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[摘 要]经过长期注水开采，孤东油田进入开发中后期，油层内油、气、水交错渗流，剩余油的挖潜难度加大。剩余油分布研究主要从剩余油分布研究方法、剩余油分布特征、剩余油分布控制因素三方面进行。本文总结了孤东油田七区西“三高”开发单元剩余油分布及挖潛技术状况和最新进展，提出完善井网、周期注水、降压开采、补孔改层等挖潜措施。
[关键词]构造油藏；开发后期；剩余油；控制因素；挖潜
中图分类号：TE541 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0023-01
前言
陆相沉积油田近90%采用注水开采方式，其基本规律是注水开发早、中期含水上升快，采出程度高。本文以孤东油田七区西63+4单元为例展开论述，该单元已经进入开发后期，剩余油分布越来越复杂，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。剩余油的分布与沉积微相、储层非均质、流体非均质、断层、开发因素等诸多因素有关，剩余油研究规律不仅要搞清楚剩余油分布的准确位置及数量，搞清楚其成因以及分布的特点，并根据剩余油分布规律，采用相应的挖掘技术，提升油田的开发潜力。
1 地质概况
七区西63+4单元位于孤东披覆构造东翼，含油面积9.58Km2，生产层位Ng上63+4或Ng上63（Ng上64），北片63与64大片连通，南片63与64之间的隔层发育，平均有效厚度8.8m，地质储量1674×104t。属辫状河沉积，油层非均质性严重，具有高渗透、高饱和、岩石表面亲水等特征。原始油层平均渗透率2000—4000×10-3um2，平均孔隙度33.5%，地下原油粘度77mPa.s，地面原油粘度800mPa.s，原始地层压力13.3MPa，饱和压力12.1MPa，地饱压差1.2MPa。受构造控制，东北部有不同程度的边水存在，原始油水界面在1334m—1347m之间。
2 剩余油分布规律研究
2.1 剩余油分布主控因素
剩余油的形成与分布主要受地质和开发两大因素的控制。开发因素主要指注采系统。各种因素互相联系，互相制约，共同控制着剩余油的分布。地质因素。地质因素主要指沉积微相，储层微观特征、宏观非均质性，油层微型构造，油藏构造，流体性质等。（1）沉积微相控制剩余油的分布。沉积微相决定储集砂体的外部形态及内部构造，因此也决定着储层平面和垂向非均质性，控制着油气水的运动方向，从而导致剩余油沿一定的相带分布。（2）油层微构造和断层构造对剩余油分布的控制作用。不同的微型构造模式其剩余油富集程度和油井生产情况不同。油层微型构造对剩余油的分布和油井生产有明显的控制作用。断层断面构造特征与剩余油分布有关，封闭性断层、断面上的鼻状凸起以及相对高点部位为剩余油富集区。（3）储层微观特征对剩余油的控制作用。相对于宏观储层特征来说，储层微观特性对剩余油分布的控制作用主要表现在储层渗透性非均质程度及储层成岩作用特征上。成岩作用对剩余油分布的影响主要表现在成岩作用对原生孔隙的破坏、改造和成岩作用过程中次生孔隙的形成和不断地改造。钙质胶结的储层在酸性地层水的作用下，容易发生溶解、溶蚀作用，对储层的孔隙结构有改良作用，从而成为孔渗性良好的储集层。开发因素.开发因素主要有注采关系、注水距离、井网密度、累计注水空隙体积系数。注采系统的主要影响因素有注采井比、注采井距及完善控制程度。另外由于防砂工艺、生产压差、窜层窜槽及射孔等开发工程因素以及由于钻井设计、注采井网造成的油砂体边界、形态发生变化等对储层的再认识方面都会对剩余油的形成与分布产生重要的影响。研究表明注采比例、位置分布或井距不适当，往往会使注采受到局限，出现不均现象。
2.2 剩余油分布特征
从平面分布形态看，多为孤岛状或窄条带状；从区域分布看，主要分布在大断层附近、断层边角区和岩性变化带；从纵向上看，主要分布在物性相对较差的低渗透层中。一般来说，研究微观高含水期剩余油分布特征有两类：一类是占较多孔隙的连片状剩余油，它分为水波及域外的连片状剩余油和水波及域内的簇状剩余油；另一类是占据较少孔隙的分散型剩余油，主要有柱状和孤岛状等形式。（1）片状剩余油。水波及域外的片状剩余油是指在微观模型驱油试验中，由于注入水未驱到而滞留于模型边角处的剩余油。簇状剩余油是指被通畅的大孔道所包围的小喉道控制群中的剩余油，（2）分散型剩余油。柱状剩余油主要存在于连通孔隙的喉道处，在水驱油过程中，注入水沿着亲水的岩石壁面或壁面上的水膜前进，在孔隙内的油被完全驱走之前，水已占据了油流通道前的喉道，使油流被卡断，油即以油滴的形式留在大孔隙内成为“孤岛状”剩余油。
3 剩余油挖潜技术对策
从油藏实际出发，针对不同类型的剩余油制定出不同的挖潜措施，挖掘剩余油。以储层及剩余油研究为基础，以注水结构调整为重点，完善剩余油富集区注采井网，并实施分注、挤堵调剖、分层增注、差层单注等手段挖掘剩余油。对停井、事故井逐井分析，对有潜力可以利用的关停井及时修复利用。利用打塞、挤堵等手段封堵高吸水层，有效改善注入剖面。
3.1 改变液流方向扩大注水波及体积
开发后期油水分布复杂，油层非均质严重，水淹不均衡，含水饱和度较高的滞留区多呈零散状态分布。通过改变液流方向在油层中造成新的压力场，引起油、水渗流方向改变，使注入水进入波及较差地区，从而使动用较差的剩余油相对富集区的原油推向井底而被采出，达到扩大注水面积和波及系数，改善注水驱油效果的目的。（1）对河道条带状发育的砂体，停注或控注位于水流方向注水，加强河道两侧方向注水。（2）对于基础井网长期停注层恢复注水，同时停注其周围相应注水井，使液流方向改变，扩大了注入水波及体积。（3）通过关闭一些注水井，转注另一些井，或将注、采井换位来改变液流方向，以提高注入水波及效率，增加水驱油面积。
3.2 非常规调整挖潜技术
非常规调整挖潜技术是通过改变储层空隙结构和流体性质等手段达到最大限度地开采剩余油的目的，主要有以下几种：（1）化学调剖，提高低含水的浸入量；（2）适宜的三次采油技术；（3）物理场驱油技术，包括热场、声场、静电场、磁场等；（4）人工地震采油技术；（5）开窗侧钻水平井挖潜等。
3.3 采用各种措施挖掘油层内部潜力
通过分析厚油层的水洗程度，说明其内还有较多的剩余油，挖掘这部分剩余油潜力是改善高含水期水驱开发效果的有效途径之一。（1）开展大面积周期注水，通过周期注水可以在高低渗透层段形成附加压差，压力场的调整使油层内产生附加窜流，可使原来滞留状态的原油动用起来。基于此，加大周期注水的力度，重点选择含水较高、油层性质较好的二、三类厚油层进行周期注水。（2）精心优选顶部挖潜方案。通过对高含水后期厚油层剩余油的研究表明，其剩余油主要有两种形式：一是平面上注采不完善形成的；二是由于纵向上非均质层内有薄夹层形成的顶部剩余油。对于平面上的剩余油，主要开展了周期注水和平面调整，对于顶部的剩余油，从补孔、压裂等优化措施入手。
参考文献
[1] 陈亮，牛艳平.高含水期剩余油分布的多学科研究[J].断块油气田，1999，6（5）：29-33.
[关键词]构造油藏；开发后期；剩余油；控制因素；挖潜
中图分类号：TE541 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0023-01
前言
陆相沉积油田近90%采用注水开采方式，其基本规律是注水开发早、中期含水上升快，采出程度高。本文以孤东油田七区西63+4单元为例展开论述，该单元已经进入开发后期，剩余油分布越来越复杂，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。剩余油的分布与沉积微相、储层非均质、流体非均质、断层、开发因素等诸多因素有关，剩余油研究规律不仅要搞清楚剩余油分布的准确位置及数量，搞清楚其成因以及分布的特点，并根据剩余油分布规律，采用相应的挖掘技术，提升油田的开发潜力。
1 地质概况
七区西63+4单元位于孤东披覆构造东翼，含油面积9.58Km2，生产层位Ng上63+4或Ng上63（Ng上64），北片63与64大片连通，南片63与64之间的隔层发育，平均有效厚度8.8m，地质储量1674×104t。属辫状河沉积，油层非均质性严重，具有高渗透、高饱和、岩石表面亲水等特征。原始油层平均渗透率2000—4000×10-3um2，平均孔隙度33.5%，地下原油粘度77mPa.s，地面原油粘度800mPa.s，原始地层压力13.3MPa，饱和压力12.1MPa，地饱压差1.2MPa。受构造控制，东北部有不同程度的边水存在，原始油水界面在1334m—1347m之间。
2 剩余油分布规律研究
2.1 剩余油分布主控因素
剩余油的形成与分布主要受地质和开发两大因素的控制。开发因素主要指注采系统。各种因素互相联系，互相制约，共同控制着剩余油的分布。地质因素。地质因素主要指沉积微相，储层微观特征、宏观非均质性，油层微型构造，油藏构造，流体性质等。（1）沉积微相控制剩余油的分布。沉积微相决定储集砂体的外部形态及内部构造，因此也决定着储层平面和垂向非均质性，控制着油气水的运动方向，从而导致剩余油沿一定的相带分布。（2）油层微构造和断层构造对剩余油分布的控制作用。不同的微型构造模式其剩余油富集程度和油井生产情况不同。油层微型构造对剩余油的分布和油井生产有明显的控制作用。断层断面构造特征与剩余油分布有关，封闭性断层、断面上的鼻状凸起以及相对高点部位为剩余油富集区。（3）储层微观特征对剩余油的控制作用。相对于宏观储层特征来说，储层微观特性对剩余油分布的控制作用主要表现在储层渗透性非均质程度及储层成岩作用特征上。成岩作用对剩余油分布的影响主要表现在成岩作用对原生孔隙的破坏、改造和成岩作用过程中次生孔隙的形成和不断地改造。钙质胶结的储层在酸性地层水的作用下，容易发生溶解、溶蚀作用，对储层的孔隙结构有改良作用，从而成为孔渗性良好的储集层。开发因素.开发因素主要有注采关系、注水距离、井网密度、累计注水空隙体积系数。注采系统的主要影响因素有注采井比、注采井距及完善控制程度。另外由于防砂工艺、生产压差、窜层窜槽及射孔等开发工程因素以及由于钻井设计、注采井网造成的油砂体边界、形态发生变化等对储层的再认识方面都会对剩余油的形成与分布产生重要的影响。研究表明注采比例、位置分布或井距不适当，往往会使注采受到局限，出现不均现象。
2.2 剩余油分布特征
从平面分布形态看，多为孤岛状或窄条带状；从区域分布看，主要分布在大断层附近、断层边角区和岩性变化带；从纵向上看，主要分布在物性相对较差的低渗透层中。一般来说，研究微观高含水期剩余油分布特征有两类：一类是占较多孔隙的连片状剩余油，它分为水波及域外的连片状剩余油和水波及域内的簇状剩余油；另一类是占据较少孔隙的分散型剩余油，主要有柱状和孤岛状等形式。（1）片状剩余油。水波及域外的片状剩余油是指在微观模型驱油试验中，由于注入水未驱到而滞留于模型边角处的剩余油。簇状剩余油是指被通畅的大孔道所包围的小喉道控制群中的剩余油，（2）分散型剩余油。柱状剩余油主要存在于连通孔隙的喉道处，在水驱油过程中，注入水沿着亲水的岩石壁面或壁面上的水膜前进，在孔隙内的油被完全驱走之前，水已占据了油流通道前的喉道，使油流被卡断，油即以油滴的形式留在大孔隙内成为“孤岛状”剩余油。
3 剩余油挖潜技术对策
从油藏实际出发，针对不同类型的剩余油制定出不同的挖潜措施，挖掘剩余油。以储层及剩余油研究为基础，以注水结构调整为重点，完善剩余油富集区注采井网，并实施分注、挤堵调剖、分层增注、差层单注等手段挖掘剩余油。对停井、事故井逐井分析，对有潜力可以利用的关停井及时修复利用。利用打塞、挤堵等手段封堵高吸水层，有效改善注入剖面。
3.1 改变液流方向扩大注水波及体积
开发后期油水分布复杂，油层非均质严重，水淹不均衡，含水饱和度较高的滞留区多呈零散状态分布。通过改变液流方向在油层中造成新的压力场，引起油、水渗流方向改变，使注入水进入波及较差地区，从而使动用较差的剩余油相对富集区的原油推向井底而被采出，达到扩大注水面积和波及系数，改善注水驱油效果的目的。（1）对河道条带状发育的砂体，停注或控注位于水流方向注水，加强河道两侧方向注水。（2）对于基础井网长期停注层恢复注水，同时停注其周围相应注水井，使液流方向改变，扩大了注入水波及体积。（3）通过关闭一些注水井，转注另一些井，或将注、采井换位来改变液流方向，以提高注入水波及效率，增加水驱油面积。
3.2 非常规调整挖潜技术
非常规调整挖潜技术是通过改变储层空隙结构和流体性质等手段达到最大限度地开采剩余油的目的，主要有以下几种：（1）化学调剖，提高低含水的浸入量；（2）适宜的三次采油技术；（3）物理场驱油技术，包括热场、声场、静电场、磁场等；（4）人工地震采油技术；（5）开窗侧钻水平井挖潜等。
3.3 采用各种措施挖掘油层内部潜力
通过分析厚油层的水洗程度，说明其内还有较多的剩余油，挖掘这部分剩余油潜力是改善高含水期水驱开发效果的有效途径之一。（1）开展大面积周期注水，通过周期注水可以在高低渗透层段形成附加压差，压力场的调整使油层内产生附加窜流，可使原来滞留状态的原油动用起来。基于此，加大周期注水的力度，重点选择含水较高、油层性质较好的二、三类厚油层进行周期注水。（2）精心优选顶部挖潜方案。通过对高含水后期厚油层剩余油的研究表明，其剩余油主要有两种形式：一是平面上注采不完善形成的；二是由于纵向上非均质层内有薄夹层形成的顶部剩余油。对于平面上的剩余油，主要开展了周期注水和平面调整，对于顶部的剩余油，从补孔、压裂等优化措施入手。
参考文献
[1] 陈亮，牛艳平.高含水期剩余油分布的多学科研究[J].断块油气田，1999，6（5）：29-33.