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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。
河14断块高含水期剩余油研究及挖潜对策摘要：河14断块经过30多年开发，已经进入高含水开发后期。
2010年在精细油藏描述及剩余油分布规律研究基础上，通过钻新井、转注、大泵提液等工作，优化产液结构和注水结构，见到了明显的控水稳油效果，有效提高了开发水平。
关键词：高含水期精细油藏描述剩余油挖潜1.概况河14断块位于现河庄油田的东北部，含油面积4.5km2，石油地质储量842×104t，构造上属于中央隆起带西段郝家鼻状构造的东北翼，构造复杂，主力含油层系为沙二段的5、9、10砂层组，是早期东营三角洲前缘自东向西推进时形成的滑塌浊积砂体，岩性以长石砂岩为主，孔隙度为20-25.1%，渗透率为50-800×10-3μm2，为中孔、中低渗储层。
断块自1972年投入开发，到2009年综合含水94.7%，采出可采储量的76.13%，剩余可采储量的采油速度14.2%。
断块目前存在的主要问题是水淹严重，注入水沿高渗带水窜，造成剩余油高度分散。
2.剩余油分布规律研究针对该断块综合含水高、剩余油高度分散、油层动用程度高、稳产基础薄弱的实际情况，以油藏研究为核心，应用三维地震技术、隐蔽油藏描述技术、精细油藏描述技术、测井多井储层评价技术、三维数值模拟技术，开展剩余油分布规律研究。
2.1应用三维地震技术，精细构造研究断块具有窄条带，多油层的特点，进入油田开发后期，剩余油以高度分散状分布于储层之中，要挖掘其潜力，首要的任务是利用地震—地质综合解释成图技术，建立精细的构造模型。
具体的做法：利用7个非标准层做图，通过对构造和断层综合两个方面的校正，用10米间距做出控制断层的断面图，用4米间距做出了13个层的顶面构造图，用1米间距做出了主力储层单元的局部微构造图。
通过精细构造研究，发现构造高部位沿断层向北偏移200-300米。
2.2利用精细油藏描述技术，建立精细沉积模型综合岩性、岩相、电相、粒度、沉积构造、古生物、测井曲线及其组合等方面的特征，结合区域沉积背景，从剖面、平面上研究了厚层砂岩的沉积特征。
油田高含水期剩余油精准挖潜技术分析我国大部分油田均是陆相沉积型油田，而且油田的平面、储层内和储层间的渗透率改变情况均比较大。
由于油田主要是采取注水方式进行开发，随着开发工作的不断推进，油田的开采也会逐步进入高含水期，而高含水期剩余油的分布也会变得越来越复杂，这样便会增加挖潜油田的难度。
为此，本文首先对油田高含水期剩余油的分布特征和影响因素进行了分析，接着对其挖潜对策进行了探讨，以期为提高油田的开采潜力及效率提供一些参考依据。
标签：高含水;剩余油;精准挖潜;技术分析1.油田高含水期剩余油分布特征及影响因素1.1油田高含水期剩余油分布特征（1）片状剩余油。
片状剩余油是指在注水的过程中，由于水没有驱入，造成剩余油残留于模型的边角位置，进而产生的剩余油。
片状剩余油主要包括两种，一是簇状剩余油;二是连片剩余油，所谓的簇状剩余油指的是四周环绕着较大孔道的小喉道中的剩余油，事实上簇状剩余油属于水淹区内的小范围剩余油块，是注水绕流于空隙中而产生的。
（2）分散型剩余油。
所谓的分散型剩余油，指孔隙占用较少的剩余油，其主要包括两种：一是孤岛状剩余油;二是柱状剩余油。
其中，孤岛状剩余油属于一种亲水孔隙结构的石油，其主要是通过水驱油而逐步形成的，注水顺着亲水岩壁表面的水膜进入，在没有彻底驱完之前，注水已蔓延至喉道，阻止了油的流动，随着孔隙中油滴的不断增多、孔隙不断增大，从而逐步形成了孤岛状剩余油。
而柱状剩余油主要分布在喉道位置，且喉道大部分是由孔隙相连而形成的，且较为细长。
1.2剩余油分布影响因素（1）地质因素。
砂岩的空间分布、碎屑岩的沉积韵律特点、储层的非均质性、沉积层理种类、薄夹层分布以及沉积微相展布等地质因素均取决于沉积条件。
其中，小断层、沉积微上以及储层的非均质性等是影响剩余油的主要原因。
同时，随着构造运动的不断进行，其所形成的裂缝、断层及不整合面也会在一定程度上影响油水的运动，进而对剩余油的分布产生影响。
①断层构造与油层微构造给剩余油分布造成的影响。
大庆长垣油田特高含水期水平井开发效果研究摘要:本文通过对大庆长垣油田现已投产水平井的分析,同时结合数值模拟技术初步探究了水平井挖潜点坝砂体剩余油的部分影响因素,指出夹层特征是影响挖潜效果的主要因素,为大庆油田部署水平井提供了一定的依据。
关键词:水平井点坝砂体数值模拟剩余油进入“双特高”开发阶段的大庆油田,剩余油呈现高度分散、局部富集的特征。
剩余油富集部位大多位于特殊地质部位,如注采不完善部位、断层边部以及垂向上正韵律性的厚油层顶部,这些已为检查井资料所证实。
大庆油田近年来对这些剩余油富集部位进行了有针对性地高效开发,其中水平井作为一种重要的手段对剩余油进行了挖潜,取得了较好的挖潜效果。
本文分析了已投产水平井的开发效果以及水平井挖潜点坝砂体剩余油的影响因素。
1 大庆水平井开发效果分析大庆长垣油田2003年开始开展水平井挖潜剩余油的研究与试验工作,已投产水平井生产数据(见表1)。
对于挖潜特高含水油田剩余油的井,投产初期含水低于80%即可认为是低含水,大于95%认为是高含水。
长垣油田已投产水平井开发效果大致可分为以下三种情况:(1)地质认识研究准确,开发措施合理,初期含水低、含水上升速度慢,或初期含水较高,调整注采关系后含水下降,该类井4口;(2)地质认识准确,开发措施不合理,初期含水即高,或初期含水低,但含水上升速度快,该类井占3口;(3)地质认识不准确,井控点少、水平段砂体顶面深度预测精度低、砂体钻遇难度大,加上断层边部构造变化复杂,井投产初期即出现高含水,居高不下,或是初期低含水,但含水上升速度很快,短时间内达到高含水,调整措施亦无效果,该类井占5口。
整体上大庆长垣油田运用水平井挖潜富集部位剩余油取得了较好的效果,经济效益显著。
2 影响因素及方案针对大庆长垣油田曲流河点坝砂体的沉积特征以及开发现状,本文归结出夹层厚度(H)、夹层间距(ΔL)、夹层倾角(θ)、夹层垂向延伸比例(r)、井距(L)、垂向渗透率极差(J)等六个水平井挖潜点坝剩余油的影响因素,利用正交设计方法进行6因素3水平的方案设计,并对设计出的18套方案进行数值模拟计算。
