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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200400 m之间，面积很少超过0.3，因此，直接以油层顶面(或底面)实际资料绘制小等间距(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()、级差()、夹层频率(F)、渗透率(K)、突进系数()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。表1 滩坝亚相内各微相砂体的非均质特征（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：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；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；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。以某油田23-46断块为例，其沉积相为河流相，在平面上，可划分为四个亚相，即河床亚相、河床边缘亚相、泛滥平原亚相和废弃河道亚相，每个亚相又可划分为多个微相。储层物性好，表现为高孔隙度、高渗透性的特点。油田主力砂体延伸较远，砂体大片连通(图4，5)，大部分砂体为条带状(长宽比为320)，横向连续性中等。同一砂体的平面非均质性明显，位于河道中心砂体的物性好，厚度大，原始含油饱和度高，水相以快速非活塞式推进，水淹程度较高，水驱油波及程度高，经过多年的水驱之后，水淹面积大，含水饱和度逐年上升，剩余油相对较少；河道两侧砂体的物性逐渐变差，水相以低速非活塞式推进，水淹程度相对较低，水驱油波及程度不高，由于各沉积微相的差异造成平面上渗透率级差大而易使河道两侧形成“死油区”。因此，河道两侧是剩余油的主要富集区和挖潜所在(图5)。图4 某油田23-46断块一砂组砂体厚度(单位为m)等值线图图5 某油田23-46断块一砂组含油饱和度(单位为%)等值线图（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。层间非均质性是油田中宏观的、层次最低的非均质性，它是指各砂层组内小层或单砂层之间的垂向差异性，包括层组的旋回性、各小层或单砂层渗透率的非均质程度、隔夹层的分布等，是对一套砂泥岩互层的含油层系的总体研究，属于层系规模的储层描述。它是层间干扰和单层突进(统称为层间矛盾)形成的内因。以某油田23-46断块一砂层组为例，小层砂体发育，和砂体发育的规模逐渐变小，为主力小层，总体上一砂层组的层间非均质性很强(表2)，各小层之间的隔夹层分布不稳定，纵向上积水差异大，从表2中可看出，和的非均质性逐渐增强。层间非均质性主要反映了垂向上各小层之间的隔夹层分布、渗透率变化的特征(图2，3)及砂体发育的旋回性，因此，层间非均质性是造成垂向上层间油气分布不均、水淹状况及剩余油分布状况不同的根本因素。由以上分析可知，小层的非均质性最强，且砂体厚度较小，剩余油一般富集在非均质性相对较强、物性相对较差的区块。和小层的非均质性相对较强，砂层厚度不大，储层物性相对较好，剩余油零星分布在非均质性较强、物性相对较差的区块。小层的非均质性最弱，储层物性最好，水驱油波及的面积大，采出程度高。表2某油田23-46断块一砂层组的非均质特征图2 某油田23-46断块一砂层组第一小层的渗透率图图3 某油田23-46断块一砂层组第二小层的渗透率图1.2开发因素剩余油的宏观分布除受地质因素的影响外，另一个重要因素则是由于不同的开发条件导致油藏剩余油的形成。一般而言，影响剩余油形成的开发条件主要有以下几种：1.2.1 井网影响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。1.2.2 其他影响因素（1） 岩石润湿性从油藏的层次性来看，宏观层次的润湿特性是微观孔隙水平润湿非均质性的表现，油层润湿性是油层表面润湿性的总和。对于实际含油区来说，一般认为，初始含水饱和度高的区域表现出水润湿性，而初始含水饱和度低的区域则具有中等润湿性或油润湿性。诸多实验研究定性认识到润湿性强烈影响着水驱动态、毛管压力和相对渗透率，它控制着多孔介质中流体的流动及其分布。有人曾采用数值模拟的方法研究了油藏润湿性对剩余油分布的影响。数值模拟研究表明在中等润湿条件下，水驱油驱替效率最高，剩余油主要以小液滴存在；相反，在水湿条件下，水驱油驱替效率最低，剩余油主要以大液滴存在；至于油湿性条件下，驱替效果与剩余油饱和度处于两者之间。数值模拟所表现的结果与所做实验结论吻合较好。微观实验研究表明，驱替效率受润湿性的影响，从水湿、油湿到中等润湿，微观驱替效率依次增加。（2）指进发育程度油田高含水开采阶段，注入剂指进现象及其对采出程度的影响研究有重大的社会经济价值。朱九成等研究表明，水驱油驱替初期的指进与油水粘度比，注入通道的不规则性、介质非均质性、特别是注入端附近的非均质性以及驱替速度有关。在三种不同的驱替速度下，对不同的油水粘度比的油样进行水驱油实验。结果表明:油水粘度比越大，指进越容易激发，并且激发之后，发育越快；驱替速度越大，毛管数越大，指进发育程度越大；注入通道的不规则性或注入通道附近介质非均质性很容易在驱替初期触发指进，在较高的油水粘度比，较高驱替速度下，初期指进可能快速成长为大的指进分叉，造成见水过早及大块被驱替相的圈闭,降低驱替相的波及系数；指进越发育驱替相所圈闭的被驱替相越多，剩余油饱和度越高。(3)驱替特征曲线在介质一定的情况下，油水粘度比及毛管数是影响采出程度、含水率变化的决定因素。Jens Fend-er(1991)认为，毛管驱替时采收率最大,大多数矿场技术人员也持同样观点。黄延章教授(1990)则认为，只有当驱替速度与毛管渗析速度相等时采收率才最大，驱替效率才最高。朱九成等分别按4ml/h、8ml/h、12ml/h进行驱替实验,实验证明了这种观点是正确的，在相同注入孔隙体积倍数的情况下，中等驱替速度的采出程度偏大，含水率偏低。此外，还可由驱替特征曲线观察到含水率的波动，虽然总体趋势是上升的，但不能排除下降的可能，这与指进发育直接相关。这一现象在矿场是普遍存在的。(4) 注入速度和注入方式石油大学陈亮等对胡12块进行的孔隙网络微观模型实验中,研究了剩余油的形成机理,以及储层孔隙结构、注入速度等对水驱油分布的影响。模型为高、中、低渗三层模型,总孔隙体积为0.0359ml,原始含油饱和度为79.28%,束缚水饱和度20.72%。实验结果见下表：表3 微观水驱油实验数据从上表可以看出随着注入速度及水驱采收率增加，剩余油饱和度降低；而且采用抽汲驱油的驱替方式剩余油饱和度最低。此外，还有一些因素也会影响到剩余油的分布，如流体密度的差异等。流体密度的差异直接影响到剩余油的形成，因为它不仅使流体形成重力分异，而且使流体产生驱替力或抵抗力。由于油水密度差异引起的重力分异作用将使得水在底部运移而油则在顶部运移。这就使得由于侧向夹挤泥岩形成的上部隔层所引起的剩余油饱和度(Sor)有所增加，边滩沉积上部渗透率K值也在增加。这样水驱油的效率就更低。K值的这种情况对原源砂坝而言,情况恰好相反。油水的重力分异作用将会使油驱水效率有所提高。与之相比，注气开发将会提高向上变细层序油藏的驱替效率，降低向上变粗油藏的驱替效率。(5)气窜因素对于部分稠油油藏而言，蒸汽吞吐阶段发生气窜，将导致油井出砂和热损失增大，必然会影响蒸汽波及体积,降低储量动用程度。因此,对于适合蒸汽驱开采的稠油油藏，为避免形成地层破裂和油井气窜,在蒸汽吞吐期应将注气压力控制在地层破裂压力之内，对于已经发生气窜的油井，应及时采取封堵、控井或将边井改为角井等措施。(6) 污染损害严重的油层钻井、完井、开采过程中的施工作业及外来流体对井底附近油层造成的污染损害，会使油层产能大大降低,使原来可以动用的油层变成基本未动用或动用很差的油层(主要存在于低渗、低压油层中)。对于这类剩余油层,需加强储层敏感性及油层保护的研究。(7)未列入原开发方案的油层在开发生产中,还有一类未列入开发方案的、未射孔的潜力层。出现这类油层通常有3个方面的原因：一些原来不能开采的油层，由于技术的发展，变成能开发的油层；开发前测井未解释出而后来重新解释的油层；不属于原开发层系但在采油井中存在的油层。2微观控制因素储层的微观非均质性是剩余油形成的另一个重要的内在因素。微观非均质性是指孔隙和喉道大小、连通程度、配置关系、分选程度以及颗粒和填隙物的非均质性。这一规模的非均质性直接影响注入剂的微观驱替效率。储层微观孔隙结构是决定储层储集、渗流能力的关键因素 ,不同的孔隙结构类型具有不同的渗流特征。反映孔隙结构的定量特征参数包括最大连通喉道半径、喉道中值半径、排驱压力、中值压力及最大进汞饱和度等。岩石颗粒表面的润湿性、毛细管力、油 水界面张力等微观特征是储层微观非均质性的另一种表现形式。亲油和亲水的岩石，对水驱油效率具有很大的影响。储层的微观非均质性对剩余油形成的影响机理可以通过油水相对渗透率与含水率之间的定量关系来描述。油井的产液性质和含水率不仅与剩余油饱和度有关，更重要的是与油水相对渗透率有关，而相对渗透率受岩石孔隙结构等多种因素的影响。相对渗透率曲线随岩石相的不同而不同，而且随着注水开发过程中孔隙结构的变化而变化。目前在现场主要是依据含水率() 参数的范围大小划分水淹程度和水淹级别。那么的大小取决于哪些影响因素呢?研究认为，与界面现象有关的界面张力、吸附作用、润湿性及毛管现象、各种附加阻力效应等因素对多相流体在油藏中的分布和渗流具有重大的影响,其影响程度可以用相对渗透率的概念来描述。因为相对渗透率是衡量某一种流体通过岩石的能力。实际上，现场经验表明，含油饱和度大小并不是决定产层在生产测试过程中能否出油或出多少油的唯一因素，有相当一部分油层的含油饱和度小于50 %。事实上,油层在生产过程中之所以不产水，并非产层的储集空间不含水，任何油气层总有一定的含水饱和度。不少油层的含水饱和度大于50%，甚至高达60 %70 %，也会只产油，不产水。因此单纯依靠含油饱和度数值大小，很难对储集层所产流体的性质作符合实际的描述和解释。当多相流体(油、气、水)并存时,储集层的产液性质可用多相流的分流量方程描述。对一个具体油藏来讲，在水油粘度比一定的条件下，产水率只取决于油水相对渗透率比值的大小。对于呈水平状的储集层，其油、气、水各相的分流量可用下式来表示：式中、油、气、水的分流量；、油、气、水的有效渗透率；、油、气、水的粘度；A渗流横截面积。由此可见,在一定压差条件下储层的产液性质及各相流体的产量，主要取决于各自的相渗透率、渗流横截面积和流体性质。为了更好地描述多相流动过程，了解各相流体的流动能力，常采用相对渗透率来表示相渗透率的大小，它等于有效渗透率与绝对渗透率的比值，即：,式中、水、油的相对渗透率，其数值变化为01.根据分流方程，可进一步求出多相流体系中各相流体的相对流量，它们相当于分流量与总流量之比。对于油水双相流体系，储集层的含水率可用下式表示：可以看出，储集层的产液性质主要取决于各相的相渗透率。储集层到底是产油气，还是产水，或是油水同出,归根结底取决于油(气)水相对渗透率的大小。对一块给定的岩心其相对渗透率不是饱和度的唯一函数,而是受岩石孔隙结构、岩石润湿性、油水粘度比、流体饱和度等多种因素的影响，并具有如下表达式。式中、含水、含油饱和度；束缚水饱和度；毛管压力。对于这2个表达式，可以从3个方面加以分析。a) 根据相对渗透率公式分析与束缚水饱和度的关系。从上两式知：当饱和度（）数值一定时，随着增大，储集层的增加，而相应减小。对于一定的或数值，高束缚水含量的产层比低束缚水含量的产层含水率低不同类型的沉积砂体、不同岩石物理相或不同流动单元的砂体，岩性粗细不同，物性不同，微观孔隙结构和平均孔喉半径不同，其束缚水饱和度也不同。b) 原油粘度是影响储集层含水率的重要因素。由相对渗透率的表达式和分流方程可知，油质变稠使增大，及减小，储集层产水率增大，相当于增大。在油水共渗体系中，油质变稠使油的流动性变差，水则显得更为活跃。采用同一块岩样在不同油质条件下实际测定的相对渗透率曲线以及理论曲线表明，随着增大，明显下降，而则相应增大。c) 相对渗透率随注水开发时间的变化而变化。砂岩油藏在注水开发过程中易出泥砂，粒度变粗，物性变好，束缚水饱和度变小。减小，而相应增加，当或数值一定时，上升。孔渗性不同的储层其潜在敏感性不同，其孔渗性变化特征也不同。在注水过程中，高孔渗储层孔渗性变化幅度大，易形成大孔道，含水上升快，而低孔渗储层孔渗性变化幅度相对较小，含水上升较慢。总体而言，微观规模残余油分布的形式多种式样，大致包括以下5种形式：呈簇状分布于水驱不到的孔隙或孔隙群中；以薄膜形式吸附于颗粒表面；以油滴形式卡断于孔隙喉道、颗粒表面的坑凹处等；被粘土矿物吸附；在孔隙的一些特殊部位残留下来。3总结对大多数油田而言，开发中后期剩余油分布具有普遍性、多样性和复杂性。普遍性指的是剩余油在不同类型的油藏中普遍存在；多样性是指剩余油的存在方式和成因类型；复杂性指的是剩余油高分散的平