3.剩余油分布特征

        我国注水开发油藏，由于储层非均质性等因素影响，注水开发过程中平面上和纵向上水推进不均匀，油水关系复杂，在空间上形成彼此交错的状态，剩余油的分布既高度零散又相对富集。根据我国高含水油藏自身的地质特征、油藏特点及开发方式的不同，剩余油分布形式也各有其自身特点。下面以胜利油田为例论述。

3.1 水驱油藏

        胜利油田整装油藏分布在胜坨、孤岛、孤东、埕东4个油田，目前综合含水率为95.7%，整体处于特高含水后期开发阶段。从“九五”到“十一五”期间， 宏观剩余油的认识经历了从“水淹严重、高度分散”到“总体分散、局部集中”，再到“普遍分布、差异赋存”的转变。取心井表明整装油藏平均剩余油饱和度下降，主流线高耗水，剩余油饱和度降至残余油附近，弱驱段与强驱段剩余油饱和度级差逐渐增大。从微观剩余油赋存状态上看，水驱主要驱替孔隙内的连片型剩余油，且随含水率上升，剩余油的分散性增强。从微观剩余油赋存空间看，在高注入倍数条件下，剩余油主要分布在小孔隙中。断块油藏动用地质储量为16.1×108 t，主要分布在东辛、临 盘、现河等油田，综合含水率为93.2%。进入特高含水期后，剩余油富集规模越来越小。受断层渗流屏障遮挡作用，越靠近断层驱替压力梯度越小，距断层50m以内（油井距断层100m）原油难以流动，剩余油近断层富集。在水动力、浮力作用下，特高含水期高倾角断块油藏分散，剩余油沿油层上倾方向发生重新运移、分异聚集，在构造高部位有利圈闭区域形成剩余油二次富集区。

        总的来说，随着开发不断深入，水驱老油田油藏动态连通关系复杂、空间流线分布复杂，剩余油饱和度普遍较低。不同流线位置剩余油统计结果显示：剩余油分布受井网影响明显，非主流线、油井排剩余油相对富集；层间非主力层部位动用程度相对较低，剩余油饱和度高；厚层层内动用不均衡，正韵律顶部剩余油相对富集。

3.2 化学驱油藏

         胜利油田化学驱油藏具有地层温度高、地层水矿化度高、原油黏度高、储层非均质性强的特点，主要分布在孤岛、孤东、胜坨等油田，覆盖地质储量5.8×108 t，累积产油量为7226×104 t。聚合物驱后油藏采出程度高，剩余油更加分散，储层非均质性更加严重。

        聚合物驱后油藏特高含水后期密闭取心显示，剩余油呈现“普遍分布、局部富集”的特征。从平面上看，油井排间、非主流线和断层边部位置剩余油饱和度相对较高。从纵向上看，层内受沉积韵律影响，韵律层顶部水淹程度相对较低，剩余油富集。聚合物驱后剩余油微观定量分析结果显示：微观剩余油分为连片型、多孔型、柱状、盲端、膜状、斑状等。聚合物驱后，连片型、多孔型剩余油饱和度下降明显，分别下降28%和3.5%。

3.3 稠油油藏

        胜利油田稠油油藏探明地质储量为6.99×108 t，主要分布在东部单家寺、乐安和西部春风等油田， 2022年动用地质储量7×108 t。胜利油田东部深层稠油油藏开发方式以蒸汽吞吐为主，目前已进入高轮次吞吐阶段。由于胜利油田稠油厚度薄、井距大、非均质性强，常规蒸汽驱面临蒸汽带窄、热水带宽、驱替不均衡等难题。剩余油呈现“整体富集、条带水淹”的分布规律。

        2011年以来稠油油藏密闭取心井研究分析表明：吞吐中后期剩余油饱和度较高，平面上，距吞吐井距离越远，剩余油饱和度越高。纵向上，层间下部小层剩余油相对富集。受蒸汽超覆作用的影响，各小层吸汽不均衡，层间动用差异较大，上部小层吸汽强度高，开发效果好，下部小层动用差，剩余油富集。层内受韵律性影响，正韵律储层上部剩余油富集。

4.剩余油研究的难点及发展趋势

        剩余油研究作为精细油藏描述的最重要内容之一，涉及面十分广泛。以胜利油田为例，总结剩余油研究的难点并提出关于剩余油研究发展趋势的几点想法。

4.1 剩余油研究的难点

        从胜利油田的开发实践来看，整装油藏特高含水后期高耗水层带发育、低效水循环严重；断块油藏剩余油分布差异大、有效动用难度大；深层、薄层 超稠油油藏注汽难、热损失大。聚合物驱后油藏动态非均质性更强，剩余油更加分散。

        从目前剩余油研究方法来看，一方面剩余油研究方法众多，各个方法均具优缺点，如何根据研究目标和掌握的基础数据，选取适合的方法表征剩余油，难度很大；另一方面，目前的剩余油研究方法难以充分适用于日渐复杂的油藏开发条件。以室内物理模拟为例，一是直接获取的岩心资料无法反映整个油藏；二是间接获取的资料存在诸多不确定性，因此常规室内实验模拟尺度难以认识剩余油及 流场演变。因此，如何提高剩余油的描述精度，充分发挥各研究方法的优点，难度很大。

4.2 剩余油研究的发展趋势

        基于文献调研和胜利油田的开发实践，本文认为，随着技术的进步，未来剩余油研究的发展趋势包括但不限于以下5方面：

（1）超大规模物理模型的构建。针对储层剩余油的研究，大型物理模拟方法在考虑油藏的井网、井距等影响因素方面有其它方法无可比拟的优势。通过把地下储层“搬到地面”，构建超大规模物理模型，重现油田开发过程，直接获取物性、饱和度及压力等信息，认清剩余油空间分布特征及可动潜力，对特高含水油田持续高效开发具有重要意义。

（2）多尺度高分辨率成像系统集成。扫描电镜、激光共聚焦技术及CT扫描等高分辨率成像技术在数字岩心构建及剩余油微观研究方面已取得了大量的成果。但由于分辨率和观察视野的矛盾性，依靠单一手段能够获得同一尺度的剩余油分布 特征，但微米、毫米、厘米等连续尺度剩余油的特征认识不清。通过数据融合技术实现同一块岩心连续尺度剩余油分析，有望实现剩余油微观认识的多尺度升级跨越。

（3）考虑不同驱替介质及驱动方式的数值模拟改进方法。随着对地下储层结构和流体认识的不断深入，常规的数值模拟技术难以准确描述复杂储层的动态变化。因此，多尺度、多相流模拟成为一种发展趋势。随着大数据和人工智能技术的发展，数据驱动的模拟方法将逐渐应用于剩余油研究中。通过对大量观测数据的分析和建模，能够更好地理解储层中剩余油的分布和运移规律。

（4）多学科多方法矿场测试的综合应用。随着高含水油藏开发的进行，常规油藏复杂化，单一的测井技术已经难以满足油藏开发的需求。需要将裸眼井测井技术与套管井测井技术相结合、将测井认识与井间地震等技术相结合，实现“点”信息向“体”信息的转化。同样，未来示踪剂技术的发展也需要与核磁共振、人工智能等技术结合，提高油藏解释的效率和精确性。

（5）大数据人工智能的广泛应用。由于开发多年的油藏具有井数多、基础数据量大、信息分析工作量大的特征，传统的剩余油分布研究方法在数据量、计算能力和分析方法上存在局限性。人工智能和大数据的出现，为剩余油研究提供了新的解决方案。已积累的各类数据为机器学习技术深度判别、预测以及应用奠定了坚实的基础，大数据及人工智能技术的应用将是剩余油研究的新趋势，也使得地 质数据的深层次分析成为可能。

5.结论

（1）剩余油的形成受地质条件和开发条件的共同影响。地质构造、沉积微相、储层非均质性等地质条件是储层剩余油形成的内因，井网密度、井网模式、注采系统的完善程度、生产动态等开发条件是剩余油形成的外因。二者相互作用，加大了对剩余油认识的难度。

（2）针对剩余油分布特征和饱和度定量分析的研究方法包括传统光学方法、物理模拟方法、高分辨率成像技术、核磁共振成像技术、数值模拟方法、四维地震技术、测井技术和示踪剂技术等。不同方法反映不同位置、不同尺度的剩余油特征。取心分析和测井技术反映的是井眼附近剩余油的饱和度特征。示踪剂技术反映的是油藏渗透带的平均剩余油饱和度特征。数值模拟技术提供不同开发阶段、不同油藏部位的剩余油宏观分布特征。

（3）高含水油田剩余油分布总体呈现高度分散和相对富集的特征，剩余油微观分布呈现连续相和非连续相多种形式。水驱油藏剩余油平面上非主流线、油井排剩余油相对富集；层间非主力层剩余油饱和度高；层内正韵律顶部剩余油相对富集。化学驱油藏平面上非主流线、油井排剩余油相对富集；纵向上正韵律顶部剩余油相对富集。稠油油藏平面上距吞吐井越远，剩余油饱和度越高；层间下部小层剩余油相对富集；层内正韵律上部剩余油相对富集。

（4）剩余油评价技术的发展趋势主要体现在： 针对剩余油研究的超大规模物理模拟技术将持续发展。微观尺度的剩余油分析需要借助CT技术、核磁共振成像技术和孔隙网络方法等手段，未来发展趋向多尺度、高精度测试手段的集成。多种测井方法协同工作，是解决高含水油田油藏种类繁多、岩性复杂、剩余油评价困难的发展方向。大数据及人工智能技术的应用将是剩余油研究的新趋势，机器学习与改进的数值模拟技术相结合能有效提高剩余油模拟精度和效率，是今后发展的主要方向。