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摘要：在油价低迷的今天，高含水区块的开发面临严峻考验。以孤东采油管理三区所辖区块为例，该区块已投入开发20多年，经过多年强采强注，综合含水已高达97.5%，平均单井日油1.6吨。因此，需要研究高含水期剩余油分布规律，深化储层非均质性认识，进一步提高注水质量，以保证生产有效益的原油。
关键词：高含水；效益；转流线；提液
1 现状调查
孤东七区是孤东油田八个开发区块中的第一大区块，七区西是以40排与41排连线的中点为界人为划分的区块，位于孤东构造的东翼，其北、西、南分别被断层所切割，东与七区中自然相连。管理三区管辖着七区西东部及整个七区中区块。
管理三区所辖区块含油面积17.3平方千米，地质储量6605.18万吨，目前采出程度为37.43%，综合含水97.5%。经过多年的开发，该区块具有开发后期特高含水、易出砂、油层物性差、大孔道严重、剩余油分布零散等地质特征，如何在低油价时期有效益地挖潜剩余油成为迫在眉睫的任务。
2 剩余油分布特点
2.1微观角度剩余油分布特点
从微观孔隙的角度来看，在注水开发中影响水驱油方式主要有四个因素：岩石的润湿性、孔隙形态与孔隙尺寸、水驱油速度及水驱油流度比。对于管理三区所辖区块而言，对水驱油方式、特征及效率起主控作用的是孔隙形态与孔隙大小的差异性即微观孔隙系统的非均质性。储层微观孔隙系统的非均质性导致了水驱过程中剩余油的形成，这种非均质性也导致剩余油分布的分带性。
因此，微观孔隙系统的非均质性是形成剩余油的主要原因。在相同压力下进行注水开发，必然导致水沿大孔粗喉高连通孔隙结构、孔渗性较高、水易突破的部位窜进，七区西、七区中馆上段的油水粘度比高达112，这种现象更为严重，造成水驱前缘过后，低渗带有大量剩余油存在，使油藏见水早，含水上升快。在高含水、特高含水的情况下，仍有大量剩余油很难开采出来。
因此，平面上剩余油相对富积区主要分布在：沉积微相过渡带、断层附近、分流线、砂体边缘、微构造高点、水井对顶区、注水井控制较差的边角部位。
2.2宏观角度剩余油分布特点
储层宏观非均质主要通过储层在三维空间的非均质性来表征，即平面、层间及层内非均质性。通过分析研究储层展布规律、层间隔层及层内夹层发育特征、储层物性（主要为孔隙度、渗透率）在平面、层间的变化，描述储层非均质性，为储层剩余油挖潜提供地质基础。
储层的韵律性是引起驱油效率变化大的重要因素，复合韵律储层在水驱开发中具纵向上的分段性，渗透率较好的薄层和均质段纵向水驱较为均匀，正韵律的顶部为剩余油富集区。层系内多个砂层合采合注时，层间非均质所形成的层间干扰导致各层的动用程度不同，层系中储层物性较差的层是剩余油富集区。横向渗透率的差异性导致注入水沿高渗透带指进，这样，高渗带水洗程度高，而低渗透水洗程度较低，高渗带与低渗带的过渡区剩余油相对富集。
3 挖潜有效益剩余油措施
3.1大泵提液动用韵律层低渗带
利用多功能测井资料、监测剩余油资料等分析，纵向上剩余油的分布受沉积韵律的影响，未动用或者动用程度低的低渗层段是挖潜点。对于大厚层，提高其采液强度，使低渗层发挥产油能力成为重要方法。
结合实际经验，定制大泵选井原则：（1）措施目的层剩余可采储量大于1万吨；（2）措施目的层有效厚度大于10米，且具有两个及以上沉积韵律，存在非均质性；（3）措施目的层井网完善，至少两向水井对应，注采比能达到0.8以上，保证能量充足；（4）措施目的层地层压力负异常；（5）采液强度可达到10-15m3/（d.m），生產压差5MPa以上；（6）套管完好无损坏。
根据以上原则，首先实施了47-365井，该井位于七区中部馆上3-6单元，生产52.2+31+32.41+42.5层，砂厚30.5米，效厚28.4米，计算该井累计采油15.6万吨，地质储量44.2万吨，可采储量13.7万吨，剩余可采储量2.08万吨。该井2017.2.11日测试地层压力13.71MPa，油层中深1314.2米。47-365井区共有6口水井，日注水430m3，井网完善，注采比0.94。该井井实施检换绕高充下400电潜泵开井后，日增油3.5吨，增油效果较好。通过效益计算，126天后该井收回作业投入成本，目前效益较高。继而选取32-315井下电泵提液动用韵律层潜力，开井后日油11吨，日增油8.5吨，为高效益井。
3.2完善井网、转流线挖潜分流线潜力
七区西及七区中各单元低含水区分布较孤立，统计含水小于96%的油井位置，主要分布在油砂体边缘、小土豆块、条带状油砂体、断层边缘及井网控制差区：（1）发育较好的52+3、63+4、62+65-8等开发单元平面水淹程度严重，差异小，绝大多数井含水大于98.0%，层内矛盾突出。这几个单元油层发育较厚，以正韵律和复合正韵律为主，高渗透率位于油层下部。平面上主流线水洗严重，剩余油主要集中在非主流线位置，纵向上剩余油主要分布在油层顶部的低渗透段。（2）41-51、54-61单元平面水淹程度差异相对较低，主要是砂体零散分布，平面矛盾较大。这两个单元小砂体分布较多，油水井连通性差，油水井注采对应率相对偏低，由于近年井况恶化，油水井上返，导致油井密集，缺少注水井点，井网完善程度差，剩余油在油井间相对富集。（3）54-61、63+4、62+65-8单元，多数油井因井况恶化，63+4、62+65-8单元油水井上返生产，很多井区长期无井开采，剩余油积聚。
针对以上现状，在发育较好的井区进行合理的油井转注、新井投注，转变原有流线方向，建立新的流线，驱替次流线方向的剩余油。37-134、37-126井区流线固定，井区含水较高，两口井都因套管损坏报废停注。在该两口中间位置设计新水井37-1254，使井网完善有能量补充，且形成新的流线，驱替与周围油井之间的剩余油。37-1254投注后，井组日增油8.5吨，达到了很好的效果及效益。32-295原生产54层，与对应水井大孔道严重，产能极低，通过平面分析及测井图比对，实施补孔43层进行砂体边部采油，开井后日油高值4.5吨，效果良好。
4 结论及认识
1、对于进入特高含水开发后期的区块，分析剩余油分布特点、制定合理措施，成为挖潜效益油的关键。
2、较厚的韵律层剩余油主要集中在低渗层段，大幅度提液可以提高低渗段动用程度，降低含水，提升效益。
3、平面上剩余油主要分布在分流线、水井之间、砂体边部等区域，重点要思考如何改变流线、挖潜边角。
参考文献：
[1]卢云之，李林祥.注水开发后期提高油砂体采收率方法探讨，断块油气田
[2]韩显卿.提高采收率原理，石油工业出版社
[3]袁向春，杨风波.特高含水期注采井网的重组调整，石油勘探与开发
关键词：高含水；效益；转流线；提液
1 现状调查
孤东七区是孤东油田八个开发区块中的第一大区块，七区西是以40排与41排连线的中点为界人为划分的区块，位于孤东构造的东翼，其北、西、南分别被断层所切割，东与七区中自然相连。管理三区管辖着七区西东部及整个七区中区块。
管理三区所辖区块含油面积17.3平方千米，地质储量6605.18万吨，目前采出程度为37.43%，综合含水97.5%。经过多年的开发，该区块具有开发后期特高含水、易出砂、油层物性差、大孔道严重、剩余油分布零散等地质特征，如何在低油价时期有效益地挖潜剩余油成为迫在眉睫的任务。
2 剩余油分布特点
2.1微观角度剩余油分布特点
从微观孔隙的角度来看，在注水开发中影响水驱油方式主要有四个因素：岩石的润湿性、孔隙形态与孔隙尺寸、水驱油速度及水驱油流度比。对于管理三区所辖区块而言，对水驱油方式、特征及效率起主控作用的是孔隙形态与孔隙大小的差异性即微观孔隙系统的非均质性。储层微观孔隙系统的非均质性导致了水驱过程中剩余油的形成，这种非均质性也导致剩余油分布的分带性。
因此，微观孔隙系统的非均质性是形成剩余油的主要原因。在相同压力下进行注水开发，必然导致水沿大孔粗喉高连通孔隙结构、孔渗性较高、水易突破的部位窜进，七区西、七区中馆上段的油水粘度比高达112，这种现象更为严重，造成水驱前缘过后，低渗带有大量剩余油存在，使油藏见水早，含水上升快。在高含水、特高含水的情况下，仍有大量剩余油很难开采出来。
因此，平面上剩余油相对富积区主要分布在：沉积微相过渡带、断层附近、分流线、砂体边缘、微构造高点、水井对顶区、注水井控制较差的边角部位。
2.2宏观角度剩余油分布特点
储层宏观非均质主要通过储层在三维空间的非均质性来表征，即平面、层间及层内非均质性。通过分析研究储层展布规律、层间隔层及层内夹层发育特征、储层物性（主要为孔隙度、渗透率）在平面、层间的变化，描述储层非均质性，为储层剩余油挖潜提供地质基础。
储层的韵律性是引起驱油效率变化大的重要因素，复合韵律储层在水驱开发中具纵向上的分段性，渗透率较好的薄层和均质段纵向水驱较为均匀，正韵律的顶部为剩余油富集区。层系内多个砂层合采合注时，层间非均质所形成的层间干扰导致各层的动用程度不同，层系中储层物性较差的层是剩余油富集区。横向渗透率的差异性导致注入水沿高渗透带指进，这样，高渗带水洗程度高，而低渗透水洗程度较低，高渗带与低渗带的过渡区剩余油相对富集。
3 挖潜有效益剩余油措施
3.1大泵提液动用韵律层低渗带
利用多功能测井资料、监测剩余油资料等分析，纵向上剩余油的分布受沉积韵律的影响，未动用或者动用程度低的低渗层段是挖潜点。对于大厚层，提高其采液强度，使低渗层发挥产油能力成为重要方法。
结合实际经验，定制大泵选井原则：（1）措施目的层剩余可采储量大于1万吨；（2）措施目的层有效厚度大于10米，且具有两个及以上沉积韵律，存在非均质性；（3）措施目的层井网完善，至少两向水井对应，注采比能达到0.8以上，保证能量充足；（4）措施目的层地层压力负异常；（5）采液强度可达到10-15m3/（d.m），生產压差5MPa以上；（6）套管完好无损坏。
根据以上原则，首先实施了47-365井，该井位于七区中部馆上3-6单元，生产52.2+31+32.41+42.5层，砂厚30.5米，效厚28.4米，计算该井累计采油15.6万吨，地质储量44.2万吨，可采储量13.7万吨，剩余可采储量2.08万吨。该井2017.2.11日测试地层压力13.71MPa，油层中深1314.2米。47-365井区共有6口水井，日注水430m3，井网完善，注采比0.94。该井井实施检换绕高充下400电潜泵开井后，日增油3.5吨，增油效果较好。通过效益计算，126天后该井收回作业投入成本，目前效益较高。继而选取32-315井下电泵提液动用韵律层潜力，开井后日油11吨，日增油8.5吨，为高效益井。
3.2完善井网、转流线挖潜分流线潜力
七区西及七区中各单元低含水区分布较孤立，统计含水小于96%的油井位置，主要分布在油砂体边缘、小土豆块、条带状油砂体、断层边缘及井网控制差区：（1）发育较好的52+3、63+4、62+65-8等开发单元平面水淹程度严重，差异小，绝大多数井含水大于98.0%，层内矛盾突出。这几个单元油层发育较厚，以正韵律和复合正韵律为主，高渗透率位于油层下部。平面上主流线水洗严重，剩余油主要集中在非主流线位置，纵向上剩余油主要分布在油层顶部的低渗透段。（2）41-51、54-61单元平面水淹程度差异相对较低，主要是砂体零散分布，平面矛盾较大。这两个单元小砂体分布较多，油水井连通性差，油水井注采对应率相对偏低，由于近年井况恶化，油水井上返，导致油井密集，缺少注水井点，井网完善程度差，剩余油在油井间相对富集。（3）54-61、63+4、62+65-8单元，多数油井因井况恶化，63+4、62+65-8单元油水井上返生产，很多井区长期无井开采，剩余油积聚。
针对以上现状，在发育较好的井区进行合理的油井转注、新井投注，转变原有流线方向，建立新的流线，驱替次流线方向的剩余油。37-134、37-126井区流线固定，井区含水较高，两口井都因套管损坏报废停注。在该两口中间位置设计新水井37-1254，使井网完善有能量补充，且形成新的流线，驱替与周围油井之间的剩余油。37-1254投注后，井组日增油8.5吨，达到了很好的效果及效益。32-295原生产54层，与对应水井大孔道严重，产能极低，通过平面分析及测井图比对，实施补孔43层进行砂体边部采油，开井后日油高值4.5吨，效果良好。
4 结论及认识
1、对于进入特高含水开发后期的区块，分析剩余油分布特点、制定合理措施，成为挖潜效益油的关键。
2、较厚的韵律层剩余油主要集中在低渗层段，大幅度提液可以提高低渗段动用程度，降低含水，提升效益。
3、平面上剩余油主要分布在分流线、水井之间、砂体边部等区域，重点要思考如何改变流线、挖潜边角。
参考文献：
[1]卢云之，李林祥.注水开发后期提高油砂体采收率方法探讨，断块油气田
[2]韩显卿.提高采收率原理，石油工业出版社
[3]袁向春，杨风波.特高含水期注采井网的重组调整，石油勘探与开发