冲积扇储层剩余油研究进展及发展方向

张 阳 ，李 际，宋丙慧，黄金富，吴兴旺

1.中国石油大学（北京）克拉玛依校区石油学院，新疆 克拉玛依 834000 2.中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000 3.中国石油塔里木油田勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000 4.中国石油大港油田公司勘探开发研究院，天津 滨海新区 300280

引言

随着开发程度的不断提高，国内老油田综合含水率普遍达到90% 以上，几乎全面进入特高含水期，长期注水开发使得剩余油高度分散，挖潜难度不断加大。中国原油产量70%来自于老油田，老油田稳产是保持国内原油产量稳定的“压舱石”，对保障国家能源安全具有重要意义。冲积扇是中国特高含水油田最主要的含油相类型。冲积扇水动力条件复杂、储层非均质性强，在特高含水油田中研究程度较低，开发潜力较大。以渤海湾盆地的大港油田为例，在其发育的河流、三角洲、滩坝及冲积扇等含油沉积相类型中，虽然冲积扇沉积平均采收率仅有20.45%，与河流相的34.96%相距甚远；但是其剩余油可采储量相对较高，达到23.67%。因此，冲积扇储层提高采收率及挖掘剩余油是特高含水油田效益稳产的关键问题之一。

20 世纪60 年代至80 年代，中国陆相油田分层注水开发理论和技术开始建立[1]，油田开发过程中逐渐进行了层系、井网的调整与完善，动态开发技术充分发展；20 世纪80 年代中后期到90 年代末期，面对注水开发逐步暴露出的层间矛盾，针对中国陆相复杂油藏的描述方法开始建立[2]，中国石油率先攻克了以密井网资料为核心的精细油藏描述技术并应用于老油田，静态储层描述技术日趋完善；进入21 世纪，“动、静态描述相结合”的宏观剩余油研究技术被提出[3]，中国石油对老油田实施以“重构地下认识体系、重建井网结构、重组地面工艺流程”为核心的“二次开发”[4]，动静态因素初步有效结合。随着老油田进入特高含水期，虽然化学驱、气驱、热力驱及微生物驱等三次采油技术的发展为提高水驱油藏采收率提供了新思路[5-7]，但在现有经济技术条件下，水驱控制储量仍占绝大部分。水驱剩余油的形成是注采井网及生产压差等动态条件作用在静态储层的综合结果，控制水驱剩余油形成的主要因素既包括宏微观孔喉结构[8-9]、润湿性[10-11]及非均质性[12]等内在静态因素，也包括水驱条件、井网及井型等外在动态因素[13]。

近年来，储层构型、微观储层结构及内部流体特征研究的不断深入，使得油藏静态储层认识有了质的飞跃。如何将传统的动态开发因素与现今静态储层突破性新认识相结合厘清其共控的剩余油赋存特征及动用机理，将是特高含水油田冲积扇储层剩余油挖潜的核心。

1 对冲积扇静态储层的认识逐渐精细、精准

冲积扇的概念最早由Drew 提出[14]，由于冲积扇成因复杂，油气储量相对较少，对其研究程度低于河流和三角洲。经过一个多世纪的探索，针对冲积扇的沉积和储层特征、形成主控因素、时空演化规律和分布模式等有了清晰的认识。

1.1 宏观储层特征研究逐渐精细化

近几十年，储层构型研究的兴起使得冲积扇宏观储层特征研究逐渐精细化。

首先，这种“精细化”体现在基本研究单元的精细化。针对冲积扇储层构型，前人根据形成冲积扇水动力条件的不同，将冲积扇储层构型模式分为3 种并明确了其构型特征：1）碎屑流主控的冲积扇[15-16]；2）河流主控的冲积扇[17]；3）碎屑流与辫状水道控制的冲积扇[18-19]。上述冲积扇储层构型的研究是把扇根、扇中及扇缘3 个亚相作为基础研究单元开展对比。冲积扇水动力条件复杂，在顺物源方向上表现出非常强的非均质性，它既保留了碎屑流特征，也发育着典型的辫状河牵引流特征。将冲积扇亚相分别作为一个整体的研究精度已不能满足特高含水期老油田的精细开发对储层认知的需求，因此，有学者针对碎屑流与辫状水道控制的冲积扇，将扇中－扇缘按顺物源方向进一步划分为扇中内带、扇中中带以及扇中外带－扇缘带，明确了各区带不同级次构型单元定量特征并建立了储层构型模式（图1）[20]。

图1 碎屑流和牵引流共同控制的冲积扇扇中－扇缘储层构型模式[20]Fig.1 Reservoir architecture mode of middle alluvial fan and edge alluvial fan belt controlled by debris flow and traction flow

其次，这种“精细化”也体现在构型单元级次的精细化。储层构型研究的平台是构型级次划分，吴胜和等[21]针对碎屑沉积体提出了12 级构型分级方案。对于直观可见的野外露头，冲积扇储层构型已精细到单砂体内部构型甚至纹层级构型[22]。而地下密井网工区受限于资料精度，其构型研究大多停留在单砂体级次。陈欢庆等[23]探讨了准噶尔盆地西北缘克下组不同亚相内单砂体平面发育及纵向组合特征；冯文杰等[24]研究了克拉玛依油田一中区冲积扇各亚相内部不同单砂体的成因、规模、叠置关系及物性等。此外，也有部分学者探讨了单砂体内部构型单元的特征：印森林等[25]以克拉玛依油田一中区为例，研究了不同亚相不同级次隔夹层的形态、规模及其叠置样式等。

最后，这种“精细化”还体现在对储层特征描述的精细化。随着分频解释、地层切片、地震属性融合、地震正演反演等地球物理方法以及神经网络、遗传算法、数据挖掘等人工智能技术的兴起及融合，储层垂向识别的分辨率已达到单砂体或单砂体内部构型[20，26-30]，平面分布刻画的精准程度已基本满足剩余油挖潜对储层描述的需求。

1.2 微观储层特征研究逐渐精准化

1.2.1 研究方法的精准化

针对冲积扇储层特征的描述逐渐由借助铸体薄片、孔渗储层物性参数的定性、半定量的二维描述转向应用扫描电镜、恒速压汞及CT 扫描等技术的多参数、全定量的三维孔喉结构立体描述。孔喉结构和连通性的表征方法主要分为流体注入和非流体注入两大类[31]。流体注入技术又可分为压力浸渗技术和无压浸渗技术。前者主要包括气体吸附法、高压压汞和恒速压汞法，后者主要包括自发渗吸扩散实验和低场核磁共振技术；非流体注入技术主要包括小角散射成像技术、基于场发射扫描电镜的二维成像技术和基于聚焦离子束扫描电镜（FIB-SEM）、微纳米CT 技术的三维成像技术（表1）。

表1 微观孔喉结构表征方法及特点[31]Tab.1 Characterization methods and characteristics of micro pore throat structure

值得注意的是，每种方法都有其优点及局限性，单独一种方法都不足以准确地反映非常规储层孔喉结构的复杂特征，因此，许多学者试图结合多种方法来评价孔喉结构[35]。比如，聚焦离子束扫描电镜、核磁共振及高压压汞在定量表征页岩孔隙连通性中的应用[37]；扫描电镜、高压压汞、恒速压汞及核磁共振技术在考虑压力敏感性表征致密砂岩气储层中的应用[38-39]；扫描电镜、高压压汞及CT 扫描技术在冲积扇储层孔喉结构定量分析中的应用[32-33]。利用不同技术的表征优势，结合多项技术对非常规储层孔喉结构综合分析，尤其是对于非均质性极强的致密砂砾岩储层，能够有效提升复杂孔喉结构评价的准确性。

1.2.2 储层认识的精准化

学者们逐渐认识到冲积扇储层在经过成岩作用形成到水驱开发的过程中，其微观孔喉结构并不是一成不变的，而是在动态变化的。

首先，沉积物经过广义的成岩作用“形成储层”的变化。前人针对冲积扇储层形成过程及机理的研究较为成熟，研究表明，形成冲积扇的沉积机制较为复杂，因而具有泥岩、粉砂岩、细砂岩、中－粗砂岩以及多种粒级砾岩相的岩石相类型；沉积相和后期埋深、压力及温度等外部因素控制了压实、胶结及溶解等成岩作用，进而影响了储层质量差异，而颗粒分选、颗粒含量、排列方式、杂基类型和胶结方式等内因则进一步复杂了孔隙结构[40-42]。砂砾岩各种岩相类型的岩石结构差异显著，在后期经历的埋深、成岩作用也有所不同，这些直接导致形成的砂砾岩孔喉结构复杂多样，非均质性极强。为了表征致密砂砾岩复杂的孔喉结构，前人通过测试及实验技术直接获取或联合多种参数构建了不同类型的参数，比如，表征大小的平均孔隙半径和平均喉道半径等，表征形状的形状因子及迂曲度等，表征连通程度的孔喉配位数、孔喉联通体积百分比[21]等，表征综合孔喉结构综合特征的流动带指数[43]、分形维数[44]、孔隙结构指数[45]及模态结构等[41]。应用这些参数，学者们定量表征了不同成岩作用阶段砂砾岩的孔喉特征，探讨了砂砾岩储层致密化机理，为寻找油气勘探甜点提供了指导。

其次，储层经过水驱开发后“改变储层”的变化。对于长期注水开发的油田，注入水和储层中的黏土矿物接触时间不断增加，物理及化学作用逐渐增多，使得孔喉内部微粒产生改变，进而影响储层的孔喉结构和渗透率发生变化[46-47]。研究表明，孔喉表面积下的微粒释放速率主要取决于孔喉内流体流速及孔喉壁面可脱离微粒的质量浓度[48]；微粒被捕集沉降到孔喉壁面使储层连通性变差主要是受到了重力、电荷引力等作用[49]；孔喉内微粒流速主要受控于微粒半径与孔喉半径之比[50]。在探讨水驱储层变化机理的同时，学者们也初步研究了随着水驱开发储层物性的变化规律[51-53]。受限于研究方法及水驱储层变化的复杂性，前人更多的是从宏观油藏角度研究了水驱前后储层孔隙度、渗透率的变化，有少部分学者针对不同渗透率砂岩储层的润湿性、微观孔喉大小、形状及黏土矿物含量的变化做了深入研究[38，54-55]。

由上述分析不难看出，冲积扇静态宏观及微观储层的认知得到了全方位提升，但是两者之间却相对独立。事实上，前人针对冲积扇储层质量与纵向层位之间的关系、平面沉积微相和岩相之间的关系[31]等进行过探讨，但在储层构型分级研究体系下，无论是从构型级次划分还是最精细的纹层级研究，都停留在宏观储层的研究范畴，尚没有建立起宏观储层构型与微观储层特征之间相对完善的理论关系。宏微观储层之间关系认识的相对缺乏制约着宏微观储层控制的剩余油的认知，是造成“宏微观不同维度剩余油关系认识不清”这一问题的原因之一。

2 剩余油研究方法向定量化、可视化发展

经过几十年的发展，剩余油的研究方法逐渐由针对单砂层的整体化宏观油藏表征向针对更高级次构型单元的定量化、可视化宏微观实验及模拟过渡。

20 世纪末至21 世纪初，剩余油表征多以油田开发地质中最小地层单元单砂层（6 级构型单元）为研究单元[56-57]。除了通过地震和测井资料提取流体信息的方法外，示踪剂技术及水驱曲线法等油藏工程方法也常用于剩余油的表征。地震技术表征剩余油最常用的方法包括反演[58]、井间地震等。测井技术广泛应用于确定井剖面上剩余油饱和度，根据井眼条件的不同，可以分为裸眼井测井和套管井测井两大类[59]。井间示踪剂研究剩余油的方法最早在1964 年提出，是通过分析示踪剂产出曲线来描述剩余油饱和度分布[60-61]。水驱曲线法是利用油水相对渗透率曲线直接求得目前含油饱和度，并计算单井水驱控制储量及剩余油饱和度等，同理可以计算区块及油田的相关参数[62]。

以单砂层为基本单元的剩余油研究精度并不能满足油田开发需求，学者们将物理模拟、数值模拟、激光共聚、CT 扫描、核磁共振等模拟及成像技术引入到剩余油表征，再结合传统光学技术，使得单砂体及单砂体内部构型单元及微观剩余油的定量化、可视化研究得以实现[63-64]。

2.1 宏观剩余油研究方法

宏观角度，物理模拟技术最为直观，岳大力等[65]通过水驱油物理模拟实验（图2），得到了采出程度、含水率随时间变化的曲线及剩余油分布图，探讨了辫状河内部夹层控制的剩余油分布特征。数值模拟技术应用最为普遍，可应用实际地下工区地质模型或从实际地质模型中抽象出的典型概念模型，结合开发动态数据进行数值模拟，从而得到单砂体内部构型控制的剩余油饱和度数据及图像[66-67]。

图2 水驱油物理模拟实验模型及过程[65]Fig.2 Model and process of water flooding physical simulation experiments

2.2 微观剩余油研究方法

微观剩余油研究方法可分为数值模拟以及物理实验方法两大类。数值模拟方法可分为网格化、无网格化及孔隙网络等3 种方法。各种微观剩余油数值模拟方法正确性及适用性在很大程度上取决于CT扫描、核磁共振或聚焦离子束扫描电镜等方法建立的三维孔喉结构模型（图3）[68]，只有模型的孔隙结构能够反映真实岩样的孔隙结构特征时，模拟结果才具有理论及应用价值。网格化方法处理复杂多孔介质边界时会遭遇稳定性问题，在微观剩余油模拟中应用较少。格子玻尔兹曼方法直接基于图像方法进行处理后得到的微观剩余油分布形态更加直观，但目前在三维空间多孔介质两相流模拟中缺乏相关研究[64]。为了提高运算效率，孔隙网络方法在提取孔喉结构时常采用几何和拓扑网络方法，将孔隙和喉道抽象为具有同等几何特征的球棒模型[46]，结构简化过程丢失了一些物理结构信息，导致无法捕捉流动细节，因此，更倾向用于研究微观剩余油的形成过程[64]。

图3 应用纳米CT 重建的岩样和孔隙三维结构模型Fig.3 Three-dimensional structure model of rock sample and pore reconstructed by nano-CT

物理实验方法包括基于真实岩芯的水驱油实验方法及基于仿真模型的水驱油实验方法，前者以油藏中具有代表性的岩芯进行驱替实验[69]并通过含油薄片、扫描电镜[70]、CT 扫描[71-73]及核磁共振成像[63，74]等技术手段进行研究，在二维及三维空间内均能够图像化、定量化表征不同孔喉内部油相的形态、赋存位置等特征，非常适合用于复杂孔喉结构内部剩余油研究。CT 扫描技术分辨率高、三维可视，结合真实岩芯水驱油实验，常用于研究不同阶段三维剩余油的分布位置、形态特征及定量特征等。比如，邓世冠等[75]利用CT 技术探讨了砾岩水驱、聚合物驱不同阶段剩余油动用类型及驱油机理。侯健等[76]采用CT 技术利用剩余油块数、平均体积及接触面积比等指标对孔隙尺度下剩余油进行了定量表征。核磁共振技术可根据氢原子在低场条件下衰减与弛豫时间关系，通过反演快速获得岩样的T2截止值和含油饱和度等参数[73]，结合驱替实验，也可获得不同驱替阶段的核磁共振含油饱和度图像。比如，狄勤丰等[77]利用基于核磁共振成像技术的岩芯驱替可视化实验方法研究了重力舌进产生的条件及影响因素；张振涛等[78]基于岩芯驱替实验，利用核磁共振技术研究不同类型油水过渡带中剩余油的启动机理和主要分布状态。

与数值模拟方法相比，物理实验技术的缺点也同样明显，由于应用的是真实岩芯，因此，对于考虑孔喉结构变化的驱替实验，不能重复实验以进行对比研究。仿真模型水驱油实验的模型是根据显微镜下储层孔喉结构特征，在玻璃上刻画出相同孔喉特征的模型[79]。实验中可对二维平面内的驱替过程全程录像并进行孔喉内部油相赋存的定量研究，模型可以多次重复使用进行对比实验，适用于不考虑驱替孔喉结构变化的剩余油赋存机理研究。

此外，有学者尝试着将人工智能的一系列方法应用于精确识别复杂储集层岩性和多相流体[80-82]、储层物性评价[83-84]、沉积相划分[26，85]及水淹层定量识别[86-87]等工作，为剩余油研究提供了新思路。

由以上分析可以看出，宏微观剩余油研究方法已较为完善，且已有学者初步探究了动态注采关系、井型与静态构型产状对剩余油形成的控制作用[88]，但针对特高含水期，尚缺乏将动静态因素充分结合的针对性研究方法，制约了对特高含水期水驱油藏的剩余油认知及挖潜。

3 剩余油的形成及动用机理研究仍处于探索阶段

在微观剩余油的研究中，其分类、赋存特征和形成机理研究已取得了一定进展，且开始从不同角度尝试探讨微观剩余油的动用机理。

由于研究微观剩余油的方法多样、控制微观剩余油形成的因素多种，微观剩余油分类方法也较多。根据形态分类最常见，贾忠伟等[89]认为，剩余油的分布主要有连片状和分散状两类；陈琳[90]将特高含水期微观剩余油分为油滴、油膜和片状3 类；Mi等[91]则将其分为簇状、多孔状、柱状、膜状和滴状剩余油。也有学者根据剩余油所在孔喉特征对其进行了分类，徐守余等[92]基于仿真模型驱替实验，提出了大孔粗喉型、中孔中喉型及小孔细喉型的微观剩余油分布模式。再有根据形态、赋存位置多种因素的分类，杨钊[93]认为，聚合物驱后微观剩余油主要为簇状残余油、盲状残余油、角隅残余油和亲油岩石表面的油膜状残余油等类型。孙廷彬等[94]将水驱砂岩储层微观剩余油分为孔喉充填型、孔内半充填型、分散油滴型、角隅型、孔壁油膜型和喉道滞留型。Zhang 等[32]则根据赋存状态及成因将二维独立油滴尺度微观剩余油分为孔内孤立型、孔内半充填型两类运移型剩余油，孔壁黏附型及角隅黏附型两类黏附型剩余油以及孔隙滞留型、喉道滞留型两类滞留型剩余油（图4）。

图4 基于赋存状态及成因的微观剩余油分类[95]Fig.4 Classification of micro remaining oil based on occurrence and cause

21 世纪以来，微观剩余油形成机理或形成主控因素的研究得到发展，研究表明，静态储层物性特征对剩余油形成起到了明显的控制作用。杨珂等[95]研究认为，在水润湿储层中，驱替和剥离机理在驱油过程中起主要作用；油润湿储层中，驱替机理起主要作用。朱新宇等[96]指出，微观渗流具有均匀推进、指进和网状推进等3 种方式，卡断作用形成的分散油滴为剩余油的主要类型。杨山[97]认为，在水润湿储层中，驱油机理主要是驱替速度和剥离速度的不同步性导致的剥离；在油润湿储层中，水驱油基本原理是驱替机理和贴壁流动机理。Zhao等[98]则认为，孔隙的形状因子、喉道的迂曲度、喉道与驱替方向的夹角及孔喉比等储层静态参数控制了不同类型剩余油的形成。对于动态因素，现有成果相对较少，研究认为，注入速度越大，最大含水饱和度就越大；随着含水饱和度增加，簇状流体积分数减小，是造成相对渗透率曲线呈非线性形态的内在原因[74]。

结合最新的技术方法，剩余油的动用机理也取得了一定的认识。朱光普等[99]通过数值模拟求解N-S 方程，建立微观流动模型，认为特高含水期增注与注入表面活性剂均是通过驱替出簇状非均质剩余油、孔喉残余油以及孤立油滴达到提高剩余油采收程度的目的（图5）。黄迎松[100]以受力分析为基础，结合微观水驱油实验，认为增加注水速度、增大水流和油膜间的剪切应力，是提高束缚型和油膜型剩余油动用程度的有效途径。李俊键等[101]通过CT 扫描成像实验结合数值模拟，认为水驱开发油田中高含水期提高采收率的重点是提高非连续相剩余油的有效动用率。

图5 注入表面活性剂后多孔介质内剩余油分布[91]Fig.5 Remaining oil distributions in the porous media after injecting surfactant

尽管对宏观剩余油的研究早已有之，但目前仅局限于剩余油的定量特征及定性分布模式，从宏观角度解释剩余油如何动用的研究没有太多的进展。

最初的研究基于地震、测井技术及物质平衡法，以油组、小层及单砂层为研究单元，识别剩余油饱和度及计算剩余油含量等[60，102]，这类方法没有考虑沉积相类型造成的差异，研究精度上有所欠缺。实际上，宏观剩余油的分布受到沉积相、沉积微相的控制非常明显，在冲积扇中，剩余油主要赋存于扇根及扇中。在扇根内带及外带，由于其平面沉积体及垂向储层物性的差异，剩余油在平面及垂向上的赋存位置及分布形态均有所差异[103-104]；扇中为多种成因的砂体相互切割[105]，构型界面的屏障作用不利于流体运动[25]，剩余油在平面上呈条带状分散于高能水道之间，垂向上分布于同一期次扇中沉积上部的低能水道中（图6）[103]。此外，前人还从基准面旋回[106]、流动单元[107]等角度研究了其对剩余油分布的影响。

图6 准噶尔盆地西北缘三叠系冲积扇扇中、扇缘剩余油分布模式[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，在微观及宏观角度，虽然已有关于剩余油分布特征、形成机理甚至动用机理的初步探讨，但所考虑的因素以静态因素为主，动态因素较少涉及，且现有的认识尚不能准确解释在特高含水期内受到动静态因素控制的剩余油有多少，赋存在哪，如何动用，微观与宏观剩余油之间又是什么关系等一系列问题，相关研究仍有很大的空间。

4 未来冲积扇储层剩余油研究的几个关键问题

4.1 宏微观储层及宏微观剩余油的关系研究

宏观油藏储集层及油气渗流特征是微观储层结构及其控制下各项流体运移的综合反映，岩石的微观结构及流体的性质是根本，宏观特征是表象[100]，微观储层特征及微观剩余油赋存状态的描述有助于从根本上认识宏观储层发育及宏观剩余油富集。不同级次构型单元控制了不同规模的剩余油，虽然学者们针对宏观储层、微观储层、宏观剩余油及微观剩余油分别做了大量研究，但是由于冲积扇储层的强非均质性及跨维度的不确定性，宏微观储层以及宏微观剩余油之间有什么定性及定量的联系，如何应用微观特征来指导宏观储层及剩余油的认识，一直是难以厘清且极具研究价值的问题。随着大量不同类型油藏储层参数的获取以及其控制剩余油的进一步研究，已有学者对此问题进行了不同形式的初步探讨[108-109]。

4.2 剩余油动用机理的探讨及应用

对剩余油的研究归根结底是为了剩余油的科学挖潜，因此，在明确宏微观储层及宏微观剩余油关系的基础上，进一步从机理上研究如何动用剩余油，是研究意义所在，也是研究需求所使。如前文所述，虽然已有学者对剩余油的形成及动用机理做过系列研究，但对于剩余油动用机理的研究仍有两点值得在未来的研究中注意。

首先，与剩余油的形成一样，动用剩余油同样是受到动静态因素共同控制的，因此，注重动静态因素结合下的剩余油动用机理综合研究是核心。

其次，剩余油动用机理研究在注重微观实验的同时关键要结合宏观现场应用。微观剩余油动用机理侧重于理论，目的是探讨实验条件下不同动态因素作用在不同静态微观储层后剩余油被驱替排出的效果差异，并分析原因机理；宏观剩余油动用机理更侧重于应用，目的是探讨实际生产中不同动态因素作用在宏观储层后剩余油分布及动用效果差异，并提出科学动用对策。

4.3 多学科深度融合的研究方法创新

要研究上述两个问题势必会涉及大量的数据信息，比如储层分析测试数据、宏微观实验数据、测井及地震数据等。在处理分析这些数据并探讨上述两个问题的过程中，单独的某一门学科或传统的分析方法已无法满足需求，因此，多学科交叉及研究方法的创新必不可少。多学科融合是在学科差异的基础上不断打破学科边界，以知识、范式、方法及工艺技术等促进学科间相互渗透、重叠、交叉、移植和借用活动，是多学科综合交汇的产物，是硬件和软件环境、理论和技术的交融统一[110]。随着智能搜索、图像识别、机器学习及神经网络等人工智能技术的逐渐完善和成功应用，基于人工智能的多学科深度融合势必会为未来冲积扇储层剩余油研究提供更广阔的研究思路与方法。

5 结论

1）冲积扇储层开发潜力较大，其内部剩余油的科学挖潜是特高含水油田效益稳产的关键问题之一。如何将动态开发因素与现今静态储层新认识相结合厘清其共控的剩余油赋存特征及动用机理，将是特高含水油田冲积扇储层剩余油挖潜的核心。

2）虽然冲积扇储层的研究成果逐渐精细、精准，剩余油的研究方法丰富多样，使剩余油的形成可定量统计及可三维观察，但是在冲积扇储层剩余油的研究过程中，仍存在宏微观不同维度剩余油关系认识不清、动态开发与静态储层因素缺少有效结合、动静态因素共控的剩余油动用机理有待进一步深化与应用等问题。

3）宏微观储层及宏微观剩余油的关系研究、动静态因素共控的剩余油动用机理探讨及应用及多学科深度融合的研究方法创新是未来冲积扇储层剩余油研究应重点关注的3 个问题。

致 谢：本文得到克拉玛依市科技创新人才选拔培养计划项目支持，在此表示感谢。