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【摘要】针对高含水油田开发中面临的问题，结合高含水油田的特点及实践经验，认识剩余油和三次采油等新技术不断改善开发效果，提高高含水油田开发效益。
【关键词】高含水油田 剩余油 采收率
随着油田开发的发展，高含水和超高含水期储层逐渐增加，如何充分利用储层，不断改善储层开发效果是储层在高含水期面临的主要问题。
1 高含水期剩余油分布
通过控制储层平面非均质性对剩余油分布的几何形状，即砂体，砂体连续性，异质性，结构和流动单元和其他因素的控制；另一方面也通过挖掘井网分布过程的影响。
1.1 断层附近
在开发初期，地质条件限制和钻井技术都收到限制，因此井的距离约100米井位置的总体设计，同时也为层状油藏屋盖结构的复杂断块油藏，主断层，一般在40 ～ 50度小断块倾角方位，所以施工现场方位设计不完善，高位置很难在注采系统或采油生产层不对应的角度形成断层，水驱动用程度低，剩余油富集，是最大的剩余油潜力区。
1.2 II、III类油层
由于都是大陆相沉积油田，油层层系多，层之间的差异比较大。在开发初期和中期，要对油层进行划分，从而水驱的动用程度不一样，比较低下，剩余油比较丰富，在一些小薄层中剩余油也比较富集。
1.3 注采井网不完善区
是因为注采井网不够完善造成的，一是改变断错结构，断块内的小分割减少井网不完善和采油生产操作不当造成的问题；二是发展时期，由于技术和经济原因，井况套管恶化，未能及时维修和更新。
1.4 局部微构造高点区
在沉积相地層中，因为砂体的压实的作用，在沉积环境和构造方面的因素共同影响，容易对圈闭的油水的局部分布情况形成小的构造，在一些鼻状构造和小突起中都是剩余油分布比较富集的地区。
1.5 井间滞留区
主要存在两种形态，一是第一线见效的油井和第二线油井之间的效率低，水驱动用程度，残余油饱和度高；二是相同的之间注入井控制油井间的非主流区的波及区域，非主流线区域，注入水难以蔓延到该地区。
2 高含水油田面临的主要问题
2.1 高含水油田复杂的地质条件。
我国油田地质情况复杂，表现多样性：
（1）油层砂体都是在平面分布的，连通性比较差，砂体颗粒分选性差，孔隙结构不一，物性不一变化大，油层的非均质性强；对于沉积相的砂体，压实作用造成了综合成藏条件差，由于受到沉积环境和构造的影响，比较易形成小的砂体构造，在油水分布上容易形成小砂体和小鼻状凸起。
（2）沉积的多个周期，油在纵向层次多，有的多达几层或100层以上，层间差异大；差异很大的内部渗透油，特别是河道砂体渗透率呈正韵律分布特性的上部，下部高，再加上的重力，注入水从下窜向上流动。
（3）断裂发育，尤其是在渤海湾地区，在中国东部，断块小，差异大；为层状油藏的屋顶结构复杂断块油藏，主断裂和断块小角度的故障一般在40 ～ 50度，所以构造高部位断层附近在难以形成注采生产系统或储层生产层不对应的角度故障，水驱动用程度低，剩余油富集，渐渐成为其剩余油潜力很大的区域。
2.2 剩余油零星分布状态，老区调整困难
大部分油田的主力油田稠油油藏，如近50年的发展有效厚度大于剩余地质储量75%米控制，一层水，但是水不均匀，纵向有效厚度30%不冲刷段，10% ～ 15%洗截面有效厚度弱，40%洗涤段的有效厚度，层内剩余油主要分布在顶部，厚层在高含水期层矛盾多层油藏已成为目前开发过程中的主要的矛盾。
2.3 以往的注采配套工艺，不能适应油田开发的需求
在油藏分布上有重大变化，综合含水达到90%以上，低渗带剩余油分布连片，形成了整体过度分散，局部相对富集的模式，我们针对这种油藏情况，要形成有效的对策，在开采过程中，我们要不断调整井网分布，由于长期加密井网开采方式的影响，对注采系统，化学剖面的调整都造成很多麻烦，在以后工作中，我们要采取新的工艺措施，比如：射孔、酸化、解堵、堵水、大泵提液、等增产措施，来解决单井产量降低，起到提液增又的目的。
3 高含水油田提高采收率的方法
3.1 利用侧钻水平井提高高含水储层采收率
开钻侧钻水平井挖潜具有以下四方面的优势：
（1）与正常侧定向钻井，钻井套管开窗侧钻水平相比，开窗侧钻水平井单井控制面积大，可采储量大，产量高，投资回报率高。
（2）与垂直和水平相比，开窗侧钻水平井，侧钻水平井的经济可采储量低，剩余油储量，在剩余可采储量潜在的一个水库的穷人和分布的垂直叠加有很强的适应能力，有利于全面控制，剩余油的使用，提高采收率。
3.2 侧钻水平井部署目标区域是很重要的
侧钻水平井是不同于传统的垂直水平井和传统侧钻井，钻井储层使得它更大的回旋余地；而前者甚至出现偏差的设计是非常小的，可能造成地质报废。因此，以准确的数据是侧钻水平井是成功实施的必要条件。
在中高渗透油藏水平井钻井的水平井是适合单储层剩余油潜力，可在高含水油藏剩余油平面潜力的地方使用，也可以在上部挖潜正韵律厚油层水驱剩余油，弱，更常见的侧钻井和常规发展威尔斯有更好的作用势。同时，该技术具有投资少，风险低的特点，经济效益高，具有很高的应用价值。
3.3 储层精细描述技术
在油田开发中后期，由地震数据使得早期的构造图已不能满足油田开发的需要。随着油田开发的发展，目标层（如储集砂体顶部，顶部）结构的地图，这就对地震资料的解释提出了更高的要求。为了获得更好的和更精确的结果，地震数据处理的高分辨率的第一，主要采用剩余小波迭代反褶积和频谱展宽技术，通过治理，使地震资料的分辨率有了明显的提高，说明奠定良好基础的精细结构。在高分辨率地震数据，网格分析方法和井震对比数据的高分辨率地震资料解释，为了获得储层层次构造图。
在油田开发中后期，控制剩余油的分布往往是沉积微相特征及其分布规律。在这一点上，沉积微相研究应以小层为单元，特别是陆相储层变化频繁，经常需要更进一步的细分沉积微相，这是因为在同一微岩相岩性变化大，但也有较大的差异，对油气富集的影响程度。利用细分微相预测富集区是关键。
3.4 发展三次采油为主的提高采收率新技术
对于石油富集丰富的油藏，潜力很大，对于这些油藏我们可以采取三次采油的方式，可以提高采收率8个百分点以上，其中聚合物驱是一种潜力巨大的方法。也可以采取微生物采油的方法，微生物采油包括吞吐、驱、调剖堵水、清蜡等方法，在工艺应用中都可以起到提高采收率的效果。也可以用生物活性剂和生物聚合物相结合的办法注入井内，起到驱和堵水的功能，总之对于提高采收率的三种新工艺，在石油开采中潜力巨大，但是在应用过程中，要选择合适井况，分析具体地层特性，不然会应为不适应带来投资风险和开采风险。
参考文献
[1] 吕国祥，张津，刘大伟.高含水油田提高水驱采收率技术的研究进展[J].钻采工艺，2010，33（2）
[2] 白喜俊，王延斌，常毓文.高含水油田面临的形势及对策[J].资源产业经济，2009，11
【关键词】高含水油田 剩余油 采收率
随着油田开发的发展，高含水和超高含水期储层逐渐增加，如何充分利用储层，不断改善储层开发效果是储层在高含水期面临的主要问题。
1 高含水期剩余油分布
通过控制储层平面非均质性对剩余油分布的几何形状，即砂体，砂体连续性，异质性，结构和流动单元和其他因素的控制；另一方面也通过挖掘井网分布过程的影响。
1.1 断层附近
在开发初期，地质条件限制和钻井技术都收到限制，因此井的距离约100米井位置的总体设计，同时也为层状油藏屋盖结构的复杂断块油藏，主断层，一般在40 ～ 50度小断块倾角方位，所以施工现场方位设计不完善，高位置很难在注采系统或采油生产层不对应的角度形成断层，水驱动用程度低，剩余油富集，是最大的剩余油潜力区。
1.2 II、III类油层
由于都是大陆相沉积油田，油层层系多，层之间的差异比较大。在开发初期和中期，要对油层进行划分，从而水驱的动用程度不一样，比较低下，剩余油比较丰富，在一些小薄层中剩余油也比较富集。
1.3 注采井网不完善区
是因为注采井网不够完善造成的，一是改变断错结构，断块内的小分割减少井网不完善和采油生产操作不当造成的问题；二是发展时期，由于技术和经济原因，井况套管恶化，未能及时维修和更新。
1.4 局部微构造高点区
在沉积相地層中，因为砂体的压实的作用，在沉积环境和构造方面的因素共同影响，容易对圈闭的油水的局部分布情况形成小的构造，在一些鼻状构造和小突起中都是剩余油分布比较富集的地区。
1.5 井间滞留区
主要存在两种形态，一是第一线见效的油井和第二线油井之间的效率低，水驱动用程度，残余油饱和度高；二是相同的之间注入井控制油井间的非主流区的波及区域，非主流线区域，注入水难以蔓延到该地区。
2 高含水油田面临的主要问题
2.1 高含水油田复杂的地质条件。
我国油田地质情况复杂，表现多样性：
（1）油层砂体都是在平面分布的，连通性比较差，砂体颗粒分选性差，孔隙结构不一，物性不一变化大，油层的非均质性强；对于沉积相的砂体，压实作用造成了综合成藏条件差，由于受到沉积环境和构造的影响，比较易形成小的砂体构造，在油水分布上容易形成小砂体和小鼻状凸起。
（2）沉积的多个周期，油在纵向层次多，有的多达几层或100层以上，层间差异大；差异很大的内部渗透油，特别是河道砂体渗透率呈正韵律分布特性的上部，下部高，再加上的重力，注入水从下窜向上流动。
（3）断裂发育，尤其是在渤海湾地区，在中国东部，断块小，差异大；为层状油藏的屋顶结构复杂断块油藏，主断裂和断块小角度的故障一般在40 ～ 50度，所以构造高部位断层附近在难以形成注采生产系统或储层生产层不对应的角度故障，水驱动用程度低，剩余油富集，渐渐成为其剩余油潜力很大的区域。
2.2 剩余油零星分布状态，老区调整困难
大部分油田的主力油田稠油油藏，如近50年的发展有效厚度大于剩余地质储量75%米控制，一层水，但是水不均匀，纵向有效厚度30%不冲刷段，10% ～ 15%洗截面有效厚度弱，40%洗涤段的有效厚度，层内剩余油主要分布在顶部，厚层在高含水期层矛盾多层油藏已成为目前开发过程中的主要的矛盾。
2.3 以往的注采配套工艺，不能适应油田开发的需求
在油藏分布上有重大变化，综合含水达到90%以上，低渗带剩余油分布连片，形成了整体过度分散，局部相对富集的模式，我们针对这种油藏情况，要形成有效的对策，在开采过程中，我们要不断调整井网分布，由于长期加密井网开采方式的影响，对注采系统，化学剖面的调整都造成很多麻烦，在以后工作中，我们要采取新的工艺措施，比如：射孔、酸化、解堵、堵水、大泵提液、等增产措施，来解决单井产量降低，起到提液增又的目的。
3 高含水油田提高采收率的方法
3.1 利用侧钻水平井提高高含水储层采收率
开钻侧钻水平井挖潜具有以下四方面的优势：
（1）与正常侧定向钻井，钻井套管开窗侧钻水平相比，开窗侧钻水平井单井控制面积大，可采储量大，产量高，投资回报率高。
（2）与垂直和水平相比，开窗侧钻水平井，侧钻水平井的经济可采储量低，剩余油储量，在剩余可采储量潜在的一个水库的穷人和分布的垂直叠加有很强的适应能力，有利于全面控制，剩余油的使用，提高采收率。
3.2 侧钻水平井部署目标区域是很重要的
侧钻水平井是不同于传统的垂直水平井和传统侧钻井，钻井储层使得它更大的回旋余地；而前者甚至出现偏差的设计是非常小的，可能造成地质报废。因此，以准确的数据是侧钻水平井是成功实施的必要条件。
在中高渗透油藏水平井钻井的水平井是适合单储层剩余油潜力，可在高含水油藏剩余油平面潜力的地方使用，也可以在上部挖潜正韵律厚油层水驱剩余油，弱，更常见的侧钻井和常规发展威尔斯有更好的作用势。同时，该技术具有投资少，风险低的特点，经济效益高，具有很高的应用价值。
3.3 储层精细描述技术
在油田开发中后期，由地震数据使得早期的构造图已不能满足油田开发的需要。随着油田开发的发展，目标层（如储集砂体顶部，顶部）结构的地图，这就对地震资料的解释提出了更高的要求。为了获得更好的和更精确的结果，地震数据处理的高分辨率的第一，主要采用剩余小波迭代反褶积和频谱展宽技术，通过治理，使地震资料的分辨率有了明显的提高，说明奠定良好基础的精细结构。在高分辨率地震数据，网格分析方法和井震对比数据的高分辨率地震资料解释，为了获得储层层次构造图。
在油田开发中后期，控制剩余油的分布往往是沉积微相特征及其分布规律。在这一点上，沉积微相研究应以小层为单元，特别是陆相储层变化频繁，经常需要更进一步的细分沉积微相，这是因为在同一微岩相岩性变化大，但也有较大的差异，对油气富集的影响程度。利用细分微相预测富集区是关键。
3.4 发展三次采油为主的提高采收率新技术
对于石油富集丰富的油藏，潜力很大，对于这些油藏我们可以采取三次采油的方式，可以提高采收率8个百分点以上，其中聚合物驱是一种潜力巨大的方法。也可以采取微生物采油的方法，微生物采油包括吞吐、驱、调剖堵水、清蜡等方法，在工艺应用中都可以起到提高采收率的效果。也可以用生物活性剂和生物聚合物相结合的办法注入井内，起到驱和堵水的功能，总之对于提高采收率的三种新工艺，在石油开采中潜力巨大，但是在应用过程中，要选择合适井况，分析具体地层特性，不然会应为不适应带来投资风险和开采风险。
参考文献
[1] 吕国祥，张津，刘大伟.高含水油田提高水驱采收率技术的研究进展[J].钻采工艺，2010，33（2）
[2] 白喜俊，王延斌，常毓文.高含水油田面临的形势及对策[J].资源产业经济，2009，11