范 锋
（中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院 辽宁·盘锦 124010）
1 区块概况
从1975年7月投入注水开发以来，马圈子构造带已历经40年开发历程，按常规开发阶段可以划分为低含水、中含水、高含水开发阶段，目前已进入了特高含水阶段。马20块位于马圈子构造带，目前该地区的综合含水比较高，可以达到90%及以上，采出程度也比较高，马20块的可采储量的采出程度接近90%。在工区中的西部地区，构造高部位井距比较大，部分区域达150m以内，低部位井距较疏，注采井网格局已经由不规则点状注水方式变为正常生产油井集中在南部高部位，水井集中在北部腰部及低部位边部注水方式，该阶段特点是产量低但递减速度缓慢，采油速度由0.7%降至0.2%，受物性影响，注采系统不均衡，不同区域水淹程度有差异，仍具有大的剩余油挖潜能力。
2 油藏的水淹特征分析
大量的研究与开发实例表明，开发阶段和时期不同，剩余油的影响因素也存在一定的差异。在中低含水阶段，油层的沉积类型会对平面油水的运动产生一定的影响，而在高含水阶段之后，对平面油水的主要影响因素为注采井网的控制程度。马20块的兴隆台油层的沉积相类型为扇三角洲，主要发育四种沉积微相：（1）水下分流河道；（2）前缘薄层砂；（3）河间湾；（4）河口砂坝。研究结果表明：第一种和第四种微相的储层为高孔、高渗的砂体，中心部位的物性好于边部。其次，第一种和第四种微相在平面上具有叶状体连片分布的特征，单砂层的厚度比较大，而且其连通性和储层的物性也比较好。而前缘薄层砂、河间湾砂体平面上呈席状分布，单砂层薄，连通差。物性相对较差，因而注水后，同属注水受效一线，先沿河道主流线下切至河口砂坝，而后向两侧运动，前缘薄层砂位置见效最慢。
该区块原油粘度比较小，初期边水向前推进比较均匀，驱油效率高，水线推进速度慢，无水期采收率高，见水后含水上升率高，油井见水后，水淹孔隙体积逐渐增大，从试验室所做物理模型中可看出，随着水线的推进，低含水期各渗透率段水线推进的差距越来越大，当高渗透率段见水时中渗透段水线前缘处于井间之半位置，而低渗透段水线前缘已达井间距离的1/7-1/8位置。这时，在中低渗透段水线前缘附近见至明显的毛管浸润现象，它使中低渗透段的水线推进更快，注入水波及面广是平面上水淹的特点。在投产的前期阶段，工区边水前沿的推进比较均匀，并且水线的推进速度比较慢，速度通常为0.3-1.8m/天，无水期采收率为10%左右，油井见水后，水淹孔隙体积逐渐增大，进入高含水阶段之后，油水运动的主要影响因素为注采井网，这个阶段的平面水推进速度大小不同，在高渗透层中，平面水的推进速度比较快，一般为163.5m/天，而沿着渗透率比较小的地区的井方向，平面水的推进速度则比较小，但是通常也大于25m/天。
3 剩余油形成机理分析
一般而言，对于剩余油的分布，可从以下两方面来进行分析：（1）从微观上看，在大范围水洗程度较高饱和度范围之中，可以形成大小不一的片状或者块状的残余油饱和度分布区；较大孔隙的中间部位会形成一些比较孤立的残余油滴；而在连通性比较差的孔隙边缘以及角隅区域，容易成为局部死油区。影响微观残余油分布的机理首先是润湿性，亲水系统中因毛细管力大于粘带力，水沿小孔道及孔道边缘流速快，残余油因卡断、绕流等主要分布在大孔道与孔隙中央。在亲油的系统之中，注入水通常会沿着大孔道先行，使得大部分的残余油分布在一些小孔隙、喉道以及孔隙边缘等部位。实际油层中润湿系统较复杂。同时随着注水开发驱替时间的推移，润湿性也会转变，主要原因是流体中极性成份在岩石表面吸引起的，原油粘度的越大，则润湿性的转化程度就会越高。一般储层常常呈中间润湿系统，既有亲水系统又有亲油系统。其次是孔隙的结构，岩性比较均匀、孔喉比较大而且渗透率比较高的情况之下，油容易被水所驱出，则水驱的效率比较高，通常为正相关的关系。（2）从宏观来看，油田进入中高含水期，虽然大部分油井都见水，但是从历年所打调整井与老井生产情况对比来看，新井含水比老井低，新井日产油比老井高，由于该块油藏是典型的构造边水油藏，不同的小层都具有比较统一的原始油水界面，而注水方式上通常以边部为主，而腰部注水为辅助作用，注采系统的功能较差，不够完善，则水驱波及不到一些存在滞留死油区域的井，纵向上，该块油层从沉积特征看属于近物源水流强度变化大的三角洲前缘相，因此不管是正韵律、反韵律或者是复合韵律，油层的韵律特征都不会只有一种，通常都是具有多个递变段的韵律组合特征，造成纵向上各小层组水淹强弱不同，正韵律油层顶部低渗透段仍有残余油存在，而复合韵律以及反韵律的油层，其水洗都比较均匀。
4 剩余油研究方法
马20块主要采用了多种方法研究剩余油分布，最终对剩余油有比较完整的认识。
4.1 室内微观驱油试验法
利用取心样品开展了两项室内水驱油试验：（1）油水相对渗透率曲线；（2）微观驱油试验。其目的是测得束缚水饱和度，室内水驱油效率及描绘微观残余油分布形式。试验测得束缚水饱和度31.5%，原始含油饱和度为77.5%，最终驱油效率为60.5%。
4.2 注水存水率估算法
含水饱和度计算公式如下：
4.3 物质平衡法
5 剩余油分布特点
马20块虽然综合含水达90%以上，从砂体水流优势通道图和数值模拟的结果来看，红色代表剩余油富集区，蓝色的代表强水淹区，构造高部位、优势通道侧翼、厚层顶部及薄层砂内仍存在一定的水驱潜力，纵向上主力单砂体局部存在剩余油富集区，通过合理的参数设定，计算区块水驱剩余潜力约为23.8万吨。
根据对单油层剩余油描述的分析，马20块油层平面剩余油的形成主要是由于油层的非均质性或注采不协调而形成，根据不同的形成条件和特点，主要可以分为以下三种：
5.1 薄层砂控制型
该类型通常是因为油层比较薄、渗透率比较小以及含油饱和度比较差，并且在开发的过程中，生产井点比较少，或者射开之后进行生产，但是受到一定程度的干扰，动用程度较差而最终形成的剩余油。如Ⅸ油层，在油水边界之中，37个钻遇井点都是位于河口砂坝以及前缘相薄层砂等区域。薄层砂虽然岩性和物性差，初期产能低，注水受效困难，不能作为油田开发初期的主要对象，但是随着油田好油层的水淹，水淹程度的增大，这一矛盾却在发生变化。由于上述矛盾的变化，而使薄砂层的开采可能性增大。
5.2 井间滞流型
该类型通常是在采油井以及注水井间，因为压力平衡，导致原油流动起来比较困难，从而最终形成的剩余油。如Ⅷ油层，该油层的水淹程度比较高，虽然83.3%的开采井点都已暂停开采，整个层位仅仅只有3个井点在生产，然而在生产井或者注水井间的一些区域的含油饱和度比较高。
5.3 油水井注采状况控制型
该类型通常是因为注采井的生产情况出现一定程度的改变，进而导致油层中的油水关系发生变化，一般都是重新分布，从而最终形成的剩余油。众所周知，注水开发油田地下油水关系时刻都在发生着变化，因此，剩余油的分布状况是相对的而不是绝对的。特别是马20块，在开发过程中，频繁的开采层位更换及注采井别互换，更促使了油层中剩余油分布状况的变化。
6 结论及建议
（1）从微观角度来看，残余油的形成是多种因素引起的，提高微观驱油效率，可通过改变流体性质、岩石表面性质、提高驱替条件来实现。
（2）薄层砂控制的剩余油分布是该块的主要类型。油层岩性、物性差，生产能力低。开发初期没有全部射开。射开层注水受效程度低，层间干扰严重。在井网调整过程中，应考虑薄砂体的分布特点，有针对性注水和挖潜。
