稠油剩余油形成分布模式及控制因素分析_以辽河油田曙二区大凌河油藏为例(1)
精细油藏描述中剩余油研究进展
精细油藏描述中剩余油研究进展摘要：剩余油表征一直是油田开发中后期研究者关注的重点内容。
目前我国的石油工业发展较快，石油资源的地位仍然无法取代。
加强石油油藏等相关研究，有助于我国经济发展。
关键词：剩余油；精细油藏；油藏工程1剩余油研究的重点内容1.1储层中剩余油类型和分布规律刻画董冬等研究了河流相储层中的剩余油类型划分和分布规律特征。
窦松江等以大港油田港东开发区为例，研究了复杂断块油藏剩余油分布特征及其配套挖潜措施。
剩余油的类型主要包括宏观剩余油和微观剩余油，其中宏观剩余油主要指油藏规模剩余油的发育特征，而微观剩余油主要指剩余油在孔隙结构中的分布规律。
1.2剩余油形成和分布模式表征及控制因素分析王志高等以辽河油田曙二区大凌河油藏为例，进行了稠油剩余油形成分布模式及控制因素分析。
该项研究主要综合地质和开发特征，通过剩余油成因和分布位置特征，对剩余油进行分类描述及预测。
1.3层序地层学划分、构造精细解释、储层构型表征、储层非均质性研究、流动单元分类等在剩余油研究中的应用。
汪益宁等研究了高精度构造模型在密井网储层预测及剩余油挖潜中的应用。
胡望水等以白音查干凹陷锡林好来地区腾格尔组为例，分析了储层宏观非均质性及对剩余油分布的影响。
陈程等以吉林扶余油田S17-19区块为例，研究了点砂坝内部水流优势通道分布模式及其对剩余油分布的控制。
1.4储层剩余油分布特征预测尹太举等以马场油田为例，对复杂断块区高含水期剩余油分布进行了预测。
研究认为剩余油预测包括井点剩余油预测和井间剩余油预测2方面。
1.5三次采油措施后剩余油分布特征描述宋考平等分析了聚合物驱剩余油微观分布的影响因素，结果表明，聚合物溶液降低了流度比，在宏观上起到扩大波及体积的作用；聚合物溶液黏弹性加大了其与油膜之间的摩擦力，提高了微观驱油效率；不同水淹程度产生不同特征的剩余油，盲端状剩余油受聚合物驱影响最大；聚合物驱剩余油分布受不可及孔隙体积倍数影响，主要以簇状形式存在。
辽河油田曙二区大凌河油层沉积相分析
２１ ０ ２年 ５月 ２ 日收 到 ８
湖 底扇这 一术 语 源 于海 底 扇 ， 湖 盆 中 以重 力 指 流形成 的 深 水 区粗 碎 屑 扇形 体 。湖 底 扇 相 分 为
积 的多旋 回性 。沙 三段沉积 时期 ， 随湖盆进 一步扩 张 ， 伴 湖盆 急剧 下 降， 水进加 剧， 此时发育 了以浊积 岩为骨 干的沉积体 系。
通 过 对 取 心 井 的岩 心资 料分 析 ， 了解 岩 石 颜 色 、 构 、 性 、 分 、 造 、 物 及 测 井相 要 素 ， 参 考 研 究 区 沉 积 体 系 背 景 ， 现 结 岩 成 构 矿 并 发
Ｔ ｌ２ １２ Ｅ ２ ． ； １
文献 标志码
Ｂ
ｌ 区 域 背 景
辽河 断 陷位 于华 北地 台东 北 隅 ， 渤 海 湾裂 属
质 储量 为 １ ０ ４×１ 。可采 储量 为 ２ ２×１ 。纵 ５ ０ｔ ４ ０ｔ
向上发 育 ４套 砂 岩 组 （ Ｌ Ⅱ、 Ｉ ， 力 产 Ｄ Ｈ Ｉ、 Ⅲ、 Ｖ） 主 油层 为 Ｄ Ｈ Ｉ １ 、Ｖ三 套 砂 岩组 。该 地 区大 凌 河 Ｌ １ １ １、 １
积， 以次 棱状 一 圆为 主 ； 基 支 撑 砂砾 岩 相 及 颗粒 次 杂 支 撑砾岩 相发 育 ， 向层 序 为 由大套 砾 岩 夹 砂 岩组 垂
成 的正韵 律层 ，主要见 块状 层理 和滑 塌变形 层理 ，
研 究 生 ， 究 方 向 ： 质 Ｔ 程 Ｅ ｍａ ：ａｉｇｈｏｕ＠１ ６ ｃｍ。 研 地 ． — ｉ ｄ ｑｎｚａｈ ｉ ２ ．ｏ ｌ
井相要 素 ， 考 虑 研 究 区 的 旋 回特 征 和沉 积 特 征 ， 并 确认 研究 区为 深 水 湖底 扇 、 泥 相 沉 积体 系 。共识 湖 别 出 ２个 大相 ３个 亚相 ６个微相 。
曙二区东杜家台油藏剩余油分布及控制因素分析
摘要曙二区东位于辽河坳陷西斜坡、双台子河两岸，受杜家台古潜山的控制，在构造运动和重力的作用下，形成北东和北西两组断裂系统。
杜家台油层组为三角洲前缘沉积，发育多种微相类型，油层岩性致密，物性较差。
本文在上述地质模型基础上，利用容积法计算了各小层的地质储量，并用流动系数法对产量进行了劈分，再对各小层、区块的地质储量和劈分的动用产量做差，得到各小层、区块的剩余可采储量。
通过含水及水淹、构造高部位、断层、注采井网配置、和沉积模式等分析，得到剩余油主要分布在分流河道、分流河口坝微相、储层的构造高部位和边滩内滩脊向凹槽过渡区非均质性强的井区。
关键词：剩余油分布；构造；地质储量；剩余可采储量ABSTRACTIn this paper, the geological model of Shu-2 distract was established, which is located in the west slop of Liaohe depression, the bank of Shuangtaizi River. In this model, two fault systems was identified, which formed by gravity and tectonic movement. This field consists of many microfacies which is characteristic of delta front sediments with competent rock and bad properties. On the base of this model, geologic reserve is calculated by the volumetric method. Quantity of remaining recoverable oil of each layer is provided after discussing the production with the criterion of flow coefficient. Remaining oil is revealed that mainly distributed in distributary channel and debouch bar microfacies by analyzing water cut, water flooding, fault, rock microstructure and sedimentary model. In structural heights, there is remaining oil distributed relatively concentrate in these layers, and in the high heterogeneity area of transition zone between beach crest and cavity of marginal bank.Keywords: the distribution of remaining oil; structure; geological reserves; recoverable reserves of remaining oil目录第1章前言 (1)1.1目的、意义 (1)1.2国内外研究现状 (1)1.3研究内容和技术路线 (2)第2章杜家台油藏地质特征 (5)2.1基本概况 (5)2.2构造特征 (5)2.3杜家台油层地层格架 (6)第3章杜家台油层沉积微相及储层基本特征 (15)3.1沉积微相研究 (15)3.2储层基本特征及展布 (20)第4章储量计算 (27)4.1研究区储量计算 (27)4.2储量计算结果 (29)第5章开发特征 (32)5.1储量动用状况 (32)5.2生产历史 (35)第6章剩余油的分布 (39)6.1含水及水淹程度分析 (39)6.2剩余油分布及规律 (41)6.3剩余油分布控制因素 (44)6.4进一步挖潜方向 (46)第7章结论 (51)致谢 (51)参考文献 (52)第1章前言1.1 目的、意义在油田开发过程中，一般情况下，人们仅能开采出地下总储量的30%左右，这就意味着大约还有60%以上的石油仍然残留在地下。
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。
稠油油藏精细地质及剩余油分布规律研究
稠油油藏精细地质及剩余油分布规律研究油田全面实施的开采之后，由于开采深度逐渐增加，对其进行剩余油的开发和利用十分重要，这就需要分析高含水油田中剩余油的分布规律，通过研究其分布状态，从而更好的提高对其开发的效率，提高油田产量。
本文结合实际问题，对高含水油田剩余油狀态进行分析，并通过研究其分布规律，提出相关的建议。
标签：稠油油藏;精细地质;剩余油;分布;研究剩余油的形成机理多样，主要包括地质和开发因素等，其分布方式多样，主要呈现高度分散和相对富集的特征。
我国大多数油田正处于开发后期高含水采油阶段，高含水阶段的油田开发重要研究内容之一就是剩余油的研究，剩余油的研究离不开相应测井方法和评价技术的发展，本文将对剩余油的测井方法和剩余油评价技术展开论述。
1 油藏基本情况1.1地质概况锦C块地处欢喜岭油田的中台阶，开发的目的层是在沙一中段的于楼油层。
已经探明的含油面积是2.5km2，石油地质储量792×104t。
储集层主要由粗～细的砂砾岩和含砾砂岩组成，属于高孔、高渗的储集层。
油藏的埋藏深度介于760～990m之间，含油的井段长度为80～90m，平均的油层厚度是25m，是层状岩性构造油藏。
1.2开发历程及现状锦C块在1979年打了第一口探井进行常规试油，历经了两次井网加密调整后，形成了目前的83×83m井网。
开发历程上一共有4个开发阶段：一是干抽和蒸汽吞吐的初期阶段（1989年～1995年）;二是开发局部调整和井网完善阶段（1986年～1997年）;三是产量逐渐递减阶段（1998年～2002年）;四是开发综合治理和低速稳产阶段（2003年-至今）。
截止到目前在锦C块的西部一共有油井95口，开井51口，日产液820t，日产油50t，含水93.9%，累产油165.8×104t，累产水580.9×104t，累注汽420.5×104t，采油速度0.32%，采出程度27.8%，累积油汽比0.39。
影响剩余油分布的因素分析及开发对策探讨
影响剩余油分布的因素分析及开发对策探讨作者：王飞来源：《中国科技博览》2017年第27期[摘要]在油田开发中，剩余油的确定和开发对于提升油田经济效益有着重要作用。
本文主要是从影响剩余油分布的地质因素出发，探讨不同开发方式对剩余油量的影响。
[关键词]剩余油沉积测井中图分类号：E213 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）27-0143-01在油田开发过程中，准确地估算剩余油的饱和度及其分布对于估算一次采油和二次采油的可采储量具有重要的意义。
由于剩余油的分布不仅受地层非均质性的影响，还受驱油进程的影响，因而确定剩余油的分布很复杂，必须应用多学科的技术收集尽可能多的资料，仔细进行分析和解释。
目前，确定剩余油尚无一种最佳的方法，通常应用多种方法研究，以便达到提高剩余油饱和度精度的目的。
各种方法确定的剩余油饱和度反映不同范围内剩余油饱和度的分布。
1、影响剩余油分布的地质因素地质因素主要包括沉积微相、沉积韵律、非均质性、储层孔隙结构、夹层、裂缝、微结构和封闭断层。
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。
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。
正韵律油层顶部形成剩余油富集，反韵律油层底部形成剩余油富集，复合韵律油层纵向上出现多个渗透层段，在相对低渗透部位水洗较弱，形成剩余油富集。
层间非均质性越强，则采出程度低、剩余油储量高，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相反的特征。
在非均质性比较严重的储层中，剩余油主要分布在低渗透层中的细吼道中，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。
夹层的存在减弱了重力和毛管力的作用，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。
剩余油形成与分布的开发控制因素分析
剩余油形成与分布的开发控制因素分析
杨新标
【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2007(033)011
【摘要】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,这在很多文章中论述较多,本文不在详述,而主要探讨了影响剩余油产生的另外一个重要因素一开发条件,为寻找和开发剩余油提供借鉴.【总页数】2页(P56-57)
【作者】杨新标
【作者单位】辽河油田勘探开发研究院,辽宁,盘锦,124010
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析
2.A油田剩余油形成与分布
3.稠油剩余油形成分布模式及控制因素分析--以辽河油田曙二区大凌河油藏为例
4.渤海河流相油田剩余油形成与分布研究
5.塔里木盆地石炭系海相碎屑岩油藏微观剩余油形成机理与分布特征
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辽河油区稠油分布规律及控制因素解析
以断裂 活 动和 断块 运 动为 西 部 凹陷 的基本 构 造 运动形式 ， 形成 了 各种 各 样 的断块 构造 。 部 凹 陷断 西
此 西部 凹 陷是 本文 论述 的重 点 。 １ 西部 凹 陷 的断 裂构 造特 征
１ １ 西部 凹 陷 的地质 结 构 ．
化特征 ， 平面 上， 东西两侧沉积体略有差异 ， 主要受
控于盆 地古 构 造格 局 。 ３ 稠 油油 藏分 布特 征
西 部 凹 陷作 为 辽 河 断 陷 的一 个 次 级 断 陷 ， 东 为 西 两侧 不对 称 的单 箕 状 凹陷 ， 陷最 深部 位在 东侧 ， 凹 西部 成 为一 个 宽缓 的斜 坡 ｎ。 陷北 自牛 心坨 ， 到 凹 南
摘
要 ： 文 在重 点剖析 辽河 断陷 西部 凹 陷的 地质特 点 的 同时 ， 本 针对 西部 凹 陷的稠 油 分布规 律 进 行
了认 真 的研 究 ， 然后 根据 对 稠 油 的生 成 、 聚集 或 后期 稠化 起 主要 作 用 的地 质 条件 进 行 了分 析 ， 终 确定 最
西部 凹陷 丰 富 的油 源 条件 、 良好 的储层 特 征 、 丰富 的断 裂 和构造 圈闭 、 地 的 不均 匀沉 降 及 地层 不 整合 盆
带 、 外河 断 阶带 ； 陷 带靠 近 主干 断 裂 ， 于 洼 陷 海 洼 属 的沉 降 、 积 中 心 ， 北 至 南 有 牛 心坨 —— 台安 、 沉 从 陈 家、 清水 洼 陷 。
辽河稠油油藏油气富集条件浅析
辽河稠油油藏油气富集条件浅析辽河油田稠油资源丰富，主要分布在西部凹陷，其丰富的油源为稠油油藏形成提供了丰富的物质基础。
形成纵向上油层系多、时代跨度大，平面分布范围广的特点。
本文综合稠油分布地质特征研究，从沉积相带、构造控油、泥岩封闭浊积砂体控油以及区域不整合等方面因素，分析辽河稠油油藏形成和富集条件，对石油地质研究具有一定借鉴意义。
标签：稠油分布;圈闭;不整合面1 砂体发育程度和有利沉积相带为稠油的富集提供了良好的储集条件西部凹陷东部陡坡带和西部斜坡带紧邻中央凸起和西部老山剥蚀区，得天独厚的物质供给条件使稠油分布区域储层极为发育，据统计S1区S4上砂岩沉积厚度在140～180m，S3中在S1-7-5～1-7-8块砂层沉积厚度80～230m，单砂层厚度102m（S1-7-5）井。
在D212块砂层厚度在50～300m。
S3上砂层沉积厚度在150～400m。
东部陡坡带S32砂岩厚度一般为100～300m，单砂层最厚可达270m。
同一含油构造区带稠油富集程度受控于不同的沉积相带[1]。
西部斜坡边缘带北部G地区S4段下部G油层为湖湾高能带沉积。
S1区稠油富集区S4上杜家台油层主要为扇三角洲沉积，S3下在G油田为重力流水道沉积。
S3上在S1区为湖底扇沉积，在东部陡坡带为滑塌水下扇沉积，S1+2段为扇三角洲沉积，东营组在小洼地区则为三角洲前缘沉积。
根据沉积相研究认为扇三角洲沉积的河道、河口砂坝、湖底扇的主水道、重力流水道的主沟道、分流沟道、沟道间和三角洲沉积储层物性好，孔隙度在27%～32%，渗透率在1.0～2.0μm2，重力流水道漫溢地區、沟道前缘、湖底扇前缘、水道间和扇三角洲分流间沉积储层物性较好，孔隙度在21%～31%，渗透率在0.26～0.8μm2。
而滑塌水下扇沉积储层岩性混，分选不好，孔隙度在15%～17%。
渗透率0.048～0.132μm2，是较差的储层，总体分析稠油富集区储层埋藏浅、压实作用差、物性好为稠油储集提供了有利空间[2]。
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。
影响剩余油分布的因素分析及开发
数字化用户,2013(24):34-35. [4] 张虹.我国食品机械行业发展必然趋势研究[J].工程机
械,2015(5)：78-79. [5] 李胜涛.机械设备安装过程中的质量控制要点分析[J].华东科技
(综合),2020(2):1.
（上接第51页）
研究，明确各项影响因素实际表现，并结合剩余油分布影响因 素制定标准合理的开发措施，严防剩余油在实际开发过程中出 现问题，这对于保障剩余油开发效果和当地石油行业实际发展 水平有重要作用。同时还应保证剩余油开发措施的合理性，为 推进剩余油开发顺利开展提供有力支持。
报,2016,37(7):1-14. [2] 包顺华.5G移动通信发展趋势与若干关键技术[J].中国新通
信,2019,21(20):4.
（上接第49页）
围堰宽度相同，所以在使用土袋围堰技术时，要结合水利工程 要求，加宽堰身长度，若沙土颗粒较大，需要增加堰身厚度， 但土袋之间要保持一定的缝隙。装袋围堰通常用于水流速度低 于1.6m/s ，水深小于4m的河床区域。
参考文献 [1] 杨勇.剩余油分布规律影响因素分析研究[J].石油天然气学
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54 科学与信息化2021年6月下
3 结束语 为保证剩余油开发效果，不仅需要按照规定流程进行剩余
油开发，还应在剩余油开发之前对影响剩余油分布的因素进行
（下转第54页）
稠油油藏剩余油分布及挖潜措施数值模拟研究
稠油油藏剩余油分布及挖潜措施数值模拟研究【摘要】目前，我国油田平均含水己达80%以上，但仅采出可采储量的2/3左右，因此高含水期开发将是我国重要的油田开发阶段。
首先对剩余油分布的影响因素和分布规律进行调研，其次以某稠油区块高含水期天然水驱油藏为主要研究对象，建立了机理模型。
该油田为正韵律，设计井网为反九点法井网，其中提液方式取两个水平，其余因素各取三个水平。
通过油藏数值模拟技术研究了高含水期剩余油分布规律，最后，结合油藏剩余油分布特征，提出了油田特高含水期挖潜措施。
【关键词】稠油油藏剩余油分布数值模拟正韵律1 平面剩余油分布规律研究1.1 机理模型的建立针对海上稠油砂岩油藏特性及开发特点，建立机理模型。
原油粘度为50mPa.s，小层厚度为2m，井距为300m，采液速度为3%，开采时间为25年。
对于平面剩余油分布主要考虑平面非均质性对剩余油分布的影响，平面渗透率平均值取为3000mD，设计级差取三个水平，分别为4、9、19，平面渗透率分布见表1。
对于平面渗透率的分布状态主要考虑两种形式，一种为斜向分布，另外一种为垂向分布。
1.2 平面剩余油分布规律（1）渗透率斜向分布：级差由低到高原油采出程度分别为24.68%、23.15%、22.56%和最终含水率分别为87.78%、88.58%、89.06%，随非均质性级差的增大，水区开发效果变差，剩余油越富集。
模型左上部渗透率低，剩余油饱和度高，右下部渗透率高，剩余油饱和度低，所以储层的左上部为剩余油富集区。
随着级差的增大，剩余油富集区逐渐向渗透率低的左上方偏移。
图1？各级差下的剩余油平面饱和度场图（2）渗透率垂向分布：剩余油平面饱和度分布如图1所示，随非均质性级差的增大，水区开发效果变差，剩余油越富集。
模型左侧渗透率低，右侧渗透率高，随着级差的增大，剩余油富集区逐渐向渗透率低的左侧偏移。
2 纵向剩余油分布规律研究2.1 机理模型的建立针对海上稠油砂岩油藏特性及开发特点，设计研究因素包括以下五个：油层厚度、纵向渗透率非均质性、原油粘度、采液速度、提液方式。
稠油油藏蒸汽驱中后期剩余油分布特征及提高采收率方式研究
稠油油藏蒸汽驱中后期剩余油分布特征及提高采收率方式研究石兰香;李秀峦;王宏远;罗池辉;刘鹏程【期刊名称】《现代地质》【年(卷),期】2022(36)6【摘要】针对中国浅层及中深层稠油油藏,利用数值模拟研究方法,研究了不同稠油油藏的蒸汽驱开发规律和蒸汽驱中后期的剩余油分布特征,明确了稠油油藏蒸汽驱中后期的提高采收率方式。
研究结果表明:浅层稠油油藏与中深层稠油油藏蒸汽驱的开发规律基本一致。
驱替阶段生产效果好、产量高且稳定、油汽比高、含水率低;蒸汽突破后的开发阶段也是蒸汽驱开发的重要阶段,但是该阶段油汽比明显低于驱替阶段,表明该阶段蒸汽热效率明显降低。
不同稠油油藏的剩余油分布特征类似,均表现出明显的垂向动用差异特征,即油层上部动用程度高,剩余油饱和度低,油层下部动用程度低,剩余油饱和度高,下部油层是剩余油挖潜的主要对象。
从下到上逐层上返开发和多介质辅助是提高蒸汽驱中后期采收率的有效方式。
研究结果对同类油藏开发具有重要意义。
【总页数】9页(P1585-1593)【作者】石兰香;李秀峦;王宏远;罗池辉;刘鹏程【作者单位】中国石油勘探开发研究院;提高采收率国家重点实验室;中国石油辽河油田分公司;中国石油新疆油田分公司;中国地质大学(北京)能源学院【正文语种】中文【中图分类】TE341【相关文献】1.薄互层超稠油油藏高周期吞吐后化学辅助蒸汽驱提高采收率对策研究——以泌浅10断块Ⅳ9层为例2.利用水平井提高稠油油藏剩余油采收率技术3.大孔道油藏聚驱后微观剩余油分布规律及提高采收率实验室研究4.浅层稠油油藏尿素辅助蒸汽驱提高采收率机理研究5.气顶边水油藏剩余油分布及采收率提高的实验研究因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
高含水油田剩余油分布规律及控制因素分析
高含水油田剩余油分布规律及控制因素分析郭锦利;郭逸飞;卢本弢;王强【摘要】高含水油田开发进入后期,剩余油的开采难度系数增大,为了提高油田的开采程度,分析剩余油的分布规律,是非常必要的.采取最佳的控制措施,保证剩余油的开采效率,达到油田开发的经济效益指标,更好地完成油田生产的任务.【期刊名称】《化工设计通讯》【年(卷),期】2019(045)007【总页数】2页(P29-30)【关键词】高含水油田;剩余油分布规律;控制因素【作者】郭锦利;郭逸飞;卢本弢;王强【作者单位】长庆油田分公司第四采油厂,陕西榆林 718500;长庆油田分公司第四采油厂,陕西榆林 718500;长庆油田分公司第四采油厂,陕西榆林 718500;长庆油田分公司第四采油厂,陕西榆林 718500【正文语种】中文【中图分类】TE327分析高含水油田剩余油的分布规律，采取最有效的开采措施，提高油田的采收率，完成油田开发的产能指标。
对油田生产过程实施有效地控制，保持油田长期稳定的生产能力，为创建百年油田提供基础。
1 高含水油田剩余油分布规律高含水油田的产物中含水率高，给油田油气集输处理带来一定的压力，由于处理量的增多，设备的运行负荷加大，各种能量消耗也随之增加，因此，需要采取最佳的技术措施，分析剩余油的分布规律，采取节能降耗的技术措施，降低剩余油的开采成本，提高油田生产的经济性。
通过对油水井生产的动态分析，结合油田生产的产能数据资料，分析剩余油的情况。
对可采储量的采出程度进行分析，预测剩余油的开采效率。
结合油藏的地质构造类型，选择最佳的挖潜开采技术措施，不断提高剩余油采收率。
对油田实施精细的地质研究，充分发挥现代化的地震勘探技术的优势，获得更加精准的地层地质数据资料，为剩余油的分析提供可靠的信息，促进油田开发后期剩余油的开发达到最佳的效果。
对水淹层位进行分析，实施最佳的堵水技术措施，降低单井的含水率。
合理控制注水开发的油田，保证注入水达到最佳的驱替效果，预防注入水发生水窜的现象而导致油层见水，给油田采油生产带来不利的影响。
曙光油田稠油老区二次开发技术初探
曙光油田稠油老区二次开发技术初探[摘要]：曙光油田稠油老区目前采出程度高、蒸汽吞吐轮次高、地层压力低、低效井多，已进入开发中后期。
结合稠油老区已进行的二次开发技术试验，通过对水平井开采、热水驱、蒸汽驱、火烧油层二次开发技术油藏适应性分析以及参数优化研究，科学合理地预测采收率状况，为下步二次开发提供方向。
[关键词]：二次开发水平井技术热水驱蒸汽驱火烧油层稠油油藏中图分类号：o647.31+3 文献标识码：o 文章编号：1009-914x（2012）26-0017-01前言曙光油田普通稠油构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中段，纵向上划分大凌河、莲花、杜家台、古潜山等4套含油层系。
自1981年正式投入开发，曙光油田普通稠油经过上产阶段和稳产阶段，2000年开始进入递减期，蒸汽吞吐选井难度逐年增大，注汽规模萎缩。
根据递减模式图的划分标准，普通稠油处于中速递减阶段，主力区块（杜239、杜48、杜66等块）处于衰减阶段。
在现有开发方式下，进一步调整挖潜、改善开发效果、提高储量动用程度的潜力极为有限，寻求油田老区产量接替方式成为研究的重点。
1 水平井二次开发技术1.1 水平井的作用水平井具有如下作用：增加注入蒸汽与油藏之间的接触面积；增加生产能力和注入能力；减少水锥和气锥；控制油层出砂；连接垂直裂缝；改善波及系数，提高最终原油采收率。
该技术适用于生产指数低的稠油油藏，而这些油藏通常具有渗透率低、温度低、原油粘度高等特性。
1.2 水平井优化设计水平井是利用增加井眼轨迹在油层中的穿行距离，从而扩大油井生产过程中的泄油面积，达到降低生产压差和提高产油量的目的。
由此基本认知出发，筛选出适用水平井开发的油藏类型，即薄互层油藏、出砂油藏和块状底水油藏。
1.3 水平井技术应用效果曙光油田稠油老区目前已累计实施水平井和侧钻水平井29口，新增动用石油地质储量343×104t，投产初期平均日产油32.6t/d，为区块直井日产油的3～10倍，目前日产油达到222t/d，占稠油老区日产量的12.7%，阶段累计产油9.46×104t，单井累计产油3262t。
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。
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。
薄层稠油油藏蒸汽吞吐后剩余油分布规律
2014年第7期内蒙古石油化工145薄层稠油油藏蒸汽吞吐后剩余油分布规律冯轩(中国石油大学(华东)油气田开发工程．山东青岛266580)摘要：薄层稠油油藏利用蒸汽吞吐开发较长时间后，井底的油水分布情况发生改变，此时开展剩余油分布规律的研究，可以明确油藏挖潜方向。
通过油藏数值模拟方法，分别研究了油层渗透率、孔隙度、厚度、注汽干度对剩余油分布的影响，得出了薄层稠油油藏蒸汽吞吐后的剩余油分布规律。
关键词：稠油油藏；薄层；蒸汽吞吐；剩余油中图分类号：T E345文献标识码：A文章编号：1006--7981(2014)07—0145一03稠油油藏的原油粘度很大，而原油粘度对温度很敏感，因此常常使用注蒸汽的方式降低原油粘度开采稠油油藏。
油层厚度很薄时，蒸汽与地层岩石热交换较多，蒸汽波及范围十分有限，充分动用的仅是井筒附近的原油，随着生产时间的延长，周期产油量和日产油量逐渐降低，排水期逐渐延长，井筒附近的剩余油分布变得更加复杂，亟需对其分布规律进行研究。
目前对剩余油分布的研究，主要采用油藏数值模拟方法，它可以模拟油藏的不同生产阶段，直观的反映出剩余油分布状态，具有应用范围广、精度高、使用简单等优点。
1模型的建立辽河油田锦612块为典型的薄层稠油油藏，含油面积为1．97km2，油层平均静压为9．4M Pa、平均温度为40℃、平均孔隙度为31．9％、平均渗透率为1427m D。
区块内原油属于特稠油，100℃时的原油粘度为269．7m Pa S，含蜡量为2．71％，胶质沥青质含量为37．42％，地面原油密度为0．98799／cm3～1．00869／cm3。
数学模型选择的研究范围为900m×450m的区域，划分为60×30的网格，油层厚度10m，孔隙度32％，水平方向渗透率1500m D，垂向渗透率150m D；忽略气体组分的挥发和油／水相间组分的交换；区域中心部署一口水平井，水平段长度300m，生产时间为1200天，分为4个吞吐周期，每周期注汽10天，焖井5天，生产285天。
改善稠油油藏开发效果研究与实践
改善稠油油藏开发效果研究与实践X翟龙津(辽河油田曙光采油厂,辽宁盘锦 124109) 摘 要:曙光油田普通稠油经过20多年的蒸汽吞吐开发,可采储量采出程度已高达87.5%,常规吞吐开发效果越来越差。
针对当前曙光油田普通稠油蒸汽吞吐开发后期所面临的矛盾和问题,近年来,对纵向、平面、层内和潜山四类剩余油分布规律开展研究,并针对不同剩余油分布状况,从转换开发方式、调整开发井网、加大高效措施、应用组合吞吐技术等方面入手,通过开展蒸汽驱、火驱等开发方式转换、应用水平井技术调整开发井网、加大大修、侧钻、补孔等高效措施工作力度、应用配套组合吞吐技术,探索改善普通稠油吞吐后期开发效果的有效手段,并取得了较好效果,初步形成了普通稠油开发后期改善效果的工作思路,拓展了油藏剩余油挖潜的技术手段,对薄互层稠油油藏进一步提高采收率及油田的持续稳产具有重要的现实意义。
关键词:吞吐后期;开发方式;开发井网;配套措施;提高采收率 中图分类号:T E345 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)14—0152—03 曙光油田普通稠油油藏覆盖含油面积35.4km 2,探明地质储量占油田总储量的1/3以上。
经过20多年的蒸汽吞吐开发,可采储量采出程度已高达87.54%,平均单井日产只有1.4t,常规吞吐开发效果越来越差。
急待研究剩余油分布规律,探索改善普通稠油开发效果的有效对策。
1 概况曙光油田普通稠油构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中段,纵向上开发大凌河、莲花、杜家台、古潜山等四套含油层系。
油藏类型包含薄互层状、厚层状、裂缝型潜山油藏等,具有油藏类型多、开发特征差异大的特点。
曙光油田普通稠油自1981年正式投入开发,随投入开发的油藏及动用储量不断增加和老区加密调整,经过1981-1993年的大规模上产阶段和1994-1999年的稳产阶段,2000年开始进入递减期。
截止到2009年底,投产油井1622口,当月开井875口,日产油水平1245t,综合含水78.7%,采油速度0.34%,可采储量采出程度87.54%。
复杂地质特征下的构造建模——以辽河油田曙二区大凌河油层为例
２ ）地 质层 面三 维模 型建 立 地 质 分层 数 据 精 度 高 ，但 在 平 面上 分 布 不 均 ，常 规井 点 插 值 构 造 面 ， 在井点 处 能够完 全 与井点 吻合 ，但 在井位 稀 疏或者 无井 区域 ，构造 趋 势无法 控制 ；地 震解 释 的构造 面连 续 的数 据体 ，变 化趋 势 比较合 理 ，但 垂 向分 辨率低 。采 用井 点插值 、地震 约束 的方式 进行 三维 空 间插 值 生成地 质层 面模 型 的方法 ，综 合利 用 了地 震 资料 与地质 资料 的优 点 ，达到 了精 细构造 建模 的 目的 ｊ 。 ３ 断层模 型 的建 立 基 于地震 解 释的 断面数 据 体 ，建立 符 合 地质 认 识 的独 立 断 面 ；然后 ，对 复杂 ） 断层在 空 间上进 行组 合处 理 ，生成 断层 面模 型 ；由于地 震数 据分 辨率 低 ，存 在 着时 深转换 的误 差 ，以精
细地 层对 比解 释 的断点作 为硬 数据 ，实 现断 层 的空间 归位 、断层 及断 层产 状 的落实 。
４ 构造模 型 的 生成 在 区域 地质 层面 、断层面 模 型建 立 的基 础 上 ，基 于地 质 分 层 内插 ，建 立 符合 ）
［ 稿 日 期 ］ ２ １ —１ ０ 收 ０ １ １— ８ ［ 金 项 目 ］ 国 家 科 技重 大 专项 （ ０ ０ ０ ０ ） 基 ２ １Ｚ １ ４ ；湖 北省 高等 学 校 优 秀 中 青 年 科 技 创 新 团 队项 目 （ ０ ６ ２ 。 Ｔ２ ０ ０ ） ［ 者简介］邵燕林 （９９ ） 作 １ ７ 一 ，男 ，２ ０ ０ ２年 大 学 毕 业 ，硕 士 ，讲 师 ，现 主 要 从 事 储 层 建 模 、 勘 探 开发 信 息化 方面 的 研 究 工 作 。
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第24卷 第3期安徽理工大学学报(自然科学版)Vol.24 No.32004年9月Journal of A nhui U niv ersit y of Science and T echno lo gy (N atur al Science)Sep.2004稠油剩余油形成分布模式及控制因素分析——以辽河油田曙二区大凌河油藏为例王志高1,徐怀民2,杜立东3,祁凯3(1.石油大学(华东)资源与信息学院,山东 东营 257061;2.石油大学(北京)提高采收率中心,北京 昌平 102249;3.辽河油田股份公司曙光采油厂,辽宁 盘锦 257200)摘 要:从蒸汽吞吐和蒸汽驱采油特点出发,总结了辽河油田曙二区大凌河稠油油藏剩余油形成控制因素和分布模式。
确定了五个级次的剩余油分布模式,包括微观级、单井单层级、井间单层级、层间级和平面级。
提出了剩余油形成的三大控制因素,包括油藏地质类、油藏工程类和井网部署等。
强调了油藏地质条件的关键作用,阐述了各种地质因素对剩余油形成和分布的控制作用。
关键词:稠油油藏;剩余油;分布模式;控制因素;蒸汽驱中图分类号:TE345 文献标识码:A 文章编号:1672-1098(2004)03-0019-05收稿日期:2004—04—23作者简介:王志高(1963-),男,山东潍坊人,高级工程师,在读博士,1983年毕业于华东石油学院石油测井专业,主要从事石油地质勘探和管理研究工作。
1 引言辽河油田曙二区大凌河油藏位于辽河断陷西斜坡中段齐曙上台阶东部,是一储量丰度高、埋藏浅的稠油油藏。
分布层位为沙三段大凌河油层,分为Ⅰ和Ⅱ二个油组,12个小层,储集层为一套以砂砾岩体为主体的扇三角洲沉积,储层物性好,非均质性强。
主要以热蒸汽吞吐采油方式为主,经十几年的开采,原油采出程度达60%～70%,原油产量递减,但油藏内仍然有40%～50%的剩余可采储量。
从目前的热采动态来看,目前残留在油藏中的剩余油呈现分散、复杂的分布状态,开采难度越来越大,准确预测剩余油的分布已成为油田开发后期急需解决的问题之一。
对于热采稠油油藏剩余油而言,由于采油方式是靠加热油层、降低原油黏度使原油产生流动进行开采,这一方式有别于稀油注水方式开采[1,2]。
因此,稠油热采所形成的剩余油分布规律和控制因素有自身的特点。
在探讨剩余油形成机理和分布模式方面,稀油水驱油藏研究程度高,剩余油形成机理、分布模式及预测方法研究进展较大。
然而,稠油热采剩余油研究较少[3～5],目前,对蒸汽驱的机理及其形成的剩余油研究成果较少[6,7]。
本文力图在辽河油田曙二区大凌河稠油油藏研究的基础上,探讨稠油油藏热采过程中剩余油形成的模式和控制因素,为类似的稠油油藏热采开发提供借鉴。
2 稠油剩余油形成分布模式根据热采过程中的特点和大凌河稠油油藏剩余油分布特征,按规模可将稠油剩余油形成模式分为五种规模类型:微观、单井层内、井间、层间和平面。
2.1 微观剩余油分布模式大凌河稠油油藏剩余油微观分布模式主要有三种形式(见图1)。
一是不规则的油滴(见图1A),其分布位置可在并联的孔道中,死胡同孔隙中和孤立孔隙中;二是剩余油呈束状(见图1B ),因含油饱和度较大,构成水动力连贯性而形成;三是簇状油块,由油丝断裂、水桥阻塞作用而形成(见图lC)。
19图1 大凌河稠油微观剩余油分布模式2.2 单井层内剩余油形成分布模式蒸汽由注入井周期性或连续不断地注入到油层中,通过吞吐或蒸汽驱将原油开采出来(见图2),由供口向周边分为四个流体带:蒸汽带、蒸流带、蒸汽冷凝带和油藏流体带。
由于流体性质及驱油机理的差异,不同流体带中驱油方式、驱油效率及剩余图2 大凌河稠油单井层内剩余油形成分布模式油分布模式不同。
蒸汽带中,由于温度高,受大量体积蒸汽驱扫和蒸汽蒸馏作用,驱油效果最佳,残余油饱和度可降到最低,因而剩余油很少,残留剩余油仅在局部夹层遮挡处有少许分布,一般呈不规则的油滴状;蒸流带是以汽和水混相驱油方式,使该带残余油比水驱要低,驱油效果较好。
剩余油分布存在三种形式:其一,以非均质物性差异部位形成剩余油富集;其二,由于蒸汽超覆作用在层内下部剩余油富集;其三,夹层遮挡剩余油。
蒸汽冷凝带驱油机理与水驱相同,驱油效率低,剩余油分布受储层非均质、稠油粘度大小、蒸汽超覆以及重力泄油等影响,剩余油多分布于冷凝带下部,剩余油饱和度较高;油藏流体带不受注入蒸汽影响,原状地层的原油即为剩余油,剩余油饱和度最高。
2.3 井间剩余油形成分布模式蒸汽驱采油经历蒸汽吞吐和蒸汽驱二个阶段,井间开采存在四种形式(见图3):井间未钻遇储层(或未射孔储层)、井间热不连通、井间热连通和井间蒸汽连通。
井间未钻遇砂体剩余油即为原状油藏的原油,呈透镜状在井间分布,剩余油饱和度高;井间不连通,高剩余油分布在井间未连通部位,受蒸汽超覆影响形成上小下大的梯形,分布范围取决于井间吞吐驱扫范围;井间热连通,意味着二井之间产生热干扰,此时,同层剩余油主体分布在井间下部,同时,由于汽扰作用,在井间的顶部层位也会出现剩余油汇集;井间蒸汽连通,剩余油仅以蒸汽超覆作用形成井间剩余油,且分布在油层的底部,范围变化大,残余油饱和度低。
2.4 层间剩余油分布模式层间剩余油形成及分布受层间隔层、层间非均质性以及开采射孔层位影响,主要出现如图4所示剩余油分布模式。
同一井中未射孔的油层通常保持原状油藏特点,形成局部层位的高剩余油分布;隔层的热损失使蒸汽驱扫有效范围受限,使隔层上部形成较多残余油,形成高剩余油富集带;层间热干扰使相互连通高渗透层形成蒸汽连通,使低渗层或不连通层形成高剩余油(见图5)。
层间非均质差异,主要表现在渗透性变化方面,高渗透层汽驱效果好,低渗透层差,在低渗透层位形成较多的残余油。
20 安徽理工大学学报(自然科学版) 第24卷图3 大凌河稠油井间剩余油分布模式图4 大凌河稠油层间剩余油分布模式图5 大凌河稠油层间干扰形成的剩余油示意图2.5 平面剩余油分布模式剩余油平面分布主要受沉积微相及储层非均质性控制,主要存在三种微相类型:扇三角洲分支水道、前缘坝和侧缘或道间。
(1)三角洲分支水道砂砾岩体剩余油分布模式 注入蒸汽明显沿河道主体带快速突进,砂砾岩体的几何形态、方向性和渗透性方向性非常明显。
这类砂砾岩体在平面上呈网状的条带状,以侵蚀——充填式垂向加积作用为主。
水道主流线部位厚度最大,两侧边缘厚度减少,泥质夹层增多。
主体部位渗透性较大,水道边缘渗透性较差,因此,边缘水淹程度低,剩余油相对富集。
(2)扇三角洲前缘坝沉积砂体剩余油分布模式 前缘坝砂体垂向上呈反韵律,层内非均质并不严重。
注入蒸汽有沿砂体轴部突进现象,逐渐向两侧扩展,由于蒸汽超覆作用,注入蒸汽波及厚度不如分流水道。
主体砂体渗透率较高且级差较小,剩余油集中在中下部。
(3)侧缘、道间沉积砂体剩余油分布模式侧缘21第3期 王志高,等:稠油剩余油形成分布模式及控制因素分析—以辽河油田曙二区大凌河油藏为例砂体岩性较差,泥质条带多,上下渗透率级差较大,中下部剩余油相对富集。
侧缘砂体注入蒸汽波及程度差,剩余油相对比较富集。
砂体垂向上亦呈反韵律,厚度较小,具有一定渗透率,剩余油相对集中。
3 稠油剩余油形成控制因素热采开发稠油过程中,受工程因素及地质条件影响,剩余油形成和分布规律复杂,主要体现在油藏地质特征、井网部署的合理性和热采工艺条件等。
3.1 油藏地质因素(1)微观控制因素 储层孔隙结构、蒸汽密度和原油地下粘度差直接影响驱油效率。
研究区I、II 油组储层属大孔隙——粗喉道的配置关系,这样使油滴通过喉道时需要的压差小,毛细管压力作用不大。
但地下原油粘度普遍较高,原油流动粘滞力大,使孔隙中的油滴难以通过喉道,发生“液阻”现象,因而降低驱油效率。
同时由于重力作用,产生蒸汽超覆和“搬运”原油能力,其运油能力取决于蒸汽密度和原油密度差等。
孔隙结构不均,导致大孔大喉处驱替效率高,小孔细喉处驱替效率低,甚至无法驱替,造成原油滞留,从而形成剩余油。
I、II油组储层粘土矿物中蒙脱石最为发育(相对含量76.2%),其次是伊利石(相对含量14.6%);高岭石和绿泥石较少,但它们的存在也直接影响剩余油的分布。
高岭石的存在对高渗储层没有影响,其颗粒在大喉道处不易形成堵塞;伊利石和蒙脱石粘土矿物遇淡水膨胀,对储层造成较弱的水敏性损害,其结果,这些粘土矿物的存在,使孔隙结构好的地方越来越好,孔隙结构差的地方越来越差,加剧储层的微观非均质性,也使剩余油被滞留在孔隙结构差的部位,从而形成剩余油。
(2)层内控制因素 层内沉积的韵律性决定油层层内的蒸汽驱油效率。
正韵律层序,底部渗透率均高于上部,注入蒸汽先沿底部突进。
同一层内,注汽速度较大时,上下渗透率级差越大,非均质性越严重,底部注驱越明显,注驱半径大,波及体积小。
因此,剩余油在中上部相对富集。
当注汽速度较小时,由于蒸汽超覆作用,注入蒸汽相对均匀,蒸汽推进速度慢,但波及体积大,剩余油较少;反韵律层序,上部渗透率高于中下部,由于蒸汽超覆作用,注入蒸汽量在上部形成快速推进,使剩余油多富集在中下部层中。
层内沉积构造类型影响蒸汽驱油效率。
均质层理、平行层理和大型交错层理发育的储层驱油效率高,剩余油少。
而波状、斜波状交错层理、透镜状层理发育的储层驱油效率低,剩余油相对富集。
层内夹层的密度及分布影响层内剩余油的形成及分布。
夹层密度越大,夹层吸热程度越高,对应层的储层蒸汽驱油效率比低夹层密度分布区小,易形成剩余油富集。
(3)层间控制因素 储层层间非均质性是层间剩余油分布的主要控制因素,层间隔层厚度及分布差异决定了层间的热连通性质,层间隔层厚度大的分布区,隔层上、下油层蒸汽驱油效果较好。
层间隔层厚度小的分布区,由于层间热扰,使得蒸汽驱油效果变差,易形成剩余油,通常多在隔层附近剩余油富集。
由于I、II油组内各小层隔层变化大,经十几年的注蒸汽开发,非均质程度相对变强,使得剩余油在层间分布关系复杂。
(4)平面控制因素 沉积微相类型和分布控制平面注入蒸汽运动规律:对于大凌河油层的扇三角洲分支水道沉积相,注入蒸汽就近进入水道,沿分支水道向下流方向推进,然后向水道上游和侧缘运移。
对于前缘坝相,注入蒸汽向中上部超覆,沿前缘坝上倾方向推进。
断层对油气聚集起封闭和疏导双重作用,研究区断层以封闭性正断层为主,控制着剩余油平面富集。
通常,断层封闭性好的层段,含水率较低,剩余油饱和度较高,剩余油富集;断层附近生产井一般为单方向受效,靠近断层区域蒸汽驱油效果差,形成较为有利的剩余油富集区。
油层微构造影响剩余油分布。
由于注蒸汽开发,原来为一个统一圈闭内的油水界面,将因油层微构造的变化而分割成不同的区块,其形态对剩余油的分布起重要作用。
正向油层微构造有利于正韵律储层的剩余油富集,负向构造易水淹。