【摘要】单六西单元位于单六块西部，随着勘探开发程度的不断提高，受老区井况逐年恶化、水淹加剧，平面、层间矛盾日益突出，油井综合含水持续上升，停产井逐渐增加等诸多因素影响，挖潜难度逐年加大。针对以上客观事实，近年来在高含水老区立足治水，长停井扶停，挖掘层内、层间及平面潜力。本文主要根据该区块油井历周生产情况及剩余油分布规律，摸排高含水停产井，采取大修、防砂扶停及转周扶停等措施，实施层内挖潜，挖潜层内剩余油。通过对该区块目前现状的分析和总结，结合今年的主要工作，对存在的问题进行深度剖析，加深了对该区块的认识，并提出了下步的工作方向。
　　【关键词】潜力；采收率；工作方向
　　1.单6-10-3井区滚动扩边的潜力
　　单6-10-3井属于单六西沙三段，射开ES3，1082.0m-1098.0m，16m/2层，该井为2011年单六西的开发滚动新井，先期采取压裂、绕丝管防砂方式，第一周2011.1.12-1.29日注汽，注汽量3480吨，干度为70.4%，流温流压资料显示：井内全部为蒸汽，注汽效果较好。
　　单6-10-3井第一周2.6-2.9日放喷，最高油压5MPa，放喷时峰值温度97度，峰值液量68.9吨，峰值油量3.3吨，含水95.1%。2.16日下泵开井，开井后采用电加热，液面下降快，2.16、18、21日测试液面分别为152米、528米、843米，说明该井地层能量不足。开井后峰值温度82度，峰值液量26.1吨，峰值油量12.9吨，含水50.3%。为延长生产周期，3.13日采取单井拉油措施，放大生产压差，5.4日停井转周，累计生产78天，周期产油478吨，产水1002吨，综合含水67.9%。化验粘度为14520毫帕.秒。第二周转周6.17-7.1日放喷，放喷峰值液量66.7吨，峰值温度97度，峰值油量11.6吨，最高油压6.0MPa。7.9日下泵开井，本周开井后温度、液量都不是很高。但是从第一周和目前的生产状况来看，平均每天产油7t左右，说明该区块具有进一步的挖潜能力。
　　通过对该区块的深入研究，根据该区块的特点以及潜力，目前厂地质所已经对该区初步部署15口油井待实施。
　　2.完善动态井网，提高采收率
　　单六西因大面积水淹，油井高含水停产井多，措施、转周选井困难，另外加上井间汽窜平频繁、出砂等现象，直接影响正常生产。因此需要进一步深入井间、层间剩余油分析，从停产井中寻找潜力点，积极开展油井扶停措施。
　　3.尋找剩余油
　　翻开　“油井档案”，逐井仔细研究推敲，并绘制开采现状图，发现6-10X42井区、6-16X12井区、6-10N12井区、单115西部井区等井网控制程度差，累采油量比较低，剩余油较为富集。因此，确认从这3个区域挖潜剩余油。
　　4.确定潜力井点
　　翻开　“油井档案”，深入研究这些区域的油井井筒状况，优选潜力井点。通过多次对比分析，综合考虑，发现6-10X42，6-16X12，6-10N12具备扶停条件，是我们的理想选井。
　　从这3口井的井筒状况来看，都有防砂管柱，历周作业情况显示，只有6-10N12井略有出砂迹象，其余2口没有出砂史，因此，可以不用重新防砂。
　　5.优化措施方案，确保成功扶停
　　从油层物性来看，单6-16X12井2层渗透率差异较大，具备调剖的潜力，但是考虑到成本因素，以及该井区属于强边水水淹区，调剖后效果不是很好。因此，放弃调剖，采取蒸汽吞吐转周进行扶停。
　　6.利用井下热联通，合理安排转周时机
　　8.几点认识
　　（1）含水率上升是油田开发后期普遍存在的问题，单六西区块受边水和底水的影响，含水较高，应该进一步加深（下转第318页）（上接第316页）认识。
　　（2）通过测试吸气剖面，观察油井吸汽情况，确定下步措施。
　　（3）加强剩余油研究，完善动态井网，开展低效、高含水、停产井治理工作。
　　（4）作业、注汽、生产等环节是紧密相连的，需要进一步完善配套工艺技术。
　　（5）单6-10-3新增区块具有较大的潜力，在整个区块含水相对较高的阶段，开辟新的生产单元能较好的促进油田开发。
　　（6）结合各种监测资料，深度认识油藏，根据剩余油分布规律，挖潜区块剩余油。　[科]
　　【参考文献】
　　［１］采油工.　北京：石油工业出版社，2004.
　　［２］沈琛等编．采油与注水．山东：石油大学出版社，2000.8．