砂体连通率计算方法

‘壹’ 宏观非均质性描述内容

（一） 层内非均质性

层内非均质性是指一个小层或单砂层规模内垂向上的储层性质变化。包括层内垂向上渗透率的差异程度、最高渗透率段所处的位置、层内粒度韵律、渗透率韵律及渗透率的非均质程度、层内不连续的泥质薄夹层的分布。层内非均质性是直接控制和影响小层或单砂层层内注入剂波及厚度的关键地质因素。

1. 粒度韵律

小层或单砂层内碎屑颗粒的粒度在垂向上的变化称为粒度韵律。它受沉积环境和沉积方式的控制。粒度韵律一般分为正韵律、反韵律、复合韵律及均质韵律4类。

◎正韵律：是储层岩石颗粒粒度自下而上由粗变细现象。如分流河道砂体具有典型的正韵律，形成储层物性自下而上变差。

◎反韵律：是储层岩石颗粒粒度自下而上由细变粗现象。如三角洲前缘河口坝可以形成典型的反粒序韵律，往往导致储层物性自下而上变好。

◎复合韵律：即正、反韵律的组合。正韵律的叠置称为复合正韵律。反韵律的叠置称为复合反韵律。上、下细，中间粗者称之为反正复合韵律。上、下粗，中间细者称为正反复合韵律。

◎均质韵律：是储层岩石颗粒粒度在垂向上无明显变化的现象，有的称之为块状韵律或无规则序列。

2. 沉积构造

在碎屑岩储层中，大都具有不同类型的层理构造，常见的层理有平行层理、斜层理、交错层理、波状层理、递变层理、块状层理、水平层理等。层理由于岩石颗粒粒度、泥质含量及颜色等变化引起，也是储层非均质性的一种表现形式。因此，需要研究层理的岩性、产状、组合关系、分布规律，以及由此而引起的渗透率的方向性。不同层理类型对渗透率方向性的影响不同。

3. 渗透率韵律

在小层或单砂层内渗透率大小在垂向上的变化称为渗透率韵律 （图3-28）。同粒度韵律一样，渗透率韵律可分为正韵律 （渗透率自下而上由高变低）、反韵律 （渗透率自下而上由低变高）、均质韵律、复合韵律 （包括复合正韵律、复合反韵律、复合正反韵律、复合反正韵律）。

图3-28 渗透率韵律模式

4. 垂直渗透率与水平渗透率的比值

垂直渗透率 （K_v） 与水平渗透率 （K_h） 的比值对油层注水开发中的水洗效果有较大的影响。K_v/K_h比值小，说明流体垂向渗透能力相对较低，层内水洗波及厚度可能较小。

5. 渗透率非均质程度

表征渗透率非均质程度的定量参数有渗透率变异系数、渗透率突进系数、渗透率级差、渗透率均质系数。

（1） 渗透率变异系数 （V_K）

变异系数是一数理统计的概念，用于度量统计的若干数值相对于其平均值的分散程度或变化程度。用下式求解：

油气田开发地质学

式中：V_K——渗透率变异系数；K_i——层内某样品的渗透率值 （i＝1，2，3，…，n），μm²； —层内所有样品渗透率的平均值，μm²；n——内样品个数。

一般地说，当V_K<0.5时为均匀型，表示非均质程度弱。当0.5≤V_K≤0.7时为较均匀型，表示非质程度中等。当V_K>0.7时为不均匀型，表示非均质程度强。

利用上式求得的渗透率变异系数会出现大于1的情况，不便于非均质性评价。Poettnann F.H.介绍了一种求得渗透率变异系数介于0～1的方法：

1） 搜集岩心渗透率分析数据。

2） 将岩心样品渗透率从大到小排队，得样品的顺序号。

3） 将岩心样品渗透率与 （顺序号/样品总数） ×10²的值在对数概率坐标纸上作图，得图3-29。

4） 由图3-29读出 按下式求渗透率变异系数：

油气田开发地质学

式中：VK——渗透率变异系数； ——标准点 ［指 （顺序号/样品总数）×100＝50的点］渗透率，μm²；K_σ——统计偏差点 ［指 （顺序号/样品总数）×100＝84.1的点］渗透率，μm²。

图3-29 渗透率变异系数计算公式有关项的取值

（2） 渗透率突进系数 （T_K）

表示层内最大渗透率与层内平均渗透率的比值：

式中：T_K——透率突进系数；K_max——层内最大渗透率，一般以层内渗透率最高的相对均质层的渗透率表示，μm²； —层内渗透率算术平均值，μm²。

当T_K<2为均质型，当T_K＝2～3时为较均质型，当T_K>3时为不均质型。

（3） 渗透率级差 （J_K）

为层内最大渗透率与最小渗透率的比值：

J_K=K_max/K_min

式中：J_K——渗透率级差；K_max——层内最大渗透率，一般以层内渗透率最高的相对均质层的渗透率表示，μm² ；K_min——层内最小渗透率值，一般以渗透率最低的相对均质段的渗透率表示，μm²。渗透率级差越大，反映渗透率的非均质性越强，反之非均质性越弱。

（4） 渗透率均质系数 （K_P）

表示层内平均渗透率与最大渗透率的比值：

显然，K_P值在0～1之间变化，K_P越接近1，均质性越好。

6. 夹层的分布频率和分布密度

夹层是层内的极低渗透率或非渗透岩层。不稳定夹层对流体的流动起着阻挡作用，同时影响层内垂直和水平方向上渗透率的变化。由于它的分布具有随机性，很难横向追踪，通常采用下述两个参数定量描述。

（1） 夹层分布频率 （P_K）是指每米储层内夹层的层数：

P_K＝N/H

式中：P_K——夹层分布频率，层/m；N——层内夹层个数，层；H——储层厚度，m。

（2） 夹层分布密度 （D_K）

是指每米储层内夹层的厚度：

D_K＝H_sh/H

式中：D_K——夹层分布密度，m/m；H_sh——层内夹层的总厚度，m；H——储层厚度，m。

不同沉积微相具有不同的沉积方式，沉积方式决定了砂体内的粒度韵律、渗透率韵律、渗透率非均质程度及夹层特征等 （表3-4），因此层内非均质性与沉积微相有很大的关系。

表3-4 陆相湖盆典型微相砂体的层内非均质特征

（二） 平面非均质性

平面非均质性是指砂体的几何形态、规模、连续性和砂体内孔隙度、渗透率的平面变化。它直接关系到注入剂的平面波及效率。

1. 砂体几何形态

砂体几何形态是砂体各向大小的相对反映。砂体几何形态的地质描述一般用长宽比的大小进行分类。

◎席状砂体：长宽比近似于1：1，平面上呈等轴状，大片分布，面积从几平方千米至几十平方千米。

◎薯仔状砂体：长宽比小于3：1，分布面积小，形似 “薯仔” 零星分布，多为小透镜状砂体。

◎条状砂体：长宽比介于3：1～20：1之间。一些顺直型分流河道砂体即属于此类。

◎鞋带状砂体：长宽比大于20：1。

◎树枝状砂体：砂体向某一方向延伸，不断分叉，形如树枝。树枝状分流河道砂体即属此类。

◎不规则砂体：砂体延伸没有优势方向，一般有一个主要延伸方向，但其他方向也有一定的延伸，为河流多次改道形成的复杂成因的砂体。

2. 砂体规模及连续性

砂体规模是各向延伸的实际大小，通常用砂体长度、砂体宽度或宽厚比、钻遇率来表征，是决定井网形式和井距的关键地质因素。

（1） 砂体长度是砂体延伸优势方向上的范围。按延伸长度可将砂体分为五级：

◎一级：砂体延伸大于2000m，连续性极好。

◎二级：砂体延伸1600～2000m，连续性好。

◎三级：砂体延伸600～1600m，连续性中等。

◎四级：砂体延伸300～600m，连续性差。

◎五级：砂体延伸小于300m，连续性极差。

（2） 砂体宽度为垂直于砂体延伸优势方向上的范围。宽厚比是指砂体宽度与厚度的比值。

（3） 钻遇率是钻遇砂层井数与总井数之比，表示在一定井网下对砂体的控制程度。

从我国注水开发实践来看，三角洲前缘 （包括河流-三角洲和吉尔伯特型扇三角洲）砂体的连续性都较好，一般砂体的长度与宽度都能达到千米级的规模。当砂体达到1000m以上的规模时，砂体连续性已不是决定开发注采井网的主要因素。与此相反，各种河流砂体和水道型砂体包括三角洲平原上的分流河道砂体、扇三角洲的水下分流河道砂体、湖底扇的扇中水道砂体等，其宽度往往是百米级规模，这时砂体宽度就成为决定注采井网的关键因素。因此，研究砂体的沉积规模及其连续性，是开发地质工作者极为关心的问题，国内外已发表很多的成果供参考。

3. 砂体的连通性

指砂体在垂向上和平面上的相互接触渗透程度。可用砂体配位数、连通程度、连通系数、砂岩密度表示。

（1） 砂体配位数是与某一个砂体连通接触的砂体数。

（2） 连通程度是砂体与砂体连通部分的面积占砂体总面积的百分数。

（3） 连通系数是连通的砂体层数占砂体总层数的百分比。连通系数亦可用厚度来计算，称之为厚度连通系数。

确定了各类微相砂体连通程度后，还需要研究砂体之间的连通方式。通过各种方式连接的砂体，最终组成了油气田开发过程中可供流体流动的单元。

砂体连通方式有以下几种形式 （图3-30），即多边式 （砂体侧向叠置）、多层式（砂体垂向叠置）、孤立式 （未与其他砂体连通）。

图3-30 砂体连通方式示意图

4. 平面孔隙度、渗透率非均质性及渗透率方向性

平面孔隙度、渗透率非均质性是指砂体内孔隙度和渗透率平面上的变化。它们的变化程度可用平面变异系数、平面突进系数、平面级差、平面均质系数等统计参数来描述和评价。

渗透率方向性是沿某一方向渗透率大于其他方向的渗透率，是直接影响到注入剂的平面波及效率的储层非均质因素，是引起平面矛盾的主要原因。

造成渗透率方向性的主要原因：(1)平面上不同微相砂体渗透率的差异；(2)同一微相砂体内不同部位的渗透率的差异；(3)古水流主流方向；(4)开启的裂缝。

（三） 层间非均质性

层间非均质性是指油气层之间的砂体特征与储层物性的差异。层间非均质性是划分开发层系、决定开采工艺的依据，同时层间非均质性是注水开发过程中层间干扰和水驱差异的重要原因。我国陆相湖盆中大多数油田的储层由流程短、相带窄、相变快、成因类型多的砂体叠加而成，因而层间非均质性一般都比较突出。

1. 分层系数

分层系数 （A_n） 指一定层段内砂层的层数，以平均单井钻遇砂层数表示：

油气田开发地质学

式中：A_n——分层系数；N_bi——某井的砂层层数，层；n——统计井数，口。

分层系数愈大，表明层间非均质性愈严重。

2.砂岩密度 （S_n）

砂岩密度 （S_n）也称砂地比，是指剖面上砂岩总厚度与地层总厚度之比，以百分数表示：

S_n＝ （砂岩总厚度/地层总厚度） ×100％

砂岩密度反映砂体发育程度和砂体间的连通程度。

裘怿楠先生根据我国湖盆河道砂体的实际资料，对Allen的河道砂体密度临界值作了补充修改，提出河道砂体连通程度的河道砂体密度界限值（图3-31）。

图3-31 河道砂体连通程度示意图

3. 有效厚度系数

有效厚度系数 （C_E） 也称净毛比，其表达式如下：

油气田开发地质学

C_E越接近于1，越均质；反之，非均质程度越高。

4. 分布系数

分布系数 （C_D） 的表达式为：

油气田开发地质学

式中：S——选用油层的最大含油面积，km²；S_i——第i个小层的含油面积，km²；m——小层的层数。

C_D值越小，越非均质。

5. 层间渗透率的非均质程度

层间渗透率的非均质程度是指油气层间渗透率的差异和变化程度。可用层间渗透率变异系数 （V_K）、层间渗透率突进系数 （T_K）、层间渗透率级差 （J_K）、层间渗透率均质系数 （K_P） 等统计参数描述和评价。

6. 主力油层与非主力油层在剖面上的配置关系

主力油层的相对集中与分散，在剖面上所处的位置，也是决定开发措施需要注意的问题。特别要注意和识别特高吸水层的分布，即所谓 “贼层” 的位置及其地质成因，才能有针对性地制定措施。

7. 层间隔层

隔层是指分隔不同砂体的非渗透和极低渗透的岩层，如泥岩、粉砂质泥岩及膏岩层等。隔层横向连续性好，能阻止砂体之间的垂向渗流。隔层的作用是将相邻的油气层完全隔开，使油气层之间不发生油、气、水窜流，形成两个独立的开发单元。对于隔层，描述的内容：(1)隔层的岩石类型；(2)隔层在剖面上的分布位置；(3)隔层厚度在平面上的变化情况。

8. 裂缝

穿层的裂缝易引起油气层间的流体窜流，对注水开发的影响极大，因此要充分重视描述裂缝的产状、性质、密度及其穿层程度。

‘贰’ 油气横向输导量化评价

砂体做为油气横向运移的主要载体，在油气成藏中起到了关键性的作用，以往研究砂体的输导性能定性评价多，定量评价少；现今砂体输导能力评价多，恢复成藏期砂体输导能力评价少；静态要素评价多，动态要素评价少；宏观要素评价多，微观要素评价少。而骨架砂体是油气运移的主要输导体系之一，因此开展砂体输导能力定量评价既是勘探实践的要求，又是输导体系研究的发展趋势。

本次研究重点在东营南坡东段，开展了砂体输导能力定量评价典型解剖工作。该区是沙三中、上-沙二段三角洲-河流相骨架砂体发育的主体部位，这些骨架砂体平面上分布稳定，纵向上相互叠加，为牛庄洼陷生成的油气提供了良好的运移通道。

通过统计、分析东营凹陷南坡东段沙三中-沙二段骨架砂体现今、成藏期输导要素与油气显示的关系，确定砂体输导性能的主控因素及其量化表征参数，建立了砂体输导能力定量预测公式，以期指导同类盆地油气藏勘探，提高勘探成功率。

（一）骨架砂体地质特征

1.沙三中－沙三上三角洲骨架砂体地质特征

牛庄王家岗地区是东营凹陷三角洲砂体发育的主体部位。三角洲主要出现于东营凹陷的沙三下、沙三中、沙三上层序的高位体系域中。其中以沙三中、沙三上三角洲最为典型。沙三中沉积时期，由于盆地周围山地抬升，碎屑物源充足，河流频繁注入，特别是沿凹陷轴线方向及东南部物源的大量供给，使该期三角洲的发育达到鼎盛时期，牛庄王家岗地区三角洲前缘砂体分布面积达到1137km²，沙三上时期盆地的沉积中心迁移到利津－梁家楼地区，东营三角洲砂体不断向西推进。该沉积时期，随着湖盆水体的进一步退缩，牛庄王家岗东部以河流三角洲平原相沉积为主。同时，由于南、北两侧物源供给增加，三角洲前缘相最为发育。

组成三角洲的岩石类型主要有灰白色中细砂岩、粉砂岩及灰色、灰绿色泥岩、紫红色泥岩，砂体的孔隙度平均为25.3%，渗透率平均为312.8×10^-3μm²。三角洲前缘砂体自然电位曲线上特征明显表现为漏斗形和箱形，东营三角洲沉积在地震剖面上显示特征的地震反射内部和外部形态，在沉积走向剖面上，为中振中连“S”形前积反射结构，楔状外形；在倾向剖面上，则显示出丘状外形，双向下超。

2.沙二段三角洲平原－河流相骨架砂体发育规律及地质特征

沙二沉积期盆地整体抬升，下伏地层遭受剥蚀，气候干旱，湖盆萎缩，湖泊水浅，全凹陷已基本上被河流-三角洲体系所占据。三角洲主体向西推进到梁家楼地区。东部的牛庄王家岗地区发育三角洲平原相及河流相砂体，仅在南部靠近广饶凸起发育小型的扇三角洲。砂体分布面积广，厚度大，面积约1288.9km²。

沙二下继承性发育三角洲平原亚相分流河道沉积。岩性为绿色、灰色泥岩与粉砂细砂岩互层并夹炭质泥岩，上部见紫红色泥岩。从下向上总体呈现粗—细—粗的完整旋回或细—粗的反旋回。砂体相对较为发育，以中厚层砂岩为主，自然电位表现为指状、漏斗状、钟状。沙二上发育辫状河流相沉积，灰色粉砂岩为河床沉积，红色泥岩为河漫滩沉积。砂体厚度一般为200m，岩性主要为灰绿色、紫红色泥岩与灰色砂岩的互层，砂体具有高孔高渗特点。

（二）骨架砂体静态要素与油气显示

东营凹陷南坡东段西邻纯化镇构造，东至八面河断裂带，南起广饶凸起，北连牛庄洼陷，勘探面积约为500km²。构造上分离出牛庄洼陷与南部斜坡带2个构造单元，洼陷内生成的油气向南坡草桥、王家岗、八面河方向呈阶梯状运移，现今形成了一系列与砂体、断层相关的油气藏。骨架砂体是沉积体系中的大型连通砂岩体系，与断层、不整合构成油气从源—藏3个输导体系要素，对油气运聚具有重要意义。勘探实践和模拟实验证明：非均质孔隙介质中油气运移路径宏观上主要受输导层构造几何形态的控制、微观上受输导层物性的控制。东营凹陷南坡东段沙三段发育的东营三角洲骨架砂体及沙二段发育的河流相骨架砂体，无论是纵向上还是平面上都具有较好的连续性，是该区油气运移的主要输导体系之一。选择这一典型地区从宏观、微观两方面入手，分析骨架砂体的厚度、形态、产状、物性等发育特征，并与油气显示特征结合，解剖骨架砂体与油气显示的关系，为砂体输导机理的研究提供基本依据。

1.骨架砂体厚度特征与油气显示

在东营凹陷南坡东段沙三段-沙二段三角洲-河流相沉积特征及油气运移路径研究的基础上，对该区365口井沙三段中亚段、上亚段和沙二段的骨架砂体的厚度进行了统计，并绘制了砂体等厚图，明确了各层段砂体厚度的变化特征。

在沙三段中亚段沉积时期，东营凹陷裂陷扩张运动最为强烈，盆地周围山地抬升，碎屑物源充足，河流频繁注入，三角洲的发育达到鼎盛时期。早期三角洲推进距离较小，南坡东段主体为滨浅湖-半深湖相沉积。中期进积作用明显，来自东南方向的三角洲向西北方向迁移，此时三角洲前缘砂体分布面积约1137km²，厚度中心位于牛庄洼陷一带。由于盆地的抬升，南部砂体厚度逐渐减薄（图3-58a）。后期河流三角洲体系沉积开始发育，三角洲前缘砂体向西进积到牛庄洼陷西部。

在沙三段上亚段沉积时期，东营凹陷深湖范围开始收敛，东营三角洲延伸较远，越过了现今中央隆起带区域，到达了利津洼陷。随着湖盆水体的进一步退缩，东部以河流三角洲平原相沉积为主，向牛庄洼陷相变为三角洲平原亚相。由于南、北两侧物源供给增加，三角洲前缘相最为发育。砂体分布面积约1432.6km²，砂体厚度中心位于牛庄洼陷南部，向南至广饶凸起砂体厚度依次减薄（图3-58b）。在沙二段沉积时期，湖盆进一步收缩，水体变浅，全凹陷已基本上被河流-三角洲体系所占据，三角洲主体向西推进到梁家楼地区。东部的牛庄—王家岗地区发育河流相砂体，砂体分布面积广，约为1288.9km²，厚度中心集中于牛庄洼陷（图3-58c）。东营凹陷南坡东段沙三段中亚段-沙二段骨架砂体含油气较为丰富，统计的365口井中有168口井有油气显示。将砂体厚度与油气显示相结合（图3-58），发现砂体厚度与油气显示没有明显的关系。通过骨架砂体厚度及油气显示厚度的对比发现（表3-2），无论砂体总厚度有多大，单层油气显示最大厚度不过十几米，而最小厚度仅为0.5m，据统计，油气显示大部分在单层厚度小于5m的砂层中，这是由于油气运移大部分是发生在局限的优势通道进行，砂层较薄，但只要物性好，油气仍可以在此运移。因此认为单纯的砂体厚度对油气运移影响不大。

2.骨架砂体顶面形态特征与油气显示

砂体的顶面埋深可以反映砂体的顶面形态。沙三段中亚段骨架砂体埋深中心位于牛庄洼陷内，最大埋深为2925m。向南至草桥鼻状构造及八面河缓坡带埋深依次减小直至砂体尖灭。最小埋深位于草桥鼻状构造带，约为794m；向西至梁家楼地区砂体尖灭。由南向北垂直于陈官庄-王家岗断阶带方向通20—王661井一线形成一个明显的构造脊，东部王13—王101井一线有一个稍平缓的构造脊（图3-59a）。沙三段上亚段骨架砂体埋深中心位于牛庄洼陷西部，最大埋深为2801.5m。

图3-58 东营凹陷南坡东段骨架砂体厚度与油气显示

表3-2 东营南坡东段骨架砂体厚度及油气显示厚度对比统计

最小埋深也位于草桥鼻状构造带，为806m。沙三段中亚段形成的两个构造脊仍然存在，但趋于平缓，顶面形态变化不大（图3-59b）。

沙二段骨架砂体埋深中心位于梁家楼地区，最大埋深为2612m；向南至凸起区埋深依次减小直至砂体尖灭，最小埋深约为866m。西部乐安-纯化断鼻带有一明显构造脊，其余地方较沙三段更加平缓（图3-59c）。

图3-59 东营凹陷南坡东段骨架砂体顶面埋深与油气显示

采用厚度回剥的方法近似恢复了成藏期馆陶末期骨架砂体的顶面埋深情况，发现馆陶期各层段顶面形态较现今变化不大，更趋于平缓（图3-60）。

通常认为砂体顶面形态控制油气的侧向运移，将现今及馆陶期顶面埋深分别与油气显示结合发现（图3-60），沿构造脊方向油气显示略为丰富，说明油气运移受砂体顶面形态影响，但关系并不明显，说明砂体的顶面形态并不是控制油气运移的主要因素。

图3-60 东营凹陷南坡东段馆陶期骨架砂体顶面埋深与油气显示

3.骨架砂体物性特征与油气显示

通过对东营凹陷南坡东段254口井的骨架砂体孔隙度的统计分析发现，骨架砂体物性普遍较好。沙三段骨架砂体孔隙度主要为15%～35%，分布较均匀；沙二段骨架砂体孔隙度大多为20%～30%，各层段平均孔隙度均大于20%。

由于构造、沉积、成岩作用的影响，使得骨架砂体现今和成藏期的形态物性会有较大的差异。因此在研究过程中有必要对成藏期砂体输导要素进行恢复。成藏期砂体要素恢复主要是基于以往的课题研究基础上采用物性和厚度回剥法开展的。关于东营凹陷油气成藏期次和时间，前人已做了大量的研究工作，获得的认识比较统一，主要认为Ng末Nm初发生了油气大规模的运移。成藏期的恢复主要以本期为主体。经恢复后的馆陶末期各层段物性普遍好于现今，其中沙三段骨架砂体孔隙度在21%～35%之间，沙二段骨架砂体孔隙度达到30%～37%，各层段平均孔隙度均大于25%。

无论是现今还是成藏期，从洼陷带到缓坡带砂体孔隙度逐渐增大，沙三段骨架砂体以乐安、八面河地区物性最好，沙二段骨架砂体以乐安、王家岗地区物性最好。由于骨架砂体物性总体较好，洼陷到斜坡，油气运移有多种路径。但是到聚集区，油气显示仍集中在孔隙度较大的区域，砂体物性与油气显示存在较好的关系。说明砂体物性越好，油气在砂体中所受的阻力越小，越有利于油气的运移、聚集。

（三）骨架砂体输导能力评价

1.主控因素的确定

从油气运移的动态过程分析，油气的运移动力控制其输导能力和方向。东营凹陷大规模的油气的运移发生在东营-馆陶期，此时由于牛庄王家岗地区水动力条件较弱，可忽略水动力作用，油气进入骨架砂体后运移动力以浮力为主，在浮力作用下油气沿砂体上倾方向由洼陷向斜坡及凸起方向高部位运移。浮力流模式是指在地层孔隙水中，烃类以油珠、气泡或具一定高（长）度的油、气段，在浮力作用下呈不连续状的上浮流动。浮力方向总是垂直向上的，一般取单位面积油柱高度的浮力进行计算，即浮力

F=（ρ_w－ρ_o）gvsinθ (3-4)

式中，F为垂直向上的浮力，ρ_w为地层水密度，g/cm³；ρ_o为地下石油密度，g/cm³；v为油气体积，cm³；θ：地层倾角，°；g为重力加速度，m/s²。

从公式3-4来看，浮力大小与油气体积、油水密度差、地层倾角有关。油水密度一般变化不大，浮力的大小主要是由油气在上浮过程中聚集量和地层倾角决定的。油气在运移过程中不断变化的聚集量无法获得，但从公式3-4中可以看出，油气沿倾斜地层运移的浮力与地层倾角有关。因此可以利用输导层倾角的变化来大致判断浮力的变化趋势。石油在倾斜输导层中所受的浮力分力大小与输导层倾角有正相关性，倾角越大，浮力越大，油气运移的动力也就越大，越容易运移。因此砂体产状较大的地方越有利油气的聚集。

另一方面，由于地下岩石的组构和通道孔径、地下温度的变化不能保证油珠、气泡在运移过程中总是畅通无阻的，因此油气总是要受到来自通道本身孔喉的阻力，也就是毛细管力。毛细管力大小宏观上与砂体孔隙度、渗透率等物性有关。孔隙度、渗透率在空间上的变化势必影响到油气在砂体中的流动速度，流动量，进一步影响到油气运移、聚集的效果。物性好的砂体油气进入阻力小，流动速度快，油气聚集量大，而物性差的砂体，油气进入的阻力大，油气流动速度慢，聚集量小。毛细管力的大小取决于两种流体间的界面张力、毛细管半径和介质的润湿性，在单根毛细管中，毛细管力的数学表达式为：

P_c=2σcosθ/r (3-5)

式中，P_c为毛细管力，MPa；σ为油（气）水界面张力，N/m；θ为油（气）、水、岩石三相接触角，°；r为输导层岩石的孔隙半径，m。

成熟探区油气精细勘探理论与实践

k为输导层岩石渗透率，µm²；Φ为输导层岩石孔隙度，无量纲。

砂体毛细管力是油气在骨架砂体运移的主要阻力，油气在浮力的驱动下必须克服砂体本身的毛细管力才能一直运移下去。当一定高度的油气上浮过程中形成的浮力不足以克服毛细管阻力时，就要等后续的油气体的补充使油柱高度得以积累，从而增大浮力，当油柱高度积累到一定程度后，浮力足以克服毛细管力，油气就可以继续向前运移。

由此可见，砂体的产状和物性的耦合共同控制了油气的优势运移路径。这一认识可以通过模拟实验得到验证。

2.砂体输导能力定量评价

1）骨架砂体输导主控因素的定量

综合骨架砂体的输导机理及主控因素分析，认为砂体产状和物性是控制优势运移方向的主要因素，因此，在对砂体进行定量评价时首先要确定这两个主控因素的定量表征参数。

骨架砂体产状的量化直接用砂体顶面倾角表示，物性的评价用临界油柱高度表示。临界油柱高度是指油气在浮力驱动下要克服砂体毛细管力需要聚集的单位面积最小油柱高度。石油在砂体中的聚集高度必须大于临界油柱度高度之后才能开始运移。一般来讲，临界油柱高度越低，油气越容易运移。临界油柱高度的计算公式为：

H=P_d/（ρ_w－ρ_o）g (3-7)

其中，P_d为砂体最小排驱毛细管力。运用该公式可以计算牛庄王家岗地区骨架砂体临界油柱高度。

2）骨架砂体输导能力量化模型

综上分析，确定骨架砂体输导能力的表征参数是倾角、临界油柱高度。充分考虑这两个因素在油气运移中所起的作用，建立了砂体输导能力的量化模型：

S=θ/h (3-8)

其中，S为砂体输导系数，无量纲；θ为砂体倾角，°；h为临界油柱高度，m。

式3-8中砂体输导系数S与砂体倾角呈正比，与临界油柱高度成反比。一般来说，S值越大，砂体输导能力越强。

对砂体输导系数进行归一化处理，使其成为无量纲数，用归一化处理的砂体输导系数评价砂体输导能力的优劣。应用砂体输导能力量化模型，计算了牛庄—王家岗地区不同井区沙三中-沙三上、沙二段骨架砂体输导能力参数，勾画了相应的等值线图，并且对馆陶组成藏期沙三上砂体输导能力进行了恢复，并勾画了相应的等值线图。从沙三上输导系数等值线图上看出，油气沿砂体输导系数比周围大的优势运移路径运移，即来自牛庄洼陷的油气主要沿四条优势运移路径向南斜坡方向运移（图3-61）。从左向右油气运移路线依次是：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-莱3-面1。这四个方向正是砂体产状和物性耦合较好的区域。

图3-61 东营南坡沙三上骨架砂体临界油柱高度、倾角与油气显示叠合图

‘叁’ 研究方法

利用注水井吸水剖面、小层沉积微相和数值模拟三种方法综合研究南区沙二下_1-5层系剩余油分布规律。

1.注水井吸水剖面法

注水井吸水剖面法是利用历年来注水井吸水剖面资料，将注水井累积注水量分配到小层，再根据室内岩心水驱油试验结果，注入体积倍数与采收率、含水率之间的关系，来确定小层剩余油分布规律。

（1）建立静态数据库，统计小层渗透率分布规律

系统建立南区沙二下_1-5层系油、水井静态参数数据库。利用算术平均法和有效厚度加权平均法，分别计算出各小层渗透率平均值。利用概率统计的方法，求出各小层渗透率分布变异系数。

（2）建立吸水剖面数据库，计算小层累积注水量

在静态数据的基础上，建立注水井吸水剖面数据库。利用吸水剖面数据库可以统计出历年单井、小层吸水厚度变化趋势和吸水强度分布规律。利用吸水剖面数据库和注水井单井累积注水量，可以计算出历年小层累积注水量。

（3）建立注入体积倍数与采收率、含水之间关系，计算小层采出程度

根据濮城油田南区濮检1井非稳定流油水相对渗透率、水驱油试验报告和沙二下第446号岩心试验结果，由小层累积注水量计算出小层注入体积倍数，再根据以上关系内插求出各小层的采出程度和含水率。

（4）确定小层驱油效率

根据利用中原油田开发室内试验数据统计出来的驱油效率E_D试验公式：

高含水油田剩余油分布研究：以辽河油田欢26断块为例

驱油效率E_D可以做为小层在均质条件下的最终值，驱油效率E_D1可以做为小层在非均质条件下油田开发的最终值，或称测算采收率。在油田开发中，驱油效率还受注采井网及工艺技术条件的限制。

（5）计算小层剩余油量

根据小层驱油效率计算出可采储量，再由小层采出程度计算出剩余油量。

2.小层沉积相法

通过对濮城油田沙二下段沉积相的研究，认为濮城沙二下段沉积环境为浅水湖泊相和浅水三角洲相，其特点是水下分支河道异常发育，水下河道亚相是沙二下段沉积主体和骨架，河道层序具有对称性，底部粗粒段和顶部细粒段较薄、中间段厚度大且粒度均匀，河道砂体是本区沙二下段主要储集层；南区沙二下长期处于水下河道沉积区，砂层多，分选好，是濮城油田沙二下中的最好储集层。

针对沙二下_1-5油层目前开发现状，结合沉积相研究和油水生产剖面的初步分析，得到以下认识：

（1）河道砂是主要的吸水层，也是目前的主要产出层

在油田开发初期，河道砂（包括水下河道主水流线上的SH型砂体，居非主水流线上的H型砂体和居水下河道中的相对高台上的T型砂体）是主要的吸水层，也是主要的产油层。到油田开发中后期，由于油田含水的升高，主产层逐步过渡到主产水层。

根据1987年至1991年注水井吸水状况分类统计，河道砂是注水井的主要吸水层，统计48口注水井的吸水剖面，河道砂的射孔厚度204.5m，占总射孔厚度的45.7%，河道砂的绝对吸水量2692.2m³/d，占总吸水量的66.3%。其中1988年至1990年，河道砂射孔厚度占总射孔厚度的53%左右，绝对吸水量的百分数却高达80%以上。1987年至1990年，在射开河道砂厚度相对稳定的情况下，注水井中河道砂体的吸水能力有增大趋势，相对吸水百分数由57%增大到90%。

根据9口生产井产出剖面统计资料（表4-14），河道砂也是目前主要的产出层。统计沙二下_1-5层系河道砂射孔厚度45.1m，占总射孔厚度的40.1%，河道砂产液量122.3m³/d，占总产液量的64.8%。

（2）河道砂在注水井和生产井之间已经形成地下水道，是主要的产水层

根据濮3-284井环空测井资料分析，射开16层，产出层5个，产出层占31.3%；射开厚度33.5m，产出厚度16.4m，产出厚度占49.0%。其中主要产水层3²小层，2层5.0m，日产油1.7m³，日产水19.7m³，含水92.1%。

濮3-284井的一线注水井是3-282井，由于濮3-28井处于河流的边滩部位，油层物性差，吸水状况差。根据历次吸水剖面资料解释，射开有效厚度1.4m，日吸水量只有5m³左右，分析结果一线注水井不是主要的来水方向。

濮3-278井是濮3-284井的二线注水井，根据吸水剖面资料分析，是其主要的来水方向。濮3-278井沙二下3²小层，射开吸水厚度3.2m，日吸水量66.3m³。根据沉积相分析，濮3-278井和濮3-284井的沙二下3²小层处于同一河道砂体，它们之间连通性好、渗透性好，在油田注水开发中已经形成了地下水道。

（3）前缘砂和滨湖砂是目前主要的产油层

前缘砂分布在水道的两侧，滨湖砂距河道砂较远。前缘砂属中渗透砂体，滨湖砂属于低渗透性砂体。

统计沙二下_1-5层系主要处于前缘砂和滨湖砂部位的21口生产井，1992年9月份日产油水平289t，井数占全层系开井数的34.4%，日产油水平占56.1%。21口生产井平均单井日产水平13.8t，平均含水37.0%。其中处于前缘砂亚相的濮3-41井，生产沙二下_3-5，射开5层13.4m，其中有效厚度3层7.6m,9月份平均日产油16t，含水61%，累积产油7.09×10⁴t。

统计沙二下3²和沙二下5²两个典型含油小层，前缘砂2.32km²，滨湖砂3.02km²，分别占两小层含油面积的30.1%和39.0%。前缘砂和滨湖砂在平面上分布面积比较大，由于油层物性差、渗透率低，目前水驱动用状况差，剩余油量比较大，是今后挖潜的主要方向。

综合以上分析，河道砂是主要的吸水部位，同时也是主要的产出部位，过去是主要的产油层，目前是主要的产水层。含水一般均在80%以上，局部含水达到90%以上。目前剩余油很少，已到水洗油的阶段。大庆的河流过渡相和河漫相部位（濮城的前缘相与滨湖相）是目前主要的剩余油聚集带，也是目前主要的产油层，因此下步调整挖潜的方向应为河床过渡相和河漫相。

3.数值模拟法

（1）建立模型

①网格的划分

该模拟区块共有25小层，模型建立纵向上以主力层单独模拟层为原则划分为13个模拟层；平面上选取不等间距的矩形网格系统。整个模型网格总数为13×18×13=7254，其中有效节点4873个，死节点为2381个。

②油藏参数的选取

油藏流体物性参数。

相对渗透率数据：由于没有本区块油藏的相对渗透率数据借用邻近区濮检1井的数据进行了修正。沙二下_1-5共选用七条相对渗透率曲线。

PVT数据：南区沙二下_1-5层系没有取得PVT数据，故借用与其相近的东区文35井的数据进行了处理修正。

网格节点参数：网格节点数据除网格步长外，其他地质参数均来自每口井的电测解释结果，在工作站上用插值法算得每个网格的数据。

初始化计算结果：濮53块沙二下_1-5油藏由于未对每一小层储量进行标定，利用每小层体积百分数来计算每一小层储量。利用三维三相模拟各小层储量结果。

（2）历史拟合

根据生产历史对单井，全油田的压力、含水进行了拟合，均得到了较满意的结果。

‘肆’ 如何计算一个复杂网络的效率，或者是连通率E=1/N(N-1)*∑1/dij。

公式你不都有了吗，先计算每一个i到j的最短路径，求倒数得效率，求和做平均，得你所谓的连通率，也叫谐平均距离。

‘伍’ 砂体连通性

在对沉积微相分析的基础上，主要针对研究区内各连井剖面进行了纵向的砂体连通性的定性分析和研究。总体上，FⅢ油层砂体厚度较薄，且大多孤立分布，砂体连通性不强，呈现“泥包砂”的特点;FⅡ砂体逐渐增厚，且连通性增强，FⅡ5和FⅡ2单砂层砂体厚度相对较厚，砂体发育程度较高且连通性较好，沉积微相以分流河道为主，河道之间大多叠置，河道砂体相互连通;FⅠ砂体厚度逐渐减薄，连通性自下向上变差，FⅠ7、FⅠ6、FⅠ5砂体厚度较厚，砂体发育程度较好，连通性强，呈现“砂包泥”或者砂泥间互，沉积微相以分流河道为主，河道砂体较厚，接触关系为相互叠置，存在“单边式”和“多边式”。

如过肇34-241、33-26、31-281、30-29、27-291井的剖面(图3-5)。FⅠ5₂单砂层、FⅡ1₁单砂层和FⅡ5₁单砂层砂体发育较好，且砂体连通性较强，砂体互相叠置，呈“单边式”和“多边式”特点，其中FⅠ5₂单砂层在整个剖面范围内连通，FⅡ1₁单砂层和FⅡ5₁单砂层在剖面范围内大部分连通，局部发育有夹层，其他单砂层砂体发育程度相对较差，且相互孤立，呈现“泥包砂”形式，砂体连通性差。剖面上总体砂体发育分布较均匀，FⅠ2₂和FⅠ3₁单砂层在肇27-291井砂体较发育，FⅠ4₁单砂层在肇31-281井和肇30-29井砂体较发育，FⅠ4₂、FⅠ4₃和FⅠ5₁单砂层在肇34-241井和肇33-26井间以及肇27-291井砂体较发育，FⅠ7₁、FⅡ1₁和FⅡ1₂单砂层在肇31-281井、肇30-29井和肇27-291井区砂体较发育，FⅡ5₁和FⅡ5₂在肇33-26井砂体较发育。对于单井来说，肇33-26井和肇27-291井整体砂体发育较好。砂体总体上向西南方向尖灭。

从宏观上看，曲流河侧积砂体垂向岩性变化大，横向岩相演变频繁，层内泥质纹层发育，非均质性严重。河道摆动频繁，总体由西向东迁移，局部如FⅠ7有从中部往西迁移的特点。受河道总体流向决定，河道南北向连通性好，东西向连通性差，而且侧积砂内部存在侧积夹层阻挡，使得砂体横向连通性变差，造成储层的东西向宏观非均质性严重。层理倾向和沉积颗粒排列等引起顺水流方向非均质性弱，垂直水流方向非均质性强。这种宏观和微观的双重渗透率方向性，加剧了平面非均质性。如FⅠ5₂单砂层，受南北向河道侧积影响，南北向连通较好，东西向连通较差。

‘陆’ 什么是岩桥（节理裂隙有关）

大量岩土工程的失稳破坏与其内部节理裂隙的扩展、贯通密切相关，因此，研究节理、裂隙的相互作用，分析节理岩体的强度特性及其变形破坏机制，可以合理地预测实际工程的可能破坏模式和评价工程岩体的稳定性。该文采用颗粒流程序从细现尺度模拟了岩桥的剪切破坏、拉剪复合和翼裂纹扩展破坏3种贯通方式，并且分析了其扩展机制。概率模型的连通率估计方法：纯几何意义上连通率的定义:若所测结构面的平均长度l 和平均间断距(岩桥长度) i ,则可定义结构面的平均连通率为： 基于间距估计的连通率计算公式该计算公式由日本学者绪方正虔(1978) 提出,主要原理:通过结构面固有间距Sl 和平均间距.S之间的关系,应用概率计算法来求连通率。结构面的连通率为： 此计算方法需要大量的测量数据,而且确定结构面的固有间距相当困难,所以此方法使用起来较困难,而且误差比较大,在实际应用中很少,一定程度上只具有理论上的意义。 考虑滑动面破坏形式的连通率计算公式计算公式: 式中: Kl 为连通率; Lcp为单条结构面平均长度; Lk为以结构面的垂直平均间距按岩石破坏准则修正后的值,借以表示圆弧上结构面之间的岩石抗剪强度,按下式计算:式中:φ为岩石内摩擦角; a 为结构面垂直间距。该方法具有一定的力学意义,它考虑了岩体的强度指标,但具有较强的经验性,不易准确把握,容易产生较大的人为误差。 投影法投影法即基于全迹长调查的估算法,其优点是可以追索到结构面沿走向方向的延伸情况及全部的延伸长度。基本原理:确定一定宽度的带,将这一带上所有的裂隙都向测量基线上投影,求出基线上所有投影裂隙长度总和,其与测带长度的比值即为裂隙连通率。计算公式: 式中:L 为测带长度; D 为测带宽度; n 为实测的裂隙条数;θ为裂隙走向与基线的夹角。由于岩体剪切破坏往往沿受基体裂隙控制的一个带进行,所以这种方法也具有明确的工程意义。但是要较准确地确定岩体破坏时剪切带的宽度相当困难,要进行大量勘查工作和力学分析工作。 基于概率模型的结构面连通率估算方法尚不多见,较为成熟的实用算法是:1997 年黄润秋、黄国明在迹长估算基础上导出了连通率估算公式,简称H —H 连通率估计公式,即窗口法。基本思路:对于一端与窗口交切的结构面,在它的延长方向有一锁固段与窗口交切,如果有n1 条一端与窗口交切的结构面,则有n1 个与窗口交切的锁固段;对于两端可见的结构面,每条对应2 个与窗口交切的锁固段,有n2 条两端可见的结构面,就有2 n2 个交切窗口的锁固段;一条两端不可见的结构面,形成一个与窗口不交切的锁固段,有n0 条两端不可见的结构面,就有n0 个不交切窗口的锁固段;假定窗口内有n3 条两端可见的锁固段,于是得到总的锁固段数N = n1 + 2 n2 + n3 + n0 - 2 n3 ,与窗口交切的锁固段数为n1 + 2 n2 ,代入平均迹长计算公式,得到间断长的计算公式为:把迹长和断距公式代入连通率定义 得到由于n3 与N 、n1 和n2 相比要小得多,而且实测中也不好确定,可以令其等于零,于是简化为:但是此模型是建立在结构面均匀分布、锁固段长度不大的基础上,否则会导致较大的计算偏差。 广义H —H 连通率公式是最近黄润秋等学者提出来的。为了使H —H 连通率公式能够在结构面非均匀分布条件下仍然成立,则必须消除长岩桥的影响,为此建立了与结构面均匀分布等价的等效模型。等效模型建立的前提条件是结构面在间距的两个断距方向上具有相似的分布形式。基本思想是:通过对随机结构面进行空间位置调整,将非均匀分布的结构面转变为均匀分布的结构面,而且使得结构面之间的平均断距小于window(w ,h) ,这一处理方法称之为结构面在空间分布上的均匀化处理。通过均匀化处理,就形成了与结构面均匀分布等价的等效模型:结构面被划分为两大区域,即裂隙相对均匀分布的等效裂隙区和无裂隙等效空白区。(如图) 长岩桥被截断为短岩桥,并放于等效裂隙区中,被截掉部分放于等效空白区中。建立等效模型之后,就可以得到非均匀随机结构面连通率计算公式:式中: K 为非均匀分布的总体连通率; Kc 为假定均匀分布的连通率,可以利?** —H 连通率公式求得; Bs 为等效裂隙区所占的比例。于是非均匀结构面连通率计算公式(广义H —H 连通率公式) 为: 其中确定等效参数Bl 是关键。若结构面间距和断距具有相同的分布特征,则式中: li 为第i 个空白段长度。结构面空间分布得不均匀必然导致“锁固段”或“岩桥”长度分布不均匀,这就限制了H —H 连通率公式的应用。结构面在非均匀分布条件下,广义H —H 连通率公式有效的消除了长“岩桥”的影响。

‘柒’ 连通率是什么意思

网络连通率说的是网络在抓取网站页面的时候计算的一个概率，比如网络抓取某网站中的一百个页面，这一百个页面都能打开并被网络成功抓取，这样的联通率就是100%，反之网络抓取100个页面有96个页面能成功抓取，联通率就是96%。这样说明白了吧！

‘捌’ 剩余油研究方法

剩余油通常用剩余可动油饱和度或剩余可采储量来表征。为了求取剩余可动油饱和度或剩余可采储量，国外现有确定剩余油饱和度的测量技术可分为3类：单井剩余油饱和度测量、井间测量、物质平衡法。单井剩余油饱和度测量包括岩心分析 （常规取心、海绵取心）、示踪剂测试、测井 （裸眼井测井和套管并测井）、单井不稳定测试；井间测量包括电阻率法、井间示踪剂测试；物质平衡法是利用注、采的动态资料来求取油藏的剩余油饱和度。

美国和前苏联等国非常重视油田开发后期的剩余油分布研究。美国于1975年组织有关专家编写了 《残余油饱和度确定方法》一书，系统介绍了各种测量方法，并对其进行了分析比较。前苏联研究油田水淹后期剩余油分布情况主要采用了以下方法：(1)物质平衡法；(2) 以岩心分析及注水模拟为基础的方法；(3)地球物理方法；(4)水动力学方法。

我国许多老油田在剩余油分布研究方面做了许多工作，主要是应用水淹层测井解释、油藏数值模拟、油藏工程分析及地质综合分析等4项技术，搞清剩余油的层间、平面、层内分布及其控制因素，寻找油藏开发的潜力所在，提出油藏调整挖潜措施。

1. 常规测井资料求取水淹层剩余油饱和度

开发后期含水饱和度Sw是评价水淹层的基本参数，S_o＝1-S_w则为相应的剩余油饱和度。它们都是研究储层水淹后含油状况最直接的参数。

在测井解释中，阿尔奇公式仍是电阻率法求饱和度的基本公式：

油气田开发地质学

式中：S_w——含水饱和度，％；φ——岩石孔隙度，小数；S_o——含油饱和度，小数；R_t——地层真电阻率，Ω·m；a，b——与岩性有关的系数；R_z——油层水淹后变成混合液电阻率，Ω·m；m——孔隙指数，与岩石孔隙结构有关；n——饱和指数，与孔隙中油、气、水分布状况有关。

为了省去确定方程中a与m，将上式变为：

S_w=[F·b·R_z/R_t]^1/n

式中：F——地层因素，即为100％饱和水的岩石电阻率与地层水电阻率的比值。

根据胜坨油田二区40块岩样岩电实验资料研究，发现F值不仅与φ有关，而且与R_z有关。通过多元回归分析，建立的关系式为：

F=e^K

式中：K₁，K₂，…，K₅——经验系数，由回归统计得。

为了确定含水饱和度中的b和n值，根据胜坨油田3口井40块岩样，模拟5种不同矿化度 （5256～92019mg/L） 的地层水，实验测定了258组数据，研究发现b和n为非定值，它们不仅与岩性和油、气、水在孔隙中的分布状况有关，而且与岩样中所饱和的地层混合液电阻率Rz有关，即：

b=A₁e^A

油气田开发地质学

式中：A₁，A₂，A₃，A₄——经验回归系数。

尽管阿尔奇公式是常规测井资料求取剩余油饱和度的理论基础。但是，由于注入水与地层水混合，求取地层水电阻率变成了求取注入水与地层水的混合液电阻率。目前，求取混合液电阻率仍是剩余油饱和度计算的难点。有如下几种方法供参考。

（1） 过滤电位校正自然电位研究与地层混合液电阻率计算

在目前常规测井资料中，自然电位是唯一能够较好反映地层混合液电阻率变化的测井信息。测井中测得的自然电位主要包括薄膜电位 （扩散吸附电位） 和过滤电位，当泥浆柱压力与地层压力之间的压差很小时，过滤电位可以忽略不计。根据国内外资料分析，当压差大于3.4MPa时，过滤电位对自然电位的影响已比较明显。此时，应着手研究过滤电位对自然电位进行校正和分析。从水淹层研究发现，水淹过程中地层压力下降较多，储层内压力变化较大。因此，必须研究过滤电位校正自然电位，以便能准确地计算地层混合液电阻率。

过滤电位大小可以由亥姆霍兹 （Helmholtz） 方程表示：

油气田开发地质学

式中：U_φ——过滤电位，mV；R_mf——泥浆滤液电阻率，Ω·m；ε——泥浆滤液介电常数；ξ——双电层中扩散层的电位降，mV；μ——泥浆滤液的粘度，mPa·s；△P——泥浆柱与地层之间的压力差，MPa；A_φ——与岩石物理化学性质有关的过滤电动势系数 （A_φ＝εξ/4π）。

由上式可以看出，过滤电位大小与压差ΔP有关，即泥浆压力减去地层压力。而泥浆滤液电阻率R_mf与泥浆性质、液体粘度有关。

考虑到ξ的确定困难，采用油田实际应用的实验方程：

油气田开发地质学

当地层有过滤电位时，自然电位幅度为：

油气田开发地质学

实际的自然电位 （扩散吸附电位） 为：

油气田开发地质学

自然电位取负值lg（R_mf/R_z）＝SSP/K，则：

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

式中：R_z——地层混合液电阻率；Ω·m；K——扩散吸附电位系数；t——井下温度，℃；ΔP——通过泥浆比重和选择压力系数确定。

（2） 利用冲洗带电阻率计算地层混合液电阻率

在高含水饱和度地层中，由于地层含水饱和度与冲洗带含水饱和度趋于一致（S_w＝S_xo），R_z还可以直接用下式计算：

油气田开发地质学

（3） 水样分析资料估算地层混合液电阻率

采用水样分析资料，以其离子浓度换算成等效NaC1离子浓度，再以相应图版转换成样本电阻率。利用各井有代表性的样本地层水电阻率，作为估算和确定地层混合液电阻率的基础资料。水样分析资料及其电阻率变化都比较大，为此利用上述过滤电位校正自然电位，结合水样分析资料，分两个阶段目的层段地层混合液电阻率 （R_z）进行估算选用。

2. 生产测井资料确定水驱油藏产层剩余油饱和度

油水相对渗透率和流体饱和度等参数的关系已有一些学者进行了研究，至今没有公认的二者之间关系的解析方程，在实际应用中大多采用经验公式。根据毛细管渗流模型和毛细管导电模型可以推导出亲水岩石油水相对渗透率和产层流体饱和度关系方程为：

油气田开发地质学

式中：S_wD——驱油效率，S_wD＝（S_w-S_wi）/（1-S_wi），小数；S_w——含水饱和度，小数；S_wi——产层束缚水饱，小数；S_or——产层残余油饱和度，小数；n——阿尔奇方程中饱和度指数；m——经验指数。

油水相对渗透率与含水率的关系：

油气田开发地质学

得含水率与含水饱和度的公式：

油气田开发地质学

利用生产测井解释可以确定产层产水率f_w，从而利用上式可计算出产层的含水饱和度S_w，进而得到产层剩余油饱和度S_o＝1-S_w。

（1） 产水率的确定

主要利用生产测井持水率 （γ_w） 资料转化为产层的产水率。对于油、水两相流，持水率主要由以下几种方法来确定。

1） 放射性密度计

油气田开发地质学

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

2） 压差密度计

油气田开发地质学

式中：ρ_m——压差密度计读数，g/cm³；θ—油层倾角，（°）。

3） 高灵敏度持水率计直接测得

得到持水率后，将其转化成产层产水率。目前在实际中大多采用滑脱速度模型，根据该模型产层的产水率公式为：

f_w=1-(1-γ_w)(1+γ_w·V_S/U)

式中：V_s——油水滑脱速度，常根据经验图版确定，m/s；U——油水混合液总表观速度，由流量测井求得，m/s。

4） 由地面计量产水率转化到产层产水率

对单一产层或单一砂组情况，也可由地面计量产水率f_wd经油、水地层体积系数B_o和B_w转化到油层产水率：

油气田开发地质学

（2） n和m

n和m值的确定对于利用f_w计算S_o起到较大的影响。利用岩心分析油水相对渗透率资料和生产动态资料确定n和m值的方法如下。

首先根据岩心分析油水相对渗透率资料分别求得n和m值：

油气田开发地质学

但由于岩心分析油水相对渗透率资料有限，不可能每个油层都有，利用取心点处的相渗代表整个产层或整个砂组的相渗可能会产生较大的误差，因此必须对已求得的n和m值进行修正，使之更具有代表性。对于每套开发层系，平均含水饱和度可以表示成：

油气田开发地质学

式中： —某套开发层系平均采出程度，小数； ——某套开发层系平均束缚水饱和度，小数。

因此，根据生产动态资料可以做出某套开发层系的平均产水率和平均含水饱和度的关系图版，进而对岩心分析资料确定的n和m值进行验证和修正。

（3）μ_o和μ_w的确定

在泡点压力以上的产层原油粘度可以根据Vazques和Beggs经验公式确定：

μ_o=μ_ob(p/p_b)^b

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

式中：μ_ob——泡点压力p_b下的地层原油粘度，mPa·s，一般由地面脱气原油粘度和相对密度根据经验公式计算；p——产层压力，MPa。

产层水的粘度μ_w一般受产层压力影响比较小，通常由地面温度下分析值根据经验公式转化到产层温度下粘度。

（4） S_wi和S_or

根据岩心分析数据和测井声波时差 （AC）、自然伽马 （GR） 回归经验公式计算获得。

3. 油藏工程分析研究剩余油分布

油藏工程方法很多如水驱曲线、递减曲线、物质平衡等都可以研究剩余油分布，下面列举几种常用的油藏工程方法。

（1） 利用甲型水驱曲线研究剩余油分布

甲型水驱曲线中b/a值能够反映水驱方式下的水洗程度：

N_o=blgN_w+a

式中：N_o——累积产油量，10⁴t；N_w——累积产水量，10⁴t；a，b——常数。

当水驱油面积 （F）较大，油层厚度 （H）较厚，原始含油饱和度 （S_o） 较高时，水驱曲线中的常数a和b值都大，所以a和b应是F，H及S_o的函数。b值反映了水将油驱向井底的有效程度，b值大则驱油效果好。而a值反映了油藏在某种驱动方式下原油的通过能力。b/a的值小，水洗程度好，属于水淹区，反之则水洗程度差，属于潜力区。

剩余油饱和度 （S_o） 可以由下式获得：

油气田开发地质学

式中：S_oi——产层原始含油饱和度，小数；R——采出程度，小数；f_w—油田或油井的含水率，小数；N——动态储量，10⁴t；A₁，B₁——常数，A₁＝a/b，B₁＝b。

动态储量 （N） 可由童氏经验公式计算：

N＝7.5/B₁

如果编制开发单元各井的甲型水驱曲线，并利用测井资料计算出原始含油饱和度S_oi，这样就可以求得各井的剩余油饱和度。

（2） 产出剖面资料计算剩余油饱和度

产出剖面资料能明确地确定井下产出层位、产量及相对比例，是一定时间、一定工作制度下油层产能的客观反映，必然与油层参数有内在联系。目前，由于直接测量评价产层剩余油饱和度方面存在困难，用产出剖面资料评价产层剩余油饱和度具有重要的意义。

在地层条件下，油、气、水层的动态规律一般服从混相流体的渗流理论。根据这一理论，储层的产液性质可由多相共渗的分流量方程描述。当储层呈水平状，油、气、水各相分流量可表示为：

油气田开发地质学

式中：Q_o，Q_g，Q_w——产层中油、气、水的流量，cm³/s；μ_o，μ_g，μ_w——油、气、水的粘度，mPa.s；K_o，K_g，K_w——油、气、水的有效渗透率，μm²；A——渗透截面积，cm²；ΔP/ΔL——压力梯度，MPa/m。

为了解各相流体的流动能力，更好地描述多相流动的过程，往往采用相对渗透率，它等于有效渗透率与绝对渗透率的比值：

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

根据分流方程，可进一步导出多相共渗体系各相流体的相对含量，它们相当于分流量与总流量之比。对于油水共渗体系，储层的产水率可近似表示为：

油气田开发地质学

在油水两相共渗透体系中，琼斯提出了如下经验公式：

油气田开发地质学

则可推导出含水饱和度S_w的计算公式，进而就可计算出剩余油饱和度S_o。

（3） 小层剩余油饱和度的求取

水驱特征曲线法的出现已有30多年的历史，随着对油水运动机理认识的加深和水驱特性分析式在理论上的成功推导，该方法已突破油藏范围的使用，越来越多地应用到单井和油层组上。但一般在油藏开发中很少收集到自始至终的分层油水生产数据，故无法应用实际资料建立各生产层组 （下称 “目标层组”，可以是油层组，砂岩组或是小层） 的水驱特征曲线，所以以往使用水驱特征曲线法进行剩余油方面的研究，最多取得整个油层组的平均含油饱和度值，它作为剩余油挖潜研究显得太粗，实用价值不大。需进行 “大规模”级别上的驱替特征分析，确定目标层组上各油井出口端剩余油饱和度值。

以某油井j和第k目标层组为例进行讨论 （j＝1，2，…，m；k＝1，2，…，n，m与n分别是油藏生产井总数和j井所在开发层系划出的目标层组数目）。作为简化，下标j视为默认，不作标记。

根据油水两相渗流理论，可以由渗饱曲线系数推求单井水驱曲线系数：

油气田开发地质学

式中：μ_o，μ_w——地层油、水的粘度，mPa·s；B_o，B_w——油、水地层体积系数，小数；d_o，d_w——地层油、水的相对密度；S_oi，S_wi——原始含油饱和度和束缚水饱和度，小数；N——单井控制石油地质储量，10⁴t；N_p——累积产油量，10⁴t；B₄，A₄——j井渗饱曲线斜率和截距；B₁，A₁——J井甲型水驱曲线斜率和截距。

对于j井，它的第k目标层组的石油地质储量可以表示成：

油气田开发地质学

式中：h_k——j井第k目标层组的油层厚度。

j井第k目标层组对应的水驱特征曲线斜率B_1.k：

油气田开发地质学

式中：B_4.k——j井k层组的渗饱曲线斜率，它和B₄都可以由相渗资料分析得到的统计关系式计算：

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式中：a₁，b₁——统计系数；K_k，K——k层组j井点处的地层渗透率和j井合层的地层渗透率，10^-3μm²。后者由各层组渗透率依油层厚度加权得到：

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第k目标层组甲型水驱曲线：

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式中累积产水W_p.k可以由乙型和丙型水驱特征曲线联立解出：

W_p,k=WOR_k/2.3B_1,k

式中：WOR_k——k层组的水油比。水油比可由含水率f_w，k计算：

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

含水率f_w，k通过分流方程计算：

油气田开发地质学

式中下标k对应于第k目标层组。对一特定油藏，油水粘度比μ_w/μ_o相同。油水两相的相对渗透率之比K_o/K_w由与k层组对应的渗饱曲线计算：

[K_o/K_w]_k=e^A

渗饱曲线截距A_4.k由相应的统计式根据该井点地层渗透率K_k计算：

A_4,k=e^a

式中：a₂，b₂——统计常数。

如果给定k层组j井点处含水饱和度S_w，则由上几式能分别计算出j井在k层组的累积产水量 （W_p，k）、累积产油量 （N_p，k）、水驱曲线斜率 （B_1，k）、渗饱曲线斜率 （B_4，k），将它们代入根据单井水油比和含水率导出的出口端含水饱和度关系式，就可以计算出k层组j井点处的含水饱和度：

油气田开发地质学

对应的剩余油饱和度S_o为：

S_o＝1-S_w

总的说来，利用生产动态资料求取剩余油饱和度不失为一个简单易行的方法。但是，受含水率这个参数本身的局限，由此而求出的剩余油饱和度是绝对不能反映一个暴性水淹地区的真实剩余油饱和度的。至于根据各种方法将含水率劈分到各小层，从而得到各个小层的剩余油饱和度，则其可信度值得怀疑，只能说是有胜于无。

4. 油藏数值模拟

油藏数值模拟技术从20世纪50年代开始研究至今，已发展成为一项较成熟的技术。在油田开发方案的编制和确定，油田开采中生产措施的调整和优化，以及提高油藏采收率方面，已逐渐成为一种不可或缺的主要研究手段。油藏数值模拟技术经过几十年的研究有了大的改进，越来越接近油田开发和生产的实际情况，油藏数值模拟技术随着在油田开发和生产中的不断应用，并根据油藏工程研究和油藏工程师的需求，不断向高层次和多学科结合发展，它必将得到不断发展和完善。

油藏数值模拟中研究的问题大部分为常规的开采过程，所用模型以黑油模型为主，组分模型的使用有增加的趋势。在混相开采的模拟中，尤其是在实验室研究阶段，也使用组分模型。当使用组分模型时，流体的变化由状态方程来描述。注蒸汽的开采过程模拟也较为普遍。但研究地层中燃烧的模拟少见，因为这种开采方式本来就少见，且难以模拟和费用高。大多数油藏数值模拟向全油田的方向发展，水平井模拟的研究也有较大的发展。

油藏模拟通过各种模型拟合生产历史，可以得出剩余油分布的详细信息，是目前求取剩余油分布的较好方法。但是也存在着模型过于简单、油田生产过程过于复杂、难以较好地拟合等问题。

剩余油分布研究目前最有效的办法仍然是动静资料结合的综合分析方法，只在准确建立各种河流沉积模型的基础上，深入研究储层分布对注采系统的影响，细致地开展油层水淹状况分析，才能对剩余油分布状况得出较正确的认识。

总之，油层的非均质是形成剩余油的客观因素，开采条件的不适应是形成剩余油的主观因素。

5. 数学地质综合分析法

影响剩余油形成和分布的各类地质及生产动态等因素是极其复杂的，因此在剩余油分布研究中需要考虑各种地质和动态因素，有助于提高剩余油预测精度。能考虑多种因素研究剩余油分布的方法很多，这里以多级模糊综合评判方法为例，建立剩余油潜力分析量化模型。

多级模糊综合评判是综合决策的一个有力数学工具，适应于评判影响因素层次性及影响程度不确定性项目。通过对储层剩余油形成条件、分布规律及其控制因素分析研究，剩余油形成主要受沉积微相、油层微型构造、注采状况等多种因素控制。这些因素共同确定了剩余油的分布状况，具体表现为剩余油饱和度、剩余石油储量丰度及可采剩余储量的平面和纵向差异性。

在考虑影响剩余油形成与分布因素的基础上，结合储层严重非均质性特点，选取剩余油饱和度、储量丰度、砂体类型、砂体位置、所处位置、连通状况、微型构造形态、注水距离、射孔完善程度、注采完善程度、渗透率变异系数等11项静态和生产动态指标组成评价因素集。在上述各因素中，剩余油饱和度与剩余储量丰度的大小是各类静态和动态综合作用的结果，是剩余油潜力评价的主要指标。因此，在实际评价中，首先圈定剩余油饱和度及其剩余石油储量丰度高值区，然后应用多级模糊综合评判的数学方法，对剩余油富集区进行综合评判。

在剩余油富集区评价中采用的数学模型为：

设U＝ ｛u₁，u₂，u₃，u₄，u₅，u₆，u₇，u₈，u₉，u₁₀，u₁₁｝ 为评价因素集，V＝｛v₁，v₂，v₃｝ 为剩余油潜力等级集，评价因素集与剩余油潜力等级集之间的模糊关系用矩阵来表示：

油气田开发地质学

单因素评价矩阵R＝［r_ij］_n×m（0≤r_ij≤1），其中rij为第i因素对第j评语的隶属度。矩阵R中的R＝ ｛r_i2，r_i2，r_i3｝ 为第i个评价因素ui的单因素评判，它是V上的模糊子集。隶属度主要根据检查井资料和单层测试资料分级分类统计求取。

由于影响剩余油的诸因素对剩余油潜力划分作用大小程度不同，因此必须考虑因素权重问题。假定a₁，a₂，a₃，a₄，a₅，a₆，a₇，a₈，a₁₀，a₁₁分别是评价因素u₁，u₂，u₃，u₄，u₅，u₆，u₇，u₈，u₉，u₁₀，u₁₁的权重，并满足a₁＋a₂＋a₃＋a₄＋a₅＋a₆＋a₇＋a₈＋a₁₀＋a₁₁＝1，令A＝｛a₁，a₂，a₃，a₄，a₅，a₆，a₇，a₈，a₁₀，a₁₁｝，则A为权重因素的模糊集，即权向量。权系数的求取主要根据实践经验并结合剩余油富集特点综合考虑。

由权向量与模糊矩阵进行合成得到综合隶属度B，则通过模糊运算：

B＝A ·R

式中：B——综合评判结果；A——权重系数；R——单因素评价矩阵；·——模糊运算符。

据上式求出模糊集：

油气田开发地质学

根据最大隶属度准则，b_i0＝max ｛b_j｝ （1≤j≤3） 所对应的隶属度即为综合评判值，依据综合评判结果B值将剩余油潜力分为3类：B≥0.5为最有利的剩余油富集区；0.1<B<0.5为有利的剩余油富集区；B≤0.1为较最有利的剩余油富集区。

分析各种影响因素可以看出，对剩余油潜力进行综合评价宜采用二级评价数学模型，在实际评价中，首先根据地质综合法和数值模拟结果，圈定剩余油饱和度和剩余油储量丰度高值区，进而对这些井区的砂体类型、砂体位置、所处位置、连通状况、微型构造形态、注水距离、射开完善程度、注采完善程度、渗透率变异系数等参数均按3类进行一级评判，对剩余油饱和度和储量丰度按不同层对各个井区归一化后赋值，然后从以下11个方面对剩余油潜力进行评判，分别为：剩余油饱和度A、储量丰度B、砂体类型C、砂体位置D、所处位置E、连通状况F、微构造形态G、注水距离H、射开完善程度I、注采完善程度J、渗透率变异系数K。

多级模糊综合评判的数学模型简单易行，关键是确定权系数及其评判矩阵。研究中根据影响剩余油富集的重要程度，采取专家打分和因子分析相结合的方法确定权重系数：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｝。由此可见，在各因素中，剩余油饱和度与剩余储量丰度、砂体类型是影响剩余油潜力的主要因素。其次，砂体连通状况、注采完善程度、射孔完善程度对剩余油富集具有重要的控制作用。在具体评价中，对影响剩余油富集的地质因素及注采状况等因素，如砂体类型、微构造类型、注采完善程度等非量化指标，对各种类型按最有利、有利、较有利分别赋予权值 （表8-7），非均质性、注水井距离等定量指标按其值范围赋予权值。

表8-7 剩余油富集区地质因素评价

对M油田A层剩余油富集区进行了多级模糊综合评价。首先根据油藏数值模拟结果和综合地质分析法圈定潜力井组，对各井组按上述11项指标分类进行二级评价，然后根据所建立的模糊矩阵，结合权向量进行综合评判，结果见图8-30。

A层Ⅰ类潜力区主要分布在F5-4，F5-5，F11-11，F9-11，F7-2，F11-4等井区，Ⅱ类潜力区主要分布在F11-5，F10-5，F9-4，F7-3，F7-6，F5-2，F3-2，F2-5等井区，Ⅲ类潜力区主要分布在F9-6，F1-4等油砂体边部，尽管储量动用程度低，剩余油饱和度较高，但有效含油厚度较小，因而潜力较小。

图8-30 A层剩余油潜力评价

‘玖’ 复合河道砂体内部单一河道识别及剩余油分布——以腰英台油田注CO₂区块储层为例

周银邦 赵淑霞 何应付 廖海婴

（中国石化石油勘探开发研究院采收率所，北京 100083）

摘 要 以腰英台油田qn12砂体主力层为例，在现代沉积和露头的指导下建立了研究区复合河道内部单河道的两种模式，即同层不同期和同层同期。在分流河道砂体规模的指导下，按照4种单河道识别标志（高程差异、河间砂、废弃河道以及河道砂体厚-薄-厚特征）在三维视窗内对连井剖面进行多角度观察和分析，识别单河道边界。通过研究，在研究区qn121小层识别出4条单河道，这对于进一步分析储层内部构型以及注CO₂区块提高采收率具有很大的意义。

关键词 储层构型 单河道 CO₂驱 剩余油

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

由于河流的频繁摆动使砂体的宽度逐步增加，形成了所谓的复合砂体。复合河道砂体是多个成因砂体的复合体，不同单一河道之间由于其连通方式的复杂性及其自身储层性质的差异形成复杂的非均质性^［1，2］。因此，必须从识别单河道砂体入手，逐步解剖复合河道砂体内部的非均质特征，这对于改善油田开发效果具有很大的现实意义。许多学者已对复合河道内部单河道的划分进行了研究^［3～6］，应用各种单河道的识别标志，从平面和剖面上识别单河道，并在不同的研究区块取得了很好的应用效果。但是对于分流河道砂体来说，单河道的定量模式认知尚未成熟，在三维空间内识别单河道的方法仍然应用较少。本文针对腰英台油田腰西区块开发过程中存在的问题，在现代沉积和露头资料的指导下确定单河道的定量模式，利用单河道识别标志系统描述了研究区单河道的分布特征，为进一步构型层次研究奠定了基础。

1 研究区概况

腰英台油田位于吉林省长春市西北约170km、长岭县以北约45km处的前郭县查干花乡腰英台村，构造位置位于松辽盆地中央坳陷南部的长岭凹陷，是一断坳叠置的中生代盆地，腰英台油田位于坳陷层的东部陡坡带。油田主要含油层系为青山口组二段、一段及泉头组四段顶部。其中青山口组一段、二段是主要的目的层段。油藏埋深1640～2400 m，至目前累计探明地质储量3330.59×10⁴t，采收率9.9％。目前开发过程中存在以下问题：储层为特低渗透，非均质性强；河道窄小，连通性差；储层含油性差，油水同层发育；油井自然产能低，压裂后含水高；采油速度低，地层压力下降快，目前压力系数在0.4～0.7MPa/100m，地层供液能力差，单井产能低；油井见效含水上升快，增产有效期短，采收率低。因此，迫切需要采取有效措施提高油田采收率。

CO₂驱油是将CO₂注入油层，利用其与原油混相，在原油中溶解，能够降低原油黏度和界面张力并使原油体积膨胀，产生溶解气驱等等特性，以降低注入压力，有效扩大波及体积，改善原油流动性，降低残余油饱和度，提高原油采收率的技术。该技术作为提高油田采收率的有效措施，目前在国内外已经得到广泛共识，松南气田CO₂含量在22％。根据松南气田开发规划，2010年建成年产3.785×10⁸km³天然气的生产规模，预计处理分离CO₂能力达到0.83×10⁸km³，日产CO₂气25.23×10⁴km³，这部分CO₂仅仅依靠化工、民用处理，无法得到有效解决，而利用CO₂驱油提高油藏采收率，可以实现CO₂的综合利用和埋存相结合，达到双赢的目的，同时通过该油田CO₂驱油试验探索高含水油藏CO₂驱油的可行性，促进防腐防窜等工艺工程技术的发展，为低渗特低渗高含水储层CO₂驱油提高采收率探索经验。

2 复合河道内部单河道定量模式

2.1 单河道的空间组合模式

通过露头、现代沉积以及密井网资料可以总结出两种复合河道内单河道的空间组合模式：(1)同一单层不同时间段内多个单河道叠加（即同层不同期），每条河道内又包含1个或多个点坝（图1A），目前单层是地层对比中最小的对比单元，每个单层内部不同的单河道形成的时间有先后，在此模式中，根据单河道的识别标志，各单河道的顶面层位高程存在差异或各单河道规模不同，因此称为同层不同期单河道；(2)同一单层同一时间段内多个单河道的叠加（即同层同期），每条河道内又包含1个或多个点坝（图1B），在此模式中，单河道之间的高程没有差异，都是同一时间形成的不同位置的单河道，单河道之间存在溢岸砂体、泛滥平原或者是最末一期的废弃河道沉积。

图1 复合河道内部单河道的模式

2.2 单河道的定量规模预测

三角洲平原的分流河道和曲流河相比，虽然存在河流规模、水流强度和相带位置的不同，但是同属于曲流型河流砂体，主要是侧向加积形成的，具有典型的河流相沉积层序，但河流规模、摆动频率、侧积次数相对曲流河要小一些^［7］。研究中采用现代沉积和露头中总结的经验公式对腰西区块qn12砂岩组各单层单河道砂体规模进行了预测，通过保存完整的单一向上变细的旋回厚度经过压实校正后推算单一活动河道的宽度以及单一曲流带砂体的宽度。Leeder^［8］对河流满岸宽度和满岸深度的关系进行了开创性的研究，建立了反映曲流河规模的定量模式。通过研究107个河流实例表明，对于河道弯曲度小于1.7的样本，满岸深度和满岸宽度的关系较差；而对于河道弯曲度大于1.7的样本，两者具有较好的双对数关系：

油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4

式中：w为河流满岸宽度，m；h为河流满岸深度，m。

Lorenz等^［9］通过研究也建立了单一活动河道的宽度和单一曲流带宽度的关系：

油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4

式中：Wm为河道带的幅度；W为河道宽度。

因此对于曲率大于1.7的河道可以通过上述两个公式推算单河道及单一曲流带的规模。在研究区利用Schumm^［10］公式计算其原始活动河道曲率：

油气成藏理论与勘探开发技术：中国石化石油勘探开发研究院2011年博士后学术论坛文集.4

式中：P为曲率；F为宽深比；M为粉砂泥质百分含量。

Schumm公式是根据澳大利亚半干燥—半潮湿地区36条稳定河流得出的，对于腰英台油田的气候条件是适用的。因此根据取心井推算研究区主力层曲率大于1.8，对于上述经验公式是适用的。主力层qn12砂层组沉积单元砂体厚度经过压实校正后平均为5.3m左右。因此在复合河道认知的基础上，根据Leeder^［8］以及Lorenz等^［9］的经验公式，结合密井网连井剖面分析统计，确定单一活动河道的宽度为50～80m，单一曲流带宽度为200～600m，河道宽厚比约为60～130。

3 单河道边界识别标志

河道边界的准确识别是划分单一河道的关键，单一河道边界有下列几种识别标志：

1）河道砂体顶面层位高程差异：在同一个单层内，可发育不同期次的河道，由于不同期次河道发育的时间不同，因此其河道砂体顶面距地层界面（或标志层）的距离会有差异，即河道顶面层位的相对高程会有差异。在实际操作过程中，高程的差异要结合曲线形态、河道规模和延伸的长度确定，避免与废弃河道以及河道本身的压实作用混淆。

2）河道砂体之间的河间沉积：同一时间地层单元内同期次发育的两条河道，由于侧向叠置可形成复合河道，两河道之间可发育细粒的河间沉积，这种不连续分布的河间砂体（河间泥或溢岸沉积）正是不同单一河道分界的标志。

3）废弃河道：废弃河道沉积相当于Miall^［11］的构型要素CH（FF）。废弃河道代表一个点坝的结束，而最后一期废弃河道则代表一次性河流沉积作用的改道，于是可以依据废弃河道区分出不同的河道砂体。废弃河道表现为突弃和渐弃两种形成方式^［12］，其在剖面上不同位置的测井响应是不同的，依据剖面上河道的延伸以及废弃面的组合可以正确地识别废弃河道。平面上废弃河道的位置一定与河道相毗邻，均呈弯月形分布。

4）河道砂体剖面上存在“厚—薄—厚” 特征：在剖面上，如果同一时间地层单元内河道砂体沉积厚度连续出现“厚—薄—厚” 的特征，则其间肯定存在单河道边界。这种“厚-薄-厚” 特征有3种成因：第一种是由于两期河道互相切割，凸岸和凹岸接触，中间薄的部位有废弃河道充填，一般会存在一个废弃面（图2A）；第二种是由于中间部位发育一期小河道，与两侧的河道存在规模差异（图2B）；第三种是两个单河道侧向相切，河道边部砂体发育较薄，在剖面上呈现 “厚-薄-厚” 的特征（图2C），这种类型的砂体一般发育在剖面上单层的顶部。在操作过程中要结合河道规模的大小与延伸长度，综合平面剖面的信息共同识别单河道。

图2 河道砂体剖面上存在“厚-薄-厚” 特征的3种模式

4 研究区单河道的划分

通过以上定量模式以及各种定性模式所得出的识别标志，在三维空间内通过栅状图的形式利用多视角综合识别单河道分布发现，在研究区单一条带状和交织条带状砂体均为同期不同位的简单曲流带，单河道界限以溢岸和分流间湾为主，局部为废弃河道接触，这种类型的单河道比较容易划分。针对连片状砂体，河流能量较强，多条单河道在侧向摆动的过程中相互切割形成连片的复合河道砂体，如研究区qn121小层共发育4条单河道，接触方式有河间沉积、废弃河道沉积以及 “厚—薄—厚” 砂体特征，河道带宽度为400 ～800m（图3）。

图3 qn121小层单河道平面分布及剩余油饱和度分布

5 单河道剩余油分布模式

为了验证复合河道内部单河道划分的合理性，对该井区的动态特征进行了分析。结合油藏数值模拟结果可以看出单一河道之间凸岸与凸岸边部接触，由于河道砂体边部沉积都较薄，因此常会形成 “厚—薄—厚” 的沉积特征，中间位置砂体虽然沉积较薄，但是两河道砂体之间均是连通的，如研究区DB10-6井注水，DB8-8井采油，中间存在 “厚—薄—厚” 特征的单河道界限，两河道凸岸与凸岸接触，均为砂体接触，因此连通性较好，DB33-9-7井区附近剩余油相对不发育（图3中A）。

溢岸沉积一般砂体较薄，使得连通性较差。由于溢岸沉积的影响，DB39井注水，DB33-12-6井采油（图3中B），过路井DB33-10-8井为溢岸沉积，受此井的影响，DB33-11-8井区附近水洗程度较弱，没有强水洗，在剩余油饱和度平面图上可以看出剩余油分布较多，最高处可达50％。

另外，废弃河道由于顶部发育细粒沉积而使得渗流性能较差，由于废弃河道的遮挡，DB33-5-4井注水，DB33-8-4井采油（图3中C），过路井DB33-7-4井由于受到废弃河道的影响，底部水洗较强，但顶部剩余油较多，从剩余油饱和度平面图来看饱和度值较高，局部剩余油可达50％。因此，单河道的边界在一定程度上形成了渗流屏障。只有正确识别单河道才能有效指导剩余油挖潜。

6 结 论

1）依据经验公式，结合密井网连井剖面分析统计，通过压实校正后保存完整的单一向上变细的旋回厚度推算单一活动河道的宽度以及单一曲流带砂体的宽度。确定研究区单一向上变细的旋回厚度平均为5.3m左右，单一活动河道的宽度为50～80m，单一曲流带宽度为200～600m，宽厚比为60～130。

2）按照单河道划分的识别标志（高程差异、河间砂、废弃河道以及河道砂体厚—薄—厚特征）在单井识别构型要素的基础上，结合剖面上各种单河道的识别标志以及平面上单河道组合模式，在研究区连片砂体qn121小层识别出4条单河道，单河道宽度大致相同，在400～800m之间，并通过数值模拟和动态分析总结了不同识别标志的剩余油分布模式。

参考文献

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‘拾’ 　油田地质建模技术

油田地质建模是对油田的构造、储集层以及其中的流体性质的全面概括，也是油藏描述的继续和最终成果显示。在开发中地质模型不仅为油藏地下的静态、动态分析提供地质依据，也为油藏工程研究中的数值模拟提供基本的地质框架。中国海油在海上油田建模实践中，不断探索、完善地质建模技术，以满足指导生产的需要。实践证明，设计一个准确的油田地质模型，不仅在开发钻井时能提高现场钻井轨迹设计的靶心到位准确度，而且能大幅度提高海上钻井实效，降低海上钻井成本，提高油田开发的整体效益。渤海秦皇岛32-6油田用开发地震方法建立的地震地质模型和渤海渤西油田群歧口17-2油气田用三维地质统计理论建立的三维地质统计模型，都在现场得到了成功的应用。

一、开发地震地质建模及在秦皇岛32-6油田的应用

秦皇岛32-6油田是中国海油总公司，继绥中36-1油田之后，在渤海中部海域石臼坨低凸起上自营勘探发现的又一个储量上亿吨的重质稠油油田（图9-15）。

图9-28惠州油田群砂体分布图

（三）油气田开发可行性研究阶段

在油田储量评价基本结束后，油藏描述便进入了开发可行性研究阶段。鉴于海上油气田在储量评价时，通常不能钻足够的评价井，因此，通常要根据编制开发方案的地质需要适当补钻一些评价井。根据补充的钻井试油资料，借助岩石物理评价技术、开发地震和油气田地质综合研究成果，进行油气藏精细描述，挖掘储量潜力，编制ODP方案并预测油田采收率。渤海绥中36-1油田几经使用精细处理的三维地震信息，结合评价井的钻井、测井、试油资料进行的油藏精细描述，油田地质储量从早期评价阶段的1.2×10⁸t增加到3.8×10⁸t，为油田的整体开发奠定了坚实的物质基础。2000年，经过几代渤海人的努力和充分的技术准备，油田二期开发工程启动了，油田完成了整体开发。

海上也发现一些特殊、复杂的油气田，如常见一些电性特征难以识别的所谓低阻油层的油田，也有一些既有低阻油层又有高阻水层，甚至油气藏剖面上形成油气倒挂的特殊地质现象的所谓疑难油气田（图9-29）。

图9-29锦州9-3油田油藏剖面图

对于这类现场通过测井难以识别的油气层或具特殊地质现象的疑难油气田，在油藏描述中，通常以岩石物理研究为主要技术手段，并与其他配套技术相结合，解决这些疑难的技术问题。如渤海辽东湾锦州9-3油田在钻生产井过程中，既见到了低阻油层又见到了高阻水层，还有一些流体性质难以识别的可疑油气层。针对这类疑难油气层，岩石物理研究中以大量岩心样品地面、地下实验结果为依据，选择合适的测井解释技术描述储层，从而准确地标定解释了各类气层。因此，开发阶段的岩石物理研究是精细描述油田、储量挖潜的依据。

总之，不同类型的油气田，在开发、生产不同阶段的油气藏描述，都根据描述的地质需要及预期达到的地质目标，以一项主要技术为依托，配合其他配套技术，完成预期的地质任务。

（四）油气田生产阶段

油田投产以后，便开始了以油藏工程研究为主要技术手段的油藏动态描述，应用常规的油藏工程研究手段或专业油藏工程技术软件或软件包描述油藏的动态特征。研究油气藏地面、地下流体性质、变化规律及对采收率的影响，研究地下流体分布、油藏类型及提高采收率的措施，以及研究油田单井产能、预测油田产能、最终采收率，编制油田生产规划等。油藏动态研究是对油藏静态描述的完善和发展，这一过程一直延续到油气田开发结束。