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1、62 剩余油分布研究,剩余油分布问题，是油田开发地质研究的核心问题。只有准确掌握油藏剩余油气的分布状况，才能采取正确的对策与措施予以有效采出，从而获取油田开发的最佳效果。 剩余油的分布在各具体油藏各有特点、千差万别，在一些孔隙结构复杂、油藏的储集空间与渗流通道原本就不十分清楚的油藏中，比如裂缝型油藏、溶蚀缝洞型油藏等，其剩余油分布的细节至今仍不甚清楚。虽然如此，但就一般孔隙性砂岩油藏来说，其剩余油分布仍具有一定的规律性。我们就剩余油的剖面、平面分布和微观分布的基本特点分述如下。,一、剩余油剖面分布,1油层剖面动用的一般情况 在描述或展示油层剖面动用情况时，主要使用油层剖面动用程度这一概念。所谓
2、油层剖面动用程度，是指在射开的有效厚度油层中受到有效驱替开采的油层厚度比例。即: 公式中： -油层剖面动用程度， -油层动用厚度 -油层射开的总厚度,剩余油剖面分布,所谓出油的油层，就是在开发中受到有效驱替开采的油层，就是参与注采流动的那部分油层。这些油层储集的油气受到有效的驱替开采(动用)，其厚度占总射开有效厚度的比例，就可展示油层剖面的动用程度。 可以根据注水井吸水剖面测试资料、采油井出液剖面测试资料，来判定油层剖面动用情况和动用程度，还可以用水淹层测井解释资料、剩余油测井资料、检查井密闭取心分析资料等，来判定油层剖面动用情况和动用程度。,剩余油剖面分布,我国的碎屑岩油藏主要为陆相沉积储集
3、层，油层层数较多，非均质性较严重是其主要特点。根据我国注水开发的碎屑岩油藏资料，全井油层的剖面动用程度一般只在40-80左右，油层条件极好者可以超过80，但鲜有超过90者。而油层条件较差、剖面非均质性严重的油藏，其剖面动用程度可低至40以下。这就是说，多数油藏的油层在剖面上都有约13左右的未动用厚度(参见表6-2-1)。怎样提高油层的剖面动用程度，是油藏开发中的一个重要研究课题。,表6-2-1 大庆油田不同渗透率级差油层的剖面动用情况（38口井资料）,剩余油剖面分布,图6-2-1为大庆油田的13032井在笼统注水时的吸水剖面，该井共射开31个层段，但吸水好的只有11个层，微弱吸水的有5个层，不
4、吸水有11个层。,图6-2-1 13032井笼统注水吸水剖面图,剩余油剖面分布,2剩余油的剖面分布特征 剩余油的剖面分布，显示如下特征。 (1)层间差异导致在低渗透层中存在较多的剩余油 在我国，陆相砂岩油田占多数，油层层数多、非均质性强是其主要特点。比如，大庆的萨、葡、高油层，最多时可以细分达136个小层，辽河、胜利的主力油层也多是这种情况。在多油层并有较强非均质性的情况下，合理划分开发层系是必要的，但即便按照很细的划分思想划分2套、3套、4套开发层系，也仍然大量存在多层合采的情况。,剩余油剖面分布,在注水开发中，在多层合采的情况下，高渗透层吸水多、水推快、水洗充分；而低渗透层则吸水少、水推慢
5、、水洗差，剩余油较多。尤其当层间差异较大、渗透率相差较为悬殊时，那些渗透率很低的差油层甚至可能处于不吸水，不出液的基本未动用状况。显然，这样的低渗透层剩余油较多(图6-2-2)。,图6-2-2 层间差异导致低渗透层中的剩余油,剩余油剖面分布,例如，大庆油田初期开发层系划分较粗，多采用1-2套井网开发，结果发现一套井网开发时，主要是渗透率高的河道砂体油层发挥作用，厚度动用仅达30%-60%，很大一部分低渗透油层未得到动用。后来通过细分开发层系调整为34套井网，油层剖面动用程度显著提高。,剩余油剖面分布,(2)厚油层剖面水洗差导致上部存在较多的剩余油 油层厚度对注入水水洗程度的影响，我们在上一章中
6、已做过介绍。一般来说，在油层较薄时，注入水的重力作用不明显，油层剖面水洗程度较高，剩余油较少。但对厚油层来说，注入水在水平推进的同时，由于油水密度差异明显，因而在重力作用下注入水存在一个下渗的作用，从而导致厚油层下部水洗好而上部水洗差，使其剖面动用程度显著降低，从而在厚油层的中上部存在较多的剩余油。特别当厚油层存在较大的层内非均质性且为正韵律油层时，这种差异将更为扩大，油层剖面动用程度更加降低，其中、上部的油层更难水洗到，从而留下较多的剩余油。,剩余油剖面分布,在注蒸汽开采厚层稠油时，情况与注水开采厚层稀油正好相反。因为蒸汽比稠油密度低出许多，因而蒸汽在厚油层中水平推进的同时，还有很强的向上超
7、覆的作用，从而造成上部油层水洗好而下部油层水洗差，在油层的中下部留下较多的剩余油。,剩余油剖面分布,(3)注采缺乏连通造成局部地区存在较多的剩余油 在一些砂体窄小的油藏中，常常出现如图6-2-3所示的情况：某些砂体有注水井控制但局部方向无采油井钻遇，或某些砂体有采油井控制但局部方向却无注水井钻遇，形成注采连通不畅或缺乏注采连通的情况，从而形成局部水洗不到的剩余油。,图6-2-3 注采缺乏连通的剩余油,剩余油剖面分布,(4)水锥和气锥形成的剩余油 水锥是指底水油藏开发时，底水快速上窜造成油井过早水淹，使油井的井底附近形成锥状的向上突出的局部抬高的油水界面，而在离油井稍远一些的地方，油水界面还处在
8、比较低的深度位置，从而留下大量未波及未动用的剩余油。与此类似，气锥是指气顶油气藏进行开发时，气顶气快速窜入油井的生产井段，导致油井气窜，气顶气大量采出，而在远井地带的原油则无法采出形成剩余油。,剩余油剖面分布,以上是剩余油剖面分布的一般情况。对于各具体油田、具体油层，其剩余油剖面分布会各有特点，应当依据该油藏的地质特征、开发设计、注采工艺、技术措施等影响油层剖面动用的各种因素，综合各种剩余油检测分析资料具体分析研究，这样才能得出比较准确可靠的认识。,二、剩余油平面分布,剩余油的平面分布，主要受两个方面的因素控制。一是油层平面非均质性尤其渗透率的平面非均质性的影响；二是受井网条件的控制。归纳起来
9、，剩余油平面分布的基本特征如下。 1剩余油平面分布的一般情况,剩余油平面分布,在注水开发油田中，注入水的平面运动主要受渗透率差异和采油井点位置的控制。渗透率高的地带，注入水大量进入，油层水洗动用好，剩余油较少；渗透率低的地带，油层水洗动用差，剩余油较多；在采油井点附近，由于是泄压区，地层压力特别低，因而注入水大量汇集，水洗动用好；而在远离采油井的部位，由于地层压力较高，因而注入水难于推进到，剩余油较多。这就是剩余油平面分布的一般规律。,剩余油平面分布,如果渗透率出现比较明显的方向性或条带状，甚至在某一方向出现裂缝或出现注入水严重窜进的情况，则剩余油分布又有新的特点，但它服从渗透率分布、服从压力
10、差异分布的基本规律。,剩余油平面分布,2剩余油平面分布特征 (1)平面非均质性较强的油层，局部低渗透带有较多的剩余油 这种情况的产生是由于油层平面的渗透率出现差异造成的。当局部低渗透带较小时，可以借助主体带的水驱作用予以开采；但当局部低渗透带范围较大时，其水驱效果较差，剩余油较多。对于这种较大范围的局部低渗透油层，应采取局部加密等井网调整措施来提高油层平面动用程度，增加石油采收率。,剩余油平面分布,(2)两口相邻采油井的中间部位，有较多的剩余油 无论在面积井网或是行列井网中，在两口相邻采油井的中间部位，由于远离泄压的采油井，其地层压力较高，使得注入水很难波及到。在这样的部位，往往存在较多的剩余
11、油。,剩余油平面分布,(3)局部井网不完善的部位，有较多的剩余油 实际油藏由于边界不规则或断层的分布，在靠近边界或靠近断层的地方布井时，时常出现多一口井嫌多，少一口井又嫌少的情况，这时为给后来的井网调整留下余地，较多采取少井策略，从而留下井网不完善的部位。此外，在老油田内部的某些地区，也有由于油水井严重出砂、套管损坏等原因导致报废而出现井网不完善的情况。在这些局部井网不完善的部位，往往由于缺少采油井点而存在较多的剩余油。,剩余油平面分布,(4)井间微构造的正向构造部位，有较多的剩余油 由于注入水的重力作用，使得注入水易于进入油水井间的负向构造部位，使这些部位的油层水洗较为充分。而在油水井之间的
12、正向构造部位，注入水进入较少、水洗程度不高，油层中将留下较多的剩余油。,剩余油平面分布,(5)平面水窜形成的剩余油 注水开发油田平面水窜有两种情况： 油层渗透率方向性差异形成的水窜。这种水窜普遍沿一个方向并有大量井发生，但水窜程度一般不严重。它多发生在河流相砂体的主流线方向上，或其它具条带状特征的砂体中。在这些砂体主流线两侧的砂体边缘部位，注入水难于水洗到，一般有较多的剩余油。,剩余油平面分布,裂缝造成的水窜。当注水井和采油井之间裂缝比较发育甚至出现裂缝连通时，这时的水窜是惊人的，油井可以在短短的几个月内全部水淹。这时油层的过水断面很小，注入水波及体积很小，大量剩余油分布在(被注入水封闭在)裂
13、缝通道的两侧，成为基本未驱替的优质易动用剩余油。,剩余油平面分布,以上所述，是剩余油平面分布的一般情况。在各具体油藏中，其剩余油的分布是千差万别的，应当根据各油藏的具体情况进行分析研究，不可机械套用。,三、剩余油微观分布,1剩余油微观分布特征 关于剩余油的微观分布，国内外都进行过大量研究。大多数都是采用人工模型或真实岩心，在室内进行水驱油实验来研究剩余油的。因此，这里所说的剩余油，是指室内水驱油经过充分水洗后的剩余油，实际应当是残余油的概念，与实际油田开采中的剩余油概念相去甚远。虽然如此，但它提供了油田开采中水驱油的极限情况，展示出油层岩石孔隙中残余油分布的各种典型特征，为分析思考实际油藏的剩
14、余油状况和分布起着重要的指导作用。,剩余油微观分布,关于残余油的分布，罗蛰潭参考国外同行的研究提出过残余油的如下微观分布： 孤岛状残余油；索状残余油；珠状或滴状残余油；悬垂状残余油；簇状残余油；并联式孔隙中的残余油；死角中的残余油，等等(见图6-2-4)。,剩余油微观分布,大庆油田许焕昌等，采用真实岩心，用低粘度染色环氧树脂(驱替中呈液态、驱替结束时能固化，粘度可调)、染色稠化水等模拟油或水，用染色甘油(驱替中呈液态、驱替结束时能固化，粘度高)模拟原始石油，进行油驱水及多种水驱油实验。每次实验结束时，将岩样固化制成铸体薄片进行观察和照相。根据实验资料，他们将剩余油(应为残余油)按其形态分成下列
15、5种：,微观小片死油区的簇状残余油(图6-2-5)；,颗粒表面的环状、膜状残余油(图6-2-6)；,孔隙死角处的孤立状残余油(图6-2-7)；,并联喉道中较小喉道中的柱塞状残余油(图6-2-8)；,剩余油微观分布,颗粒表面溶蚀孔、缝中的不规则残余油。 在他们的实验中，极少见到如图6-2-4中所示的孤岛状、索状、珠状形态的残余油。 应该说，上述实验是极富价值的。上述实验及结果至少说明：油层岩心即使经过实验室条件下的充分水洗，也仍然存在大量的簇状、膜状；环状、柱塞状等微观成片的剩余油，并且这些剩余油的分布形态多数已为现有理论或专著所阐释，成为研究剩余油分布的基础。,剩余油微观分布,2、微观剩余油的
16、主要类型 综合上述罗蛰潭的研究和许焕昌等人的研究，我们认为：从提高采收率的角度出发，可以将微观剩余油归纳为两种基本类型： 宏观水洗区微观未波及的剩余油。这类剩余油主要是局部低孔低渗部位的簇状剩余油。这些部位由于孔喉细小，注入水难于进入，如果这些部位的岩石颗粒具一定的亲水性，其中的石油尚可通过毛管力的自吸作用予以部分驱替排出。,剩余油微观分布,但从岩心经过充分水洗仍存在这样的剩余油看，这些部位的岩石颗粒可能多数是亲油甚至强亲油(或者由于岩石颗粒表面泥质含量高，吸附原油中的极性物质改变了其表面的润湿性)。因此，对这类剩余油，如果不改变原有的驱替水洗方式，一般难于有效采出(对这类剩余油比较有效的方式是采用增粘水驱，增大注入剂粘度，抑制注入剂窜进，迫使注入剂向原水窜通道的两侧扩大水洗，以此提高注入剂的波及体积)。,剩余油微观分布,微观水洗区各种附着于岩石颗粒表面、孔隙和喉道狭窄处以及死角部位的剩余油。这类剩余油的特点是比较分散，而且加强水洗一般效果甚微。因此，对这类剩余油就需要采取比较强
