油田开发过程中剩余油的形成

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。往往高渗透层水驱启动压力低，容易水驱，而较低渗的储层水驱启动压力高，水驱程度弱甚至未水驱，这样，便出现水沿着高渗透层突进的现象，而在较低渗透层动用不好或基本未动用，形成剩余油层。层间干扰主要与储层层间的非均质程度有关。层位越多，层间差异越大，单井产液量越高，层间干扰就越严重。

（2）油层层内韵律变化造成的剩余油区。

由于油层层内非均质和流体的非均质性，造成油层内部的水洗差异，一部分储量动用很好，一部分着动用很差，从而在垂相上形成剩余油段。

就厚油层而言，渗透率韵律性不同，其水淹型式也不同，渗透率非均质程度则加剧水淹状况的差异，因此层内不同部位的储量动用状况也有差异，一些动用很差或者未动用的油层部位便出现了剩余油的分布。

通常，正韵律油层底部水洗程度高，注入水沿油层底部高渗透突进，油井见水早、含水率上升快，而中上部水洗程度弱甚至未水洗，而形成剩余油。

反韵律油层的上部渗透率高于下部。从高深层的分布来讲，趋向于上部水洗，但从重力作用讲，注入水又趋向于底部优先水驱。这样就可能出现3中情况：①上部水淹严重。这种情况多出现于层内渗透率级差很大且期间有较稳定夹层的反韵律油层中。②全层水淹特征属均匀水淹型，主要出现于渗透率级差不大的反韵律油层中。③水淹厚度系数大，但底部先见水，且水洗更强，主要出现于渗透率级差很小特别亲水的反韵律油层中。

（3）平面水窜造成的剩余油区。

在注水开发过程中，由于储层平面的非均质性及开发条件的影响，在平面上会出现注入水“舌进”的情况。注入水向不同方向驱油，推进往往是不均匀的，一般总有一个方向突进最快，且经过长期的水洗后，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，而在其他方向水洗程度弱甚至未水洗，从而造成了剩余油滞留区。

（4）微观非均质原因形成的剩余油。

剩余油在微观孔喉网络中的分布受储集体孔喉大小、孔喉均匀程度、孔喉形态、孔喉连通度、储集体润湿性等诸多因素的控制，这些微观特征的差异使剩余油微观分布有独特的规律。根据岩心的宏观和岩样的微观，可将微观剩余油分布归纳为以下模式。

①网络状剩余油分布模式。在微观水驱油过程中，水不易进入细小空隙网络而沿较大空隙绕流，从而使这些细小孔隙网络中的原油成为剩余油。

②斑块状剩余油分布模式。由于成岩作用和地应力活动等条件的差异使储层的物性具非均质性所致。另外在一些大孔道中因流速较低，冲刷能力较弱，当孔道中形成连续水相后，一些附着在孔道壁附近的原油不易被水驱走，在孔喉网络中形成油斑状剩余油。

③附着状剩余油。由于附着在颗粒和孔壁的表面，往往是由于颗粒表面具有较强的吸附能力且孔喉中形成连续水相，使得颗粒表面的剩余油不能被驱替而形成附着状剩余油。

④油水混相剩余油。长期注水冲刷使得储集体中的油和水混合形成水包油或者油包水的混相剩余油。

2.1.3 流体的粘度差和密度差造成的剩余油分布

由于油水的粘度差和密度差造成水驱油前缘向油层底部突进，从而使得油层内一部分厚度动用程度低，影响水淹厚度系数，形成

剩余油段。油水粘度差和密度差越大，无水期水淹厚度系数越小。

2.2 开采方面的原因

开采方面的原因主要为井网布置、射孔的位置、注采对应、注采强度等状况导致的储层开采状况的非均质性，其为剩余油分布的外部控制因素，即是外因。简单讲，就是在注采过程中，由于井网布置、射孔方案、注采强度、注入倍数等因素的影响，致使由采油井或注水井与采油井所建立的压力降未波及不或波及较少的区域，原油未动用或动用程度低，从而形成了剩余油。

2.2.1井网布置时控制不住的剩余油层

一些小型的透镜体或者条带状砂体，在三维空间上具有“迷宫状”机构，井网很难控制。有的砂体无井钻达，油层保持原始的状态；有的储层只有注水井而没有采油井，注水后油层成为憋高压的未动用油层；有的储层只有采油井，没有注水井，依靠天然能量猜出少部分油，而成为低压基本未动用的油层。

2.2.2 射孔方案致使的剩余油分布

在开发生产中，还有一类未列入原开发方案的、未射孔的潜力层，出现这类油层大致有三个方面的原因：①一些原来不能开发的油层，由于技术的发展变成可能开发的油层；②开发前测井未解释出来而后来重新解释的油层；③不属于原开发层系的油层。

2.2.3 注采井网控制平面剩余油分布

平面上剩余油分布在井间分流线附近和井网控制差的部位，注采关系不完善和井网对油层控制较差部位生产井排两侧附近剩余