水驱油藏剩余油分布特征
研究
第九组
组长：李伟
组员：温全义张紫峣谭盼万欣成余秋园
剩余油主要指一个油藏经过某一采油方法开采后，仍不能采出的地下原油。

一般包括驱油剂波及不到的死油区内的原油及驱油剂（注水）波及到了但仍驱不出来的残余油两部分。

剩余油的多少取决于地质条件、原油性质、驱油剂种类、开发井网以及开采工艺技术，通过一些开发调整措施或增产措施后仍有一部分可以被采出。

剩余油体积与孔隙体积之比成为剩余油饱和度。

一、剩余油与残余油的区别和联系
所谓剩余油是指由于波及系数低，注入水尚未波及到的区域内所剩下的原油，而残余油是指注人水在波及区内或孔道内已扫过区域仍然残留、未能被驱走的原油。

残余油应该归入剩余油范畴。

二、造成剩余油的原因
地质条件是形成剩余油的客观因素，而开发因素是形成剩余油的主观因素。

所谓地质条件，是指储层本身表现出来的物理、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。

地质条件包括油藏的类型、储集层的非均质性、粘土矿物敏感性、流体性质、油藏驱动能量等。

开发因素包括井网密度、开发方式、布井方式等。

1、地质条件是形成剩余油的先决条件
地质条件相同的油田采用的井网和井距不同，剩余油的分布状况就存在差异。

相反，相同的井网对不相同的油藏来说其剩余油的数量和类型也不一致。

不同沉积类型的油田，剩余油分布表现出各自的特点。

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。

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。

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。

1.2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)。

1.3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。

（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。

(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。

2、开发条件是决定剩余油分布状况的外在因素
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。

属于这类情况的有如下七种：
(1)上倾尖灭部位油层较薄、渗透性较差，以往较少在这部位布井，该部位储量动用差，从而形成上倾尖灭部位的含油带(或剩余油
带)。

(2)处于注水井一线的油井，一般受效较好，而处于二线地区的井受注水影响较小，故二线地区的井剩余油较丰富。

(3)边水能量较弱时，边水虽对油起一定的拱托作用，但无势能这样在油水边界处的油就会由于受氧化作用大而形成一个较高粘度的含油带(含高粘油的地带)。

在此情况下，当边内注水井高强度注水时，在注水井与油水边界之间就会形成一个高含油饱和带。

(4)在注水井组之间，在各个方向上水的驱动压力处于相对稳定的地带，该地带的油处于滞流状态，成为剩余油分布的地区。

(5)部分非主力层，井网控制差，储量未很好动用。

(6)井网未控制的油层。

指被井钻遇的而未开采或无井控制的油层。

（7)由于断层或岩性尖灭区具有不渗透性，对地下渗流形成遮挡注入水只能绕过这些障碍而向前流动。

因此，在注入水难以波及的断层和岩性尖灭区附近就滞留一定数量的剩余油。

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,不同的井网形式其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。

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。

三、剩余油的微观分布
关于残余油的分布，罗蛰潭提出过残余油的如下微观分布：①孤岛状残余油；②索状残余油；③珠状或滴状残余油；④悬垂状残余油；
大庆油田许焕昌等，采用真实岩心，用低粘度染色环氧树脂(驱替中呈液态、驱替结束时能固化，粘度可调)、染色稠化水等模拟油或水，用染色甘油(驱替中呈液态、驱替结束时能固化，粘度高)模拟原始石油，进行油驱水及多种水驱油实验。

每次实验结束时，将岩样固化制成铸体薄片进行观察和照相。

根据实验资料，他们将剩余油(应为残余油)按其形态分成下列5种：
①微观小片死油区的簇状残余油(照片6)；
②颗粒表面的环状、膜状残余油(照片7、照片8)；
③孔隙死角处的孤立状残余油(照片9、照片10)；
④并联喉道中较小喉道中的柱塞状残余油(照片12)；
⑤颗粒表面溶蚀孔、缝中的不规则残余油。