楊 博，任戰(zhàn)利，鄧亞仁，韓 波，朱 麗，萬(wàn) 軍，崔軍平，馬文強(qiáng).

(1.陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司，陜西延安 716000；2.西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/西北大學(xué)地質(zhì)系，陜西西安 710069)

志丹正359井區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)4+5段剩余油分布主控因素分析

楊 博1，任戰(zhàn)利2，鄧亞仁2，韓 波1，朱 麗1，萬(wàn) 軍1，崔軍平2，馬文強(qiáng)2.

(1.陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司，陜西延安 716000；2.西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/西北大學(xué)地質(zhì)系，陜西西安 710069)

志丹油田正359井區(qū)處于中含水階段，剩余油的分布和挖潛成為未來(lái)一階段油田增產(chǎn)的主要攻關(guān)目標(biāo)。為深入研究鄂爾多斯盆地志丹地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)4+5段儲(chǔ)層剩余油分布特征，文中總結(jié)前人研究成果，并通過(guò)沉積、構(gòu)造、儲(chǔ)層特征及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料分析，綜合研究長(zhǎng)4+5段儲(chǔ)層的剩余油富集規(guī)律及控制因素。研究認(rèn)為，長(zhǎng)4+5段儲(chǔ)層剩余油主要分布在河道側(cè)翼至分流間灣沉積相，且剩余油富集位置隔夾層發(fā)育，注采井網(wǎng)不完整，存在隆起構(gòu)造；儲(chǔ)層孔隙微觀特征為剩余油富集的主要控制因素；長(zhǎng)4+5段儲(chǔ)層孔喉半徑集中在0.016～0.063 μm，孔喉流動(dòng)半徑下限為0.107 μm，孔喉流動(dòng)半徑下限最終決定儲(chǔ)層中的剩余油富集總量。

剩余油；長(zhǎng)4+5段；主控因素；正359井區(qū)；志丹油田

剩余油是油藏特征研究過(guò)程中的重點(diǎn)和難點(diǎn)，對(duì)于非均質(zhì)特征強(qiáng)的油藏而言，剩余油的分布尤為復(fù)雜。簡(jiǎn)而言之，剩余油即儲(chǔ)層經(jīng)過(guò)一定階段的開(kāi)采之后剩余的可采儲(chǔ)量[1-9]。對(duì)于進(jìn)入中—高含水階段的油藏，剩余油開(kāi)發(fā)很重要。志丹油田旦八正359井區(qū)長(zhǎng)4+5油藏屬于巖性油藏，優(yōu)質(zhì)的長(zhǎng)7烴源巖為其提供了烴源保障[10]。該油藏開(kāi)發(fā)時(shí)間早，長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層非均質(zhì)特征明顯，研究區(qū)注采井網(wǎng)不完備，注水措施后，油藏迅速見(jiàn)水，目前處于中含水期。根據(jù)目前延長(zhǎng)油田志丹采油廠的開(kāi)采特征分析，長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層采出程度低于5%，在研究區(qū)范圍內(nèi)分布大量剩余油。對(duì)剩余油的深入認(rèn)識(shí)成為該地區(qū)目前穩(wěn)產(chǎn)的主要攻關(guān)目標(biāo)。剩余油分布受到構(gòu)造及沉積相等宏觀因素的影響，還受到注采井網(wǎng)完善程度和儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)特征的控制[11-13]。

前人在剩余油研究中多采用數(shù)值模擬和取心測(cè)含油飽和度的方法[14]，研究區(qū)長(zhǎng)4+5油藏非均質(zhì)較強(qiáng)，數(shù)值模擬的精度不高，密閉取心的價(jià)格昂貴難以實(shí)施。因此文中根據(jù)地層構(gòu)造、儲(chǔ)層沉積相、隔層平面展布、注采井網(wǎng)完善程度、儲(chǔ)層微觀特征等綜合分析正359井區(qū)長(zhǎng)4+5油藏特點(diǎn)。在儲(chǔ)量計(jì)算的結(jié)果下，根據(jù)開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)資料分析剩余油分布特征，從油藏特征和剩余油的富集規(guī)律綜合分析控制剩余油分布的關(guān)鍵因素。研究中首次為目標(biāo)井區(qū)提供較為完整的剩余油豐度平面特征，根據(jù)分析得出的剩余油富集主要控制因素，為后期正359井區(qū)的剩余油開(kāi)采提供基礎(chǔ)和保障。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地志丹油田旦八井區(qū)經(jīng)過(guò)三疊世時(shí)期漫長(zhǎng)的地質(zhì)變化，最終形成了以湖泊、河流、三角洲沉積為主體的格局[15]。正359井區(qū)長(zhǎng)4+5地層根據(jù)標(biāo)志層與沉積旋回特征劃分為長(zhǎng)4+51與長(zhǎng)4+52兩段，長(zhǎng)4+52地層累計(jì)厚度34.6～65.2 m，長(zhǎng)4+51地層累計(jì)厚度一般為28.6～52.1 m；研究區(qū)面積小，三疊系地層位于陜北斜坡上，構(gòu)造起伏程度低，其中研究區(qū)中部Z82井隆起特征最為明顯，后期的試油和開(kāi)采效果非常好，由此說(shuō)明構(gòu)造對(duì)低滲透巖性油氣藏分布有很重要的控制作用。(圖1)。

根據(jù)志丹地區(qū)長(zhǎng)4+5地層沉積相的分析研究，研究區(qū)存在北東—南西方向物源，發(fā)育兩條主要河道。長(zhǎng)4+5地層向上泥質(zhì)含量不斷增加，長(zhǎng)4+52隸屬三角洲前緣沉積，長(zhǎng)4+51為三角洲平原沉積，主體沉積以三角洲平原為主(圖2)[16-17]。

圖1 研究區(qū)長(zhǎng)4+5地層頂面構(gòu)造特征Fig.1 The top surface structure of Chang-4+5 strata of study area

圖2 研究區(qū)沉積背景Fig.2 Deposition background of study area

2 剩余油定量研究

前人在剩余油研究過(guò)程中采用數(shù)值模擬或者取芯測(cè)含油飽和度的方法分析剩余油分布特征[13]，在計(jì)算過(guò)程中首先考慮的是油藏連通性較好且油藏非均質(zhì)程度不高，然而研究區(qū)為低滲油藏，且非均質(zhì)性明顯，油藏?cái)?shù)值模擬計(jì)算的剩余油儲(chǔ)量精度不夠，取芯測(cè)含油飽和度理論可操作，但經(jīng)濟(jì)條件難以滿足要求。

為提高剩余油研究的質(zhì)量，降低非均質(zhì)對(duì)油藏儲(chǔ)量計(jì)算參數(shù)的影響。研究中利用單井控制面積法[18]計(jì)算長(zhǎng)4+5油藏儲(chǔ)量，采用容積法計(jì)算公式得出原始儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果。

N=(100·Ao·h·Φ)N

=(100·Ao·h·Φ·Soi·ρo)/Boi

(1)

式中N——原始地質(zhì)儲(chǔ)量，104t；

Ao——含油面積，km2；

h——平均有效厚度，m；

Φ——有效孔隙度，%；

Soi——平均原始含油飽和度，%；

ρo——平均地面原油密度，t/m3；

Boi——平均地層原油體積系數(shù)。

以長(zhǎng)4+521剩余油分布為例，該層段儲(chǔ)層平均有效孔隙度為8.81%，有效厚度面積加權(quán)平均值為4.87 m，含油飽和度體積加權(quán)平均值為52%，累計(jì)單井控制含油面積為13.67 km2，油的密度取值0.849 g/cm3，原油體積系數(shù)為1.099。將上述參數(shù)代入式(1)，得長(zhǎng)4+521的原始地質(zhì)儲(chǔ)量為235.6×104t。研究中采用經(jīng)驗(yàn)公式、水驅(qū)油理論及愈啟泰公式[19-24]等多種算法綜合求得研究區(qū)長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層水驅(qū)采收率為14.57%，原始儲(chǔ)量與采收率乘積得到長(zhǎng)4+521累計(jì)可采儲(chǔ)量為34.33×104t。

結(jié)合該層段油藏開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)分析，儲(chǔ)量和產(chǎn)出石油總量的差值為剩余油儲(chǔ)量。研究區(qū)井為多層系開(kāi)發(fā)、多層合采，在采出油氣計(jì)算過(guò)程中涉及產(chǎn)量劈分。研究中根據(jù)單井控制面積和射孔厚度綜合因素劈分法統(tǒng)計(jì)該地區(qū)單井單層的產(chǎn)量[25]。具體分析原理和步驟如下：

(1)平面中將單井設(shè)定成基礎(chǔ)演算單元，單井剖面根據(jù)劃分地層，每個(gè)小層為基礎(chǔ)單位，推算出該小層單井控制儲(chǔ)量(式(2))。

(2)對(duì)于多層合采的井，根據(jù)每個(gè)小層的投產(chǎn)時(shí)間與射孔厚度，將單井生產(chǎn)的產(chǎn)量劈分至每個(gè)小層。單層開(kāi)采的井，則單井產(chǎn)量即為該小層產(chǎn)量。

(3)通過(guò)平面上每口井長(zhǎng)4+5小層的地質(zhì)儲(chǔ)量和小層劈分得到的累計(jì)產(chǎn)油量作差值，便求出單井單層的剩余地質(zhì)儲(chǔ)量。

(4)平面上將剩余油儲(chǔ)量和單井的控制面積Ai相除，得出最終的剩余油儲(chǔ)量豐度。

運(yùn)用公式如下：

(1)單井單層地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算公式：

Ni=Ai·hi·100·Φ·Soi·ρoi/Boi

(2)

(2)單井單層累積產(chǎn)量計(jì)算公式：

Np=(xi/x)·Na

(3)

(3)小層剩余地質(zhì)儲(chǔ)量豐度：

Ia=(Ni-Np)/Ai

(4)

式中Ni——單井單層石油地質(zhì)儲(chǔ)量，104t；

hi——單井單層有效厚度，m；

Np——單井單層累積產(chǎn)量，104t；

Na——單井累積產(chǎn)量，104t；

xi——單層射孔厚度和，m；

x——單井射孔厚度和，m；

I——單儲(chǔ)系數(shù)，104t/km2·m；

Ia——單井單層剩余地質(zhì)儲(chǔ)量豐度，104t/km2；

Ai——單井單層平均井控面積，km2。

截至2016年4月底，該層段累計(jì)產(chǎn)油10.94×104t，分析得出剩余可采儲(chǔ)量為23.39×104t。

為研究剩余油的平面分布特征，研究中將單井剩余油總量與單井控制面積的比值所求取的剩余油豐度作為衡量指標(biāo)。每口單井對(duì)應(yīng)一定的剩余油儲(chǔ)量，計(jì)算出每口單井的剩余油豐度，將單井剩余油豐度值繪制成剩余油豐度等值線，平面上則能清晰反映不同層位不同井區(qū)的剩余油分布特征。豐度越大，剩余可采儲(chǔ)量越高。

依據(jù)以上方法繪制長(zhǎng)4+521地層的剩余油豐度等值線平面圖，剩余油呈條帶狀展布，高值區(qū)分布呈土豆?fàn)?圖3)，受到地層起伏、沉積相、開(kāi)采特征、儲(chǔ)層微觀因素等影響，分布具有一定的規(guī)律性。

3 剩余油分布主控因素

3.1 長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層頂面構(gòu)造與剩余油富集關(guān)系

對(duì)于常規(guī)的構(gòu)造—巖性油氣藏，油氣分布受到地層構(gòu)造的影響。在隆起的高部位，油氣易富集。注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，水受到重力影響，優(yōu)先向負(fù)向構(gòu)造流動(dòng)，將負(fù)向構(gòu)造中的油氣驅(qū)動(dòng)。因此，剩余油在構(gòu)造隆起的井區(qū)分布較集中。這與未開(kāi)發(fā)前油藏富集的位置一致。為突出研究區(qū)的微構(gòu)造特征，采用5m為間隔繪制構(gòu)造等值線，長(zhǎng)4+521地層有4個(gè)較為明顯的隆起構(gòu)造，分別位于3276-9—3286-3—正215-3井區(qū)、3451-10—3428-2井區(qū)、3215-3—正172-5—正354-12井區(qū)、3209-3—3210-5—3446-6井區(qū)(圖3)。從剩余油平面展布特征分析，剩余油在隆起部位儲(chǔ)量豐度較大。說(shuō)明長(zhǎng)4+5剩余油的分布受到構(gòu)造的影響比較明顯。

圖3 長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層頂面構(gòu)造與剩余油分布關(guān)系圖Fig.3 Relationship between top surface structure and residual oil distribution of Chang-4+5 reservior

3.2 長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層沉積相與剩余油富集關(guān)系

長(zhǎng)4+51發(fā)育三角洲平原沉積，砂體及烴源巖厚度不大，含油性較差。相比之下，長(zhǎng)4+52發(fā)育三

角洲前緣沉積相，砂體厚度略高于長(zhǎng)4+51地層，烴源巖相比長(zhǎng)4+51地層優(yōu)質(zhì)，生成的油氣具有近水樓臺(tái)的優(yōu)勢(shì)，率先進(jìn)入儲(chǔ)層成藏。從油藏分布特征看，長(zhǎng)4+52儲(chǔ)層發(fā)育三角洲前緣水下分流河道砂體沉積，優(yōu)質(zhì)烴源巖分布較廣，油氣相比三角洲平原河道砂體中油氣富集程度高(圖4)。

根據(jù)目前長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層開(kāi)采特征分析，長(zhǎng)4+52原油地質(zhì)儲(chǔ)量比長(zhǎng)4+51儲(chǔ)層大，剩余油的總量也大于長(zhǎng)4+51儲(chǔ)層。原始地質(zhì)儲(chǔ)量與剩余油地質(zhì)總量之間有一定的紐帶關(guān)系，三角洲前緣沉積相相比三角洲平原沉積相原始地質(zhì)儲(chǔ)量更大、剩余油總量多。從平面特征分析，剩余油豐度值高的地區(qū)主要分布在河道側(cè)翼至分流間灣地帶，這些地區(qū)存在孤立砂體或者低滲透層，油氣開(kāi)采程度較低。河道中部厚層砂體易于水淹，在水驅(qū)狀況下，油氣逐漸向河道周邊聚集(圖5)。

3.3 長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層隔夾層與剩余油分布關(guān)系

研究區(qū)發(fā)育三角洲平原沉積，小型河道分布較廣，河流尚未沖刷的地區(qū)存在較為連續(xù)的隔層沉積，這類隔層多為致密性較強(qiáng)的泥巖和鈣質(zhì)沉積物。研究區(qū)隔層平均厚度為3～8 m，平面上隔層分布分散。隔層附近的儲(chǔ)層較為致密，在開(kāi)發(fā)過(guò)程中需要壓裂油氣方能采出。因此，隔層附近剩余油含量較高(圖6)。從地層韻律特征分析，隔夾層通常分布在正旋回的頂部或逆旋回的底部，隔夾層附近砂巖儲(chǔ)層巖性多為粉砂巖，顆粒細(xì)，分選不好，剩余油分布較為集中。

3.4 長(zhǎng)4+5油藏注采井網(wǎng)與剩余油分布關(guān)系

剩余油分布最直接的影響因素便是注采井網(wǎng)的完善程度，研究區(qū)采取菱形反九點(diǎn)法和五點(diǎn)法進(jìn)行開(kāi)采。考慮到裂縫走向，注采井網(wǎng)的布置選擇北東60°方向。長(zhǎng)4+5層位開(kāi)采時(shí)間最早，初期采用自然能量驅(qū)動(dòng)方式開(kāi)采，井網(wǎng)不完善，為補(bǔ)充地層壓力，自2008年開(kāi)始注水，注水井投入生產(chǎn)后，仍有較多井尚未形成注采連通。在井網(wǎng)不完善以及注采不連通等因素影響下，采油速度低、注采不匹配，將存在大量的剩余油在地下分布[26]。如3276-1—3276-9井區(qū)、正359-3422-1井區(qū)、正215-2—正215-5井區(qū)、3451-1井區(qū)、3428-2井區(qū)、3444-2井區(qū)、3445-4井區(qū)等注采井網(wǎng)完善程度不高，剩余油豐度值較大(圖7)。

圖4 長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層油藏剖面Fig.4 Chang-4+5 reservoir profile

圖5 長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層沉積相與剩余油分布關(guān)系Fig.5 Relationship between sedimentary facies and remaining oil distribution in Chang-4+5 reservior

圖6 研究區(qū)剩余油分布與隔層分布關(guān)系平面圖Fig.6 Relationship between remaining oil distribution and compartment distribution in study area

圖7 長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層注采井網(wǎng)與剩余油分布關(guān)系Fig.7 Relationship between the well pattern and the remaining oil distribution in Chang-4+5 reservoir

3.5 長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層微觀特征與剩余油含量關(guān)系

剩余油富集歸根結(jié)底和儲(chǔ)層微觀孔隙特征有密不可分的聯(lián)系。儲(chǔ)層孔隙越小，儲(chǔ)層內(nèi)部流體越

難流動(dòng)[27]，剩余油含量越大。長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層孔隙度為1.6%～19.7%，平均為9.4%；滲透率為0.04～7.81 mD，平均為1.16 mD，隸屬特低孔、低滲儲(chǔ)層。孔隙度、滲透率與含水飽和度呈負(fù)相關(guān)，儲(chǔ)層物性越差，含油飽和度越低，開(kāi)發(fā)難度越高，剩余油的含量較大(圖8)。

儲(chǔ)層發(fā)育溶蝕孔、粒間孔、裂縫孔等主要孔隙類型[28-29]。壓汞特征表明長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層分選較差，細(xì)歪度，多數(shù)儲(chǔ)層樣品門檻壓力較高，毛管曲線平臺(tái)短，退汞曲線下降迅速，退汞效率低，有大量汞殘余在孔隙中，儲(chǔ)層孔喉小，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜。以油氣充注和采出為例，則剩余油飽和度高(圖9、圖10)。

根據(jù)最小流動(dòng)孔喉半徑方法，滲透率貢獻(xiàn)值為99%時(shí)，孔喉半徑為孔喉流動(dòng)的半徑下限[30-31]。將研究區(qū)壓汞樣品滲透率貢獻(xiàn)值為99%時(shí)的最小孔喉半徑求平均值，得到長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層最小孔喉流動(dòng)半徑下限值是0.107 μm，而儲(chǔ)層主體孔喉半徑分布在0.016～0.063 μm(圖10)，從而說(shuō)明長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層孔喉流動(dòng)下限值高于儲(chǔ)層孔喉平均半徑，儲(chǔ)層中有大量的流體不能流動(dòng)，為束縛流體，因此儲(chǔ)層中剩余油含量較高。儲(chǔ)層微觀孔喉特征將最終決定剩余油的富集量?？缀斫Y(jié)構(gòu)越復(fù)雜，油氣開(kāi)采難度越大，剩余油含量越高。

綜合而言，剩余油的分布主要受儲(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)的控制，低滲透儲(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)特征復(fù)雜，非均質(zhì)特征強(qiáng)，孔喉大小與流動(dòng)孔喉下限之間的關(guān)系直接影響儲(chǔ)層中束縛流體的含量。頂面構(gòu)造、沉積相、隔夾層的分布、注采井網(wǎng)的完善程度都從宏觀上影響剩余油的平面富集。經(jīng)過(guò)后期的壓裂開(kāi)采以及技術(shù)措施的提高，注采井網(wǎng)進(jìn)一步完善，位于河道側(cè)翼隔夾層厚度較大的地區(qū)，剩余油可挖潛的量仍然很大。剩余油產(chǎn)量提高的突破口最終在于儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)的詳細(xì)刻畫，除上文討論的孔喉大小外，剩余油分布還受到孔隙形態(tài)、儲(chǔ)層潤(rùn)濕性、連通程度及孔喉非均質(zhì)特征的影響[32]，后期需要進(jìn)一步借助核磁、CT以及水驅(qū)油等微觀試驗(yàn)手段分析研究。

圖8 儲(chǔ)層物性與含水飽和度關(guān)系 Fig 8 Relationship between reservoir physical properties and water saturation

圖9 長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層壓汞曲線Fig.9 Chang-4+5 reservoir pressure mercury curves

圖10 長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層孔喉半徑分布圖Fig.10 Distribution of pore throat of Chang-4+5 reservoir

4 結(jié)論

(1)鄂爾多斯盆地旦八正359井區(qū)長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層總體屬于三角洲平原沉積，其中長(zhǎng)4+52為三角洲前緣沉積，長(zhǎng)4+51為三角洲平原沉積。

(2)以正359井區(qū)長(zhǎng)4+521剩余油分布為例，運(yùn)用單井控制面積法得到可采儲(chǔ)量為34.33×104t，采用單井控制面積與射孔厚度綜合因素分析法得到截至2016年4月底的累計(jì)產(chǎn)量為10.94×104t，分析得出剩余可采儲(chǔ)量為23.39×104t。

(3)正359井區(qū)長(zhǎng)4+5段儲(chǔ)層剩余油富集狀況受到構(gòu)造、沉積相、隔層分布、注采井網(wǎng)完善程度和儲(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)特征的影響。河道側(cè)翼至分流間灣沉積相，隔層厚度較大、注采井網(wǎng)不完善的構(gòu)造隆起井區(qū)，剩余油富集程度高。

(4)正359井區(qū)長(zhǎng)4+5段儲(chǔ)層孔喉流動(dòng)下限為0.107 μm，儲(chǔ)層主體孔喉大小集中分布在0.016～0.063 μm，小于孔喉流動(dòng)下限值，因此剩余油豐度較高。儲(chǔ)層微觀特征是影響剩余油分布的關(guān)鍵原因，也是制約未來(lái)剩余油挖潛的主要因素。

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AnalysisontheMainControllingFactorsofResidualOilDistributioninChang-4+5SectionofYanchangFormationinZheng-359WellofZhidanArea

Yang Bo1, Ren Zhanli2, Deng Yaren2, Han Bo1, Zhu Li1, Wan Jun1, Cui Junping2, Ma wenqiang2

(1.ShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Yan＇an,Shaanxi716000,China; 2.StateKeyLaboratoryofContinentalDynamics/DepartmentofGeology,NorthwestUniversity,Xi＇an,Shaanxi710069,China)

Zheng-359 well area of Zhidan oilfield has entered aquifer stage, distribution and potential of remaining oil will become the main research target of increasing production in the next stage of oilfield. In order to further study distribution characteristics of remaining oil in Chang-4+5 reservoir of Triassic Yanchang formation in Zhidan area, based on the previous research, we researched characteristics of remaining oil distribution and main controlling factors in Chang-4+5 reservoir through deposition, structure, reservoir characteristics and production dynamic data analysis. It was concluded that remaining oil in Chang-4+5 reservoir is mainly distributed in river facies to diversion bay sedimentary facies, and remaining oil enrichment area developed separators and interlayers, injection and production well is not perfect, and uplift structure exists. Pore microstructure is the main factor affecting distribution of residual oil. Pore throat radius of Chang-4+5 reservoir is 0.016～0.063 μm, lower limit of flow pore throat is 0.107 μm, it finally determines total amount of residual oil.

residual oil; Chang-4+5 section; main controlling factors; Zheng-359 well area; Zhidan oilfield

TE327

A

國(guó)家自然科學(xué)基金“鄂爾多斯、沁水沉積盆地中生代晚期古地溫場(chǎng)對(duì)巖石圈動(dòng)力學(xué)深化及油氣賦存的約束作用”(41630312)資助。

楊博(1983—)，男，本科，助理工程師，主要從事鉆井工程方面研究。郵箱：306696664@qq.com.

鄧亞仁(1991—)，男，碩士，礦產(chǎn)普查與勘探，主要從事油氣成藏及評(píng)價(jià)方面研究。郵箱：824259147@qq.com.