油田开发后期剩余油开采技术对策

薄霞　王杰

摘 要： 近年来由于大规模勘探开发和强注强采，油田已近入高含水开发后期。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： 高含水；剩余油分布；采收率；井网完善；周期注水

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 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對较高。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 治理思路

在油田开发高含水后期，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 主要做法与效果

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的注采井网。

4.2 建立高效的注水开发方式，扩大水驱波及体积

高含水油藏开发后期，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。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. 2011（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. 2006（02）