水驱油田开发晚期的几个重要问题
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析随着石油资源的逐渐枯竭，石油地质工程中注水开发成为提高油田采收率的关键技术。
随着注水周期的延长和高含水期油田的出现，注水开发遇到了越来越多的挑战。
本文将针对高含水期油田注水开发中存在的问题，分析一些改善措施，并探讨其实施效果及未来发展方向。
一、高含水期油田注水开发存在的问题高含水期油田是指地质条件复杂，油层中含水率较高的油田。
这类油田注水开发存在以下问题：1. 采收率低：由于高含水期油田油层中含水率较高，注水前往往需要进行水驱或气驱开发，使得油层中的原油难以有效提取，采收率较低。
2. 地层压力不足：地层压力是维持油田正常开发和产出的重要条件，而高含水期油田往往地层压力不足，难以实现有效开发。
3. 油水混合物净化困难：高含水期油田中原油和水混合在一起，难以有效分离。
4. 能耗高：由于地层条件复杂，注水开发需要大量的能源支持，能耗较高。
以上问题严重影响了高含水期油田的注水开发效果和经济效益，因此需要采取一系列的改善措施。
二、改善措施的分析1. 优化注水方案采取合理的注水方案是提高高含水期油田注水开发效果的关键。
优化注水方案可以通过提高注水井的布置密度、调整注水层位、增加注入压力等方式来实现。
还可以通过精确的地层模拟和水驱试验来确定最佳的注水方案。
2. 加强地层改造地层改造是指通过在地层中注入化学剂、微生物或其他改造剂，改变地层物性和渗透性，从而提高地层的油水分离效率和原油采收率。
针对高含水期油田的特点，可以采用多种地层改造技术，如聚合物驱油技术、微生物改造技术等。
3. 提高注水效率提高注水效率是通过改善注水设备和技术来实现的。
可以通过更新注水设备，提高注水管道的输送能力，增加注水泵的压力等方式来提高注水效率。
还可以通过使用先进的注水技术，如水平井注水技术、自动调节注水技术等，提高注水效率。
4. 净化油水混合物针对高含水期油田中油水混合物难以净化的问题，可以采取一系列的油水分离措施。
油田在开发中面临的问题及对策
油田在开发中面临的问题及对策摘要：石油作为全球通用的一种重要战略资源，油田的开发是人们关注的焦点，通过分析油田开发期间可能遇到的潜在问题，能够让油田开发稳定性得到进一步提高。
本文对石油开发进行分析，并对油田开发过程中存在的问题与对应解决措施提出个人看法，与大家共同探讨。
关键词：油田开发；石油开采效率；三次采油引言：作为社会发展不可或缺的一种重要资源，石油一直是世界贸易中的重要组成部分，油田开发作为石油资源开发中的核心环节，很容易因为外界因素的干扰而影响到油田开发效率与质量。
因此，有必要对油田开发期间的问题与对策进行分析，以此让油田科学的开采发挥出应有的价值。
一、油田开发常见采油技术分析油田开发的科学性能够影响到油田开发质量的外界因素有很多，只有结合油田开发需求找到开发环节可能遇到的潜在问题，才能提前让油田开发工作变得更加顺利。
采用不同的采油技术往往能够直接影响到油田开发质量。
常见采油技术如下：（一）螺杆泵采油技术螺杆泵采油需要依靠螺杆、衬套等零部件来进行，在采油期间，可以结合螺杆数量等因素来将螺杆泵划分为不同类型。
通过分析可以发现，在石油工程采油期间所采用的螺杆泵多数均为单泵，因为单螺杆泵可以在运行期间发挥出相对较大的功率，因此在采油中保障运转时的稳定性与采油效率。
相较于其他技术而言，螺杆泵采油技术能够在一定程度上降低三次采油带来的潜在影响[1]。
（二）热超导采油技术在采油期间，超导传热可以通过合理利用具有热敏感、热活性的导体来进行热传递。
在热传递过程中，因为涉及的导体介质通常都是由无机活性金属物与其他化合物组成的，一旦导体遭遇高温就会自动进行吸热，这部分热量可以在低温情况下释放。
相较于普通热管，超导热管可以在60-1000℃环境下使用，因此具有相对较强的适用性。
由于热超导技术的特殊性，导体还不会在使用中出现干烧、超压的情况。
在实际应用环节，采油人员需要在油层的下层区域加入高性能热超导液体来强化热量传递效果，进而让采油效率得到进一步提高。
采油注水技术存在的问题分析
采油注水技术存在的问题分析摘要：目前油田大部分已经发展至开发的中后时期,为保障石油供应质量,企业大规模的应用注水工艺技术进行开采,本文就注水工艺技术中应用的问题进行分析,并应用该技术解决相关问题,以不断提升石油的出油率,确保我国能源供应安全性。
关键词：采油；注水工艺；相关问题1采油注水技术原理和步骤采油注水技术，也称为水驱或水驱采油，是一种常用的石油开采方法，用于提高油田的采油效率。
该技术通过注入水来增加油藏中的压力，推动原油流动并提高采收率。
以下是采油注水技术的基本原理和步骤：注水井的建设：在油田中选择适当的位置，建设专门的注水井。
这些井通常位于油藏中低压区域，以确保注入的水能够有效地传播到油藏中。
水源准备：采用地表水、地下水或再处理后的产水等作为水源。
确保水源质量符合注入要求，不会对油藏和设备造成不良影响。
水处理：进行适当的水处理，以去除悬浮物、溶解物和生物污染物，避免对油藏造成污染或堵塞。
注水井的压裂：有时候需要对注水井进行压裂处理，以增加注水井与油层之间的通透性，提高注水效果。
水注入与分配：通过注水井将处理后的水注入到油藏中。
注入的水通过孔隙和裂缝的连通性，扩展到含油层中，增加油层中的压力，推动原油向生产井流动。
生产井的开放：在采油井中合理选择合适的位置，将压力增大的油推向生产井，通过提高油井的产能，提高采收率。
通过采油注水技术，可以有效利用水资源，增加油藏的压力，改变油藏中的物理和化学性质，降低油的粘度，并提高原油的产量。
但是，需要注意适当控制注水量和注水压力，以避免引起地层的堵塞和泥垢沉积。
此外，也要密切监测油井和水源的状态，进行合理调整和管理。
需要根据不同油田的条件和特点，以及实际生产情况来选择和优化注水方案，以达到最佳的采油效果。
2采油注水技术存在的问题2.1水质问题水源的质量可能会影响注水效果和油田设备的正常运行。
若水中含有高浓度的固体颗粒、溶解物或含有酸性物质，则可能导致油井堵塞、设备腐蚀等问题。
油田开发难点及解决措施(汇编)
油田开发难点及解决措施(汇编)---引言油田开发是一个复杂而具有挑战性的过程，需要克服各种难点才能取得成功。
本文将介绍油田开发中常见的难点，并探讨解决这些难点的措施。
---1. 地质条件复杂油田的地质条件常常非常复杂，包括地层结构、油藏性质等方面的变化。
这给油田开发过程带来了许多挑战。
解决措施：- 进行详尽的地质勘探，获取准确的地质数据。
- 利用现代技术手段，如地震探测和数值模拟，对地质条件进行准确分析和预测。
- 建立合理的钻探方案，根据地质条件的变化调整钻井参数。
---2. 油藏开发率低部分油田的油藏开发率较低，即使进行了勘探和钻探工作，也无法有效地开采出储量。
解决措施：- 进行油藏评价，分析油藏性质及分布规律，制定合理的开采方案。
- 应用先进的增产技术，如水驱、气驱和化学驱等方法，改善油藏开发效果。
- 深入研究和应用重质油、页岩油等非常规油藏开发技术，开辟新的开发途径。
---3. 技术设备的限制油田开发需要大量的技术设备支持，但部分技术设备具有高投资、高风险和高技术要求等特点。
解决措施：- 积极引进国内外先进的油田开发设备和技术，提高开发效率和质量。
- 加大研发投入，自主研发适应国内油田开发需要的技术设备。
- 加强技术培训，提高从业人员的技能水平，熟练操作和维护设备。
---4. 环境保护压力增大油田开发对环境造成的污染和破坏日益受到关注，法律法规对油田开发的环境保护要求也越来越严格。
解决措施：- 加强环境监测，及时发现和控制可能的污染源。
- 推广和应用清洁生产技术，减少废弃物和排放物的产生。
- 加大环境保护投入，建立健全的环境保护管理机制。
---结论油田开发面临着诸多挑战，但通过科学的方法和技术手段，可以克服这些难点，确保油田开发工作的顺利进行。
同时，加强环境保护和技术创新也是油田开发的重要方向，以实现可持续发展。
以上是油田开发难点及解决措施的汇编，通过加强勘探、改进开采方法、引进和自主研发技术设备、加强环境保护等方面的努力，能够推动油田开发事业的持续发展和进步。
八面河油田水驱开发效果及治理对策研究
八面河油田水驱开发效果及治理对策研究八面河油田是中国国家能源战略的重要组成部分，受益于近年来的油价上涨和技术进步，八面河油田的水驱开发效果研究和治理对策研究备受关注。
本文将从水驱开发效果和油田治理对策两个方面进行深入探讨。
1.1 水驱开发原理水驱开发是指通过向油层中注入水来提高油田开采效率的一种开采方法。
当注入的水与原有的油层中的石油相接触时，会形成一定的驱油压力，从而使得原有的石油向井口方向集中。
这种方法适用于油井开采晚期或者油田地质条件不太理想的情况下，有利于提高油井的开采率和改善开采效果。
1.2 八面河油田水驱开发现状目前八面河油田采用水驱开发的方式已经相当普遍，通过注入大量的水来提高油田中原油的开采效率。
随着开采时间的推移，水驱开发在八面河油田的效果逐渐减弱，油井的产量和开采率也在下降。
这主要是由于水驱开发在长期使用后会导致油层渗透性的减小和水油混合物的扩散，从而降低了水驱的效果。
针对八面河油田的水驱开发效果下降的问题，需要针对其地质条件和开采情况进行全面分析。
通过对地质构造和油田形成机制的研究，可以更好地理解油层的渗透性变化和水驱开发的影响因素，为制定针对性的治理对策提供重要的科学依据。
对八面河油田的水驱开发历史和开采数据进行深入挖掘和分析，可以更准确地评估水驱开发的效果，并为制定后续的工作方案提供基础数据支撑。
针对八面河油田水驱开发效果下降的问题，可以通过以下几种方式进行优化：（1）调整注水井位置和排水井位置，合理布局油田开采井网，降低水驱开发的影响范围，提高驱油效果。
（2）优化注水井注水方案，调整注入水体积和注水压力，降低水驱开发带来的不利影响，提高驱油效率。
（3）研究新型的渗透性调节剂和驱油增产技术，通过改善油层渗透性和提高油井产量，提高水驱开发效果。
二、八面河油田油田治理对策研究2.1 油田环境污染治理随着水驱开发的进行，八面河油田环境污染问题日益突出，特别是地下水污染和土壤污染的风险不容忽视。
石油开采中的问题及原因分析
石油开采中的问题及原因分析【摘要】伴随着我国市场经济的持续发展与经济建设水平不断发展，石油企业所需要承担的职责任务也在不断加重，作为国内重要能源供给保障与支撑性产业，需要针对性推动国民经济综合水平建设效益，石油行业的发展便是石油开采工作中的重点环节。
目前来看，石油开采期间的相关问题也会直接影响地区经济的发展。
对此，为了进一步提升石油开采综合效益，本文简要分析石油开采中的问题及原因，希望能够为相关工作者提供帮助。
【关键词】石油开采；相关问题；原因及对策0.引言伴随着工业化与经济建设水平的持续性提升，石油开采企业必然需要不断的发展。
目前来看发展水平与趋势角度来看，虽然开采问题优化措施较多，针对常见的基础问题基本有效解决，但是目前来看开采期间仍然存在比较多的危机。
自从我国进入改革开放之后，石油化工开采行业的发展速度不断加快，同时也打破了传统手工业化的是石油开采方式，在科学技术的推动之下可以实现装置大型化与联合华，但是这一种发展形式之下可以提供大量经济效益，在具体操作期间存在着比较多的安全风险因素，这也是开采期间所必须注重的问题。
对此，探讨石油开采中的问题及原因具备显著实践性价值。
1.石油开采中的问题1.1设备陈旧与影响我国石油开采经验相当长，对于石油工程采油技术的发展过程来看，石油工程的采油技术处于持续创新阶段，但是设备仍然停留在最初阶段，此时机械设备过于老化，同时功能也存在单一性的表现，无法与技术创新保持同步，同时技术人员缺乏对于机械设备的日常维护与检查。
任何设备在使用一定时间后必然会出现损伤或老化，此时部分机械设备长时间投产后便会导致问题的发生，此时油田为了降低机械设备的投入成本，往往会以修为主，很少会主动更换设别，导致采油技术的创新和发展遭受影响[1]。
另外，因为技术创新导致产油量高效增长，但是在具体生产期间可能会因为设备的产量不足而导致产油量无法持续创新。
1.2石油采油工程技术问题首先，水驱开发相关问题。
油田特高含水期开发调整的几点认识
油田特高含水期开发调整的几点认识随着油田的开发和开采，随着油井的开采，油田的含水率也随之上升。
油田特高含水期开发调整成为了油田开发中的一个重要环节。
在特高含水期，油田开发面临着很多挑战，包括水力压裂效果差、水驱效率低、注水井增多等问题，如何在这些问题困扰下，进行合理的调整和开发，是油田工程师们需要认真思考和解决的难题。
一、了解特高含水期的特点油田特高含水期是指油层的含水量特别高，超过了一定的百分比，通常超过50%。
这个时候，油层中的水将会成为主要的流体，对于油层中的油来说，多为悬浮状态，并且水驱效果非常明显。
特高含水期对于油田的开采来说是一个非常严峻的挑战，需要开发人员通过调整开发方法和技术手段，来应对这一挑战。
二、调整开发技术和方法在特高含水期，传统的采油方法往往效果不佳，需要根据油田情况，调整开发技术和方法。
首先要考虑的是水驱开采技术，通过增加注水井的方法，加大水驱力度，帮助油井的采油速度。
同时也可以考虑提高采油效率的方法，例如采用高效的水平井，增加压裂技术的使用，改善油层渗透性等手段来提高采油效率。
还可以考虑通过地质调查找到新的开发目标，以确保油田长期的可持续开采。
三、加强油田水管理在特高含水期，油田的水管理尤为重要。
首先要做好注水井的管理和维护，确保注水井的运行稳定和有效。
需要做好水驱采油的管理，控制水驱比，控制有效油井的水驱效果，确保水驱过程的稳定和有效。
还需要加强对含水层的地质调查，找到更多的水源，以保证注水井的正常运转。
四、注重环境保护特高含水期的油田开发对环境的影响更为显著。
在注水和水驱过程中会产生大量的废水，需要加强对废水的处理和处理。
受到水驱影响，地表和地下的环境也会发生变化，需要加强环境监测，做好环境保护工作，减少对环境的影响。
五、加强人才培养在特高含水期的油田开发中，需要许多油田工程师和技术人员的参与，这就需要加强人才培养工作。
针对特高含水期的开发问题，培养一批具备技术和管理能力的油田工程师和技术人员，具备分析和解决问题的能力，确保油田的持续稳定开采。
石油采油工程技术中存在的问题及对策
石油采油工程技术中存在的问题及对策石油采油工程技术的发展，是石油产业发展的重要支撑，然而在实际应用中，仍然存在着一些问题。
本文将从石油采油工程技术应用中存在的问题出发，分析其原因，并提出相应的对策措施。
一、技术难题1. 油田开发难度大在国内外石油资源勘探开发中，难产油气田勘探开发任务日益艰巨。
传统的采油技术已经无法满足这些复杂条件下的采油需求。
而且，由于地质条件和工程条件的不确定性，致使大部分油气田对勘查开发技术要求越来越高。
2. 水驱采油技术问题水驱采油是目前油田开发中应用比较广泛的一种采油方法，但是在实际应用过程中存在一些问题，如水驱效率低，水量管理难等，导致油田开采率不高。
3. 采油技术装备滞后采油设备及工艺技术的更新换代速度相对滞后，使得油田采油工程技术不能跟上时代的要求，对油气资源的采集利用能力有限。
对策措施：1. 强化科研创新应该加大力度推进油气资源勘探开发技术创新工作，依托现代技术手段，提高油气勘探开发工作的精准度和效率，开展机制研究和创新，在增储增产以及提高采率方面作出贡献。
2. 推动技术装备升级油田开采需要配套先进的专用设备，将科技成果转化为实用技术和装备应用的推广应用，实现采油技术以及装备的升级迭代，提高油田开采效率。
3. 深入研究水驱采油技术加强水驱采油技术的研发和应用，优化水驱生产技术，提高水驱生产率，减少水驱采油产生的管理问题，以降低油田生产成本，提高采收率。
二、环境与安全问题1. 生产排放对环境的影响油田采油过程中，废水、废气、废渣等的排放会对周围的环境产生污染，影响当地生态环境。
2. 安全隐患存在采油工程中的高压、高温、有毒有害介质、易燃易爆等因素，使得油田生产过程中存在较大的安全隐患。
1. 强化环保管理推动清洁生产和资源节约型社会建设，降低废弃物的排放量，实施固废、废水等资源化、无害化处理，减少对环境的影响。
2. 提高安全意识开展安全教育培训，建立完善的安全管理体系，加强对生产中潜在危险的排查和防范，降低事故的发生率。
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多地区油田都达到 90% 以上的特高含水期，剩余油分
布更加零散，很多技术人员都把此时期的剩余油分布 特征描述为“总体分散，局部富集”。地下储集层中 还存在较多的剩余油富集区，提高采收率的潜力仍然 较大。因此研究剩余油富集区的形成机理和分布规律，
完善剩余油富集区的描述和预测技术，以便更好的挖
掘剩余油就成了油田开发人员的热点和难点问题。
角隅状：这种剩余油呈孤立的滴状，主要分布在孔道的连通的部
位，无论是高水淹部位还是低水淹部位都有存在，分布很广。
喉道状：这种剩余油主要存在于细小孔道和未被水波及到的中低
渗透部位，呈连续分布占面积较大，在物性不好的低未水淹岩心 中分布较广，在中高水淹中只有窄喉道处分布。
（2）颗粒表面剩余油分为
（三）陆相油田储层复杂性具体表现
沉积是多旋迥性，油田纵向上油层多，有的多到百层以上， 而且层间差异大； 断层多，由断层分割成差异性较大的大小不同断块； 砂体分布零散，平面连通性差，且颗粒分选差，孔隙结构复 杂，物性变化大，非均质性严重； 储层间渗透率级差大，河道砂体渗透率多呈上部低，下部高 的正韵律分布特征，加上重力作用，注入水易从下部窜流； 原油多属中质油，地下黏度一般为10～15，石蜡含量高，还 有一批重质稠油； 一般油田天然能量很小，大多数油田需要注水补给能量进行 水驱开发。
一是油田晚期产量递减严重，尽量多采剩余油
以便减缓递减趋势； 二是剩余油更加分散，挖潜困难，千方百计想 找局部剩余油富集区，以便以最小的投入采出更多 的原油。总的目的都是为了提高采收率。 在剩余油问题研究上，大部分人员从地质角度
出发，认为陆相沉积油田地质条件复杂是形成剩余
油，使得水驱采收率偏低的原因。
3、山东油田李阳等人认为陆相水驱油藏主要存在断层 分割控油、夹层分割控油和优势渗流通道控油等3种主
要剩余油富集区形成模式。
4、大港油田还把已动用油层的剩余油分为以下5种： 注采井网难以控制形成的剩余油； 断层与微构造控制的剩余油； 因储集层纵向非均质性动用不均形成的剩余油； 平面低渗透带控制的剩余油； 层内渗流屏障及注采滞留区形成的剩余油。
的初始状态的缺陷，薄片厚度0.03～0.05mm，使微观
状态更清楚，在这样的薄片上进行荧光实验分析了厚
油层特高含水期的微观剩余油分布模式。总结出颗粒
间、颗粒表面和颗粒内三大类微观剩余油分布。
（1）颗粒间剩余油分为
油球状：这种剩余油多分布于粒间的大孔中。它是在水驱过程中 油卡断并被水包围形成的，有时在细长孔隙中形成短棒状。
（4）溶蚀孔缝残余油
残余油残留在岩心的微观溶蚀孔缝中和这些孔缝边缘的岩 石颗粒上。
（5）孔隙颗粒表面的残余油
这种残余油呈全部连续厚薄不等的油环或油膜残留在孔隙 周围的岩石颗粒表面，在油湿岩石中这种残余油比较典型。
6、2011年大庆研究院魏丽影等人利用检查井岩心样品 采取冷冻制片手段避免常规样品制片法破坏油水分布
（四）油田开发晚期剩余油类型和分布
严重的油田非均质性造成再好的开发方案设计，工 艺措施，再精细的开发调整措施，甚至是各种提高采收 率方法，都会在油田开发晚期，水驱油田的特高含水期
留下相当数量剩余的。
一般认为剩余油有两大种，即宏观剩余油和微观剩
余油，也可分为可动剩余油和不可动剩余或残余油。
1、大庆油田1994年通过动静态资料综合判断认 为受油田开发方式影响的宏观剩余油为9种类型
（一）油田开发晚期剩余油形成原因
对于中国东部这些陆相多层复杂非均质油藏，影 响开发晚期剩余油分布的主控因素是什么呢？一般认 为储层的地质条件是形成剩余油的内因，井网层系注 采关系及生产状况等是形成剩余油的外因。内因是客 观存在，外因是因内因而采取的措施不当造成的。
对每一个特定的油田或油藏，内因条件都是固定的， 而且内因条件要在开发过程中不断深化认识才能逐渐的
的重力分异作用，造成注入水优先沿着河道砂体底部高渗透
带向油井快速突进，并且在长期注水冲刷条件下，水相渗透 率逐渐升高，形成油水井间相互连通的厚度不大的高渗透强 水洗通道。当其驱油效率接近或达到残余油饱和度时，强水 洗段的波及体积和驱油效率不再明显提高，形成注入水的低 效无效循环场，严重干扰油层顶部及其它部位的吸水出油状 况。这一定义特指油层内原始孔隙结构相对较好的高渗透部 位，经长期水冲刷后所形成的大孔道。
至到小层和单砂体的注采系统，选择合适的注采井组，选择
最多的连通方向，选择一对一的注采关系，在有注无采、有 采无注、甚至是无注无采的地方找剩余油，在没有定量描述
剩余油方法之前，定性的确定剩余油就可以了，我想在相当
长的时间内只能如此。
对于特定的油田微观剩余油就要研究油层的孔隙结构 及有关的各项参数，研究水驱过程中黏滞力、重力、毛管
现有井网不能控制的小砂体；
断层附近井网难以控制的部位； 断块的高部位、微构造起伏的高部位以及切选型油层中的上部砂
体；
优势通道造成的未被水淹的部位及层间干扰形成的剩余油、井间 分流线部位； 正韵律厚层的上部； 注采系统本身不完善或与砂体配置不良所形成的有注无采、有采 无注或单向受效而遗留的剩余油。
使人们的认识接近真实的油田地质面貌，因此，外因也
就是油田开发措施包括开发方案、开发调整、提高采收 率技术等就成了决定油藏开采过程中形成剩余油的主控
因素，也就是油田开发井网、层系、注水方式及它们在
开发过程中的调整、提高采收率做法、不同的增产增注 措施等等就决定了剩余油富集区的形成机理和分布规律， 概括的说剩余油富集区决定于油藏上的注采关系，包括 注采井的平面空间位置、距离、注采强度。
力、弹性力和惯性力五种力的作用和相关关系，再做些仿
真的水驱油实验，但是我觉得微观剩余油的定量描述还是 很长远的问题，短期内做到定性描述就可以了。 总之，对于非均质严重的多油层油田，剩余油的存在 是必然的，并且剩余油的存在并不是单一因素作用的结果， 而是地质条件与开采条件的有机结合，其中地质条件是形 成剩余油的先决条件，开采井网、井距及一些开采措施是 决定剩余油分布状况的外部因素。
二、油田开发晚期优势渗流通道
（一）优势渗流通道定义
优势渗流通道是指由于地质及开发因素导致在地层
局部形成的低阻渗流通道。注入水沿此通道形成明显的
优势流动而产生大量无效注入水循环层，俗称大孔道。
在优势渗流通道作用下，劣势渗流的区域或部位水驱效
果差，有的甚至未被波及而形成剩余油富集区。
低效、无效循环层大庆主要表现为各种河道砂岩储层由 于自身向上变细的旋迥性造成的渗透率的差异性，加上油水
（2）角隅残余油
残余油呈孤立的滴状存在于被注入水驱扫过的孔隙死角处，
而附近的绝大部分孔隙空间均被注入水所填充。
（3）喉道残余油
残余油呈孤立塞状或柱状残留在连续孔隙的喉道处，特别
是在那些相对细长的喉道中更为明显。这种残余油是由于注入 水选择了该喉道两边相邻的孔隙作为通道，使其中的原油未能
被水驱走而残留下来。
水驱优势通道更一般的概念是根据达西定律，对于两个并 行的流管进行水驱时，每条流管的渗流阻力与流管中水相有效 渗透率成反比，与油水黏度比成正比。当第一条流管渗透率大 于第二条时，第一条流管内水淹区长度大于第二条，导致渗流 阻力越来越小于第二条，这种注入水沿第一条流管渗流的能力 大于第二条的现象被称为具有渗流优势。同样对于两个不相连 通的层状油藏，具有高渗透，高含水饱和度的层具有渗流优势，
因此可以定义这种注入流体或油藏流体流动阻力较小的通道为
优势通道，这种优势通道存Байду номын сангаас于油层中沉积微相中的主河道、 高渗透条带、裂缝、强水洗层等部分。
（二）优势渗流通道的成因
由于储层非均质的存在，部分层位、部分方向上渗透率
高甚至有裂缝存在，流体运移阻力小，容易形成注入水 相对较快突破，这是产生优势渗流通道的内因。 在储层中高渗透部位层位和方向上，随着注入水的增多， 含水饱和度越来越大，在一般油藏油水流度比大于1的 情况下，后续注入水的流动阻力越来越低，使得优势通 道的优势增加更明显。
（3）颗粒内剩余油
颗粒内剩余油多分布在碎屑成分成熟度低而粒内溶蚀
孔发育的层内，存在于粒内孔中。由于成岩作用的结果，
在长石、云母等片状矿物溶孔里或颗粒的裂隙以及高岭石、 绿泥石微粒中所含片状矿物的解理缝隙和裂缝中形成剩余
油，包括内孔状剩余油和裂隙状剩余油。
这些微观剩余油在不同的水淹部位，如未水淹部位、低 水淹部位、中水淹部位和高水淹部位也是差别很大的。 在这项研究中由于采用的是实际岩心薄片，面积很小， 所以没有发现存在很广、分布面积很大的簇状剩余油类型， 也就是前边说到的小孔包围大孔形成的孤岛状、斑块剩余油
油膜状：主要分布在岩石颗粒亲油的孔道表面上，水的剪切
应力难以将这类残余油驱替出来，膜的厚度随组成孔道岩石
颗粒的物性不同而变化，分布范围很广。
吸附状：这类剩余油多分布在泥杂基或黏土矿物含量较高的 部位。常吸附在颗粒表面、孔壁表面以及填隙物表面，往往 是由于颗粒表面具有较强的吸附能力且孔隙中形成连续水相 使得颗粒表面的剩余油不能被驱替而形成吸附状剩余油。
也更复杂多样。根据对微观驱替实验薄片观察结果，按照
水驱微观残余油占据孔隙空间的具体部位，可将其划分为 以下5种基本类型。
（1）簇状残余油
这种残余油是残留在被通畅的大孔道所包围的小喉道孔隙 簇中，实际上是存在于微观水淹区内更小范围的死油。容纳簇
状残余油的孔隙从绝对值上讲不一定都是小的，只是由于它们
与周围孔隙的连通喉道较细长，注入水波及到该部位时发生绕 流而形成的。这种残余油在微观水淹区所占的比例较大。
和大孔包围小孔形成细小的网格状、连续状剩余油。
水驱油田开发晚期无论是宏观剩余油还是微观剩余油，
在特定的地质条件下，都决定于注采关系及注采系统的完善
情况，无论是砂体的边角地区以及断层、泥岩遮挡物，岩性 剧烈变化等等都不能形成完善的注采系统，二线受效型、单 向受效型、滞留区型等等也是由于不能有完善的注采系统造 成的，因此找宏观剩余油就要详细的研究储层的注采系统甚