FⅠ6、FⅠ5砂體厚度較厚，砂體發育程度較好，連通性強，呈現「砂包泥」或者砂泥間互，沉積微相以分流河道為主，河道砂體較厚，接觸關系為相互疊置，存在「單邊式」和「多邊式」。

如過肇34-241、33-26、31-281、30-29、27-291井的剖面(圖3-5)。FⅠ5₂單砂層、FⅡ1₁單砂層和FⅡ5₁單砂層砂體發育較好，且砂體連通性較強，砂體互相疊置，呈「單邊式」和「多邊式」特點，其中FⅠ5₂單砂層在整個剖面范圍內連通，FⅡ1₁單砂層和FⅡ5₁單砂層在剖面范圍內大部分連通，局部發育有夾層，其他單砂層砂體發育程度相對較差，且相互孤立，呈現「泥包砂」形式，砂體連通性差。剖面上總體砂體發育分布較均勻，FⅠ2₂和FⅠ3₁單砂層在肇27-291井砂體較發育，FⅠ4₁單砂層在肇31-281井和肇30-29井砂體較發育，FⅠ4₂、FⅠ4₃和FⅠ5₁單砂層在肇34-241井和肇33-26井間以及肇27-291井砂體較發育，FⅠ7₁、FⅡ1₁和FⅡ1₂單砂層在肇31-281井、肇30-29井和肇27-291井區砂體較發育，FⅡ5₁和FⅡ5₂在肇33-26井砂體較發育。對於單井來說，肇33-26井和肇27-291井整體砂體發育較好。砂體總體上向西南方向尖滅。

從宏觀上看，曲流河側積砂體垂向岩性變化大，橫向岩相演變頻繁，層內泥質紋層發育，非均質性嚴重。河道擺動頻繁，總體由西向東遷移，局部如FⅠ7有從中部往西遷移的特點。受河道總體流向決定，河道南北向連通性好，東西向連通性差，而且側積砂內部存在側積夾層阻擋，使得砂體橫向連通性變差，造成儲層的東西向宏觀非均質性嚴重。層理傾向和沉積顆粒排列等引起順水流方向非均質性弱，垂直水流方向非均質性強。這種宏觀和微觀的雙重滲透率方向性，加劇了平面非均質性。如FⅠ5₂單砂層，受南北向河道側積影響，南北向連通較好，東西向連通較差。

『陸』 什麼是岩橋（節理裂隙有關）

大量岩土工程的失穩破壞與其內部節理裂隙的擴展、貫通密切相關，因此，研究節理、裂隙的相互作用，分析節理岩體的強度特性及其變形破壞機制，可以合理地預測實際工程的可能破壞模式和評價工程岩體的穩定性。該文採用顆粒流程序從細現尺度模擬了岩橋的剪切破壞、拉剪復合和翼裂紋擴展破壞3種貫通方式，並且分析了其擴展機制。概率模型的連通率估計方法：純幾何意義上連通率的定義:若所測結構面的平均長度l 和平均間斷距(岩橋長度) i ,則可定義結構面的平均連通率為： 基於間距估計的連通率計算公式該計算公式由日本學者緒方正虔(1978) 提出,主要原理:通過結構面固有間距Sl 和平均間距.S之間的關系,應用概率計演算法來求連通率。結構面的連通率為： 此計算方法需要大量的測量數據,而且確定結構面的固有間距相當困難,所以此方法使用起來較困難,而且誤差比較大,在實際應用中很少,一定程度上只具有理論上的意義。 考慮滑動面破壞形式的連通率計算公式計算公式: 式中: Kl 為連通率; Lcp為單條結構面平均長度; Lk為以結構面的垂直平均間距按岩石破壞准則修正後的值,藉以表示圓弧上結構面之間的岩石抗剪強度,按下式計算:式中:φ為岩石內摩擦角; a 為結構面垂直間距。該方法具有一定的力學意義,它考慮了岩體的強度指標,但具有較強的經驗性,不易准確把握,容易產生較大的人為誤差。 投影法投影法即基於全跡長調查的估演算法,其優點是可以追索到結構面沿走向方向的延伸情況及全部的延伸長度。基本原理:確定一定寬度的帶,將這一帶上所有的裂隙都向測量基線上投影,求出基線上所有投影裂隙長度總和,其與測帶長度的比值即為裂隙連通率。計算公式: 式中:L 為測帶長度; D 為測帶寬度; n 為實測的裂隙條數;θ為裂隙走向與基線的夾角。由於岩體剪切破壞往往沿受基體裂隙控制的一個帶進行,所以這種方法也具有明確的工程意義。但是要較准確地確定岩體破壞時剪切帶的寬度相當困難,要進行大量勘查工作和力學分析工作。 基於概率模型的結構面連通率估算方法尚不多見,較為成熟的實用演算法是:1997 年黃潤秋、黃國明在跡長估算基礎上導出了連通率估算公式,簡稱H —H 連通率估計公式,即窗口法。基本思路:對於一端與窗口交切的結構面,在它的延長方向有一鎖固段與窗口交切,如果有n1 條一端與窗口交切的結構面,則有n1 個與窗口交切的鎖固段;對於兩端可見的結構面,每條對應2 個與窗口交切的鎖固段,有n2 條兩端可見的結構面,就有2 n2 個交切窗口的鎖固段;一條兩端不可見的結構面,形成一個與窗口不交切的鎖固段,有n0 條兩端不可見的結構面,就有n0 個不交切窗口的鎖固段;假定窗口內有n3 條兩端可見的鎖固段,於是得到總的鎖固段數N = n1 + 2 n2 + n3 + n0 - 2 n3 ,與窗口交切的鎖固段數為n1 + 2 n2 ,代入平均跡長計算公式,得到間斷長的計算公式為:把跡長和斷距公式代入連通率定義 得到由於n3 與N 、n1 和n2 相比要小得多,而且實測中也不好確定,可以令其等於零,於是簡化為:但是此模型是建立在結構面均勻分布、鎖固段長度不大的基礎上,否則會導致較大的計算偏差。 廣義H —H 連通率公式是最近黃潤秋等學者提出來的。為了使H —H 連通率公式能夠在結構面非均勻分布條件下仍然成立,則必須消除長岩橋的影響,為此建立了與結構面均勻分布等價的等效模型。等效模型建立的前提條件是結構面在間距的兩個斷距方向上具有相似的分布形式。基本思想是:通過對隨機結構面進行空間位置調整,將非均勻分布的結構面轉變為均勻分布的結構面,而且使得結構面之間的平均斷距小於window(w ,h) ,這一處理方法稱之為結構面在空間分布上的均勻化處理。通過均勻化處理,就形成了與結構面均勻分布等價的等效模型:結構面被劃分為兩大區域,即裂隙相對均勻分布的等效裂隙區和無裂隙等效空白區。(如圖) 長岩橋被截斷為短岩橋,並放於等效裂隙區中,被截掉部分放於等效空白區中。建立等效模型之後,就可以得到非均勻隨機結構面連通率計算公式:式中: K 為非均勻分布的總體連通率; Kc 為假定均勻分布的連通率,可以利?** —H 連通率公式求得; Bs 為等效裂隙區所佔的比例。於是非均勻結構面連通率計算公式(廣義H —H 連通率公式) 為: 其中確定等效參數Bl 是關鍵。若結構面間距和斷距具有相同的分布特徵,則式中: li 為第i 個空白段長度。結構面空間分布得不均勻必然導致「鎖固段」或「岩橋」長度分布不均勻,這就限制了H —H 連通率公式的應用。結構面在非均勻分布條件下,廣義H —H 連通率公式有效的消除了長「岩橋」的影響。

『柒』 連通率是什麼意思

網路連通率說的是網路在抓取網站頁面的時候計算的一個概率，比如網路抓取某網站中的一百個頁面，這一百個頁面都能打開並被網路成功抓取，這樣的聯通率就是100%，反之網路抓取100個頁面有96個頁面能成功抓取，聯通率就是96%。這樣說明白了吧！

『捌』 剩餘油研究方法

剩餘油通常用剩餘可動油飽和度或剩餘可采儲量來表徵。為了求取剩餘可動油飽和度或剩餘可采儲量，國外現有確定剩餘油飽和度的測量技術可分為3類：單井剩餘油飽和度測量、井間測量、物質平衡法。單井剩餘油飽和度測量包括岩心分析 （常規取心、海綿取心）、示蹤劑測試、測井 （裸眼井測井和套管並測井）、單井不穩定測試；井間測量包括電阻率法、井間示蹤劑測試；物質平衡法是利用注、採的動態資料來求取油藏的剩餘油飽和度。

美國和前蘇聯等國非常重視油田開發後期的剩餘油分布研究。美國於1975年組織有關專家編寫了 《殘余油飽和度確定方法》一書，系統介紹了各種測量方法，並對其進行了分析比較。前蘇聯研究油田水淹後期剩餘油分布情況主要採用了以下方法：(1)物質平衡法；(2) 以岩心分析及注水模擬為基礎的方法；(3)地球物理方法；(4)水動力學方法。

我國許多老油田在剩餘油分布研究方面做了許多工作，主要是應用水淹層測井解釋、油藏數值模擬、油藏工程分析及地質綜合分析等4項技術，搞清剩餘油的層間、平面、層內分布及其控制因素，尋找油藏開發的潛力所在，提出油藏調整挖潛措施。

1. 常規測井資料求取水淹層剩餘油飽和度

開發後期含水飽和度Sw是評價水淹層的基本參數，S_o＝1-S_w則為相應的剩餘油飽和度。它們都是研究儲層水淹後含油狀況最直接的參數。

在測井解釋中，阿爾奇公式仍是電阻率法求飽和度的基本公式：

油氣田開發地質學

式中：S_w——含水飽和度，％；φ——岩石孔隙度，小數；S_o——含油飽和度，小數；R_t——地層真電阻率，Ω·m；a，b——與岩性有關的系數；R_z——油層水淹後變成混合液電阻率，Ω·m；m——孔隙指數，與岩石孔隙結構有關；n——飽和指數，與孔隙中油、氣、水分布狀況有關。

為了省去確定方程中a與m，將上式變為：

S_w=[F·b·R_z/R_t]^1/n

式中：F——地層因素，即為100％飽和水的岩石電阻率與地層水電阻率的比值。

根據勝坨油田二區40塊岩樣岩電實驗資料研究，發現F值不僅與φ有關，而且與R_z有關。通過多元回歸分析，建立的關系式為：

F=e^K

式中：K₁，K₂，…，K₅——經驗系數，由回歸統計得。

為了確定含水飽和度中的b和n值，根據勝坨油田3口井40塊岩樣，模擬5種不同礦化度 （5256～92019mg/L） 的地層水，實驗測定了258組數據，研究發現b和n為非定值，它們不僅與岩性和油、氣、水在孔隙中的分布狀況有關，而且與岩樣中所飽和的地層混合液電阻率Rz有關，即：

b=A₁e^A

油氣田開發地質學

式中：A₁，A₂，A₃，A₄——經驗回歸系數。

盡管阿爾奇公式是常規測井資料求取剩餘油飽和度的理論基礎。但是，由於注入水與地層水混合，求取地層水電阻率變成了求取注入水與地層水的混合液電阻率。目前，求取混合液電阻率仍是剩餘油飽和度計算的難點。有如下幾種方法供參考。

（1） 過濾電位校正自然電位研究與地層混合液電阻率計算

在目前常規測井資料中，自然電位是唯一能夠較好反映地層混合液電阻率變化的測井信息。測井中測得的自然電位主要包括薄膜電位 （擴散吸附電位） 和過濾電位，當泥漿柱壓力與地層壓力之間的壓差很小時，過濾電位可以忽略不計。根據國內外資料分析，當壓差大於3.4MPa時，過濾電位對自然電位的影響已比較明顯。此時，應著手研究過濾電位對自然電位進行校正和分析。從水淹層研究發現，水淹過程中地層壓力下降較多，儲層內壓力變化較大。因此，必須研究過濾電位校正自然電位，以便能准確地計算地層混合液電阻率。

過濾電位大小可以由亥姆霍茲 （Helmholtz） 方程表示：

油氣田開發地質學

式中：U_φ——過濾電位，mV；R_mf——泥漿濾液電阻率，Ω·m；ε——泥漿濾液介電常數；ξ——雙電層中擴散層的電位降，mV；μ——泥漿濾液的粘度，mPa·s；△P——泥漿柱與地層之間的壓力差，MPa；A_φ——與岩石物理化學性質有關的過濾電動勢系數 （A_φ＝εξ/4π）。

由上式可以看出，過濾電位大小與壓差ΔP有關，即泥漿壓力減去地層壓力。而泥漿濾液電阻率R_mf與泥漿性質、液體粘度有關。

考慮到ξ的確定困難，採用油田實際應用的實驗方程：

油氣田開發地質學

當地層有過濾電位時，自然電位幅度為：

油氣田開發地質學

實際的自然電位 （擴散吸附電位） 為：

油氣田開發地質學

自然電位取負值lg（R_mf/R_z）＝SSP/K，則：

R_z=10^(lgR (SSP=SP-U_φ,K=64.7683+0.2372t)

式中：R_z——地層混合液電阻率；Ω·m；K——擴散吸附電位系數；t——井下溫度，℃；ΔP——通過泥漿比重和選擇壓力系數確定。

（2） 利用沖洗帶電阻率計算地層混合液電阻率

在高含水飽和度地層中，由於地層含水飽和度與沖洗帶含水飽和度趨於一致（S_w＝S_xo），R_z還可以直接用下式計算：

油氣田開發地質學

（3） 水樣分析資料估算地層混合液電阻率

採用水樣分析資料，以其離子濃度換算成等效NaC1離子濃度，再以相應圖版轉換成樣本電阻率。利用各井有代表性的樣本地層水電阻率，作為估算和確定地層混合液電阻率的基礎資料。水樣分析資料及其電阻率變化都比較大，為此利用上述過濾電位校正自然電位，結合水樣分析資料，分兩個階段目的層段地層混合液電阻率 （R_z）進行估算選用。

2. 生產測井資料確定水驅油藏產層剩餘油飽和度

油水相對滲透率和流體飽和度等參數的關系已有一些學者進行了研究，至今沒有公認的二者之間關系的解析方程，在實際應用中大多採用經驗公式。根據毛細管滲流模型和毛細管導電模型可以推導出親水岩石油水相對滲透率和產層流體飽和度關系方程為：

油氣田開發地質學

式中：S_wD——驅油效率，S_wD＝（S_w-S_wi）/（1-S_wi），小數；S_w——含水飽和度，小數；S_wi——產層束縛水飽，小數；S_or——產層殘余油飽和度，小數；n——阿爾奇方程中飽和度指數；m——經驗指數。

油水相對滲透率與含水率的關系：

油氣田開發地質學

得含水率與含水飽和度的公式：

油氣田開發地質學

利用生產測井解釋可以確定產層產水率f_w，從而利用上式可計算出產層的含水飽和度S_w，進而得到產層剩餘油飽和度S_o＝1-S_w。

（1） 產水率的確定

主要利用生產測井持水率 （γ_w） 資料轉化為產層的產水率。對於油、水兩相流，持水率主要由以下幾種方法來確定。

1） 放射性密度計

油氣田開發地質學

式中：ρ_m——測量的混合液密度，g/cm³；ρ_o和ρ_w——油和水密度，g/cm³。

2） 壓差密度計

油氣田開發地質學

式中：ρ_m——壓差密度計讀數，g/cm³；θ—油層傾角，（°）。

3） 高靈敏度持水率計直接測得

得到持水率後，將其轉化成產層產水率。目前在實際中大多採用滑脫速度模型，根據該模型產層的產水率公式為：

f_w=1-(1-γ_w)(1+γ_w·V_S/U)

式中：V_s——油水滑脫速度，常根據經驗圖版確定，m/s；U——油水混合液總表觀速度，由流量測井求得，m/s。

4） 由地面計量產水率轉化到產層產水率

對單一產層或單一砂組情況，也可由地面計量產水率f_wd經油、水地層體積系數B_o和B_w轉化到油層產水率：

油氣田開發地質學

（2） n和m

n和m值的確定對於利用f_w計算S_o起到較大的影響。利用岩心分析油水相對滲透率資料和生產動態資料確定n和m值的方法如下。

首先根據岩心分析油水相對滲透率資料分別求得n和m值：

油氣田開發地質學

但由於岩心分析油水相對滲透率資料有限，不可能每個油層都有，利用取心點處的相滲代表整個產層或整個砂組的相滲可能會產生較大的誤差，因此必須對已求得的n和m值進行修正，使之更具有代表性。對於每套開發層系，平均含水飽和度可以表示成：

油氣田開發地質學

式中： —某套開發層系平均采出程度，小數； ——某套開發層系平均束縛水飽和度，小數。

因此，根據生產動態資料可以做出某套開發層系的平均產水率和平均含水飽和度的關系圖版，進而對岩心分析資料確定的n和m值進行驗證和修正。

（3）μ_o和μ_w的確定

在泡點壓力以上的產層原油粘度可以根據Vazques和Beggs經驗公式確定：

μ_o=μ_ob(p/p_b)^b

b=956.4295p^1.187·exp(-0.013024p-11.513)

式中：μ_ob——泡點壓力p_b下的地層原油粘度，mPa·s，一般由地面脫氣原油粘度和相對密度根據經驗公式計算；p——產層壓力，MPa。

產層水的粘度μ_w一般受產層壓力影響比較小，通常由地面溫度下分析值根據經驗公式轉化到產層溫度下粘度。

（4） S_wi和S_or

根據岩心分析數據和測井聲波時差 （AC）、自然伽馬 （GR） 回歸經驗公式計算獲得。

3. 油藏工程分析研究剩餘油分布

油藏工程方法很多如水驅曲線、遞減曲線、物質平衡等都可以研究剩餘油分布，下面列舉幾種常用的油藏工程方法。

（1） 利用甲型水驅曲線研究剩餘油分布

甲型水驅曲線中b/a值能夠反映水驅方式下的水洗程度：

N_o=blgN_w+a

式中：N_o——累積產油量，10⁴t；N_w——累積產水量，10⁴t；a，b——常數。

當水驅油麵積 （F）較大，油層厚度 （H）較厚，原始含油飽和度 （S_o） 較高時，水驅曲線中的常數a和b值都大，所以a和b應是F，H及S_o的函數。b值反映了水將油驅向井底的有效程度，b值大則驅油效果好。而a值反映了油藏在某種驅動方式下原油的通過能力。b/a的值小，水洗程度好，屬於水淹區，反之則水洗程度差，屬於潛力區。

剩餘油飽和度 （S_o） 可以由下式獲得：

油氣田開發地質學

式中：S_oi——產層原始含油飽和度，小數；R——采出程度，小數；f_w—油田或油井的含水率，小數；N——動態儲量，10⁴t；A₁，B₁——常數，A₁＝a/b，B₁＝b。

動態儲量 （N） 可由童氏經驗公式計算：

N＝7.5/B₁

如果編制開發單元各井的甲型水驅曲線，並利用測井資料計算出原始含油飽和度S_oi，這樣就可以求得各井的剩餘油飽和度。

（2） 產出剖面資料計算剩餘油飽和度

產出剖面資料能明確地確定井下產出層位、產量及相對比例，是一定時間、一定工作制度下油層產能的客觀反映，必然與油層參數有內在聯系。目前，由於直接測量評價產層剩餘油飽和度方面存在困難，用產出剖面資料評價產層剩餘油飽和度具有重要的意義。

在地層條件下，油、氣、水層的動態規律一般服從混相流體的滲流理論。根據這一理論，儲層的產液性質可由多相共滲的分流量方程描述。當儲層呈水平狀，油、氣、水各相分流量可表示為：

油氣田開發地質學

式中：Q_o，Q_g，Q_w——產層中油、氣、水的流量，cm³/s；μ_o，μ_g，μ_w——油、氣、水的粘度，mPa.s；K_o，K_g，K_w——油、氣、水的有效滲透率，μm²；A——滲透截面積，cm²；ΔP/ΔL——壓力梯度，MPa/m。

為了解各相流體的流動能力，更好地描述多相流動的過程，往往採用相對滲透率，它等於有效滲透率與絕對滲透率的比值：

K_rw=K_w/K,K_ro=K_o/K,K_rg=K_g/K

根據分流方程，可進一步導出多相共滲體系各相流體的相對含量，它們相當於分流量與總流量之比。對於油水共滲體系，儲層的產水率可近似表示為：

油氣田開發地質學

在油水兩相共滲透體系中，瓊斯提出了如下經驗公式：

油氣田開發地質學

則可推導出含水飽和度S_w的計算公式，進而就可計算出剩餘油飽和度S_o。

（3） 小層剩餘油飽和度的求取

水驅特徵曲線法的出現已有30多年的歷史，隨著對油水運動機理認識的加深和水驅特性分析式在理論上的成功推導，該方法已突破油藏范圍的使用，越來越多地應用到單井和油層組上。但一般在油藏開發中很少收集到自始至終的分層油水生產數據，故無法應用實際資料建立各生產層組 （下稱 「目標層組」，可以是油層組，砂岩組或是小層） 的水驅特徵曲線，所以以往使用水驅特徵曲線法進行剩餘油方面的研究，最多取得整個油層組的平均含油飽和度值，它作為剩餘油挖潛研究顯得太粗，實用價值不大。需進行 「大規模」級別上的驅替特徵分析，確定目標層組上各油井出口端剩餘油飽和度值。

以某油井j和第k目標層組為例進行討論 （j＝1，2，…，m；k＝1，2，…，n，m與n分別是油藏生產井總數和j井所在開發層系劃出的目標層組數目）。作為簡化，下標j視為默認，不作標記。

根據油水兩相滲流理論，可以由滲飽曲線系數推求單井水驅曲線系數：

油氣田開發地質學

式中：μ_o，μ_w——地層油、水的粘度，mPa·s；B_o，B_w——油、水地層體積系數，小數；d_o，d_w——地層油、水的相對密度；S_oi，S_wi——原始含油飽和度和束縛水飽和度，小數；N——單井控制石油地質儲量，10⁴t；N_p——累積產油量，10⁴t；B₄，A₄——j井滲飽曲線斜率和截距；B₁，A₁——J井甲型水驅曲線斜率和截距。

對於j井，它的第k目標層組的石油地質儲量可以表示成：

油氣田開發地質學

式中：h_k——j井第k目標層組的油層厚度。

j井第k目標層組對應的水驅特徵曲線斜率B_1.k：

油氣田開發地質學

式中：B_4.k——j井k層組的滲飽曲線斜率，它和B₄都可以由相滲資料分析得到的統計關系式計算：

油氣田開發地質學

式中：a₁，b₁——統計系數；K_k，K——k層組j井點處的地層滲透率和j井合層的地層滲透率，10^-3μm²。後者由各層組滲透率依油層厚度加權得到：

油氣田開發地質學

第k目標層組甲型水驅曲線：

油氣田開發地質學

式中累積產水W_p.k可以由乙型和丙型水驅特徵曲線聯立解出：

W_p,k=WOR_k/2.3B_1,k

式中：WOR_k——k層組的水油比。水油比可由含水率f_w，k計算：

W_p,k=f_w,k/(1-f_w,k)

含水率f_w，k通過分流方程計算：

油氣田開發地質學

式中下標k對應於第k目標層組。對一特定油藏，油水粘度比μ_w/μ_o相同。油水兩相的相對滲透率之比K_o/K_w由與k層組對應的滲飽曲線計算：

[K_o/K_w]_k=e^A

滲飽曲線截距A_4.k由相應的統計式根據該井點地層滲透率K_k計算：

A_4,k=e^a

式中：a₂，b₂——統計常數。

如果給定k層組j井點處含水飽和度S_w，則由上幾式能分別計算出j井在k層組的累積產水量 （W_p，k）、累積產油量 （N_p，k）、水驅曲線斜率 （B_1，k）、滲飽曲線斜率 （B_4，k），將它們代入根據單井水油比和含水率導出的出口端含水飽和度關系式，就可以計算出k層組j井點處的含水飽和度：

油氣田開發地質學

對應的剩餘油飽和度S_o為：

S_o＝1-S_w

總的說來，利用生產動態資料求取剩餘油飽和度不失為一個簡單易行的方法。但是，受含水率這個參數本身的局限，由此而求出的剩餘油飽和度是絕對不能反映一個暴性水淹地區的真實剩餘油飽和度的。至於根據各種方法將含水率劈分到各小層，從而得到各個小層的剩餘油飽和度，則其可信度值得懷疑，只能說是有勝於無。

4. 油藏數值模擬

油藏數值模擬技術從20世紀50年代開始研究至今，已發展成為一項較成熟的技術。在油田開發方案的編制和確定，油田開采中生產措施的調整和優化，以及提高油藏採收率方面，已逐漸成為一種不可或缺的主要研究手段。油藏數值模擬技術經過幾十年的研究有了大的改進，越來越接近油田開發和生產的實際情況，油藏數值模擬技術隨著在油田開發和生產中的不斷應用，並根據油藏工程研究和油藏工程師的需求，不斷向高層次和多學科結合發展，它必將得到不斷發展和完善。

油藏數值模擬中研究的問題大部分為常規的開采過程，所用模型以黑油模型為主，組分模型的使用有增加的趨勢。在混相開採的模擬中，尤其是在實驗室研究階段，也使用組分模型。當使用組分模型時，流體的變化由狀態方程來描述。注蒸汽的開采過程模擬也較為普遍。但研究地層中燃燒的模擬少見，因為這種開采方式本來就少見，且難以模擬和費用高。大多數油藏數值模擬向全油田的方向發展，水平井模擬的研究也有較大的發展。

油藏模擬通過各種模型擬合生產歷史，可以得出剩餘油分布的詳細信息，是目前求取剩餘油分布的較好方法。但是也存在著模型過於簡單、油田生產過程過於復雜、難以較好地擬合等問題。

剩餘油分布研究目前最有效的辦法仍然是動靜資料結合的綜合分析方法，只在准確建立各種河流沉積模型的基礎上，深入研究儲層分布對注采系統的影響，細致地開展油層水淹狀況分析，才能對剩餘油分布狀況得出較正確的認識。

總之，油層的非均質是形成剩餘油的客觀因素，開采條件的不適應是形成剩餘油的主觀因素。

5. 數學地質綜合分析法

影響剩餘油形成和分布的各類地質及生產動態等因素是極其復雜的，因此在剩餘油分布研究中需要考慮各種地質和動態因素，有助於提高剩餘油預測精度。能考慮多種因素研究剩餘油分布的方法很多，這里以多級模糊綜合評判方法為例，建立剩餘油潛力分析量化模型。

多級模糊綜合評判是綜合決策的一個有力數學工具，適應於評判影響因素層次性及影響程度不確定性項目。通過對儲層剩餘油形成條件、分布規律及其控制因素分析研究，剩餘油形成主要受沉積微相、油層微型構造、注采狀況等多種因素控制。這些因素共同確定了剩餘油的分布狀況，具體表現為剩餘油飽和度、剩餘石油儲量豐度及可采剩餘儲量的平面和縱向差異性。

在考慮影響剩餘油形成與分布因素的基礎上，結合儲層嚴重非均質性特點，選取剩餘油飽和度、儲量豐度、砂體類型、砂體位置、所處位置、連通狀況、微型構造形態、注水距離、射孔完善程度、注采完善程度、滲透率變異系數等11項靜態和生產動態指標組成評價因素集。在上述各因素中，剩餘油飽和度與剩餘儲量豐度的大小是各類靜態和動態綜合作用的結果，是剩餘油潛力評價的主要指標。因此，在實際評價中，首先圈定剩餘油飽和度及其剩餘石油儲量豐度高值區，然後應用多級模糊綜合評判的數學方法，對剩餘油富集區進行綜合評判。

在剩餘油富集區評價中採用的數學模型為：

設U＝ ｛u₁，u₂，u₃，u₄，u₅，u₆，u₇，u₈，u₉，u₁₀，u₁₁｝ 為評價因素集，V＝｛v₁，v₂，v₃｝ 為剩餘油潛力等級集，評價因素集與剩餘油潛力等級集之間的模糊關系用矩陣來表示：

油氣田開發地質學

單因素評價矩陣R＝［r_ij］_n×m（0≤r_ij≤1），其中rij為第i因素對第j評語的隸屬度。矩陣R中的R＝ ｛r_i2，r_i2，r_i3｝ 為第i個評價因素ui的單因素評判，它是V上的模糊子集。隸屬度主要根據檢查井資料和單層測試資料分級分類統計求取。

由於影響剩餘油的諸因素對剩餘油潛力劃分作用大小程度不同，因此必須考慮因素權重問題。假定a₁，a₂，a₃，a₄，a₅，a₆，a₇，a₈，a₁₀，a₁₁分別是評價因素u₁，u₂，u₃，u₄，u₅，u₆，u₇，u₈，u₉，u₁₀，u₁₁的權重，並滿足a₁＋a₂＋a₃＋a₄＋a₅＋a₆＋a₇＋a₈＋a₁₀＋a₁₁＝1，令A＝｛a₁，a₂，a₃，a₄，a₅，a₆，a₇，a₈，a₁₀，a₁₁｝，則A為權重因素的模糊集，即權向量。權系數的求取主要根據實踐經驗並結合剩餘油富集特點綜合考慮。

由權向量與模糊矩陣進行合成得到綜合隸屬度B，則通過模糊運算：

B＝A ·R

式中：B——綜合評判結果；A——權重系數；R——單因素評價矩陣；·——模糊運算符。

據上式求出模糊集：

油氣田開發地質學

根據最大隸屬度准則，b_i0＝max ｛b_j｝ （1≤j≤3） 所對應的隸屬度即為綜合評判值，依據綜合評判結果B值將剩餘油潛力分為3類：B≥0.5為最有利的剩餘油富集區；0.1<B<0.5為有利的剩餘油富集區；B≤0.1為較最有利的剩餘油富集區。

分析各種影響因素可以看出，對剩餘油潛力進行綜合評價宜採用二級評價數學模型，在實際評價中，首先根據地質綜合法和數值模擬結果，圈定剩餘油飽和度和剩餘油儲量豐度高值區，進而對這些井區的砂體類型、砂體位置、所處位置、連通狀況、微型構造形態、注水距離、射開完善程度、注采完善程度、滲透率變異系數等參數均按3類進行一級評判，對剩餘油飽和度和儲量豐度按不同層對各個井區歸一化後賦值，然後從以下11個方面對剩餘油潛力進行評判，分別為：剩餘油飽和度A、儲量豐度B、砂體類型C、砂體位置D、所處位置E、連通狀況F、微構造形態G、注水距離H、射開完善程度I、注采完善程度J、滲透率變異系數K。

多級模糊綜合評判的數學模型簡單易行，關鍵是確定權系數及其評判矩陣。研究中根據影響剩餘油富集的重要程度，採取專家打分和因子分析相結合的方法確定權重系數：A＝｛A，B，C，D，E，F，G，H，I，G，K｝＝｛0.2，0.15，0.12，0.06，0.08，0.05，0.05，0.07，0.08，0.09，0.05｝。由此可見，在各因素中，剩餘油飽和度與剩餘儲量豐度、砂體類型是影響剩餘油潛力的主要因素。其次，砂體連通狀況、注采完善程度、射孔完善程度對剩餘油富集具有重要的控製作用。在具體評價中，對影響剩餘油富集的地質因素及注采狀況等因素，如砂體類型、微構造類型、注采完善程度等非量化指標，對各種類型按最有利、有利、較有利分別賦予權值 （表8-7），非均質性、注水井距離等定量指標按其值范圍賦予權值。

表8-7 剩餘油富集區地質因素評價

對M油田A層剩餘油富集區進行了多級模糊綜合評價。首先根據油藏數值模擬結果和綜合地質分析法圈定潛力井組，對各井組按上述11項指標分類進行二級評價，然後根據所建立的模糊矩陣，結合權向量進行綜合評判，結果見圖8-30。

A層Ⅰ類潛力區主要分布在F5-4，F5-5，F11-11，F9-11，F7-2，F11-4等井區，Ⅱ類潛力區主要分布在F11-5，F10-5，F9-4，F7-3，F7-6，F5-2，F3-2，F2-5等井區，Ⅲ類潛力區主要分布在F9-6，F1-4等油砂體邊部，盡管儲量動用程度低，剩餘油飽和度較高，但有效含油厚度較小，因而潛力較小。

圖8-30 A層剩餘油潛力評價

『玖』 復合河道砂體內部單一河道識別及剩餘油分布——以腰英台油田注CO₂區塊儲層為例

周銀邦 趙淑霞 何應付 廖海嬰

（中國石化石油勘探開發研究院採收率所，北京 100083）

摘 要 以腰英台油田qn12砂體主力層為例，在現代沉積和露頭的指導下建立了研究區復合河道內部單河道的兩種模式，即同層不同期和同層同期。在分流河道砂體規模的指導下，按照4種單河道識別標志（高程差異、河間砂、廢棄河道以及河道砂體厚-薄-厚特徵）在三維視窗內對連井剖面進行多角度觀察和分析，識別單河道邊界。通過研究，在研究區qn121小層識別出4條單河道，這對於進一步分析儲層內部構型以及注CO₂區塊提高採收率具有很大的意義。

關鍵詞 儲層構型 單河道 CO₂驅 剩餘油

Identification of Single Channel in Compound DistributarySand Body and the Distribution of Remaining Oil——take Yaoyingtai Oil Field CO₂ injection area as an example

ZHOU Yinbang，ZHAO Shuxia，HE Yingfu，LIAO Haiying

（SINOPEC Exploration ＆ Proction Research Institute，Beijing 100083，China）

Abstract Taking Yaoyingtai Oil Field qn12 main layer as an example，modern deposition and outcrop are used to establish two model of single channel in study area which contains synchronization but not simultaneous and synchronization and simultaneous in compound sand body.The boundary of single channel are identified by observation and analysis for connecting-well section with multi angle in three-dimensional window under the guidance of the scale in distributary channel which are based on four recognition：elevation difference，interchannel sand，abandoned channel and 「thick-thin-thick」 features of channel sand.Four single channels are identified in qn121 layer through the research.It has great significance to further analyses the architecture and to enhance the recovery efficiency in CO₂ injection area.

Key words reservoir architecture；single channel；CO₂ injection；remaining oil

由於河流的頻繁擺動使砂體的寬度逐步增加，形成了所謂的復合砂體。復合河道砂體是多個成因砂體的復合體，不同單一河道之間由於其連通方式的復雜性及其自身儲層性質的差異形成復雜的非均質性^［1，2］。因此，必須從識別單河道砂體入手，逐步解剖復合河道砂體內部的非均質特徵，這對於改善油田開發效果具有很大的現實意義。許多學者已對復合河道內部單河道的劃分進行了研究^［3～6］，應用各種單河道的識別標志，從平面和剖面上識別單河道，並在不同的研究區塊取得了很好的應用效果。但是對於分流河道砂體來說，單河道的定量模式認知尚未成熟，在三維空間內識別單河道的方法仍然應用較少。本文針對腰英台油田腰西區塊開發過程中存在的問題，在現代沉積和露頭資料的指導下確定單河道的定量模式，利用單河道識別標志系統描述了研究區單河道的分布特徵，為進一步構型層次研究奠定了基礎。

1 研究區概況

腰英台油田位於吉林省長春市西北約170km、長嶺縣以北約45km處的前郭縣查乾花鄉腰英台村，構造位置位於松遼盆地中央坳陷南部的長嶺凹陷，是一斷坳疊置的中生代盆地，腰英台油田位於坳陷層的東部陡坡帶。油田主要含油層系為青山口組二段、一段及泉頭組四段頂部。其中青山口組一段、二段是主要的目的層段。油藏埋深1640～2400 m，至目前累計探明地質儲量3330.59×10⁴t，採收率9.9％。目前開發過程中存在以下問題：儲層為特低滲透，非均質性強；河道窄小，連通性差；儲層含油性差，油水同層發育；油井自然產能低，壓裂後含水高；採油速度低，地層壓力下降快，目前壓力系數在0.4～0.7MPa/100m，地層供液能力差，單井產能低；油井見效含水上升快，增產有效期短，採收率低。因此，迫切需要採取有效措施提高油田採收率。

CO₂驅油是將CO₂注入油層，利用其與原油混相，在原油中溶解，能夠降低原油黏度和界面張力並使原油體積膨脹，產生溶解氣驅等等特性，以降低注入壓力，有效擴大波及體積，改善原油流動性，降低殘余油飽和度，提高原油採收率的技術。該技術作為提高油田採收率的有效措施，目前在國內外已經得到廣泛共識，松南氣田CO₂含量在22％。根據松南氣田開發規劃，2010年建成年產3.785×10⁸km³天然氣的生產規模，預計處理分離CO₂能力達到0.83×10⁸km³，日產CO₂氣25.23×10⁴km³，這部分CO₂僅僅依靠化工、民用處理，無法得到有效解決，而利用CO₂驅油提高油藏採收率，可以實現CO₂的綜合利用和埋存相結合，達到雙贏的目的，同時通過該油田CO₂驅油試驗探索高含水油藏CO₂驅油的可行性，促進防腐防竄等工藝工程技術的發展，為低滲特低滲高含水儲層CO₂驅油提高採收率探索經驗。

2 復合河道內部單河道定量模式

2.1 單河道的空間組合模式

通過露頭、現代沉積以及密井網資料可以總結出兩種復合河道內單河道的空間組合模式：(1)同一單層不同時間段內多個單河道疊加（即同層不同期），每條河道內又包含1個或多個點壩（圖1A），目前單層是地層對比中最小的對比單元，每個單層內部不同的單河道形成的時間有先後，在此模式中，根據單河道的識別標志，各單河道的頂面層位高程存在差異或各單河道規模不同，因此稱為同層不同期單河道；(2)同一單層同一時間段內多個單河道的疊加（即同層同期），每條河道內又包含1個或多個點壩（圖1B），在此模式中，單河道之間的高程沒有差異，都是同一時間形成的不同位置的單河道，單河道之間存在溢岸砂體、泛濫平原或者是最末一期的廢棄河道沉積。

圖1 復合河道內部單河道的模式

2.2 單河道的定量規模預測

三角洲平原的分流河道和曲流河相比，雖然存在河流規模、水流強度和相帶位置的不同，但是同屬於曲流型河流砂體，主要是側向加積形成的，具有典型的河流相沉積層序，但河流規模、擺動頻率、側積次數相對曲流河要小一些^［7］。研究中採用現代沉積和露頭中總結的經驗公式對腰西區塊qn12砂岩組各單層單河道砂體規模進行了預測，通過保存完整的單一向上變細的旋迴厚度經過壓實校正後推算單一活動河道的寬度以及單一曲流帶砂體的寬度。Leeder^［8］對河流滿岸寬度和滿岸深度的關系進行了開創性的研究，建立了反映曲流河規模的定量模式。通過研究107個河流實例表明，對於河道彎曲度小於1.7的樣本，滿岸深度和滿岸寬度的關系較差；而對於河道彎曲度大於1.7的樣本，兩者具有較好的雙對數關系：

油氣成藏理論與勘探開發技術：中國石化石油勘探開發研究院2011年博士後學術論壇文集.4

式中：w為河流滿岸寬度，m；h為河流滿岸深度，m。

Lorenz等^［9］通過研究也建立了單一活動河道的寬度和單一曲流帶寬度的關系：

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式中：Wm為河道帶的幅度；W為河道寬度。

因此對於曲率大於1.7的河道可以通過上述兩個公式推算單河道及單一曲流帶的規模。在研究區利用Schumm^［10］公式計算其原始活動河道曲率：

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式中：P為曲率；F為寬深比；M為粉砂泥質百分含量。

Schumm公式是根據澳大利亞半乾燥—半潮濕地區36條穩定河流得出的，對於腰英台油田的氣候條件是適用的。因此根據取心井推算研究區主力層曲率大於1.8，對於上述經驗公式是適用的。主力層qn12砂層組沉積單元砂體厚度經過壓實校正後平均為5.3m左右。因此在復合河道認知的基礎上，根據Leeder^［8］以及Lorenz等^［9］的經驗公式，結合密井網連井剖面分析統計，確定單一活動河道的寬度為50～80m，單一曲流帶寬度為200～600m，河道寬厚比約為60～130。

3 單河道邊界識別標志

河道邊界的准確識別是劃分單一河道的關鍵，單一河道邊界有下列幾種識別標志：

1）河道砂體頂面層位高程差異：在同一個單層內，可發育不同期次的河道，由於不同期次河道發育的時間不同，因此其河道砂體頂面距地層界面（或標志層）的距離會有差異，即河道頂面層位的相對高程會有差異。在實際操作過程中，高程的差異要結合曲線形態、河道規模和延伸的長度確定，避免與廢棄河道以及河道本身的壓實作用混淆。

2）河道砂體之間的河間沉積：同一時間地層單元內同期次發育的兩條河道，由於側向疊置可形成復合河道，兩河道之間可發育細粒的河間沉積，這種不連續分布的河間砂體（河間泥或溢岸沉積）正是不同單一河道分界的標志。

3）廢棄河道：廢棄河道沉積相當於Miall^［11］的構型要素CH（FF）。廢棄河道代表一個點壩的結束，而最後一期廢棄河道則代表一次性河流沉積作用的改道，於是可以依據廢棄河道區分出不同的河道砂體。廢棄河道表現為突棄和漸棄兩種形成方式^［12］，其在剖面上不同位置的測井響應是不同的，依據剖面上河道的延伸以及廢棄面的組合可以正確地識別廢棄河道。平面上廢棄河道的位置一定與河道相毗鄰，均呈彎月形分布。

4）河道砂體剖面上存在「厚—薄—厚」 特徵：在剖面上，如果同一時間地層單元內河道砂體沉積厚度連續出現「厚—薄—厚」 的特徵，則其間肯定存在單河道邊界。這種「厚-薄-厚」 特徵有3種成因：第一種是由於兩期河道互相切割，凸岸和凹岸接觸，中間薄的部位有廢棄河道充填，一般會存在一個廢棄面（圖2A）；第二種是由於中間部位發育一期小河道，與兩側的河道存在規模差異（圖2B）；第三種是兩個單河道側向相切，河道邊部砂體發育較薄，在剖面上呈現 「厚-薄-厚」 的特徵（圖2C），這種類型的砂體一般發育在剖面上單層的頂部。在操作過程中要結合河道規模的大小與延伸長度，綜合平面剖面的信息共同識別單河道。

圖2 河道砂體剖面上存在「厚-薄-厚」 特徵的3種模式

4 研究區單河道的劃分

通過以上定量模式以及各種定性模式所得出的識別標志，在三維空間內通過柵狀圖的形式利用多視角綜合識別單河道分布發現，在研究區單一條帶狀和交織條帶狀砂體均為同期不同位的簡單曲流帶，單河道界限以溢岸和分流間灣為主，局部為廢棄河道接觸，這種類型的單河道比較容易劃分。針對連片狀砂體，河流能量較強，多條單河道在側向擺動的過程中相互切割形成連片的復合河道砂體，如研究區qn121小層共發育4條單河道，接觸方式有河間沉積、廢棄河道沉積以及 「厚—薄—厚」 砂體特徵，河道帶寬度為400 ～800m（圖3）。

圖3 qn121小層單河道平面分布及剩餘油飽和度分布

5 單河道剩餘油分布模式

為了驗證復合河道內部單河道劃分的合理性，對該井區的動態特徵進行了分析。結合油藏數值模擬結果可以看出單一河道之間凸岸與凸岸邊部接觸，由於河道砂體邊部沉積都較薄，因此常會形成 「厚—薄—厚」 的沉積特徵，中間位置砂體雖然沉積較薄，但是兩河道砂體之間均是連通的，如研究區DB10-6井注水，DB8-8井採油，中間存在 「厚—薄—厚」 特徵的單河道界限，兩河道凸岸與凸岸接觸，均為砂體接觸，因此連通性較好，DB33-9-7井區附近剩餘油相對不發育（圖3中A）。

溢岸沉積一般砂體較薄，使得連通性較差。由於溢岸沉積的影響，DB39井注水，DB33-12-6井採油（圖3中B），過路井DB33-10-8井為溢岸沉積，受此井的影響，DB33-11-8井區附近水洗程度較弱，沒有強水洗，在剩餘油飽和度平面圖上可以看出剩餘油分布較多，最高處可達50％。

另外，廢棄河道由於頂部發育細粒沉積而使得滲流性能較差，由於廢棄河道的遮擋，DB33-5-4井注水，DB33-8-4井採油（圖3中C），過路井DB33-7-4井由於受到廢棄河道的影響，底部水洗較強，但頂部剩餘油較多，從剩餘油飽和度平面圖來看飽和度值較高，局部剩餘油可達50％。因此，單河道的邊界在一定程度上形成了滲流屏障。只有正確識別單河道才能有效指導剩餘油挖潛。

6 結 論

1）依據經驗公式，結合密井網連井剖面分析統計，通過壓實校正後保存完整的單一向上變細的旋迴厚度推算單一活動河道的寬度以及單一曲流帶砂體的寬度。確定研究區單一向上變細的旋迴厚度平均為5.3m左右，單一活動河道的寬度為50～80m，單一曲流帶寬度為200～600m，寬厚比為60～130。

2）按照單河道劃分的識別標志（高程差異、河間砂、廢棄河道以及河道砂體厚—薄—厚特徵）在單井識別構型要素的基礎上，結合剖面上各種單河道的識別標志以及平面上單河道組合模式，在研究區連片砂體qn121小層識別出4條單河道，單河道寬度大致相同，在400～800m之間，並通過數值模擬和動態分析總結了不同識別標志的剩餘油分布模式。

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『拾』 　油田地質建模技術

油田地質建模是對油田的構造、儲集層以及其中的流體性質的全面概括，也是油藏描述的繼續和最終成果顯示。在開發中地質模型不僅為油藏地下的靜態、動態分析提供地質依據，也為油藏工程研究中的數值模擬提供基本的地質框架。中國海油在海上油田建模實踐中，不斷探索、完善地質建模技術，以滿足指導生產的需要。實踐證明，設計一個准確的油田地質模型，不僅在開發鑽井時能提高現場鑽井軌跡設計的靶心到位準確度，而且能大幅度提高海上鑽井實效，降低海上鑽井成本，提高油田開發的整體效益。渤海秦皇島32-6油田用開發地震方法建立的地震地質模型和渤海渤西油田群歧口17-2油氣田用三維地質統計理論建立的三維地質統計模型，都在現場得到了成功的應用。

一、開發地震地質建模及在秦皇島32-6油田的應用

秦皇島32-6油田是中國海油總公司，繼綏中36-1油田之後，在渤海中部海域石臼坨低凸起上自營勘探發現的又一個儲量上億噸的重質稠油油田（圖9-15）。

圖9-28惠州油田群砂體分布圖

（三）油氣田開發可行性研究階段

在油田儲量評價基本結束後，油藏描述便進入了開發可行性研究階段。鑒於海上油氣田在儲量評價時，通常不能鑽足夠的評價井，因此，通常要根據編制開發方案的地質需要適當補鑽一些評價井。根據補充的鑽井試油資料，藉助岩石物理評價技術、開發地震和油氣田地質綜合研究成果，進行油氣藏精細描述，挖掘儲量潛力，編制ODP方案並預測油田採收率。渤海綏中36-1油田幾經使用精細處理的三維地震信息，結合評價井的鑽井、測井、試油資料進行的油藏精細描述，油田地質儲量從早期評價階段的1.2×10⁸t增加到3.8×10⁸t，為油田的整體開發奠定了堅實的物質基礎。2000年，經過幾代渤海人的努力和充分的技術准備，油田二期開發工程啟動了，油田完成了整體開發。

海上也發現一些特殊、復雜的油氣田，如常見一些電性特徵難以識別的所謂低阻油層的油田，也有一些既有低阻油層又有高阻水層，甚至油氣藏剖面上形成油氣倒掛的特殊地質現象的所謂疑難油氣田（圖9-29）。

圖9-29錦州9-3油田油藏剖面圖

對於這類現場通過測井難以識別的油氣層或具特殊地質現象的疑難油氣田，在油藏描述中，通常以岩石物理研究為主要技術手段，並與其他配套技術相結合，解決這些疑難的技術問題。如渤海遼東灣錦州9-3油田在鑽生產井過程中，既見到了低阻油層又見到了高阻水層，還有一些流體性質難以識別的可疑油氣層。針對這類疑難油氣層，岩石物理研究中以大量岩心樣品地面、地下實驗結果為依據，選擇合適的測井解釋技術描述儲層，從而准確地標定解釋了各類氣層。因此，開發階段的岩石物理研究是精細描述油田、儲量挖潛的依據。

總之，不同類型的油氣田，在開發、生產不同階段的油氣藏描述，都根據描述的地質需要及預期達到的地質目標，以一項主要技術為依託，配合其他配套技術，完成預期的地質任務。

（四）油氣田生產階段

油田投產以後，便開始了以油藏工程研究為主要技術手段的油藏動態描述，應用常規的油藏工程研究手段或專業油藏工程技術軟體或軟體包描述油藏的動態特徵。研究油氣藏地面、地下流體性質、變化規律及對採收率的影響，研究地下流體分布、油藏類型及提高採收率的措施，以及研究油田單井產能、預測油田產能、最終採收率，編制油田生產規劃等。油藏動態研究是對油藏靜態描述的完善和發展，這一過程一直延續到油氣田開發結束。