高含水期剩余油形成机理分布规律及描述方法(石大华东)课件

高含水期剩余油形成机理分布规律及描述方法汇报人：时间：2011年1月4日目录

学习汇报第一章高含水期剩余油形成机理第二章高含水期剩余油分布规律第三章高含水期剩余油描述方法目录

学习汇报第一章高含水期剩余油形成机理第二章高含水期剩余油分布规律第三章高含水期剩余油描述方法考虑粘滞力和毛管力，并假设水为湿相，油为非湿相，毛管半径，原油粘度为,水粘度为。两相界面运动速度(即流速)沿程的变化可用以下公式表示：二、剩余油微观形成机理模型研究1.多根互不连通毛管孔道的两相渗流模型流速与动力和阻力 有关。如果，如同水驱油一样，流速将越来越快，其结果是在不同大小的孔道中，即不同渗透率带的地层中会出现微观和宏观上的指进现象。地层的非均质越严重，孔道大小相差越大，注入水与原油间粘度差越大，则指进现象越严重，油水同产时间也越长。第一章高含水期剩余油形成机理图1.1毛管孔道两相流模型2.不等直径的并联孔道(或称孔隙对子)两相渗流模型

注入水在孔道网络中流动，除受到外加压力，还受到毛细管力、粘滞力和浮力的作用。在忽略浮力的情况下，在外力作用下，毛细管力和粘滞力相互抗争，结果导致石油被粘集在孔道中。第一章高含水期剩余油形成机理对于岩石亲油条件时，在水驱油过程中，毛细管力起到的是阻力作用，在外力作用下，注入水在大孔道中前进速度比较快，则剩余油易被滞留在小孔道中。在岩石亲水条件下，毛细管力为动力。若压差(PA-PB)过小，则毛细管力占优势，细孔道的毛细管力大于粗孔道的毛细管力，则细孔道的油水界面前进速度快于粗孔道在入口和出口的压差(PA-PB)的作用下，水开始进入并联孔道内。细孔道的油水界面优先到达并联孔道的B端，这样粗孔道中部分油被滞留若压差(PA-PB)较大，粘滞力占优势，此时粗孔道的油水界面前进速度比细孔道油水界面前进速度快，且优先到达出口B端，这样细孔道中的油则易被滞留在孔道中图1.2不等径并联孔道两相流模型3.单根变断面毛管的两相混合渗流模型对于单根毛细管的变直径，还必须考虑毛细管弯液面变形所引起的附加阻力。右图示意了变直径油滴欲通过喉道的阻力假设接触角相同，则在孔道中的l点和2点处油滴处于平衡状态，其大小为：如果在施加一个压差，且则油滴会从大毛细管孔道通过小毛细管孔道，否则油滴不发生移动或发生油滴一部分通过小毛细管孔道造成油滴卡断现象。大量研究表明，水驱油过程中常发生油滴卡断现象，卡断下来的非连续油滴，易滞留下来形成剩余油。如右图所示，油在通过喉道时可以发生卡断。第一章高含水期剩余油形成机理图1.3变断面毛管两相流模型三、剩余油微观形成机理1.多孔介质的性质

多孔介质的非均质性使得不同部位对油水的阻力大小以及原油驱替所受动力大小不同。因此不论给储层中的原油施加多大压力，总有一部分原油由于驱替压力不够而不流动，滞留于储层中。同时原油与孔隙表面分子间的吸附，也会使原油停留在孔道中而驱替不出来。2.毛管力作用

亲水毛细管中，毛细管壁常吸附一层水膜，而油则充注毛细管孔腔内。驱替过程中，注入水驱替力、毛细管壁吸附力及界面张力的作用方向一致。因此往往驱油效果好，剩余可动油的储量相对较小。

亲油毛细管中，原油受毛细管壁吸附力作用而附着在毛细管壁上。毛细隔壁吸附力及界面张力的方向与注入水驱替力的方向相反。大毛细管中毛管力相对较小，先被水驱洗，故剩余油主要存在于小毛细管中。第一章高含水期剩余油形成机理

5.岩石润湿性

亲水储层，岩石表面易吸附水分子而排斥油分子，因此水驱油实验中常观察到注入水沿着孔壁渗流推进，形成一部分水沿着大孔道的中部推进驱油，另一部分水穿破油水乳化带沿着孔道壁驱油，使原油被剥离其附着的岩石颗粒表面。

亲油储层亲油储层的岩石表面易吸附油分子而排斥水分子，因此水驱油实验中常观察到注入水沿着大孔道的中轴部位驱替原油，孔喉网络壁上有一层油膜严重孔壁推移流动，在孔道中也残留一部分未驱动原油，随着水驱时间增长，含水程度增加，孔壁上油膜会变薄、变少。

中性储层中剩余油的存在形成性对简单，剩余油总是尽量在孔壁上以油膜形式存在；一般存在于小孔道中。第一章高含水期剩余油形成机理四、剩余油宏观形成机理1.微型构造对剩余油形成的作用

克雷格(FECraig)指出：“在某一流速下，随着地层倾角的增加，油被驱向上的注水动态就会得到改善，但若油被驱向下，其驱动效率则降低。”他引用Leverett方程来说明这个问题：

——油层倾角，以水平线为零，沿倾角向上流动取正值，向下流动取负值。由上式可知，不仅在数值上有变化，因它向上流动为正值，向下流动为负值，故对有重要影响。E.F.Craig指出：“在任何含水饱和度情况下，水向上驱油比向下驱油的值要低”。由此说明向上驱油对油井生产有利。第一章

高含水期剩余油形成机理负向微型构造油井也有三种类型，如图所示。微向斜，因处于低部位，在四个方向上均为向下驱油。微凹槽，因三个方向均处于低部位，故三个方向为向下驱油，一个方向为向上驱油。微断凹，因相对较高一方受断层切割，其余三个方向均为向下驱油。第一章

高含水期剩余油形成机理图1.5负向微型构造不论是小构造阶地还是小绕曲，两个方向均为水平驱油，一个方向为向上驱油，另一个方向为向下驱油。斜面微型构造油井生产有利的上驱方向与下驱方向相互抵销，生产受其驱油方向的影响，一般都好于负向油井。第一章

高含水期剩余油形成机理图1.6斜面微型构造第一章

高含水期剩余油形成机理2.断层封闭性对剩余油形成的作用断层封闭性对多数砂层组的剩余油分布有控制作用。由于断层封堵，使得断层附近的油井一般为单方向受效，靠近断层区域水驱效果差，加上断层的封闭性较好，便可形成较有利的剩余油富集区。3.沉积相带的变化对剩余油分布的作用

边缘微相带的井层剩余油相对富集，但位于中心微相带的井层，尤其是位于封闭性断层附近，微型构造的相对高部位剩余油饱和度仍偏高，加之在中心微相带的井层油层厚度较大，其内部的剩余油储量仍占相当比例。4.注采系统不完善及油层动用程度的差异对剩余油形成的作用

平面上，由于受储层分布和连通性的影响，在油层的局部地区难以形成完善的注采井网，致使水驱油效率较低，从而形成平面剩余油相对富集区。

纵向上，由于油层多，层间矛盾大，且一些油水井都为大段的合注合采，致使油层动用程度出现差异，一部分油层基本未动用或动用程度低。在不吸水或吸很少水的注水井附近和不产油或产很少油的采油井附近都有剩余油存在。目录

学习汇报第一章高含水期剩余油形成机理第二章高含水期剩余油分布规律第三章高含水期剩余油描述方法第二章高含水期剩余油分布规律一、宏观剩余油分布规律

从剩余油成因和分布看，高含水期的剩余油在油层的分布特征是：高度分散，相对富集。一般来说，研究宏观高含水期剩余油分布应该从平面、垂向两个方向考虑。平面分布形态平面分布区域纵向上多为孤岛状或窄条带状大断层附近、断层边角区、砂体边部和岩性变化带，薄层、“土豆”状油砂体

物性相对较差的低渗透层中第二章高含水期剩余油分布规律1.2砂岩边部剩余油在砂体边部，一般储层物性相对较差，砂体的中部，孔渗性较好，难以赋存剩余油。在油田投入开发早期，由于受当时工艺条件的限制，边部油井产能较低，因此采出程度较低。进入油田开发后期，高渗透油层已水淹，剩余油相对赋存于砂体边部的低渗透区域。1.3注水（聚）非受效区剩余油由于油层的非均质性或者是不同注采井网位置的影响，沿着连接注入井井点与采油井井点的方向，油层受效好，水洗程度高，剩余油饱和度较低，而在其他方向，尤其是垂直于连接注入井与采油井方向上，油层受效小，或者是没有受效，剩余油饱和度高。如图2.2所示。多口油井和多口水井间的滞留区，主要是因多井相互干扰产生的压力平衡区，其剩余油饱和度也高。第二章高含水期剩余油分布规律图2.2注水非受效区剩余油第二章高含水期剩余油分布规律2.剩余油垂向分布规律2.1层间剩余油分布层间剩余油的分布主要受层间非均质性的影响。从而导致均质性较好、物性好的小层水淹早，采收程度高，而剩余油分布在非均质性较强、物性较差的小层内富集。2.2层内剩余油分布层内剩余油分布，主要受沉积韵律的影响。尤其是渗透率下高上低的正韵律油层。在注水过程中，注入水大量进入油层的下部并沿着高渗带快速突进。重力作用又加剧了下部油层水洗程度，这就使得油层上部可以赋存剩余油。第二章高含水期剩余油分布规律

层内夹层对后期剩余油成因和分布规律起着主导作用,夹层分割控油的模式有“偏心夹层控油”和“中心夹层控油”。偏心夹层控油是指夹层位于油层顶部和底部时，夹层与隔层之间形成剩余油富集（图2.3）；中心夹层控油是指发育在油层中部的多个夹层形成的多段互层状剩余油富集（见图2.4）。图2.4偏心夹层控油图2.5中心夹层控油3.2河流沉积砂体剩余油分布模式第二章高含水期剩余油分布规律图2.7河流沉积砂体剩余油分布注入水也是沿主河道厚砂体主流线方向快速突进，水淹程度高，而河道边缘薄层砂体渗透率相对低，水洗程度差。因此，平面上河道边缘砂体中剩余油相对富集。纵向上，河道砂体粒径具有下粗上细，渗透率下高上低的特点，砂体上部或顶部水淹程度低，但辫状河道砂体的水淹程度明显好于曲流河道砂体，因此，剩余油主要分布于辫状河道砂体的上部和曲流河道砂体的上、中部。

河道边缘砂体以及决口扇沉积砂体厚度薄，粒径细，渗透率多呈中到低渗，因此，这部分砂体中的原油动用程度低或根本没有动用，因而成为剩余油富集区。3.3三角洲沉积砂体剩余油分布模式第二章高含水期剩余油分布规律垂向上，砂坝砂体多呈反韵律，水淹程度和水淹厚度较大，但在底部仍有部分低渗带未能水洗或注入水波及程度低，因而可以成为剩余油相对富集区。水下河道砂体垂向上呈正韵律，上部水洗程度低，水下河道边缘泥质含量增多，渗透率相对低，因此，水下河道的上部和边缘微相带仍有部分原油尚未驱替，因而成为剩余油相对富集区。三角洲平原沉积砂体的剩余油分布与曲流河沉积砂体剩余油分布形式类似，剩余油主要富集于主河道砂体的中、上部以及河道边缘相带的砂体中图2.8三角洲沉积砂体剩余油分布三角洲前缘，平面上，注入水首先沿砂体轴部突进，随后逐渐向两侧扩展，注入水波及程度较高，层内水淹厚度大。但砂坝两侧的侧翼及道间浅滩砂体岩性变差，泥质条带或夹层增多，所以剩余油相对富集。

第二章高含水期剩余油分布规律二、微观剩余油分布规律一般来说，研究微观高含水期剩余油分布特征有两类：一类是占较多孔隙的连片状剩余油，它分为水波及域外的片状剩余油和水波及域内的簇状剩余油；另一类是占据较少孔隙的分散型剩余油，主要有柱状、膜状、角状、斑块状和孤岛状等形式。“孤岛状”剩余油是亲水孔隙结构中特有的一种形式的剩余油。在水驱油过程中，注入水沿着亲水的岩石壁面或壁面上的水膜前进，在孔隙内的油被完全驱走之前，水已占据了油流通道前的喉道，使油流被卡断，油滴的形式留在大孔隙内。角状剩余油是指被水驱扫过后密封于死角或孔隙盲端的剩余油，而与其相连的孔喉则大部分被水取代。它存在于大量的孔隙盲端中，且盲端越深，其剩余油量越大。第二章高含水期剩余油分布规律a.柱状剩余油b.角状剩余油c.膜状剩余油d.“孤岛状”剩余油e斑状剩余油图2.10剩余油的分散状分布柱状剩余油主要存在于连通孔隙的喉道处，特别是在那些细长的喉道中更加明显。它主要有两种形式：一种是存在于并联孔道中的细喉道内；另一种是存在于“H”形孔道内。膜状剩余油主要存在于亲油的孔隙结构中,由于油在岩石壁面的附着力大于水驱过程的剪切力，注入水在孔隙中间通过，使粘附在岩石表面的油留下，形成油膜或油环，它在油湿孔隙中普遍存在。斑块状剩余油多指较大的孔隙中部分空间被剩余油占据，或在大孔道中因流速降低，冲刷能力较弱，当孔道中形成连续水相后，一些附着在孔壁附近的原油不易被水驱走，从而形成斑块状剩余油。2.分散型剩余油目录

学习汇报第一章高含水期剩余油形成机理第二章高含水期剩余油分布规律第三章高含水期剩余油描述方法第三章高含水期剩余油描述方法一、油藏工程描述方法1.综合分析法

综合分析法是利用精细地质研究成果、动态分析资料、测井解释资料、密闭取芯检查井、数值模拟结果等进行综合分析，全面研究剩余油在平面、层内、层间的分布规律，找出剩余油富集区，提出提高采收率的挖潜措施。2.计算法

计算法是根据单井生产数据，采用油藏工程方法计算某一生产时刻的该井的剩余油饱和度、剩余储量等。油藏工程计算法主要有物质平衡法、无因次注入—采出法、水驱特征曲线法、渗饱—水驱曲线法、水线推进速度法等。第三章高含水期剩余油描述方法2.1物质平衡法基本原理是计算地下岩石孔隙中油所占有的体积，然后用地面重量单位或者体积单位表示，其基本公式为：该方法适用于油藏开采一段时间，地层有明显压降（大于1MPa），或已经采出可采储量的10%。对于油藏类型，较适用于封闭型的未饱和油藏、高渗透性的小油藏及连通性较好的裂缝性油藏等，而对于低渗透的饱和油藏计算结果不理想。第三章高含水期剩余油描述方法2.2无因次注入—采出法

油井注入量、采出量与采出程度有如下关系：当进入特高含水期后，采出程度与注入倍数有：联立上面三式可得剩余采出程度以及剩余可采丰度为：该方法可以用于计算区块、井组的水驱控制储量，水驱可采储量，剩余油采出程度，剩余可采储量丰度等。该方法适于区块或层系以及规则井网或注采方式较为固定的井组单元的剩余油指标的计算，对于不规则井网单元计算效果相对较差。第三章高含水期剩余油描述方法2.3水驱曲线法

当水驱油田进入中、高含水期后，其累计产油与累积产水满足以下关系式：上式变换得采出程度：

则目前剩余油饱和度表达式为：

该方法可以用于计算小层、区块、单井点的水驱可采储量、剩余可采储量、可采储量采出程度以及剩余油饱和度等。适用于水驱油田高含水期、特高含水期层系或单井的剩余油定量描述。第三章高含水期剩余油描述方法2.4水线推进法（1）根据达西渗流公式，注入水在平面上的推进速度：对于线性排状开发系统，采用渗流阻力法有：（2）做出相对水线推进速度与深度关系图。相对水线推进速度第三章高含水期剩余油描述方法（3）计算分层参数分层剩余储量：剩余油饱和度：该方法可用于注水开发油藏层内或层间各相对均质段水线推进速度、剩余储量、剩余油饱和度的计算。

第三章高含水期剩余油描述方法2.5渗饱-水驱曲线法利用水驱特征曲线和相渗曲线来计算剩余油饱和度的，计算步骤如下：(1)制作水驱特征曲线，回归系数。

(2)做出相对渗透率比与含水饱和度关系曲线。

(3)求水驱控制储量。

(4)求生产井出口端含水饱和度。(5)求剩余油饱和度、剩余可动油饱和度。第三章高含水期剩余油描述方法二、地质法1.沉积微相研究

沉积微相是指在沉积亚相带内具有独特的岩性、岩石结构和构造、厚度、韵律性等剖面沉积特征及一定的平面分布配置规律的最小单元。沉积微相不同，储层特性可能完全不同，详细划分沉积微相，不仅有助于解决砂体连续分布、油水关系或注采不对应的多相叠加问题，而且可以根据微相的储集特性寻找剩余油富集带，为剩余油挖潜提供方向。2.微构造研究实践证明，圈闭构造背景上的细微起伏通常为剩余油相对富集区。第三章高含水期剩余油描述方法3.储层单元研究一个储集体可以划分为若干流动单元块体。在块体内部，影响流体流动的地质参数相似，块体间表现了岩性和岩石物理性质的差异性。定义流动带指标KFZI和油藏品质指数HRQI为：KFZI-HRQI的双对数图中，同一直线上的样品具有相似的孔喉特征，从而构成一个水力流动单元。KFZI值越高，原始含油饱和度的差别越大，相应的油层动用程度越高，同时剩余油饱和度仍然较高，据此建立用计算剩余油饱和度的公式：4.地质储量丰度定量研究

数值模拟时，应用储量丰度等值线图能将地下剩余油分布定量描述清楚。油藏开发到某一时刻，第（i，j，k）网块的地质储量丰度：

从而求出油藏开发到某一时刻网块的剩余油地质储量丰度，然后绘制储量丰度等值图。5.多级模糊综合评判法多级模糊综合评判方法综合分析储层地质特征和开发动态的多种控制因素，就能绘制出较准确的剩余油分布图。5.1多级模糊评判原理建立指标因素集建立指标权重集建立评语集建立评价集一级模糊评判就是对影响剩余