油田動態(tài)分析

油田動態(tài)分析第1頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一油藏工程方案—《油藏工程管理規(guī)定》1.油藏評價部署方案（油藏評價前）“油田開發(fā)概念設計”，主要根據(jù)評價目標區(qū)的地質(zhì)特征和已有的初步認識，勘探提交的控制儲量的基礎上，提出油井產(chǎn)能、開發(fā)方式以及生產(chǎn)規(guī)模。1）可能的含油層系、產(chǎn)油層厚度、面積及地質(zhì)儲量；2）可能的開發(fā)方式、開發(fā)層系及井網(wǎng)部署3）預測產(chǎn)能規(guī)模第2頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一2.油田開發(fā)方案（油藏工程部分）油藏評價結(jié)束后完成油田或區(qū)塊開發(fā)方案，油田開發(fā)方案是產(chǎn)能建設的基礎。開發(fā)方案編制結(jié)束提交探明儲量。主要內(nèi)容包括：油藏地質(zhì)、開發(fā)原則、開發(fā)方式、開發(fā)層系組合、開發(fā)井網(wǎng)、注采系統(tǒng)、監(jiān)測系統(tǒng)、開發(fā)指標預測（生產(chǎn)能力預測）、采收率估算。實施后考核指標：產(chǎn)能到位率：一般油田≥90%；復雜斷塊油田≥85%“初期平均含水率”符合率：一般油田≥90%；復雜斷塊油田≥85%水驅(qū)控制儲量：一般油田≥90%；復雜斷塊油田≥85%油藏工程方案—《油藏工程管理規(guī)定》第3頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一2.油田開發(fā)調(diào)整方案（油藏工程部分）主要內(nèi)容：1）精細油藏描述：油藏再認識，主要成果是量化剩余油分布，建立三維地質(zhì)模型。2）開發(fā)動態(tài)分析及效果評價：主要開發(fā)指標分析；層系、注采井網(wǎng)及開發(fā)方式適應性分析；采收率和可采儲量計算；存在的問題及潛力分析。3）開發(fā)調(diào)整方案部署：調(diào)整目的、對象及部署結(jié)果4）開發(fā)調(diào)整指標預測（產(chǎn)能預測）及實施要求。油藏工程方案—《油藏工程管理規(guī)定》第4頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一2.油田開發(fā)調(diào)整方案（油藏工程部分）實施后評價和考核的主要指標：“單井初期日產(chǎn)油量”符合率：≥80%；“單井初期含水率”符合率：≥80%；產(chǎn)能到位率：≥90%；新增可采儲量預測誤差：≤10%。油藏工程方案—《油藏工程管理規(guī)定》第5頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一產(chǎn)能貢獻率：新建原油產(chǎn)能項目實施當年的產(chǎn)油量與建成能力的比值。產(chǎn)能到位率：新建原油產(chǎn)能項目建成投產(chǎn)后第二年的年產(chǎn)油量與建成能力的比值。產(chǎn)量符合率：新建原油產(chǎn)能項目投產(chǎn)第二年以后（第三年、第四年和第五年）實際的年產(chǎn)油量與開發(fā)方案預測的同年產(chǎn)量的比值。新建原油產(chǎn)能“三率”指標第6頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一1.油田動態(tài)分析及主要內(nèi)容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產(chǎn)技術(shù)指標及計算（或確定）方法5.可采儲量（采收率）及計算方法6.水驅(qū)潛力評價方法內(nèi)容第7頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一在油田開發(fā)過程中，運用各種監(jiān)測方法采集到的大量第一性資料，進行深入分析、不斷認識地下油水運動規(guī)律及其發(fā)展變化，及時發(fā)現(xiàn)和提出解決各種問題的辦法。每年進行的改善油田開發(fā)效果各類措施，比如開發(fā)調(diào)整（鉆新井、層系、井網(wǎng)、開發(fā)方式）、“穩(wěn)油控水”的綜合治理的重要基礎之一就是油藏動態(tài)分析。油田動態(tài)分析包括：生產(chǎn)動態(tài)分析、油井井筒內(nèi)升舉條件分析和油層（藏）動態(tài)分析三個方面的內(nèi)容。油田動態(tài)分析第8頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一生產(chǎn)動態(tài)分析亦稱單井動態(tài)分析，包括油井動態(tài)和注水井動態(tài)分析，是油田生產(chǎn)管理經(jīng)常性的基礎工作。油井動態(tài)分析包括：分析壓力、產(chǎn)量、含水變化，搞清見水層位，來水方向及井下技術(shù)狀況，判斷工作制度是否合理及生產(chǎn)是否正常等。注水井動態(tài)分析包括：分析井口壓力、注水量及吸水能力變化，判斷井下故障等。生產(chǎn)動態(tài)分析第9頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一生產(chǎn)動態(tài)分析主要指標注水狀況分析：注水量、吸水能力油層壓力狀況：油層壓力分布，以及油層壓力與注水量、注采比之間的關(guān)系含水率變化：含水與注采比、采油速度合理界限油井生產(chǎn)能力：采油指數(shù)、采液指數(shù)變化，油井利用率、時率、遞減率（綜合遞減率、自然遞減率）、措施效果。生產(chǎn)動態(tài)分析第10頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一油層（藏）動態(tài)分析搞清各類油層中油水的分布及其運動狀況、吸水能力和產(chǎn)油能力變化，地層壓力及滲流阻力變化，含水率及產(chǎn)量變化，油層及流體性質(zhì)變化，儲量動用及剩余油分布等，為挖潛油層潛力提供依據(jù)。油藏動態(tài)分析：以井組（或開發(fā)單元、區(qū)塊）為單元，搞清油層產(chǎn)量、壓力和含水率的變化狀況，吸水能力及注采平衡狀況等。油水分布及水線推進狀況，儲量動用及潛力分布狀況等。針對出現(xiàn)的問題提出各種有效措施，不斷提高井組開發(fā)效果。第11頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一油藏動態(tài)分析主要內(nèi)容油藏地質(zhì)特征再認識：層系、井網(wǎng)、注水方式適應性：比如不同井網(wǎng)、井距下各類油層水驅(qū)控制程度、油砂體鉆遇率、水驅(qū)采收率等方面分析其適應性。油田穩(wěn)產(chǎn)基礎分析：儲量替換率、儲采比狀況新井、老井及措施增油的變化油層（藏）動態(tài)分析第12頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一油藏動態(tài)分析油藏動態(tài)分析主要內(nèi)容油層能量保持狀況儲量動用及剩余油分布狀況：各類重大措施（壓裂、補孔、調(diào)剖、卡堵水）對儲量動用影響儲層的連通狀況的分類統(tǒng)計，不同井網(wǎng)控制程度下儲量的動用、水驅(qū)控制程度及剩余油分布狀況注入水縱向、橫向波及及水洗狀況第13頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一油藏動態(tài)分析油藏動態(tài)主要主要分析水驅(qū)油效率分析取心、室內(nèi)做水驅(qū)油實驗確定水驅(qū)油效率（微觀水驅(qū)油效率）油水相滲曲線確定水驅(qū)油效率類似油藏、經(jīng)驗公式確定油田可采儲量及采收率：計算可采儲量（方法的實用性）分析影響水驅(qū)采收率的因素（油藏、流體的屬性，開采方式及工藝技術(shù)以及經(jīng)濟）第14頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一1.月（季）度生產(chǎn)動態(tài)分析主要應用開發(fā)動態(tài)資料分析油田生產(chǎn)形勢和措施效果，發(fā)現(xiàn)生產(chǎn)動態(tài)存在的主要矛盾，制定相應調(diào)整措施，確保各項開發(fā)指標的完成。主要內(nèi)容：1）原油生產(chǎn)計劃完成情況2）主要開發(fā)指標（產(chǎn)油量、產(chǎn)液量、含水、注水量、注采比、地層壓力、遞減率等）的變化情況及原因3）主要增產(chǎn)、增注措施效果及影響因素分析《油藏工程管理規(guī)定》有關(guān)動態(tài)分析規(guī)定第15頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一2.年度油藏動態(tài)分析主要是搞清油藏動態(tài)變化，為編制第2年的配產(chǎn)、配注方案和調(diào)整部署提高可靠依據(jù)。重點分析的內(nèi)容：1）注采平衡和能量保持利用狀況（1）注采比的變化與壓力水平的關(guān)系，壓力系統(tǒng)和注采井數(shù)比的合理性。（2）確定合理的油層壓力保持水平，分析能量利用保持是否合理，提出配產(chǎn)、配注方案和改善注水開發(fā)效果的措施?！队筒毓こ坦芾硪?guī)定》有關(guān)動態(tài)分析規(guī)定第16頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一2）注水效果分析（1）分析區(qū)塊注水見效情況、分層注水狀況，提出改善注水狀況措施；（2）分析注水量完成情況、吸水能力的變化及原因（3）分析含水上升率、存水率、水驅(qū)指數(shù)，并與理論值進行對比，評價注水效果、波及效率、注采比、注采對應率?！队筒毓こ坦芾硪?guī)定》有關(guān)動態(tài)分析規(guī)定第17頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一3）分析儲量利用程度和油水分布狀況（1）應用吸水剖面、產(chǎn)液剖面、密閉取心等資料，分析油層動用程度、儲量動用狀況。（2）利用不同開發(fā)階段驅(qū)替特征曲線，分析儲量動用狀況及變化趨勢；《油藏工程管理規(guī)定》有關(guān)動態(tài)分析規(guī)定第18頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一4.分析含水上升率與產(chǎn)液量變化情況（1）應用實際含水與采出程度關(guān)系曲線和理論計算曲線對比，分析含水上升率變化趨勢及原因，提出控制含水上升措施。（2）分析產(chǎn)液量結(jié)構(gòu)的變化，提出調(diào)整措施。5.分析主要增產(chǎn)增注措施效果。對主要措施（如壓裂、酸化、堵水、補孔、增注等）要分析措施前后產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、含水率、注水量、井底壓力的變化和有效期?！队筒毓こ坦芾硪?guī)定》有關(guān)動態(tài)分析規(guī)定第19頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一6.總結(jié)油田開發(fā)重點工作的進展1）精細油藏描述2）（新）老區(qū)產(chǎn)能建設3）重大開發(fā)實驗4）區(qū)塊綜合治理《油藏工程管理規(guī)定》有關(guān)動態(tài)分析規(guī)定第20頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一1.油田動態(tài)分析及主要內(nèi)容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產(chǎn)技術(shù)指標及計算（或確定）方法5.可采儲量（采收率）及計算方法6.水驅(qū)潛力評價方法內(nèi)容第21頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一低粘油：μo≤5mpa.s（吐哈、塔里木）中粘油：μo＞5～20mpa.s高粘油：μo＞20～50mpa.s稠油：μo＞50mpa.s（遼河、新疆）普通稠油：μo＞50～10000mpa.s特稠油：μo＞10000～50000mpa.s超稠油：μo＞50000mpa.s凝析油：一般原油相對密度＜0.8揮發(fā)油：一般原油相對密度＜0.825，體積系數(shù)＞1.75高凝油：凝固點＞40℃的輕質(zhì)高含蠟原油按原油性質(zhì)分（按油層條件下的原油粘度分）第22頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一特高滲透：k≥1000×10-3μm2高滲透：1000＞k≥500×10-3μm2中滲透：500＞k≥50×10-3μm2低滲透：50＞k≥5×10-3μm2特低滲透：k＜5×10-3μm2按滲透性分類（空氣滲透率）：第23頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一層狀：上下均被不滲透地層所封隔，受固定層位控制單層狀、多層狀塊狀：儲集層厚度大，內(nèi)部沒有不滲透巖層間隔而呈整體塊狀，頂部為不滲透巖層覆蓋，下部為底水襯托?？紫缎停簝蜐B流石油的空間主要為孔隙（＞90%）雙重介質(zhì)型：儲集和滲流石油的空間主要既有孔隙又有裂縫（孔隙＞10%，裂縫＞10%）裂縫型：儲集和滲流石油的空間主要為裂縫（＞90%）按儲集層形態(tài)分類第24頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一天然能量中高滲透注水砂巖油藏：特高滲透：k≥1000

高滲透：k≥500～＜1000

中滲透：k≥50～＜500低滲透砂巖油藏低滲透：k≥5～＜50

特低滲透：k＜5復雜斷塊油藏中高滲透：k≥50，低滲透：k＜50裂縫性砂巖油藏礫巖油藏裂縫性碳酸巖油藏特殊類型油藏常用的油藏分類（油藏數(shù)據(jù)手冊）第25頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一1.油藏動態(tài)分析及主要內(nèi)容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產(chǎn)技術(shù)指標及計算（或確定）方法5.可采儲量（采收率）及計算方法6.水驅(qū)潛力評價方法內(nèi)容第26頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一“開發(fā)階段”有關(guān)：資料信息、油藏描述、油藏地質(zhì)模型、油藏動態(tài)監(jiān)測內(nèi)容、原油采收率等。一般劃分（按原油產(chǎn)量）產(chǎn)能建設上產(chǎn)階段（開發(fā)初期）產(chǎn)量相對穩(wěn)產(chǎn)階段（開發(fā)中期或開發(fā)調(diào)整階段）產(chǎn)量遞減階段（開發(fā)后期）油田開發(fā)階段的劃分第27頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一開發(fā)調(diào)整（整體加密或井網(wǎng)調(diào)整）：一次井網(wǎng)調(diào)整二次井網(wǎng)調(diào)整三次井網(wǎng)調(diào)整階段

原來“勘探開發(fā)”階段的劃分：勘探階段和開發(fā)階段，開發(fā)階段又分開發(fā)準備階段、投產(chǎn)階段和生產(chǎn)階段。“勘探開發(fā)一體化”階段的劃分：預探、評價、產(chǎn)能建設和油氣生產(chǎn)階段。油田開發(fā)階段的劃分第28頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一按含水率的劃分：無水期開采階段：含水率≤2%低含水開采階段：含水率2%～20%中含水開采階段：含水率20～60%高含水開采階段：含水率60～90%特高含水開采階段：含水率大于90%油田開發(fā)階段的劃分第29頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一1.油藏動態(tài)分析的定義、主要內(nèi)容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產(chǎn)技術(shù)指標及計算（或確定）方法5.可采儲量（采收率）及計算方法6.水驅(qū)潛力評價方法內(nèi)容第30頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一1）主要指標（1）開采井網(wǎng)指標（2）油井生產(chǎn)動態(tài)指標（3）注水井生產(chǎn)動態(tài)指標（4）注采系統(tǒng)指標（5）采油速度和采出程度指標（6）水驅(qū)油田開發(fā)效果指標2）確定方法主要生產(chǎn)技術(shù)指標及確定方法第31頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一（1）開采井網(wǎng)指標井網(wǎng)密度：油田（或區(qū)塊）單位面積已投入開發(fā)的采油井、注水井總數(shù)。注采井數(shù)比：水驅(qū)開發(fā)油田注水井總數(shù)與采油井總數(shù)之比。平均單井射開厚度：油田（或區(qū)塊、或某類井）內(nèi)屬同一開發(fā)層系的油水井中射孔總厚度與油水井總井數(shù)的比值。平均單井有效厚度：油田（或區(qū)塊、或某類井）內(nèi)屬同一開發(fā)層系的油水井中有效厚度之和與油水井總井數(shù)的比值。主要生產(chǎn)技術(shù)指標及定義第32頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一（2）油井生產(chǎn)動態(tài)指標井口（核實）產(chǎn)油量：日產(chǎn)、月產(chǎn)、年產(chǎn)、累積產(chǎn)油量井口（核實）日產(chǎn)油水平=當月井口（核實）月產(chǎn)油/當月日歷天數(shù)原油產(chǎn)量構(gòu)成：新井產(chǎn)量和老井產(chǎn)量（基礎產(chǎn)量和措施增油量）。新井：當年投產(chǎn)油井老井：上年末以前已投產(chǎn)的油井輸差系數(shù)：核實產(chǎn)油量/井口產(chǎn)油量，按區(qū)塊計算。井口產(chǎn)水量：核實產(chǎn)水量：井口產(chǎn)水量和輸差系數(shù)計算。井口（核實）產(chǎn)液量：井口（核實）產(chǎn)油量+井口（核實）產(chǎn)水量主要生產(chǎn)技術(shù)指標及定義第33頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一（2）油井生產(chǎn)動態(tài)指標綜合含水：按月計算，月產(chǎn)水/月產(chǎn)液。有時分年均含水或年末含水。年均含水=年產(chǎn)水/年產(chǎn)液綜合氣油比：按月計算；月產(chǎn)氣/月產(chǎn)油油井利用率（或開井率）：按月計算，油井開井總數(shù)占油井總井數(shù)之比。開井數(shù)是指當月連續(xù)生產(chǎn)時間不小于24h的油井井數(shù)。綜合遞減率：老井在采取增產(chǎn)措施情況下的產(chǎn)量遞減速度自然遞減率：老井在未采取增產(chǎn)措施情況下的產(chǎn)量遞減速度主要生產(chǎn)技術(shù)指標及定義第34頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一（3）注水井生產(chǎn)動態(tài)指標注水量：單井日注水量是指井口計量的日注水量，開發(fā)單元和階段時間的注水量用單井日注水量進行累加得出。吸水指數(shù)：注水井單位注水壓差的日注水量。吸水強度：單位有效厚度單位注水壓差的日注水量。注水井利用率（或開井率）：按月計算，注水井開井總數(shù)占注水井總數(shù)之比。開井數(shù)是指當月連續(xù)注水時間不小于24h的井數(shù)。分層注水合格率：分層注水井測試合格層段數(shù)與分注井測試層段數(shù)之比。注水井分注率：實際分層配注井數(shù)（含一級兩層分注井）與扣除不需要分注和沒有分注條件井之后的注水井數(shù)之比。主要生產(chǎn)技術(shù)指標及定義第35頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一（4）注采系統(tǒng)指標油井生產(chǎn)壓差：油井地層壓力與井底流動壓力之差?？倝翰睿涸嫉貙訅毫εc目前油井地層壓力之差。注采比：開發(fā)單元注入水地下體積與采出液的地下體積之比。

月注采比、年注采比、累積注采比地下虧空體積：油田（或區(qū)塊）采出地下體積與累積注水地下體積之差。采液（油）指數(shù)：單位生產(chǎn)壓差的日產(chǎn)液（油）量；

采液（油）強度：單位有效厚度采液（油）指數(shù)。生產(chǎn)能力：單井日產(chǎn)油水平：單井當月產(chǎn)油量與當月日歷天數(shù)的比值。單井生產(chǎn)時率：單井當月生產(chǎn)時間與當月日歷時間之比。年生產(chǎn)能力：開發(fā)單元月產(chǎn)油量折算成全年產(chǎn)油量。主要生產(chǎn)技術(shù)指標及定義第36頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一（5）采油速度與采出程度指標采油速度：地質(zhì)儲量采油速度：油田（或區(qū)塊）年采油量占地質(zhì)儲量的百分數(shù)?？刹蓛α坎捎退俣龋河吞铮ɑ騾^(qū)塊）年采油量占可采儲量的百分數(shù)。剩余可采儲量采油速度：當年核實年產(chǎn)油量占上年末剩余可采儲量的百分數(shù)。儲采比：儲采比等于剩余可采儲量的倒數(shù)。采出程度：地質(zhì)儲量采出程度：油田（或區(qū)塊）的累積產(chǎn)油量占地質(zhì)儲量的百分數(shù)?？刹蓛α坎沙龀潭龋河吞铮ɑ騾^(qū)塊）的累積產(chǎn)油量占可采儲量的百分數(shù)。主要生產(chǎn)技術(shù)指標及定義第37頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一（6）水驅(qū)油田開發(fā)效果指標含水上升率：每采出1%的地質(zhì)儲量時含水率的上升值。年均含水上升率=（當年年均含水－上年年均含水）/（當年底采出程度－上年底采出程度）水驅(qū)采收率：累積采出油量占原始地質(zhì)儲量的百分數(shù)。水驅(qū)指數(shù)：油田（或區(qū)塊）注入水地下存水量與累積產(chǎn)油量地下體積之比。存水率：油田（或區(qū)塊）注入水地下存水量與累積注水量之比。水油比：累積產(chǎn)水與累積產(chǎn)油之比。主要生產(chǎn)技術(shù)指標及定義第38頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一跟油藏動態(tài)分析“密切”的參數(shù)：水驅(qū)儲量控制程度（跟井網(wǎng)密度、油藏類型關(guān)系密切）水驅(qū)儲量動用程度（跟井網(wǎng)、油藏類型關(guān)系密切）油藏能量保持水平和利用程度（跟注采比、配注合理性）剩余可采儲量采油速度（儲采比的倒數(shù)）年產(chǎn)油量遞減率（綜合遞減率、自然遞減率）水驅(qū)狀況（內(nèi)容比較多，好、中、差）含水、含水上升率（跟開發(fā)階段關(guān)系比較大）原油采收率（油田開發(fā)過程中不斷提高）開發(fā)水平分級指標SY/6219—1996第39頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一跟油藏動態(tài)分析“間接”的參數(shù)：老井措施有效率注水井分注率配注合格率油水井綜合生產(chǎn)時率注水水質(zhì)達標狀況動態(tài)監(jiān)測計劃完成率操作費控制狀況。開發(fā)水平分級指標SY/6219—1996第40頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一（1）水驅(qū)油田年度調(diào)控指標（1）含水上升率（2）自然遞減率和綜合遞減率（3）剩余可采儲量采油速度（4）油藏壓力系統(tǒng)（5）注采比（2）水驅(qū)開發(fā)油田階段調(diào)控指標（1）水驅(qū)儲量控制程度（2）水驅(qū)儲量動用程度（3）可采儲量采出程度（4）采收率（水驅(qū)采收率）《油藏工程管理規(guī)定》開發(fā)調(diào)控指標第41頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一（1）水驅(qū)油田年度調(diào)控指標（1）含水上升率根據(jù)有代表性的相對滲透率曲線或水驅(qū)曲線來確定，各開發(fā)階段含水上升率不超過理論值。（2）自然遞減率和綜合遞減率根據(jù)油藏類型和所處的開發(fā)階段確定遞減率控制指標。（3）剩余可采儲量采油速度一般控制在8%～11%，低滲透油藏控制在6%左右。《油藏工程管理規(guī)定》開發(fā)調(diào)控指標第42頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一老井綜合遞減率、自然遞減率老井綜合遞減率：油田（或區(qū)塊）核實年產(chǎn)油量扣出當年新井年產(chǎn)油量后下降的百分數(shù)。老井自然遞減率：油田（或區(qū)塊）老井扣出措施增產(chǎn)油量后年產(chǎn)油量下降的百分數(shù)。Dn=（1－（qob(t)―Δqo(t)―qox(t)）／qob(t－1)）

式中：Dn=（1－（qob(t)―qox(t)）／qob(t－1)）

qob(t)—第t年的核實年產(chǎn)油量qob(t－1)—第t－1年標定的年產(chǎn)油量Δqo(t)—第t年老井措施增油量qox(t)—第t年的新井年產(chǎn)油量第43頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一開發(fā)儲采比石油儲采比是指當年末剩余開發(fā)動用石油可采儲量與當年原油核實產(chǎn)量的比值。開發(fā)儲采比越大，穩(wěn)產(chǎn)基礎越好。開發(fā)儲采比增加、原油產(chǎn)量可能上升。臨界開發(fā)儲采比：超過該臨界值，產(chǎn)量就可能下降。有分析認為中石油臨界開發(fā)儲采比大約13左右。開發(fā)儲采比、儲采平衡系數(shù)第44頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一儲采平衡系數(shù)（儲量替換率）指當年新增可采儲量與當年原油產(chǎn)量之比。當年新增可采儲量包括當年新區(qū)新增動用可采儲量與老區(qū)新增可采儲量之和。儲采平衡系數(shù)（儲量替換率）大于1，儲采實現(xiàn)平衡。比如2005年中石油股份公司儲量替換率大于1。新老區(qū)新增可采合理比例，有分析認為大概為2.5：1～3.0：1。2005年中石油股份公司新老區(qū)新增可采儲量的比例2.9：1。開發(fā)儲采比、儲采平衡系數(shù)第45頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一（1）水驅(qū)油田年度調(diào)控指標（4）油藏壓力系統(tǒng)水驅(qū)油田高飽和油藏地層壓力應保持在飽和壓力以上；低滲、低壓油藏壓力一般保持在原始地層壓力以上；注水壓力不超過油層破裂壓力；（5）注采比水驅(qū)開發(fā)油田原則上保持注采平衡；中高滲透油藏注采比要達到1.0左右；低滲透油藏年注采比要控制在1.0～1.5?！队筒毓こ坦芾硪?guī)定》開發(fā)調(diào)控指標第46頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一（1）水驅(qū)油田年度調(diào)控指標（1）含水上升率（2）自然遞減率和綜合遞減率（3）剩余可采儲量采油速度（4）油藏壓力系統(tǒng)（5）注采比（2）水驅(qū)開發(fā)油田階段調(diào)控指標（1）水驅(qū)儲量控制程度（2）水驅(qū)儲量動用程度（3）可采儲量采出程度（4）采收率（水驅(qū)采收率）《油藏工程管理規(guī)定》開發(fā)調(diào)控指標第47頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一定義：現(xiàn)井網(wǎng)條件下注入水所能夠波及到的含油面積內(nèi)之儲量與其總儲量的比值。計算簡化：與注水井連通的采油井射開有效厚度與井組內(nèi)采油井射開總有效厚度之比值。水驅(qū)控制程度是直接影響采油速度、含水上升率、儲量動用程度、水驅(qū)采收率等的重要因素，研究各類油層水驅(qū)控制程度是油田調(diào)整挖潛的主要依據(jù)。Ew—水驅(qū)控制程度，%h—油井與注水井連通厚度，mHo—油層總厚度，m水驅(qū)儲量控制程度—水驅(qū)控制程度第48頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一水驅(qū)儲量控制程度—水驅(qū)控制程度井網(wǎng)密度與水驅(qū)控制程度的關(guān)系：水驅(qū)儲量控制程度高，就意味著油水井各層間對應連通情況好，能受到注水效果的井層多，水驅(qū)波及體積大。

中石油勘探開發(fā)科學研究院曾對此用37個開發(fā)單元或區(qū)塊的實際資料進行統(tǒng)計分析，按水驅(qū)控制程度對井網(wǎng)密度敏感性的不同分為5類：

第49頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一水驅(qū)儲量控制程度—水驅(qū)控制程度井網(wǎng)密度與水驅(qū)控制程度的關(guān)系：不同類別的油藏，同樣的井網(wǎng)密度，水驅(qū)控制程度相差比較大。如連通性好的I類油藏，井網(wǎng)密度10hm2/井時，水驅(qū)控制程度可達88.7%，而當其抽稀至50hm2/井時，水驅(qū)控制程度還可高達59%。而對連通性很差的V類油藏，井網(wǎng)密度10hm2/井時，水驅(qū)控制程度才36.7%，而當其抽稀至20hm2/井時降至13.3%。同樣要達到80%的水驅(qū)控制程度，I類油藏約需20hm2/井的井網(wǎng)密度，而V類油藏卻需要加密至2hm2/井。第50頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一定義：即總吸水厚度與注水井總射開連通厚度之比值，或總產(chǎn)液厚度與油井總射開連通厚度之比值。水驅(qū)動用程度比水驅(qū)儲量控制程度小。Ew—水驅(qū)動用程度，%h—水井總吸水厚度，mHo—注水井總射開連通厚度，m水驅(qū)儲量動用程度—水驅(qū)動用程度第51頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一水驅(qū)開發(fā)油田調(diào)控指標—中高滲透注水油藏《開發(fā)水平分類》

《油田開發(fā)管理綱要》和《油藏工程管理規(guī)定》水驅(qū)儲量控制程度：一般要達到80%，特高含水期達到90%以上；水驅(qū)儲量動用程度：一般要達到70%，特高含水期達到80%以上；可采儲量采出程度：低含水期末達到15%～20%；中含水期末達到30%～40%；高含水期末達到70%；特高含水期再采出30%。水驅(qū)采收率：不低于35%。第52頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一水驅(qū)開發(fā)油田調(diào)控指標—低滲透油藏《開發(fā)水平分類》

《油田開發(fā)管理綱要》和《油藏工程管理規(guī)定》水驅(qū)儲量控制程度：一般要達到70%以上；水驅(qū)儲量動用程度：一般要達到60%以上；可采儲量采出程度：低含水期末達到20%～30%；中含水期末達到50%～60%；高含水期末達到80%以上。水驅(qū)采收率：不低于25%，特低滲透不低于20%。第53頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一水驅(qū)開發(fā)油田調(diào)控指標—斷塊油藏《開發(fā)水平分類》

《油田開發(fā)管理綱要》和《油藏工程管理規(guī)定》水驅(qū)儲量控制程度：一般要達到60%以上；水驅(qū)儲量動用程度：一般要達到50%以上；水驅(qū)采收率：不低于25%。第54頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一1）影響采收率（水驅(qū)可采儲量）的主要因素2）采收率或可采儲量確定常用方法3）老區(qū)水驅(qū)采收率的常用標定方法4）老區(qū)新增可采儲量（提高采收率）的主要手段可采儲量與原油采收率第55頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一1）影響水驅(qū)采收率（或可采儲量）的主要因素（1）水驅(qū)采收率基本公式水驅(qū)采收率等于水驅(qū)油效率與注水波及體積系數(shù)之積：（2）水驅(qū)采收率主要影響因素水驅(qū)油效率：儲層物性（滲透率）和流體性質(zhì)（油水粘度比）波及體積系數(shù)：注采井網(wǎng)（井網(wǎng)部署、層系劃分）、儲層宏觀非均質(zhì)性（砂體的規(guī)模與砂體間的相互關(guān)系、韻律性等）和采油工藝技術(shù)。第56頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一2）可采儲量或水驅(qū)采收率確定方法開發(fā)早期：一般先通過確定采收率，計算可采儲量，主要方法有經(jīng)驗公式法（規(guī)范方法和油區(qū)自己統(tǒng)計的公式）、類比法和靜態(tài)方法。開發(fā)中期：一般先通過標定可采儲量，反算采收率。主要方法有水驅(qū)特征曲線、數(shù)值模擬、井網(wǎng)密度等方法。開發(fā)后期：一般先通過標定可采儲量，反算采收率。主要方法遞減曲線法。第57頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一開發(fā)早期：1）儲量規(guī)范經(jīng)驗公式公式一：水驅(qū)

公式二：水驅(qū)2）可采儲量或水驅(qū)采收率確定方法第58頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一開發(fā)早期：1）儲量規(guī)范經(jīng)驗公式公式三：溶解氣驅(qū)

公式四：彈性驅(qū)2）可采儲量或水驅(qū)采收率確定方法第59頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一開發(fā)早期：1）儲量規(guī)范經(jīng)驗公式（注意適用范圍和單位）公式五：全國儲委油氣專委1985年利用200多個水驅(qū)程度大于60%的砂巖油田資料，統(tǒng)計分析得出采收率與流度有關(guān)的公式：

2）遼河油區(qū)根據(jù)67個區(qū)塊統(tǒng)計的水驅(qū)砂巖采收率計算公式：ER=21.4289(μo/κ)0.1316

ER=0.177+1.0753φ+0.00114f+0.1148522log

(μo/κ)2）可采儲量或水驅(qū)采收率確定方法第60頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一開發(fā)早期：3）大慶油區(qū)低滲透油田的六種經(jīng)驗公式：公式一：

公式二：公式三：2）可采儲量或水驅(qū)采收率確定方法第61頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一開發(fā)早期：3）大慶油區(qū)低滲透油田的六種經(jīng)驗公式：公式四：

公式五：公式六：2）可采儲量或水驅(qū)采收率確定方法第62頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一開發(fā)中期：1）童憲章經(jīng)驗圖版法

水驅(qū)油田含水—采收率有如下關(guān)系

用累積產(chǎn)油和地質(zhì)儲量可計算出采出程度R，根據(jù)對應的含水fw計算出采收率。也可根據(jù)水驅(qū)油藏含水率、采出程度和最終采收率得到的統(tǒng)計關(guān)系圖版，用對應的查出相應的采收率ER。2）可采儲量或水驅(qū)采收率確定方法第63頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一開發(fā)中期：2）水驅(qū)特征曲線法（大慶）①普通坐標累積液油比（Lp/Np）與累積產(chǎn)水量（Wp）關(guān)系曲線計算NR：②半對數(shù)坐標中累積產(chǎn)油量（Np）與累積產(chǎn)水量（Wp）的關(guān)系曲線計算NR

：2）可采儲量或水驅(qū)采收率確定方法第64頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一開發(fā)中期：2）水驅(qū)特征曲線法（大慶）

③普通坐標中累積液油比（Lp/Np）與累積產(chǎn)液量（Lp）關(guān)系曲線計算NR

：④半對數(shù)坐標中累積產(chǎn)液量（Lp）與累積產(chǎn)油量（Np）關(guān)系曲線計算NR：2）可采儲量或水驅(qū)采收率確定方法第65頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一開發(fā)中期：2）水驅(qū)特征曲線法（遼河）水驅(qū)特征曲線有多種形式的統(tǒng)計關(guān)系式。遼河的稀油和高凝油篩選出四種水驅(qū)特征曲線形式。

2）可采儲量或水驅(qū)采收率確定方法第66頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一開發(fā)后期（處于產(chǎn)量遞減階段）：1）指數(shù)型遞減（n=∞）可采儲量計算公式：

2）雙曲型遞減（1＜n＜∞）可采儲量計算公式：2）可采儲量或水驅(qū)采收率確定方法第67頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一開發(fā)后期（處于產(chǎn)量遞減階段）：3）調(diào)和遞減規(guī)律（n=1）可采儲量計算公式：

4）衰減曲線型遞減（n=0.5）可采儲量計算公式：2）可采儲量或水驅(qū)采收率確定方法第68頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一開發(fā)后期（處于產(chǎn)量遞減階段）：符號說明：2）可采儲量或水驅(qū)采收率確定方法第69頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一1）影響采收率（水驅(qū)可采儲量）的主要因素2）確定采收率或可采儲量常用方法3）標定老區(qū)可采儲量（采收率）的常用方法4）老區(qū)新增可采儲量（提高采收率）的主要手段可采儲量與原油采收率第70頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一

對于處于開發(fā)綜合調(diào)整階段的油田或區(qū)塊，目前各油區(qū)針對實際情況，修正和統(tǒng)計了適合各自油田采收率的標定公式。

常用的可采儲量（采收率）標定方法為：水驅(qū)特征曲線、遞減曲線法和童憲章圖版法，其次數(shù)值模擬法、井網(wǎng)密度法。特別是大慶油區(qū)針對調(diào)整階段的采收率標定方法作了很多探索性工作，以該油田為例：3）老區(qū)水驅(qū)采收率的常用標定方法第71頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一前提：為提高油田的水驅(qū)開發(fā)效果，往往采取加密調(diào)整、注采系統(tǒng)調(diào)整、壓裂、補孔等調(diào)整措施。導致開發(fā)單元的水驅(qū)曲線發(fā)生變化，不能直接用于測算可采儲量。方法依據(jù)：動態(tài)跟蹤預測法是基于喇薩杏油田加密及綜合調(diào)整階段老井水驅(qū)曲線變化趨勢得到的，用于加密調(diào)整及綜合調(diào)整階段老井可采儲量預測。（1）水驅(qū)曲線類：（包括甲、乙、丙、丁等各種曲線和童憲章圖版法）

——大慶油田的動態(tài)跟蹤預測法第72頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一統(tǒng)計二次加密調(diào)整較早區(qū)塊基礎井水驅(qū)曲線的變化，二次加密調(diào)整后，在經(jīng)歷一段時間穩(wěn)定開采后，逐漸趨于穩(wěn)定，形成了一條與原直線段基本平行的穩(wěn)定直線段。01234050010001500200025003000Np,104tlog(Wp)穩(wěn)定階段二次加密調(diào)整階段19791988北二區(qū)東部基礎井水驅(qū)曲線大慶油田的動態(tài)跟蹤預測法第73頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一動態(tài)跟蹤預測法示意圖

1101000510累計產(chǎn)油，104t累計產(chǎn)水，104tB1B2方法應用：

對仍處在調(diào)整期間逐年的數(shù)據(jù)點作與原直線平行的逼近直線，用該直線預測調(diào)后逐年新增可采儲量。大慶油田的動態(tài)跟蹤預測法第74頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一單項措施或調(diào)整注采關(guān)系提高水驅(qū)采收率的公式或解析解比較少（基本沒有），大慶油區(qū)有過這方面的探索。

大慶勘探開發(fā)研究院周學民等人在《大慶石油地質(zhì)與開發(fā)》1991年第三期發(fā)表“喇、薩、杏油田注采系統(tǒng)調(diào)整的研究和探討”，即調(diào)整注采關(guān)系增加可采儲量公式。（2）調(diào)整注采關(guān)系增加可采儲量公式第75頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一根據(jù)對各注采系統(tǒng)調(diào)整試驗區(qū)的可采儲量變化的初步測算，再通過注采系統(tǒng)調(diào)整前后水驅(qū)控制程度變化，結(jié)合水驅(qū)特征曲線，綜合分析可采儲量的增加幅度，得到調(diào)整注采系統(tǒng)增加的可采儲量計算公式：（2）調(diào)整注采關(guān)系增加可采儲量公式第76頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一根據(jù)調(diào)前調(diào)后水驅(qū)控制程度及調(diào)前采收率，確定油田加密調(diào)整增加可采儲量測算結(jié)果：

EＲ2＝ＥR1·Wf2/Wf1

式中：

EＲ1——調(diào)前采收率，%；

EＲ2——調(diào)后采收率，%；

Wf1——調(diào)前水驅(qū)控制程度，%；

Wf2——調(diào)后水驅(qū)控制程度，%；

（2）調(diào)整注采關(guān)系增加可采儲量公式第77頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一預測井網(wǎng)加密增加可采儲量采用井網(wǎng)密度法，增加可采儲量預測結(jié)果代表整體調(diào)整結(jié)果。ＮＲ＝Ｎ·ＥD·ｅ－ｂ/f

（3）井網(wǎng)密度法第78頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一主要手段大致可以分為三類：（1）鉆新井（整體加密、局部、分散加密）；

（2）完善注采井網(wǎng)：補孔改層、細分注水、水井分注、油井轉(zhuǎn)注、更新、大修、測鉆等；（3）油水井綜合措施（卡堵水、調(diào)剖、調(diào)驅(qū)、酸化壓裂、提液等長停井恢復生產(chǎn)；老區(qū)提高采收率主要是新鉆井和完善注采關(guān)系。老區(qū)新增可采儲量（提高采收率）的主要手段第79頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一某一油區(qū)2005年增加技術(shù)可采儲量占老區(qū)新增技術(shù)可采儲量的比例：（1）鉆新井51.7％；（2）完善注采井網(wǎng)提高注采對應率占33.3％；（3）油井綜合措施占6.7％；（4）長停井恢復占3.6％；（5）三次采油占4.7％。

新鉆井和完善注采關(guān)系增加的可采儲量的比例達到85%。老區(qū)新增可采儲量（提高采收率）的主要手段第80頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一1.油藏動態(tài)分析的定義、主要內(nèi)容2.油藏分類3.開發(fā)階段劃分4.主要生產(chǎn)技術(shù)指標及計算（或確定）方法5.可采儲量（水驅(qū)采收率）及確定方法6.水驅(qū)潛力評價方法內(nèi)容第81頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一1）水驅(qū)采收率潛力定義及剩余油研究2）前期研究結(jié)果調(diào)研3）目標水驅(qū)采收率確定方法水驅(qū)潛力評價方法（砂巖水驅(qū)油藏）第82頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一（1）水驅(qū)采收率潛力水驅(qū)采收率潛力是指目標水驅(qū)采收率與目前采收率（最新標定技術(shù)可采儲量反算）之間的差值。（2）目標水驅(qū)采收率

是指技術(shù)經(jīng)濟條件下可能達到的最大水驅(qū)采收率。1）水驅(qū)采收率潛力定義第83頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一注水未波及到低滲夾層、或水繞過的低滲帶中剩余油27%地層壓力梯度小、油不能流動的滯留帶內(nèi)剩余油19.5%鉆井時未被鉆遇的透鏡體中的剩余油16%小孔隙中，原油受到較大毛管力束縛不易流動形成剩余油15%以薄膜狀形式存在于地層巖石表面的剩余油13.5%局部不滲透遮擋層內(nèi)的剩余油8%前蘇聯(lián)石油專家得到的剩余油分布形式

剩余油分布規(guī)律研究

第84頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一剩余油分布規(guī)律研究

油藏水淹規(guī)律：油層的沉積類型和沉積特征始終是控制油層水淹特征和剩余油分布規(guī)律的主要因素。

不同剩余油分布特點不同水淹時期不同沉積相、沉積韻律層間非均質(zhì)古水流方向水淹規(guī)律第85頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一①在水淹初期，注入水主要沿著高滲透儲層舌進，平面上水淹帶窄，縱向上水淹層少，剩余油分布面積廣，水淹層在平面上廣泛存在著注入水未波及的井間剩余油富集區(qū)，在縱向上存在著較多的注入水未波及和波及程度很低的剩余油富集層。②在水淹中期，平面上水淹帶面積不斷擴大，縱向上水淹層的層數(shù)增多，水淹層在平面上的井間剩余油富集區(qū)變小，剩余油主要分布在巖性、物性較差的部位，縱向上剩余油主要分布在巖性、物性較差的油層或弱水淹層中，在這個時期，以層間剩余油為主。③在水淹后期，高滲透層中的水淹區(qū)在平面上已經(jīng)或接近連片分布，井間剩余油富集區(qū)幾乎蠶食已盡，隨著各項增產(chǎn)措施的實施，縱向上多層水淹，層間剩余油只存在于那些巖性、物性更差的少數(shù)差油層之中，在這個時期，剩余油主要分布在水淹層內(nèi)，以層內(nèi)剩余油為主。不同水淹時期，具有不同的剩余油分布特點第86頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一沉積相和沉積微相決定砂體規(guī)模，沉積環(huán)境不同造成砂體規(guī)模差異較大，控制著砂體物性的非均質(zhì)性。儲層物性的非均質(zhì)性造成了原始含油飽和度的非均質(zhì)性，而且對儲層水淹規(guī)律和水驅(qū)后剩余油都有很大的影響。水淹層在平面上展布及水淹程度的變化，主要取決于巖性、物性在平面上的非均質(zhì)性變化。邊底水和注入水具有向粗巖性、高滲透部位流動的取向性，即平面上高滲透部位首先水淹，并且達到較高的水淹程度。水淹層內(nèi)垂向上水淹程度的差異服從該層的沉積韻律，正韻律儲層底部首先水淹，反韻律水淹相對較均勻。復合正韻律儲層水淹規(guī)律復雜，呈多段水淹，如真12斷塊E2s16、周43斷塊k2t13，中部和底部水淹較嚴重。對厚層來說，平面上分布相對穩(wěn)定的夾層，有可能造成層內(nèi)上、下水淹程度的差異。不同沉積相、沉積韻律對水淹層的影響第87頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一層間非均質(zhì)性直接影響著油水井中各層的吸水能力和產(chǎn)液能力，各層吸水能力和產(chǎn)液能力的高低必然導致各層水淹程度的不同，吸水能力強、產(chǎn)液強度高的層首先水淹，而吸水能力弱、產(chǎn)液強度低的層有可能是弱水淹層或未水淹層在真武油田統(tǒng)計的吸水剖面中，相對吸水量低于吸水比例0~10％的層數(shù)占26.27%，其厚度占總注水厚度的21.11％，其中不吸水層占23.96%。層間非均質(zhì)對油藏水淹規(guī)律的影響第88頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一在河道砂儲層中，古水流方向?qū)τ蛯铀鸵?guī)律不可忽視，順著古水流方向，注入水推進速度快，水驅(qū)效果差，垂直于古水流方向，則水驅(qū)效果好，如真12斷塊E2s16油層注水方向垂直于古水流方向，波及系數(shù)高，水驅(qū)效果好。油藏水淹是一個受多種因素控制的復雜的變化過程，油藏內(nèi)部各小層、各部位水淹程度的變化直接影響著剩余油的分布。具有不同地質(zhì)、構(gòu)造特征的油藏，在實施不同開發(fā)調(diào)整策略的條件下，所形成的水淹層及剩余油分布具有不同的變化規(guī)律。古水流方向?qū)τ蛯铀偷挠绊懙?9頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一剩余油富集類型及分布規(guī)律 針對陸相儲層剩余油分布特點，總結(jié)出了陸相剩余油的基本分布規(guī)律。1、未動用或基本未動用的剩余油

(1)現(xiàn)有井網(wǎng)控制不住的剩余油分布區(qū)；

(2)層間干擾造成的剩余油層位；

(3)污染損害嚴重的剩余油分布區(qū)；

(4)未列入開發(fā)方案的剩余油分布區(qū)。

第90頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一2、已動用油層的平面剩余油滯留帶中的剩余油(1)注采關(guān)系不完善造成的剩余油分布區(qū)；(2)平面水竄造成的剩余油分布區(qū)；①條帶狀高滲帶與低滲帶共存形成的剩余油分布區(qū)；②裂縫水竄造成的剩余油滯留區(qū)；③平面注水失調(diào)區(qū)。(3)構(gòu)造高部位的水動力滯留區(qū)；微構(gòu)造高部位及切迭型油層上部砂體；(4)封閉斷層或巖性尖滅區(qū)附近水動力滯留區(qū)；(5)井間分流線附近。第91頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一3、厚油層內(nèi)未動用的剩余油(1)

厚油層滲透韻律性及非均質(zhì)程度造成的剩余油分布區(qū)；①正韻律的頂部；②反韻律層的底部；③多段多韻律厚油層形成的多段剩余油富集區(qū)。(2)

粘度差和密度差造成的剩余油分布區(qū)；水錐（或指進）造成的水未波及到而形成的剩余油分布區(qū)。

第92頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一4、剩余油微觀分布規(guī)律(1)潤濕性和毛細管力影響造成的剩余油；(2)孔間矛盾和毛細管力影響造成的剩余油。①呈簇狀分布于水驅(qū)不到的孔隙或孔隙群中的剩余油；②以薄膜形式吸附于顆粒表面的剩余油；③以油滴形式卡斷于孔隙喉道中，顆粒表面的凹坑等處的剩余油；④被粘土礦物吸附的剩余油；⑤在孔隙的一些特殊部位殘留下來的剩余油。

第93頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一剩余油分布現(xiàn)狀和規(guī)律

平面剩余油分布

第一類：沿斷層構(gòu)造高部位形成的剩余油

第94頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一第二類：沉積主河道側(cè)緣（相對的低滲區(qū)）形成的剩余油

0.700.00沉積河道側(cè)緣部位受沉積微相影響，河道間、河道砂體邊部、遠砂壩、濁積砂體邊緣相等剩余油富集。第95頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一第三類：井網(wǎng)控制不住區(qū)域形成的剩余油

真12斷塊E2s17真12～真55剩余油分布剖面圖含油飽和度<20%含油飽和度20%～30％含油飽和度30%～40％含油飽和度40%～50％含油飽和度>50％在平面上分布范圍最廣、預測及治理難度最大第96頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一第四類：油水重力分離重新分布形成的剩余油

該類剩余油主要由于油水重力作用，油井長期停采后油水逐漸分離，重新分布形成的高部位富集剩余油。主要分布于常期停采的依靠天然能量開發(fā)的油藏。第97頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一縱向剩余油分布

第一類：層間剩余油

合層開采過程中層間干擾嚴重，造成井網(wǎng)對部分油層控制能力和水驅(qū)控制程度低，剩余油主要分布于水驅(qū)未見效層中。第98頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一第二類：層內(nèi)剩余油

真106-1—真108-1井水淹狀況圖由于夾層的阻隔作用，形成夾層頂部遮擋型和上下隔層夾持型剩余油類型第99頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一微觀剩余油分布

微觀剩余油分布類型：呈連片狀、孤島狀、小油珠狀，毛細管中多呈串珠狀第100頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一1）水驅(qū)采收率潛力定義2）前期研究結(jié)果調(diào)研3）目標水驅(qū)采收率確定方法水驅(qū)潛力評價方法（砂巖水驅(qū)油藏）第101頁，共117頁，2023年，2月20日，星期一

（1）我國注水油田常規(guī)注水潛力宏觀評估1997年，俞啟泰等人在《注水河流相儲層波及評價與挖潛宏觀決策系統(tǒng)》中對我國注水油田用常規(guī)注水方法提高采收率的最大幅度進行了評估。

評估結(jié)果

我國注水砂巖油田的采收率從1997年的O.355，用常規(guī)注水方法，采收率最大可提高到O.405。2）前期研究結(jié)果調(diào)研第102頁，共