甘文军

（中国石化东北油气分公司勘探开发研究院，吉林长春 130062）

东北油气分公司已投入开发的油田生产单元多具有储层渗透率低、储量丰度低、断块面积小、砂体厚度薄等低品位油藏的特征，在低油价的环境背景下严重制约了油田的开发效益。为了提高储量动用率，降低开发成本，针对平面、层间、层内三大矛盾形成的不同剩余油分布特征和模式，以实现均衡驱替、有效驱替为目的，制定了不同的流场调整对策，进行了流场立体调整，实现了特低渗小断块低品位油藏的效益开发。

1 剩余油分布特征及主控因素研究

通过对东北油气分公司投入开发的油田生产单元油藏剩余油动态分布研究，结合构造、储层、注 采流线、井网及压力特征的分析，揭示了剩余油形成的主控因素及分布模式。

1.1 平面剩余油分布及主控因素

平面上剩余油分布主要受井网控制程度、砂体平面展布及连通性、储层平面非均质性[1-3]、断层封闭性和井投产时间造成的地层压力分布等因素控制。

根据各因素对剩余油控制程度的不同，可以划分为五种剩余油分布模式：①断层遮挡或岩性尖灭带附近[4]水驱滞留形成的剩余油富集区；②油井排之间注入水很难波及驱替到形成的剩余油富集区[5]；③平面上注采不完善形成的剩余油富集区（有采无注区及有注无采区）[6]；④次流线方向上的剩余油富集区；主流线方向（高渗方向）油层吸水多、水推进快、水洗程度高，导致“舌进”[7]，而次流线方向（中低渗方向）油层吸水少、水推进慢、水洗程度低，剩余油富集[8]；……