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【摘要】由于沉积微相是控制油水平面运动和剩余油平面分布的主要因素，沉积单元中渗透率的差异控制着油藏中剩余油的垂向分布，沉积特征造成横向和纵向上非均质性，隔夹层是形成陆相储层流体流动非均质的主要原因之一，所以通过对小层沉积微相、渗透率、非均质性以及隔夹层的分析，结合动态资料，做出四个小层剩余油的分布情况。并将剩余油分为三个类型，分别分析了它们的剩余油潜力进而综合研究剩余油的分布规律，有助于指导此区块剩余油挖潜技术的科学实施。
【关键词】杏北地区 剩余油 分布规律 分布类型 选井选层
1 研究地区基本情况
大庆油田杏树岗油田北部开发区（简称杏北地区）位于黑龙江省大庆市红岗区，北以杏一区一排与萨尔图油田南部开发区接触，南以杏八区一排与杏树岗油田南部开发区相接，面积197.9km2。构造比较平缓，两翼基本对称，构造轴向为北东15°。正断层，断层走向多为北西或北北西，油水界面在-1010m～-1030m左右，油层具有统一的压力系统，边底水不活跃，无夹层水。杏北地区储集层，沉积于下白垩统青山口组反旋回的晚期和姚家组复合旋回的早期。根据区域地质解剖，在油层形成过程中，主要经历了青二、三段晚期，姚一段时期和姚二、三段时期。
杏3-丁2-322井区位于杏1-3区乙块内，区内构造平缓，油层埋藏深度为800～1200m，油水界面在海拔-1030m左右。含油面积8.2km2。
2 剩余油分布规律研究
影响剩余油分布的因素很多，通常划分为两类：地质因素和开发因素。前者属于内因，后者属于外因。
（1）地质因素主要包括有：油藏非均质性、构造、断层等。受地质因素影响的剩余油富集区主要涉及油层自身和构造两方面。地质因素受人为影响小，成为影响剩余油分布的主要因素，受其影响的加密井，常能保持高产稳产。
（2）开发因素主要包括有：注采系统的完善程度、注采关系和井网布井、生产动态等。受人为因素影响大，情况经常发生变化。
2.1 沉积相分析
沉积微相是控制油水平面运动的主要因素，也是控制剩余油平面分布的主要因素。通过对比此井区高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1、葡Ⅰ7b、葡Ⅱ4四个小层的沉积微相图和渗透率图，可以得出剩余油主要分布在河道砂主体带边部较小范围的低或特低渗透率油层。
2.2 渗透率的差异
沉积单元中渗透率的差异控制着油藏中剩余油的垂向分布。高Ⅰ6+7层低、未水淹百分比数虽不高，但因其有效厚度远远大于其他三层，低、未水淹厚度最大，所以高Ⅰ6+7层中的剩余油可能是最多的。
2.3 非均质性
由于沉积的不同特征，层间和层内存在非均质性，造成高渗带动用程度高，水洗严重，剩余油相对较少，中、低渗透带动用程度低，甚至未动用，水洗较轻，剩余油相对富集。
由储层层内非均质性分析：正韵律水洗厚度比例低、采出程度低，故该高Ⅰ6+7小层剩余油的分布有利。
层间非均质性越强，则采出程度低，剩余油储量高，高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1、葡Ⅱ4四个小层内分布稳定的夹层，将厚油层细分成若干个流动单元，易形成多段水淹进而形成多段剩余油。
2.4 隔夹层的影响
隔夹层是形成陆相储层流体流动非均质的主要原因之一。高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1、葡Ⅰ7b、葡Ⅱ4四个小层的注采井组内分布稳定的夹层，将厚油层细分成若干个流动单元，减少了注水和产液的有效面积和有效厚度，同时在横向上和纵向上阻挡注入水驱替，易形成多段水淹。
在研究区内，分别分析高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1、葡Ⅰ7b、葡Ⅱ4四个小层的隔夹层厚度、夹层分布的频率及夹层分布的密度，进而从这四个小层中优选出夹层对于剩余油分布有利的层位，进而确定剩余油分布的有利地区。
2.5 动态资料分析
区块共分为四套井网、六套层系开采，共有油水井115口。其中，一次加密井于1986年投产，主要开采非主力油层中的较厚油层，高I 6+7单元即为一次加密井主要开采对象。
2.6 综合资料分析
通过对高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1、葡Ⅰ7b、葡Ⅱ4四个小层沉积微相、渗透率、非均质性以及隔夹层的分析，结合动态资料，做出四个小层剩余油的分布情况。
其中高Ⅰ6+7层，剩余油主要分布在研究区的中西部地区。高Ⅰ10/1层，剩余油主要分布在研究区的东北部地区。葡Ⅰ7b、葡Ⅱ4两个小层剩余油分布与前两个层相比较，剩余油较少，剩余油贫瘠带分布的面积较大，相对比较而言，高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1两个层对剩余油比较有利，并且高Ⅰ10/1较好些。
3 剩余油分布类型
3.1 层间干扰动用状况差型
如单井注入剖面显示，受层间干扰影响的高Ⅰ6+7油层动用状况较差，客观上看剩余油较富集。
3.2 变差砂体遮挡型
受井区内变差砂体的影响，注入井对该井区的作用很小，受水淹程度较小，剩余油富集。
3.3 压裂剩余型
通过三次压裂小层分析，认为主产层高Ⅰ6+7层供液不足，目前有剩余油潜力。
4 结论
（1）通过对高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1、葡Ⅰ7b、葡Ⅱ4四个小层沉积微相、渗透率、非均质性以及隔夹层的分析，结合动态资料，得出剩余油的分布情况。葡Ⅰ7b、葡Ⅱ4两个小层剩余油分布与前两个层相比较，剩余油较少，剩余油贫瘠带分布的面积较大，相对比较而言，高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1两个层对剩余油比较有利，并且高Ⅰ10/1较好些。
（2）将剩余油分为三个类型，即层间干扰动用状况差型、变差砂体遮挡型和压裂剩余型，并分别分析了它们的剩余油潜力。其中高Ⅰ6+7层目前有剩余油潜力。
（3）基于上述结论，可以指导套损关停井挖潜（如开窗侧钻等）措施的选井选层。
参考文献
[1] 张顺，赵波，侯艳平，万俭英.松辽盆地古龙凹陷嫩江组二、三段层序地层及油气藏分布规律[J].石油学报，2006，27：38-46
[2] 兰丽凤.曲流河型砂体流动单元划分方法[J].大庆石油地质与开发，2010，29（3）：59-63
[3] 粱杰锋，黄郑，付晓燕等.低渗透油藏流动单元划分及水淹层识别——以宝浪油田宝北区块为例[J].大庆石油地质与开发，2009，28（6）：105-109
作者简介
任忠喜，男，1987年9月19日出生，东北石油大学石油工程专业毕业，现就职于大庆油田井下作业分公司工程地质技术大队油藏工程室，助理工程师。
【关键词】杏北地区 剩余油 分布规律 分布类型 选井选层
1 研究地区基本情况
大庆油田杏树岗油田北部开发区（简称杏北地区）位于黑龙江省大庆市红岗区，北以杏一区一排与萨尔图油田南部开发区接触，南以杏八区一排与杏树岗油田南部开发区相接，面积197.9km2。构造比较平缓，两翼基本对称，构造轴向为北东15°。正断层，断层走向多为北西或北北西，油水界面在-1010m～-1030m左右，油层具有统一的压力系统，边底水不活跃，无夹层水。杏北地区储集层，沉积于下白垩统青山口组反旋回的晚期和姚家组复合旋回的早期。根据区域地质解剖，在油层形成过程中，主要经历了青二、三段晚期，姚一段时期和姚二、三段时期。
杏3-丁2-322井区位于杏1-3区乙块内，区内构造平缓，油层埋藏深度为800～1200m，油水界面在海拔-1030m左右。含油面积8.2km2。
2 剩余油分布规律研究
影响剩余油分布的因素很多，通常划分为两类：地质因素和开发因素。前者属于内因，后者属于外因。
（1）地质因素主要包括有：油藏非均质性、构造、断层等。受地质因素影响的剩余油富集区主要涉及油层自身和构造两方面。地质因素受人为影响小，成为影响剩余油分布的主要因素，受其影响的加密井，常能保持高产稳产。
（2）开发因素主要包括有：注采系统的完善程度、注采关系和井网布井、生产动态等。受人为因素影响大，情况经常发生变化。
2.1 沉积相分析
沉积微相是控制油水平面运动的主要因素，也是控制剩余油平面分布的主要因素。通过对比此井区高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1、葡Ⅰ7b、葡Ⅱ4四个小层的沉积微相图和渗透率图，可以得出剩余油主要分布在河道砂主体带边部较小范围的低或特低渗透率油层。
2.2 渗透率的差异
沉积单元中渗透率的差异控制着油藏中剩余油的垂向分布。高Ⅰ6+7层低、未水淹百分比数虽不高，但因其有效厚度远远大于其他三层，低、未水淹厚度最大，所以高Ⅰ6+7层中的剩余油可能是最多的。
2.3 非均质性
由于沉积的不同特征，层间和层内存在非均质性，造成高渗带动用程度高，水洗严重，剩余油相对较少，中、低渗透带动用程度低，甚至未动用，水洗较轻，剩余油相对富集。
由储层层内非均质性分析：正韵律水洗厚度比例低、采出程度低，故该高Ⅰ6+7小层剩余油的分布有利。
层间非均质性越强，则采出程度低，剩余油储量高，高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1、葡Ⅱ4四个小层内分布稳定的夹层，将厚油层细分成若干个流动单元，易形成多段水淹进而形成多段剩余油。
2.4 隔夹层的影响
隔夹层是形成陆相储层流体流动非均质的主要原因之一。高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1、葡Ⅰ7b、葡Ⅱ4四个小层的注采井组内分布稳定的夹层，将厚油层细分成若干个流动单元，减少了注水和产液的有效面积和有效厚度，同时在横向上和纵向上阻挡注入水驱替，易形成多段水淹。
在研究区内，分别分析高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1、葡Ⅰ7b、葡Ⅱ4四个小层的隔夹层厚度、夹层分布的频率及夹层分布的密度，进而从这四个小层中优选出夹层对于剩余油分布有利的层位，进而确定剩余油分布的有利地区。
2.5 动态资料分析
区块共分为四套井网、六套层系开采，共有油水井115口。其中，一次加密井于1986年投产，主要开采非主力油层中的较厚油层，高I 6+7单元即为一次加密井主要开采对象。
2.6 综合资料分析
通过对高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1、葡Ⅰ7b、葡Ⅱ4四个小层沉积微相、渗透率、非均质性以及隔夹层的分析，结合动态资料，做出四个小层剩余油的分布情况。
其中高Ⅰ6+7层，剩余油主要分布在研究区的中西部地区。高Ⅰ10/1层，剩余油主要分布在研究区的东北部地区。葡Ⅰ7b、葡Ⅱ4两个小层剩余油分布与前两个层相比较，剩余油较少，剩余油贫瘠带分布的面积较大，相对比较而言，高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1两个层对剩余油比较有利，并且高Ⅰ10/1较好些。
3 剩余油分布类型
3.1 层间干扰动用状况差型
如单井注入剖面显示，受层间干扰影响的高Ⅰ6+7油层动用状况较差，客观上看剩余油较富集。
3.2 变差砂体遮挡型
受井区内变差砂体的影响，注入井对该井区的作用很小，受水淹程度较小，剩余油富集。
3.3 压裂剩余型
通过三次压裂小层分析，认为主产层高Ⅰ6+7层供液不足，目前有剩余油潜力。
4 结论
（1）通过对高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1、葡Ⅰ7b、葡Ⅱ4四个小层沉积微相、渗透率、非均质性以及隔夹层的分析，结合动态资料，得出剩余油的分布情况。葡Ⅰ7b、葡Ⅱ4两个小层剩余油分布与前两个层相比较，剩余油较少，剩余油贫瘠带分布的面积较大，相对比较而言，高Ⅰ6+7、高Ⅰ10/1两个层对剩余油比较有利，并且高Ⅰ10/1较好些。
（2）将剩余油分为三个类型，即层间干扰动用状况差型、变差砂体遮挡型和压裂剩余型，并分别分析了它们的剩余油潜力。其中高Ⅰ6+7层目前有剩余油潜力。
（3）基于上述结论，可以指导套损关停井挖潜（如开窗侧钻等）措施的选井选层。
参考文献
[1] 张顺，赵波，侯艳平，万俭英.松辽盆地古龙凹陷嫩江组二、三段层序地层及油气藏分布规律[J].石油学报，2006，27：38-46
[2] 兰丽凤.曲流河型砂体流动单元划分方法[J].大庆石油地质与开发，2010，29（3）：59-63
[3] 粱杰锋，黄郑，付晓燕等.低渗透油藏流动单元划分及水淹层识别——以宝浪油田宝北区块为例[J].大庆石油地质与开发，2009，28（6）：105-109
作者简介
任忠喜，男，1987年9月19日出生，东北石油大学石油工程专业毕业，现就职于大庆油田井下作业分公司工程地质技术大队油藏工程室，助理工程师。