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油气田开发地质学3-5

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油气田 开发 地质学
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1第一节 开发层系的划分与组合第二节 开发方式的选择第三节 注水方式的确定第三章第三章油藏开发设计的地质决策油藏开发设计的地质决策2砂岩油田的注水开发中的注采问题:注什么? 注水、注气、注蒸汽、注清水、注污水在哪儿注? 边外注、边缘注、边内注、合注、分注什么时候注? 早期注水、气驱后注水、先自然后人工怎么注? 交替注水、强化注水3一、据不同油层的地质特征和开发条件,合理划分与组合开发层系,将开发特性相似的油层组合在一起,采用与之相适应的开发方式和井网进行开发,是解决层间矛盾、提高储量动用程度、防止水的单层突进的主要途径。1 2 3 4射开层数4一、开发层系的划分组合层系划分与分层开采的关系相同点:两者都是为了调整层间矛盾,提高驱油厚度,增加动用储量。关系: 层系划分细,分层开采工艺就比较简单;层系划分粗,分层开采工艺就复杂。分层开采工艺的发展可以影响但并不能替代开发层系划分与组合,它只是在一定的井网层系内进一步进行层间矛盾的调整。5一、开发层系的划分组合• 一个独立的开发层系应具有一定规模的储量,以保证油井具有一定的生产能力;• 不同开发层系之间应有可靠的水动力屏障,及非渗透性隔层,以避免相邻层系之间发生窜流。• 同一开发层系天然驱动类型应相同,以能够适应同样的开采方式。• 同一层系内各油层的孔隙结构、油层润湿性等应尽可能一致,以保证对注入性质要求上的一致性。发层系的划分组合• 同一开发层系内各油层的性质应基本相近,主要是油层分布和渗透率不同相差太大,以保证各油层随注水方式和注采井网具有同样的适应性;• 同一开发层系内,构造形态、油水分布、原油性质应基本相似,开采井段不宜过长,射孔层数不宜过多,以免造成开发过程的复杂化;• 开发层系划分应在分层注水工艺技术能够解决的范围内做到尽量简化,以达到既能提高开发效果,又可减少不必要的开发投资的目的。发层系的划分组合陈永生《非均质对策论》组合系数=射孔层数×渗透率级差当注水层数超过6个时,油层的吸水状况越来越差,不吸水层的渗透率越来越高。因此,只要单井控制了足够储量,那么一口井的射孔层数不能太多。8一、开发层系的划分组合有效厚度均 分布范围 平均 分布范围 平均萨葡高7 量丰度低;若按照300104 t。小于开发条例规定的油层有效厚度不小于10m ,单井控制储量不小于10 × 104此基本上只能按照一套开发层系进行开发。9油田开发方式:指油田在开发过程中依靠何种能量来驱动石油。首先是天然能量开发,但油田天然能量即使非常充足,只依靠天然能量进行开发,油田采收率低,采油速度低,开发周期长。我国油田开发方针是进行早期人工注水,保持油层压力。二、开发方式的选择101、束缚水:储层毛细管中由于受到毛细管力的束缚不能流动的水,没有驱油作用。2、边水:分布于油气层四周,界面与油层顶、底面均相交。多见于层状油藏中,边水对油气具有驱动作用。3、底水:油气藏下部均为水,油水界面与油层顶面相交。多见于厚层状或块状油藏中,底水具有驱油作用。5、气顶气 :指呈游离状态分布于油藏构造顶部的天然气。4、溶解气:在地下原始状态下溶解于油中的气,当地层压力低于其饱和压力时,从油中释放出来形成游离气。油藏中部分流体及其分布1112油藏天然能量边、底水能量——水体体积与油体体积的比值是反映水体能量大小的重要参数,水体越大,能量越充足。气顶能量——原始地下自由气体积与原始地下油体积的比值越大,气顶能量越大。溶解气能量 ——当油层压力低于原油饱和压力时,原油中的溶解气就会分离出来膨胀驱油;地层压力和饱和压力之差(简称地饱压差)越小,溶解气越容易释放出来;原始溶解气油比越高,溶解气能量越充足。弹性能 ——在压力下降过程中,岩石和流体本身膨胀,会产生弹性能量,同样具有驱油作用。地饱压差越大,弹性能量也越大。重力能 ——只有在油层较厚、地层倾角比较大时,原油本身的重力能才能表现出来。13油藏驱动方式油藏驱动方式是指油藏在开采过程中主要依靠何种能量将油气从油层中驱出。水压驱动——油藏开采后压力下降,周围水体 (边底水或人工注水 )流入油藏对油藏水体进行补给,就是水压驱动。气压驱动——驱油动力主要是气顶中压缩气体的弹性膨胀力。开采时,采出油量由气顶中气体的膨胀而得到补充。弹性驱动——驱油动力是油藏本身的弹性膨胀力生产。该类驱动油藏多是断层封闭或岩性封闭油藏,缺乏充足水源供给(边底水或人工注水),油藏压力高于饱和压力。溶解气驱——驱油动力是从石油中分逸出来的溶解气体的膨胀力。驱动能量大小主要取决于原油溶解气体的数量。重力驱动——靠原油自身的重力将油驱向井底时为重力驱动。重力驱油要求油层倾斜大,厚度大。14外来补给的驱动方式水压驱动气压驱动弹性驱动内能消耗的驱动方式溶解气驱动重力驱动15二、开发方式的选择1. 对天然能量不足的油藏,一般采取同步注水采油、保持油层能量的开发方式。弹性能量 边水能量 溶解气能量油田综合压缩系数10产压差d*m)溶解气油比M3/龙虎泡 发方式的选择采油强度, t/(d*m)区块名称注水时间2月 4月 6月 8月 10月 12月 14月树 322井区 滞后6 个月 2试验区 滞后4 个月 用天然能量开采,油井压力和产能下降速度快;注水越早,地层压力和产量保持水平越高,相同含水时的采出程度也越高。172. 对于具有一定天然能量的油藏,在开发设计中应充分考虑天然能量的合理利用。二、开发方式的选择天然能量边底水水压气顶气压溶解气重力刚性水压弹性水压外能内能18二、开发方式的选择大庆外围龙虎泡油田原始气油比较高,为 t,地下原油粘度低,一定的溶解气驱动能量。原油物性特征曲线表明,当地层压力降低至 油粘度仅由 过 时生产气油比由初期的 t 上升为 900m3/t,单井日产量仍然可保持在 4t/明有限的地层压力降低并没有使油层的渗流条件变坏。实际上该油田在地层压力降到饱和压力 2000年综合含水 60%,采出程度为 开发效果良好。19二、开发方式的选择高西油田原始气油比较高,t,地下原油粘度也比较低,s, 也具有一定的溶解气驱动能量。数值模拟可以看出,限期利用天然能量-溶解气能量进行开发,饱和压力时再转为注水开发,可以达到较好的开发效果。20三、照注水井所在位于与含油区的关系可以分为 边外注水、边缘注水和边内注水。边内注水根据注水井的分布特征可以分为面积注水、行列注水、环状注水、点状注水 等方式。21三、注水方式选择注水方式边外注水--外含油边界附近注水边缘注水--油水过渡带内注水行列注水-- 井排切割注水面积注水四点法面积注水五点法面积注水七点法面积注水九点法面积注水点状注水-- 注水井分布不规则边内注水环状注水-- 注水井呈环状22三、油层的分布特征• 含油区与含水区之间是否存在低渗透带• 油水粘度比• 油层在油水边界外是否尖灭或变差• 油田的面积规模23三、注水方式选择注水方式 地质条件边外注水 高渗、均质性好、原油粘度低,油藏与外界连通性好边缘注水 高渗、均质性好、原油粘度低,但是油水过渡带宽、与边外连通性差、过渡带外渗透率降低行列注水 油层面积大、分布稳定、形态规则规则面积注水低渗、非均质性强、原油粘度高,或需要较高的采油速度不规则点状注水油藏非均质严重,或是透镜体、复杂断块等不规则油藏点状注水可以作为行列注水和面积注水的一种补充,可以作为开发过程中一种局部调整手段。不同注水方式适应的油藏地质条件24三、注水方式选择边内注水方式之间的区别• 采油速度上:面积注水使得整个油田得计所有储量一次性全面投入开发,采油速度高;行列注水由于中间井排动用程度较低,所以采油速度要相对低一些。• 水驱效果上:在油层分布的条件下,行列注水的水淹面积系数要高于面积注水和点状注水。• 剩余油分布:行列注水剩余储量分布比较集中,而面积注水和点状注水要分散得多。25第一节 注水开发油藏生产动态特征及其监测第二节 油水运动状态的差异性第三节 注水开发过程中油藏性质变化第四章第四章油藏动态地质特征油藏动态地质特征26一、油藏压力监测二、吸水剖面监测三、产液剖面监测四、注水开发油藏生产动态特征第一节第一节注水开发油藏生产动态特征及其监测注水开发油藏生产动态特征及其监测27我国油藏天然能量不足,开发方针是进行早期人工注水,保持油层压力。油藏天然能量即使非常充足,只依靠 它,油田采收率低,采油速度低,开发周期长。一、 )上覆岩层压力又称为地静压力,指上覆岩石骨架和孔隙空间流体的总重量所引起的压力。1([φφρρ −+== —上覆岩层压力ρ ––上覆岩石密度 ,Kg/孔隙中流体的密度, Kg/岩层骨架的平均密度, Kg/ ——重力加速度29(2) 静水压力指静水柱造成的压力,它与液体密度、液柱高度有关,而与液柱形状和大小无关h ρH––静水压力;h ––静水柱高度;ρf––地层水的密度30(3)地层压力指作用于岩层孔隙空间内流体上的压力,亦称孔隙流体压力。在含油气区域内的地层压力又叫油层压力或气层压力。31(4) 异常地层压力把偏离静水柱压力的地层孔隙流体压力称之为异常地层压力,或称压力异常。常用压力系数和压力梯度来表示异常压力的大小。压力梯度—— 指每增加单位深度所增加的压力,单位32压力梯度与流体密度成正比关系33(6)压力系数指实测地层压力(同一深度静水柱压力(比值一般规定 为正常地层压力当 > 属高压异常当 4 阶段 年份 井数 口 厚度 m 厚度m % 厚度m % 厚度m % 分注前 1980 20 981 17 6 983 以后 喇嘛甸油藏油层动用状况表97(2)多层合采产量小于分单层开采产量之和例如胜坨抽田3—10—17井,三个层分别单采时,分层日产油量29 ~ 47t,合计122t。而三层合采后,日产量只有47t,相当于三层合计产量的38%。(3)生产井的流动压力越高,层间干扰越严重根据大庆萨中地区的统计资料,压力特高井的平均单井产量要比全区低26%,采油指数小32%。98(4)油藏高含水期,层间干扰更为严重胜坨油田分区统计,高含水期被干扰层的厚度占43% ~ 66%,平均为52%。当 卡堵高压、高含水层后,油井含水率可以大幅度下降,甚至不含水,产油量可以成倍、甚至十几倍地增长。994.层间差异对开发效果的影响层间差异对油田注水开发最严重的影响是降低油层动用层数和水淹厚度。渗透率级差与油井出油状况统计表 出油 不出油 根据油藏注水开发实践经验,在一套开发层系中,油层渗透率级差控制在5 左右比较恰当。地 区 渗透率级差 统 计 层 数统计厚度 m 层数厚度 m 出油厚度比例% 层数厚度m 不出油厚度比例%5 103 6 7 643 8 15 00一、层内差异二、层间差异三、平面差异第二节第二节油水运动状态的差异性油水运动状态的差异性101三、平面差异陆相沉积储集层在平面上不同方向、不同部位的非均质性也很严重。在油藏注水开发中,表现为平面差异。1.注入水沿高渗透条带突进形成局部舌进(河流相沉积的河道砂体尤为突出)102含水 95%含水 32%26产26t/d,高孔渗的主河道微相采出程度高、水淹严重,物性较差的侧缘微相采出程度差,含水低。1032.双重渗透率方向性加剧了平面差异双重渗透率方向性是指砂体内高能条带状展布所引起的方向性渗透,以及由于层理倾向和颗粒排列等组构引起的渗透率各向异性。两者同方向的重合即形成双重渗透率方向性,从而加剧了储集层的平面非均质性。这种现象在河道砂体中相当普遍。从总体看,垂直砂体沉积方向或从河道向两侧方向驱油,水线推进速度较慢,驱动效果较好。1043.井间干扰现象由于储集层的平面差异,处于不同位置的生产井经常会出现井间干扰现象。主要有三个方面:(1)同一注水井组中,有 —口油井见水,产液量上升,其他油井产液量则会下降;(2)油井调整生产压差,相邻井就要受到影响;(3)油井见水后,见水方向水线推进速度加快,平面舌进现象加剧。1054.断层遮挡和井网控制程度差,增加了平面差异性。胜坨油田新井投产初期高产情况分类表 断层和尖灭线附近无井控制区 非主流线区 局部构造高部位 注水线二位置 其它 合计 井数,口 21 25 12 5 5 3 71 占百分比, % 00 106第一节 注水开发油藏生产动态特征及其监测第二节 油水运动状态的差异性第三节 注水开发过程中油藏性质变化第四章第四章油藏动态地质特征油藏动态地质特征107取心井取心井研究研究对子井测对子井测井分析井分析系统水驱系统水驱实验实验宏观宏观参数参数渗透率渗透率孔隙度孔隙度泥质含量泥质含量粒度中值粒度中值油藏性质宏观参数变化规律研究方法108储层骨架结构变化储层骨架储层骨架结构变化结构变化孔喉网络变化孔喉网孔喉网络变化络变化粘土矿物变化粘土矿粘土矿物变化物变化地层微粒变化地层微地层微粒变化粒变化孔喉管壁变化孔喉管孔喉管壁变化壁变化储层微观参数变化规律储层微观参数储层微观参数变化规律变化规律油藏性质微观参数变化规律研究方法岩石薄片岩石岩石薄片薄片电子显微镜电子电子显微镜显微镜粘土层性质的变化二、流体性质的变化三、油层润湿性的变化四、储层和流体性质变化对水驱效果的影响第三节第三节注水开发过程中油藏性质变化注水开发过程中油藏性质变化110一、储层性质的变化1.注入水对岩石矿物和孔隙的作用注入水对粘土矿物的作用有两种:一是水化作用(粘土矿物吸水膨胀)另一个是机械搬运 —聚积作用。含水阶段 特高含水阶段%含水阶段 高含水阶段%泥质含量变化113泥质含量变化83层取心井研究成果层取心井研究成果中能带泥质含量降低了9%含水阶段 高含水阶段%含水阶段 高含水阶段 特高含水阶段%114泥质含量变化系统水驱实验结果系统水驱实验结果伊/蒙 伊利石 高岭石 绿泥石伊/蒙间层比前7 8 4 83 5 50后 4 15 2 80 3 15前7 8 2 85 5 30后 4 14 2 81 3 153位 冲刷粘土矿物相对含量%粘土总量%随着含水的上升,泥质含量降低。1157465676065707580高龄石含量%初中高特高12层不同含水阶段高岭石含量对比图86 87767160708090100高岭石%83层不同含水阶段高岭石含量对比图储层粘土矿物的变化不同含水阶段高岭石对比不同含水阶段高岭石对比116注入水对造岩矿物的作用是溶蚀作用。通常采出水的矿化度总是高于注入水,说明水驱油过程中,总是溶解了部分盐类,并把它带出地面。另一方面,注入水中杂质的种类很多,基本都对油层孔隙起堵塞作用。对中低渗透层影响更严重。117118注水前后粒度中值与泥质含量关系(大港羊三木油田 )119注水前后孔隙度、粒度中值与渗透率交汇(大港羊三木油田 )120粒度中值变化系统水驱实验结果系统水驱实验结果随着含水的上升,%09612层不同含水阶段水驱前后粒度中值对比图层不同含水阶段水驱前后粒度中值对比图121粒度中值变化系统水驱实验结果系统水驱实验结果随着含水的上升,洗后油层孔隙度和渗透率的变化开发初期 特高含水期增大或减小的平均值增大或减小的百分比,% 10085 16078 15645 14966 14559 1346 1341泥质含量,% 透率10度中值均 块数 平均 块数 平均 块数 平均开发初期 42 3 3539 44 4 8 7 4440 79 9 5 4 5554 81 1 0 6652 4 2 2 291 50 0 14 25 257 128 28 2 6 237 76 6 4 2 194 15 5 )含水阶段 特高含水阶段%含水阶段 特高含水阶段%含水阶段 高含水阶段%含水阶段 高含水阶段 特高含水阶段%含水阶段 特高含水阶段%、高含水阶段 特高含水阶段%间孔隙度变化随着含水的上升,孔隙度变化在实验误差之内。127渗透率变化1236812555141721100011500120001250013000135001400014500中含水阶段 高含水阶段 特高含水阶段10含水阶段 高含水阶段1015%12883层取心井研究成果层取心井研究成果中能带渗透率增加了17%10991289121110001050110011501200125013001350低含水阶段 中含水阶段 高含水阶段10含水阶段 高含水阶段 特高含水阶段1000 1000 1500 2000 2500注人倍数, 90% >90%〈60%系统水驱实验结果系统水驱实验结果—00 1000 1500 2000注入倍数,30系统水驱实验结果系统水驱实验结果—注水冲刷前后空气渗透率变化渗透率变化0100020003000400050000 1000 2000 3000 4000 5000注水前 10透率层,渗透率升高;中升高;中渗储层,渗透率降低。透率降低。1313.油层孔隙特征参数的变化水驱油实验前后,K/结构系数(G)特征结构系数(1/(说明 水驱以后油层非均质更为严重井号 216 316 418水洗程度 未水洗 强水洗 未水洗 强水洗 未水洗 强水洗岩样块数665545退出效率,% %)层位开发阶段胶结物含量( %)基底式 孔隙式接触-孔隙式孔隙-接触式接触式 1 3 而馆陶组储层平均胶结物含量注水前的17%变化幅度均在40%左右05101520253035404550基底式 孔隙式 接触它133储层骨架结构变化模型随着含水的上升,颗粒骨架的接触关系发生改变83层取心井薄片对比层取心井薄片对比特高含水阶段中含水阶段高含水阶段初含水阶段点线接触点线接触,大部分分离颗粒游离,呈漂浮状点线接触为主,0 90 88083层不同含水阶段水驱前后孔喉半径中值对比图136010203040506070胶结物 基底式 孔隙式 接触 - 孔隙触式 其它早期 中后期水淹前后岩石胶结类型对比(大港羊三木油田 ) 变异系数水淹前 水淹后0481216 突进系数水淹前 水淹后注水前后储层层间非均质性参数平均值对比(大港羊三木油田 )1384.大孔道现象的出现大孔道是指高渗透油层经过注入水长期冲刷而形成的孔隙度特别大、渗透率特别高的薄层条带。大孔道形成后,注入水沿此方向大量流走,形成低效一无效循环,同层位其他方向很难受效,形成极其严重的平面差异,很难再提高驱油效率。数值模拟处理 注 入 井 号 试验日期 最先见剂井号见 剂 时 间 孔道 厚度 透率 μm 25590 46 57 2335 88 39油层油层大孔道大孔道14022179井 22219井层位 厚度,m 堵前,% 堵后,% 层位 厚度,m 堵前,% 堵后,%沙三2 三1+ 三3+三3+ 三3+用调剖堵水技术,可以大大降低特高渗透一大孔道层的吸水能力,提高其他层的吸水量,改善注水效果。141一、储层性质的变化二、流体性质的变化三、油层润湿性的变化四、储层和流体性质变化对水驱效果的影响第三节第三节注水开发过程中油藏性质变化注水开发过程中油藏性质变化142二、流体性质的变化原油粘度与含水率的关系随着含水率的升高,采出原油的粘度、密度、含蜡量、含胶量、凝固点都有不同程度的增大,尤其是原油粘度变化最大。14305101520251960973987001973987973987001973987001与原地层水矿化度高低有关。孤岛油田馆陶组储层从75年开始注淡水开发,到86年左右混合地层水矿化度降到最小,后来对油层保护的进一步认识,改为污水回注,地层水矿化度又开始上升。145一、储层性质的变化二、流体性质的变化三、油层润湿性的变化四、储层和流体性质变化对水驱效果的影响第三节第三节注水开发过程中油藏性质变化注水开发过程中油藏性质变化146三、油层润湿性的变化油层润湿性随着水洗程度的提高,一般从亲油性向亲水性方向转变。14783层不同含水阶段相渗曲线层不同含水阶段相渗曲线随着含水的升高,相渗曲线的共渗点右移,亲水性增随着含水的升高,相渗曲线的共渗点右移,亲水性增强。强。相对渗透率的变化148一、储层性质的变化二、流体性质的变化三、油层润湿性的变化四、储层和流体性质变化对水驱效果的影响第四节第四节注水开发过程中油藏性质变化注水开发过程中油藏性质变化149四、储层和流体性质变化对水驱效果的影响润湿性的变化对开采效果影响最大,其次是原油性质,第三为油层温度,影响最小的是渗透率的变化。单元含水,%采出程度,%方案0 2060909598原参数不变 90%的油藏,仍然保持了较高的采油速度和较好的开发效果。这不仅说明高含水期是中国油藏重要的采油阶段,而且也提示油层和流体的某些性质向有利方向转化,对油藏开采会发挥积极作用。151第一节 剩余油类型与分布第二节 剩余油监测方法第三节 剩余油预测研究第五章第五章剩余油形成与分布剩余油形成与分布152一、剩余油基本概念二、剩余油分布规律三、剩余油成因及控制因素第一节第一节剩余油类型与分布剩余油类型与分布153A B C 是指油藏开发过程中尚未采出而滞是指油藏开发过程中尚未采出而滞留地下油藏中的原油,即注水开发油田处于中留地下油藏中的原油,即注水开发油田处于中高含水期时剩余在油藏中的原油高含水期时剩余在油藏中的原油。。一、剩余油基本概念154一次采油 (天然能量)二次采油 (注水)三次采油 (注化学剂)剩余油155微观上微观上是指是指在油层在油层条件下,条件下,当当油的相油的相对渗透率为零对渗透率为零时时的的不可不可动动油油。。宏观上宏观上是指是指达到开达到开采经济极限时,仍采经济极限时,仍残存在油藏内的原残存在油藏内的原油。油。残余油残余油——A:临界含水饱和度B:临界含油饱和度油水相对渗透率与含水饱和度关系曲线图156剩余油饱和度(油藏产量递减期内任何时候的含油饱和度,一般指二次采油末油田处于高含水期时剩余在油藏中的原油饱和度。残余油饱和度(在油层条件下,油的相对渗透率为零的不可流动油的饱和度,它是剩余油饱和度的一种特殊情况。剩余油饱和度可能等于残余油饱和度,但它往往大于残余油饱和度。157剩余地质储量剩余地质储量剩余可采储量剩余可采储量剩余油饱和度剩余油饱和度剩余油剩余油剩余油油藏投入开发后,地下油藏中尚未采出的油气数量。在现有经济技术条件下可以开采而尚未采出的油气量。开发过程中油藏中某一点的油气度量。158一、剩余油的基本概念二、剩余油分布规律三、剩余油成因及控制因素第一节第一节剩余油类型与分布剩余油类型与分布159前苏联16位油田开发专家、开发地质专家、地球物理化学家估计:(1)27%残留在水未洗到的 低渗层和水绕过的渗透层中;(2)留在 滞留带中;(3)16%残留在透镜体中;(4)15%残留在小孔隙中;(5)薄膜形式分布在岩石颗粒表面;(6)8%在局部不渗透遮挡处。二、剩余油的分布规律160注水未波及到低渗夹层、或水绕过的低渗带中剩余油地层压力梯度小、油不能流动的滞留带内剩余油钻井时未被钻遇的透镜体中的剩余油小孔隙中,原油受到较大毛管力束缚不易流动形成剩余油以薄膜状形式存在于地层岩石表面的剩余油局部不渗透遮挡层内的剩余油注水未波及到低渗夹层、或水绕过的低渗带中剩余油地层压力梯度小、油不能流动的滞留带内剩余油钻井时未被钻遇的透镜体中的剩余油小孔隙中,原油受到较大毛管力束缚不易流动形成剩余油以薄膜状形式存在于地层岩石表面的剩余油局部不渗透遮挡层内的剩余油因此,60余油分布于因非均质严重而引起的注入水未波及带,只有30留在水淹层内。161美国:曾组织专家研究储量为10亿吨一些大油田认为:(1)77%的剩余油遗留在注水 未波及到的油层中;(2)23%残留在注入水扫过的油层中。162大庆油田统计:(1)40%存在于注采不完善的独立砂体;(2)40%存在于成片的差油层;(3)10%存在于井网未控制处;(4)10%存在于河道砂主体靠边部的变差部位。163平面:(1)井网失控区(2)注采系统不完善区(3)滞流区(4)断层阻隔区(5)低渗透带或岩性尖灭带(6)高弯度曲流河道突出部(7)主河道之间或油藏边缘薄油层层间层内:(1)层间干扰形成的剩余油(2)厚油层层内非均质性形成的剩余油(3)厚油层内隔夹层形成的剩余油(4)隔层形成的剩
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