孟智強(qiáng) 朱志強(qiáng) 王欣然 祝曉林 文佳濤

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司， 天津 300459)

0 前言

與陸上油田相比，海上同類型油田的鉆完井開(kāi)采成本較高，出于經(jīng)濟(jì)性的考慮其井距往往設(shè)置得較大。由于中高滲稀油油藏的流度較好，因此，在海上油藏開(kāi)發(fā)當(dāng)中一般部署為大井距(>400 m)稀井網(wǎng)，生產(chǎn)壓差小，啟動(dòng)壓力梯度與生產(chǎn)壓力梯度相近。對(duì)于啟動(dòng)壓力對(duì)剩余油分布的影響，已有多位研究人員作了分析。王公昌等、何逸凡等人在研究當(dāng)中應(yīng)用Eclipse數(shù)值模擬軟件設(shè)置平衡分區(qū)，以“Thpres”關(guān)鍵字等效模擬油層中的啟動(dòng)壓力狀態(tài)[1-2]。但該方法僅通過(guò)閾值來(lái)控制流動(dòng)狀態(tài)，未充分利用啟動(dòng)壓力減弱滲流動(dòng)力的機(jī)理，弱化了啟動(dòng)壓力梯度對(duì)滲流的影響。黃世軍等人通過(guò)實(shí)驗(yàn)對(duì)普通稠油油藏多層合采的層間干擾問(wèn)題進(jìn)行了定量研究[3]。何英等人通過(guò)流管法研究了啟動(dòng)壓力對(duì)儲(chǔ)層動(dòng)用程度的影響[4]。這些研究均是針對(duì)稠油或低滲油藏，側(cè)重于探討低流度油藏啟動(dòng)壓力梯度對(duì)剩余油分布的影響，并未涉及大井距中高滲稀油油藏流度相對(duì)較高、啟動(dòng)壓力梯度較小但與生產(chǎn)壓力梯度相近等問(wèn)題。為此，本次研究以渤海J油田為靶區(qū)，通過(guò)自主編程對(duì)傳統(tǒng)黑油模擬器加以改進(jìn)，建立了一套考慮啟動(dòng)壓力梯度因素影響的數(shù)值模擬方法，以揭示海上中高滲稀油油藏的剩余油分布及挖潛界限。

1 J油田概況

J油田D井區(qū)位于渤海遼東灣中部海域，其含油層系為古近系沙河街組沙二段，屬于渤海典型三角洲相多層稀油油藏(見(jiàn)圖1)。J油田的構(gòu)造表現(xiàn)為斷層復(fù)雜的半背斜，構(gòu)造傾角較陡(>10°)；儲(chǔ)層為辮狀河三角洲前緣沉積，厚度較大(>30 m)，縱向上劃分為4個(gè)小層，整體特征表現(xiàn)為平面上砂體連片、垂向上砂體疊置，且連續(xù)性較好。油田儲(chǔ)層屬于中孔中滲儲(chǔ)層，孔隙度為22.6%，滲透率為165×10-3μm2。地層原油黏度低(僅1 mPa·s)，天然能量弱，開(kāi)發(fā)中采用大井距排狀低部位注水、高部位采油井網(wǎng)(井距為450 m)。

目前D井區(qū)已投產(chǎn)6年，在初期采用保壓開(kāi)發(fā)、分采分注和平面協(xié)同的均衡開(kāi)發(fā)策略，確保了初期的強(qiáng)大生產(chǎn)能力。其間，平均單井日產(chǎn)油量為150 m3，無(wú)水采油期達(dá)3年以上，開(kāi)發(fā)效果較好。然而，開(kāi)發(fā)早期通過(guò)吸水剖面測(cè)試發(fā)現(xiàn)：在低注采壓差下，注水井不吸水的儲(chǔ)層厚度占測(cè)試總厚度的25.2%；在提高注采壓差之后，不吸水儲(chǔ)層厚度比例降低至11.2%，吸水能力顯著恢復(fù)，存在啟動(dòng)壓力。目前，該井區(qū)采出程度已接近28.8%，需要開(kāi)展剩余油挖潛工作，以提高油田采收率。

2 海上稀油油藏啟動(dòng)壓力梯度分析

在目前的中高滲稀油油藏研究中，關(guān)于啟動(dòng)壓力梯度的內(nèi)容比較少。對(duì)于啟動(dòng)壓力梯度的影響，需要在大井距條件下才便于觀察，較少有實(shí)踐驗(yàn)證的機(jī)會(huì)。同時(shí)，啟動(dòng)壓力梯度的絕對(duì)值較小，在室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)中易因儀器測(cè)試精度有限而被忽略。實(shí)踐中，對(duì)于海上大井距開(kāi)發(fā)的中高滲稀油油藏，其生產(chǎn)壓力梯度與啟動(dòng)壓力梯度的數(shù)量級(jí)相近，因此有必要考慮啟動(dòng)壓力梯度對(duì)開(kāi)發(fā)的影響。在此，根據(jù)相關(guān)巖心實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和啟動(dòng)壓力成因，對(duì)海上稀油油藏啟動(dòng)壓力梯度進(jìn)行分析。

圖1 J油田油藏剖面圖

學(xué)者們開(kāi)展了大量的啟動(dòng)壓力梯度室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，相關(guān)數(shù)據(jù)如表1所示。田冀等人研究了中黏 — 稠油油藏的啟動(dòng)壓力梯度，應(yīng)用流量-壓力法測(cè)定了填砂管模型在氣測(cè)滲透率(186～6 698)×10-3μm2、原油黏度10～450 mPa·s條件下的擬啟動(dòng)壓力梯度與流度[5]。石立華等人研究了海上秦皇島32-6砂巖油藏的啟動(dòng)壓力梯度，應(yīng)用流量-壓力法測(cè)定了天然巖心滲透率(212～1 749)×10-3μm2、原油黏度82～199 mPa·s條件下的啟動(dòng)壓力梯度與流度[6]。鄭潔等人研究了海上低滲透油藏的啟動(dòng)壓力梯度，并應(yīng)用毛細(xì)管平衡法測(cè)定了巖心滲透率(0.8 ～ 223)×10-3μm2、原油黏度3.61 mPa·s條件下的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度與滲透率[7]?？挛柠惖热搜芯苛瞬煌瑔?dòng)壓力梯度測(cè)試方法的準(zhǔn)確性，并且應(yīng)用毛細(xì)管平衡法測(cè)定了巖心滲透率(332～4 566)×10-3μm2、原油黏度71～513 mPa·s 條件下的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度與流度[8]。從圖2可以看出，通過(guò)室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)所測(cè)的啟動(dòng)壓力梯度與流度變化趨勢(shì)一致，二者在雙對(duì)數(shù)直角坐標(biāo)上呈線性相關(guān)。

表1 啟動(dòng)壓力梯度室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

從其成因來(lái)看，啟動(dòng)壓力是流體性質(zhì)、孔隙結(jié)構(gòu)、固液作用的綜合體現(xiàn)。原油流變性、邊界層效應(yīng)和兩相驅(qū)替過(guò)程中的界面張力是啟動(dòng)壓力形成的主要原因[9-11]。由此可知，啟動(dòng)壓力應(yīng)具有普遍存在性。比如，在水的毛細(xì)現(xiàn)象實(shí)驗(yàn)中，水的黏度極低，且實(shí)驗(yàn)用毛細(xì)管半徑一般為0.5 mm左右，并未低至低滲透油藏的孔隙半徑，但結(jié)果仍出現(xiàn)了自吸現(xiàn)象。這表明啟動(dòng)壓力并不只是存在于稠油或低滲油藏中，而是同樣會(huì)存在于中高滲稀油油藏中。

圖2 巖心實(shí)驗(yàn)室中啟動(dòng)壓力梯度與流度的關(guān)系

啟動(dòng)壓力梯度的影響并非只限于低滲油藏或稠油油藏，這一發(fā)現(xiàn)為海上中高滲稀油油藏考慮啟動(dòng)壓力梯度提供了理論基礎(chǔ)。由于表1中4#實(shí)驗(yàn)油田與J油田的特征接近，因此，本次研究中將該實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)用于中高滲油藏的啟動(dòng)壓力梯度影響分析。

3 考慮啟動(dòng)壓力的數(shù)值模擬

3.1 模型的建立

對(duì)傳統(tǒng)的黑油模型進(jìn)行改造，建立新的數(shù)學(xué)模型，使其能夠反映稀油油藏啟動(dòng)壓力梯度對(duì)滲流的影響。新模型作了以下基本假設(shè)：

(1) 滲流是等溫的。

(2) 油藏中氣、水相遵守達(dá)西滲流定律。

(3) 油相存在啟動(dòng)壓力，且啟動(dòng)壓力梯度的大小與地層流度相關(guān)，具有各向異性。

(4) 油藏?zé)N類只含有油、氣組分，油藏中氣體的溶解和逸出在瞬間完成。

(5) 油水不相溶，氣水也不相溶。

(6) 流體可壓縮，且考慮了滲流過(guò)程中重力、毛管力的影響。

與傳統(tǒng)黑油模型相比，新模型中的氣水兩相連續(xù)性方程、輔助方程及初始條件、內(nèi)邊界條件、外邊界條件均無(wú)變化，而油相的流動(dòng)方程發(fā)生了變化。傳統(tǒng)黑油模型中的油相流動(dòng)方程如式(1)所示，新模型中的油相流動(dòng)方程如式(2)所示[12]：

(1)

(2)

式中：K—— 儲(chǔ)層絕對(duì)滲透率，10-3μm2；

Kro—— 油相的相對(duì)滲透率；

Bo—— 油相的體積系數(shù)；

μo—— 地層原油黏度，mPa·s；

po—— 油相壓力，MPa；

ρo—— 油相的密度，kg/m3；

g—— 重力加速度，9.8 m/s2；

D—— 基于某基準(zhǔn)面的深度，向下為正值，m；

qo—— 單位時(shí)間產(chǎn)油量，m3/s；

t—— 時(shí)間，s；

φ—— 孔隙度，%；

So—— 含油飽和度。

傳統(tǒng)黑油模型中未考慮啟動(dòng)壓力梯度這一因素的影響，新模型中的油相流動(dòng)方程則考慮了其影響。

3.2 模擬器的開(kāi)發(fā)

以上述新模型為基礎(chǔ)，開(kāi)發(fā)了具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的新型數(shù)值模擬器。新模擬器采用有限差分法對(duì)微分方程進(jìn)行數(shù)值離散，采用全隱式算法求解壓力和飽和度，具備傳統(tǒng)黑油模擬器的全部功能，且其流動(dòng)描述中加入了啟動(dòng)壓力梯度的相關(guān)內(nèi)容。新型數(shù)值模擬器每一時(shí)間步的計(jì)算過(guò)程如下：

(1) 利用啟動(dòng)壓力梯度(G)與流度(K/μo)的冪函數(shù)關(guān)系，計(jì)算各相鄰網(wǎng)格間的啟動(dòng)壓力梯度，并建立啟動(dòng)壓力梯度場(chǎng)([G]) 網(wǎng)格流度的最小值。由于滲透率具有各向異性，因此計(jì)算所得的啟動(dòng)壓力梯度場(chǎng)也具有各向異性。

(2) 利用各相鄰網(wǎng)格的油相壓差(Δpo)、步長(zhǎng)(L)、深度差(ΔD)，計(jì)算網(wǎng)格間的生產(chǎn)壓力梯度場(chǎng)([?(po-ρo·g·D)])。

(3) 利用啟動(dòng)壓力梯度場(chǎng)、生產(chǎn)壓力梯度場(chǎng)，計(jì)算相鄰網(wǎng)格非線性滲流系數(shù)場(chǎng)([λ])。當(dāng)網(wǎng)格間的啟動(dòng)壓力梯度大于生產(chǎn)壓力梯度時(shí)，非線性滲流系數(shù)為0；否則，其值為1-G/[?(po-ρo·g·D)]。

3.3 模擬器的檢驗(yàn)

以J油田的儲(chǔ)層、流體、井網(wǎng)條件為原型建立一個(gè)概念模型。模型尺寸為450 m×450 m×30 m(長(zhǎng)×寬×高)，平面上長(zhǎng)、寬方向各為10個(gè)網(wǎng)格，縱向上為3個(gè)網(wǎng)格，總網(wǎng)格數(shù)量為300個(gè)，中間層為泥巖隔層(凈毛比(NTG)為0)。模型中的原始原油地質(zhì)儲(chǔ)量為50×104m3，孔隙度為26.0%，上、下油層的水平方向滲透率分別為(60～500)×10-3μm2，垂向滲透率為水平方向的0.1倍，采用“一注一采”開(kāi)發(fā)方式。油藏原始地層壓力為19.0 MPa，地層原油黏度為1 mPa·s。初期采油速度為4%，按地下體積1.0倍的注采比注水。

為了驗(yàn)證新模擬器的可靠性，對(duì)其進(jìn)行零值檢驗(yàn)，即當(dāng)啟動(dòng)壓力梯度場(chǎng)賦值為0時(shí)，與Eclipse軟件運(yùn)算結(jié)果進(jìn)行一致性對(duì)比。結(jié)果顯示，在不考慮啟動(dòng)壓力梯度的情況下，新模擬器與Eclipse軟件計(jì)算的參數(shù)結(jié)果一致(見(jiàn)圖3)。

圖3 新模擬器與Eclipse模擬器的模擬結(jié)果對(duì)比

3.4 新模擬器的優(yōu)點(diǎn)

國(guó)外比較成熟的商業(yè)化軟件Eclipse、TNA均能夠表征啟動(dòng)壓力，其中Eclipse通過(guò)關(guān)鍵字“Thpres”進(jìn)行等效表征，TNA通過(guò)關(guān)鍵字“Pthreshi”進(jìn)行表征。但Eclipse、TNA軟件也存在以下缺點(diǎn)：

(1) 在流動(dòng)性的判斷方面，將啟動(dòng)壓力作為網(wǎng)格間能否流動(dòng)的一次性判斷條件。當(dāng)生產(chǎn)壓力梯度在某一時(shí)間步下大于啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，無(wú)論后續(xù)時(shí)間步網(wǎng)格間的生產(chǎn)壓力梯度與啟動(dòng)壓力梯度關(guān)系如何，始終判定網(wǎng)絡(luò)間能夠建立流動(dòng)。

(2) 在滲流表征方面，僅將啟動(dòng)壓力作為一個(gè)流動(dòng)開(kāi)始的閾值。流動(dòng)方程仍按照達(dá)西滲流來(lái)建立，未考慮啟動(dòng)壓力梯度對(duì)滲流的影響。

新模擬器通過(guò)非線性滲流彌補(bǔ)了以上缺點(diǎn)。當(dāng)生產(chǎn)壓力梯度小于啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，油相滲透率和有效壓力梯度均為0；當(dāng)生產(chǎn)壓力梯度大于啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，有效壓力梯度為生產(chǎn)壓力梯度與啟動(dòng)壓力梯度的差值，通過(guò)油相滲透率的實(shí)時(shí)修正即可實(shí)現(xiàn)啟動(dòng)壓力梯度的機(jī)理表征。

4 海上稀油油藏剩余油挖潛界限分析

4.1 生產(chǎn)壓力梯度與啟動(dòng)壓力梯度的關(guān)系

為研究海上稀油油藏生產(chǎn)壓力梯度與啟動(dòng)壓力梯度之間的關(guān)系，以J油田相關(guān)參數(shù)為基礎(chǔ)數(shù)據(jù)進(jìn)行計(jì)算和分析。其中，J油田D井區(qū)油層滲透率為(60～500)×10-3μm2，平均為165×10-3μm2；注采井距為450 m；地下原油黏度為1 mPa·s；多層合采開(kāi)發(fā)，生產(chǎn)壓差為0.5 MPa。利用式(3)所示平面徑向流公式計(jì)算“一注一采”系統(tǒng)中注采主流線上任意一點(diǎn)處的地層壓力，并根據(jù)啟動(dòng)壓力梯度與流度的關(guān)系計(jì)算最低滲透率油層的啟動(dòng)壓力梯度。

(3)

式中：p—— 注采主流線上任意一點(diǎn)處的壓力，MPa；

pe—— 供給的外邊緣壓力，MPa；

pw—— 采油井的井底壓力，MPa；

r—— 注采主流線任一點(diǎn)距注水井的距離，m；

re—— 油水井的井距之半，m；

re—— 井半徑，m。

通過(guò)圖4所示關(guān)系曲線可以看出：

(1) 注采井主流線上生產(chǎn)壓力梯度呈現(xiàn)出近井高、井間低的特征。其中，最小生產(chǎn)壓力梯度為3.7×10-4MPa/m，滲透率為60×10-3μm2的油層啟動(dòng)壓力梯度為3.9×10-4MPa/m，小于生產(chǎn)壓力梯度，這導(dǎo)致該層無(wú)法動(dòng)用。

(2) 啟動(dòng)壓力梯度與生產(chǎn)壓力梯度的數(shù)量級(jí)相當(dāng)。這表明，啟動(dòng)壓力梯度能夠?qū)ο∮陀筒氐纳a(chǎn)產(chǎn)生較大影響，且由于非主流線上生產(chǎn)壓力梯度較小，因此其儲(chǔ)量更難以動(dòng)用。

4.2 稀油油藏的剩余油分布

在地質(zhì)模型模擬的基礎(chǔ)上，利用J油田D井區(qū)流體參數(shù)和相滲關(guān)系建立數(shù)模模型，模擬該稀油油藏的剩余油分布情況。Eclipse軟件和新模擬器的模擬結(jié)果如圖5所示。

圖4 J油田注采井主流線生產(chǎn)壓力梯度與

圖5 海上大井距開(kāi)發(fā)稀油油藏剩余油分布模擬結(jié)果

縱向上，由于存在啟動(dòng)壓力梯度，因此，大井距開(kāi)發(fā)中稀油油藏剩余油在低滲透率儲(chǔ)層的富集相對(duì)更加集中。也就是說(shuō)，大井距開(kāi)發(fā)稀油油藏縱向上因未達(dá)到啟動(dòng)壓力而賦存的剩余油仍具有較大挖潛空間。

平面上，在大井距開(kāi)發(fā)中由于非主流線上生產(chǎn)壓力梯度迅速減小，因此，在啟動(dòng)壓力梯度的作用下剩余油大量富集，新模擬器的模擬結(jié)果中平面波及相對(duì)更小。這也給大井距稀油油藏變流線開(kāi)發(fā)和井間加密挖潛剩余油提供了理論依據(jù)。

兩種模擬方法的結(jié)果不同，這主要還是由于分析中加入的層間干擾因素不同所致。模擬結(jié)果中，除了啟動(dòng)壓力這一因素不同，儲(chǔ)層物性、流體黏度等其他因素均相同。這表明層間干擾的差異主要是由于啟動(dòng)壓力梯度這一因素所造成，且影響顯著。

4.3 稀油油藏的剩余油挖潛界限

為了進(jìn)一步量化海上大井距開(kāi)發(fā)稀油油藏的井間加密和縱向挖潛技術(shù)界限，在相同的初期采油速度(4%)和地層原油黏度(1 mPa·s)條件下，針對(duì)注采井距、縱向滲透率級(jí)差這2個(gè)剩余油主控因素，設(shè)計(jì)了10組研究方案，每組方案又分為是否考慮啟動(dòng)壓力梯度的2種不同情況(見(jiàn)表2)。

表2 剩余油挖潛界限方案設(shè)計(jì)

根據(jù)方案1 — 方案5的數(shù)值模擬結(jié)果繪制低滲透率層產(chǎn)量貢獻(xiàn)比例與滲透率級(jí)差的關(guān)系，如圖6所示。 可以看出：

(1) 考慮啟動(dòng)壓力梯度的影響時(shí)，低滲透率儲(chǔ)層的產(chǎn)量貢獻(xiàn)比例均較小。這主要是因?yàn)椋蜐B透率儲(chǔ)層的啟動(dòng)壓力梯度大于高滲透率儲(chǔ)層，在同一生產(chǎn)壓差條件下低滲透率儲(chǔ)層的有效生產(chǎn)壓差更小，因此其貢獻(xiàn)也更小。

圖6 低滲透率層產(chǎn)量貢獻(xiàn)比例與滲透率級(jí)差的關(guān)系

(2) 隨著縱向滲透率級(jí)差加大，兩組數(shù)據(jù)的差距也逐步增大，在滲透率級(jí)差為10時(shí)差距最大。這表明在滲透率級(jí)差為10時(shí)，就應(yīng)該考慮啟動(dòng)壓力梯度的影響。

(3) 當(dāng)儲(chǔ)層縱向滲透率級(jí)差大于10時(shí)，低滲透率儲(chǔ)層的生產(chǎn)壓力梯度小于其啟動(dòng)壓力梯度，導(dǎo)致無(wú)法動(dòng)用，最終產(chǎn)量貢獻(xiàn)為0。這表明，海上大井距、中等滲透率、稀油油藏的縱向剩余油挖潛級(jí)差界限為10。

根據(jù)方案6 — 方案10的數(shù)值模擬結(jié)果繪制體積波及系數(shù)與注采井距的關(guān)系曲線，如圖7所示。可以看出：

(1) 考慮啟動(dòng)壓力梯度時(shí)，油藏體積波及系數(shù)均較小。這主要是因?yàn)?，流體在非主流線上的生產(chǎn)壓力梯度大幅減小，而受啟動(dòng)壓力梯度的影響顯著增大，波及范圍受限。

圖7 不同注采井距體積波及系數(shù)

(2) 隨著注采井距的加大，體積波及系數(shù)差值從3.0%增至18.4%。這表明，注采井距越大，未考慮啟動(dòng)壓力梯度時(shí)體積波及系數(shù)的預(yù)測(cè)結(jié)果就越樂(lè)觀，致使大量的井間未波及區(qū)域被掩蓋。

(3) 當(dāng)平面注采井距由200 m增大至600 m，考慮啟動(dòng)壓力梯度時(shí)體積波及系數(shù)由93%降低至68%，在注采井距400 m處出現(xiàn)拐點(diǎn)。這主要是因?yàn)椋S著注采井距的加大，井間非主流線上無(wú)法達(dá)到啟動(dòng)壓力的范圍也急劇擴(kuò)大。這也表明，海上大井距、中等滲透率、稀油油藏的平面剩余油挖潛井距界限為400 m。

5 應(yīng)用實(shí)踐效果分析

以渤海J油田S井區(qū)為例，對(duì)應(yīng)用實(shí)踐效果情況進(jìn)行分析。S井區(qū)為多層砂巖稀油油藏，地層原油黏度為1 mPa·s，采用定向井開(kāi)發(fā)，注采井距為300 m左右。J油田A24井于2011年投產(chǎn)，射孔油層厚度為40.7 m，3個(gè)防砂段油層的平均測(cè)井滲透率分別為2 300×10-3、600×10-3、200×10-3μm2，滲透率級(jí)差為11.5。對(duì)3個(gè)防砂段實(shí)施合采，日產(chǎn)油量為150 m3，生產(chǎn)壓差僅為0.3 MPa。2016年初，A24井由于含水率達(dá)到100%而關(guān)停，累計(jì)產(chǎn)油量為11.22×104m3。J油田A24井單井生產(chǎn)曲線及卡水增油效果如圖8所示。

圖8 J油田A24井單井生產(chǎn)曲線及卡水增油效果

通過(guò)挖潛界限研究發(fā)現(xiàn)，A24井第二、第三防砂段受第一防砂段干擾比較嚴(yán)重，尤其第三防砂段的級(jí)差超過(guò)10，存在生產(chǎn)壓力梯度未達(dá)到該層啟動(dòng)壓力梯度而無(wú)法動(dòng)用的情況。據(jù)此，對(duì)A24井第一防砂段實(shí)施開(kāi)關(guān)層作業(yè)，開(kāi)發(fā)第二、三防砂段。當(dāng)完成開(kāi)關(guān)層作業(yè)后，含水率最低下降至0，日增油量達(dá)到了120 m3，效果良好。

6 結(jié) 語(yǔ)

從啟動(dòng)壓力梯度的形成機(jī)理出發(fā)，研究了海上大井距開(kāi)發(fā)條件下中高滲透率稀油油藏啟動(dòng)壓力梯度與生產(chǎn)壓力梯度的關(guān)系，設(shè)計(jì)了考慮啟動(dòng)壓力梯度的數(shù)值模擬器，揭示了啟動(dòng)壓力梯度對(duì)海上中高滲透率稀油油藏剩余油分布的影響及其挖潛界限。

海上大井距開(kāi)發(fā)稀油油藏井距大、生產(chǎn)壓力梯度小，其啟動(dòng)壓力梯度對(duì)剩余油分布的影響不容忽視。新設(shè)計(jì)的數(shù)值模擬器，可以有效地表征啟動(dòng)壓力梯度。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果及礦場(chǎng)實(shí)踐效果，認(rèn)為海上大井距稀油油藏剩余油挖潛界限為縱向滲透率級(jí)差10以上，或平面注采井距400 m以上。