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摘 要： 油田进入特高含水开发阶段后，经过强化注水挖潜、精细油藏描述、实施三次采油调整挖潜之后，地下剩余油分布更加分散和隐蔽，剩余油分布状况不清晰和难以有效动用是制约现阶段提高开采效果的主要矛盾。本文通过分析描述特高含水期影响剩余油分布的控制因素，提高剩余油分布规律的再认识，指导现场开发挖潜，见到较好的效果。 关键词：疏松砂岩油藏；高含水期；剩余油分布；技术对策
【分类号】：TD327.3
前 言 疏松砂岩油藏经过经过长期水驱和化学驱之后，由于油层压力变化导致有效地应力的改变引起油藏孔隙度和渗透率的变化，储层物性发生了很大变化，原始的油藏参数已不能反映目前的油层性质。在经过精细油藏描述、调整挖潜之后，剩余油分布更加隐蔽，具有普遍性、多样性和复杂的特点，寻找剩余油富集区难上加难，加强油藏工程、开发地质与数值模拟研究，用剩余油定量描述技术精确“定位”剩余油富集区，充分运用油藏数值模拟技术的集成优化优势，建立精确的油藏模型，攻关形成非均质水驱油藏的剩余油富集区定量描述技术，实现任意井点井层、任意网格、任意闭合区域的全方位、多指标剩余油定量描述，剩余油富集区描述实现了定量化、动态化、一体化。以精细剩余油分布研究伟基础，按照不同开发单元的开发特征采取相应的技术对策，较好的改善了开发效果。
1 开发概况与存在问题
孤东油田北部油区有17个开发单元，含油面积22.54平方公里，地质储量8394.76万吨，其中二、六区为整装区块，是一个高渗透、高粘度、高饱和、河流相正韵律沉积的油气藏。1986年投产，，各单元已陆续进入特高含水阶段，即采出程度高（32.75%），综合含水高（97.3%），单元耗水比高（30.5）；剩余油饱和度低（41%）等诸多问题，目前开发方式存在三种：依靠弹性能量开发、水驱开发（边底水驱和注入水驱）、注聚开发。采出程度33.0%，采油速度0.91，注采比0.99。产量运行中存在问题：1、三采和稠油产量比例增加，控制递减难度加大。截止到12月底，注聚储量的27.97%，产量836吨，占全矿产量的43.45%，由于聚合物物性和驱油机理的影响，偏磨、腐蚀、高压以及堵塞等问题大量出現，面临二区和六区西北注聚区分批转入水驱后的影响，稠油掺水井比例增加、掺水方式多样；2、井况恶化严重，每年都有20口以上的油水井因套变事故停修，造成井网二次不完善；地面设施、管网流程老化，掺水水表、含水化验仪器、回声仪以及计量工具使用年限长，误差大，这些都制约了产量的平稳运行。在此情况下，研究剩余油分布规律，提高区块调整、措施挖潜的针对性无疑是改善油藏开发效果，完成全年任务，提高采收率的重要保障。
2 剩余油分布的影响因素
2.1 注采井网的影响
近几年的统计资料表明，由于注采井网不完善形成的剩余油约占总剩余油储量的 1 5 %～ 4 5 %。在动态注采不完善的部位，水淹程度相对较弱，剩余油富集，而在动态注采完善的部位，水淹程度高，剩余油较少，零散分布。因此特高含水期动态注采对应关系完善与否对油层水淹和剩余油分布的影响是很大的。不管采用何种井网，都有其优势与弊端，都会有由于井网的原因形成的剩余油存在。例如行列注采井网，其井网之间的分流线由于油井压力漏斗的关系，形成死油区，并且由于后期的强注强采，油水井之间形成大孔道，油水井排以外的区域注入水波及程度较弱，形成剩余油富集区。动态上压力场不均衡是造成平面、层间和层内矛盾的根源所在，压力场均衡的井组开发效果明显好于不均衡的井组。
2.2 大孔道以及累积注入倍数
对于注水开发油田，由于油藏平面上和纵向上的非均质、注采井网的不完善等因素，势必造成注入水在平面上的舌进和在纵向上的高渗透突进现象，出现部分油井含水上升速度快，而部分油井见水效果差的开发状况。大孔道是疏松砂岩油藏长期注水冲刷形成的次生高渗透条带，是注水开发油田广泛存在的一种物理现象，极易造成注水低 效 循 环 ， 影 响 开 发 效 果 。大孔道厚度只有注水厚度的 1 %～8 %，而吸水量却占全井 9 0 %以上。研究发现，渗透率越高、非均质程度越高、原油越稠、胶结强度越弱、孔隙度越大、注采压差越大，越容易形成大孔道。注入倍数对波及系数的影响包括两个方面：一是在平面上，当注入倍数较高时，水驱前缘可以越过井组范围，甚至越过井距一倍以上；二是在纵向上，当注入倍数较高时，能改善纵向波及程度，但是也会造成窜层、窜槽及大孔道现象加剧，挖潜难度加大。
2.3 储层非均质性
油藏非均质性和开采非均匀性是导致油藏非均匀驱油的两大因素。其中，储层非均质性是控制剩余油分布的最重要的地质因素。受储层非均质性影响，平面水淹严重，但波及程度有差异；层间水淹差异明显 ，主力层强于与非主力层；层内水淹，不同韵律段呈现不同特点；厚油层受层内夹层控制，剩余油纵向差异更为明显 。
2.4 开采方式和井下技术状况
开发工程因素是影响剩余油分布的一个系统而关键的因素，系统中任何一个环节不当，就会对最终采收率产生巨大的影响。地层压力和含水上升率关系曲线表明，二者之间呈正相关。对于单井而言，过高的生产压差会导致边水、底水的快速推进，导致油井的快速水淹。由于长期的强注强采使得目前油水井中层间干扰、窜槽等现象日益严重。注聚区外层系抽样检测结果表明，外层系有 3 7 .9 % 的油井见到聚合物显示；同位素监测结果表明，外层系有 4 2 . 9 % 的井见到同位素显示，同时层内渗流速度高者已达 8 2 .5 m / h ，是注水开发初期的 7 4.3 倍，加上由于套管腐蚀，井下作业过程中的封隔器卡丢封见效率低或有效期短，以及层间压力的存在，出现高压层向低压层倒灌的现象或有潜力的油层不能发挥作用，造成储量的损失。
3 不同类型单元的开发对策
水驱油藏在加密调整、完善注采井网、提液、扶停产井等方面都具有提高采收率的潜力。根据油藏剩余油潜力分布状况和开采特征，针对不同单元实施分类调整。水驱一类单元：重点实施注采构调整，扩大注水波及体积，实施了以完善井区单砂体注采关系为目标，与原井网衔接，分别采取转注、大修、更新、补孔、补钻水井等方式进行单元的系统调整，见到了良好增油效果。水驱二三类单元以完善单砂体注采关系改善差油层动用状况、治理低效和无效水循环场为重点，将其深化到分砂体、分井区、分小层以及层内韵律段挖潜，扩大水驱波及体积，改善厚油层开发效果，提高油田采收率。“高速”油砂体：治理重点是完善流动单元注采关系，通过新井、扶停、补孔、堵调等手段挖掘低渗区和低渗段潜力，提高多向对应率。“中速”油砂体：合理增加注水井点，通过层系间报废、停产、低效井进行井网
综合利用或重组。“低速”油砂体：建立简单注采对应关系或单井注水吞吐等措施来补充地层能量，提高动用程度。
3 认 识
特高含水期剩余油的形成主要与注采对应关系、大孔道、累积注入倍数、构造、储层及开发工程等因素有较大关系。特高含水期剩余油的挖潜是一项系统工程，必须在剩余油分布规律的指导下，采取有效措施，扩大水驱波及体积，提高储量的动用程度，才能达到提高采收率的目的。
参考文献
1 .窦之林 曾流芳等.大孔道诊断和描述技术研究.石油勘探与开发.2001 年
【分类号】：TD327.3
前 言 疏松砂岩油藏经过经过长期水驱和化学驱之后，由于油层压力变化导致有效地应力的改变引起油藏孔隙度和渗透率的变化，储层物性发生了很大变化，原始的油藏参数已不能反映目前的油层性质。在经过精细油藏描述、调整挖潜之后，剩余油分布更加隐蔽，具有普遍性、多样性和复杂的特点，寻找剩余油富集区难上加难，加强油藏工程、开发地质与数值模拟研究，用剩余油定量描述技术精确“定位”剩余油富集区，充分运用油藏数值模拟技术的集成优化优势，建立精确的油藏模型，攻关形成非均质水驱油藏的剩余油富集区定量描述技术，实现任意井点井层、任意网格、任意闭合区域的全方位、多指标剩余油定量描述，剩余油富集区描述实现了定量化、动态化、一体化。以精细剩余油分布研究伟基础，按照不同开发单元的开发特征采取相应的技术对策，较好的改善了开发效果。
1 开发概况与存在问题
孤东油田北部油区有17个开发单元，含油面积22.54平方公里，地质储量8394.76万吨，其中二、六区为整装区块，是一个高渗透、高粘度、高饱和、河流相正韵律沉积的油气藏。1986年投产，，各单元已陆续进入特高含水阶段，即采出程度高（32.75%），综合含水高（97.3%），单元耗水比高（30.5）；剩余油饱和度低（41%）等诸多问题，目前开发方式存在三种：依靠弹性能量开发、水驱开发（边底水驱和注入水驱）、注聚开发。采出程度33.0%，采油速度0.91，注采比0.99。产量运行中存在问题：1、三采和稠油产量比例增加，控制递减难度加大。截止到12月底，注聚储量的27.97%，产量836吨，占全矿产量的43.45%，由于聚合物物性和驱油机理的影响，偏磨、腐蚀、高压以及堵塞等问题大量出現，面临二区和六区西北注聚区分批转入水驱后的影响，稠油掺水井比例增加、掺水方式多样；2、井况恶化严重，每年都有20口以上的油水井因套变事故停修，造成井网二次不完善；地面设施、管网流程老化，掺水水表、含水化验仪器、回声仪以及计量工具使用年限长，误差大，这些都制约了产量的平稳运行。在此情况下，研究剩余油分布规律，提高区块调整、措施挖潜的针对性无疑是改善油藏开发效果，完成全年任务，提高采收率的重要保障。
2 剩余油分布的影响因素
2.1 注采井网的影响
近几年的统计资料表明，由于注采井网不完善形成的剩余油约占总剩余油储量的 1 5 %～ 4 5 %。在动态注采不完善的部位，水淹程度相对较弱，剩余油富集，而在动态注采完善的部位，水淹程度高，剩余油较少，零散分布。因此特高含水期动态注采对应关系完善与否对油层水淹和剩余油分布的影响是很大的。不管采用何种井网，都有其优势与弊端，都会有由于井网的原因形成的剩余油存在。例如行列注采井网，其井网之间的分流线由于油井压力漏斗的关系，形成死油区，并且由于后期的强注强采，油水井之间形成大孔道，油水井排以外的区域注入水波及程度较弱，形成剩余油富集区。动态上压力场不均衡是造成平面、层间和层内矛盾的根源所在，压力场均衡的井组开发效果明显好于不均衡的井组。
2.2 大孔道以及累积注入倍数
对于注水开发油田，由于油藏平面上和纵向上的非均质、注采井网的不完善等因素，势必造成注入水在平面上的舌进和在纵向上的高渗透突进现象，出现部分油井含水上升速度快，而部分油井见水效果差的开发状况。大孔道是疏松砂岩油藏长期注水冲刷形成的次生高渗透条带，是注水开发油田广泛存在的一种物理现象，极易造成注水低 效 循 环 ， 影 响 开 发 效 果 。大孔道厚度只有注水厚度的 1 %～8 %，而吸水量却占全井 9 0 %以上。研究发现，渗透率越高、非均质程度越高、原油越稠、胶结强度越弱、孔隙度越大、注采压差越大，越容易形成大孔道。注入倍数对波及系数的影响包括两个方面：一是在平面上，当注入倍数较高时，水驱前缘可以越过井组范围，甚至越过井距一倍以上；二是在纵向上，当注入倍数较高时，能改善纵向波及程度，但是也会造成窜层、窜槽及大孔道现象加剧，挖潜难度加大。
2.3 储层非均质性
油藏非均质性和开采非均匀性是导致油藏非均匀驱油的两大因素。其中，储层非均质性是控制剩余油分布的最重要的地质因素。受储层非均质性影响，平面水淹严重，但波及程度有差异；层间水淹差异明显 ，主力层强于与非主力层；层内水淹，不同韵律段呈现不同特点；厚油层受层内夹层控制，剩余油纵向差异更为明显 。
2.4 开采方式和井下技术状况
开发工程因素是影响剩余油分布的一个系统而关键的因素，系统中任何一个环节不当，就会对最终采收率产生巨大的影响。地层压力和含水上升率关系曲线表明，二者之间呈正相关。对于单井而言，过高的生产压差会导致边水、底水的快速推进，导致油井的快速水淹。由于长期的强注强采使得目前油水井中层间干扰、窜槽等现象日益严重。注聚区外层系抽样检测结果表明，外层系有 3 7 .9 % 的油井见到聚合物显示；同位素监测结果表明，外层系有 4 2 . 9 % 的井见到同位素显示，同时层内渗流速度高者已达 8 2 .5 m / h ，是注水开发初期的 7 4.3 倍，加上由于套管腐蚀，井下作业过程中的封隔器卡丢封见效率低或有效期短，以及层间压力的存在，出现高压层向低压层倒灌的现象或有潜力的油层不能发挥作用，造成储量的损失。
3 不同类型单元的开发对策
水驱油藏在加密调整、完善注采井网、提液、扶停产井等方面都具有提高采收率的潜力。根据油藏剩余油潜力分布状况和开采特征，针对不同单元实施分类调整。水驱一类单元：重点实施注采构调整，扩大注水波及体积，实施了以完善井区单砂体注采关系为目标，与原井网衔接，分别采取转注、大修、更新、补孔、补钻水井等方式进行单元的系统调整，见到了良好增油效果。水驱二三类单元以完善单砂体注采关系改善差油层动用状况、治理低效和无效水循环场为重点，将其深化到分砂体、分井区、分小层以及层内韵律段挖潜，扩大水驱波及体积，改善厚油层开发效果，提高油田采收率。“高速”油砂体：治理重点是完善流动单元注采关系，通过新井、扶停、补孔、堵调等手段挖掘低渗区和低渗段潜力，提高多向对应率。“中速”油砂体：合理增加注水井点，通过层系间报废、停产、低效井进行井网
综合利用或重组。“低速”油砂体：建立简单注采对应关系或单井注水吞吐等措施来补充地层能量，提高动用程度。
3 认 识
特高含水期剩余油的形成主要与注采对应关系、大孔道、累积注入倍数、构造、储层及开发工程等因素有较大关系。特高含水期剩余油的挖潜是一项系统工程，必须在剩余油分布规律的指导下，采取有效措施，扩大水驱波及体积，提高储量的动用程度，才能达到提高采收率的目的。
参考文献
1 .窦之林 曾流芳等.大孔道诊断和描述技术研究.石油勘探与开发.2001 年