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油藏剩余油分布模式及挖潜对策油田在开发过程中，随着开采和运输的进行，后期油田能源减少现象逐渐发生，为了提高油田开发利用效率，采取挖掘防效率措施是必然的，在具体实施过程中，粗暴地打水压压裂、堵水、酸化等技术，提高油井的产量，降低综合含水率，通过科学合理的方法创造更大的经济效益，帮助油田实现长期稳定的发展。
本文基于油藏剩余油分布模式及挖潜对策展开论述。
标签：油藏剩余油;分布模式;挖潜对策引言随着我国石油市场的快速发展，国有企业和民营企业已经进入了国外石油市场。
国内许多油田有单井日产量减少、水分增加、原油单井产量明显减少的趋势，但仍有水库内50%以上的可恢复储量，合理有效的剩余石油开采是各油田的工作重点。
1剩余油分布模式根据对韩·达·马里先生（1995年）和刘·凯·泰先生（2000年）水库剩余油形成和分布的研究，总结了总剩余油在水库内分布的情况。
油田堵水期间剩下的油主要用以下几种方法留在水库里[2-3]：砂体边缘区域：水库砂体都是不规则的大砂体，如有边缘且未被屏蔽分割的采石区域形成的油区。
浸水残留区域：由于水池的异质性，水库“用舌头”泛滥，形成残留区域，或有不这样的区域，这种区域一般是水性下降或表外膜。
井网缺失区：水库砂体井网分布控制有限，因断层而难以控制井网的部分形成了停滞区。
因为注射采矿系统的不完全或井之间的分流线部分也形成了停滞区域。
结构死角带：储层结构由断层和微结构起伏形成的高部位和叠层储层的上部砂体形成停滞区。
其他停滞地区：由于杨云律油层的上层物理特性大不相同，上层仍有原油。
层内及层间低渗透分离子宁的存在导致注入水未传播区。
2剩余油分布的主要特征剩余石油的分布以平面形式主要以窄带或孤岛形式分布，分布区域主要位于断层角区、大断层区、岩性变化区等。
另外，剩余油分布在低渗透层，低渗透层物理特性不好，给开发带来了困难。
剩余油分布特征一般可分为连续片状剩余油和分散剩余油两类。
摘要曙二区东位于辽河坳陷西斜坡、双台子河两岸，受杜家台古潜山的控制，在构造运动和重力的作用下，形成北东和北西两组断裂系统。
杜家台油层组为三角洲前缘沉积，发育多种微相类型，油层岩性致密，物性较差。
本文在上述地质模型基础上，利用容积法计算了各小层的地质储量，并用流动系数法对产量进行了劈分，再对各小层、区块的地质储量和劈分的动用产量做差，得到各小层、区块的剩余可采储量。
通过含水及水淹、构造高部位、断层、注采井网配置、和沉积模式等分析，得到剩余油主要分布在分流河道、分流河口坝微相、储层的构造高部位和边滩内滩脊向凹槽过渡区非均质性强的井区。
关键词：剩余油分布；构造；地质储量；剩余可采储量ABSTRACTIn this paper, the geological model of Shu-2 distract was established, which is located in the west slop of Liaohe depression, the bank of Shuangtaizi River. In this model, two fault systems was identified, which formed by gravity and tectonic movement. This field consists of many microfacies which is characteristic of delta front sediments with competent rock and bad properties. On the base of this model, geologic reserve is calculated by the volumetric method. Quantity of remaining recoverable oil of each layer is provided after discussing the production with the criterion of flow coefficient. Remaining oil is revealed that mainly distributed in distributary channel and debouch bar microfacies by analyzing water cut, water flooding, fault, rock microstructure and sedimentary model. In structural heights, there is remaining oil distributed relatively concentrate in these layers, and in the high heterogeneity area of transition zone between beach crest and cavity of marginal bank.Keywords: the distribution of remaining oil; structure; geological reserves; recoverable reserves of remaining oil目录第1章前言 (1)1.1目的、意义 (1)1.2国内外研究现状 (1)1.3研究内容和技术路线 (2)第2章杜家台油藏地质特征 (5)2.1基本概况 (5)2.2构造特征 (5)2.3杜家台油层地层格架 (6)第3章杜家台油层沉积微相及储层基本特征 (15)3.1沉积微相研究 (15)3.2储层基本特征及展布 (20)第4章储量计算 (27)4.1研究区储量计算 (27)4.2储量计算结果 (29)第5章开发特征 (32)5.1储量动用状况 (32)5.2生产历史 (35)第6章剩余油的分布 (39)6.1含水及水淹程度分析 (39)6.2剩余油分布及规律 (41)6.3剩余油分布控制因素 (44)6.4进一步挖潜方向 (46)第7章结论 (51)致谢 (51)参考文献 (52)第1章前言1.1 目的、意义在油田开发过程中，一般情况下，人们仅能开采出地下总储量的30%左右，这就意味着大约还有60%以上的石油仍然残留在地下。
油田开发过程中剩余油的形成0.前言油藏在开发之前呈现动态平衡系统。
投入开发后，由于钻井、采油、注水以及注汽等开发措施，使得油藏变为动态的非平衡系统。
在这一非平衡系统中，部分区块或者层段驱替程度高、油汽采出程度高，而另外区块或者层段驱替程度低、油汽采出程度低，从而形成剩余油的分布。
剩余油分布的研究成为了油田开发中后期提高采收率的关键。
1.剩余油的概念油藏中聚集的原油，在经历不同开发方式或者不同开发阶段后，仍保存或者直流在油藏的油藏不同地质环境中的原油即为广义上的剩余油。
其中一部分原油可通过对油藏的再认识或者改善油田的开发工艺措施、进行方案的调整而被开发出来，这部分称为可动剩余油；另一部分是当前的工艺水平和开采条件下不能开采出来的、仍滞留在储集层中的原油，这部分称为残余油。
故广义的剩余油包括可动剩余油和残余剩余油两部分。
2.剩余油形成的控制因素剩余油的形成可以从油藏的内部原因以及油藏开采过程中的外部因素来分析。
2.1油藏内部控制原因2.1.1 地质构造（1）构造控制剩余油的分布。
在油藏的不同开发阶段，构造对剩余油形成与分布的影响和控制程度是不一样的。
在油田的开发早期，剩余油分布主要受断块构造的控制。
油田开发中后期，背斜构造虽然也起到一定的控制，但微型构造对剩余油的分布起到了主要的控制作用。
（2）断层对剩余油分布的影响。
断层分为封闭性和开启性两类，封闭性断层附近往往是剩余油较富集区，开启性断层附近的剩余油相对贫乏。
原因是断层封堵致使采油井注水受效差，或者采油井单一方向受效，有利于剩余油富集。
由于断层的封闭程度不同，往往造成在封闭性好的断层附近有较多剩余油，剩余油饱和度相对高。
剩余油在封闭性断层附近及砂岩尖灭线附近相对富集，这些部位的平均剩余油饱和度高出同层位平均剩余油饱和度5个百分点以上。
2.1.2 油藏储层（1）层间干扰造成的剩余油区。
在多层合采的情况下，由于层间非均质性的影响，多油层间会出现层间干扰问题。
探讨开发后期剩余油分布规律与挖潜措施[摘要]经过长期注水开采，油田进入高含水期，油层内油、气、水交错渗流，剩余油的挖潜难度加大。
高含水剩余油分布研究主要从剩余油分布研究方法、剩余油分布特征、剩余油分布控制因素三方面进行。
总结目前剩余油分布及挖潜技术状况和最新进展，提出周期注水、降压开采等剩余油挖潜措施。
[关键词]油田开发后期剩余油控制因素挖潜措施中图分类号：p618.13 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）08-257-01前言陆相沉积油田近90%采用注水开采方式，其基本规律是注水开发早、中期含水上升快，采出程度高。
油田进入高含水后期开发后，剩余油分布越来越复杂，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。
剩余油的分布与沉积微相、储层非均质、流体非均质、断层、开发因素（注采关系、井网部署）等诸多因素有关，高含水期的剩余油研究内容不仅要搞清楚剩余油分布的准确位置及数量，还要搞清楚其成因以及分布的特点，并根据剩余油分布规律，采用相应的挖掘技术，提升油田的开发潜力。
1 剩余油分布规律1.1剩余油分布控制因素高含水期剩余油的形成与分布主要受地质和开发两大因素的控制。
地质因素主要指沉积微相，储层微观特征、宏观非均质性，油层微型构造，油藏构造，流体性质等。
开发因素主要指注采系统。
各种因素互相联系，互相制约，共同控制着剩余油的分布。
1.1.1地质因素。
（1）沉积微相控制剩余油的分布。
沉积微相决定储集砂体的外部形态及内部构造，因此也决定着储层平面和垂向非均质性，控制着油气水的运动方向，从而导致剩余油沿一定的相带分布。
沉积微相对剩余油分布的控制作用主要表现为4个方面：砂体的外部几何形态；砂体的延伸方向和展布规律；砂体内部构造；不同微相带影响井的生产情况。
（2）油层微构造和断层构造对剩余油分布的控制作用。
不同的微型构造模式其剩余油富集程度和油井生产情况不同。
油层微型构造对剩余油的分布和油井生产有明显的控制作用。
低渗油藏剩余油分布控制因素与调整挖潜对策摘要：低渗透油藏开发初期大部分油井都实施了压裂投产，取得了较好的生产效果，然而随着开发时间的延长，由于人工裂缝闭合，加上前期注入水质不合格，地层堵塞伤害严重，注水井欠注，注水效率低，地层能量下降大，导致油井产量低，“注不进，采不出”的生产矛盾突出，开发效果不理想。
针对以上问题，在深化剩余油分布研究的基础上，剖析开发矛盾，开展工艺技术的研究和调整挖潜，实现低渗油藏的高效开发。
关键词：低渗透油藏；剩余油分布；井网加密；调整挖潜分类号：te327前言国际上把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。
随着勘探开发程度的不断提高，开发动用低渗油藏成为油田增储上产的必经之路。
2010年胜利油田管理局局长孙焕泉指出：“我们技术的差距不是一年两年，油田必须要瞄准低渗透油藏展开一场科技攻关会战，最大限度地解放资源。
”纯梁采油厂所管油田处东营凹陷边缘，构造复杂、油藏类型多、储层岩型复杂，渗透率差异大，尤其是纯化、梁家楼主力老油田，经过几十年的开发，地下矛盾日益激化。
近年来针对油田不同区块存在的问题及开发中暴露出的不同矛盾，突出科技在原油稳产与上产过程中的主导地位，依靠科技寻找储量，深挖老油田上产潜力。
新区按照“新老结合、深浅兼顾、抓整拾零”的工作思路，充分运用三维地震精细解释、约束反演、储层综合分析评价等技术成果，保持储采平衡，为实现稳产和上产奠定了物质基础。
老区借助油藏精细描述技术，精细油藏研究，不断加深地下油水变换规律和剩余油分布规律的认识。
运用“三分”、调堵等技术，加强攻欠增注和精细注采调整化解油水矛盾，自然递减率保持了较低水平。
加强相应技术工艺的攻关研究和引进消化吸收工作，推广应用了大型压裂、大斜度井、裸眼完井、系列酸化、电热杆加热清溶蜡、系列防砂等科技工艺技术，实现油田特高含水期的良性开发。
1 剩余油分布控制因素（1）局部井网控制程度低的区域。
各主力油层剩余油细分到小层后，油砂体分布零散，注采系统不完善，注采井网不能很好地控制全部含油砂体，注水有效率低。
剩余油形成与分布的控制因素摘要：剩余油研究是高含水油田面临的重大课题，是实现“稳油控水”目标的重要手段。
剩余油形成与分布的控制因素极其复杂，可分宏观因素和微观因素进行研究，宏观因素总的可归结为两类：地质因素和开发因素。
其中地质因素是客观的、内在的主要矛盾；开发因素是主观的、外在的次要矛盾，二者相互作用导致剩余油分布的复杂化和多样化。
地质因素的构造条件、沉积微相类型及储层非均质差异，开发因素方面的注采系统的完善程度注采关系和井网布井、生产动态等在剩余油形成与分布中起了主要作用。
通过对剩余油控制因素的详尽分析，指出其宏观和微观分布特征和区域，对进一步提高剩余油研究水平有较强的借鉴意义。
关键字：剩余油微构造非均质井网前言：剩余油一般是指油藏开发中后期任何时刻未采出的石油。
即二次采油末油田处于高含水期时剩余在储层中的原油。
油藏一经投入开发，影响剩余油产生的因素便应运而生。
目前世界石油采收率平均为33%左右，67%的石油储量仍然剩余在地下油藏中，也就是说，能够采出的石油只占总储量的极小部分。
这种现状客观上是由油藏本身的地质条件决定的，它是影响剩余油形成的最主要因素；而影响剩余油产生的另外一个重要因素——开发条件，除受当时的技术、经济条件等客观因素制约外，带有较强的主观性质。
这种主观性表现在对地质情况的认识程度上。
油田开发中后期可供勘探的领域已非常有限，因此剩余油研究是高含水油田面临的重大课题。
对剩余油的研究，应从地质和开发两方面人手，从宏观和微观两个层面进行研究。
1宏观控制因素1.1地质条件所谓地质条件，是指储层本身表现出的物理、化学特征。
从沉积物开始沉积到油气运移、聚集成藏，以及成藏后期的改造、破坏作用的全过程。
1.1.1构造条件构造条件分为油层微构造和封闭断层条件。
油层微构造和封闭断层对剩余油形成天然屏障。
(1)所谓油层微构造是指在总的油田构造背景上，油层本身的微细起伏变化所显示的构造特征，其幅度和范围均很小。
通常相对高差在15 m左右，长度在500 m以内，宽度在km，因此，直接以油层顶面(或底面)实际资料绘制小200~400 m之间，面积很少超过0.32等间距(一般是2 m、4 m或5 m)构造图，即可消除常规构造图的弊端，显示出油层微构造特征。
油田经过较长时间的开发，特别是注水开发以后，油层的原始油水界面将随着开发程度的提高不断改变。
当开发进入一定程度后，原来的一个同一的圈闭内的油水界面将微构造分割成为不同的微型圈闭。
这时控制原油分布的构造因素已不再是原来的常规构造所反映的构造形态，而是微构造形态起主导作用。
所以剩余油分布在正向微构造的高部位见图1。
a.模型b.常规构造图c.微构造图图1具有局部高点的背斜构造常规构造图及微构造在注水开发时，正向微构造是剩余油富集的低势区。
该类微构造在油气田开发初期，由于资料缺乏，不能被认识发现。
只有到油田开发中、后期,有丰富的资料,如三维地震资料、钻井资料等的情况下，才能被发现。
该类微构造不管是分布在老井网之内还是未受老井网控制，均是挖潜的有利地带。
樊中海等人对双河油田进行研究得出位于小鼻状构造区的H421井获得一组油层厚度为26.0m，产油量11t/d,含水率为21%,生产效果良好。
而位于小沟槽区的H409井初始产油量5 t/d，含水率90%，生产效果差。
(2)断层对剩余油形成的作用：由于断层的封闭遮挡作用，致使单向注水受效差，在油水井与断层之间不能形成良好的驱替通道，地下液体因不能流动而形成滞流区。
1.1.2沉积微相类型沉积微相是控制油水平面运动的主要因素，也是控制剩余油平面分布的主要因素。
其对剩余油的影响表现在：控制注入水的运动轨迹；决定油层的水洗程度；控制水淹规律。
河道运移的向下侵蚀和叠加使得在不同时期形成极不规则的砂体沉积类型，关系也很复杂。
在两个时期形成的河道或者与低渗透薄砂岩层相接触、或者与废弃河道的泥质充填或尖灭区域相连接。
这些位置和附近区域都是可能富集剩余油的地带。
研究表明，在大规模河道砂岩沉积油藏中，剩余油主要分布在砂体被部分破坏的地带，因为砂体大面积分布且具有很好的连通性，水平方向上所有井点均有不同程度的水淹。
在水下分流沉积油藏中，剩余油主要分布在河道间薄砂岩层中的薄砂层、砂体物理性质被部分破坏的河道边缘、以及小的透镜状砂体 (这是通过井网很难控制的)。
(1)单层内纵向沉积相变侧缘相带易于形成剩余油：在注水开发过程中，侧缘相带井层吸水能力较中心相带井层的低，注入水在平面驱替过程中也首先沿中心相带窜流，造成中心相带水淹程度高，驱油效率高；而侧缘相带水淹程度低，驱油效率低，从而形成剩余油。
（2）单层内规模的平面沉积相变油层平面沉积相变所导致的平面渗流能力非均质性，致使注入水发生绕流而形成水驱油非均匀性。
（3）注采层系规模内层间纵向的沉积相变在相同或相似注采条件下层间纵向沉积相变控制了油层层间剩余油分布。
这种层间纵向沉积相变实质上是不同时期不同沉积结构单元垂向叠加的结果。
1.1.3储层非均质储层非均质性分为层内，层间和平面非均质性。
（1）层内非均质性。
层内韵律性、层内夹层、沉积结构变化导致垂向上储层性质的变化，是控制和影响单层垂向上注入水波及体积和层内剩余油形成分布的重要因素。
层内夹层对油层油水渗流具有不同程度的影响和控制作用，其影响程度大小取决于夹层厚度、延伸规模、垂向位置等。
处于油层内上部的夹层对油水渗流的影响作用较小，处于油层内中部或中部上下的夹层对油水渗流的影响控制作用较大。
层内非均质性主要表现为层内渗透率的非均质性，它控制水驱波及厚度，同时也是油田开发中层内矛盾的主要控制因素。
层内非均质性是指在单砂层规模内储层性质在垂向上的变化，是控制和影响砂层组内一个单砂层中注入剂向上波及的体积的关键因素，包括层内渗透率在垂向上的差异程度、最高渗透率段所处的位置、层内粒度韵律、渗透率韵律和渗透率的非均质程度以及层内不连续的泥质薄夹层的分布等。
以我国东部某油田S23断块为例,该油田以正韵律沉积为主,反韵律和复合韵律沉积为次,具有强亲水润湿性,沉积相为滩坝亚相,包括坝间、坝边缘和坝主体三种微相。
从非均质参数看，由于变异系数(k V )、级差(k N )、夹层频率(F)、渗透率(K)、突进系数(k S )等在亚相的各个微相内参数值大小不同，变化也不同(表1)。
由表1可见，坝主体的非均质性一般较弱；坝边缘的非均质性较强；坝间砂体的非均质性最强。
由于储层非均质性的强弱程度不同而导致了储层在纵向上，自上到下微相类型各异，旋回、韵律性突出，影响和制约着储层渗透率的非均质模式。
正韵律的亲水油层，毛细管力向上，可使注入水由底部坝主体的高渗透率部位向顶部的低渗透率部位吸吮，从而削弱了重力作用，减缓了注入水的水驱速度；反韵律储层的顶部首先水淹，且水淹程度高；复合韵律储层的中部首先水淹，且水淹程度也高；顶部较底部的水淹程度低而使单砂层内的剩余油呈现不同的分布状况。
因此，经过水驱之后，该层位的剩余油主要分布在坝主体(因为坝主体含油总量的基数很大，是主力含油区，经过水驱之后仍有大片剩余油存在)，其次分布在坝间和坝边缘。
表1 滩坝亚相内各微相砂体的非均质特征（2）平面非均质性平面非均质性是指由于砂体的几何形态、规模、连续性、孔隙度和渗透率的平面变化所引起的非均质性，平面非均质性对剩余油的影响主要表现在：①砂体的外部几何形态及顶底起伏对剩余油分布的控制，一般，当砂体顶底组合为正向地层时，有利于剩余油的富集；②砂体的延伸方向和展布规律控制着油气的富集程度和剩余油的分布；③砂体的连通性影响剩余油的分布，一般，砂体的连通性差，则剩余油相对富集。
以某油田23-46断块为例，其沉积相为河流相，在平面上，可划分为四个亚相，即河床亚相、河床边缘亚相、泛滥平原亚相和废弃河道亚相，每个亚相又可划分为多个微相。
储层物性好，表现为高孔隙度、高渗透性的特点。
油田主力砂体延伸较远，砂体大片连通(图4，5)，大部分砂体为条带状(长宽比为3~20)，横向连续性中等。
同一砂体的平面非均质性明显，位于河道中心砂体的物性好，厚度大，原始含油饱和度高，水相以快速非活塞式推进，水淹程度较高，水驱油波及程度高，经过多年的水驱之后，水淹面积大，含水饱和度逐年上升，剩余油相对较少；河道两侧砂体的物性逐渐变差，水相以低速非活塞式推进，水淹程度相对较低，水驱油波及程度不高，由于各沉积微相的差异造成平面上渗透率级差大而易使河道两侧形成“死油区”。
因此，河道两侧是剩余油的主要富集区和挖潜所在(图5)。
图4 某油田23-46断块一砂组砂体厚度(单位为m)等值线图图5 某油田23-46断块一砂组含油饱和度(单位为%)等值线图（3）层间非均质性层间非均质性受控于沉积环境。
一般在高能环境下形成砂体渗透率高，原始地质储量丰富，采出程度高，剩余油量相对较少，而在低能环境下则相反。
层间非均质性是油田中宏观的、层次最低的非均质性，它是指各砂层组内小层或单砂层之间的垂向差异性，包括层组的旋回性、各小层或单砂层渗透率的非均质程度、隔夹层的分布等，是对一套砂泥岩互层的含油层系的总体研究，属于层系规模的储层描述。
它是层间干扰和单层突进(统称为层间矛盾)形成的内因。
以某油田23-46断块一砂层组为例，41小层砂体发育，31，21和11砂体发育的规模逐渐变小，41为主力小层，总体上一砂层组的层间非均质性很强(表2)，各小层之间的隔夹层分布不稳定，纵向上积水差异大，从表2中可看出41，31，21和11的非均质性逐渐增强。
层间非均质性主要反映了垂向上各小层之间的隔夹层分布、渗透率变化的特征(图2，3)及砂体发育的旋回性，因此，层间非均质性是造成垂向上层间油气分布不均、水淹状况及剩余油分布状况不同的根本因素。
由以上分析可知，11小层的非均质性最强，且砂体厚度较小，剩余油一般富集在非均质性相对较强、物性相对较差的区块。
21和31小层的非均质性相对较强，砂层厚度不大，储层物性相对较好，剩余油零星分布在非均质性较强、物性相对较差的区块。
41小层的非均质性最弱，储层物性最好，水驱油波及的面积大，采出程度高。
表2某油田23-46断块一砂层组的非均质特征图2 某油田23-46断块一砂层组第一小层的渗透率图图3 某油田23-46断块一砂层组第二小层的渗透率图1.2开发因素剩余油的宏观分布除受地质因素的影响外，另一个重要因素则是由于不同的开发条件导致油藏剩余油的形成。
一般而言，影响剩余油形成的开发条件主要有以下几种：1.2.1 井网影响注采井网不完善导致剩余油的形成。
由于受储层分布和连通性的影响，在油层的局部地区无法形成较完善的注采井网；水驱油效率较低，从而形成相对富集的平面剩余油潜力区，以零星分布为主。
注采系统不完善是指油层某一相对位置无采油井或注水井，使该位置处油层不能在很好的水驱条件下将油采出而形成剩余油。
