剩餘可動油計算方法

⑴ 研究方法

大慶油田剩餘油研究主要採用精細地質研究、岩心分析、測井等方法。精細地質研究的重點是：在垂向上將油層細分成單層，在平面上細分出沉積微相，詳細解剖單砂體內部結構、構造、沉積韻律，微幅度構造及小斷層，尋找出與斷層切割有關的剩餘油。因此，精細地質研究的重點是影響油水分布的油層宏觀非均質性及其構造因素等。其關鍵是確定井間砂體的邊界位置及各砂體之間的連通關系，預測砂體內部的結構、構造及物性參數變化。通過對岩心的觀察、實驗分析，不僅可以取得其他方面的一些資料，還可以真實地了解油層水淹規律，認識和掌握在不同開發階段、不同含水階段油層水淹特徵，搞清剩餘油分布。注水開發的油田，對水淹層的確定，除依據極少量取心井對岩心觀察分析實驗外，主要參考測井對水淹層的解釋。

1.精細地質研究

（1）垂向上將油層細分成單層

以往沉積相研究重點是由河道砂體形成的厚油層。所劃分的沉積單元是單一河道或單一三角洲的沉積旋迴，而在每期河流或三角洲的沉積過程中，由於河流的多次決口泛濫或周期性洪水事件，在河間和三角洲前緣地區形成了復雜的多期砂體疊加沉積。現在調整挖潛的對象重點轉向了低滲透薄油層，精細地質研究中必須將薄互層在垂向上細分出單層。這種單層既是在一定范圍內可以追溯對比的同一沉積成因單元，也是相對獨立的油水流動單元。

（2）平面上細分出沉積微相

在以往細分沉積相研究中，只劃分出了河道砂、河間薄層砂、前緣席狀砂等沉積類型。根據油田調整挖潛的需要以及對砂體成因認識的不斷加深，需要在原來的基礎上進一步細分沉積微相。將河道砂細分為主河道砂、廢棄河道砂（或牛軛湖）、決口河道砂等微相類型，並確定出河道的類型。將河間薄層砂細分出天然堤、決口扇、泛濫薄層砂等微相類型。將三角洲前緣相細分出水下河道、河口壩、水下決口扇、水下天然堤、席狀砂等微相類型。根據不同的沉積微相預測砂體的幾何形態及其組合特徵。

（3）詳細解剖出單砂體的內部結構、構造

不同沉積成因的單砂體，其內部結構、構造和非均質特徵有所不同。在油田注水開發中，砂體內部結構及由各種沉積界面所形成的薄夾層，影響著油層的動用狀況和剩餘油分布。根據單砂體的成因類型，確定單砂體內部薄夾層的分布模式、延伸方向、規模大小、分布密度等是精細地質研究的重要內容。並且要推測出砂體厚度和滲透率的分布規律，預測性地進行井間油層參數的插值，建立起各類油層的精細地質模型。

（4）研究沉積韻律

沉積韻律是指在沉積過程中岩性由粗到細或由細到粗的順序在地層縱向剖面上重復出現的組合。

大慶油田一般出現三種類型沉積韻律。即正韻律（自下而上由粗變細的規律）、反韻律（自下而上由細變粗的規律）、復合韻律（即細—粗—細或粗—細—粗的韻律）。由於沉積韻律不同，油層水淹規律也不一樣，如正韻律油層，水驅過程中，油層底部水淹嚴重，則剩餘油往往分布在油層上部；反韻律油層，水驅過程中注入水首先沿著油層上部較高滲透段向前推進，同時在重力的作用下，使注入水進入下部低滲透段，相對水淹較均勻。要搞清沉積韻律，首先必須詳細觀察岩心，再對照測井曲線判斷。

（5）研究微幅度構造

為了認清地下單砂體的埋藏狀況，必須繪制單砂層的微幅度構造圖。油藏的整體構造形態受大地構造運動和區域應力場的控制。但由於局部地區受小范圍古地形地貌及差異壓實作用的影響，不同層位的單砂層還會形成局部的微幅度起伏。這種微構造對注入水的分布也有一定控製作用，尤其是對大面積分布的厚油層。因此，必須以較密集的等值線（間距應小於5m）繪制出單砂層頂界或底界的等深圖，才能顯示出微構造形態。

（6）識別出小斷距斷層

利用密井網資料提高識別和組合斷層的精度，也是精細地質研究中的一項內容。對於低滲透薄油層，幾米斷距的小斷層也會影響其連續性，阻擋油水的流動，在斷層附近形成剩餘油富集部位。因此，必須把油層部分2～10m斷距的小斷層識別出來，並利用密井網資料合理地進行斷層組合，確定出小斷層的走向和傾向，分析小斷層對油田注水開發的影響，尋找出與斷層切割有關的剩餘油分布。

2.用岩心研究剩餘油分布

在高含水後期鑽取心檢查井（包括密閉取心），了解不同類型油層水淹狀況，取得油水飽和度資料，研究剩餘油分布特徵。

（1）用岩心資料判斷水淹層和確定驅油效率的方法

油田注水開采過程中，隨著注入水不斷地注到油層中，儲油層孔隙內油、水飽和度也隨之變化。在單一油層內受到注入水驅替部分叫水洗；未受到注入水驅替仍保持原始含油、含水飽和度的狀況稱未水洗。水洗後的油層在岩性、含油性、物性等很多指標發生明顯變化，這些變化特徵是密閉取心檢查井判斷是否被水洗的指標，或稱水洗指標。評價油層水洗程度一般用水洗級別、油層水淹厚度、水淹厚度百分比及驅油效率等參數表示，它是表明油層開采效果的綜合指標。

在判斷油層水淹過程中，是以單塊岩樣的水洗為基礎，以各項水洗指標變化進行綜合判斷分析，僅用一、二項指標是不可靠的。在各項指標中，應以含水飽和度的變化為主。目前已應用數理統計方法進行油層水洗圖版的研究，從而提高了判斷精度。

大慶油田目前單塊岩樣判斷水洗的方法是根據水洗後岩性、含油性及物性變化為主要特徵，其主要指標有：水洗岩心的岩性特徵，目前含水飽和度，氯化鹽含量等。

用上述主要指標確定岩樣水洗時，也可以配合岩石潤濕性測定結果及地球物理解釋成果等。同時，也要考慮油田實際注水系統，油層連通狀況，開采動態等資料綜合分析，從而作出正確的結論。

（2）用岩心研究油層見水規律

對水洗岩心觀察可以發現，同一油層的不同部位的岩心水洗程度差別很大，這是由於岩石的非均質性造成的。岩石的顆粒大小和均勻程度，層理發育程度，薄夾層及含有物的多少，都直接影響水洗效果。如顆粒粗而均勻的岩石，滲透率就高，水洗程度就好；層理越發育的層段，水洗越不均勻；薄夾層和泥礫、鈣礫發育的部位滲透性差，水洗效果就差。通過大量的密閉取心井岩心水淹實際資料得知，油層非均質類型不同，其水洗厚度、強水洗增長趨勢不同，開發效果差別很大。如正韻律油層在水驅開采過程中，層內矛盾突出，底部水洗嚴重，水洗厚度小，強水洗段出現得早，強水洗厚度小，強水洗段平均驅油效率高。整個油層水洗厚度、強水洗厚度隨注水倍數的提高增長緩慢。水洗特徵是：注入水首先沿著底部高滲透段向前突進，由於重力的作用、油水粘性竄流及偏親油油層的毛管力作用使其突進速度加劇，起到了不利於水洗波及體積擴大的作用，致使正韻律油層底部水洗嚴重，水洗波及體積減小，層內動用狀況很不均勻。在開采中，主要是底部發揮作用，隨著油井見水，正韻律油層底部耗水量迅速增加，很快造成底部含水飽和度並出現強水洗段。

由於注入水沿底部高滲透層沖刷，使正韻律底部強水洗段岩性、物性發生變化。室內實驗研究和檢查井岩心分析資料表明，由低礦化度的注入水對油層岩石顆粒間及其表面的粘土類、鹽類膠結物及附著物的機械沖刷破碎，水解稀釋等物理的、化學的改造作用增強。同時受到注入水大倍數沖刷後的強水洗岩心，岩石氯化鹽含量一般要降低50%～80%，孔隙半徑（主要是溝通孔隙的喉道半徑）約增大1倍左右，空氣滲透率由於孔喉迂曲率的改變也將增大，岩石原來的孔喉關系也會發生改變，主要表現為壓汞退出毛管壓力曲線左移，即水銀退出效率降低。

同時岩石表面潤濕性隨著含水飽和度的提高，由偏親油向偏親水方向轉化。

所有這些變化從微觀上提高了強水洗段的水驅油效率，加劇了正韻律油層的層內矛盾，不利於縱向上、平面上的水洗厚度的提高和水洗波及體積的擴大，使底部強水洗段滲透阻力越來越小而成為注入水的暢流通道，即注入水順著強水洗段被大量采出。

在油層頂部驅油效率較低，從而形成剩餘油的分布。

3.應用地球物理測井方法研究剩餘油分布

目前，大慶油田水淹層測井解釋主要是沿用常規水淹層解釋方法。C/O能譜測井與多井評價聯合確定區塊剩餘油飽和度分布取得初步成果。

90年代末，大慶油田針對目前剩餘油飽和度分布描述存在的周期長、精度差、成本高、易污染等問題，開展了利用碳氧比能譜測井資料、多井評價與三維精細地質建模相聯合尋找區塊剩餘油富集區並確定剩餘油飽和度分布的研究工作。這是一項最經濟、很有效的方法，其特點是可以獲得儲集層目前剩餘油飽和度分布。

利用該方法，1999年對大慶第五採油廠杏13區剩餘油飽和度分布描述進行了探索性研究工作，並見到了初步效果：①多井解釋為區塊地質分析提供了基礎；②可分析出井間砂體分布、連通狀況，從注水井杏13—11—234井為中心與8口生產井之間的剖面圖看出注水井位於低孔隙帶，是較理想的注水井；③利用碳氧比能譜測井與多井評價聯合預測出了該區塊的剩餘油分布，給出了可動油分布預測圖，從所編繪的圖件看出杏13—丁2—檢P336井附近可動油飽和度較高，與第五採油廠精細地質研究結果基本一致。此項工作表明，碳氧比能譜測井與多井評價聯合不僅能描述區塊剩餘油飽和度的分布，還可進一步研究區塊可動油的分布，這對油田注采方案設計及三次加密調整具有重要指導意義。

4.用其他多種方法研究剩餘油分布

研究剩餘油分布除主要依靠上述一些方法外，還可利用准確的分層測試資料搞清各井點的油水及壓力狀況，自噴油井常用渦輪測試、「204」測試及找水測試測出出油剖面，而抽油井可採用氣舉找水等錄取分層資料。

另外，對於未劃儲油層的含油狀況，可參考熒光測試結果確定含油程度。

總之，油層內油、氣、水交錯滲流，要搞清油、水分布是一件非常復雜的工作，必須通過各種手段和途徑，在積累豐富的油田地質、開發動態資料的基礎上，應用多種方法進行綜合分析判斷，才能比較清楚地搞清油層內剩餘油的分布。

⑵ 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：

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：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：

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：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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⑶ 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

⑷ 油田開發動態調整的必要性和原則分別是什麼

必要性：隨著油田多年的勘探開發，會逐漸進入高含水開發階段，地下剩餘可動油趨於總體分散而復雜化，穩產難度越來越大；而資金短缺、成本上升等對措施的有效性又提出了越來越高的要求。 油田動態分析作為一項搞好油藏管理的基礎性和經常性的技術工作，在提高措施有效率和改善油田開發效果方面發揮著越來越重要的作用 。
原則：油田動態分析是以齊全准確的靜態、動態及監測資料為依據，從開發指標變化和開發效果分析評價入手，掌握油田開發態勢、發現開發矛盾、明確開發潛力，進而提出下步開發調整方向與措施建議，實現油藏開發的最優化。取全取准第一性資料是搞好動態分析的前提；深入剖析開發中存在的問題和潛力是動態分析的關鍵；及時採取有效措施力爭油藏實現穩升是油藏動態分析的目標。