[摘 要]目前国内大部分油藏经过滚动扩边，加密井网，等注采调整方案，取得一定成效，但受储层非均质，开发初期强采强注等因素影响，均已进入高含水开发阶段，进入高含水开发阶段后，三大矛盾进一步加剧，面临着剩余油分布高度分散、挖潜难度加大、开发效果变差等突出问题。此时，如何如何改善老区开发效果，提高采收率就成了目前高含水油藏面临的最大难题，文章以国内某高含水油藏为例，来探讨油藏高含水开发后期技术政策。
　　[关键词]高含水油藏细分重组提液
　　中图分类号：R571 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）20-0329-01
　　目前国内高含水油藏开发中面临的主要问题一是一类层剩余油分布零散，水淹面积大，挖潜难度大。以国内某区块为例，区块地质储量1339.7×104t，水驱控制程度94.5%，动用程度82.2%，综合含水已达96.8%，采出程度为29.91%。经过多轮次注采调整，平面水淹连片，主力层水淹面积全部在85%以上，剩余油在平面局部零散分布，主要呈线型、串珠状分布在储层变差、砂体边部、小断层遮挡处及构造高部位等区域。
　　二是中差层大部分得到有效动用，层间调整空间进一步压缩。从近几年饱和度测试情况来看，二、三类层1、2级水淹厚度占到了76.4%，其中1级水淹层厚度占到了47%，2级水淹厚度占到了29.4%，层间调整的潜力逐渐变小，严重制约了区块开发水平。
　　三是调驱效果逐年变差，由于储层非均质性，调剖技术是胡状集油田改善层间剖面和挖掘层内潜力一种重要措施，但多轮次调剖后效果逐年变差。从2000年以来调剖实施情况分析来看，措施工作量下降，效果总体呈变差趋势，平均井组增油由2000年的184t下降到2013年的83t。
　　主要做法一：打破原有的开发层系概念，进行韵律层二次重组
　　在剩余油新分类的基础上，提出二次重组的开发思路。依照储层物性相近、剩余油饱和度相近的原则，对一类层适当打破原有开发层系进行二次重组开发，按复合韵律和简单韵律两种类型分别进行二次重组。
　　1、韵律段发育的储层，剩余油潜力主要以层内韵律段剩余油为主。利用电测、动态监测资料、取心资料等对层内韵律段进行隔夹层识别、划分，搞清其平面、纵向发育规律。利用监测资料、动态分析资料等结合隔夹层的展布规律进行层内韵律段剩余油定量描述，按物性相近、剩余油饱和度相近的原则将水淹相对较弱、潜力较大的韵律段利用未射孔井潜力段补孔、挤堵重炮、下4吋套等措施进行二次重组开发，提高采收率。
　　2、韵律段不发育的储层，潜力主要以局部滞留区及微观剩余油为主。加强平面剩余油分布研究，明确潜力富集区和富集层，强化沉积微相对开发井网、剩余油控制作用的研究，以井组为中心，将特性相近的储层组合起来，优化平面注采井网，建立起与沉积微相、剩余油相匹配的注采井网。单独采一个极小厚度的韵律段，必然造成单井控制储量低，产能低，有效期短，效益差，而其它储层储量无法控制，油藏稳产基础薄弱，递减控制难度大。因此可以将层段相近、物性相近的一类层储层韵律段组合在一起开发，实现储量动用最大化
　　主要做法二：放大生产压差，提高区块采出程度
　　1、特高含水期放大生产压差对提高层间动用的影响
　　经典多层IPR曲线显示在井底流压越小的情况下，启动的层就越多，其产液能力越强。放大生产压差，都可以提高产量。但含水变化受储层含油饱和度和小层压力影响，当高压高含水层、低压油层生产时，提液可以提高产量并且控制含水上升；高压油层、低压高含水层，提液可以提高产量，但含水会随之上升。
　　（见图1）
　　2、特高含水期放大生产压差对含水上升率及采收率的影响
　　对岩心实验数据分析，当含水达到95%不同渗透率储层含水上升率均在0.4以下。也就是说在特高含水阶段，放大生产压差对含水上升影响不大，采用常规岩心进行不同压力梯度的水驱实验也可以得到类似的结果。水驱实验表明随着驱替压力梯度的增大，相渗曲线的等渗点右移；增大压力梯度可较大程度地提高驅油效率。特高含水后期放大生产压差强化采液能够提高油藏驱油效率，当驱替压力梯度由0.125MPa/m 提高到1.14MPa/m时，驱油效率提高16%。
　　（见图2）
　　而数值模拟结果表明：高含水期放大生产压差，低渗层段动用程度明显提高，合理注入速度下生产至fw=90%后，放大生产压差，生产1年剩余油饱和度剖面可以看出放大生产压差低渗层段动用程度提高。
　　（见图3）
　　结论与认识：
　　1、经过多轮次精细注采结构调整，层间潜力挖潜空间变小，老区研究方向和开发思路要进行优化调整。
　　2、主力油层储量基数较大，在精细储层描述、剩余油研究的基础上，开展不同潜力类型的二次重组，能够实现深度挖潜。
　　3、高含水开发期开发规律不同于中低含水期，适当提高注采强度、放大生产压差，可以有效提高储量动用程度及油藏采收率。