剩余可动油计算方法

⑴ 研究方法

大庆油田剩余油研究主要采用精细地质研究、岩心分析、测井等方法。精细地质研究的重点是：在垂向上将油层细分成单层，在平面上细分出沉积微相，详细解剖单砂体内部结构、构造、沉积韵律，微幅度构造及小断层，寻找出与断层切割有关的剩余油。因此，精细地质研究的重点是影响油水分布的油层宏观非均质性及其构造因素等。其关键是确定井间砂体的边界位置及各砂体之间的连通关系，预测砂体内部的结构、构造及物性参数变化。通过对岩心的观察、实验分析，不仅可以取得其他方面的一些资料，还可以真实地了解油层水淹规律，认识和掌握在不同开发阶段、不同含水阶段油层水淹特征，搞清剩余油分布。注水开发的油田，对水淹层的确定，除依据极少量取心井对岩心观察分析实验外，主要参考测井对水淹层的解释。

1.精细地质研究

（1）垂向上将油层细分成单层

以往沉积相研究重点是由河道砂体形成的厚油层。所划分的沉积单元是单一河道或单一三角洲的沉积旋回，而在每期河流或三角洲的沉积过程中，由于河流的多次决口泛滥或周期性洪水事件，在河间和三角洲前缘地区形成了复杂的多期砂体叠加沉积。现在调整挖潜的对象重点转向了低渗透薄油层，精细地质研究中必须将薄互层在垂向上细分出单层。这种单层既是在一定范围内可以追溯对比的同一沉积成因单元，也是相对独立的油水流动单元。

（2）平面上细分出沉积微相

在以往细分沉积相研究中，只划分出了河道砂、河间薄层砂、前缘席状砂等沉积类型。根据油田调整挖潜的需要以及对砂体成因认识的不断加深，需要在原来的基础上进一步细分沉积微相。将河道砂细分为主河道砂、废弃河道砂（或牛轭湖）、决口河道砂等微相类型，并确定出河道的类型。将河间薄层砂细分出天然堤、决口扇、泛滥薄层砂等微相类型。将三角洲前缘相细分出水下河道、河口坝、水下决口扇、水下天然堤、席状砂等微相类型。根据不同的沉积微相预测砂体的几何形态及其组合特征。

（3）详细解剖出单砂体的内部结构、构造

不同沉积成因的单砂体，其内部结构、构造和非均质特征有所不同。在油田注水开发中，砂体内部结构及由各种沉积界面所形成的薄夹层，影响着油层的动用状况和剩余油分布。根据单砂体的成因类型，确定单砂体内部薄夹层的分布模式、延伸方向、规模大小、分布密度等是精细地质研究的重要内容。并且要推测出砂体厚度和渗透率的分布规律，预测性地进行井间油层参数的插值，建立起各类油层的精细地质模型。

（4）研究沉积韵律

沉积韵律是指在沉积过程中岩性由粗到细或由细到粗的顺序在地层纵向剖面上重复出现的组合。

大庆油田一般出现三种类型沉积韵律。即正韵律（自下而上由粗变细的规律）、反韵律（自下而上由细变粗的规律）、复合韵律（即细—粗—细或粗—细—粗的韵律）。由于沉积韵律不同，油层水淹规律也不一样，如正韵律油层，水驱过程中，油层底部水淹严重，则剩余油往往分布在油层上部；反韵律油层，水驱过程中注入水首先沿着油层上部较高渗透段向前推进，同时在重力的作用下，使注入水进入下部低渗透段，相对水淹较均匀。要搞清沉积韵律，首先必须详细观察岩心，再对照测井曲线判断。

（5）研究微幅度构造

为了认清地下单砂体的埋藏状况，必须绘制单砂层的微幅度构造图。油藏的整体构造形态受大地构造运动和区域应力场的控制。但由于局部地区受小范围古地形地貌及差异压实作用的影响，不同层位的单砂层还会形成局部的微幅度起伏。这种微构造对注入水的分布也有一定控制作用，尤其是对大面积分布的厚油层。因此，必须以较密集的等值线（间距应小于5m）绘制出单砂层顶界或底界的等深图，才能显示出微构造形态。

（6）识别出小断距断层

利用密井网资料提高识别和组合断层的精度，也是精细地质研究中的一项内容。对于低渗透薄油层，几米断距的小断层也会影响其连续性，阻挡油水的流动，在断层附近形成剩余油富集部位。因此，必须把油层部分2～10m断距的小断层识别出来，并利用密井网资料合理地进行断层组合，确定出小断层的走向和倾向，分析小断层对油田注水开发的影响，寻找出与断层切割有关的剩余油分布。

2.用岩心研究剩余油分布

在高含水后期钻取心检查井（包括密闭取心），了解不同类型油层水淹状况，取得油水饱和度资料，研究剩余油分布特征。

（1）用岩心资料判断水淹层和确定驱油效率的方法

油田注水开采过程中，随着注入水不断地注到油层中，储油层孔隙内油、水饱和度也随之变化。在单一油层内受到注入水驱替部分叫水洗；未受到注入水驱替仍保持原始含油、含水饱和度的状况称未水洗。水洗后的油层在岩性、含油性、物性等很多指标发生明显变化，这些变化特征是密闭取心检查井判断是否被水洗的指标，或称水洗指标。评价油层水洗程度一般用水洗级别、油层水淹厚度、水淹厚度百分比及驱油效率等参数表示，它是表明油层开采效果的综合指标。

在判断油层水淹过程中，是以单块岩样的水洗为基础，以各项水洗指标变化进行综合判断分析，仅用一、二项指标是不可靠的。在各项指标中，应以含水饱和度的变化为主。目前已应用数理统计方法进行油层水洗图版的研究，从而提高了判断精度。

大庆油田目前单块岩样判断水洗的方法是根据水洗后岩性、含油性及物性变化为主要特征，其主要指标有：水洗岩心的岩性特征，目前含水饱和度，氯化盐含量等。

用上述主要指标确定岩样水洗时，也可以配合岩石润湿性测定结果及地球物理解释成果等。同时，也要考虑油田实际注水系统，油层连通状况，开采动态等资料综合分析，从而作出正确的结论。

（2）用岩心研究油层见水规律

对水洗岩心观察可以发现，同一油层的不同部位的岩心水洗程度差别很大，这是由于岩石的非均质性造成的。岩石的颗粒大小和均匀程度，层理发育程度，薄夹层及含有物的多少，都直接影响水洗效果。如颗粒粗而均匀的岩石，渗透率就高，水洗程度就好；层理越发育的层段，水洗越不均匀；薄夹层和泥砾、钙砾发育的部位渗透性差，水洗效果就差。通过大量的密闭取心井岩心水淹实际资料得知，油层非均质类型不同，其水洗厚度、强水洗增长趋势不同，开发效果差别很大。如正韵律油层在水驱开采过程中，层内矛盾突出，底部水洗严重，水洗厚度小，强水洗段出现得早，强水洗厚度小，强水洗段平均驱油效率高。整个油层水洗厚度、强水洗厚度随注水倍数的提高增长缓慢。水洗特征是：注入水首先沿着底部高渗透段向前突进，由于重力的作用、油水粘性窜流及偏亲油油层的毛管力作用使其突进速度加剧，起到了不利于水洗波及体积扩大的作用，致使正韵律油层底部水洗严重，水洗波及体积减小，层内动用状况很不均匀。在开采中，主要是底部发挥作用，随着油井见水，正韵律油层底部耗水量迅速增加，很快造成底部含水饱和度并出现强水洗段。

由于注入水沿底部高渗透层冲刷，使正韵律底部强水洗段岩性、物性发生变化。室内实验研究和检查井岩心分析资料表明，由低矿化度的注入水对油层岩石颗粒间及其表面的粘土类、盐类胶结物及附着物的机械冲刷破碎，水解稀释等物理的、化学的改造作用增强。同时受到注入水大倍数冲刷后的强水洗岩心，岩石氯化盐含量一般要降低50%～80%，孔隙半径（主要是沟通孔隙的喉道半径）约增大1倍左右，空气渗透率由于孔喉迂曲率的改变也将增大，岩石原来的孔喉关系也会发生改变，主要表现为压汞退出毛管压力曲线左移，即水银退出效率降低。

同时岩石表面润湿性随着含水饱和度的提高，由偏亲油向偏亲水方向转化。

所有这些变化从微观上提高了强水洗段的水驱油效率，加剧了正韵律油层的层内矛盾，不利于纵向上、平面上的水洗厚度的提高和水洗波及体积的扩大，使底部强水洗段渗透阻力越来越小而成为注入水的畅流通道，即注入水顺着强水洗段被大量采出。

在油层顶部驱油效率较低，从而形成剩余油的分布。

3.应用地球物理测井方法研究剩余油分布

目前，大庆油田水淹层测井解释主要是沿用常规水淹层解释方法。C/O能谱测井与多井评价联合确定区块剩余油饱和度分布取得初步成果。

90年代末，大庆油田针对目前剩余油饱和度分布描述存在的周期长、精度差、成本高、易污染等问题，开展了利用碳氧比能谱测井资料、多井评价与三维精细地质建模相联合寻找区块剩余油富集区并确定剩余油饱和度分布的研究工作。这是一项最经济、很有效的方法，其特点是可以获得储集层目前剩余油饱和度分布。

利用该方法，1999年对大庆第五采油厂杏13区剩余油饱和度分布描述进行了探索性研究工作，并见到了初步效果：①多井解释为区块地质分析提供了基础；②可分析出井间砂体分布、连通状况，从注水井杏13—11—234井为中心与8口生产井之间的剖面图看出注水井位于低孔隙带，是较理想的注水井；③利用碳氧比能谱测井与多井评价联合预测出了该区块的剩余油分布，给出了可动油分布预测图，从所编绘的图件看出杏13—丁2—检P336井附近可动油饱和度较高，与第五采油厂精细地质研究结果基本一致。此项工作表明，碳氧比能谱测井与多井评价联合不仅能描述区块剩余油饱和度的分布，还可进一步研究区块可动油的分布，这对油田注采方案设计及三次加密调整具有重要指导意义。

4.用其他多种方法研究剩余油分布

研究剩余油分布除主要依靠上述一些方法外，还可利用准确的分层测试资料搞清各井点的油水及压力状况，自喷油井常用涡轮测试、“204”测试及找水测试测出出油剖面，而抽油井可采用气举找水等录取分层资料。

另外，对于未划储油层的含油状况，可参考荧光测试结果确定含油程度。

总之，油层内油、气、水交错渗流，要搞清油、水分布是一件非常复杂的工作，必须通过各种手段和途径，在积累丰富的油田地质、开发动态资料的基础上，应用多种方法进行综合分析判断，才能比较清楚地搞清油层内剩余油的分布。

⑵ 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

［1］吕晓光，赵翰卿，付志国，等.河流相储层平面连续性精细描述［J］.石油学报，1997，18（2）：66～71.

［2］徐安娜，穆龙新，裘怿楠，等.我国不同沉积类型储集层中的储量和可动剩余油分布规律［J］.石油勘探与开发，1998，25（5）：41～44.

［3］陈清华，曾明，章凤奇，等.河流相储层单一河道的识别及其对油田开发的意义［J］.油气地质与采收率，2004，11（3）：11～15.

［4］张建宁，韩文功，阎昭岷，等.单一河道砂体边界地质模型及其地震正演响应特征［J］.油气地球物理，2006，4（4）：32～35.

［5］何宇航，于开春.分流平原相复合砂体单一河道识别及效果分析［J］.大庆石油地质与开发，2005，24（2）：17 ～19.

［6］舒志华，张立有，刘刚.复合砂体中单一河道的识别方法［J］.大庆石油地质与开发，2006，25（4）：18～21.

［7］赵翰卿.储层非均质体系、砂体内部建筑结构和流动单元研究思路探讨［J］.大庆石油地质与开发，2002，21（6）：16～18.

［8］Leeder M R.Fluviatile fining upwards cycles and the magnitude of paleochannels［J］.Geological Magazine，1973；110：265～276.

［9］Lorenz J C，Heinze D M，Clark J A，et al.Determination of width of meander-belt sandstone reservoirs from vertical downhole data，Mesaverde Group，Piceance Greek Basin，Colorado［J］.AAPG Bulletin，1985，69：710～721.

［10］Schumm S A.Fluvial paleochannels.In：Rigby J K and Hamblin W K，eds.Recognition of ancient sedimentary environments［C］.SEPM special published 16，1972，98～107.

［11］Miall A D.The geology of fluvial deposits：sedimentary facies，basin analysis and petroleum geology［M］.Berlin，Heidelberg.New York：Springer-Verlag.1996：57～98.

［12］刘波，赵翰卿，王良书，等.古河流废弃河道微相的精细描述［J］.沉积学报，2001，19（3）：394～398.

⑶ 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：

油气田开发地质学

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：

油气田开发地质学

第k目标层组甲型水驱曲线：

油气田开发地质学

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

⑷ 油田开发动态调整的必要性和原则分别是什么

必要性：随着油田多年的勘探开发，会逐渐进入高含水开发阶段，地下剩余可动油趋于总体分散而复杂化，稳产难度越来越大；而资金短缺、成本上升等对措施的有效性又提出了越来越高的要求。 油田动态分析作为一项搞好油藏管理的基础性和经常性的技术工作，在提高措施有效率和改善油田开发效果方面发挥着越来越重要的作用 。
原则：油田动态分析是以齐全准确的静态、动态及监测资料为依据，从开发指标变化和开发效果分析评价入手，掌握油田开发态势、发现开发矛盾、明确开发潜力，进而提出下步开发调整方向与措施建议，实现油藏开发的最优化。取全取准第一性资料是搞好动态分析的前提；深入剖析开发中存在的问题和潜力是动态分析的关键；及时采取有效措施力争油藏实现稳升是油藏动态分析的目标。