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摘 要：目前，国内外已达成共识的方法是按储层的非均质规模来研究剩余油，建立不同级别的非均质模型：（1）油藏规模的非均质模型，（2）油层规模的非均质模型，（3）流动单元模型，（4）岩心规模的非均质模型，（5）孔隙结构非均质模型。以上5个由大到小不同层次的非均质模型，是研究油藏中油气水分布不均及剩余油形成模式的控制因素和地质基础。每一级模型之间都有内在的联系一、二级非均质形成的剩余油，是在高含水期后期和特高含水采油阶段，提高注水波及体积将要涉及的问题。
关键词：剩余油；资源；分布；研究
一、剩余油资源分布特征
根据2003年底已开发的268个油田统计，注水开发油田储量占全部开发储量的82.69%，注水采油量占82.37%按开采程度分类统计来看，可采储量采出程度大于60%，综合含水率大于80%的“双高”油田，其可采储量占已开发油田总可采储量的87.7%，年产油量占79.6%，剩余可采储量占71%。此阶段剩余油饱和度低，累计注入水已占孔隙体积的0.5倍左右（占烃类地下体积CPV的0.68倍），对原开采层系的油层进行整体调整，新井含水与老井趋近，股份公司2003年老区调整井含水仅比平均值低13.5个百分点，并且含水上升很快。结果表明，油层厚度大，其水淹厚度也相对较大。有效厚度大于2m的油层平均水淹厚度为65.16%，有效厚度在0.5～1.9m的为58.2%，有效厚度小于0.5m的油层为55.33%特低渗透层水淹厚度只10.8%，其最高值也不超过20%，并且随含水上升看不到有增长的趋势，这是由于特低渗透储层孔喉结构的特点所造成的。而对于中高渗透油层，随着开发时间的延长、累计注水量的增加，油层的水淹厚度也会随之增加。
二、注水油田剩余油分布特征
油田开发初期布署的基础井网和注采系统下，井距比较大，一般采用300～500米的注采井网，对一些中、小砂体控制不住，其控制的可采储量大体只有油田最终可采储量的80%左右，而对中等面积的砂体往往出现注采不完善，水驱控制储量也只有70%左右。这种井网对砂体整体控制程度较差的宏观潜力，通过井网加密，细分开发层系已基本解决，老油田井网加密以后，注采井距一般在150～250米左右，根据陆相油层砂体展布的规律分析，老油田注采井网已有效控制了绝大部分砂体，未被控制的砂体已是极少数。从实际资料分析，经过井网加密，井网密度一般都在18～20口/Km2以上，这时通过加密井网提高砂体控制程度，增加采收率的幅度已很小。主要是指在井间规模内的储层非均质，是与沉积成因有关的宏观非均质的几种类型。包括交错层理、纹理以及微裂缝等。它们的发育规模在几厘米—数米范围内，在水驱以后的岩石中，由于受局部结构的变化的影响，在层理和纹理面附近渗透率和毛管力都发生较大的变化，形成原油相对富集的条带。微观非均质对剩余油的影响是复杂的，取决于岩石表面性质、孔隙结构的非均质性以及油水粘度比。一般来说，由于微观非均质性而形成的剩余油，在高含水层段是呈不连续相分布的，存在于孔隙岩石表面或以微小的油滴存在于孔隙之中，这是所谓的剩余油高度分散。其中除由于油水粘度比大而引起的驱油非活塞性而形成的剩余油，大量微观、不连续相剩余油要依靠三次采油的方法才能采出来。
三、油藏剩余油分布评价
针对我国国情，从我国注水油田储层状况、目前层系井网、现有注采方式等实际情况，结合密闭取心、各类油层钻遇率以及有关油藏地质模型的物理、数学分析，对目前注水开发油田剩余油分布状况具有以下特点。正韵律厚油层，在水驱油过程中受原油粘度、渗透率变异系数、垂向渗透率等因素的影响。随着注水开发向后期发展，井网加密对储层控制程度的增加，集中分布的剩余油所占比例会逐步减少而以小尺度和微观非均质控制的高度分散的剩余油逐渐显现出来。它们一是分布在相对较差、水淹程度低的储层中二是分布于弱水洗的油层部位。通过上述分析表明，目前油田剩余油大体分两部分，一是现注采井网控制之下尚待开采的部分，开采这部分剩余油的技术方向，主要提高剩余油开采的经济性，有效地加快开采速度二是现有注采井网和开采条件不能控制或控制不好的石油储量，其技术方向是通过一定的技术措施，增加石油可采储量。注水开发油田技术措施的目的可以简单的概括为两个方面，对前者是提高采油速度，对后者是提高采收率。
四、中国注水开发油田未来技术发展方向
目前中国石油已开发油田的标定采收率为34.7%。按照驱油效率53%估算，剩余可动油为21. 63亿吨，提高水驱采收率仍有较大的余地。这种复杂性表现为：一是储层以薄互层为背景的非均质性二是在水（气）驱油过程中多相流体交互分布，这种交互分布，既包括层间的，也包括层内平面和剖面上的多相流体穿插、错迭。这种复杂性决定了油藏描述的困难性，并影响到仪器、设备识别的准确性和工艺技术的有效性。这使得我国的油田注水注气技术逐渐走在国际的前列。复杂结构井是在水平井技术上发展起来的，它是以多分枝井为主的复杂井身结构的钻井、完井和采油技术。国外多分枝水平井出现于二十世纪50年代，由于在80年代水平井技术才成熟，所以在90年代得以发展应用。近10年来全球已钻多分枝水平井近千口，多用于油田开发，既可以做为新井，也可以做为老井侧钻。多分枝水平井的应用需要钻井、完井技术要满足连续性、各分枝井段的分隔性及贯通性。其井身轨迹的设计要根据油藏多油层剖面和剩余油饱和度分布情况，由油藏工程师与钻井完井工程师共同完成。多分枝井技术的内容还应研究分支水平井段的产油长度及产量预测方法，以对多分枝井设计的评价提供技术方法。
五、结语
我国大部分油田都进入高含水开采阶段，陆相油田注水开发仍是主要方式，注水开发提高采收率仍是主导技术，研究高含水期水驱提高采收率的基础就是客观的评价与估计高含水期油藏活油层剩余油分布的形式与资源潜力。
参考文献
[1]谢俊.剩余油饱和度平面分布方法研究及应用[J].西安石油学院学报，2008，13 （4） .
[5]俞启泰.注水油藏大尺度未波及剩余油的三大富集区[J] .石油学报， 2010， 21 （2） .
[6]陆健林，李国强，樊中海.高含水期油田剩余油分布研究[J] .石油学报，2011，22（5）：48～52.
关键词：剩余油；资源；分布；研究
一、剩余油资源分布特征
根据2003年底已开发的268个油田统计，注水开发油田储量占全部开发储量的82.69%，注水采油量占82.37%按开采程度分类统计来看，可采储量采出程度大于60%，综合含水率大于80%的“双高”油田，其可采储量占已开发油田总可采储量的87.7%，年产油量占79.6%，剩余可采储量占71%。此阶段剩余油饱和度低，累计注入水已占孔隙体积的0.5倍左右（占烃类地下体积CPV的0.68倍），对原开采层系的油层进行整体调整，新井含水与老井趋近，股份公司2003年老区调整井含水仅比平均值低13.5个百分点，并且含水上升很快。结果表明，油层厚度大，其水淹厚度也相对较大。有效厚度大于2m的油层平均水淹厚度为65.16%，有效厚度在0.5～1.9m的为58.2%，有效厚度小于0.5m的油层为55.33%特低渗透层水淹厚度只10.8%，其最高值也不超过20%，并且随含水上升看不到有增长的趋势，这是由于特低渗透储层孔喉结构的特点所造成的。而对于中高渗透油层，随着开发时间的延长、累计注水量的增加，油层的水淹厚度也会随之增加。
二、注水油田剩余油分布特征
油田开发初期布署的基础井网和注采系统下，井距比较大，一般采用300～500米的注采井网，对一些中、小砂体控制不住，其控制的可采储量大体只有油田最终可采储量的80%左右，而对中等面积的砂体往往出现注采不完善，水驱控制储量也只有70%左右。这种井网对砂体整体控制程度较差的宏观潜力，通过井网加密，细分开发层系已基本解决，老油田井网加密以后，注采井距一般在150～250米左右，根据陆相油层砂体展布的规律分析，老油田注采井网已有效控制了绝大部分砂体，未被控制的砂体已是极少数。从实际资料分析，经过井网加密，井网密度一般都在18～20口/Km2以上，这时通过加密井网提高砂体控制程度，增加采收率的幅度已很小。主要是指在井间规模内的储层非均质，是与沉积成因有关的宏观非均质的几种类型。包括交错层理、纹理以及微裂缝等。它们的发育规模在几厘米—数米范围内，在水驱以后的岩石中，由于受局部结构的变化的影响，在层理和纹理面附近渗透率和毛管力都发生较大的变化，形成原油相对富集的条带。微观非均质对剩余油的影响是复杂的，取决于岩石表面性质、孔隙结构的非均质性以及油水粘度比。一般来说，由于微观非均质性而形成的剩余油，在高含水层段是呈不连续相分布的，存在于孔隙岩石表面或以微小的油滴存在于孔隙之中，这是所谓的剩余油高度分散。其中除由于油水粘度比大而引起的驱油非活塞性而形成的剩余油，大量微观、不连续相剩余油要依靠三次采油的方法才能采出来。
三、油藏剩余油分布评价
针对我国国情，从我国注水油田储层状况、目前层系井网、现有注采方式等实际情况，结合密闭取心、各类油层钻遇率以及有关油藏地质模型的物理、数学分析，对目前注水开发油田剩余油分布状况具有以下特点。正韵律厚油层，在水驱油过程中受原油粘度、渗透率变异系数、垂向渗透率等因素的影响。随着注水开发向后期发展，井网加密对储层控制程度的增加，集中分布的剩余油所占比例会逐步减少而以小尺度和微观非均质控制的高度分散的剩余油逐渐显现出来。它们一是分布在相对较差、水淹程度低的储层中二是分布于弱水洗的油层部位。通过上述分析表明，目前油田剩余油大体分两部分，一是现注采井网控制之下尚待开采的部分，开采这部分剩余油的技术方向，主要提高剩余油开采的经济性，有效地加快开采速度二是现有注采井网和开采条件不能控制或控制不好的石油储量，其技术方向是通过一定的技术措施，增加石油可采储量。注水开发油田技术措施的目的可以简单的概括为两个方面，对前者是提高采油速度，对后者是提高采收率。
四、中国注水开发油田未来技术发展方向
目前中国石油已开发油田的标定采收率为34.7%。按照驱油效率53%估算，剩余可动油为21. 63亿吨，提高水驱采收率仍有较大的余地。这种复杂性表现为：一是储层以薄互层为背景的非均质性二是在水（气）驱油过程中多相流体交互分布，这种交互分布，既包括层间的，也包括层内平面和剖面上的多相流体穿插、错迭。这种复杂性决定了油藏描述的困难性，并影响到仪器、设备识别的准确性和工艺技术的有效性。这使得我国的油田注水注气技术逐渐走在国际的前列。复杂结构井是在水平井技术上发展起来的，它是以多分枝井为主的复杂井身结构的钻井、完井和采油技术。国外多分枝水平井出现于二十世纪50年代，由于在80年代水平井技术才成熟，所以在90年代得以发展应用。近10年来全球已钻多分枝水平井近千口，多用于油田开发，既可以做为新井，也可以做为老井侧钻。多分枝水平井的应用需要钻井、完井技术要满足连续性、各分枝井段的分隔性及贯通性。其井身轨迹的设计要根据油藏多油层剖面和剩余油饱和度分布情况，由油藏工程师与钻井完井工程师共同完成。多分枝井技术的内容还应研究分支水平井段的产油长度及产量预测方法，以对多分枝井设计的评价提供技术方法。
五、结语
我国大部分油田都进入高含水开采阶段，陆相油田注水开发仍是主要方式，注水开发提高采收率仍是主导技术，研究高含水期水驱提高采收率的基础就是客观的评价与估计高含水期油藏活油层剩余油分布的形式与资源潜力。
参考文献
[1]谢俊.剩余油饱和度平面分布方法研究及应用[J].西安石油学院学报，2008，13 （4） .
[5]俞启泰.注水油藏大尺度未波及剩余油的三大富集区[J] .石油学报， 2010， 21 （2） .
[6]陆健林，李国强，樊中海.高含水期油田剩余油分布研究[J] .石油学报，2011，22（5）：48～52.