1 陆相油田剩余油分布特征及挖潜策略
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[1]。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]。
（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 2 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
沉积类型 占碎屑岩地质
动用储量比率/
% 标定采收率/
%
占全部剩余
油的比率/
%
河流相 46.2 30.2 46.4
三角洲相 32.6 36.1 26.3
湖底扇相(浊积相) 6.9 27.8 13.9
冲积扇相 6.9 30.9 3.5
扇三角洲相 5.8 40.5 7.6
滩坝相 1.5 39.9 2.2
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。 3 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[3]。
（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
4 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[4]。
（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]。
（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。 5 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[6]。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 6 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[8]。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[9]。
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。