剩余油分布特征.ppt

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1、第二章 剩余油分布特征,目录,2.1剩余油分布的地质因素2.2剩余油分布的开发因素2.3稠油油藏剩余油分布影响因素2.4剩余油分布特征2.5剩余油成因类型,影响剩余油分布的因素通常划分为地质因素和开发因素。地质因素主要有：沉积特征（沉积微相）及砂体展布、构造特征、断层性质、油藏非均质性等。开发因素主要有：注采系统的完善程度、注采关系和井网布井、生产动态等。前者属于内因，后者属于外因。它们的综合作用就导致了目前剩余油分布的多样化。,2.1剩余油分布的地质因素,受生产动态因素影响的剩余油富集区有：注水分流区；注水二线区；生产井网稀，单井控制储量大的井区。这些井区多为高产区，但受人为因素影响大，情况

2、经常发生变化。例如由于新注水井投注，原有水线发生变化，分流区可变为主流区，二线区也可变为一线区；新的加密井投产，稀井网变为密井网，单井控制储量由大变小。故这类井区的井高产时间不易持久。另外，上述是假定油层为一平面均质体，而实际所有油层都是起伏不平和非均质的，故实际地下情况远比设想的复杂得多，有时甚至与设想相反。,2.1剩余油分布的地质因素,注水分流区；,2.1剩余油分布的地质因素,注水二线区,2.1剩余油分布的地质因素,吉林扶余油田地理位置及构造位置图,扶余油田历年产油量及含水变化情况,扶余东区二夹四井网调整方案,扶余东区二夹五井网调整方案,受地质因素影响的剩余油富集区主要涉及油层自身和构造两

3、方面：断层及油层边角地带的滞留区；构造高部位及正向微型构造区；储集砂体核心部位，油层厚度大、物性好的地区。由于地质因素在开发过程的短暂时间内不会发生变化或变化甚微，受人为影响小，成为影响剩余油分布的主要因素，受其影响的加密井，常能保持高产稳产。,2.1剩余油分布的地质因素,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。例如河道砂体：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、与废弃河道的泥质充填或者尖灭区域有关。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的油藏

4、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。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.1沉积微相,在水下分流沉积（例如三角洲前缘）油藏中，剩余油主要分布在河道间薄砂岩层中的薄砂层、砂体物理性质部分破坏的河道边缘、以及小的透镜状砂体内(这是通过井网很难控制的)。在注入水开发过程中，在相同条件下，河道微相和河口坝微相砂体吸水能力较强，而前缘席状砂等吸水能力较差。另外，水在不同的相带中的流动速度也不同，相对界面对水的跨相带流动往往起一个遮挡作用。一般注入水在河道中运动速度最快，其次是在河坝内，最慢的是在席状砂、河道间等低渗透微相带

5、。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.1沉积微相,一般注入水在河道中运动速度最快，其次是在河口坝内，最慢的是在席状砂、河道间等低渗透微相带。,水下分流河道水下分流河道砂体水下决口扇水下决口扇砂体水下天然堤溢岸薄层砂体席状砂席状砂体远砂坝远砂坝砂体水下分流间湾泥质及溢岸沉积砂质浅滩滩砂、坝砂,美国提高采收率试验研究表明：油田的石油采收率受到各种地质因素的影响。不同开采阶段，各因素所起的作用又千差万别。例如，在一次和二次采油阶段，起控制作用的是一些大的地质特征，如断层、油藏类型、砂体连续性等。而在三次采油阶段，微观特征的影响则显得特别突出。通过对实验中遇到的各种地质问题进行分析后，认为决定石油采

6、收率的基本地质因素是储层的非均质性。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.1沉积微相,储层非均质性划分为沉积非均质性、构造非均质性、成岩非均质性和流体非均质性。其中，沉积非均质性是最基本的，也是重要的。它在一定程度上控制了成岩非均质性和流体非均质性。构造非均质性研究需要采用新方法或改进现有技术(如高分辨率地震)来提高。预测碎屑岩流体非均质性比较困难，必须建立在综合研究前三者的基础上。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.1沉积微相,沉积相是控制沉积非均质性的基本因素。油田开发中经常出现的“层内矛盾”和“层间矛盾”很大程度上是由沉积相控制的油层非均质性引起的。沉积相影响剩余油分布具体表现在以下几

7、个方面：(1)沉积相带控制了注入水的运动规律 例如在河流沉积体系中，无论注水井布置在何种微相，注入水总是就近进入河道。在河道内，注入水沿河道下游方向快速推进，然后才向河道上游和两侧运移。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.1沉积微相,沉积相是控制沉积非均质性的基本因素。(2)沉积相决定了油层的水洗类型 河道砂体具有向上变细的正韵律层序，底部岩石的孔隙度和渗透率级都高于上部。注人水先沿底部突进，同一层内，上下渗透率级差越大，非均质性越严重，底部水洗越明显，河道砂体属底部水洗型。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.1沉积微相,沉积相是控制沉积非均质性的基本因素。(2)沉积相决定了油层的水洗类型

8、 滩坝型砂体，如河口坝，基本上是微下细上粗的反韵律层序，上部有较大的流通孔道和较高的渗透率。在重力和毛细管力的共同作用下，注入水进入相对均匀，水线推进缓慢，水淹厚度大，层内水洗均匀。因而，滩坝型砂体属均匀水洗型。有的砂层，如部分河道砂岩，多为复合韵律沉积，属不规则水洗型。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.1沉积微相,正韵律油层高渗段位于底部，在重力和驱动力的作用下，注入水易沿底部高渗透层段突进，油层底部含水率上升快，水淹严重。而顶部水驱效果差，剩余油多分布在顶部层段。正韵律油层水驱油效率低，一般顶部主要以未水洗、弱水洗为主，少见中水洗，底部则主要以中强水洗为主。,2.1剩余油分布的地质因素

9、 2.1.1沉积微相,J19井正韵律油层水驱示意图,下图检19井水下分支河道微相剩余油情况。声波时差和自然伽玛显示该段为正韵律油层，由于水淹影响电阻率曲线幅度值明显减小，而出现反韵律特征，整体上渗透率下部大于上部。含水饱和度在上部平均为29.8%，在下部平均60.4%，这两组参数说明，该段正韵律河道砂岩油层下部水淹严重，顶部层段仍存在大量剩余油。,反韵律油层高渗段位于顶部，在驱动力作用下，注入水易于流向上部高渗层段。同时，由于重力作用使水体向下渗流。因此，在这些力的共同作用下，水驱厚度不断扩大，下部中、低渗透层逐步受到水淹，水驱效率较高。反韵律层多分布于河口坝、滩坝等相带，处于这两种相带上的油

10、井具有产量高、递减慢、含水上升速度低的特点。一般进入高含水期后，剩余油分布低，主要赋存于上部层段。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.1沉积微相,J23井反韵律油层水驱示意图,下图显示检23井剩余油分布特征。声波时差和自然伽玛及渗透率显示为反韵律层。电阻率曲线上，由于受底部钙质层影响反韵律形态不明显，饱和度参数上部平均为29.4%，下部平均48.9%，显示出该反韵律油层水淹相对比较均匀，但上部层段剩余油仍多于下部层段。,J23井多段多韵律油层水驱示意图,多段多韵律的厚油层水洗特点具有正、反韵律的综合特点，在条件相似的情况下，水洗效果介于正、反韵律之间。下图检23井306318m层段为正韵律构

11、成的多段多韵律油层，含水饱和度表现出三个正韵律油层水淹的特点。,(3)沉积相控制了水淹规律 河道相油层的油井见效、见水期短，易出现暴淹。而滩坝型地层，油井的见效、见水期长，注水效果好。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.1沉积微相,河口坝,天然堤,沉积单元是控制油水垂向流动的基本单元。大庆油田大多数厚油藏都属于复合层、复合韵律沉积。研究表明，复合韵律油藏通常由二、三个沉积单元叠加而成，且每个单元都受正韵律分布控制。从观测井的岩心分析数据表明，厚层的水侵情况与正韵律油藏规律相符，即沉积单元底部高渗透层水侵严重，水侵程度由底部向顶部逐渐减弱。从复合沉积单元、复合油层叠加而成的油藏剖面可以观察到水

12、侵。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.2沉积单元,正韵律油层顶部形成剩余油富集，反韵律油层顶部形成剩余油富集，复合韵律油层纵向上出现多个渗透率段，在相对低渗透部位水洗较弱，形成剩余油富集。韵律对剩余油分布的影响还与注采井距和射孔状况有关，若注采井距小，重力的作用与驱动力的作用比较起来便处于次要地位；油层若采用选择性射孔投产，也就抑制了重力对注入水波及体积的影响。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.3沉积韵律,不同韵律模型见水时水线图（据韩大匡）,沉积单元中渗透率的差异控制着油藏中剩余油的垂向分布。由于地层中渗透率的差异，注入水沿高渗透层驱进。注入水很难波及到低渗区域，从而导致厚地层顶部剩

13、余油富集。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.4渗透率差异,由于沉积的不同特征，有时造成储层横向（平面上）和纵向（层内、层间）非均质极为严重，这就造成有大量剩余油滞留在储层内。例如冲积扇沉积：平面上，中部扇中的斜坡槽及迁移槽为物性有利分布区，采出程度高，易水淹，目前剩余油饱和度低；远端砂及漫溢等微相物性普遍较差，不易水淹，目前剩余油饱和度相对较高。纵向上，由于层间和层内非均质性，造成高渗透带动用程度高，水洗严重，剩余油相对较少，中、低渗透带动用程度低，甚至未动用，水洗较轻，剩余油相对较富集。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.5非均质性,统计表明，层间非均质性越强，则采出程度低、剩余油储量

14、高，层间非均质性受控于沉积环境，一般在高能量环境下形成的砂体渗透率、原始地质储量丰富，采出程度高，剩余油量与原始地质储量的比值相对较小，而在低能量环境下则表现出与之相反的特征。这说明沉积相带首先决定了原始地质储量的丰度，进而也影响了采出程度和剩余油量的大小和分布。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.5非均质性,层内非均质性主要表现为层内渗透率的非均质性，它控制水驱油的波及厚度，影响着油藏的吸水剖面和产液剖面，同时也是油藏开发中层内矛盾的主要控制因素。层内渗透率非均质程度是层内渗透率（主要是水平渗透率）的垂向变化程度，是定量描述层内非均质性的主要内容。层内渗透率的变化和差异是构成层内非均质的主

15、要原因，是控制层内水洗厚度的主要因素。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.5非均质性,层内非均质程度主要采用三个指标，即渗透率变异系数（Vk）、渗透率突进系数（Sk）、级差（Nk），这三个指标反映储层层内渗透率的离散程度，数值越大，说明储层层内渗透率离散程度越大，储层层内非均质性越强。渗透率变异系数（VK）指渗透率标准偏差与渗透率平均值的比值，反映样品偏离整体平均值的程度，Vk0，该值越小，储层越均质；该值越大，非均质性越强，VK=0时为理论均匀型，,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.5非均质性,渗透率突进系数（Sk）指一定井段内渗透率极大值与其平均值的比值，SK1，数值越小说明垂向上渗透

16、率变化小，驱油效果较好，相反突进系数越大，说明垂向上渗透率变化较大，非均质性较强，边、底水易由高渗段窜进，波及体积小，驱油效果较差。渗透率级差（Nk）是反映渗透率变化幅度的重要参数，即渗透率绝对值的差异程度，用一定井段内渗透率最大值与最小值之间的比值来表示，Nk1，数值越大，非均质性越强，数值越接近于1，储层越均值。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.5非均质性,石油大学陈亮等进行孔隙网络微观模型实验，探讨胡12块水驱剩余油的形成机理，以及储层孔隙结构、注入速度等对水驱油分布的影响。储层孔隙结构是影响水驱油效果及剩余油分布的重要因素之一。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.6储层孔隙结构,

17、在非均质性比较严重的储层中，如高低渗透层结合的部分，阻力较小的粗、中型孔道是水流的主要通道，注入水首先沿着这些通道向前推进，并造成注入水过早地在生产井突破，剩余油主要分布在低渗透层中的细喉道中，水驱油采收率比较低；而均质性较好的储层，注入水均匀向前推进，剩余油分布数量较少，主要分布在孔壁表面，因此水驱油采收率较高。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.6储层孔隙结构,胡状集油田沙三段油藏微观水驱油模型高、低渗复合层剩余油分布特征 高渗层水驱油效率高，低渗层中则有剩余油分布,注采井组内分布稳定的夹层，将厚油层细分成若干个流动单元，易形成多段水淹。若夹层分布不稳定，则表现为注入水下窜(重力作用)，

18、不稳定夹层越多，其间油水运动和分布也就越复杂。夹层的存在减弱了重力和毛细管力的作用，对于正韵律、块状厚油层来说，夹层有利于提高注入水纵向波及系数，而对反韵律油层则不利于下部油层的动用。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.7夹层,不稳定夹层的位置不同，水线推进形态各异，造成水淹状况的复杂性。当只是注入水井有夹层，夹层越长越有利于上部水驱，在一定注采井距内，夹层长度达到井距之半，上、下层水线推进距离就很接近；当只是油井有夹层，水线前缘遇到夹层以后，就沿着夹层分段推进，夹层越长水淹厚度越大。在夹层分布不稳定的注采井组内，底部水淹严重。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.7夹层,利用泥质夹层划分单

19、砂体示意图（D22-2井第3小层）,泥质夹层。多期次叠加的复合河道中，泥质夹层代表了一期河道沉积结束到下期河道沉积开始之间短暂的细粒物质沉积。这种泥质夹层是识别两期河流沉积的重要标志，在横向上往往不稳定，追溯对比泥质夹层有一定难度，有时泥质夹层较薄，测井曲线上常表现出物性夹层的特点。下图382 m处微电极明显回返，幅度差减小，综合其他特征判定为一泥质夹层。,利用钙质夹层划分单砂体示意图（D20-1.1井第4小层）,钙质层。钙质层一般是局限、浅水、蒸发环境产物，尤其是复合砂岩中部含钙，代表了一期河道发育后，原河床水体不流畅，长期处于浅水蒸发环境，形成钙质层；当后期洪水到来时，除已有河床充满水外，

20、原废弃河床再次复活，形成新的浅河道，带来砂质沉积覆盖在钙质层上。另外一种钙质层出现在砂岩顶底面，多为成岩阶段的产物，在泉四段砂岩中底钙比较常见。,利用电测曲线形态变化划分单砂体（D34-16井第6小层）,物性夹层或均一叠加砂岩电测曲线突变。复合河道砂的复杂性在于多期次河道冲刷充填叠加。但是，由于两期河流气候、物源、坡降（局部坡降）、流速、流量、输砂量等方面的差异，造成河道砂体粒径、分选性、储集层物性等的差别，反映在微电极和深、浅侧向测井曲线上出现一个台阶，这种台阶的接触面可认为是沉积间断面（物性夹层）。,工区夹层频率和夹层密度较小，夹层频率一般在0.20.4层/m，夹层密度一般在515%之间，

21、说明从夹层角度考虑各单砂体层内非均质性较强。,扶余油田中区夹层参数表,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.7夹层,储层中的裂缝既起到储集空间的作用，又起到渗流通道的作用。裂缝的发育程度和油井的生产状况有很大不同，数值模拟表明二者具有较好的一致性。裂缝的分布总是具有明显的方向性（主要是主地应力方向引起），其中大裂缝通常是注入水驱替的主要方向，在此方向上与大裂缝连通的各种储集空间驱油效果较好。同时有效裂缝的展布方向也是注入水流推进的主要方向。因此，大裂缝发育的高渗透区块水淹比较严重，中小裂缝发育的低渗透区块剩余油饱和度比较高。油藏裂缝参数分布与剩余油参数分布之间的关系和规律如下：,2.1剩余油分布

22、的地质因素 2.1.8裂缝,(1)凡孔隙度、裂缝密度和裂缝开度皆大者，剩余油厚度最小。属于大洞、大裂缝发育区域。(2)对于孔隙度、裂缝密度皆大，而裂缝开度小的区域，其剩余油厚度最大或较大。微、小裂缝在起作用，属于微、小裂缝发育区域。孔隙度大的层段、开度不一定大。(3)对于孔隙度、裂缝密度和裂缝开度皆小者，剩余油厚度也很小，属于裂缝极不发育的单纯岩块区域。(4)对于裂缝开度较大而孔隙度和裂缝密度中等的区域，剩余油厚度中等。(5)对于孔隙度最大、裂缝密度中等、裂缝开度中下等值的区域，剩余油厚度大，属于岩块和微裂缝发育区域。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.8裂缝,微构造和封闭断层对剩余油形成天

23、然屏障。微构造指的是由于古地形和对油藏顶部的压实作用所引起的部分或微小波动而造成的结构。在重力作用下，这种微结构将会在一定程度上控制地层中注入水的流动。如果在正微构造的顶部没有钻井，那么剩余油将会残留在这里。此外，断层的阻隔可能引起注采体系的不完整，从而导致断层和注入井的另一侧存在大量的剩余油。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.9微构造和封闭断层,在曲流河道油藏中，除了上述因素外，河道砂体边缘上倾岩性尖灭、废弃的河道充填、低渗透岩相带、微观不均一性都控制着剩余油的形成和分布。在漫滩环境的结构单元、决口扇的生油油藏、决口水道、细粒岩床和天然堤中孔隙度和渗透率都比较低，规模也比在曲流河道油藏中

24、的要小，它们形成的剩余油分布情况很不理想，难以开采。,2.1剩余油分布的地质因素 2.1.9微构造和封闭断层,注水：利用注水井把水注入油层，以补充和保持油层压力的措施称为注水。油田投入开发后，随着开采时间的增长，油层本身能量将不断地被消耗，致使油层压力不断地下降，地下原油大量脱气，粘度增加，油井产量大大减少，甚至会停喷停产，造成地下残留大量死油采不出来。为了弥补原油采出后所造成的地下亏空，保持或提高油层压力，实现油田高产稳产，并获得较高的采收率，必须对油田进行注水。,2.2剩余油分布的开发因素,油田注水方式：即注采系统，指注水井在油藏所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系。边缘注水：注水井布

25、在油藏的边水区内，或油水过渡带内，或含油边界以内不远的地方。分为缘外注水、缘上注水和边内注水三种；切割注水；面积注水：指将注水井和采油井按一定的几何形状和密度均匀地布置在整个开发区内进行注水和采油的注水方式。可分五点法注水，七点法注水，歪七点法注水，四点法注水及九点法注水等。,2.2剩余油分布的开发因素,2.2剩余油分布的开发因素,三点法：按正三角形井网布置的相邻两排采油井之间为一排采油井与注水井相间的井排，这种注水方式叫三点法注水。每口注水井与周围六口采油井相关，每口采油井受两口注水井影响。其注采井数比为 1：3。,2.2剩余油分布的开发因素,四点法：按正三角形井网布置的每个井排上相邻两口注

26、水井之间夹两口采油井，由三口注水井组成的正三角形的中心为一口采油井，这种注水方式叫四点法注水。每口注水井与周围六口采油井相关，每口采油井受三口注水井影响。其注采井数比为 1：2。,2.2剩余油分布的开发因素,五点法：采油井排与注水井排相间排列，由相邻四口注水井构成的正方形的中心为一口采油井，或由相邻四口采油井构成的正方形的中心为一口注水井，这种注水方式叫五点法注水。每口注水井与周围四口采油井相关，每口采油井受四口注水井影响。其注采井数比为 1：1。,2.2剩余油分布的开发因素,七点法：按正三角形井网布置的每个井排上相邻两口采油井之间夹两口注水井，由三口采油井组成的正三角形的中心为一口注水井，这

27、种注水方式叫七点法注水。每口注水井与周围三口采油井相关，每口采油井受六口注水井影响。其注采井数比为 2：1。,2.2剩余油分布的开发因素,九点法：按正方形井网布置的相邻两排注水井排之间为一排采油井与注水井相间的井排。这种注水方式叫九点法注水。每口注水井与两口采油井相关，每口采油井受八口注水井影响。其注采井数比为 3：1。,反九点法注水 invert nine-spot water flooding 按正方形井网布置的相邻两排采油井排之间为一排采油井与注水井相间的井排。这种注水方式叫反九点法注水。每口注水井与八口采油井相关，每口采油井受两口注水井影响。其注采井数比为 1：3。,2.2剩余油分布的

28、开发因素,在所有的开发因素中，最重要的就是注采系统的完善程度以及它和地质因素的处理关系。不稳定砂体分布、小砂体或井网控制程度低都可能导致注采系统的不完善(没有生产井或没有注入井)，从而形成剩余油。注采关系也是影响剩余油分布的一个主要因素。在主流线上的地层发生严重水侵，而在非主流线上的地层则水侵程度较轻。当地层性质不发生变化时，水驱井网也对剩余油的分布起着很大的影响。,2.2剩余油分布的开发因素,井网密度越大，水驱控制程度越高，则注入水波及系数越高，剩余油富集部位越少。不同井网形式的面积注水波及系数大小也不一样。在线性井网模式下，如果地层性质沿注入井方向变化很大，则甚至在两口注入井之间都有可能存

29、在剩余油。剩余油富集区通常位于两口生产井的中线上。然而在四点法面积井网中，甚至在稳定地层条件下，剩余油可以存在于注入井之间的压力平衡区域。,2.2剩余油分布的开发因素 2.2.1井网影响,早期的各种实验表明，见水时七点法和五点法面积波及系数较大，反九点法最低。当井网不完善或不规则，或一套井网开采多个油层段时，加上油层平面、纵向非均质的影响，则可以形成多种形式的剩余油富集部位。,2.2剩余油分布的开发因素 2.2.1井网影响,(1)岩石润湿性 从油藏的层次性来看，宏观层次的润湿特性是微观孔隙水平润湿非均质性的表现，油层润湿性是油层表面润湿性的总和。对于实际含油区来说，一般认为，初始含水饱和度高的

30、区域表现出水润湿性，而初始水饱和度低的区域则具有中等润湿性或油润湿性。通过大量实验研究定性认识到润湿性强烈影响着水驱动态、毛细管压力和相对渗透率，控制着多孔介质中流体的流动及其分布。,2.2剩余油分布的开发因素 2.2.2其他影响,(1)岩石润湿性 西南石油学院的胡雪涛、郭肖等曾采用数值模拟的方法研究了油藏润湿性对剩余油分布的影响。数值模拟研究表明在中等润湿条件下，水驱油驱替效率最高，剩余油主要以小液滴存在，驱替所形成的流态图表现出较低的剩余油饱和度；相反，在水湿条件下，水驱油驱替效率最低，剩余油主要以大液滴存在，驱替所形成的流态图表现出高的剩余油饱和度。在油湿性条件下，驱替效果与剩余油饱和度

31、处于以上两者之间。数值模拟所表现的结果与所做实验结论吻合较好。微观实验研究表明，驱替效率受润湿性的影响，从水湿、油湿到中等润湿，微观驱替效率依次增加。,2.2剩余油分布的开发因素 2.2.2其他影响,(2)指进发育程度。我国多数主力油田已进入高含水开采阶段，注入剂指进现象及其对采出程度的影响以及剩余油分布特征的研究有重大的社会、经济价值。朱九成等研究表明，水驱油驱替初期的指进与油水粘度比、注入通道的不规则性、介质非均质性，特别是注入端附近的非均质性以及驱替速度有关。朱九成等在三种不同的驱替速度下，对不同的油水粘度比的油样进行水驱油实验，采集各阶段的指进发育情况、剩余油分布图像。,2.2剩余油分

32、布的开发因素 2.2.2其他影响,(2)指进发育程度。实验结果表明：油水粘度比越大，指进越容易激发，并且激发之后，发育越快；驱替速度越大，毛细管数越大，指进发育程度越大；注入通道的不规则性或注入通道附近介质非均质性很容易在驱替初期触发指进，而在较高的油水粘度比、较高驱替速度下，初期指进可能快速成长为大的指进分叉，造成见水过早及大块被驱替相的圈闭，降低驱替相的波及系数；指进越发育驱替相所圈闭的被驱替相越多，剩余油饱和度越高。,2.2剩余油分布的开发因素 2.2.2其他影响,(3)驱替特征曲线。在介质一定的情况下，油水粘度比及毛细管数是影响采出程度、含水率变化的决定因素。Jens Fender(1

33、991)认为，毛细管驱替时采收率最大，大多数矿场技术人员也持同样的观点。黄廷章教授(1990)则认为，只有当驱替速度与毛细管渗析速度相等时采收率才最大，驱替效率才最高。,2.2剩余油分布的开发因素 2.2.2其他影响,朱九成等分别按照4mlh，8mlh，12mlh进行驱替实验，实验证明了这种观点是正确的，由图可以看出，在相同注入孔隙体积倍数的情况下，中等驱替速度的采出程度偏大，含水率也偏低。此外，还可由驱替特征曲线观察到含水率的波动，虽然总体趋势是上升的，但不能排除下降的可能，这与指进发育直接相关。这一现象在矿场是普遍存在的。,油水粘度比为14.7时的驱替曲线,(4)注入速度和注入方式。石油大

34、学陈亮等进行孔隙网络微观模型实验，探讨胡12块水驱剩余油的形成机理，以及注入速度、注入方式等对水驱油分布的影响。模型为高、低、中渗3层模型，总孔隙体积为0.0359ml，原始含油饱和度为79.28，束缚水饱和度20.72。,2.2剩余油分布的开发因素 2.2.2其他影响,从表中可以看出随着注入速度及水驱油采收率的增加，剩余油饱和度降低；而且采用抽汲驱油的驱替方式剩余油饱和度最低。,此外，还有一些因素也会影响到剩余油的分布，如流体密度的差异等。流体密度的差异直接影响到剩余油的形成，因为它不仅使流体形成重力分异，而且使流体产生驱替力或抵抗力。由于油水密度差异引起的重力分异作用将使得水在底部运移而油

35、则在顶部运移。这就使得由于侧向夹击泥岩形成的上部隔层所引起的剩余油饱和度(Sor)有所增加，边滩沉积下部渗透率K值也在增加，这样水驱油的效率就更低。K值的这种情况对沙坝而言，情况恰好相反。油水的重力分异作用将会使油驱水效率有所提高。与之相比，注气开发将会提高向上变细层序油藏的驱替效率，降低向上变粗油藏的驱替效率。,2.2剩余油分布的开发因素 2.2.2其他影响,蒸汽吞吐开采与注水开采不同之处在于前者为单井点分期注采系统，后者为多井周期注采系统，由此决定了在相同的地质条件和井网井距条件下，油藏渗流场截然不同，因此蒸汽吞吐剩余油分布有其自身特有的规律和特点。对于一个浅层稠油油藏而言，由于油层非均质

36、性的影响，易在下列部位存在剩余油：,2.3稠油油藏剩余油分布影响因素 2.3.1非均质性影响,(1)因河流泛滥或频繁迁移形成以泥质细砂夹粉砂为主的中、低渗透率油层，充填于两河道砂之间，其油层厚度和渗透率比河道砂小，砂体剖面上变化大，层间矛盾严重。所以在河道砂与砂泥岩的中、低渗透率部位存在剩余油。(2)油层岩性、非均质性及砂体的发育状况，决定于储层沉积环境，不同的沉积亚相影响剩余油分布。I类剩余油富集区，主要分布在边滩或漫滩亚相，而河道砂主体带主要为、类富集区。,2.3稠油油藏剩余油分布影响因素 2.3.1非均质性影响,投产早、井网密的试验区采出程度高，剩余油饱和度相对较低；井网相对较稀的试验区

37、采出程度低，剩余油饱和度较高。例如，美国加利福尼亚州的克恩河稠油油藏，有1000多个井组进行蒸汽驱开发，平均井网面积1.03ha，注采井距为71.8m，目前平均采收率已达53.7。因此，改善井网完善程度和加密调整，可改善剩余油的分布状况，提高最终采收率。,2.3稠油油藏剩余油分布影响因素 2.3.2开发井网影响,汽窜主要是指注气井注入的蒸汽直接通过地层的大孔道、裂缝等通道与油井相连，形成无效注入蒸汽。蒸汽吞吐阶段发生汽窜，将导致油井出砂和热损失增大，必然影响蒸汽波及体积，降低储量动用程度。因此，对于适合蒸汽驱开采的稠油油藏，为避免形成地层破裂和油井汽窜，在蒸汽吞吐期应将注气压力控制在地层破裂压

38、力之内。对已经发生汽窜的油井，应及时采取封堵、控井或将边井改为角井等措施。,2.3稠油油藏剩余油分布影响因素 2.3.3汽窜因素,2.3.4 蒸汽吞吐开采方式对剩余油分布的影响 开采方式是影响剩余油分布的另一个因素。蒸汽吞吐开采方式使蒸汽驱到的区域含水饱和度升高，剩余油饱和度降低。根据对单井数值模拟分析，近井地带油层动用好，剩余油饱和度降低；而远井地带油层动用差，或基本未动用，剩余油饱和度高，为剩余油富集区。另外，随着吞吐周期的增加，井周围高含水饱和度开采枯竭带不断扩大，井间剩余油富集带不断减少。,2.3稠油油藏剩余油分布影响因素 2.3.4蒸汽因素,对于一个稠油油层，由于注入蒸汽具有超覆作用

39、，况且油层底部普遍避射一定厚度，使油层射孔井段中、上部加热动用程度好，剩余油饱和度相对较低，射孔井段下部及下部避射井段加热动用程度差，剩余油饱和度相对较高。,2.3稠油油藏剩余油分布影响因素 2.3.5射孔井段影响,在确定剩余油饱和度之前，有必要对剩余油的分布规律做个详细了解，从而能准确确定剩余油的具体分布。研究剩余油分布是油田开发中后期的中心工作，是搞好井网调整、注采调整和增产挖潜的基础。,2.4剩余油分布特征,美国有关专家认为：在已注水开发的油田中，估计有77的剩余油残留在注水未波及到的油层中。前苏联专家认为水驱开发油田特高含水期剩余油分布有6种形式：,水驱开发油田特高含水期剩余油分布有6

40、种形式：(1)滞留带中的剩余油，形成于压力梯度小，原油不流动的油层部位；(2)毛细管力束缚的残余油，即原油残留在注入水通过的地带，细小的孔隙完全被毛细管力束缚的残余油所充满；(3)以薄膜状存在于岩石表面上的残余油(薄膜油)；(4)低渗透层和注入水绕过带中的剩余油；(5)未被开发钻探到的透镜体中的剩余油；(6)局部不渗透层遮挡(微断层、隔挡层)造成的剩余油。需要说明的是：这种划分方法中的(2)和(3)类为残余油，对于水驱开采来说是不可动用的，只有用三次采油方法提高驱油效率，才能采出这部分残余油，而其他几种类型，则可以通过各种调整方法和生产措施加以动用。,2.4剩余油分布特征 2.4.1国内外对剩

41、余油分布研究,非活塞式驱油方式形成的剩余油,对于亲油储层，含油的小孔隙一般水驱不到，可形成孔隙规模的残余油；亲水储层，由于润湿性和毛管力的作用，注入水进入孔隙后，总是沿孔隙边缘夹缝运动，很容易把孔隙中央的油包围起来而形成剩余油。,绕流形成的残余油,在驱动力的作用下，注入水优先沿大孔道发生指进式绕流，在孔间矛盾较大的储层中，注入水往往沿少量大孔道前进，而在小孔道孔缘形成了残余油。微观规模残余油分布形式：呈簇状分布于水驱不到的孔隙和孔隙群中；以薄膜形式吸附于颗粒表面；以油滴形式卡断于孔隙喉道中、颗粒表面的坑凹处；被粘土矿物吸附；在孔隙的特殊部位残留。,在国内，大庆油田综合运用各种动、静态资料深入开

42、展了特高含水期剩余油分布研究，划分出10种类型的剩余油分布区(巢华庆，1997)：(1)井网控制不住型：主要是在原井网虽然钻遇但未射孔，或是原井网未钻遇而新加密井钻遇的油层中的剩余油；(2)成片分布差油层型：油层薄、物性差，虽然分布面积较大，动用差或不动用而形成成片分布的剩余油；(3)注采不完善型：原井网虽然有井点钻遇，但由于隔层、固井质量等方面的原因不能射孔，造成有注无采、有采无注或无采无注而形成的剩余油；(4)二级受效型：新加密井钻在原采油井的二级位置，因原采油井截流而形成的剩余油；,2.4剩余油分布特征 2.4.1国内外对剩余油分布研究,(5)单向受效型：只有一个注水受效方向而另一个方向

43、油层尖灭或油层变差，或者是钻遇油层但未射孔，形成剩余油；(6)滞留区型：主要分布在相邻两三口油井或注水井之间，在厚层或薄层中都占有一定的比例，但分布面积相对较小；(7)层间干扰型：存在于纵向上物性相对较差的油层中，在原井网条件下虽然已经射孔，注采关系也相对比较完善，但由于这类油层的物性比同时射孔的其他油层物性差很多，因而不吸水、不出油，造成油层不动用，形成剩余油；(8)层内未水淹型：存在于厚油层中，由于地层内的非均质性，一般底部水淹严重，如果层内有稳定的物性夹层，其顶部未被水驱部分存在剩余油；(9)隔层损失型：在原井网射孔时，考虑当时的工艺水平，为防止窜槽，作为隔层使用而未射孔的层内分布的剩余

44、油；(10)断层遮挡处的剩余油。,一些小型的透镜状或条带状砂体，在三维空间上具“迷宫状”结构，井网很难控制。包括（1）井未钻达的砂体，油层保持原始状态；（2）只有注水井的砂体，注水后油层成为憋高压的未动用油藏；（3）只有采油井的砂体，仅靠天然能量采出少部分油，而成为低压基本未动用油藏。,井网控制不住所造成油层部分未动用示意图,确定这类油层的剩余油分布，必须加强井间砂体预测的研究，确定各类砂体的空间分布规律、边界特征及砂体间的连通性。,注采系统不完善造成的剩余油滞留区示意图,对于一些薄油层、条带状和不规则零星状分布的油层，一套开发井网可能控制大部分油层，另一部分可能控制不住而基本未动用，从而造成

45、剩余油滞留区。,注水开发过程中，由于储层平面非均质性、流体非均质性及开发条件的影响，在平面上会出现注入水突进的情况。一般注入水总沿着高渗透方向突进最快，且经过长期水洗之后，这个方向有可能发展成“水道”。由于平面水窜，注入水优先沿一个方向驱油，而在其它方向水洗程度弱甚至未水洗，从而造成了剩余油滞留区。,平面水窜造成的剩余油区,平面注水失调。当油井或井排受方向注水影响时，若某个注水方向的注水强度大、注水量大且含水饱和度高，那么就会造成其它方向的储量动用不好。这种平面失调主要是储层渗透率在平面上的各向异性和不同注水井间的压力差异造成。,条带状高渗带（沿古河道主流线）与低渗透区（河漫滩）共存；裂缝水窜

46、造成的剩余油滞留区。若注水开发区内存在若干延伸较远（超过井距或裂缝相交连接超过井距）的大裂缝，注入水沿裂缝窜流，使油井迅速水淹，从而使大量的原油仍饱含在基质岩块孔隙或微裂缝中而采不出来，形成滞留区。,在多层合采的情况下，由于层间非均质性，高渗透层水驱启动压力低，易水驱，低渗透层水驱启动压力高，水驱程度弱甚至未水驱，这样便使部分油层动用不好或基本未动用，在层间形成剩余油层。,层间干扰造成的剩余油层,多油层间出现层间干扰主要与储层层间非均质程度有关。一般多层合采时，各层间的渗透率级差越大，注入水的单层突进现象越严重。对于这类剩余油层，必须加强层间非均质性及其对层间干扰和水驱油规律的研究，以确定剩余

47、油层的分布规律。,根据国内现有各种分析，高含水后期和特高含水采油阶段剩余油的分布主要有以下几种类型(韩大匡，1995)：(1)不规则大型砂体的边角地区，或砂体被各种泥质遮挡物分割所形成的滞油区；(2)岩性变化剧烈，主砂体己大面积水淹，其周围呈镶边或搭桥形态存在的差储层或表外层；(3)现有井网控制不住的砂体；(4)断层附近井网难以控制的部位；(5)断块的高部位，微构造起伏的高部位以及切叠型油层的上部砂体；(6)井间的分流线部位；(7)正韵律厚层的上部；(8)注采系统不完善，如有注无采，有采无注或单项受效等而遗留的剩余油。,2.4剩余油分布特征 2.4.1国内外对剩余油分布研究,一般认为在宏观上剩

48、余油主要分布在注入水未波及到或波及程度比较低的部位，在微观上主要由于驱油效率低而遗留的剩余油，剩余油的形成与分布主要受沉积相、构造、储层非均质性以及井网条件控制。,2.4剩余油分布特征 2.4.1国内外对剩余油分布研究,(1)区域分布。剩余油饱和度大于50的地区主要集中在断层附近，构造高部位以及复杂断块区。(2)注采井间的分布。远离注水井的地区剩余油分布高，注水井附近低；沿河道主流线方向水淹程度高，剩余油分布低；若油层零星分布时，有效厚度较小以及砂体尖灭附近剩余油较为富集；岩性、物性剧烈变化部位主要在有效厚度零线附近及油藏边界附近，油层零散分布，厚度小，井网未控制，剩余油饱和度高(3)剩余油平

49、面分布形态。多为孤岛状或窄条带状。,2.4剩余油分布特征 2.4.2剩余油平面分布特征,储层物性好，储量丰度大的流动单元剩余油饱和度低，反之则高。若层间水淹程度高，则剩余油分布低，反之分布高。,2.4剩余油分布特征 2.4.3剩余油层间分布,不同沉积韵律的油层在开发过程中，会出现不同的剩余油分布形式。(1)对于正韵律油层，由于注入水沿底部突进快，因此，上部水淹差，剩余油分布高。(2)对于反韵律油层，注入水则首先沿顶部推进。加之重力和毛细管力的作用，水驱厚度逐渐增大，下部中、低渗透层逐步受到水驱，造成纵向上水线推进比较均匀，水洗厚度大。反韵律油层上的油井具有产量高、递减慢、含水上升速度小的特点。

50、一般进入高含水期后，剩余油分布低。(3)对复合韵律油层，油层内剩余油相对富集部位一般为厚油层渗透率较差的部位、水驱效果差的薄油层以及部分均质油层的上部。,2.4剩余油分布特征 2.4.4剩余油层内分布,对于多层砂岩油藏水驱结束时(含水率达到0.98)，“大尺度”未波及剩余油有三大富集区：(1)高粘原油正韵律油层顶部未波及剩余油；(2)边角影响未波及剩余油；(3)层系内由于各小层物性差异而开采不均衡形成的未波及剩余油。,2.4剩余油分布特征 2.4.4剩余油层内分布,平面剩余油成因类型有：(1)在注采井之间压力平衡带(滞留区)形成的剩余油；(2)井网失控的剩余油；(3)由于注采系统不完善形成的剩