随着开发程度的不断深入，海上某油气田油藏已进入开发中后期，油藏综合含水90.6%左右，地质储量采出程度超过35.2%。虽然油藏生产上主要表现为高含水、高采出程度和剩余油高度分散的“三高”特征^[1]，但地下储层中仍存在有大量的剩余油。目前有关剩余油分布的研究方法非常多^[2-4]。本文旨在针对油气田主力油藏C2底水油藏，在高分辨地震、钻井和测井资料的基础上，综合应用开发地质、生产测井和油藏数值模等技术和方法，对剩余油的分布进行了研究。

1 C2油藏概况

据钻井资料和高分辨率地震资料构造解释，C2油藏构造呈一北北东向的长轴状背斜(图 1)，构造中北部存在近北东东向的微幅鞍部，故整个C2构造可细分为南北两个高点，其中南部高点含油面积大，北部高点含油面积小；储层为砂质辫状河沉积，厚度基本都大于30 m，孔隙度分布范围为12%~26%，渗透率分布范围为10×10^-3~700×10^-3 μm²，以中孔中高渗储层为主；油藏类型为底水油藏，油层碾平厚度约20 m，储量为410×10⁴ t；C2油藏投产初期构造南北部各有一口水平井生产，后期构造中部有两口定向井补孔生产，目前C2油藏已累积采出原油155.0×10⁴ t，综合含水97.3%，采出程度37.8%。

2 剩余油分布研究

剩余油的分布研究是油藏进人中后期挖潜的重要基础，在综合多学科和多技术的基础上，对C2油藏的剩余油分布进行了研究。

2.1 开发地质方法 2.1.1 储层非均质性控制剩余油分布

(1) 储层层内非均质性

受沉积环境影响，储层沉积时具有一定的旋回特征，即使同一砂体内部也会存在一定的非均质性，如渗透率垂向上的差异，这种差异会导致单一小层采出程度差异较大^{[5, 6]}。C2油藏测井解释成果表明，北部储层测井曲线齿化严重，垂向渗透率差异大，级差可达15倍。因此生产过程中，储层垂向不同位置原油采出程度差异大，如B8井C2油藏C24小层(图 2)，因储层垂向渗透率差异导致顶部高渗段采出程度高，水洗程度高，而低渗段则因采出程度低，尚有较多剩余油分布其中。

(2) 层间非均质性

当低渗透油藏夹于高渗油层之间同时开采时，会因其渗透率较低导致产液能力被屏蔽，从而形成剩余油富集在该层^[1]。据储层分析资料，C2油藏北部含油层段泥质和钙质夹层相对较发育，使得C2储层的生产过程类似于不同渗透率的多层砂体合采，其中高渗层采出较多，低渗层采出较少。如B8井生产测井解释成果所示(图 2)，C23小层中仅1单元和2单元动用程度高、水洗严重，3单元和C24小层则因贡献较少而弱水洗或未水洗，为剩余油的富集区。

(3) 储层平面非均质性

储层平面非均质性对油藏的采出程度影响也非常大，如果储层非均质性强，则会存在较多的剩余油^{[6, 7]}。研究表明，C2油藏物性总体呈南好北差的特征，这也是C2油藏采出程度南高北低的根本原因。据C2储层分形维分析结果，构造北部B8井北面和东北部BA6井南部以及PH4井西侧储层分形维数值较大，尤其是北部，这也进一步说明了北部储层非均质性较强(图 3)。另外，据C2储层阻抗反演分析，南部储层阻抗低、分布更稳定、连续性好，北部明显差于南部。综合以上分析，认为C2油藏剩余油主要分布在B8井以北，西部和东北部剩余油的富集程度可能要差一些。

2.1.2 构造控制剩余油分布

在新的高分辨率三维地震资料采集后，对C2油藏重新进行了精细构造解释，北部出现一正向微构造高点，构造幅度约5 m左右，北部水平井位于该微构造的东翼(图 1)。在油藏开发过程中，这种微构造因位置高易形成剩余油的富集有利区^[8]。

另外，据新三维地震剖面层位标定追踪，C2油藏上部同相轴在A7井、B8井及其B8井以西比较稳定、连续(图 4剖面1)，说明B8井附近储层存在近东西向的高渗带；而B8井向北西方向同相轴存在较明显的分叉现象(图 4剖面2)，且分叉层位延续到北部AA5井处，其井上表现出泥质夹层特征，综合以上两方面分析认为B8井北侧存在砂体上倾尖灭和叠置现象，因此现有开发井难以动用该部分剩余油。

2.2 油藏工程方法 2.2.1 油藏动态监测方法

油藏动态监测是研究剩余油分布的重要手段，其主要依靠生产测井技术来完成。目前有关利用各种生产测井技术来研究剩余油分布的文献非常多^[9]，该油气田主要采用了RPM测井技术(碳氧比模式)，基本原理是向地层发射中子脉冲束，通过对中子与地层中碳、氧原子发生核反应产生的伽马射线进行能谱分析，从而确定地层中的含油饱和度^[9]。由于海上钻井成本高，油藏开发过程中，开发井数量少，且相对集中于构造高部位，所以生产测井对剩余油的垂向分布特征研究帮助较大，不利于研究剩余油的平面分布。因此实际工作中，生产测井方法一般与开发地质方法综合应用。据C2油藏所有的生产测井资料显示，南部为底水逐渐上升，剩余油一般分布在各井C2储层顶部；北部则因储层非均质性强，垂向上剩余油与地层水呈指状交错特征(图 2)。

2.2.2 实验模拟方法

据石油大学(北京)油藏数值模拟组实验室分析，非均质油藏水平开发时，水淹模式为高渗突破、沿井扩展、次高突破、全井水淹，其中当水平段相邻高低渗段之间渗透率级差达到4倍以上时，低渗段下方原油可能不会被动用。C2油藏北部含油层段储层夹层较发育，且层内非均质性强。从钻井情况来看，北部水平井中段储层渗透率比跟部和趾部储层渗透率低较多，其渗透率级差已超过4倍，因此低渗段下部及西侧应该存在部分剩余油。

2.2.3 数值模拟方法

根据C2油藏地质认识，利用RMS地质建模软件建立了C2油藏的三维地质模型，对C2北部储层的非均质性进行了精细刻画。在精细地质模型的基础上，结合生产动态特征开展了C2油藏数值模拟研究。通过开展各油井及全油藏开发历史的拟合，最后得到C2油藏剩余油分布。从数模成果来看，C2油藏剩余油主要有三部分(图 5)，分别为C2构造北部B8井北侧、东北部BA6井南侧和构造西南翼，其中北部剩余油相对集中，规模相对较大。数模结果的总体认识与地质分析成果基本相吻合。

3 C2油藏剩余油挖潜及效果

多种方法综合研究结果表明，C2构造北部高点附近剩余油相对比较富集。最近利用原水平井开窗侧钻多分支水平井，率先对构造北部高点附近的剩余油进行了挖潜。钻后分析表明，调整井挖潜效果明显，钻遇储层765 m，其中油层634 m，油水同层108 m，水层16 m，总的油气层钻遇率为50%，其中油水同层主要集中在B8井附近，基本符合钻前地质认识。而水层则分布在微构造的西侧，垂向上为C23小层的第2单元，这与之前分析北部储层存在高渗带和砂体叠置现象相符合(图 4)，B8井西部底水沿夹层间的高渗层向微构造高点突进，故调整井会钻遇水层。

挖潜井投产初期原油日产量为227.6 m³/d，远高于原生产井的14 m³/d，含水率也由原来的96.2%降至50%左右，且生产状况比较稳定。据油藏数模研究成果，C2油藏挖潜井可增产原油4×10⁴ t以上。

4 结论

(1) 综合应用开发地质、油藏工程等方法对C2油藏剩余油的分布进行了研究，指出构造北部剩余油最为富集，并且得到了挖潜井的证实。

(2) 综合剩余油分布研究成果分析认为，储层非均质性是C2油藏北部剩余油较富集的根本原因。

(3) 调整井的挖潜效果证实油藏开发后期利用分支水平井技术挖潜可行，值得同类型的海上油气田借鉴。