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摘 要：油田进入高含水阶段后，由于长期的强注强采，地下油水分布发生了巨大的变化，开采挖潜的对象不再是大片连通的剩余油，而是转向了剩余油高度分散而又局部相对富集的区域，因此后期的油藏开发管理工作极端重要。不同的地质环境和开发方式会导致不同的剩余油分布模式，不同油藏、不同区块分布模式不同。影响剩余油分布的主要因素中，储层因素是内在的，开发因素是外在的。通过研究分析油藏开发高含水后期剩余油分布规律，定性及定量分类评价，从改善储层非均质性的地质角度和调整注采状况的开发角度入手，用动态、静态结合和多学科结合的方法挖潜剩余油。
关键词：剩余油分布；井网完善；注水方式；挖潜对策
在目前严峻的经济条件下，搞清剩余油的分布规律是降低开采成本、增加产量、提高最终采收率的关键。油田已进入高含水开发中后期，层间动用状况差异较大，主力小层厚度大，物性好，渗透率相对较高，是主要的吸水层和产出层，而物性较差的层启动压力高，吸水量少甚至不吸水，导致Ⅰ类主力油层已严重水淹，而Ⅱ、Ⅲ类差油层又驱动不充分。油藏开发过程中由于综合含水高、剩余油分布零散、层内非均质性强，严重影响油藏的整体完善和措施挖潜。利用油田新井测井资料、动态监测以及生产等各种动静态资料，对目前特高含水期的剩余油影响因素及分布规律进行了分析和探讨，有效提高了油藏开发水平。
1 剩余油分布规律
根据油藏数值模拟关于剩余油饱和度分布的研究，剩余油饱和度的分布具有以下特点：（1）油气过渡带、气顶附近，为防比气窜避射的井层剩余油饱和度较大。剩余油饱和度分布平而图反映了构造高部位靠近气顶的井区射孔井段少，对比其它井区或其它层位，这些井区的剩余油饱和度要大。（2）油藏平而水淹严重，但局部地区仍有剩余油富集区。对于沙二上2+3油藏开采程度高、储量动用程度高的主力油层，虽然油层平而上水淹严重，但受微构造、沉积微相、储层岩性物性变化、井网控制程度及注采状况的影响，局部地区仍有剩余油富集区。5小层剩余油饱和度分布图基本反映剩余油富集特点，根据油藏水井吸水剖而统计资料及油井单采统计资料分析，油藏砂坝主体井层的每米相对吸水量和单井产液量、产油量、综合含水率比侧缘相井位的普遍高，说明砂坝侧缘相井层水淹程度明显低于砂坝主体井层。（3）局部微构造高点的剩余油饱和度仍然相对较高。尽管s34小层大范围水淹，剩余油饱和度一般低于30%，但这些小层局部高点剩余油饱和度仍然比其它井区高出近10%。（4）受油层边界控制，在断层附近剩余油相对较富集。一方而由于受断层限制，注入水难以完全波及到断层附近，断层附近生产井一般为单方向受效，靠近断层区域效果相对较差，形成较为有利的剩余油富集区；另一方而在断层形成过程中，断层附近油层形成次生裂缝，单位体积孔隙空间大，储量丰度高；另外受断层的牵引作用，往往形成局部构造高点，为剩余油富集提供了有利场所。（5）剩余油潜力主要存在于注水效果差和注采井网控制差的地区。由于受储层分布和连通性的影响以及事故油水井所占比例不断加大，油层局部地区注采井网完善性差，水驱油效率低，从而形成相对富集的剩余油潜力区，并主要以平而零星分布为主。小层剩余油饱和度分布图说明，尽管油层油水井较多，但仍存在注采井网控制较差的地区，这些地区正是剩余油饱和度分布较高的区域。
2 开发技术对策
2.1重建井网，提高水驱控制程度
重建二三类层井网。通过大修、封堵、分注、堵水，对厚油层全封再射，增加水驱控制储量17.8x 104t，增加水驱动用储量14.8x 104t；重组一类层井网。通过拉大主力井网井距提液，加强次主力层，减弱主力层吸水。实施大修、分注，恢复增加水驱控制储量33.0x104t，增加水驱动用储量23.2x104t；以精细注水为中心，有效实现注水结构转移。以大修和分注、补孔为主，新增注水层17.6m/7n，增加水驱控制储量7.3 x 104t，水驱动用储量4.2x 104t；精细挖潜、控制递减。剩余油分布零散，不连片分布，立足于单井组，进行配套工艺技术集成应用。通过老井大修、挤堵、侧钻等手段组建二三类层井组，进行单砂体先期注水培养，井组挖潜取得了较好的开发效果。
2.2建立高效注水方式，扩大水驱波及体积
进入高含水期开采后，在稳定注水条件下，注入水很难扩大波及体积，大部分水沿已经形成的水窜通道采出至地面，使注入水的利用率越来越低；而且伴随油田采出水量逐渐增加，开发工作量逐渐加大，措施效果逐年变差，井况也越来越差。因此要控制油井含水上升速度，减缓老井递减尤为重要。开展基础井网主力油层周期注水，采取整体异步周期注水方式，两油层交替周期注水，半周期定为 6 个月。从两周期执行下来的效果可以看出，产量递减和含水上升速度均得到了有效的控制。
2.3完善细分注水开发方案
针对渗透率差异大，造成层间、层内干扰严重，水线推进速度快，低渗透层、小薄層无法充分发挥潜能的现状，实施细分注水开发方案，根据各井组不同的地质特点、吸水能力以及连通性的差异，按照整体考虑、上下兼顾的原则，采取滚动调整，跟踪监控的办法，实施多元化注水。应用剩余油测井技术，了解层内剩余油的分布状况，结合吸水剖面、油水井动静态资料进行深入分析，实施油井卡水、水井调剖、压裂等措施，控制高渗透层注水，加强低渗潜力层的注水。
3 结束语
陆相沉积油田基本规律是注水开发早、中期含水上升快，采出程度高。油田已经进入开发后期，油水关系复杂，稳产和调整挖潜难度越来越大。剩余油的分布与油藏构造、非均质性、渗流机理、开发方式等诸多因素有关，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，要搞清楚其成因以及分布的特点，并根据剩余油分布规律，采用相应的挖潜技术提高油田采收率。
参考文献：
[1]韩圆庆. 油藏高含水后期剩余油分布规律及措施研究[J]. 经济师. 2011（04）
关键词：剩余油分布；井网完善；注水方式；挖潜对策
在目前严峻的经济条件下，搞清剩余油的分布规律是降低开采成本、增加产量、提高最终采收率的关键。油田已进入高含水开发中后期，层间动用状况差异较大，主力小层厚度大，物性好，渗透率相对较高，是主要的吸水层和产出层，而物性较差的层启动压力高，吸水量少甚至不吸水，导致Ⅰ类主力油层已严重水淹，而Ⅱ、Ⅲ类差油层又驱动不充分。油藏开发过程中由于综合含水高、剩余油分布零散、层内非均质性强，严重影响油藏的整体完善和措施挖潜。利用油田新井测井资料、动态监测以及生产等各种动静态资料，对目前特高含水期的剩余油影响因素及分布规律进行了分析和探讨，有效提高了油藏开发水平。
1 剩余油分布规律
根据油藏数值模拟关于剩余油饱和度分布的研究，剩余油饱和度的分布具有以下特点：（1）油气过渡带、气顶附近，为防比气窜避射的井层剩余油饱和度较大。剩余油饱和度分布平而图反映了构造高部位靠近气顶的井区射孔井段少，对比其它井区或其它层位，这些井区的剩余油饱和度要大。（2）油藏平而水淹严重，但局部地区仍有剩余油富集区。对于沙二上2+3油藏开采程度高、储量动用程度高的主力油层，虽然油层平而上水淹严重，但受微构造、沉积微相、储层岩性物性变化、井网控制程度及注采状况的影响，局部地区仍有剩余油富集区。5小层剩余油饱和度分布图基本反映剩余油富集特点，根据油藏水井吸水剖而统计资料及油井单采统计资料分析，油藏砂坝主体井层的每米相对吸水量和单井产液量、产油量、综合含水率比侧缘相井位的普遍高，说明砂坝侧缘相井层水淹程度明显低于砂坝主体井层。（3）局部微构造高点的剩余油饱和度仍然相对较高。尽管s34小层大范围水淹，剩余油饱和度一般低于30%，但这些小层局部高点剩余油饱和度仍然比其它井区高出近10%。（4）受油层边界控制，在断层附近剩余油相对较富集。一方而由于受断层限制，注入水难以完全波及到断层附近，断层附近生产井一般为单方向受效，靠近断层区域效果相对较差，形成较为有利的剩余油富集区；另一方而在断层形成过程中，断层附近油层形成次生裂缝，单位体积孔隙空间大，储量丰度高；另外受断层的牵引作用，往往形成局部构造高点，为剩余油富集提供了有利场所。（5）剩余油潜力主要存在于注水效果差和注采井网控制差的地区。由于受储层分布和连通性的影响以及事故油水井所占比例不断加大，油层局部地区注采井网完善性差，水驱油效率低，从而形成相对富集的剩余油潜力区，并主要以平而零星分布为主。小层剩余油饱和度分布图说明，尽管油层油水井较多，但仍存在注采井网控制较差的地区，这些地区正是剩余油饱和度分布较高的区域。
2 开发技术对策
2.1重建井网，提高水驱控制程度
重建二三类层井网。通过大修、封堵、分注、堵水，对厚油层全封再射，增加水驱控制储量17.8x 104t，增加水驱动用储量14.8x 104t；重组一类层井网。通过拉大主力井网井距提液，加强次主力层，减弱主力层吸水。实施大修、分注，恢复增加水驱控制储量33.0x104t，增加水驱动用储量23.2x104t；以精细注水为中心，有效实现注水结构转移。以大修和分注、补孔为主，新增注水层17.6m/7n，增加水驱控制储量7.3 x 104t，水驱动用储量4.2x 104t；精细挖潜、控制递减。剩余油分布零散，不连片分布，立足于单井组，进行配套工艺技术集成应用。通过老井大修、挤堵、侧钻等手段组建二三类层井组，进行单砂体先期注水培养，井组挖潜取得了较好的开发效果。
2.2建立高效注水方式，扩大水驱波及体积
进入高含水期开采后，在稳定注水条件下，注入水很难扩大波及体积，大部分水沿已经形成的水窜通道采出至地面，使注入水的利用率越来越低；而且伴随油田采出水量逐渐增加，开发工作量逐渐加大，措施效果逐年变差，井况也越来越差。因此要控制油井含水上升速度，减缓老井递减尤为重要。开展基础井网主力油层周期注水，采取整体异步周期注水方式，两油层交替周期注水，半周期定为 6 个月。从两周期执行下来的效果可以看出，产量递减和含水上升速度均得到了有效的控制。
2.3完善细分注水开发方案
针对渗透率差异大，造成层间、层内干扰严重，水线推进速度快，低渗透层、小薄層无法充分发挥潜能的现状，实施细分注水开发方案，根据各井组不同的地质特点、吸水能力以及连通性的差异，按照整体考虑、上下兼顾的原则，采取滚动调整，跟踪监控的办法，实施多元化注水。应用剩余油测井技术，了解层内剩余油的分布状况，结合吸水剖面、油水井动静态资料进行深入分析，实施油井卡水、水井调剖、压裂等措施，控制高渗透层注水，加强低渗潜力层的注水。
3 结束语
陆相沉积油田基本规律是注水开发早、中期含水上升快，采出程度高。油田已经进入开发后期，油水关系复杂，稳产和调整挖潜难度越来越大。剩余油的分布与油藏构造、非均质性、渗流机理、开发方式等诸多因素有关，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，要搞清楚其成因以及分布的特点，并根据剩余油分布规律，采用相应的挖潜技术提高油田采收率。
参考文献：
[1]韩圆庆. 油藏高含水后期剩余油分布规律及措施研究[J]. 经济师. 2011（04）