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前言
油田进入特高含水期后，综合含水高、采出程度低、采油速度低、无效低效循环严重。目前已采出可采储量的86.03%，剩余可采储量只有4368×104t，水驱综合含水已高达93.85%，在现井网条件下剩余油难以有效动用，常规的综合调整方法只能减缓产量递减，提高采收率的幅度较小。
原油地质储量中67.51%储量分布在有效厚度大于2m的厚油层中，尽管目前厚油层平均综合含水已高达94%以上，而厚油层仍有27.4%的厚度未水洗，采出程度只有31.3%，因此厚油层是油田主要挖潜对象。
波及体积小是要原因，厚油层内有1/3的厚度低未水洗，其中因结构单元注采关系不完善造成未、低水淹厚度占总的未、低水淹厚度比例达78.6%。油田纯油区虽然绝对井网密度达到60口/km2以上，储层宏观水驱控制程度达到了98.6%，但水驱各套层系的井网密度一般在15口/km2左右，注采井距300m或212m。由于油田厚油层主要是由多期河道叠加而成的厚砂体，在现层系井网条件下，尽管自然层是连通的，但由于层内非均质和注采井距大，厚砂体内部结构单元连通厚度小或不连通，在300m井距下砂体连通率只有60.5%，当加密到150m井距时，砂体连通率可达到93.4%，提高了32.9个百分点。因此通过井网加密、缩小井距可有效提高厚油层内的水驱控制程度。
如何增加厚油层可采储量、提高采收率，是油田特高含水后期开发重中之重。通过准确描述、识别厚油层内剩余油，并合理制定挖潜对策，实现有效挖潜，对油田持续高效开发具有重要意义。
1.油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术国内外技术发展现状
随着油田开发的深入和计算机技术的发展，使精细油藏描述技术、油藏数值模拟技术、油田开发调整技术、油藏监测技术、计算机处理技术等都得到了进一步发展。目前，国内外在油田开发调整方面，正不断向多学科联合技术攻关方向发展。尤其在国内，大庆油田2005年实现了水驱开发调整的多学科油藏描述技术平台，以揭示长垣老油田高含水后期沉积单元控制下的剩余油分布特征，在挖潜方法上也在不断得到完善。
在剩余油认识方面，对于长垣老区厚油层，除了沉积单元控制的剩余油外，在其砂体内部仍然存在一定的剩余油尚未得到有效挖掘，是目前厚油层内剩余油描述的难题。在国内外资料检索方面，还没有见到关于层内剩余油的具体描述技术，也没有形成有效而系统的配套挖潜方法。
如何描述厚油层内部剩余油分析，目前缺乏厚油层内部砂体成因研究，还没有形成系统的描述方法，对揭示层内剩余油在研究手段上还显得单一。2003及2004年，只在大庆长垣北部油田通过井组剖面的分析，进行了厚油层内部剩余油的常规分析，即利用水淹层解释结果、少量的岩心分析结果与吸水剖面资料，结合井网注采关系进行了描述，初步认识砂体内部结构单元的连通特点来分析剩余油，并进行了利用水力割缝技术选择性补孔挖潜剩余油，取得了一定效果。因此，对于油层发育厚度较大的砂岩油田，系统研究厚油层内部剩余油分布，探索层内剩余油的有效挖潜途径是今后研究的方向，也是本课题研究的主要任务。
2.油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术达到的技术及经济指标
针对厚油层内剩余油研究，采取了多学科油藏描述的思路，从砂体内部结构入手，通過解剖，追踪到四级结构界面，使描述对象由原来的单一河道沉积单元深化到层内结构单元，厚油层内剩余油定量描述到沉积单元、定性描述到层内结构单元，剩余油挖潜对象转向层内，形成了厚油层层内剩余油挖潜技术和对策。
①提供试验区厚油层内结构单元三维地质模型和剩余油定量分布模型，精度分别达到98%和90%；②补孔加密试验区补孔4口，单井措施符合率达到100%，补孔试验区3年增油1.28×104t以上，其它区块推广补孔增油3.57×104t，累计增油4.85×104t；井网加密研究区选射法稳定选值平均单井产油3.1t，含水稳定选值90.5%，当含水达到96%时，提高采收率4个百分点以上；③形成了一套应用多学科油藏研究手段挖潜厚油层层内剩余油的技术方法和操作规范。
3.油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术实现的技术创新点
河流相沉积的厚油层层内干扰严重，层内剩余油高度零散，导致油田含水上升速度加快，挖潜难度逐步加大的实际，通过开展油田厚油层剩余油分布与挖潜对策研究，并进行了两个区块挖潜试验及部分井区措施优选实施，明显改善了厚油层的开发效果，技术特点如下：
一是形成了厚油层内部结构单元划分方法。采用层次分析原理，在建立河流相砂体分级系统后，将研究层次由原来的5级单位成因单元砂体深化描述到四级单位结构单元，通过感性认识的认真总结，搞清了河道砂内部四级界面类型、分布特征及结构单元组合模式。
二是形成了厚油层内部结构单元地质模型建立方法。采用RMS建模技术，根据砂体解剖的数字化成果，建立了结构单元三维属性模型，网格输出达到了0.1m，为层内剩余油精细模拟奠定了基础。
三是全面系统分析了剩余油成因。分析了断层、砂体相别、注采关系、层内夹层、渗透率及储层润湿性对层内剩余油的影响。尤其是夹层及渗透率的影响因素分析，实现了量化描述；进一步量化了特高含水期宏观及微观剩余油分布特点。利用岩心观察、室内岩心实验、水淹层解释、数值模拟，结合动态资料，搞清了宏观与微观剩余油分布。
四是形成了利用多种工艺技术综合挖潜厚油层内剩余油的有效方法。采取缩小井距加密挖潜总体思路，根据剩余油分布特点，结合目前成熟的工艺技术，通过对厚油层底部高渗透韵律层封堵或调剖提高顶部中低渗透韵律层的产液能力，通过对复合韵律层内高渗透层实施长胶筒封堵改善层内低渗透层的开发效果，利用水力深穿透射孔技术挖掘厚油层层内结构单元剩余油，在精细挖潜的同时，有效控制了厚油层含水上升速度，并创造了一定的经济效益。为厚度超过3m以上的厚油层精细挖潜，提供了远景推广技术支持。
参考文献
[1]王家宏.中国水平井应用实例分析[M].北京：石油工业出版社，2003：20～35.
[2]隋新光，赵敏娇，渠永宏等.水平井挖潜技术在大庆油田.高含水后期厚油层剩余油开发中的应用[J].大庆石油学院学报，2006，30（1）：112～113.
[3]韩伟东，黄伏生，艾颖等.喇嘛甸油田剩余油挖潜方法[J].大庆石油地质与开发，2002，21（3）：41～43.
[4]箭晓卫，赵伟.喇嘛甸油田特高含水期厚油层内剩余油描述及挖潜技术[J].大庆石油地质与开发，2006，25（5）：31～33.
油田进入特高含水期后，综合含水高、采出程度低、采油速度低、无效低效循环严重。目前已采出可采储量的86.03%，剩余可采储量只有4368×104t，水驱综合含水已高达93.85%，在现井网条件下剩余油难以有效动用，常规的综合调整方法只能减缓产量递减，提高采收率的幅度较小。
原油地质储量中67.51%储量分布在有效厚度大于2m的厚油层中，尽管目前厚油层平均综合含水已高达94%以上，而厚油层仍有27.4%的厚度未水洗，采出程度只有31.3%，因此厚油层是油田主要挖潜对象。
波及体积小是要原因，厚油层内有1/3的厚度低未水洗，其中因结构单元注采关系不完善造成未、低水淹厚度占总的未、低水淹厚度比例达78.6%。油田纯油区虽然绝对井网密度达到60口/km2以上，储层宏观水驱控制程度达到了98.6%，但水驱各套层系的井网密度一般在15口/km2左右，注采井距300m或212m。由于油田厚油层主要是由多期河道叠加而成的厚砂体，在现层系井网条件下，尽管自然层是连通的，但由于层内非均质和注采井距大，厚砂体内部结构单元连通厚度小或不连通，在300m井距下砂体连通率只有60.5%，当加密到150m井距时，砂体连通率可达到93.4%，提高了32.9个百分点。因此通过井网加密、缩小井距可有效提高厚油层内的水驱控制程度。
如何增加厚油层可采储量、提高采收率，是油田特高含水后期开发重中之重。通过准确描述、识别厚油层内剩余油，并合理制定挖潜对策，实现有效挖潜，对油田持续高效开发具有重要意义。
1.油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术国内外技术发展现状
随着油田开发的深入和计算机技术的发展，使精细油藏描述技术、油藏数值模拟技术、油田开发调整技术、油藏监测技术、计算机处理技术等都得到了进一步发展。目前，国内外在油田开发调整方面，正不断向多学科联合技术攻关方向发展。尤其在国内，大庆油田2005年实现了水驱开发调整的多学科油藏描述技术平台，以揭示长垣老油田高含水后期沉积单元控制下的剩余油分布特征，在挖潜方法上也在不断得到完善。
在剩余油认识方面，对于长垣老区厚油层，除了沉积单元控制的剩余油外，在其砂体内部仍然存在一定的剩余油尚未得到有效挖掘，是目前厚油层内剩余油描述的难题。在国内外资料检索方面，还没有见到关于层内剩余油的具体描述技术，也没有形成有效而系统的配套挖潜方法。
如何描述厚油层内部剩余油分析，目前缺乏厚油层内部砂体成因研究，还没有形成系统的描述方法，对揭示层内剩余油在研究手段上还显得单一。2003及2004年，只在大庆长垣北部油田通过井组剖面的分析，进行了厚油层内部剩余油的常规分析，即利用水淹层解释结果、少量的岩心分析结果与吸水剖面资料，结合井网注采关系进行了描述，初步认识砂体内部结构单元的连通特点来分析剩余油，并进行了利用水力割缝技术选择性补孔挖潜剩余油，取得了一定效果。因此，对于油层发育厚度较大的砂岩油田，系统研究厚油层内部剩余油分布，探索层内剩余油的有效挖潜途径是今后研究的方向，也是本课题研究的主要任务。
2.油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术达到的技术及经济指标
针对厚油层内剩余油研究，采取了多学科油藏描述的思路，从砂体内部结构入手，通過解剖，追踪到四级结构界面，使描述对象由原来的单一河道沉积单元深化到层内结构单元，厚油层内剩余油定量描述到沉积单元、定性描述到层内结构单元，剩余油挖潜对象转向层内，形成了厚油层层内剩余油挖潜技术和对策。
①提供试验区厚油层内结构单元三维地质模型和剩余油定量分布模型，精度分别达到98%和90%；②补孔加密试验区补孔4口，单井措施符合率达到100%，补孔试验区3年增油1.28×104t以上，其它区块推广补孔增油3.57×104t，累计增油4.85×104t；井网加密研究区选射法稳定选值平均单井产油3.1t，含水稳定选值90.5%，当含水达到96%时，提高采收率4个百分点以上；③形成了一套应用多学科油藏研究手段挖潜厚油层层内剩余油的技术方法和操作规范。
3.油田地质开发厚油层剩余油分布及挖潜技术实现的技术创新点
河流相沉积的厚油层层内干扰严重，层内剩余油高度零散，导致油田含水上升速度加快，挖潜难度逐步加大的实际，通过开展油田厚油层剩余油分布与挖潜对策研究，并进行了两个区块挖潜试验及部分井区措施优选实施，明显改善了厚油层的开发效果，技术特点如下：
一是形成了厚油层内部结构单元划分方法。采用层次分析原理，在建立河流相砂体分级系统后，将研究层次由原来的5级单位成因单元砂体深化描述到四级单位结构单元，通过感性认识的认真总结，搞清了河道砂内部四级界面类型、分布特征及结构单元组合模式。
二是形成了厚油层内部结构单元地质模型建立方法。采用RMS建模技术，根据砂体解剖的数字化成果，建立了结构单元三维属性模型，网格输出达到了0.1m，为层内剩余油精细模拟奠定了基础。
三是全面系统分析了剩余油成因。分析了断层、砂体相别、注采关系、层内夹层、渗透率及储层润湿性对层内剩余油的影响。尤其是夹层及渗透率的影响因素分析，实现了量化描述；进一步量化了特高含水期宏观及微观剩余油分布特点。利用岩心观察、室内岩心实验、水淹层解释、数值模拟，结合动态资料，搞清了宏观与微观剩余油分布。
四是形成了利用多种工艺技术综合挖潜厚油层内剩余油的有效方法。采取缩小井距加密挖潜总体思路，根据剩余油分布特点，结合目前成熟的工艺技术，通过对厚油层底部高渗透韵律层封堵或调剖提高顶部中低渗透韵律层的产液能力，通过对复合韵律层内高渗透层实施长胶筒封堵改善层内低渗透层的开发效果，利用水力深穿透射孔技术挖掘厚油层层内结构单元剩余油，在精细挖潜的同时，有效控制了厚油层含水上升速度，并创造了一定的经济效益。为厚度超过3m以上的厚油层精细挖潜，提供了远景推广技术支持。
参考文献
[1]王家宏.中国水平井应用实例分析[M].北京：石油工业出版社，2003：20～35.
[2]隋新光，赵敏娇，渠永宏等.水平井挖潜技术在大庆油田.高含水后期厚油层剩余油开发中的应用[J].大庆石油学院学报，2006，30（1）：112～113.
[3]韩伟东，黄伏生，艾颖等.喇嘛甸油田剩余油挖潜方法[J].大庆石油地质与开发，2002，21（3）：41～43.
[4]箭晓卫，赵伟.喇嘛甸油田特高含水期厚油层内剩余油描述及挖潜技术[J].大庆石油地质与开发，2006，25（5）：31～33.