裂縫性潛山油藏地質建模與數(shù)值模擬一體化研究

聶玲玲， 張占女， 童凱軍， 房　娜

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津　300452)

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裂縫性潛山油藏地質建模與數(shù)值模擬一體化研究

聶玲玲， 張占女， 童凱軍， 房娜

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津300452)

摘要：為了準確模擬和預測裂縫性潛山油藏的油水運動規(guī)律，以渤海海域J油田為例，綜合巖心、測井、地質、地震及生產測試等多方面資料，分步建立了雙重介質儲集層的三維地質模型并開展了數(shù)值模擬研究。首先建立起工區(qū)構造模型，并建立了基質單元屬性模型，然后利用巖心成像測井裂縫描述成果，以地震疊前屬性反演成果為約束條件，模擬建立了裂縫分布網絡模型，最后將基質屬性和裂縫分布網絡模型有機結合并建立了雙重介質儲集層三維地質模型。在此基礎上，開展研究區(qū)歷史擬合研究。結果表明：①采用該模型能夠很好地表征裂縫性變質巖儲層的滲流介質特征，數(shù)值模擬區(qū)塊和單井歷史擬合符合率高達90%；②潛山油藏開發(fā)可以劃分為裂縫主要供油階段、裂縫和基質同時供油階段、基質主要供油階段三個階段；③運用定性-定量相結合方法研究得出的剩余油分布，能夠客觀地反映裂縫及基質系統(tǒng)對流體流動規(guī)律的影響，有力地指導了研究區(qū)下一步調整措施的實施。

關鍵詞：潛山油藏； 基質系統(tǒng)； 裂縫系統(tǒng)； 地質建模； 數(shù)值模擬； 剩余油分布

0引言

目前，我國在冀中、遼河、濟陽、黃驊坳陷及渤海海域等地區(qū)先后發(fā)現(xiàn)了近百個潛山油氣藏，其中大部分已投入開發(fā)。潛山油氣藏將成為新世紀我國油氣勘探開發(fā)的主要目的層。對于變質巖潛山油藏而言，由于變質巖儲層中裂縫分布的強烈非均質性，往往使得該類油藏的開發(fā)難度極大，對于海上油田開發(fā)尤為如此。目前已報道的變質巖油氣藏開采實例不多[1]，多數(shù)研究成果主要集中在變質巖儲層裂縫成因機制分析、裂縫識別、裂縫預測及儲層綜合評價等研究上[2-5]，而對于裂縫性變質巖儲層的三維地質建模及數(shù)值模擬仍缺乏很好的方法，將裂縫離散化并處理成高滲帶是目前國內、外學者的主要方法[6-8]。

渤海J油田屬于典型的低滲透裂縫性變質巖油藏，受構造運動及風化作用影響，裂縫分布非均質性嚴重，儲集層中基質孔隙為主要的儲集空間，而裂縫既是儲集空間又是重要的滲流通道，基質孔隙中的原油只有通過裂縫才能流入井筒。不同部位裂縫、孔洞發(fā)育程度以及儲滲性能差異較大，儲集空間滲流特征復雜。這里針對J油田特殊的構造、儲層特征及滲流特點，綜合應用地質、成像測井、地震疊前反演及生產測試資料，開展了低滲透裂縫性變質巖儲層地質建模及數(shù)值模擬研究，以準確模擬和預測裂縫性潛山油藏的油水運動規(guī)律，以便指導油田后續(xù)調整措施的實施。

1裂縫性變質巖儲層地質建模

裂縫性儲層由于存在基質和裂縫雙重介質系統(tǒng)，這兩套系統(tǒng)介質類型和滲流機理均不相同。因此，儲層定量表征的思路是分基質和裂縫兩個系統(tǒng)分別建模，然后通過表征二者之間竄流的Sigma因子將兩套系統(tǒng)溝通起來?；|系統(tǒng)的建模方法與常規(guī)砂巖儲層建模方法類似，常規(guī)儲層建模技術已經非常成熟[9]。我們關注的重點是裂縫系統(tǒng)的建模，裂縫系統(tǒng)的建模主要是對裂縫發(fā)育密度、裂縫片的三維分布等關鍵參數(shù)進行精細表征與刻畫，在此基礎上，對裂縫系統(tǒng)的孔隙度、滲透率以及表征基質與裂縫溝通程度的Sigma因子進行定量描述。

1.1裂縫特征參數(shù)統(tǒng)計與分析

裂縫系統(tǒng)建模非常重要的一步就是對裂縫系統(tǒng)的特征參數(shù)開展統(tǒng)計與分析，裂縫特征參數(shù)主要包括裂縫的走向、傾向、傾角及裂縫密度等。通過露頭觀察及測井資料研究，J油田變質巖潛山儲層垂向具有明顯的分帶性，由表及里可劃分為局部發(fā)育的頂部坡積砂巖帶、全部普遍發(fā)育的裂縫發(fā)育帶和內幕致密帶。因此在統(tǒng)計裂縫參數(shù)時，也主要是細分為裂縫發(fā)育段和內幕致密段進行統(tǒng)計。

1.1.1裂縫傾角

根據巖心和成像測井統(tǒng)計結果(圖1)，J油田變質巖潛山裂縫傾角主要分布在20°～90°之間，表明研究區(qū)裂縫的產狀主要以低—高角度傾斜縫為主，占總裂縫數(shù)的80%以上。裂縫發(fā)育段和內幕致密段裂縫傾角統(tǒng)計規(guī)律基本一致，裂縫傾角均值分別為52°和55°。

1.1.2裂縫走向及傾向

由于巖心分析很難準確地獲得裂縫的走向及傾向，所以主要依靠成像測井獲得的裂縫產狀數(shù)據分析得到。裂縫的走向與傾向垂直，兩者可以相互轉換。根據成像測井統(tǒng)計結果，J油田變質巖潛山裂縫走向主要為NE—SW向和NW—SE向兩個方向(圖2)，裂縫發(fā)育段和內幕致密段裂縫走向及傾向統(tǒng)計規(guī)律基本一致。

圖1　巖心分析裂縫傾角統(tǒng)計圖Fig．1　The statistics histogram of fracture dip by core

1.1.3裂縫密度

作者對J油田變質巖潛山的2口井(J-2、J-5)進行了取心，根據兩口井巖心觀察與分析結果，裂縫發(fā)育線密度為2條/m ～5.2條/m。另外根據7口評價井及2口開發(fā)井成像測井的解釋結果，成像測井解釋裂縫密度主要以0.5條/m ～3.5條/m為主(圖3)。

1.2裂縫系統(tǒng)建模

圖2　成像測井獲取裂縫走向Fig．2　The calculation of fracture strike by imaging logging(a)NE-SW向裂縫;(b)NW-SE向裂縫

圖3　成像測井裂縫密度統(tǒng)計直方圖Fig．3　The statistics histogram of fracture 　　　density by FMI

依據地質、測井、地震及生產測試資料，在研究區(qū)潛山油藏構造、巖相、裂縫產狀等精細描述的基礎上，利用裂縫儲層定量表征軟件，以疊前彈性參數(shù)(橫波阻抗地震反演)數(shù)據為軟數(shù)據、單井裂縫常規(guī)及成像分析資料為硬數(shù)據，建立了潛山油藏的三維裂縫分布密度模型、裂縫空間展布模型，精細刻畫了不同空間尺度裂縫的展布特征和分布規(guī)律，從而實現(xiàn)對該裂縫性儲層的三維定量化表征。

1.2.1裂縫密度三維定量化表征

裂縫密度三維定量化描述是裂縫系統(tǒng)定量描述的基礎。裂縫密度是描述裂縫發(fā)育程度的參數(shù)，一般由相對比值給定，常用的有體積密度、面密度和線密度，這里選用的是應用裂縫的線密度。以疊前橫波阻抗反演屬性成果作為約束條件，利用裂縫建模FracMan和Petrel軟件，建立了表征裂縫儲層發(fā)育程度的裂縫密度三維定量地質模型(圖4)。

圖4　裂縫密度三維定量模型Fig．4　The quantitative model of 　　　fracture density

1.2.2裂縫網絡空間展布三維定量化表征

裂縫空間展布主要是通過離散裂縫網絡的形式來進行定量描述[10]。離散裂縫網絡的定量描述是在裂縫密度定量表征的基礎上，采用裂縫密度三維定量化表征結果和地應力場模擬得到的裂縫方位分布趨勢作為約束條件對裂縫片的方位、幾何形態(tài)及空間分布進行三維定量化描述。在離散裂縫網絡的定量描述的過程中，通常有以下步驟：

1)大裂縫網絡的定量描述。由地震資料確定大的斷層和裂縫，它們的位置和形態(tài)基本上都是確定的，不需要隨機生成。

2)中等裂縫和小裂縫網絡的定量描述。這些裂縫形成了儲層裂縫網絡的主體部分，通常不可能具有每個裂縫片的詳細信息，但可以獲得關于它們的分布密度、方位密度、大小、開度等方面的統(tǒng)計信息和先驗認識。利用這些信息，用地質統(tǒng)計的方法隨機生成由成千上萬個這樣的裂縫片組成的裂縫系統(tǒng)，使之滿足各種先驗統(tǒng)計和認識。

3)加入地層頂?shù)捉缑鎸ι鲜隽芽p片進行切割，同時加入基質系統(tǒng)，最終生成具有地層意義的裂縫網絡定量化模型。圖5為J油田潛山儲層裂縫密度數(shù)據體約束下生成的裂縫網絡三維分布模型。

圖5　裂縫網絡三維模型Fig．5　The quantitative model of fracture network

1.2.3裂縫屬性參數(shù)建模

裂縫系統(tǒng)地質建模的最終目的是，建立裂縫系統(tǒng)的孔隙度、滲透率及表征裂縫系統(tǒng)與基質系統(tǒng)關系的Sigma因子。對于一個裂縫—基質雙重介質模型，根據裂縫的幾何模型結合基質滲透率模型粗化得到其等效滲透率是一個非常復雜的過程。FracMan軟件在處理這一過程時，直接根據基質滲透率和裂縫系統(tǒng)幾何模型計算得到等效滲透率模型。處理步驟為：①對裂縫固有滲透率和傳導率進行計算；②對裂縫等效滲透率進行計算；③計算等效基質巖塊尺寸；④得到等效滲透率模型。

利用以上方法與原理，結合數(shù)值模擬的需要，對裂縫幾何模型進行裂縫等效滲透率(Kx、Ky、Kz)、等效裂縫孔隙度及Sigma因子計算，得到裂縫系統(tǒng)的三維屬性參數(shù)模型。該模型與基質系統(tǒng)粗化后的模型共同作為雙重介質油藏數(shù)值模型的初始地質模型。

1.2.4模型的動態(tài)校驗

由于裂縫性變質巖儲層具有極強的非均質性，成藏條件復雜，因此儲層裂縫預測的難度非常大。使建立的裂縫模型真正地反映地下的實際情況，需要通過動態(tài)的試井模擬與分析對模型進行動態(tài)校驗，以得到符合地下流體流動特征的地質模型。

模型的動態(tài)校正，主要是通過生成不同長度的裂縫片，得到其等效后的裂縫參數(shù)場，然后與實際試井解釋獲得的裂縫儲層滲透率和裂縫平均開度的乘積進行對比，如此反復校驗，直到所建的裂縫網絡模型與油藏實際動態(tài)一致(圖6)。

1.2.5基質模型與裂縫模型耦合技術

對于裂縫性油藏，在生產過程中，基質系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)是存在流體交換的，兩者如何交換、交換程度有多大，我們通常使用Sigma因子(σ)進行定量描述[11]。Sigma因子場由沿i、j、k三個方向的平均裂縫間隔Li、Lj、Lk來定義，它與Li、Lj、Lk成負相關關系，Li、Lj、Lk可以通過裂縫網絡與網格的接觸關系由建模軟件計算得到。通過建模軟件獲得的Sigma因子場是否合理，還需要結合實際生產動態(tài)對其進行分析與處理。通過Sigma因子場可以實現(xiàn)基質系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)的有機耦合。

2裂縫性變質巖儲層數(shù)值模擬

2.1模型選擇及網格劃分

本次數(shù)值模擬研究選用了斯倫貝謝公司的產品Eclipse數(shù)值模擬軟件。將Eclipse軟件的雙重介質模型中網格層數(shù)增加1倍，上半部分處理成基質網格塊，下半部分處理成裂縫網格塊?；|網格塊和其對應的裂縫網格塊之間會自動使用非相鄰網格塊連接，二者的滲流交換則依靠Sigma因子。在注水開發(fā)潛山變質巖油藏時，水和油只在宏觀裂縫中滲流，而基質和微觀裂縫只能依靠毛管壓力的滲吸作用將原油驅替到裂縫中，進而滲流到生產井筒中。因此，油水在潛山變質巖中的滲流為雙孔單滲模式。同時潛山變質巖油藏中的原油為輕質黑油，綜合儲層和原油的性質，采用Eclipse中的雙孔單滲黑油模型對潛山變質巖油藏進行模擬。

對精細地質模型粗化后，平面X方向劃分33個網格，Y方向劃分55個網格，縱向Z方向劃分109個網格；X、Y方向的網格步長均為50 m，Z方向網格步長平均為4.5 m。由于是雙重介質模型，每個單元體由一個基質巖塊及其周圍的裂縫構成，所以模型的總節(jié)點數(shù)為33×55×218=395 670個。

基本方案設計：通過開展井型、井網、縱橫向部署等關鍵開發(fā)技術政策參數(shù)優(yōu)選后，設計采用水平頂?shù)捉诲e立體注采開發(fā)方式，在油藏頂部1/3處部署8口水平采油井，底部油水界面處與頂部油井呈縱橫向交錯方式部署5口水平注水井。

圖6　J油田潛山裂縫網絡模型動態(tài)校正過程Fig．6　The dynamic calibration of fracture network model in J oilfield(a)長度為300 m的裂縫片；(b)長度為200 m的裂縫片；(c)長度為100 m的裂縫片；(d)裂縫孔隙度；(e)裂縫滲透度

圖8　J油田典型井含水率擬合成果Fig．8　The fitting results of water cut of typical wells in J oilfield(a)水平井注入水舍進型；(b)水平井底水錐進型；(c)水平井裂縫突進型

2.2流體模型

2.2.1儲層及流體參數(shù)

J油田裂縫性變質巖潛山油藏基本參數(shù)：油藏初始溫度為85°，原始地層壓力為17.9 MPa，飽和壓力為10.5 MPa，原油粘度為0.71 mPa·s，地層水粘度為0.3 mPa·s；基質孔隙度為0.5 %～18 %；裂縫孔隙度為0.005 %～8 %；基質滲透率為0.001 μm2～0.003 5 μm2；裂縫滲透率為15 μm2～8 μm2；基質束縛水飽和度為40 %，裂縫束縛水飽和度為5%，巖石的壓縮系數(shù)為9×10-4MPa-1，地層水壓縮系數(shù)為1.4×10-4MPa-1；原油體積系數(shù)為1.26。

2.2.2相對滲透率及基質毛管壓力數(shù)據

由于模型為雙重介質模型，所以基質與裂縫分別有一套油水相滲曲線(圖7)。綜合室內實驗結果，模型考慮基質因毛管力作用而造成的滲吸驅油，裂縫系統(tǒng)則由于寬度較大，而忽略毛管力作用。

2.3歷史擬合認識及剩余油分布

2.3.1J油田潛山開發(fā)規(guī)律

根據油藏實際生產情況，按生產開始時間2009年12月開始模擬，截止時間是2014年3月，共模擬4年零4個月。對J油田的儲量和生產動態(tài)(產量、含水率、壓力)歷史進行了的精細擬合，典型井含水率擬合結果如圖8所示，并且區(qū)塊產水和單井產水歷史符合率超過90 %。從中可以得到如下認識(表1)。

1)衰竭式開采。主要依靠裂縫閉合、巖石孔隙體積縮小以及原油膨脹作用排油，這個階段原油主要產自裂縫系統(tǒng)，因此裂縫系統(tǒng)的原油產出量及貢獻比例(81.46×104m3，96.11 %)遠比基質系統(tǒng)大(1.86×104m3，3.89 %)，而且裂縫采出程度也比基質高，分別為15.9 %和0.12 %。

圖7雙重介質油水相滲曲線及基質毛管壓力曲線
Fig．7The oil-water relative permeability curve
of dual medium and capillary pressure
curve of matrix
(a)基質的油水相滲曲線及毛管力曲線；
(b)裂縫的油水相滲曲線

2)注水開采。裂縫性變質巖油藏的裂縫系統(tǒng)(大縫大洞)主要依靠注入水的驅替作用排油，而基質系統(tǒng)(小孔及微裂縫)則主要依靠毛管力作用自吸排油。由于J油田采用了合理高效的井網開發(fā)模式，使得注入水既很好地補充了地層能量，同時又較好地擴大了水驅波及體積，避免了大規(guī)模的沿裂縫突進而造成的無效注水。加上研究區(qū)原油粘度低而流動性好，注入水將充分驅替裂縫中的原油，同時注入水波及區(qū)域的毛管力滲吸作用也得到了很好地體現(xiàn)，通過滲吸作用從基質中也采出了一定比例的原油。從表1中可以看出，注水開采早期階段，采出的原油依然主要來自于裂縫系統(tǒng)(136.97×104m3)，但其所占比例較衰竭開采階段有所降低(貢獻比例為75.74 %)；另外一方面，從基質系統(tǒng)中采出的原油無論是產出量(21.24×104m3)還是所占比例(24.26 %)，均較衰竭開采階段有大幅度提升。

為了進一步刻畫不同含水開發(fā)階段裂縫與基質產量變化關系，以歷史擬合文件為基礎，對目前井網開發(fā)效果進行了全過程預測(圖9)。由圖9可以看出，潛山油藏開發(fā)可以劃分為三個階段：①裂縫主要供油階段：含水小于35 %時，裂縫產量/基質產量(F/M)大于5；②裂縫和基質同時供油階段：含水在35 %～60 %之間，裂縫產量/基質產量(F/M)在1～5之間；③基質主要供油階段：當含水大于60 %后，裂縫產量/基質產量(F/M)小于1。研究表明隨著水驅開發(fā)的深入，基質系統(tǒng)產量在整個潛山開發(fā)中的貢獻比重也將越來越大。表1 為不同開發(fā)方式下基質、裂縫的原油采出量與采出程度(歷史擬合)。

2.3.2J油田潛山油藏剩余油分布

綜合考慮J油田潛山有效厚度、孔隙度、含油飽和度、原油密度、原油體積系數(shù)等參數(shù)的影響，克服應用剩余油飽和度單參數(shù)描述剩余油的片面性，綜合應用剩余油飽和度及剩余地質儲量豐度兩項參數(shù)來定量描述潛山剩余油分布。由圖10可以看出，剩余油主要集中在北塊構造高點，具有連片分布的特點。按照縱向層位細分，可以看出，目前潛山注水開發(fā)水淹區(qū)域主要集中在內幕致密段，且剩余地質儲量豐度極低；頂部坡積砂巖段雖然剩余油飽和度高，但其剩余地質儲量豐度低，無調整空間；對于裂縫發(fā)育段，無論是從剩余油飽和度分布，還是剩余地質儲量分布來看，北塊構造高點及區(qū)塊中部均體現(xiàn)出剩余油富集，這也是該區(qū)塊下一步的重點調整區(qū)域。

2.4調整措施研究

在剩余油分布定量研究基礎上，結合油藏工程方法，應用數(shù)值模擬技術對裂縫性變質巖潛山油藏后續(xù)調整措施進行了優(yōu)化研究。

針對本區(qū)弱底水裂縫性油藏的地質特征及人工注水開發(fā)過程中暴露出的問題，在開發(fā)中、后期，將采取鉆加密井、側鉆低產井、優(yōu)化注水方式(人工連續(xù)注水轉周期注水)等手段來開采剩余油，采用卡堵水、提液等措施降低含水，提高產油量，從而達到提高潛山裂縫油藏采出程度的目的。這里設計并對比了三套開發(fā)方案：①方案1。針對目前井網，考慮部分單井受裂縫分布影響，造成注水無效循環(huán)，而采取了優(yōu)化注水措施，包括高含水井卡堵水、平面調剖等；②方案2。針對目前井網造成的剩余油富集區(qū)域，補充注采井點，通過鉆加密井方式來提高潛山整體動用程度，并通過控制不同構造位置注水井的注水強度，保證油井得到較為均衡的注水效果；③方案3。在方案2的基礎上，進一步優(yōu)化注水方式，即將連續(xù)注水方式調整為周期注水，以促使毛管力滲吸作用的充分發(fā)揮，以更加有效地動用基質系統(tǒng)儲量。由圖11，可以看出，通過對 J 油田潛山油藏采取全面調整以后，其采收率也從目前井網條件下的22.5 %提高到調整后的27 %，采收率提高4.5 %，切實改善了潛山整體開發(fā)效果。

表1　不同開發(fā)方式下基質、裂縫的原油采出量與采出程度(歷史擬合)

圖9　J油田不同含水階段裂縫與基質產量比值(F/M)變化曲線Fig．9　The production ratio curve between fracture and matrix in 　　　different water cut stages in J oilfield

圖10　J油田潛山儲層裂縫系統(tǒng)剩余油及剩余地質儲量豐度分布圖Fig．10　The distribution of residual oil and remaining reserves abundance of fracture 　　　system in J oilfield(a)全油田剩余油分布；(b)頂部坡積砂巖段剩余油分布；(c)裂縫發(fā)育段剩余油分布；(d)內幕致密段剩余油分布；(e)全油田儲量豐富；(f)頂部坡積砂巖段儲量豐富；(g)裂縫發(fā)育段儲量豐富；(h)內幕致密段儲量豐富

圖11　J油田各類開發(fā)方案預測效果對比Fig．11　The prediction results comparison of different 　　　development methods in J oilfield

3結論

1)綜合利用巖心分析、成像測井、地震疊前反演及生產測試等資料建立了裂縫幾何模型，并將裂縫幾何模型轉化成滲流模型。運用上述方法建立的裂縫三維地質模型一方面能客觀地反映裂縫的空間分布，另一方面可以較好地滿足油藏數(shù)值模擬和油藏分析的需求。

2)結合J油田實際生產動態(tài)開展了精細歷史擬合研究。結果表明，在衰竭開采及人工注水開采兩個階段，裂縫系統(tǒng)供油占絕對主體地位，采出程度分別達到15.9 %和26.75 %。但隨著注水開發(fā)的進行及毛管力作用自吸排油的進行，基質系統(tǒng)供油作用也越來越明顯，使得裂縫系統(tǒng)供油比例較衰竭開采階段有所降低(供油比例分別為75.74 %和96.11 %)。另外一方面，注水開發(fā)階段，從基質系統(tǒng)中采出的原油無論是產出量還是所占比例均較衰竭開采階段有大幅度提升，說明隨著水驅開發(fā)的深入，基質系統(tǒng)產量在開發(fā)中的貢獻比重也將越來越大。

3)通過定性和定量分析J油田潛山油藏剩余油分布規(guī)律，掌握了該油藏的剩余油分布特點。在此基礎上，通過開展調整措施研究，包括油水井平面調剖、井網加密及優(yōu)化注水方式等，可以有效改善潛山油藏整體水驅效果。研究表明，這一系列措施實施以后，采收率預測最高增幅達4.5 %。

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Integrative research on geological modeling and numerical simulation of buried hills fracture reservoir

NIE Ling-ling, ZHANG Zhan-nv, TONG Kai-jun, FANG Na

(Tianjin Branch of CNOOC Limited, Tianjin300452, China)

Abstract:In order to guide oilfield subsequent adjustment measures, it's important to simulate and predict accurately the oil-water distribution relationships in buried hill fractured reservoir. The 3D geological model of dual porosity reservoir in the J oilfield, a typical metamorphic rock buried hill reservoir in Bohai Bay, is built step by step based on the detailed core observation and employing core data, log data, geological data, seismic data and production test data. Firstly, the structure model is built. Secondly, the fracture distribution model is established applying the results of the seismic property analysis and the core-FMI fracture description. Thirdly, the 3-D integrated geological model of the dual porosity reservoirs is set up by combining the matrix property models with the fracture distribution model and applying the filtration theory between matrix and fractures. On this basis, the study of simulation and history matching are carried out. The results show that: ①the seepage features of buried hill fractured reservoir can be well characterized by applying this model. The compliance rate between history matching and measured data is up to 90%. ②The development of buried hills reservoir can be divided into three stages;③The remaining oil distribution by simulation can objectively reflect the impact of fracture and matrix on dual porosity media fluid flow and which can effectively guide the next adjustment plan for study area.

Key words:buried hill; matrix system; fracture system; 3D geological modeling; numerical simulation; remaining oil distribution

中圖分類號：TE 122.2

文獻標志碼：A

DOI：10.3969/j.issn.1001-1749.2016.01.20

文章編號：1001-1749(2016)01-0131-08

作者簡介：聶玲玲(1983-)，女，工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的工作，E-mail：Niell2@cnooc.com.cn。

基金項目:國家自然科學基金重點項目(40772089)；中國海洋石油總公司重大項目(CNOOC-KJ125ZDXM06LTD-02)

收稿日期：2015-01-10改回日期：2015-04-22