剩余油形成与分布的控制因素

剩余油形成与分布的控制因素

摘要：

剩余油研究是高含水油田面临的重大课题，是实现“稳油控水”目标的重要手段。剩余油形成与分布的控制因素极其复杂，可分宏观因素和微观因素进行研究，宏观因素总的可归结为两类：地质因素和开发因素。其中地质因素是客观的、内在的主要矛盾；开发因素是主观的、外在的次要矛盾，二者相互作用导致剩余油分布的复杂化和多样化。地质因素的构造条件、沉积微相类型及储层非均质差异，开发因素方面的注采系统的完善程度注采关系和井网布井、生产动态等在剩余油形成与分布中起了主要作用。通过对剩余油控制因素的详尽分析，指出其宏观和微观分布特征和区域，对进一步提高剩余油研究水平有较强的借鉴意义。关键字：剩余油微构造非均质井网

前言：

剩余油一般是指油藏开发中后期任何时刻未采出的石油。即二次采油末油田处于高含水期时剩余在储层中的原油。

油藏一经投入开发，影响剩余油产生的因素便应运而生。目前世界石油采收率平均为33%左右，67%的石油储量仍然剩余在地下油藏中，也就是说，能够采出的石油只占总储量的极小部分。这种现状客观上是由油藏本身的地质条件决定的，它是影响剩余油形成的最主要因素；而影响剩余油产生的另外一个重要因素——开发条件，除受当时的技术、经济条件等客观因素制约外，带有较强的主观性质。这种主观性表现在对地质情况的认识程度上。

油田开发中后期可供勘探的领域已非常有限，因此剩余油研究是高含水油田面临的重大课题。对剩余油的研究，应从地质和开发两方面人手，从宏观和微观两个层面进行研究。

1宏观控制因素

1.1地质条件

所谓地质条件，是指储层本身表现出的物理、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。

1.1.1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。

(1)所谓油层微构造是指在总的油田构造背景上，油层本身的微细起伏变化所显示的构造特征，其幅度和范围均很小。通常相对高差在15 m左右，长度在500 m以内，宽度在

km，因此，直接以油层顶面(或底面)实际资料绘制小200~400 m之间，面积很少超过0.32

等间距(一般是2 m、4 m或5 m)构造图，即可消除常规构造图的弊端，显示出油层微构造特征。

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。所以剩余油分布在正向微构造的高部位见图1。

a.模型

b.常规构造图

c.微构造图

图1具有局部高点的背斜构造常规构造图及微构造

在注水开发时，正向微构造是剩余油富集的低势区。该类微构造在油气田开发初期，由于资料缺乏，不能被认识发现。只有到油田开发中、后期,有丰富的资料,如三维地震资料、钻井资料等的情况下，才能被发现。该类微构造不管是分布在老井网之内还是未受老井网控制，均是挖潜的有利地带。

樊中海等人对双河油田进行研究得出位于小鼻状构造区的H421井获得一组油层厚度为26.0m，产油量11t/d,含水率为21%,生产效果良好。而位于小沟槽区的H409井初始产油量5 t/d，含水率90%，生产效果差。

(2)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。

1.1.2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)单层内纵向沉积相变

侧缘相带易于形成剩余油：在注水开发过程中，侧缘相带井层吸水能力较中心相带井层的低，注入水在平面驱替过程中也首先沿中心相带窜流，造成中心相带水淹程度高，驱油效率高；而侧缘相带水淹程度低，驱油效率低，从而形成剩余油。

（2）单层内规模的平面沉积相变

油层平面沉积相变所导致的平面渗流能力非均质性，致使注入水发生绕流而形成水驱油非均匀性。

（3）注采层系规模内层间纵向的沉积相变

在相同或相似注采条件下层间纵向沉积相变控制了油层层间剩余油分布。这种层间纵向沉积相变实质上是不同时期不同沉积结构单元垂向叠加的结果。

1.1.3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。

层内夹层对油层油水渗流具有不同程度的影响和控制作用，其影响程度大小取决于夹层厚度、延伸规模、垂向位置等。处于油层内上部的夹层对油水渗流的影响作用较小，处于油层内中部或中部上下的夹层对油水渗流的影响控制作用较大。

层内非均质性主要表现为层内渗透率的非均质性，它控制水驱波及厚度，同时也是油田开发中层内矛盾的主要控制因素。

层内非均质性是指在单砂层规模内储层性质在垂向上的变化，是控制和影响砂层组内一个单砂层中注入剂向上波及的体积的关键因素，包括层内渗透率在垂向上的差异程度、最高渗透率段所处的位置、层内粒度韵律、渗透率韵律和渗透率的非均质程度以及层内不连续的泥质薄夹层的分布等。

以我国东部某油田S23断块为例,该油田以正韵律沉积为主,反韵律和复合韵律沉积为次,具有强亲水润湿性,沉积相为滩坝亚相,包括坝间、坝边缘和坝主体三种微相。从非均质参数看，由于变异系数(k V )、级差(k N )、夹层频率(F)、渗透率(K)、突进系数(k S )等在亚相的各个微相内参数值大小不同，变化也不同(表1)。由表1可见，坝主体的非均质性一般较弱；坝边缘的非均质性较强；坝间砂体的非均质性最强。由于储层非均质性的强弱程度不同而导致了储层在纵向上，自上到下微相类型各异，旋回、韵律性突出，影响和制约着储层渗透率的非均质模式。正韵律的亲水油层，毛细管力向上，可使注入水由底部坝主体的高渗透率部位向顶部的低渗透率部位吸吮，从而削弱了重力作用，减缓了注入水的水驱速度；反韵律储层的顶部首先水淹，且水淹程度高；复合韵律储层的中部首先水淹，且水淹程度也高；顶部较底部的水淹程度低而使单砂层内的剩余油呈现不同的分布状况。因此，经过水驱之后，该层位的剩余油主要分布在坝主体(因为坝主体含油总量的基数很大，是主力含油区，经过水驱之后仍有大片剩余油存在)，其次分布在坝间和坝边缘。