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目前，我国的大部分油田经过几十年的开发，先后经历了上产期、稳产期和递减期，已进入高、特高含水开发阶段，增储上产、稳油控水的难度越来越大。具体表现为：①勘探程度高，新增储量日益困难，剩余储量可动用性较差；②注水开发油田综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，矛盾突出；③油田地质情况复杂，水驱油过程不均匀，大部分油田仍有60％左右的剩余油残留在地下。因此，加强剩余油分布规律研究、搞清其分布特征、采取有效对策提高原油最终采收率已成为油田提高采收率的必由之路。 剩余油研究的内容不仅要搞清楚剩余油分布的准确位置及数量，还要搞清楚剩余油的成因以及分布的特点，从而提出挖潜措施，其中剩余油分布位置和数量是剩余油研究的技术关键和难点。 1.现阶段陆相老油田储层特征及剩余油分布按沉积类型将我国碎屑岩储集层可划分为6类：河流相；三角洲相；扇三角洲相；湖底扇(浊积)相；冲积扇相；滩坝相。据统计，我国油田92%的储层为陆相碎屑岩沉积。其中湖泊环境(三角洲相、扇三角洲相、湖底扇相、滩坝相)和冲积环境(冲积扇相、河流相)沉积的碎屑岩储集层又分别占我国总开发储量的43%和49%，几乎各占一半。其中河流相和三角洲相储集层是我国石油资源的主要载体,分别占我国总开发储量的42.6%和30.0%,几乎近2/3。其它依次为湖底扇(浊积)相占6.3%，扇三角洲相占5.4%，冲积扇(包括冲积)河流相)相占6.4%，滩坝相占1.4%，另外还有8%的储量在基岩中。这些碎屑岩储层的特征如下： （1） 近源短距离搬运和湖泊水体能量较小等基本环境因素，导致了陆相湖盆碎屑岩储层相对海相同类环境储层砂体规模小、分布零散和连续性差，非均质性更为严重，表现为矿物、结构成熟度低，孔隙结构复杂。 （2）湖泊水进水退频繁，使河流一三角洲沉积呈明显的多旋回性，油田纵向上油层多，纵向上砂体相互交错，平面上相带频繁叠加，形成了含油层系十分复杂的沉积体系。 （3）断陷盆地中断层极为发育，油田被切割成很多大小不等的断块。大多为面积很小的断块。断层的复杂性大大的增加的地质条件的复杂性。 （4）原油多属石蜡基原油，含蜡量高，粘度大。 我国各类碎屑岩储集层中可动剩余油分布差很大。从表1中可见，河流相储层中剩余油所占的比率达46.4%，加上其他沉积类型中的河控沉积，其比率超过甚至大大超过50%，其中很多是油藏开采中的主力层。这是因为河流相沉积一般来说其砂体宽度较小，而且形状曲折多变，井网对它难以控制，常留下较多的剩余油。因此，从储层沉积条件上看，在河道砂体构成的主力层中寻找剩余油富集区，将是一个重要方向。
表1 我国储层各沉积类型中剩余油比率
与海相油田相比,我国陆相油田的地质条件要复杂得多，砂体分布零散，平面连通性差，且颗粒分选差，孔隙结构复杂，物性变化大，非均质性严重；沉积呈多旋回性，油田纵向上油层多，层间差异大；油田内部渗透率级差大，特别是河道砂体渗透率多呈上部低、下部高的正韵律分布特征，加上重力作用，注入水易从下部窜流;断层极为发育,尤其在我国东部渤海湾地区，断块小，差异大;原油多属重质油，石蜡含量高，还有一批重质稠油;油田的天然水供给受限制，天然能量不足，需要注水补充能量。这些复杂的地质条件大大增加了开发陆相油田的难度，使得我国油田的水驱采收率偏低，提高采收率的潜力还很大。 2、目前剩余油研究方法传统的剩余油研究方法众多，新的研究方法也不断出现，各种方法都针对某些特定的问题取得了一些好的效果，但是给种方法之间缺乏互补性，并没有形成一套完整的体系。剩余油的存在形式有宏观和微观这两种，所以目前国内外对剩余油的研究方法主要是从宏观研究、微观研究和剩余油饱和度这三个方向来研究的。国内比较侧重于宏观研究，国外侧重于剩余油饱和度研究。 2.1 宏观研究方法主要包括油藏数值模拟、水驱特征曲线和功能模拟、物质平衡、单井出口端含油饱和度计算法、动态分析法、沉积微相法和检查井、观察井法等方法。 （1）油藏数值模拟是建立油藏数值模型，通过计算机模拟，可以计算整个油层中饱和度在空间上和随时间的变化，并可预测未来饱和度的变化，因此有很大的实用价值。该方法可以实现快速的输出任何时刻、任何点上剩余油饱和度值。但在使用上却受到一定限制，主要原因在于地质模型建立的精度和模拟运算需要大量的静、动态数据，拟合时间长，费时，对计算机的要求也比较高。 （2）水驱特征曲线法，国内外油田开发实践表明，注水开发砂岩油藏，当它已全面投入开发并进入稳定生产阶段后，含水达到一定值并稳步上升，此时在半对数坐标上，累计产油的关系将出现较好的直线段，表达式为： lgWp=A+BNp 式中，Wp—累积产水量，104 m3； Np—累积产油量，104t； A,B—统计系数，f。 将（1）式数学处理后，得目前剩余油饱和度计算公式为
式中，R—油藏采出程度，f；fw—油藏平均含水率，f；N—动用地质储量，104t；Soi—原始含油饱和度，f；Sor—目前剩余油饱和度。 （3）物质平衡法 在注水保持地层压力开发的油田，由于注水占据采出油的孔隙体积，使含水饱和度增加，通过计算目前油田含水饱和度来宏观了解剩余油饱和度的大小。含水饱和度公式如下：
式中，V—油层孔隙体积，104 m3；Swi—束缚水饱和度，f；Sw—目前含水饱和度，f；Wi—累积注水量104 m3；Wp—累积采水量，104 m3。 （4）单井出口端含油饱和度计算法 本方法要解决的一个重要问题是采油井点储量的确定，以往分析中大多数采用“单井静态储量”。实践证明，此储量同采油井实际开发情况不符，而且还可能出现采出量大于控制地质储量的现象。为此，本方法采用地质条件与开发条件相结合的水驱地质储量，作为采油井点的控制储量，并推导出生产井出口端含水饱和度，从而求得单井出口端含油饱和度，由此而绘制含油饱和度等值图。 （5）动态综合分析法 利用油田生产的各种数据和测试资料，通过油井见水、产量、压力、含水率、油气比的变化情况油来研究剩余油分布，再结合测井资料推断地下油气水分布运动状况和变化趋势。 对吸水剖面进行整理，计算出各小层的吸水量及吸水半径，画出大概水淹范 围。计算公式如下：
式中，Vm—小层累积注入量，m3；Qw—测试阶段内注水井的累积注入量，m3；λi—测试吸水剖面小层相对吸水百分数，小数；Vw—小层注入体积，m3；Vwo—小层采出水体积m3；R—以注水井为中心的水淹半径，m。 该方法有资料丰富、长期连续追踪分析、费用低廉等特点，因而应用普遍。 2.2微观研究方法主要是研究孔隙结构及微观驱替机理，包括微观物理模型研究、剩余油物理一化学性质及组分研究、孔隙结构及微观驱替机理研究； （1）微观物理模型 根据油层的铸体薄片资料，利用光化学刻蚀工艺将孔隙系统刻蚀在玻璃表面，模拟地层的真实情况，然后进行水驱油实验。在显微镜下观察。该方法可以直观地反映出水驱油的过程和剩余油的分布情况。主要用仿真模型和真实储层模型两种方法。仿真模型是根据显微镜下储层孔隙结构特征(孔隙及喉道大小、形态、连通情况等)，在玻璃上照样刻画出孔隙特征作为假想的储层，进行水驱油模拟试验没，拍照、录像观测驱油效率和剩余油分布特征。真实储层模型则是用全直径岩心磨成很薄的薄片，再用两块玻璃夹住，并用橡胶把模型薄片周围粘结起来，进行水驱油模拟试验。一般而言，用真实砂岩模型作微观水驱油试验研究，效果更真实些。但是由于实际的地质条件是十分复杂的，实验室内不可能模拟的十分精确。 (2) 孔隙结构及微观驱替机理研究 在显微镜下观察含油岩心的薄片，直接研究岩石中剩余油的分布情况，结合驱替机理的研究，来预测剩余油的分布。 2.3国外剩余油饱和度研究剩余油饱和度研究是指从宏观、微观两种规模来研究剩余油。国外对这个问题的研究非常重视，发展了各种新的测试方法。 （1）近年国外推出了新的海绵取心方法。这种方法的原理是当岩心上提降压时，从岩心外流的流体被吸收在海绵内，在地面处理后将其折算回去，因而仍可获得比较准确的剩余油量。这种技术成本较低，很有应用前景，缺点是不能测定气体饱和度数据。 （2）国外用于剩余油饱和度测井的非常规方法发展很快，已经研制了碳氧比测井、中子寿命测井、电磁传播测井、介电常数测井、核磁测井、重力测井等多种下井仪器和解释方法。这些新的测井技术都各有其应用范围和优缺点。经过多年研究和改进，国外现在碳氧比测井和中子寿命测井已趋于成熟，可以达到比较高的精度，其它的方法还需要不断改进。 （3）各种测井方法都普遍发展了测一注一测的技术来测定储层残余油饱和度，这个动向值得借鉴。 目前国内也有人提出神经网络技术法。该方法的思路是,根据目前已经占有的动、静态资料中关于不同时期含水饱和度的信息，计算单井所在位置的含水饱和度变化率，该变化率与井点所在位置的动、静态参数存在一定的内在联系，把含水饱和度的变化率与各种动、静态指标通过神经网络技术建立起学习网络，从而可以对其他未知井区进行含水饱和度变化率的预测。在已知原始含水饱和度的情况下，根据含水饱和度的变化率,就可以预测目前的含水饱和剩余油饱和度研究。 3、剩余油分布的影响因素影响剩余油分布的因素很多,通常划分为两类地质因素和开发因素。地质因素主要包括有：岩性、油藏非均质性、构造、断层等。沉积条件决定了碎屑岩的沉积韵律特征、沉积层理类型，同时也控制了砂岩的空间分布、沉积微相展布、储层的非均质性、薄夹层分布等等地质因素。其中储层的非均质性、沉积微相和小断层是影响剩余油的根本因素。另外，由于后期的构造运动所产生的断层、裂缝、不整合面能够对油水运动产生影响，从而影响剩余油的分布。 开发因素主要包括有：注采系统完善程度、注采关系和井网、生产动态等。特高含水期动态注采对应关系、波及系数是影响水淹及剩余油分布的主要因素；构造对剩余油分布的控制作用有所减弱，但在不同的开发单元影响程度不同；另外由于防砂工艺、生产压差、窜层窜槽及射孔等开发工程因素以及由于钻井设计、注采井网造成的油砂体形态发生变化等对储层的再认识方面都会对剩余油的形成与分布产生重要的影响。最后，聚合物的注入也会对剩余油的分布产生影响。 地质因素属于内因,开发因素属于外因。它们的综合作用就导致了目前剩余油分布的多样化和复杂化。 4、剩余油分布的分布特征综合剩余油在多个陆相油田中的分布，据其形成背景，可以将其分布为两类由地质因素形成的剩余油、由开发因素形成的剩余油。在高含水后期和特高含水期,地下剩余油呈“整体高度分散、局部相对富集”的分布格局。 由地质这个内因形成的剩余油分布如下： （1）储层非均质造成的剩余油 储层非均质包括层内，层间，平面，微观这四个方面，它们都会造成剩余油。目前影响比较显著的因素有平面微相分布，夹层，韵律，孔隙结构等。 综观各种相的剩余油的分布，可知河流相的剩余油的含量最高，占全部剩余油的46.4%，这是因为其砂体宽度相对较小,而且形状曲折多变,井网对它难以控制,常留下较多的剩余油。而对于不同河道油层中的剩余油分布有： a：大型河道砂类型的油层，由于砂体分布面积广、连通性好，平面上几乎所有井点都已不同程水淹，剩余油主要存在于砂体局部变差部位。 b：分流河道砂及水下分流河道砂沉积的油层，剩余油主要存在于河道间薄层砂或河道边部物性变差部位以及那此呈孤立分散状且井网难以控制的小透镜体中，由于河道的变迁及河道下切、叠加，造成各期沉积的砂体形态极不规则，砂体间的接触关系一也复杂多变，两期河道间有的以低渗透薄层砂相接触，有的与废弃河道泥质充填物或以尖灭区相连接，这些部位及其附近是剩余油富集的有利场所 ，见图1。 正韵律发育的地区其上部存有大量的剩余油，是因为正韵律厚层的下部粒度粗，上部粒度细，由于重力的作用，在注水时，很难将上部的油开采出来。 注水时，一般底部及高渗透层段水淹严重，在其顶部及物性差的部位，由于受稳定夹层的影响，存在未动用剩余油。凸型夹层对剩余油的捕集有利，凹型夹层则对剩余油的捕集不利，不利于剩余油的形成，板型为过渡型。夹层分布位置对剩余油的控制作用也非常明显，无论是上部夹层还是中部、下部夹层都使储层的非均质增强，对剩余油的形成有利。但是，不同部位的夹层对剩余油形成的作用程度不同，其中上部夹层对剩余油的形成最有利。 从微观的角度来看,剩余油是指油层中的原油经一定程度开采后剩余在储层孔隙及颗粒表面的原油。储集岩孔隙结构的非均质性是影响水驱油效率的主要因素。通过微观水驱油试验较清楚认识微观剩余油分布主要有如下几种形式：细小孔隙网络结构中的局部死油区、细小孔道中的原油、流向垂直孔道中的原油、段塞大孔道中的油斑或油膜、盲孔中的原油。 （2）微幅度构造 勘探开发初期，由于井网稀，资料较少，构造图等高线间距较大，对小幅度构造圈闭往往认识不足，从而漏失了一些油层。这些微圈闭有时含油气丰富，地震资料难以分辨，但依靠加密钻井地质资料是可以发现的，应是油田开发中后期挖潜的重要潜力区。此外，在这种局部微幅度构造在重力作用下对注人水在油层中的运动起一定的控制作用。如果微幅度构造的高部没有钻井控制，就会形成剩余油。根据储集层微幅度构造的形态将其分成正向微型构造、负向微型构造及斜面向微型构造。一般处于正向微型构造的油井生产形势明显好于处于负向微型构造及斜面向微型构造的油井，处于负向微型构造的井则多为低产井。 （3）断层附近 在断层附近,由于遮挡作用,注入水只能沿某一方向运动,往往会形成注入水驱替不到或水驱很差的水动力滞留区，沿断层方向易形成面积较大的条带状油区。在断块的高部位往往会有剩余油的分布。 （4）裂缝水窜形成的剩余油 裂缝水窜在注水开发的火山岩、变质岩类块状裂缝型油藏中相当普遍,位于裂缝发育带附近的高产井,常常就是裂缝水窜最严重的井。裂缝性油田一个显著特点就是少数几口高产井控制着全油田多数的储量和产量,开发效果好坏决定全油田的开发成败。以克拉玛依及内蒙古注水开发的火山岩油田为例,研究发现,国内多个火山岩油田,存在相当数量快速水淹的高产井,当这些高产井水窜水淹以后,只要采取及时的停注强排措施,油井产能大部分就可顺利恢复。出现这种生产动态的原因,在于裂缝水窜水流形成连续相以后,运动粘度较低的水流形成“水锁”封闭流道中的可动油，见图2。
图1 河道砂体边部变差部位存在剩余油 图2 裂缝水窜封积留下的剩余油 （5）油藏边部的零星存油区 在规则大型砂体的边角地区,或砂体被纵向或横向的各种泥质遮挡物形成的滞油区。 （6）油干交汇带的剩余油 处于上倾尖灭部位及不同物源交汇带的油层，由于油层薄、物性差，常被误认为是干层而未动用。但这些层受注水波及程度较差，含油饱和度高，且受低部位注水的影响，地层能量足，部分层投产产量较高，稳产时间较长。 由开发原因造成的剩余油分布主要包括以下几个方面： （1）注采井网不完善 对于砂体分布不稳定的油层，由于砂体发育不稳定，或是砂体规模小，已有井网控制程度低，造成注采不完善，或者是有注水无采出，或者是有采出而无注水，从而形成剩余油。注采不完善一般分为3种情况：一是油水井井况恶化,破坏了原有的注采关系,采出程度低,形成剩余油；二是无法建立注采关系的小透镜砂体,形成剩余油；三是局部注采不完善,造成油层基本未动用,形成剩余油。 （2）水驱之后剩余油分布 在水驱时，油藏中的优势通道造成的未被水驱的部位，存在剩余油的分布。同时常常由于层间出现干扰,大部分注入水只注入了较少的油层中,使部分物性相对较差的油层只注入了少量的水,或根本未注进水,造成储量动用不好或基本未动用,形成剩余油;另外受平面非均质性的影响,在平面上注入水突进,经长期水驱后,易发展成水道,在其他方向上水驱程度弱,甚至未水驱,形成剩余油。 （3）聚合物驱后剩余油的分布 聚驱后,垂向上驱替趋于均匀,但油层上部剩余油比例较高,在垂向上,厚度小、渗透率低的油层部位,聚驱后剩余油基本没有变化,厚度大的油层部位,聚驱后剩余油剖面趋于均匀,但上部剩余油仍较多;在平面上,河道砂微相聚驱效果明显好于非河道砂微相,剩余油主要分布在相带尖灭、两相分界处以及渗透率变差部位和注采关系不完善的区域。 （4）井间滞留区的剩余油分布处在主流线部位的油层水淹程度高，处在非主流线上的滞留区存在一定的剩余油。 （5）误判为“水层、干层” 的剩余油 在油田早、中期开发期，由于井网稀、资料少、技术设备落后等原因，导致部分具有工业价值的油层被误判为水层或干层。 （6）未动用的薄、差、散、小的剩余油 在油田开发初期，主要是比时间、抢速度，力争发现大而厚的油层，一些“薄、差、散、小”等小规模油层常被忽视。这些油层物性相对较差，电性特征不明显，原始含油饱和度高，受后期注水波及程度较低或根本没波及到，具有较丰富的油气资源。 （7）开发工程原因造成的未动用剩余油 在钻井、固井、试油作业中，由于措施不当，使油层受到污染，或固井不合格造成管外串，或射孔工艺落后未射开油层等，漏失部分油气层。 5、剩余油挖潜策略对于怎样挖潜剩余油，是很多石油工作者们深入研究探讨的问题。首先，我们需要加强对砂体的地质认识，准确地预测出剩余油的所在及含量。针对不同类型的剩余油分布采取相应的挖潜手段。具体的策略如下： 预测策略： （1）利用相控储层预测与精细对比技术进行储层预测 在井网较密条件下，应用相控储层预测与精细对比技术把空间上分布复杂的砂体纵向上分到相当于单一沉积时间单元，再对单砂体进行深入研究，为寻找具有相同沉积条件的油砂体提供可能。 （2）加强动、静态资料的有机结合，强化剩余油分布规律研究 由于特高含水期油藏油、水关系十分复杂，剩余油分布研究难度很大，仅凭单一学科预测剩余油分布存在很大局限性。因此，在研究工作中应充分利用动、静态资料，考虑储层及流体参数在注水开发过程中的动态变化，并加强多学科的有机结合，才能取得较好的效果。 （3）利用微构造圈闭评价技术识别小油藏 微构造指构造幅度小、油藏高度较低的小构造。部分油田原构造图等高线间距较大，不能准确反映砂体顶、底界面细微构造变化。但通过研究发现，一些局部构造幅度虽然只有几米或十几米但仍能形成良好的剩余油富集区。 （4）利用综合评价分析技术有效预测剩余油聚集区 综合运用测井、录井、物探、地质、试油、分析化验及油气水动、静态资料进行综合分析，预测油气有利聚集区，提出合理的试油及井位部署方案。 然后我们可以在采油工艺上，以增加区块水驱动用储量为核心，根据剩余油分布特点，运用调整、更新、大修、转注等工艺技术，完善和优化注采井网;通过压裂、调剖、打塞、分注等措施，进行层内、层间剩余油挖潜，从而达到提高区块可采储量，实现油藏良性开发的目的。 具体改进措施有： （1）调整注水结构、改善注水状况。在查清分层情况后，加强中低含水层注水，限制高含水层吸水，实现控水稳油。对于因层间干扰而形成的剩余油，可以通过油井挤堵水淹层，水井分层注水或调剖来减少主力水淹层的低效注水,增加动用较差油层的注水量，同时建立差层试验井组，达到提高水驱动用程度的目的。同时对注水井及时检修，实现有效分层注水；更换地面注水管线，实现正常注水；水井增层间轮注、油井措施改造，改善吸水状况。 （2）补孔压裂技术和重复压裂技术。对于区域内剩余油富集，但目前低产出，受注水作用差的层段，采取重复压裂的方式，压裂引效，改善开发现状；区域内剩余油富集，但存在着较重的油层污染的层段，实施重复压裂，解除油层污染，改善开发现状;沉积微相研究确定的剩余油富集区内的井层，实施补孔压裂，挖掘剩余油；依据水洗规律研究结果，对水洗程度差的井位和层位实施补孔压裂；对新发现的含油层系实施补孔压裂。 （3）部署扩边井和加密井。综合应用新的勘探技术和方法，发现新的油藏或原构造部位的边角油藏，采用滚动开发的方式部署新的井位，进一步挖掘油田的潜力。同时可钻局部加密井或利用工程报废井、地质报废井侧钻，提高井网控制程度。加密井部署主要依据水洗规律和沉积微相研究查明的剩余油富集区布井。 （4）对于因断层遮挡而形成的剩余油，通过钻双靶定向井，应用侧钻、大修技术,增加采油井点开采这部分剩余油。对于非主流线上零散分布的剩余油，采用水动力学方法，改变液流方向放大生产压差，降压深抽等方法进行挖掘。在构造复杂带加强构造研究,搞清连通关系，采用新钻调整井和完善注采。 6、结论剩余油分布研究是一项十分复杂的工程,应用油藏工程、地质、测井等综合分析技术是提高剩余油分布预测准确性的重要方法。 （1）我国油田的陆相储层非均质十分严重，油田开发进入高成熟期后，注水油田原油的采收率偏低，提高原油采收率有很大潜力。地下油水分布发生了巨大的变化，开采挖潜的主要对象转向高度分散而又局部相对富集、不再是大片连续的剩余油，转向提高微观的驱油效率。分阶段及时开展油藏精细描述工作，精细、准确地划分和预测出各级分隔体、隔夹层和岩石物性非均质性在三维空间的分布规律，建立起精细的三维预测模型，才能准确揭示剩余油的空间分布规律。 （2）充分利用各项资料，采取动静结合，多学科综合的办法，形成油藏精细描述、水淹层测井、精细数值模拟等配套技术。综合利用多学科的优势，强化老井挖潜及井网优化综合治理研究，重点对储层特征、开采特征相近的韵律层实施井网重组、细分调整，减少层间干扰，提高潜力油层水驱动用效果，提高剩余油的开采效率。 |
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