商建霞，張喬良，李華，孔令輝，羅佼，葉苗

中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057

0 引言

南海西部海域大部分在生產(chǎn)油田已進(jìn)入“高含水、高采出程度”的雙高階段，加之地下儲(chǔ)層非均質(zhì)性及開(kāi)采不均勻性，剩余油分布十分復(fù)雜，挖潛難度愈來(lái)愈大。儲(chǔ)層內(nèi)部不同層次的復(fù)雜非均質(zhì)性是導(dǎo)致高含水期油藏剩余油高度分散的主要地質(zhì)因素，因此，必須系統(tǒng)地厘清儲(chǔ)層的非均質(zhì)體系，描述砂體內(nèi)部結(jié)構(gòu)并有效評(píng)價(jià)其滲流品質(zhì)，為改善高含水期油藏開(kāi)發(fā)效果提供有效的技術(shù)支持。

當(dāng)前，儲(chǔ)層流動(dòng)單元刻畫(huà)是描述油藏非均質(zhì)性及評(píng)價(jià)儲(chǔ)層滲流性能行之有效的手段之一，它是指在垂向上和橫向上連續(xù)的儲(chǔ)集帶且內(nèi)部具有相似的巖性及巖石物理性質(zhì)[1]。自1984年Hearnet al.[1]首次提出流動(dòng)單元的概念以來(lái)，國(guó)內(nèi)外學(xué)者提出了多種流動(dòng)單元?jiǎng)澐值姆椒ǎ厚T曉宏等[2]、姚光慶等[3]、呂曉光等[4]提出利用流動(dòng)層段指標(biāo)FZI方法，吳勝和等[5]提出了以地質(zhì)研究為主的儲(chǔ)層層次分析法，彭仕宓等[6]、姚合法等[7]提出了采用粒度中值、孔隙度及流動(dòng)層段指標(biāo)FZI方法等多參數(shù)判別法，每種方法都有自身的適用條件和優(yōu)缺點(diǎn)，國(guó)內(nèi)目前比較常用的是利用FZI的方式進(jìn)行流動(dòng)單元?jiǎng)澐郑窃摲椒ㄖ饕从硯r石的孔隙度和滲透率，據(jù)此劃分精度不夠，劃分結(jié)果與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)吻合度不高，無(wú)法滿(mǎn)足高含水油田精細(xì)研究的需要，本次以研究區(qū)珠江口盆地C油田珠海組二段一油組（簡(jiǎn)稱(chēng)“ZH2Ⅰ油組”）為例，在構(gòu)型研究基礎(chǔ)上，結(jié)合毛管壓力曲線(xiàn)等微觀(guān)孔喉參數(shù)提出了一種全新的流動(dòng)單元?jiǎng)澐址椒ā跇?gòu)型的滲流單元刻畫(huà)新技術(shù)，有效評(píng)價(jià)了儲(chǔ)層的滲流品質(zhì)，并據(jù)此將研究區(qū)劃分60個(gè)滲流單元，提高了剩余油預(yù)測(cè)精度，為高含水油田調(diào)整挖潛提供關(guān)鍵的技術(shù)支持。

1 油藏概況

文昌C油田位于南海珠江口盆地西部珠三坳陷的文昌B凹陷中部東側(cè)（圖1）。油田所在的珠三坳陷發(fā)育了完整的新生界地層。油田內(nèi)所鉆遇油層屬新近系中新統(tǒng)韓江組、珠江組和古近系漸新統(tǒng)珠海組、恩平組地層，其中ZH2Ⅰ油組是油田主力油組之一。珠海組含油范圍內(nèi)斷層較為發(fā)育，主斷層斷距大，延伸較長(zhǎng)，且次一級(jí)小斷層相對(duì)發(fā)育，對(duì)珠海組的油水分布具有控制作用。ZH2Ⅰ油組屬于扇三角洲前緣沉積，扇三角洲前緣亞相，以水下分流河道微相為主，油藏類(lèi)型屬于受斷層遮擋的邊水油藏。由于縱向多期砂體相互疊置，內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)，經(jīng)過(guò)近十年的有效開(kāi)發(fā)，目前已進(jìn)入高含水、高采出程度的“雙高”開(kāi)發(fā)階段，剩余油分布十分復(fù)雜。

圖1 珠江口盆地西部構(gòu)造區(qū)劃圖及研究區(qū)位置[8]Fig.1 Geotectonic map of the western Pearl River Mouth Ba?sin and location of the study area[8]

2 儲(chǔ)層構(gòu)型精細(xì)表征

儲(chǔ)層構(gòu)型研究是滲流單元研究的基礎(chǔ)，通過(guò)開(kāi)展構(gòu)型研究可以明確連通體及滲流屏障的分布關(guān)系，進(jìn)而在連通體內(nèi)部開(kāi)展?jié)B流單元的劃分，構(gòu)型單元界面級(jí)次與儲(chǔ)層滲流屏障的分級(jí)也有較好的對(duì)應(yīng)關(guān)系[9?10]。

研究區(qū)ZH2Ⅰ油組為扇三角洲前緣沉積，構(gòu)型單元包括前緣水下分流河道主體、分下分流河道側(cè)緣、河口壩、席狀砂以及分流河道間5種，沉積微相與儲(chǔ)層構(gòu)型具有成因聯(lián)系。物源來(lái)自東部的神狐隆起，受物源供給及古地形影響，水下分流河道砂體主要在研究區(qū)中東部連片分布，沿物源方向過(guò)渡為河口壩及席狀砂，沉積微相控制儲(chǔ)層構(gòu)型平面分布特征（圖2）?？v向剖面上水下分流河道發(fā)育區(qū)由于多期河道側(cè)向遷移，呈相互切割疊置接觸，砂體之間連通性好；遠(yuǎn)離物源方向席狀砂砂體處呈孤立分布特點(diǎn)，剖面沉積微相控制儲(chǔ)層構(gòu)型剖面分布特征（圖3）。

圖2 研究區(qū)ZH2Ⅰ?2?1?2單層構(gòu)型平面分布Fig.2 Planar distribution of two small?layer/one single?layer configuration of ZH2 I oil group

圖3 研究區(qū)ZH2Ⅰ?2?1?2單層構(gòu)型剖面分布Fig.3 Vertical distribution of two small?layer/one single?layer configuration of ZH2 I oil group

依據(jù)Miall[11?13]提出的界面劃分原則，結(jié)合用巖心、地震、測(cè)井等資料，采用井震結(jié)合、相控約束、模式指導(dǎo)的方法[14?17]，將目的層構(gòu)型界面按正序由大到小從7級(jí)劃分到3級(jí)構(gòu)型界面（表1、圖4）。

圖4 研究區(qū)ZH2Ⅰ油組構(gòu)型模式Fig.4 Area configurations of the ZH2 I oil group in the study area

表1 ZH2Ⅰ油組構(gòu)型界面劃分Table 1 Structural interface division of ZH2 I oil group

7級(jí)構(gòu)型界面主要為扇三角洲前緣復(fù)合朵葉體之間的界面，對(duì)應(yīng)7級(jí)滲流屏障界面，主要發(fā)育厚層泥巖，厚度在2 m左右，分布相對(duì)穩(wěn)定，具有較強(qiáng)的阻隔作用，該級(jí)次界面對(duì)應(yīng)的是油層組界面。6級(jí)構(gòu)型界面為扇三角洲前緣不同朵葉體之間界面，對(duì)應(yīng)6級(jí)滲流屏障界面，成因類(lèi)型主要為幾個(gè)復(fù)合水下分流河道頂部的泥質(zhì)隔層，厚度大于1.5 m。從地震反射特征上，可以看出垂直物源方向三期朵葉砂體形態(tài)均呈頂平底凸，自下而上，砂體延伸范圍變小，表明隨著水體的加深，扇三角洲發(fā)育規(guī)?？s小，該級(jí)次界面對(duì)應(yīng)的是砂層組界面。5級(jí)構(gòu)型界面為多期水下分流河道復(fù)合體的頂界面，對(duì)應(yīng)5級(jí)滲流屏障界面，成因類(lèi)型為水下分流河道疊置體間泥巖，厚度約1.5 m左右，與小層組的界面相對(duì)應(yīng)。4級(jí)構(gòu)型界面為單一水下分流河道砂體的頂界面，在單井上表現(xiàn)為泥巖夾層或者較大程度的曲線(xiàn)回返面，對(duì)應(yīng)4級(jí)滲流屏障界面，在巖心上對(duì)應(yīng)厚度較薄的砂泥過(guò)渡段，物性差，且延伸短，厚度大于1 m。3級(jí)界面為單一河道內(nèi)部增生體的分界面，成因類(lèi)型有兩種，一是河道內(nèi)頂部靜水沉積形成泥質(zhì)夾層，二是底部滯留沉積形成砂礫混雜物性差的夾層[18?19]，對(duì)應(yīng)3級(jí)滲流屏障界面，厚度較薄，大多小于1 m。

在構(gòu)型界面劃分的基礎(chǔ)上，進(jìn)行構(gòu)型單元的解剖，結(jié)果表明ZH2Ⅰ油組自下而上由于水下分流河道的不斷遷移擺動(dòng)，形成了縱向上多期河道相互切割疊置，平面上連片分布的空間格局。油組內(nèi)部進(jìn)一步分為7個(gè)復(fù)合砂體、26個(gè)單砂體，單砂體寬度100～450 m，厚度1.5～6 m，寬厚比為40～80。

3 基于構(gòu)型的滲流單元?jiǎng)澐?/h2>

流動(dòng)單元與滲流單元既有聯(lián)系又有區(qū)別，實(shí)際上，它們都是不同尺度儲(chǔ)層非均質(zhì)單元，主要用于油田不同開(kāi)發(fā)階段；二者的區(qū)別在于：前者以孔隙結(jié)構(gòu)、孔隙度和滲透率等靜態(tài)特征為主，結(jié)合流體流動(dòng)的動(dòng)態(tài)特征進(jìn)行劃分；而后者則以?xún)?chǔ)層內(nèi)部動(dòng)態(tài)滲流性能為主，強(qiáng)調(diào)滲流動(dòng)用狀態(tài)，結(jié)合儲(chǔ)層構(gòu)型靜態(tài)特征進(jìn)行劃分。由于研究區(qū)已進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期，因此本次在儲(chǔ)層構(gòu)型劃分的基礎(chǔ)上，在最小構(gòu)型單元內(nèi)部，開(kāi)展了基于構(gòu)型的滲流單元的研究。

3.1 取心井滲流單元?jiǎng)澐?/h3>

（1）參數(shù)優(yōu)選

傳統(tǒng)的流動(dòng)單元?jiǎng)澐滞捎昧鲃?dòng)分層指標(biāo)（FZI）進(jìn)行劃分。理論上，F(xiàn)ZI是把結(jié)構(gòu)和礦物地質(zhì)特征、孔喉特征結(jié)合起來(lái)判定孔隙幾何相的一個(gè)參數(shù)，實(shí)際上FZI計(jì)算方法過(guò)于理想化，弱化了孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性的影響，實(shí)際上決定因素僅有孔隙度和滲透率兩個(gè)參數(shù)，根據(jù)FZI劃分流動(dòng)單元精度不夠，在同一單元內(nèi)部仍然存在水驅(qū)不均的現(xiàn)象，因此，僅用FZI一個(gè)參數(shù)劃分流動(dòng)單元的方法無(wú)法滿(mǎn)足開(kāi)發(fā)后期對(duì)滲流單元?jiǎng)澐志?xì)的需要[20?22]。考慮到C油田層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)，流動(dòng)單元?jiǎng)澐蛛y度較大，僅僅依靠孔滲參數(shù)不能反映流動(dòng)單元的全部特征，因此，本次在充分考慮研究區(qū)儲(chǔ)層地質(zhì)特征、流體特征基礎(chǔ)上，綜合考慮構(gòu)型成果（構(gòu)型要素、滲流屏障、砂體疊置關(guān)系等）、巖性參數(shù)（巖性、粒度中值、泥質(zhì)含量）、巖心物性參數(shù)（孔隙度、滲透率）、孔喉參數(shù)（毛管壓力曲線(xiàn)、啟動(dòng)壓力、中值壓力、均質(zhì)半徑）四大類(lèi)評(píng)價(jià)參數(shù)。

（2）取心井滲流單元分類(lèi)

依據(jù)四類(lèi)評(píng)價(jià)參數(shù)將目的層分為優(yōu)質(zhì)、次優(yōu)、差三類(lèi)滲流單元，具體的劃分標(biāo)準(zhǔn)見(jiàn)圖5所示。

圖5 ZH2Ⅰ油組滲流單元分類(lèi)依據(jù)表Fig.5 Classifications of seepage unit of ZH2 I oil formation

①優(yōu)質(zhì)滲流單元此類(lèi)構(gòu)型要素主要為水下分流河道主體，砂體疊置樣式為疊置式、滲流屏障發(fā)育特點(diǎn)以無(wú)夾層式為主。巖性以含礫中—細(xì)砂巖為主，粒度中值為9.92μm，平均泥質(zhì)含量為2.26%。巖心孔隙度平均26%，巖心滲透率平均為1 560×10-3μm2。毛管壓力曲線(xiàn)以I類(lèi)為主，啟動(dòng)壓力為0.003 MPa，中值壓力小于0.1 MPa，均質(zhì)半徑大于20μm。

②次優(yōu)滲流單元此類(lèi)構(gòu)型要素為水下分流河道側(cè)緣、河口壩，砂體疊置樣式為對(duì)接式為主、滲流屏障發(fā)育特點(diǎn)以半遮擋型夾層為主。巖性以中—細(xì)砂巖為主，粒度中值為1.03μm，平均泥質(zhì)含量為9.1%。巖心孔隙度平均23%，巖心滲透率平均為564×10-3μm2。毛管壓力曲線(xiàn)以II類(lèi)為主，啟動(dòng)壓力為0.003～0.007 MPa，中值壓力0.1～0.15 MPa，均質(zhì)半徑大于15～20μm。

③差滲流單元此類(lèi)構(gòu)型要素為席狀砂、溢岸砂，砂體疊置樣式以孤立式為主，滲流屏障發(fā)育特點(diǎn)以全遮擋型夾層為主。巖性以粉砂巖為主，粒度中值為0.05μm，平均泥質(zhì)含量為10.46%。巖心孔隙度平均19%，巖心滲透率平均為115×10-3μm2。毛管壓力曲線(xiàn)以III類(lèi)為主，啟動(dòng)壓力為0.07～0.02 MPa，中值壓力0.2～0.5 MPa，均質(zhì)半徑大于5～15μm。

（3）取心井滲流單元刻畫(huà)

結(jié)合上述分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)對(duì)取心井C8井進(jìn)行滲流單元的刻畫(huà)，建立取心井不同類(lèi)別滲流單元的電性參數(shù)區(qū)間（表2），比傳統(tǒng)方法更加精細(xì)（圖6），與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)更加匹配，優(yōu)質(zhì)滲流單元水淹嚴(yán)重，而次優(yōu)、差的滲流單元弱水淹—未水淹。

表2 取心井滲流單元的電性參數(shù)分布Table 2 Distribution of electrical parameters of percolation unit in coring well

3.2 非取心井滲流單元?jiǎng)澐旨敖Y(jié)果驗(yàn)證

假設(shè)G個(gè)總體t1，t2，…，tg是由m個(gè)變量a1，a2，…，am組成，假設(shè)已知每個(gè)總體的密度函數(shù)為fg(a)和先驗(yàn)概率為Pg。如果把t1，t2，…，tg視為總體樣本空間的一個(gè)劃分，依據(jù)Bayes公式可以求得樣品a屬于tg（t=1，2，…，G）的條件概率：

式中：P(ti/a)為a的條件概率；Pg為每個(gè)總體的先驗(yàn)概率；fg(a)為每個(gè)樣品的密度函數(shù)；Pi為第i個(gè)變量概率值；fi(a)為第i個(gè)變量a的函數(shù)。

研究區(qū)共劃分優(yōu)質(zhì)、次優(yōu)、差三類(lèi)滲流單元，可視為三個(gè)總體G=1，2，3。選取了六條測(cè)井曲線(xiàn)為變量，經(jīng)過(guò)標(biāo)準(zhǔn)化之后對(duì)非取心井進(jìn)行判別分析，建立判別函數(shù)如下：

式中：GR為伽馬值（API）；CNC為中子值（%）；DEN為密度值（g/cm3）；VSH為泥質(zhì)含量（%）；Por為孔隙度值（%）；Perm為滲透率（10-3μm2）。

依據(jù)判別函數(shù)劃分單井滲流單元?jiǎng)澐纸Y(jié)果與動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料匹配分析結(jié)果表明：滲流單元?jiǎng)澐纸Y(jié)果與實(shí)際水淹情況具有較好的相關(guān)性（圖7），優(yōu)質(zhì)和次優(yōu)滲流單元產(chǎn)出高（17.1%～28.4%）、含水率高（82%～97.6%），而次優(yōu)、差儲(chǔ)層產(chǎn)出少（4.7%～10.3%），含水率低（47.6%）。

圖7 滲流單元?jiǎng)澐峙c動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)對(duì)比圖Fig.7 Comparison of seepage unit division and dynamic monitoring

3.3 滲流單元分布特征

在儲(chǔ)層構(gòu)型單元內(nèi)部，依據(jù)由單井滲流單元?jiǎng)澐帧矫鏉B流單元?jiǎng)澐帧拭鏉B流單元?jiǎng)澐值亩嗑S互動(dòng)研究思路，完成對(duì)滲流單元分布特征研究，結(jié)果表明，橫向上，靠近物源區(qū)，以?xún)?yōu)質(zhì)和次優(yōu)儲(chǔ)層為主，遠(yuǎn)離物源區(qū)，次優(yōu)和差儲(chǔ)層比例增加，優(yōu)勢(shì)滲流單元主要分布于水下分流河道主體處（圖8）。縱向上，席狀砂、水下分流河道側(cè)緣以及水下分流河道頂部及底部次優(yōu)、差儲(chǔ)層為主，水下分流河道主體中部以?xún)?yōu)質(zhì)儲(chǔ)層為主，從而說(shuō)明了構(gòu)型單元的展布對(duì)滲流單元分布具有一定的控制作用（圖9）。

圖8 研究區(qū)ZH2Ⅰ?2?1?2單層滲流單元平面分布Fig.8 Planar seepage cell division distribution of two small?layer/one single?layer configuration of ZH2 I oil group

圖9 研究區(qū)ZH2Ⅰ?2?1?2單層滲流單元剖面分布Fig.9 Vertical seepage cell division distribution of two small?layer/one single?layer configuration of ZH2 I oil group

結(jié)合構(gòu)型成果及滲流單元?jiǎng)澐?，?duì)整個(gè)ZH2Ⅰ油組進(jìn)行了滲流單元的劃分，縱向上15個(gè)單層、平面5個(gè)井區(qū)，一共劃分75個(gè)單元，其中位于油水界面以上含油的是60個(gè)單元。其中優(yōu)質(zhì)單元29個(gè)，儲(chǔ)量占55.6%；次優(yōu)單元20個(gè)，儲(chǔ)量占30.2%；差單元11個(gè)，儲(chǔ)量占14.2%。

4 基于滲流單元的剩余油分布及挖潛對(duì)策

4.1 基于構(gòu)型的滲流單元控油模式

根據(jù)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)結(jié)果，將產(chǎn)量劈分到所在的單元，得到各單元的采出程度（圖10），采出程度相對(duì)較低的滲流單元即剩余油富集區(qū)，通過(guò)分析總結(jié)控油模式有兩種類(lèi)型：滲流單元差異平面控油模式、滲流屏障遮擋垂向控油模式。

圖10 不同滲流單元采出程度三維立體柱狀圖Fig.10 Three?dimensional histogram of recovery percent of different seepage units

（1）滲流單元差異平面控油模式

由于看似連片的砂體內(nèi)部存在滲流差異性，邊水在驅(qū)替過(guò)程中會(huì)優(yōu)先選擇物性好的優(yōu)質(zhì)、次優(yōu)滲流單元推進(jìn)，而物性差的差滲流單元儲(chǔ)層難以波及，水驅(qū)程度弱，剩余油相對(duì)富集。研究區(qū)內(nèi)優(yōu)質(zhì)、次優(yōu)滲流單元砂體成因類(lèi)型多為水下分流河道、河口壩砂體，儲(chǔ)層物性好，內(nèi)部往往水淹嚴(yán)重，剩余油潛力?。欢顫B流單元例如席狀砂、溢岸砂等砂體，水驅(qū)程度弱，剩余油富集，比如ZH2Ⅰ?1?1?1單層內(nèi)部5個(gè)席狀砂成因的差滲流單元采出程度低，剩余潛力大。

（2）滲流屏障遮擋垂向控油模式

滲流屏障也即夾層，對(duì)油水垂向運(yùn)移起到一定的阻擋作用。垂向上，在滲流單元間或滲流單元內(nèi)部夾層發(fā)育時(shí)，往往造成界面上下儲(chǔ)層水淹程度不同，導(dǎo)致夾層下部單元或該單元內(nèi)部剩余油富集。例如研究區(qū)四級(jí)構(gòu)型單元河道內(nèi)部存在兩種夾層類(lèi)型，分別是頂部靜水細(xì)粒沉積物與底部滯留沉積物，若該類(lèi)型夾層發(fā)育會(huì)導(dǎo)致河道內(nèi)部水洗程度較輕；流動(dòng)單元間隔層的存在同樣對(duì)流體垂向運(yùn)移起到明顯的阻隔作用，在研究區(qū)分布均比較穩(wěn)定夾層主要為三級(jí)或四級(jí)界面，厚度大于1 m，在研究區(qū)分布均比較穩(wěn)定，造成界面上下儲(chǔ)層水驅(qū)程度的不均勻，剩余油富集。該類(lèi)型剩余油主要分布在B3井區(qū)、B5井區(qū)ZH2Ⅰ?2?2～ZH2Ⅰ?3?2共10個(gè)單元。

4.2 挖潛對(duì)策

針對(duì)滲流差異控制的剩余油富集區(qū)，由于儲(chǔ)層物性相對(duì)較差，本次暫不調(diào)整；受滲流屏障控制的剩余油富集區(qū)，其儲(chǔ)層品質(zhì)主要為優(yōu)質(zhì)、次優(yōu)，潛力相對(duì)較大，因此作為本次挖潛主要目標(biāo)，分別實(shí)施調(diào)整井、補(bǔ)孔共七項(xiàng)措施，平均單井增油3.7萬(wàn)方，累積增油26萬(wàn)方，提高采收率5%。

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）流動(dòng)單元與滲流單元屬于不同尺度儲(chǔ)層非均質(zhì)單元，適用于不同開(kāi)發(fā)階段。前者以?xún)?chǔ)層靜態(tài)特征為主，結(jié)合流體流動(dòng)的動(dòng)態(tài)特征進(jìn)行劃分；而后者則以?xún)?chǔ)層內(nèi)部動(dòng)態(tài)滲流性能為主，結(jié)合儲(chǔ)層構(gòu)型靜態(tài)特征進(jìn)行劃分。文昌C油田ZH2Ⅰ油組的研究成果應(yīng)用表明，油田進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期之后，在成因單元內(nèi)部開(kāi)展?jié)B流單元研究能有效指導(dǎo)剩余油分布預(yù)測(cè)以及油田開(kāi)發(fā)調(diào)整策略。

（2）依據(jù)儲(chǔ)層構(gòu)型理論，將研究區(qū)構(gòu)型界面按正序由大到小從7級(jí)劃分至3級(jí)構(gòu)型界面，7級(jí)界面主要為扇三角洲前緣復(fù)合朵葉體之間界面，6級(jí)界面為不同朵葉體之間界面，5級(jí)界面為水下分流河道復(fù)合體的頂界面，4級(jí)界面為單一水下分流河道砂體的頂界面，3級(jí)界面為單一河道內(nèi)部增生體的分界面，其中4、5級(jí)界面對(duì)開(kāi)發(fā)有較大影響。在沉積微相認(rèn)知基礎(chǔ)上，識(shí)別出5種構(gòu)型單元。

（3）在構(gòu)型單元內(nèi)部，選取構(gòu)型成果、巖性參數(shù)、巖心物性參數(shù)、孔喉參數(shù)四大類(lèi)評(píng)價(jià)參數(shù)，將取心井儲(chǔ)層劃分為優(yōu)質(zhì)、次優(yōu)、差三類(lèi)滲流單元，并運(yùn)用神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)的方式運(yùn)用到非取心井進(jìn)行滲流單元的劃分。優(yōu)質(zhì)滲流單元主要分布在水下分流河道主體，次優(yōu)滲流單元主要分布于水下分流河道側(cè)緣、河口壩處，而差滲流單元主要集中于水下分流河道頂部漫溢細(xì)粒沉積和底部滯留沉積段、席狀砂、溢岸砂處。

（4）受構(gòu)型及滲流品質(zhì)的影響，剩余油富集模式有兩類(lèi)：滲流單元差異平面控油模式、滲流屏障遮擋垂向控油模式。滲流單元與剩余油分布具有較好的相關(guān)關(guān)系，無(wú)滲流屏障遮擋的優(yōu)質(zhì)滲流單元水淹嚴(yán)重，次優(yōu)滲流單元、差滲流單元、受滲流屏障遮擋的下部?jī)?yōu)質(zhì)單元水淹程度弱，剩余油富集，本次調(diào)整挖潛選取受滲流屏障控制的優(yōu)質(zhì)、次優(yōu)剩余油富集單元進(jìn)行挖潛，累積增油26萬(wàn)方，提高采收率5%。