沖積扇儲層剩余油研究進展及發展方向

張 陽 ，李 際，宋丙慧，黃金富，吳興旺

1.中國石油大學（北京）克拉瑪依校區石油學院，新疆 克拉瑪依 834000 2.中國石油新疆油田分公司實驗檢測研究院，新疆 克拉瑪依 834000 3.中國石油塔里木油田勘探開發研究院，新疆 庫爾勒 841000 4.中國石油大港油田公司勘探開發研究院，天津 濱海新區 300280

引言

隨著開發程度的不斷提高，國內老油田綜合含水率普遍達到90% 以上，幾乎全面進入特高含水期，長期注水開發使得剩余油高度分散，挖潛難度不斷加大。中國原油產量70%來自于老油田，老油田穩產是保持國內原油產量穩定的“壓艙石”，對保障國家能源安全具有重要意義。沖積扇是中國特高含水油田最主要的含油相類型。沖積扇水動力條件復雜、儲層非均質性強，在特高含水油田中研究程度較低，開發潛力較大。以渤海灣盆地的大港油田為例，在其發育的河流、三角洲、灘壩及沖積扇等含油沉積相類型中，雖然沖積扇沉積平均采收率僅有20.45%，與河流相的34.96%相距甚遠；但是其剩余油可采儲量相對較高，達到23.67%。因此，沖積扇儲層提高采收率及挖掘剩余油是特高含水油田效益穩產的關鍵問題之一。

20 世紀60 年代至80 年代，中國陸相油田分層注水開發理論和技術開始建立[1]，油田開發過程中逐漸進行了層系、井網的調整與完善，動態開發技術充分發展；20 世紀80 年代中后期到90 年代末期，面對注水開發逐步暴露出的層間矛盾，針對中國陸相復雜油藏的描述方法開始建立[2]，中國石油率先攻克了以密井網資料為核心的精細油藏描述技術并應用于老油田，靜態儲層描述技術日趨完善；進入21 世紀，“動、靜態描述相結合”的宏觀剩余油研究技術被提出[3]，中國石油對老油田實施以“重構地下認識體系、重建井網結構、重組地面工藝流程”為核心的“二次開發”[4]，動靜態因素初步有效結合。隨著老油田進入特高含水期，雖然化學驅、氣驅、熱力驅及微生物驅等三次采油技術的發展為提高水驅油藏采收率提供了新思路[5-7]，但在現有經濟技術條件下，水驅控制儲量仍占絕大部分。水驅剩余油的形成是注采井網及生產壓差等動態條件作用在靜態儲層的綜合結果，控制水驅剩余油形成的主要因素既包括宏微觀孔喉結構[8-9]、潤濕性[10-11]及非均質性[12]等內在靜態因素，也包括水驅條件、井網及井型等外在動態因素[13]。

近年來，儲層構型、微觀儲層結構及內部流體特征研究的不斷深入，使得油藏靜態儲層認識有了質的飛躍。如何將傳統的動態開發因素與現今靜態儲層突破性新認識相結合厘清其共控的剩余油賦存特征及動用機理，將是特高含水油田沖積扇儲層剩余油挖潛的核心。

1 對沖積扇靜態儲層的認識逐漸精細、精準

沖積扇的概念最早由Drew 提出[14]，由于沖積扇成因復雜，油氣儲量相對較少，對其研究程度低于河流和三角洲。經過一個多世紀的探索，針對沖積扇的沉積和儲層特征、形成主控因素、時空演化規律和分布模式等有了清晰的認識。

1.1 宏觀儲層特征研究逐漸精細化

近幾十年，儲層構型研究的興起使得沖積扇宏觀儲層特征研究逐漸精細化。

首先，這種“精細化”體現在基本研究單元的精細化。針對沖積扇儲層構型，前人根據形成沖積扇水動力條件的不同，將沖積扇儲層構型模式分為3 種并明確了其構型特征：1）碎屑流主控的沖積扇[15-16]；2）河流主控的沖積扇[17]；3）碎屑流與辮狀水道控制的沖積扇[18-19]。上述沖積扇儲層構型的研究是把扇根、扇中及扇緣3 個亞相作為基礎研究單元開展對比。沖積扇水動力條件復雜，在順物源方向上表現出非常強的非均質性，它既保留了碎屑流特征，也發育著典型的辮狀河牽引流特征。將沖積扇亞相分別作為一個整體的研究精度已不能滿足特高含水期老油田的精細開發對儲層認知的需求，因此，有學者針對碎屑流與辮狀水道控制的沖積扇，將扇中－扇緣按順物源方向進一步劃分為扇中內帶、扇中中帶以及扇中外帶－扇緣帶，明確了各區帶不同級次構型單元定量特征并建立了儲層構型模式（圖1）[20]。

圖1 碎屑流和牽引流共同控制的沖積扇扇中－扇緣儲層構型模式[20]Fig.1 Reservoir architecture mode of middle alluvial fan and edge alluvial fan belt controlled by debris flow and traction flow

其次，這種“精細化”也體現在構型單元級次的精細化。儲層構型研究的平臺是構型級次劃分，吳勝和等[21]針對碎屑沉積體提出了12 級構型分級方案。對于直觀可見的野外露頭，沖積扇儲層構型已精細到單砂體內部構型甚至紋層級構型[22]。而地下密井網工區受限于資料精度，其構型研究大多停留在單砂體級次。陳歡慶等[23]探討了準噶爾盆地西北緣克下組不同亞相內單砂體平面發育及縱向組合特征；馮文杰等[24]研究了克拉瑪依油田一中區沖積扇各亞相內部不同單砂體的成因、規模、疊置關系及物性等。此外，也有部分學者探討了單砂體內部構型單元的特征：印森林等[25]以克拉瑪依油田一中區為例，研究了不同亞相不同級次隔夾層的形態、規模及其疊置樣式等。

最后，這種“精細化”還體現在對儲層特征描述的精細化。隨著分頻解釋、地層切片、地震屬性融合、地震正演反演等地球物理方法以及神經網絡、遺傳算法、數據挖掘等人工智能技術的興起及融合，儲層垂向識別的分辨率已達到單砂體或單砂體內部構型[20，26-30]，平面分布刻畫的精準程度已基本滿足剩余油挖潛對儲層描述的需求。

1.2 微觀儲層特征研究逐漸精準化

1.2.1 研究方法的精準化

針對沖積扇儲層特征的描述逐漸由借助鑄體薄片、孔滲儲層物性參數的定性、半定量的二維描述轉向應用掃描電鏡、恒速壓汞及CT 掃描等技術的多參數、全定量的三維孔喉結構立體描述?？缀斫Y構和連通性的表征方法主要分為流體注入和非流體注入兩大類[31]。流體注入技術又可分為壓力浸滲技術和無壓浸滲技術。前者主要包括氣體吸附法、高壓壓汞和恒速壓汞法，后者主要包括自發滲吸擴散實驗和低場核磁共振技術；非流體注入技術主要包括小角散射成像技術、基于場發射掃描電鏡的二維成像技術和基于聚焦離子束掃描電鏡（FIB-SEM）、微納米CT 技術的三維成像技術（表1）。

表1 微觀孔喉結構表征方法及特點[31]Tab.1 Characterization methods and characteristics of micro pore throat structure

值得注意的是，每種方法都有其優點及局限性，單獨一種方法都不足以準確地反映非常規儲層孔喉結構的復雜特征，因此，許多學者試圖結合多種方法來評價孔喉結構[35]。比如，聚焦離子束掃描電鏡、核磁共振及高壓壓汞在定量表征頁巖孔隙連通性中的應用[37]；掃描電鏡、高壓壓汞、恒速壓汞及核磁共振技術在考慮壓力敏感性表征致密砂巖氣儲層中的應用[38-39]；掃描電鏡、高壓壓汞及CT 掃描技術在沖積扇儲層孔喉結構定量分析中的應用[32-33]。利用不同技術的表征優勢，結合多項技術對非常規儲層孔喉結構綜合分析，尤其是對于非均質性極強的致密砂礫巖儲層，能夠有效提升復雜孔喉結構評價的準確性。

1.2.2 儲層認識的精準化

學者們逐漸認識到沖積扇儲層在經過成巖作用形成到水驅開發的過程中，其微觀孔喉結構并不是一成不變的，而是在動態變化的。

首先，沉積物經過廣義的成巖作用“形成儲層”的變化。前人針對沖積扇儲層形成過程及機理的研究較為成熟，研究表明，形成沖積扇的沉積機制較為復雜，因而具有泥巖、粉砂巖、細砂巖、中－粗砂巖以及多種粒級礫巖相的巖石相類型；沉積相和后期埋深、壓力及溫度等外部因素控制了壓實、膠結及溶解等成巖作用，進而影響了儲層質量差異，而顆粒分選、顆粒含量、排列方式、雜基類型和膠結方式等內因則進一步復雜了孔隙結構[40-42]。砂礫巖各種巖相類型的巖石結構差異顯著，在后期經歷的埋深、成巖作用也有所不同，這些直接導致形成的砂礫巖孔喉結構復雜多樣，非均質性極強。為了表征致密砂礫巖復雜的孔喉結構，前人通過測試及實驗技術直接獲取或聯合多種參數構建了不同類型的參數，比如，表征大小的平均孔隙半徑和平均喉道半徑等，表征形狀的形狀因子及迂曲度等，表征連通程度的孔喉配位數、孔喉聯通體積百分比[21]等，表征綜合孔喉結構綜合特征的流動帶指數[43]、分形維數[44]、孔隙結構指數[45]及模態結構等[41]。應用這些參數，學者們定量表征了不同成巖作用階段砂礫巖的孔喉特征，探討了砂礫巖儲層致密化機理，為尋找油氣勘探甜點提供了指導。

其次，儲層經過水驅開發后“改變儲層”的變化。對于長期注水開發的油田，注入水和儲層中的黏土礦物接觸時間不斷增加，物理及化學作用逐漸增多，使得孔喉內部微粒產生改變，進而影響儲層的孔喉結構和滲透率發生變化[46-47]。研究表明，孔喉表面積下的微粒釋放速率主要取決于孔喉內流體流速及孔喉壁面可脫離微粒的質量濃度[48]；微粒被捕集沉降到孔喉壁面使儲層連通性變差主要是受到了重力、電荷引力等作用[49]；孔喉內微粒流速主要受控于微粒半徑與孔喉半徑之比[50]。在探討水驅儲層變化機理的同時，學者們也初步研究了隨著水驅開發儲層物性的變化規律[51-53]。受限于研究方法及水驅儲層變化的復雜性，前人更多的是從宏觀油藏角度研究了水驅前后儲層孔隙度、滲透率的變化，有少部分學者針對不同滲透率砂巖儲層的潤濕性、微觀孔喉大小、形狀及黏土礦物含量的變化做了深入研究[38，54-55]。

由上述分析不難看出，沖積扇靜態宏觀及微觀儲層的認知得到了全方位提升，但是兩者之間卻相對獨立。事實上，前人針對沖積扇儲層質量與縱向層位之間的關系、平面沉積微相和巖相之間的關系[31]等進行過探討，但在儲層構型分級研究體系下，無論是從構型級次劃分還是最精細的紋層級研究，都停留在宏觀儲層的研究范疇，尚沒有建立起宏觀儲層構型與微觀儲層特征之間相對完善的理論關系。宏微觀儲層之間關系認識的相對缺乏制約著宏微觀儲層控制的剩余油的認知，是造成“宏微觀不同維度剩余油關系認識不清”這一問題的原因之一。

2 剩余油研究方法向定量化、可視化發展

經過幾十年的發展，剩余油的研究方法逐漸由針對單砂層的整體化宏觀油藏表征向針對更高級次構型單元的定量化、可視化宏微觀實驗及模擬過渡。

20 世紀末至21 世紀初，剩余油表征多以油田開發地質中最小地層單元單砂層（6 級構型單元）為研究單元[56-57]。除了通過地震和測井資料提取流體信息的方法外，示蹤劑技術及水驅曲線法等油藏工程方法也常用于剩余油的表征。地震技術表征剩余油最常用的方法包括反演[58]、井間地震等。測井技術廣泛應用于確定井剖面上剩余油飽和度，根據井眼條件的不同，可以分為裸眼井測井和套管井測井兩大類[59]。井間示蹤劑研究剩余油的方法最早在1964 年提出，是通過分析示蹤劑產出曲線來描述剩余油飽和度分布[60-61]。水驅曲線法是利用油水相對滲透率曲線直接求得目前含油飽和度，并計算單井水驅控制儲量及剩余油飽和度等，同理可以計算區塊及油田的相關參數[62]。

以單砂層為基本單元的剩余油研究精度并不能滿足油田開發需求，學者們將物理模擬、數值模擬、激光共聚、CT 掃描、核磁共振等模擬及成像技術引入到剩余油表征，再結合傳統光學技術，使得單砂體及單砂體內部構型單元及微觀剩余油的定量化、可視化研究得以實現[63-64]。

2.1 宏觀剩余油研究方法

宏觀角度，物理模擬技術最為直觀，岳大力等[65]通過水驅油物理模擬實驗（圖2），得到了采出程度、含水率隨時間變化的曲線及剩余油分布圖，探討了辮狀河內部夾層控制的剩余油分布特征。數值模擬技術應用最為普遍，可應用實際地下工區地質模型或從實際地質模型中抽象出的典型概念模型，結合開發動態數據進行數值模擬，從而得到單砂體內部構型控制的剩余油飽和度數據及圖像[66-67]。

圖2 水驅油物理模擬實驗模型及過程[65]Fig.2 Model and process of water flooding physical simulation experiments

2.2 微觀剩余油研究方法

微觀剩余油研究方法可分為數值模擬以及物理實驗方法兩大類。數值模擬方法可分為網格化、無網格化及孔隙網絡等3 種方法。各種微觀剩余油數值模擬方法正確性及適用性在很大程度上取決于CT掃描、核磁共振或聚焦離子束掃描電鏡等方法建立的三維孔喉結構模型（圖3）[68]，只有模型的孔隙結構能夠反映真實巖樣的孔隙結構特征時，模擬結果才具有理論及應用價值。網格化方法處理復雜多孔介質邊界時會遭遇穩定性問題，在微觀剩余油模擬中應用較少。格子玻爾茲曼方法直接基于圖像方法進行處理后得到的微觀剩余油分布形態更加直觀，但目前在三維空間多孔介質兩相流模擬中缺乏相關研究[64]。為了提高運算效率，孔隙網絡方法在提取孔喉結構時常采用幾何和拓撲網絡方法，將孔隙和喉道抽象為具有同等幾何特征的球棒模型[46]，結構簡化過程丟失了一些物理結構信息，導致無法捕捉流動細節，因此，更傾向用于研究微觀剩余油的形成過程[64]。

圖3 應用納米CT 重建的巖樣和孔隙三維結構模型Fig.3 Three-dimensional structure model of rock sample and pore reconstructed by nano-CT

物理實驗方法包括基于真實巖芯的水驅油實驗方法及基于仿真模型的水驅油實驗方法，前者以油藏中具有代表性的巖芯進行驅替實驗[69]并通過含油薄片、掃描電鏡[70]、CT 掃描[71-73]及核磁共振成像[63，74]等技術手段進行研究，在二維及三維空間內均能夠圖像化、定量化表征不同孔喉內部油相的形態、賦存位置等特征，非常適合用于復雜孔喉結構內部剩余油研究。CT 掃描技術分辨率高、三維可視，結合真實巖芯水驅油實驗，常用于研究不同階段三維剩余油的分布位置、形態特征及定量特征等。比如，鄧世冠等[75]利用CT 技術探討了礫巖水驅、聚合物驅不同階段剩余油動用類型及驅油機理。侯健等[76]采用CT 技術利用剩余油塊數、平均體積及接觸面積比等指標對孔隙尺度下剩余油進行了定量表征。核磁共振技術可根據氫原子在低場條件下衰減與弛豫時間關系，通過反演快速獲得巖樣的T2截止值和含油飽和度等參數[73]，結合驅替實驗，也可獲得不同驅替階段的核磁共振含油飽和度圖像。比如，狄勤豐等[77]利用基于核磁共振成像技術的巖芯驅替可視化實驗方法研究了重力舌進產生的條件及影響因素；張振濤等[78]基于巖芯驅替實驗，利用核磁共振技術研究不同類型油水過渡帶中剩余油的啟動機理和主要分布狀態。

與數值模擬方法相比，物理實驗技術的缺點也同樣明顯，由于應用的是真實巖芯，因此，對于考慮孔喉結構變化的驅替實驗，不能重復實驗以進行對比研究。仿真模型水驅油實驗的模型是根據顯微鏡下儲層孔喉結構特征，在玻璃上刻畫出相同孔喉特征的模型[79]。實驗中可對二維平面內的驅替過程全程錄像并進行孔喉內部油相賦存的定量研究，模型可以多次重復使用進行對比實驗，適用于不考慮驅替孔喉結構變化的剩余油賦存機理研究。

此外，有學者嘗試著將人工智能的一系列方法應用于精確識別復雜儲集層巖性和多相流體[80-82]、儲層物性評價[83-84]、沉積相劃分[26，85]及水淹層定量識別[86-87]等工作，為剩余油研究提供了新思路。

由以上分析可以看出，宏微觀剩余油研究方法已較為完善，且已有學者初步探究了動態注采關系、井型與靜態構型產狀對剩余油形成的控制作用[88]，但針對特高含水期，尚缺乏將動靜態因素充分結合的針對性研究方法，制約了對特高含水期水驅油藏的剩余油認知及挖潛。

3 剩余油的形成及動用機理研究仍處于探索階段

在微觀剩余油的研究中，其分類、賦存特征和形成機理研究已取得了一定進展，且開始從不同角度嘗試探討微觀剩余油的動用機理。

由于研究微觀剩余油的方法多樣、控制微觀剩余油形成的因素多種，微觀剩余油分類方法也較多。根據形態分類最常見，賈忠偉等[89]認為，剩余油的分布主要有連片狀和分散狀兩類；陳琳[90]將特高含水期微觀剩余油分為油滴、油膜和片狀3 類；Mi等[91]則將其分為簇狀、多孔狀、柱狀、膜狀和滴狀剩余油。也有學者根據剩余油所在孔喉特征對其進行了分類，徐守余等[92]基于仿真模型驅替實驗，提出了大孔粗喉型、中孔中喉型及小孔細喉型的微觀剩余油分布模式。再有根據形態、賦存位置多種因素的分類，楊釗[93]認為，聚合物驅后微觀剩余油主要為簇狀殘余油、盲狀殘余油、角隅殘余油和親油巖石表面的油膜狀殘余油等類型。孫廷彬等[94]將水驅砂巖儲層微觀剩余油分為孔喉充填型、孔內半充填型、分散油滴型、角隅型、孔壁油膜型和喉道滯留型。Zhang 等[32]則根據賦存狀態及成因將二維獨立油滴尺度微觀剩余油分為孔內孤立型、孔內半充填型兩類運移型剩余油，孔壁黏附型及角隅黏附型兩類黏附型剩余油以及孔隙滯留型、喉道滯留型兩類滯留型剩余油（圖4）。

圖4 基于賦存狀態及成因的微觀剩余油分類[95]Fig.4 Classification of micro remaining oil based on occurrence and cause

21 世紀以來，微觀剩余油形成機理或形成主控因素的研究得到發展，研究表明，靜態儲層物性特征對剩余油形成起到了明顯的控制作用。楊珂等[95]研究認為，在水潤濕儲層中，驅替和剝離機理在驅油過程中起主要作用；油潤濕儲層中，驅替機理起主要作用。朱新宇等[96]指出，微觀滲流具有均勻推進、指進和網狀推進等3 種方式，卡斷作用形成的分散油滴為剩余油的主要類型。楊山[97]認為，在水潤濕儲層中，驅油機理主要是驅替速度和剝離速度的不同步性導致的剝離；在油潤濕儲層中，水驅油基本原理是驅替機理和貼壁流動機理。Zhao等[98]則認為，孔隙的形狀因子、喉道的迂曲度、喉道與驅替方向的夾角及孔喉比等儲層靜態參數控制了不同類型剩余油的形成。對于動態因素，現有成果相對較少，研究認為，注入速度越大，最大含水飽和度就越大；隨著含水飽和度增加，簇狀流體積分數減小，是造成相對滲透率曲線呈非線性形態的內在原因[74]。

結合最新的技術方法，剩余油的動用機理也取得了一定的認識。朱光普等[99]通過數值模擬求解N-S 方程，建立微觀流動模型，認為特高含水期增注與注入表面活性劑均是通過驅替出簇狀非均質剩余油、孔喉殘余油以及孤立油滴達到提高剩余油采收程度的目的（圖5）。黃迎松[100]以受力分析為基礎，結合微觀水驅油實驗，認為增加注水速度、增大水流和油膜間的剪切應力，是提高束縛型和油膜型剩余油動用程度的有效途徑。李俊鍵等[101]通過CT 掃描成像實驗結合數值模擬，認為水驅開發油田中高含水期提高采收率的重點是提高非連續相剩余油的有效動用率。

圖5 注入表面活性劑后多孔介質內剩余油分布[91]Fig.5 Remaining oil distributions in the porous media after injecting surfactant

盡管對宏觀剩余油的研究早已有之，但目前僅局限于剩余油的定量特征及定性分布模式，從宏觀角度解釋剩余油如何動用的研究沒有太多的進展。

最初的研究基于地震、測井技術及物質平衡法，以油組、小層及單砂層為研究單元，識別剩余油飽和度及計算剩余油含量等[60，102]，這類方法沒有考慮沉積相類型造成的差異，研究精度上有所欠缺。實際上，宏觀剩余油的分布受到沉積相、沉積微相的控制非常明顯，在沖積扇中，剩余油主要賦存于扇根及扇中。在扇根內帶及外帶，由于其平面沉積體及垂向儲層物性的差異，剩余油在平面及垂向上的賦存位置及分布形態均有所差異[103-104]；扇中為多種成因的砂體相互切割[105]，構型界面的屏障作用不利于流體運動[25]，剩余油在平面上呈條帶狀分散于高能水道之間，垂向上分布于同一期次扇中沉積上部的低能水道中（圖6）[103]。此外，前人還從基準面旋回[106]、流動單元[107]等角度研究了其對剩余油分布的影響。

圖6 準噶爾盆地西北緣三疊系沖積扇扇中、扇緣剩余油分布模式[103]Fig.6 Remaining oil distribution model of middle and distal fan in the Triassic at the northwest margin of Junggar Basin

由以上分析可知，在微觀及宏觀角度，雖然已有關于剩余油分布特征、形成機理甚至動用機理的初步探討，但所考慮的因素以靜態因素為主，動態因素較少涉及，且現有的認識尚不能準確解釋在特高含水期內受到動靜態因素控制的剩余油有多少，賦存在哪，如何動用，微觀與宏觀剩余油之間又是什么關系等一系列問題，相關研究仍有很大的空間。

4 未來沖積扇儲層剩余油研究的幾個關鍵問題

4.1 宏微觀儲層及宏微觀剩余油的關系研究

宏觀油藏儲集層及油氣滲流特征是微觀儲層結構及其控制下各項流體運移的綜合反映，巖石的微觀結構及流體的性質是根本，宏觀特征是表象[100]，微觀儲層特征及微觀剩余油賦存狀態的描述有助于從根本上認識宏觀儲層發育及宏觀剩余油富集。不同級次構型單元控制了不同規模的剩余油，雖然學者們針對宏觀儲層、微觀儲層、宏觀剩余油及微觀剩余油分別做了大量研究，但是由于沖積扇儲層的強非均質性及跨維度的不確定性，宏微觀儲層以及宏微觀剩余油之間有什么定性及定量的聯系，如何應用微觀特征來指導宏觀儲層及剩余油的認識，一直是難以厘清且極具研究價值的問題。隨著大量不同類型油藏儲層參數的獲取以及其控制剩余油的進一步研究，已有學者對此問題進行了不同形式的初步探討[108-109]。

4.2 剩余油動用機理的探討及應用

對剩余油的研究歸根結底是為了剩余油的科學挖潛，因此，在明確宏微觀儲層及宏微觀剩余油關系的基礎上，進一步從機理上研究如何動用剩余油，是研究意義所在，也是研究需求所使。如前文所述，雖然已有學者對剩余油的形成及動用機理做過系列研究，但對于剩余油動用機理的研究仍有兩點值得在未來的研究中注意。

首先，與剩余油的形成一樣，動用剩余油同樣是受到動靜態因素共同控制的，因此，注重動靜態因素結合下的剩余油動用機理綜合研究是核心。

其次，剩余油動用機理研究在注重微觀實驗的同時關鍵要結合宏觀現場應用。微觀剩余油動用機理側重于理論，目的是探討實驗條件下不同動態因素作用在不同靜態微觀儲層后剩余油被驅替排出的效果差異，并分析原因機理；宏觀剩余油動用機理更側重于應用，目的是探討實際生產中不同動態因素作用在宏觀儲層后剩余油分布及動用效果差異，并提出科學動用對策。

4.3 多學科深度融合的研究方法創新

要研究上述兩個問題勢必會涉及大量的數據信息，比如儲層分析測試數據、宏微觀實驗數據、測井及地震數據等。在處理分析這些數據并探討上述兩個問題的過程中，單獨的某一門學科或傳統的分析方法已無法滿足需求，因此，多學科交叉及研究方法的創新必不可少。多學科融合是在學科差異的基礎上不斷打破學科邊界，以知識、范式、方法及工藝技術等促進學科間相互滲透、重疊、交叉、移植和借用活動，是多學科綜合交匯的產物，是硬件和軟件環境、理論和技術的交融統一[110]。隨著智能搜索、圖像識別、機器學習及神經網絡等人工智能技術的逐漸完善和成功應用，基于人工智能的多學科深度融合勢必會為未來沖積扇儲層剩余油研究提供更廣闊的研究思路與方法。

5 結論

1）沖積扇儲層開發潛力較大，其內部剩余油的科學挖潛是特高含水油田效益穩產的關鍵問題之一。如何將動態開發因素與現今靜態儲層新認識相結合厘清其共控的剩余油賦存特征及動用機理，將是特高含水油田沖積扇儲層剩余油挖潛的核心。

2）雖然沖積扇儲層的研究成果逐漸精細、精準，剩余油的研究方法豐富多樣，使剩余油的形成可定量統計及可三維觀察，但是在沖積扇儲層剩余油的研究過程中，仍存在宏微觀不同維度剩余油關系認識不清、動態開發與靜態儲層因素缺少有效結合、動靜態因素共控的剩余油動用機理有待進一步深化與應用等問題。

3）宏微觀儲層及宏微觀剩余油的關系研究、動靜態因素共控的剩余油動用機理探討及應用及多學科深度融合的研究方法創新是未來沖積扇儲層剩余油研究應重點關注的3 個問題。

致 謝：本文得到克拉瑪依市科技創新人才選拔培養計劃項目支持，在此表示感謝。