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摘 要：摘 要:基于临盘油区已实施调剖措施效果的统计分析结果，结合文献调研资料，综合运用油藏工程方法与数值模拟方法，从油藏参数对已实施的各调剖措施井组的调剖效果进行了统计分析。确定调剖措施在不同油藏、开发条件下的适应性，以期为调剖措施效果预测模型的建立以及调剖措施选区选井决策提供依据。
关键词:油藏参数;剩余油;渗透率;渗透率变异系数;效果
1 沉积相对调剖效果的影响
在油田开发的过程中，处于不同沉积相带的井，水驱开发效果不一样，调剖的潜力也就不一样。临盘油区以陆相沉积为主，目前调剖又主要是在以河流相和三角洲相沉积为主的碎屑岩油藏实施。通过对近几年调剖措施的统计(表1－1)可以看出，不同相带不同渗透率井层调剖效果有着明显的差异。一般位于高渗透相带的注水井层调剖增油效果比较好，原因是高渗透相带一般水窜较严重，通过调剖能有效地封堵平面上的高渗方向、抑制水窜，因而调剖成功率高，效果明显。
从统计结果(表1－1)可以看出，临盘油区大多数调剖层位属于三角洲相沉积。临盘油区属于河流相沉积的调剖井组调剖效果明显好于三角洲相沉积的调剖井组。
2 油层韵律性对调剖效果的影响
对于韵律性油藏来说，由于非均质性较强的正韵律油层下部的水驱采出程度高，剩余油饱和度低，而上部剩余油饱和度高；对于反韵律油层，由于层间渗透率分布特点和重力的综合作用，水驱开发效果有所改善。水驱开发状况的层间非均质性使得在正韵律油层实施调剖措施比反韵律油层更具优势。
同时，本次研究利用水驱数值模拟软件(ECLIPSE)进行数值模拟研究，讨论油层韵律性对调剖效果的影响。在平面上X轴（东西）方向和Y轴（南北）方向上分别划分了55个网格，网格长度平均为10米，纵向上划分为6个小层，每个小层的渗透率分别为500μm2、
644μm2、887μm2、1115μm2、1400μm2、1781μm2。该模拟区共划分为55×55×6=18150个网格，其模拟网格系统如图3－2所示。采用五点井网开采，对正反韵律油藏进行调剖措施模拟，油井定液量生产预测。模拟结果如图2－1和图2－2所示，在正韵律油层中实施调剖，比在反韵律油层中起到更好的增油降水效果。
3 渗透率非均质性对调剖效果的影响
渗透率反映了油层的渗透能力，高渗透部位流体流动阻力小，水驱油流动速度快，因此在高含水期这些高渗透层(部位)通常都是高含水层(部位)。在注水开发过程中，注入水就沿着这些高渗透层(部位)突进，造成注入水的不均匀水洗。这样渗透率差别越大，水洗的不均匀程度越高，剩余油越相对集中在低渗透部位。层间及层内差异可以通过储层渗透率的变异系数(Vk)来反映，它是储层非均质性大小的表征。油藏岩石渗透率变异系数越大，表明储层的非均质性越强，若对这类油藏实施调剖措施，减弱其储层的非均质性，降低油水突进程度，那么调剖效果应比较明显。
利用数理统计方法，对临盘采油厂已实施的调剖措施效果按照渗透率变异系数从小到大进行排序。在数据处理过程中，利用非线性滑动平滑法除去噪声，得到相对平滑的曲线。无因次增油量随渗透率变异系数变化规律如图3－1所示，不同渗透率变异系数区间内的调剖措施成功率的分布如图3－2所示。
统计结果表明，随着调剖单元的渗透率变异系数的增加，调剖措施成功率一般为增加趋势；而对于无因次增油量来说，渗透率变异系数存在一个最佳值，在0.45～0.55之间，说明随着油层间渗透率差异增大，调剖措施效果变好，但其调剖作用具有一定的限度。
4 地层原油粘度对调剖效果的影响
复杂断块油田中各个断块之间原油的粘度差别往往较大。临盘油田较轻的原油密度只有0.84g/cm3，地层原油粘度只有0.4mPa.s，而较重的原油密度在0.96 g/cm3以上，地面原油粘度在1000mPa.s以上。由于复杂断块油田油层物性和原油性质存在的较大差别，往往造成油层产能和动态特征的差异。
对临盘油区调剖单元按照原油粘度的大小进行分类，将其分为低粘(<5mPa.s)、中粘(5mPa.s～20mPa.s)、高粘(20mPa.s～50mPa.s)、稠油(>50mPa.s)四类调剖单元，如表3-6所示。统计结果表明，对于常规油藏，随着调剖单元地层原油粘度的增加，调剖措施的增油量和措施成功率有增加趋势，而对于稠油油藏，调剖效果相对较差。
5.结论
不同的油藏其地质因素、开发因素存在较大的差别，因而其实施调剖措施的调剖效果有所不同。在实施调剖措施的过程中，油藏的沉积类型、油层韵律性、油层渗透率非均质性、地层原油的粘度、油层的连通状况等多种因素对调剖措施的效果产生影响。表5－1总结了临盘油区调剖措施油藏适应性条件，为临盘油区今后实施调剖措施的选区决策提供了必要的依据。
參考文献:
〔1〕 方凌云 万德新等编著 《砂岩油藏注水开发动态分析》，石油工业出版社，1998，7
关键词:油藏参数;剩余油;渗透率;渗透率变异系数;效果
1 沉积相对调剖效果的影响
在油田开发的过程中，处于不同沉积相带的井，水驱开发效果不一样，调剖的潜力也就不一样。临盘油区以陆相沉积为主，目前调剖又主要是在以河流相和三角洲相沉积为主的碎屑岩油藏实施。通过对近几年调剖措施的统计(表1－1)可以看出，不同相带不同渗透率井层调剖效果有着明显的差异。一般位于高渗透相带的注水井层调剖增油效果比较好，原因是高渗透相带一般水窜较严重，通过调剖能有效地封堵平面上的高渗方向、抑制水窜，因而调剖成功率高，效果明显。
从统计结果(表1－1)可以看出，临盘油区大多数调剖层位属于三角洲相沉积。临盘油区属于河流相沉积的调剖井组调剖效果明显好于三角洲相沉积的调剖井组。
2 油层韵律性对调剖效果的影响
对于韵律性油藏来说，由于非均质性较强的正韵律油层下部的水驱采出程度高，剩余油饱和度低，而上部剩余油饱和度高；对于反韵律油层，由于层间渗透率分布特点和重力的综合作用，水驱开发效果有所改善。水驱开发状况的层间非均质性使得在正韵律油层实施调剖措施比反韵律油层更具优势。
同时，本次研究利用水驱数值模拟软件(ECLIPSE)进行数值模拟研究，讨论油层韵律性对调剖效果的影响。在平面上X轴（东西）方向和Y轴（南北）方向上分别划分了55个网格，网格长度平均为10米，纵向上划分为6个小层，每个小层的渗透率分别为500μm2、
644μm2、887μm2、1115μm2、1400μm2、1781μm2。该模拟区共划分为55×55×6=18150个网格，其模拟网格系统如图3－2所示。采用五点井网开采，对正反韵律油藏进行调剖措施模拟，油井定液量生产预测。模拟结果如图2－1和图2－2所示，在正韵律油层中实施调剖，比在反韵律油层中起到更好的增油降水效果。
3 渗透率非均质性对调剖效果的影响
渗透率反映了油层的渗透能力，高渗透部位流体流动阻力小，水驱油流动速度快，因此在高含水期这些高渗透层(部位)通常都是高含水层(部位)。在注水开发过程中，注入水就沿着这些高渗透层(部位)突进，造成注入水的不均匀水洗。这样渗透率差别越大，水洗的不均匀程度越高，剩余油越相对集中在低渗透部位。层间及层内差异可以通过储层渗透率的变异系数(Vk)来反映，它是储层非均质性大小的表征。油藏岩石渗透率变异系数越大，表明储层的非均质性越强，若对这类油藏实施调剖措施，减弱其储层的非均质性，降低油水突进程度，那么调剖效果应比较明显。
利用数理统计方法，对临盘采油厂已实施的调剖措施效果按照渗透率变异系数从小到大进行排序。在数据处理过程中，利用非线性滑动平滑法除去噪声，得到相对平滑的曲线。无因次增油量随渗透率变异系数变化规律如图3－1所示，不同渗透率变异系数区间内的调剖措施成功率的分布如图3－2所示。
统计结果表明，随着调剖单元的渗透率变异系数的增加，调剖措施成功率一般为增加趋势；而对于无因次增油量来说，渗透率变异系数存在一个最佳值，在0.45～0.55之间，说明随着油层间渗透率差异增大，调剖措施效果变好，但其调剖作用具有一定的限度。
4 地层原油粘度对调剖效果的影响
复杂断块油田中各个断块之间原油的粘度差别往往较大。临盘油田较轻的原油密度只有0.84g/cm3，地层原油粘度只有0.4mPa.s，而较重的原油密度在0.96 g/cm3以上，地面原油粘度在1000mPa.s以上。由于复杂断块油田油层物性和原油性质存在的较大差别，往往造成油层产能和动态特征的差异。
对临盘油区调剖单元按照原油粘度的大小进行分类，将其分为低粘(<5mPa.s)、中粘(5mPa.s～20mPa.s)、高粘(20mPa.s～50mPa.s)、稠油(>50mPa.s)四类调剖单元，如表3-6所示。统计结果表明，对于常规油藏，随着调剖单元地层原油粘度的增加，调剖措施的增油量和措施成功率有增加趋势，而对于稠油油藏，调剖效果相对较差。
5.结论
不同的油藏其地质因素、开发因素存在较大的差别，因而其实施调剖措施的调剖效果有所不同。在实施调剖措施的过程中，油藏的沉积类型、油层韵律性、油层渗透率非均质性、地层原油的粘度、油层的连通状况等多种因素对调剖措施的效果产生影响。表5－1总结了临盘油区调剖措施油藏适应性条件，为临盘油区今后实施调剖措施的选区决策提供了必要的依据。
參考文献:
〔1〕 方凌云 万德新等编著 《砂岩油藏注水开发动态分析》，石油工业出版社，1998，7