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摘 要：胜坨油田进入特高含水开发后期，剩余油分布非常复杂，措施挖潜难度越来越大，提高采收率是油田是油藏后期开发工作中的一项重要内容。本文重点从分析水驱开发油藏采收率现状入手，找出制约因素并对水驱提高采收率方法进行调研，阐述了改善单元水驱开发效果的可行性措施。应用表明，措施实施后单元的存水率和水驱指数明显好转，单元的综合含水下，动液面回升，单元的自然递减率也得到了有效控制，进一步提高了采收率。
关键词：高含水期；采收率；剩余油；潜力；挖潜对策
分类号：TE327
前 言
胜坨油田发育有一套完整的河流一三角洲沉积储层，为含油层系多、储层非均质严重的多层砂岩油藏。胜坨油田石油地质储量50190万吨，经过40多年的开发，已进入特高含水开发后期，综合含水量高达94.6%，平均采收率40.15%，其中有8个单元5600多万吨储量的采收率达到了50%以上。只有在提高采收率上下功夫，把储量尽可能快、多地转化为产量，才能不断拓宽生存发展的空间。在加强剩余油分析的基础上进行井网调整，进一步提高采收率，是特高含水油田的必经之路。
目前单元状况突出表现在：（1）单元普遍高度水淹，高含水储量比重大，调整经济效益低。（2）油水井井况复杂，由于储量品位低、工艺复杂，调整难度大，更新比例低，套损井增多。新增套损井较多，但由于储量品位低、工艺复杂，调整难度大，更新比例低（15%左右），造成累积套损井增多。（3）注水系统与开发稳产、提高采收率的形势不相适应。为此作者对影响采收率的因素进行了详细分析，介绍了改善单元开发效果、提高原油采收率的一些行之有效的方法。
1 影响开发的因素
注水开发中影响采收率的因素分动态因素和静态因素。动态因素有采液强度、注水强度和井网等，主要表现为平面水驱控制程度较低；静态因素有构造特征、沉积特征和储层物性等，主要表现为层间层内水驱差异较大。（1）沉积环境的影响。以胜坨油田7-8单元为例，由于各韵律层所处沉积环境不同，造成层间吸水差异较大。（2）层内非均质性的影响，层内非均质性导致注水井层内差异加大，造成水驱油效率低。（3）平面流线的影响。强注强采的状况及平面非均质性导致油水井之间已形成固定的注水流线，致使低渗区、非主力层潜力得不到发挥。（4）井网完善程度的影响。单元井况变差，停产停注井增多，造成注采井网完善程度降低，注采对应率降低，造成单元有效注采比低。综上所述，由于多种原因造成的平面及层间的矛盾，导致单元水驱效果变差，水驱控制储量降低，开发形势恶化
2 调整挖潜措施
2.1深化精细油藏描述和剩余油分布规律研究，明确油田调整挖潜方向
运用精细油藏描述技术，已逐步形成了针对胜坨油田油藏特点的油藏精细描述及剩余油分布规律研究的关键技术、基本程序和研究侧重点。对胜坨油田沙二段的沉积特征进行了精细研究；对储层非均质特征进行了研究；运用数值模拟、油藏工程、动态监测技术，对剩余油分布特征进行了整体评价研究。开展剩余油分布定量研究，系统研究不同类型油藏调整挖潜技术重点研究开发后期渗流机理，井网控制理论，进一步研究油田剩余油分布模式，定量描述不同类型储层剩余油分布，寻找剩余油富集区，建立油藏动态模型。
2.2优化细分注水调整，促进注水量向动用较差部位转移
细分注水是水驱开发中减缓层间、层内注入矛盾的主要手段。在深化认识各结构单元动用差异、小层吸水状况等基础上，通过层内细分、层段重组、压后细分，提高低渗透部位的注水量，控制高渗透部位的注水量，减缓注入矛盾，努力实现油层注好水、注够水。一是多期河道迭加的厚砂体，由于上部受底部无效循环层干扰动用相对较差，利用沉积单元间较稳定界面的渗流遮挡作用，封堵无效循环部位，加强吸水差部位注水。二是由于低弯曲分流河道砂体底部与周围井连通较好，无效循环严重，而顶部连通较差，油层动用较差，利用较稳定侧积夹层进行层内细分，封堵底部无效循环部位，加强顶部注水。三是点坝砂体是由于侧向迁移加积形成，层内沉积夹层具有上部多底部少且倾斜分布的特点，顶部剩余油富集而底部无效循环严重。因此，在搞清不同点坝砂体内部沉积特征、夹层发育状况的基础上，分析剩余油油与无效循环部位，利用长胶筒封堵无效循环部位，提高油层动用程度。
2.3合理重组层段，减缓层间干扰
为减缓层间干扰，控制高含水层吸水量、提高低含水层吸水量，加大重组层段力度。首先，结合单砂体平面的注采关系，将需要控注（停注）的层组合为一个层段，通过平面调整进行重新配注，减少无效注水；其次，根据沉积类型相似、水淹特征相近、油层性质差异小的砂体沉积规律，尽量把“相同吸水能力”砂体组合在一个层段内，减少层间干扰。对平面分布范围大、剩余储量相对集中的富集区挖潜对策纵向细分乃至单层开发；平面通过直井加水平井的方式进行规则加密。对平面分布范围小、储量相对零散的富集区挖潜对策纵向上打破层系概念，在砂层组储层性质相似的基础上按储量进行重新组合，保证大于极限单控剩余储量；平面按砂体完善，通过补孔重分层提高注采对应率。
2.4剩余油相对零散区挖潜对策一是通过改变井网方式、不稳定注水等水动力学调整或调驱的方式，进行流场再造。由于各小层的吸水状况存在较大差异，分层注水井的层间吸水状况差异较大。通过层间倒替注水改善水井注入剖面，加强弱吸水层的注水，控制较强吸水层的注水，协调层间矛盾，提高分层注水效率，从而提高采收率。
2.5实施水井调剖改善开发效果
由于各韵律层所处沉积环境不同，层间层内差异大，同时由于长期的强采强注，油水井之间大孔道日益突出，非均质性日趋严重，单元水驱状况不均衡，通过实施水井调剖封堵高渗透层段，均衡注水流线，改善水驱开发效果。确定调剖井、层。在层间差异较大的井区选择封堵能力较强的水膨体堵剂实施小剂量调剖，封堵高渗层，提高注水压力来启动低渗潜力层；在层内差异较大的井区选择有深部运移特性的弱冻胶堵剂实施大剂量调剖，封堵高渗透条带或大孔道，均衡注水流 线，扩大注入水波及体积。
2.6利用复杂结构井技术，构建单砂体、单层的井网
河流相沉积的零散砂体和三角洲前缘沉积的物性相对较差的层井网完善程度差，储量动用状况相对较低。对三角洲前缘沉积韵律层剩余油分布状况进行了深入研究，研究结果表明二区沙二9、三区坨21断块9等层渗透率较低，平均范围28-236×10μm，采出程度低于15%，该类潜力层共有14个，地质储量869万吨。改善这部分储量的动用状况可以促进油田整体开发水平的提高，加强侧钻、侧钻水平井、水平井挖潜，进一步完善潜力油砂体的注采井网。
3 结论与建议
在油田综合含水高达94.6%的情况下，应用上述方法进行综合调整，调整后效果显著：①单元注采对应率大幅度提高，水驱控制储量显著增加，稳产基础得到加强；②注水利用率提高，水驱开发效果变好、采收率明显提高；③调整单元产量明显回升。建议：（1）在目前剩余油分布“高度分散、局部集中”的形势下，深化油藏描述，准确量化剩余油分布，认清剩余油赋存模式是提高水驱采收率的核心。（2）随着油田的不断开发，油田的采出程度不断提高，含水不断上升，对于特高含水油田，精细韵律层开发，提高采收率是确保油田稳产的唯一出路。提高采收率，油藏认识是基础，井网控制是关键，只有井网控制程度得到提高，制定出切实可行的治理措施，改善油藏开发效果。（3）结合多种提高采收率方法，对剩余油相对富集区和分散的剩余油采取不同的对策，是实现高效开发的关键。
参考文献：
[1] 孙梦如，连经社主编.胜坨油田特高含水期开发技术.中国石化出版社，2004
关键词：高含水期；采收率；剩余油；潜力；挖潜对策
分类号：TE327
前 言
胜坨油田发育有一套完整的河流一三角洲沉积储层，为含油层系多、储层非均质严重的多层砂岩油藏。胜坨油田石油地质储量50190万吨，经过40多年的开发，已进入特高含水开发后期，综合含水量高达94.6%，平均采收率40.15%，其中有8个单元5600多万吨储量的采收率达到了50%以上。只有在提高采收率上下功夫，把储量尽可能快、多地转化为产量，才能不断拓宽生存发展的空间。在加强剩余油分析的基础上进行井网调整，进一步提高采收率，是特高含水油田的必经之路。
目前单元状况突出表现在：（1）单元普遍高度水淹，高含水储量比重大，调整经济效益低。（2）油水井井况复杂，由于储量品位低、工艺复杂，调整难度大，更新比例低，套损井增多。新增套损井较多，但由于储量品位低、工艺复杂，调整难度大，更新比例低（15%左右），造成累积套损井增多。（3）注水系统与开发稳产、提高采收率的形势不相适应。为此作者对影响采收率的因素进行了详细分析，介绍了改善单元开发效果、提高原油采收率的一些行之有效的方法。
1 影响开发的因素
注水开发中影响采收率的因素分动态因素和静态因素。动态因素有采液强度、注水强度和井网等，主要表现为平面水驱控制程度较低；静态因素有构造特征、沉积特征和储层物性等，主要表现为层间层内水驱差异较大。（1）沉积环境的影响。以胜坨油田7-8单元为例，由于各韵律层所处沉积环境不同，造成层间吸水差异较大。（2）层内非均质性的影响，层内非均质性导致注水井层内差异加大，造成水驱油效率低。（3）平面流线的影响。强注强采的状况及平面非均质性导致油水井之间已形成固定的注水流线，致使低渗区、非主力层潜力得不到发挥。（4）井网完善程度的影响。单元井况变差，停产停注井增多，造成注采井网完善程度降低，注采对应率降低，造成单元有效注采比低。综上所述，由于多种原因造成的平面及层间的矛盾，导致单元水驱效果变差，水驱控制储量降低，开发形势恶化
2 调整挖潜措施
2.1深化精细油藏描述和剩余油分布规律研究，明确油田调整挖潜方向
运用精细油藏描述技术，已逐步形成了针对胜坨油田油藏特点的油藏精细描述及剩余油分布规律研究的关键技术、基本程序和研究侧重点。对胜坨油田沙二段的沉积特征进行了精细研究；对储层非均质特征进行了研究；运用数值模拟、油藏工程、动态监测技术，对剩余油分布特征进行了整体评价研究。开展剩余油分布定量研究，系统研究不同类型油藏调整挖潜技术重点研究开发后期渗流机理，井网控制理论，进一步研究油田剩余油分布模式，定量描述不同类型储层剩余油分布，寻找剩余油富集区，建立油藏动态模型。
2.2优化细分注水调整，促进注水量向动用较差部位转移
细分注水是水驱开发中减缓层间、层内注入矛盾的主要手段。在深化认识各结构单元动用差异、小层吸水状况等基础上，通过层内细分、层段重组、压后细分，提高低渗透部位的注水量，控制高渗透部位的注水量，减缓注入矛盾，努力实现油层注好水、注够水。一是多期河道迭加的厚砂体，由于上部受底部无效循环层干扰动用相对较差，利用沉积单元间较稳定界面的渗流遮挡作用，封堵无效循环部位，加强吸水差部位注水。二是由于低弯曲分流河道砂体底部与周围井连通较好，无效循环严重，而顶部连通较差，油层动用较差，利用较稳定侧积夹层进行层内细分，封堵底部无效循环部位，加强顶部注水。三是点坝砂体是由于侧向迁移加积形成，层内沉积夹层具有上部多底部少且倾斜分布的特点，顶部剩余油富集而底部无效循环严重。因此，在搞清不同点坝砂体内部沉积特征、夹层发育状况的基础上，分析剩余油油与无效循环部位，利用长胶筒封堵无效循环部位，提高油层动用程度。
2.3合理重组层段，减缓层间干扰
为减缓层间干扰，控制高含水层吸水量、提高低含水层吸水量，加大重组层段力度。首先，结合单砂体平面的注采关系，将需要控注（停注）的层组合为一个层段，通过平面调整进行重新配注，减少无效注水；其次，根据沉积类型相似、水淹特征相近、油层性质差异小的砂体沉积规律，尽量把“相同吸水能力”砂体组合在一个层段内，减少层间干扰。对平面分布范围大、剩余储量相对集中的富集区挖潜对策纵向细分乃至单层开发；平面通过直井加水平井的方式进行规则加密。对平面分布范围小、储量相对零散的富集区挖潜对策纵向上打破层系概念，在砂层组储层性质相似的基础上按储量进行重新组合，保证大于极限单控剩余储量；平面按砂体完善，通过补孔重分层提高注采对应率。
2.4剩余油相对零散区挖潜对策一是通过改变井网方式、不稳定注水等水动力学调整或调驱的方式，进行流场再造。由于各小层的吸水状况存在较大差异，分层注水井的层间吸水状况差异较大。通过层间倒替注水改善水井注入剖面，加强弱吸水层的注水，控制较强吸水层的注水，协调层间矛盾，提高分层注水效率，从而提高采收率。
2.5实施水井调剖改善开发效果
由于各韵律层所处沉积环境不同，层间层内差异大，同时由于长期的强采强注，油水井之间大孔道日益突出，非均质性日趋严重，单元水驱状况不均衡，通过实施水井调剖封堵高渗透层段，均衡注水流线，改善水驱开发效果。确定调剖井、层。在层间差异较大的井区选择封堵能力较强的水膨体堵剂实施小剂量调剖，封堵高渗层，提高注水压力来启动低渗潜力层；在层内差异较大的井区选择有深部运移特性的弱冻胶堵剂实施大剂量调剖，封堵高渗透条带或大孔道，均衡注水流 线，扩大注入水波及体积。
2.6利用复杂结构井技术，构建单砂体、单层的井网
河流相沉积的零散砂体和三角洲前缘沉积的物性相对较差的层井网完善程度差，储量动用状况相对较低。对三角洲前缘沉积韵律层剩余油分布状况进行了深入研究，研究结果表明二区沙二9、三区坨21断块9等层渗透率较低，平均范围28-236×10μm，采出程度低于15%，该类潜力层共有14个，地质储量869万吨。改善这部分储量的动用状况可以促进油田整体开发水平的提高，加强侧钻、侧钻水平井、水平井挖潜，进一步完善潜力油砂体的注采井网。
3 结论与建议
在油田综合含水高达94.6%的情况下，应用上述方法进行综合调整，调整后效果显著：①单元注采对应率大幅度提高，水驱控制储量显著增加，稳产基础得到加强；②注水利用率提高，水驱开发效果变好、采收率明显提高；③调整单元产量明显回升。建议：（1）在目前剩余油分布“高度分散、局部集中”的形势下，深化油藏描述，准确量化剩余油分布，认清剩余油赋存模式是提高水驱采收率的核心。（2）随着油田的不断开发，油田的采出程度不断提高，含水不断上升，对于特高含水油田，精细韵律层开发，提高采收率是确保油田稳产的唯一出路。提高采收率，油藏认识是基础，井网控制是关键，只有井网控制程度得到提高，制定出切实可行的治理措施，改善油藏开发效果。（3）结合多种提高采收率方法，对剩余油相对富集区和分散的剩余油采取不同的对策，是实现高效开发的关键。
参考文献：
[1] 孙梦如，连经社主编.胜坨油田特高含水期开发技术.中国石化出版社，2004