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摘要：砂岩油藏长期高强度开发，开发矛盾日益突出。近年来由于大规模勘探开发和强注强采，油田已近入中高含水开发后期。不同的地质环境和开发方式会导致砂岩油藏不同的剩余油分布模式，不同油田、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：砂岩油藏；剩余油分布；开发挖潜；技术对策
近年来，由于大规模的勘探开发和强注强采，油田已近入高含水开发后期。油藏进入高含水开发后期，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。对潜力油层的重新认识与利用，不仅能有效提高油藏开发水平，同时也为高含水油藏寻找剩余油的分布提供了一条新的思路和方法。
1 砂岩油藏开发中存在的问题
1.1 事故井多，局部井网不完善
油藏经过长期高压注水，频繁的井下作业，使油水井套管严重损坏。尤其是对开采时间长的油田，油水井套管寿命逐渐接近报废期。油田开发向高含水后期发展，套管损坏更为加剧。由于大量的事故井损坏后未及时修复，造成水井无法正常注水，局部井网不完善，二三类储层失去控制，而无法水驱动用，油井高含水低能。
1.2 层间矛盾突出，二三类层驱动用不充分油藏高含水开发过程中，由于主力小层厚度大，物性好，渗透率相对较高，表现为单层突进，对应油井表现为含水高、采出程度高，加剧了层间矛盾，其它小层吸水少或不吸水。由于层间吸水差异大，导致对应油井含水高，二三类油层动用相对较差。
2 剩余油分布规律
2.1 小层精细化分。油藏开发进入高含水中后期，储层内流体分布更加复杂、零散。在分析研究过程中，存在某些砂层划分不尽合理的现象。本次研究在充分尊重原有小层对比、划分意见的基础上对某些划分对比不合理的砂组、小层和砂体界线做了一定的调整。其划分结果如下：在30%一40%之间。
2.2剩余油平面和纵向分布状况。充分应用油藏地质模型及剩余油分布规律研究成果，根据剩余油的分布特点及控制因素，分析剩余油分布规律及剩余油平而和纵向分布状况，提出挖潜方向。根据油藏数值模拟关于剩余油饱和度分布的研究，总结认为淮城油田西区沙二上2+3油藏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。S1.2小层的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，沙二上2+3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。s4等小层剩余油饱和度平而分布图说明，尽管这些油层的油水井较多，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。（6）剩余油综合评价。综合分析剩余油定性及定量研究成果，对剩余油进行分类评价。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。s34等小层剩余油饱和度平而分布图说明，尽管这些油层的油水井较多，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。
3 砂岩油藏开发技术对策
油田开发后期由于在注水开发中、高渗透砂岩油田为主体，主力油层已大面积遭水淹，而二、三类油层动用相对较差。针对目前高含水开发后期，二三类层动用程度较低、剩余油分布连片性差的状况，通过事故井大修恢复，水井降低无效注水，建立高效注水开发方式，应用二氧化碳驱油技术等，充分启动差层，强化分类储层动用，从而达到改善油藏开发效果，达到提高采收率的目的。
4 开发措施与效果
4.1重建局部井网，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33.0x 104t，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。
4.2实施事故井的大修恢复，完善二三类注采井网
高含水油藏开发后期，由于井况的大量损坏，油藏井网遭到破坏，有注无采和有采无注现象严重，这就给油田的开发带来一系列的麻烦。通过油藏描述及剩余油分布研究，找出剩余油的主要集中层位，通过实施事故井大修等手段逐渐建立和完善一些潜力差层注采井网。
4.2 建立高效注水开发方式，扩大水驱波及体积
油藏开发后期主力采油层已严重水淹，而二三类差油层又驱动不充分，这就需要一套高效的注水开发方式。周期注水是周期地改变地层注入和地层液体的状态，可以提高驱替效率和采收率。某区块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，措施效果逐年變差，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。2013年下半年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。
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. 2016（04）
[2]赵红兵. 三角洲前缘韵律层特高含水期剩余油分布及调整[J]. 特种油气藏. 2015（02）
关键词：砂岩油藏；剩余油分布；开发挖潜；技术对策
近年来，由于大规模的勘探开发和强注强采，油田已近入高含水开发后期。油藏进入高含水开发后期，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。对潜力油层的重新认识与利用，不仅能有效提高油藏开发水平，同时也为高含水油藏寻找剩余油的分布提供了一条新的思路和方法。
1 砂岩油藏开发中存在的问题
1.1 事故井多，局部井网不完善
油藏经过长期高压注水，频繁的井下作业，使油水井套管严重损坏。尤其是对开采时间长的油田，油水井套管寿命逐渐接近报废期。油田开发向高含水后期发展，套管损坏更为加剧。由于大量的事故井损坏后未及时修复，造成水井无法正常注水，局部井网不完善，二三类储层失去控制，而无法水驱动用，油井高含水低能。
1.2 层间矛盾突出，二三类层驱动用不充分油藏高含水开发过程中，由于主力小层厚度大，物性好，渗透率相对较高，表现为单层突进，对应油井表现为含水高、采出程度高，加剧了层间矛盾，其它小层吸水少或不吸水。由于层间吸水差异大，导致对应油井含水高，二三类油层动用相对较差。
2 剩余油分布规律
2.1 小层精细化分。油藏开发进入高含水中后期，储层内流体分布更加复杂、零散。在分析研究过程中，存在某些砂层划分不尽合理的现象。本次研究在充分尊重原有小层对比、划分意见的基础上对某些划分对比不合理的砂组、小层和砂体界线做了一定的调整。其划分结果如下：在30%一40%之间。
2.2剩余油平面和纵向分布状况。充分应用油藏地质模型及剩余油分布规律研究成果，根据剩余油的分布特点及控制因素，分析剩余油分布规律及剩余油平而和纵向分布状况，提出挖潜方向。根据油藏数值模拟关于剩余油饱和度分布的研究，总结认为淮城油田西区沙二上2+3油藏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。S1.2小层的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，沙二上2+3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。s4等小层剩余油饱和度平而分布图说明，尽管这些油层的油水井较多，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。（6）剩余油综合评价。综合分析剩余油定性及定量研究成果，对剩余油进行分类评价。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。s34等小层剩余油饱和度平而分布图说明，尽管这些油层的油水井较多，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。
3 砂岩油藏开发技术对策
油田开发后期由于在注水开发中、高渗透砂岩油田为主体，主力油层已大面积遭水淹，而二、三类油层动用相对较差。针对目前高含水开发后期，二三类层动用程度较低、剩余油分布连片性差的状况，通过事故井大修恢复，水井降低无效注水，建立高效注水开发方式，应用二氧化碳驱油技术等，充分启动差层，强化分类储层动用，从而达到改善油藏开发效果，达到提高采收率的目的。
4 开发措施与效果
4.1重建局部井网，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33.0x 104t，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。
4.2实施事故井的大修恢复，完善二三类注采井网
高含水油藏开发后期，由于井况的大量损坏，油藏井网遭到破坏，有注无采和有采无注现象严重，这就给油田的开发带来一系列的麻烦。通过油藏描述及剩余油分布研究，找出剩余油的主要集中层位，通过实施事故井大修等手段逐渐建立和完善一些潜力差层注采井网。
4.2 建立高效注水开发方式，扩大水驱波及体积
油藏开发后期主力采油层已严重水淹，而二三类差油层又驱动不充分，这就需要一套高效的注水开发方式。周期注水是周期地改变地层注入和地层液体的状态，可以提高驱替效率和采收率。某区块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，措施效果逐年變差，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。2013年下半年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。
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. 2016（04）
[2]赵红兵. 三角洲前缘韵律层特高含水期剩余油分布及调整[J]. 特种油气藏. 2015（02）