征属均匀水淹型，主要出现于渗透率级差不大的反韵律油层中。③水淹厚度系数大，但底
部先见水，且水洗更强，主要出现于渗透率级差很小特别亲水的反韵律油层中。
　　（3）平面水窜造成的剩余油区。
　　在注水开发过程中，由于储层平面的非均质性及开发条件的影响，在平面上会出现注

“

”

入水 舌进 的情况。注入水向不同方向驱油，推进往往是不均匀的，一般总有一个方向突

“

”

进最快，且经过长期的水洗后，这个方向有可能发展成 水道 。由于平面水窜，注入水优
先沿一个方向驱油，而在其他方向水洗程度弱甚至未水洗，从而造成了剩余油滞留区。
　　（4）微观非均质原因形成的剩余油。
　　剩余油在微观孔喉网络中的分布受储集体孔喉大小、孔喉均匀程度、孔喉形态、孔喉连
通度、储集体润湿性等诸多因素的控制，这些微观特征的差异使剩余油微观分布有独特的
规律。根据岩心的宏观和岩样的微观，可将微观剩余油分布归纳为以下模式。
　　①网络状剩余油分布模式。在微观水驱油过程中，水不易进入细小空隙网络而沿较大
空隙绕流，从而使这些细小孔隙网络中的原油成为剩余油。
　　②斑块状剩余油分布模式。由于成岩作用和地应力活动等条件的差异使储层的物性具
非均质性所致。另外在一些大孔道中因流速较低，冲刷能力较弱，当孔道中形成连续水相
后，一些附着在孔道壁附近的原油不易被水驱走，在孔喉网络中形成油斑状剩余油。
　　③附着状剩余油。由于附着在颗粒和孔壁的表面，往往是由于颗粒表面具有较强的吸
附能力且孔喉中形成连续水相，使得颗粒表面的剩余油不能被驱替而形成附着状剩余油。
　　④油水混相剩余油。长期注水冲刷使得储集体中的油和水混合形成水包油或者油包水
的混相剩余油。
　　2.1.3 流体的粘度差和密度差造成的剩余油分布
　　由于油水的粘度差和密度差造成水驱油前缘向油层底部突进，从而使得油层内一部分
厚度动用程度低，影响水淹厚度系数，形成剩余油段。油水粘度差和密度差越大，无水期
水淹厚度系数越小。
　　2.2 开采方面的原因
　　开采方面的原因主要为井网布置、射孔的位置、注采对应、注采强度等状况导致的储层
开采状况的非均质性，其为剩余油分布的外部控制因素，即是外因。简单讲，就是在注采
过程中，由于井网布置、射孔方案、注采强度、注入倍数等因素的影响，致使由采油井或注
水井与采油井所建立的压力降未波及不或波及较少的区域，原油未动用或动用程度低，从
而形成了剩余油。
　　2.2.1 井网布置时控制不住的剩余油层

“

”

　　一些小型的透镜体或者条带状砂体，在三维空间上具有 迷宫状 机构，井网很难控制。
有的砂体无井钻达，油层保持原始的状态；有的储层只有注水井而没有采油井，注水后油
层成为憋高压的未动用油层；有的储层只有采油井，没有注水井，依靠天然能量猜出少部
分油，而成为低压基本未动用的油层。
　　2.2.2 射孔方案致使的剩余油分布
　　在开发生产中，还有一类未列入原开发方案的、未射孔的潜力层，出现这类油层大致
有三个方面的原因：①一些原来不能开发的油层，由于技术的发展变成可能开发的油层；
②开发前测井未解释出来而后来重新解释的油层；③不属于原开发层系的油层。
　　2.2.3 注采井网控制平面剩余油分布
　　平面上剩余油分布在井间分流线附近和井网控制差的部位，注采关系不完善和井网对

 

油层控制较差部位 生产井排两侧附近剩余油饱和度明显较高。例如，油藏边角及尖灭区剩
余油常富集，这些部位常因岩性和物性变差，储集体非均质性增强，使注入水推进不均匀，
易形成剩余油富集区，严重影响油田注采效果。若注水井位于高渗区而采油井位于低渗区