爱华网特高含水期河流相储层剩余油分布特征是总体高度分散、局部相对富集。由于受平面和内部非均质性差异的影响，油层中仍存在较多的剩余油富集区。因此，在分析剩余油形成与分布的控制因素时应重点考虑导致剩余油局部相对富集的因素。
一、河道砂体剩余油形成条件及控制因素研究 油藏非均质性和开采非均匀性是导致油藏非均匀驱油的两大因素。油藏非均质性包括构造、储层及流体非均质性。其中，储层非均质性是控制剩余油分布的最重要的地质因素，表现为储层砂体规模大小、几何形态、连续性和砂体内的孔隙度、渗透率等参数的分布所引起的平面非均质性， 剩余油分布的影响因素可归纳为地质因素和开发因素两大类。 地质因素。影响水驱开发效果和剩余油分布的主要内在因素是储层非均质性。储层非均质性主要受其沉积微相控制，不同沉积微相具不同的孔渗性、孔隙结构和渗流特征，也具有不同的剩余油分布特征。高含水开发阶段，沉积微相单元对剩余油分布的控制作用主要表现在储层物性的纵横向差异上。在注水开发过程中，注入水总是优先进入物性好的河道，并沿着河道下游方向突进，然后向河道上游和两侧扩展，导致河道边部储层受效程度低，剩余油饱和度较高[1]。 层内剩余油的形成和分布主要受储层层内非均质性的控制。在高含水阶段，层内夹层的影响尤为突出。因此，废弃河道、河间砂、断层等各种遮挡以及夹层、物性等地质因素是形成剩余油的主要内因。 开发因素。开发因素是剩余油分布的外部控制因素，即外因。在高含水期影响剩余油分布的开发因素主要是注采井网与油层非均质性的匹配关系。 综上所述，在陆相非均质水驱油藏高含水开发阶段，有一定规模的剩余油富集区主要受废弃河道、河间砂、断层等各种遮挡以及层内夹层和物性等地质因素和注采状况等开发因素的控制，剩余油富集机理就是要阐明这两种因素对剩余油富集区的控制作用。 二、剩余油与各影响因素之间定量关系的建立 对于同一油层而言，平面上对剩余油的形成与分布有控制作用的因素，归纳起来有两个方面：一是砂体内部储层物性的差异导致的平面渗流差异；二是砂体规模与注采井网不匹配导致的砂体内部注采不完善。从平面上看，曲流河型砂体剩余油分布的主要影响因素有接触关系和注采井网与夹层匹配关系，水下分流河道砂体剩余油分布的主要影响因素有连通关系和流线位置。 曲流河型砂体剩余油与各影响因素之间的定量关系。曲流河型砂体平面上除局部注采不完善的决口河道外，已经全部见水。影响曲流河型砂体剩余油分布的主要因素有以下两个方面：平面上沉积微相不同，水淹规律不同；不同接触关系对剩余油的影响不同，断层、废弃河道、河间砂（泥）以及单一河道间接触界面的岩性变化使得曲流河型砂体内部存在剩余油富集区；层内受侧积夹层和韵律性双重控制作用使得曲流河型砂体上部形成剩余油[2]。 沉积微相对剩余油的影响。曲流河型砂体主要发育主河道（点坝）、废弃河道、决口河道等微相类型（图1）。沉积微相控制注入水在油层中的运动，是影响剩余油平面分布的重要因素。 图1曲流河型砂体沉积模式图 废弃河道一般与主体河道底部相连，水洗厚度比例较大，强水洗厚度比例达35%以上；决口河道砂体分布窄小，以垂向加积为主，层内非均质性弱，水洗状况受注采关系的影响大，注采完善时水洗厚度比例大；曲流河型砂体的主体部分—主河道（点坝），由于受河间砂（泥）、废弃河道等渗流屏障的遮挡，检查井未水洗厚度比例在25%左右，剩余潜力相对较大，是本次研究的重点对象（表1）。 平面上接触关系对剩余油的控制作用。主河道由不同单一河道构成，由于河道的变迁及河道下切、叠加，河道间的接触关系复杂多变，不同河道间有的以低渗薄层砂相接触，有的以废弃河道泥质充填物或尖灭区相接触，有的以两个河道相切的界面相接触，这些部位及其附近是剩余油富集的有利场所。 废弃河道遮挡对剩余油的影响。河道砂体凸岸与另一河道砂体的凹岸相连，相接部位一般为废弃河道泥质充填沉积物，河道砂之间常常不连通或仅底部局部连通，而连通情况视废弃河道中砂质沉积物充填的多少而定。如果河道切穿了另一河道废弃部分，且切入其底部砂质沉积物，则两条河道砂体是连通的，否则是不连通的。废弃河道如果分布在注水井和采油井之间，由于其对流体渗流的遮挡作用，造成有注无采或有采无注的注采不完善。在实际的油田开发中，废弃河道沉积往往造成相邻河道砂体间的渗流遮挡。可见在复合河道砂体内部识别废弃河道，分析其对注水井与采油井动态的影响，寻找废弃河道遮挡形成的剩余油是非常有意义的。 数值模拟结果表明，废弃河道的遮挡程度对采收率的影响较大，废弃河道完全遮挡时采收率为26.58%，废弃河道不完全遮挡时采收率为37.32%，采收率相差10.74个百分点（图 2、3）。 河间砂遮挡对剩余油的影响。河间砂体分布在河道两侧或零星分布于复合砂体内部，河间砂体是在洪泛时期由河流多次决口和泛滥形成的一套垂向加积物。通常呈薄层、薄互状，交错叠置于河道两旁。从内部结构和成因上看，这些河间砂体是由许多一次性或一期连续性洪泛事件形成的单砂体所组成，侧向上连续分布，垂向上与其它砂体之间有明显夹层分隔。河间砂体位于河道砂体中上部时，连通效果好，河道砂动用好，剩余油较少；河间砂体位于河道砂体下部时， 注入水沿底部推进，河道砂剩余油较多 [3]。 数值模拟结果也表明，河间砂的层位高低对采收率有一定的影响，河间砂在上部时采收率为35.5%，河间砂在下部时采收率为33.7%，采收率相差1.8个百分点。 三、 剩余油分布模式 特高含水期各类河道砂体剩余油分布表现出总体上高度分散，局部相对富集的模式 。 平面剩余油分布分布模式。喇萨杏油田不同沉积类型河道砂由于受平面及层内非均质性的影响，动用不均衡，河道砂虽已全部见水，但未水洗厚度比例仍占25%左右，仍存在局部剩余油相对富集部位。在高含水后期河道砂的平面剩余油分布模式主要为：遮挡控制型剩余油分布模式和砂体规模窄小型剩余油分布模式。 曲流河型砂体。平面上剩余油分布呈“整体上高度分散、局部相对富集”的形式。 复合曲流带单一河道之间的各种接触关系易在平面上形成片状和条带状的剩余油。 复合曲流带砂体主河道由不同单一河道构成，由于河道的变迁及河道下切、叠加，河道间的接触关系复杂多变，不同河道间有的以低渗薄层砂相接触，有的以废弃河道泥质充填物或尖灭区相接触，有的以两个河道相切的界面相接触，这些部位及其附近是剩余油富集的有利场所。另外，断层边部由于注采关系不完善，也是剩余油富集的有利区域。萨中北一二排西部萨Ⅱ21单元数值模拟结果表明，曲流河型砂体中河间砂、废弃河道、断层等变差部位遮挡附近，以及岩性、物性变差的河道边部、注采不完善的决口河道中仍存在剩余油的富集区。剩余油的分布模式主要以各种遮挡型剩余油为主，可细分为以下几种模式： 一是废弃河道遮挡模式：废弃河道是曲流河型砂体普遍发育的沉积微相，根据废弃河道的遮挡程度分为废弃河道完全遮挡模式和部分遮挡模式。对于不同的废弃河道遮挡模式，由于遮挡程度的不同，其相应的水洗厚度比例也不相同。萨北北2-350-检45井葡Ⅰ5+6单元位于主流线上，由于受废弃河道完全遮挡，聚驱后仍存在5m未水洗厚度。 二是河间砂遮挡模式：检查井统计结果表明，检查井处在有河间砂遮挡的主流线上时，未水洗厚度比例较大。如萨北油田2000年完钻的检查井北2-21-检P51井萨Ⅱ10+11单元，由于河间砂遮挡，顶部未水洗厚度比例达32.6%（图4）。 根据河间砂的微相，可以分为河间砂高层位遮挡模式和低层位遮挡模式。河间砂高层位时，连通河道砂的上部，水洗较好；河间砂低层位时，连通河道砂的下部，单元下部水洗，上部水洗差。 水下分流河道砂体。砂体规模窄小型剩余油分布模式为水下分流河道砂体平面上的主要剩余油分布模式。水下分流河道砂体中坨状砂、窄小河道、断层遮挡部位以及砂体边部区域存在剩余油富集区。 进一步总结水下分流河道砂体的剩余油分布模式主要有以下几种： 一是注采不完善剩余油分布模式：主要指由于河道砂体规模比较小，呈坨状、透镜状或窄小河道状，其规模一般小于原井网的井距，河道砂体自身很难完善注采关系，只能通过其周围非河道砂来完善注采关系。该类型的剩余油分布模式可进一步细分为无注无采模式、有采无注模式、有注无采模式等类型。 二是与河间砂完善注采关系型剩余油分布模式：该类型的剩余油分布模式主要由河道砂与河间砂完善注采关系，从而导致注水受效变差，形成剩余油。按注入井或采出井所处的位置不同，该类型剩余油模式还可进一步细化为以下几种模式： 薄注厚采剩余油分布模式：注入井位于薄层砂或河间砂，采出井位于河道砂，造成注水受效变差，形成剩余油；厚注薄采剩余油分布模式：注入井位于河道砂，采出井位于薄层砂或河间砂，造成注水受效变差，形成剩余油；薄注薄采剩余油分布模式：注入井和采出井都位于薄层砂或河间砂，致使注水受效变差，形成剩余油；河间砂遮挡剩余油分布模式：注入井和采出井都位于河道砂，但注采井间有河间砂遮挡，从而形成剩余油。 四、结论 研究剩余油影响因素及平面和纵向上剩余油的分布特征，建立不同沉积类型储层剩余油分布模式。在高含水后期河道砂的平面剩余油分布模式主要为：遮挡控制型剩余油分布模式和砂体规模窄小型剩余油分布模式。在剩余油空间分布特征及分布模式研究基础上，根据特高含水期剩余油的分布特征，针对不同类型的剩余油确定了有针对性的剩余油富集的有利场所，为今后剩余油挖潜指明了方向。 参考文献 [1]刘成鑫，纪友亮等.孤东地区古近系辫状河三角洲沉积特征.河南石油，2005.09 [2]何文详，吴胜和等.地下点坝砂体内部构型分析.矿物岩石，2005.06 [3]俞启泰. 注水多层砂岩油藏大尺度未波及剩余油的三大富集区[J]. 石油学报, 2000.21
