陈 科，张旭东，何 伟，尹 超，唐 磊，张 虎，叶仲斌

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司中海油实验中心（渤海），天津300452；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500）

河流相沉积储层的储量和产量在渤海区域都占有重要地位，实现此类油藏的高效开发，对于渤海油田增产、稳产意义重大[1]。但河流相沉积储层地质条件十分复杂，横向变化快，纵向叠合差，储层非均质性严重，开发难度大，在注水开发过程中，由于不同渗透率储层吸水不同导致各储层平面、层间及层内3大矛盾突出，含水上升快，剩余油分布分散，水驱效果差[2-3]。即便如此，海上河流相沉积储层剩余油储量仍然十分可观，有进一步提高原油采收率的空间[4]。对于这类非均质储层，不同渗透率储层之间水驱渗流特征差异、剩余油分布差异以及后期剩余油的挖潜方向等都是亟待解决的问题[5-7]。

目前众多学者针对不同油藏后期剩余油挖潜进行深入研究，但不同渗透率储层剩余油分布差异研究较少。黎盼[8]认为渗透率对可动流体赋存特征影响较大，水驱油效率与渗透率的相关性要好于孔隙度，渗透率参数更能体现储层岩石的渗流特性。安然[9]认为注水开发的过程中，渗透率高的油层微观孔隙半径较大，则其驱油需要克服的阻力较小，渗透率较低的油层，其微观孔隙半径较小，驱油所需克服的阻力较大。因此，在注水压力相同时，当低渗区域孔道驱油还未完成时，高渗区域已经完成驱油过程，吸水压差减小，压力不足以使注入水通过半径较小孔隙，使渗透率相对较低的储层孔道产生不出油或者出油速度很慢的现象。……