三角洲前缘砂体高含水期剩余油分布研究

张 瑞，刘宗宾，廖新武，王公昌，田博

中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 塘沽300459

引言

油田进入高含水阶段以后，由于自身复杂的储层内部结构，加之多年开发生产，油、气、水相互接触关系错综复杂且不断变化，剩余油分布十分复杂，呈“整体分散、局部集中”的状态，挖潜难度增大，准确预测油层中剩余油、特别是其富集部位的分布状态，成为高含水油田进行调整挖潜、提高注水采收率的基础和关键[1]。

基于储层构型研究，很多学者对三角洲前缘砂体局部剩余油富集部位进行研究，归纳起来主要有边缘相带如河口坝缘、堤岸砂等内部、正韵律厚层河道砂或河口坝主体砂体上部、封闭性断层附近、局部微构造以及切迭型油层中的上部砂体和井间非主流线、井网控制不住、注采系统不完善等部位[2-12]，这些研究有效地预测了高含水期三角洲前缘砂体剩余油富集部位，围绕几种剩余油分布模式进行的局部井网或单井开发措施调整也取得了较好的生产效果，但对油田剩余油分布缺少整体性和系统性考虑，就直接进行局部剩余油挖潜，增加了剩余油的分散程度、复杂程度和挖潜难度，给老油田高效、可持续地进行剩余油挖潜及提高采收率带来很大挑战[8]，因此，在找出剩余油富集位置的基础上，系统性开展剩余油分布模式研究对老油田剩余油挖潜非常必要。

针对剩余油分布模式分类，吴元燕等采用了未动用或基本未动用的剩余油层、已动用油层的平面滞留区、已动用油层内未动用的厚度以及水淹层中的微观剩余油的分类方案，而国内各大油田则以裘亦楠提出的储层宏观非均质性分类方法为基础，考虑储层宏观非均质性是导致剩余油形成的内在原因，按照储层宏观非均质性类型进行剩余油分类，即层间剩余油、平面剩余油、层内剩余油的分类方案，这些分类方案目前都已经十分成熟，能够较为全面、系统地总结剩余油分布模式，且适用于各个开发阶段、各种类型的油藏，具有较好的适用性和实用性[13]。

充分利用地震、测井、岩芯及生产动态测试资料，开展了SZ 油田高含水期剩余油主控因素研究，分析了高含水期油田主要存在的剩余油分布模式。结果表明，SZ 油田高含水期剩余油主要受控于储层与注采井网的配置关系，单砂体（Miall 的4 级构型单元）注采不完善是导致油田高含水期剩余油形成的直接原因，基于此，完善单砂体注采关系成为SZ油田后期调整的主要攻关方向，为了方便油田制定针对性的调整措施，在充分结合现有剩余油分类方案的基础上，按照砂体连通性，将单砂体注采不完善类型进行识别，进而按照注采不完善类型进行剩余油分类，针对每一类剩余油制定了相应的开发调整策略，开展了剩余油挖潜实践。

1 油田概况

SZ 油田位于渤海湾盆地下辽河拗陷辽西凸起中段（图1a），构造形态为北东走向的断裂半背斜，为一个古潜山背斜油气藏，油藏类型为受构造和岩性控制的正常地层压力层状油藏，油田内部发育诸多次生断层，部分具有封堵性；储层岩性以细砂岩为主，粉砂岩和粗砂岩相对较少，储层胶结程度低，主力小层砂体厚度在3.0∼20.0 m，平均孔隙度为31.0%，平均渗透率为2 800 mD，地面原油密度为0.962 g/cm3，平均地面黏度为1 055.8 mPa·s；油田范围内发育典型的正常河控三角洲前缘亚相，主要发育水下分流河道、河口坝主体、河口坝缘以及溢岸砂等沉积微相类型（图1b），纵向上，油田主力层段分两个油组共15 小层，各小层储层厚度、物性差异大，平面上，砂体展布受沉积作用主控，后期改造作用较小，沉积主体内部沉积期次较多，内部隔夹层较发育（图1c）。

图1 SZ 油田地质概况Fig.1 Geology survey of SZ Oilfield

油田投产至今已有20余年的开发历程。自2009 年底开始，SZ 油田实施了海上首个大型综合调整项目，将反九点井网转化为排状注采井网的同时，在油水井排内部进行加密，着重解决了小层级次上井网不完善导致油井间、封闭性断层附近剩余油富集的平面矛盾[2]，油田的开发效果得以明显改善和提高。综合调整后，油田综合含水83%，已进入高含水期，油田目前仍采用整段合采合注生产方式，随着未动用储量动用后含水逐步上升，水窜现象愈加强烈，大量注入水低效甚至无效循环，油田含水持续上升的同时，大量剩余油无法得到有效动用，油田产量面临较大下行压力，为了稳定油田产量以及进一步提高采收率，亟需弄清油田剩余油分布状态，寻找剩余油富集区，实现油田高含水期产量平稳接替。

2 基于储层构型解剖的井间单砂体静态连通性识别

精细地质认识是高含水期剩余油挖潜的核心，进入高含水阶段后，在高分辨率三维地震、4 口密闭取芯井、200 余口加密调整井水淹解释及400 余口生产井测井和生产动态等资料支撑下，结合现有三角洲前缘砂体构型解剖方法[3-12]，对SZ 油田开展储层构型解剖研究，将全油田储层认识精度由小层（复合砂体，图2a）变为单砂体（图2b），同时在局部井组开展单砂体内部增生体级次的储层构型解剖。研究表明，SZ 油田单一河口坝间切叠关系复杂多样，在注采井间主要表现为近水平叠置及侧积式叠置样式（图2b）；单一河口坝内部各期次增生体在顺物源方向以前积式叠置为主，切物源方向则以上拱式为主（图2c），在注采井间主要表现为侧积式叠置样式。

图2 单一河口坝内部增生体识别示意图Fig.2 Schematic diagram of identification of internal proliferative bodies in a single estuary

为了明晰单砂体井间注采连通关系，对SZ 油田井间单砂体的成因单元拼接类型进行总结，并充分利用新钻调整井水淹资料，开展井间单砂体注采连通性研究[10-11]。结果如图3、图4 所示。

图3 复合砂体垂向水淹特征Fig.3 Vertical flooding characteristics of composite sand bodies

图4 SZ 油田按连通性分类的单砂体类型Fig.4 Types of single sand bodies classified by connectivity in SZ Oilfield

研究表明：（1）垂向上，单砂体间4 级构型界面在复合砂体内部分布稳定，受其控制，油水无法垂向运移，复合砂体以4 级构型界面为界，定向井和水平井实钻均呈明显多段水淹特征（图3），表明不同期次单砂体间垂向注采不连通，各单砂体间可视为独立的渗流单元。（2）侧向上，井间单砂体连通关系受控于单一成因单元拼接类型，同期次水下分流河道或坝主体、同期次或不同期次水下分流河道—坝主体等主力相带拼接类单砂体，其井间调整井大部分水淹严重，属注采连通类单砂体（图4a）。（3）水下分流河道—坝缘、水下分流河道—溢岸砂、河口坝主体—坝缘等主力相带与边缘相带拼接类单砂体，井间分布稳定无尖灭，但由于坝缘、溢岸砂物性较差，油水横向运移受阻，井间加密调整井显示基本未水淹，驱油效率低，注采弱连通，属井间连而不通类单砂体（图4b）。（4）水下分流河道—分流间湾、溢岸砂—分流间湾、河口坝主体—分流间湾等与分流间湾拼接类单砂体，由于砂体井间尖灭导致局部注采不完善，井间加密调整井未水淹，属不连通类单砂体（图4c）。

单砂体内部虽然整体表现为注采连通，但因其内部的非均质性，实际注采连通状况差异非常大。新钻定向调整井水淹资料显示，SZ 油田单砂体内部不仅存在顶部、底部等简单水淹类型，也存在顶底部、中部水淹等复杂水淹特征（图5b），此外，水平井在单砂体内部横向钻进是指示单砂体内部水淹特征的直接证据，从部署在强水淹单砂体内部的水平井实钻水淹特征看，已经强水淹的单砂体内部并非所有增生体都已经强水淹，其内部呈现明显的多段水淹特征（图5c）。

图5 单砂体内部井间调整井水淹特征Fig.5 Flooding characteristics of the well adjustment wells in a single sand body

研究认为，单砂体内部侧积夹层、沉积韵律以及重力等是控制单砂体内部注采连通状况差异的主要影响因素。当侧积夹层在井间稳定分布时，单砂体内部增生体间油水则无法进行垂向运移，如果注入端或者采出端并未钻遇所有增生体，那么，注入水就将只在形成有效注采关系的增生体内部运移，其他增生体则注采不连通，单砂体局部通畅，表现为单砂体多段不均匀水淹（图6a）；当井间没有稳定分布的侧积夹层时，在沉积韵律、局部微构造以及重力作用的共同控制下，长距离的油水运移使得单砂体顶部或底部油水运移通畅，其他部位的剩余油则难以被有效驱替，单砂体内部局部通畅（图6b，图6c）。

图6 SZ 油田局部连通单砂体的主要类型Fig.6 Main types of local connectivity of single sand bodies in SZ Oilfield

3 高含水期三角洲前缘砂体剩余油分布模式

三角洲前缘沉积砂体内部剩余油除了受自身内部结构影响，还受注采井网控制[12-21]，经过综合调整，SZ 油田井网不完善导致油井间、封闭断层附近剩余油富集的问题得以解决，综合调整后进入高含水期，剩余油主要受控于储层与注采井网的配置关系，具体受单砂体注采完善程度直接控制，或集中、或分散地滞留注采井间：当单砂体注采不完善时，油层无法被有效动用，形成剩余油；当单砂体“看似”形成有效注采关系时，受其内部侧积夹层、局部微构造、沉积韵律以及重力作用等因素控制，其内部仍会滞留部分剩余油。

依据单砂体注采完善程度对剩余油分布模式进行归类，将SZ 油田剩余油分布模式归纳为未动用剩余油和已动用剩余油两大类，其中，未动用剩余油为单砂体注采不完善所形成的剩余油，包括井间不连通类、连而不通类、通而不畅类3类，已动用剩余油则是单砂体注采完善后仍滞留的剩余油，包括局部通畅类以及注采完善类两种类型。

3.1 未动用剩余油

3.1.1 不连通类剩余油和连而不通类剩余油

不连通类剩余油指不连通类单砂体内部的剩余油，连而不通类剩余油则指连而不通类单砂体内部的剩余油，这两类剩余油平面上分布于单砂体边部，受沉积微相与注采井网控制，当单砂体横向相变快或井距较大时，井间砂体尖灭或物性变差，导致井网与单砂体间配置关系较差，未形成有效注采关系，形成剩余油富集区。SZ 油田发育典型的三角洲前缘沉积，具有明显的前积特征，大部分单砂体在井间表现为侧积式叠置样式，现井网井距下储层控制程度较差，井间存在大量不连通类以及连而不通类单砂体，不连通类剩余油和连而不通类剩余油普遍存在。

SZ 油田井网由反九点转化为目前采用的行列注采井网，平面上，以两注两采为一个注采井组，受井组内部单砂体几何形态控制，不连通类剩余油和连而不通类剩余油分布形式多样，包括双向有注无采、双向有采无注、单向有注无采+单向注采完善、单向有采无注+单向注采完善、单向有注无采+单向有采无注、双向有注无采+双向有采无注、单向有注无采及单向有采无注等8 种主要分布形式（图7）。

图7 SZ 油田不连通类剩余油和连而不通类剩余油主要平面类型Fig.7 Main plane types of unconnected residual oil and residual oil connected but obstructed in SZ Oilfield

3.1.2 通而不畅类剩余油

通而不畅类剩余油是指井间砂体静态上连通，但由于纵向层间干扰、平面优势通道单向突进、射孔不完善或其他原因导致砂体未建立动态有效注采关系所形成的剩余油。通而不畅类剩余油需要满足两个方面，第一砂体静态上连通，第二动态上未能形成有效注采。SZ 油田垂向上各单砂体间夹层分布稳定，油水分隔作用明显，垂向上各成因单元（单砂体）间基本可以视为独立的渗流单元，通而不畅类剩余油分布的基本分布单元可视为单砂体，井间单砂体静态连通性可以通过成因单元拼接类型进行判断，而对于动态注采关系，综合研究表明，纵向层间干扰是造成SZ 油田静态连通类单砂体未形成动态有效注采关系的最主要原因。

对该类剩余油分布位置进行统计，该类剩余油可以分布在复合砂体的顶部、中部、底部、中下部、顶底部及中上部等复合砂体内部一个或多个单砂体内（图8）。

图8 SZ 油田通而不畅类剩余油主要分布类型Fig.8 Main distribution types of residual oil formed by the unobstructed sand body without oil and water migration in SZ Oilfield

3.2 已动用剩余油

3.2.1 局部通畅类剩余油

局部通畅类剩余油主要是指那些静态上储层连通、动态上油水运移通畅（已建立起有效注采关系），但由于侧积夹层分割、沉积韵律以及局部微构造等因素的影响，注入水只能部分波及，单砂体内部其他区域所滞留的剩余油，即单砂体级次层内剩余油。

对于受侧积夹层主控的局部通畅类剩余油，其分布特征受单砂体内部增生体与注采井网配置关系控制，主要分布在两者配置关系较差的增生体内部。印森林等[22]通过建立机理模型，开展了单一河口坝内部侧积夹层对剩余油分布的影响研究，结果表明，对于单一河口坝内部侧积夹层发育的砂体，剩余油往往富集在夹层控制的注采不对应的前积体（增生体）内部，其剩余油储量大，挖潜价值较高。

对于单砂体内部侧积夹层不发育或不具有垂向分割作用、受沉积韵律以及重力作用主控的剩余油，可分为受局部微构造控制和受沉积韵律控制两种类型。局部微构造可分为局部负向微构造和正向微构造，已有研究成果显示[23]，负向微构造由于构造较低，容易成为“水洼”，往往水淹程度较强，而正向微构造由于构造高，受重力作用影响，整体水淹程度较低或仅底部水淹，是剩余油富集区。

在局部微构造不发育的井组，剩余油分布位置主要受沉积韵律以及层内级差控制：正韵律河道砂体受重力作用控制，其水淹部位基本为底部，而对于反韵律河口坝砂体，在350 m 注采井距下，当层内级差大于5时，单砂体顶部水淹，底部剩余油富集，当层内级差小于5时，单砂体底部水淹，顶部剩余油富集[2]。从SZ 油田侧积夹层不发育类单砂体水淹部位统计结果看，反韵律底部水淹比例高达91%，局部通畅类剩余油主要富集在单砂体顶部。

3.2.2 注采完善类剩余油

对于注采不完善的砂体，由于注采不完善导致其内部滞留剩余油未被有效驱替，而对于已经形成有效注采且能够有效波及所有部位的单砂体，称之为注采完善类单砂体，值得注意的是，注采完善并不代表这类砂体内部没有可动用的剩余油，通过对渤海SZ 油田2014—2018 年调整井含油饱和度测井解释结果统计显示，强水淹砂体原始含油饱和度50.0%∼90.6%。

目前剩余油含油饱和度14.8%∼72.1%，驱油效率从17.0%∼77.1%不等（图9），即便是强水淹砂体，其含油饱和度、驱油效率也有较大差异。对于含油饱和度较高、驱油效率较低的单砂体，对标SZ 油田强水淹砂体驱油效率最高已经达到77.1%，表明这类砂体内部仍然具有大量的剩余油可以被有效驱替。进一步统计表明，SZ 油田强水淹砂体厚度占总厚度20%，而其中剩余油含油饱和度大于50%且驱油效率小于30%的强水淹单砂体个数占比达50%，SZ 油田的强水淹砂体目前整体驱油效率较低且具有一定的含油饱和度，仍然是剩余油挖潜的重要方向。基于此，将富集在高剩余油饱和度、低驱油效率的注采完善类单砂体内部的、可以被有效驱替出来的剩余油称之为注采完善类剩余油。

图9 含油饱和度与驱油效率交会散点图Fig.9 Concentration diagram of oil saturation and oil displacement efficiency

4 剩余油挖潜实践

林承焰等[12]提出，剩余油挖潜应首先对油藏整体进行考虑，从高含水期剩余油分布特点出发，综合分析地质因素和开发因素，识别和划分剩余油砂体单元，并针对不同单元的地质特征和开发特点进行剩余油挖潜，改善水驱开发效果，然后再考虑局部分散挖潜。

渤海SZ 油田在平面上不同区块间呈现不同的剩余油分布特征[24]，其中，D、F 区现井网条件下水驱控制程度低，不连通类剩余油纵向多层富集，A、B、J 区水驱控制程度较高，但层间干扰严重，纵向动用不均，通而不畅类剩余油纵向多层分布，这些区域剩余油分布相对集中，而构造低部位的C、E、G 区纵向油层少且单油层厚度较大，剩余油类型多样且具有单一层剩余油储量大的特点，分布零散。据此，渤海SZ 油田统筹考虑，制定了“平面分区、纵向分层，立体调整”的整体调整思路，依据剩余油平面分布特征以及纵向分布模式，先采用油水井排间加密定向井动用不连通类剩余油、细分层系动用通而不畅类剩余油等方式优先动用纵向多层分布、平面集中富集的剩余油，而后利用水平井挖潜零散分布的剩余油，形成了定向井、水平井以及细分开发层系等多种方式相结合的挖潜策略，避免了缺少整体考虑的局部挖潜而导致后期剩余油分布更加零散的情况，提高了整体采收率，取得了显著的开发效果。

4.1 定向井挖潜实践

不连通类剩余油在现有井网条件下无法动用，需要进行加密以完善其注采关系，对于纵向上多层分布且具有一定储量规模的剩余油富集区，适宜采用定向井加密方式进行剩余油挖潜。采用不连通以及连而不通砂体厚度作为井组内部不连通类剩余油规模的反映指标，称之为井组非连通厚度[10-11]，非连通厚度越大井组内部不连通类剩余油规模越大。图10a 所示的全区各井组非连通值平面分布图显示SZ 油田D、F 区仍存在大量不连通类剩余油，在不连通类剩余油纵向多层分布、平面集中富集的区域部署4 口定向加密井（图10b），开展油水井排间定向井再加密试验，结果表明：存在大量双向有注无采平面剩余油的N32、N33 井组生产效果最好，初期含水低于40%，初期日产60 m3左右；存在大量单向有注无采、单向注采完善平面剩余油的N34 井组生产效果较好，初期含水80%，初期日产40 m3左右；不连通类剩余油富集规模较少的N35 井组生产效果最差，初期含水85%，初期日产15 m3左右；整体来看，试验井组实施后，井组采收率提高7.1%，明显改善了区域生产效果。

图10 SZ 油田不连通类剩余油挖潜实例Fig.10 Examples of the potential tapping of unconnected residual oil of SZ Oilfield

4.2 细分层系挖潜实践

由于层间干扰而形成的通而不畅类剩余油，如果继续采用合注合采方式，这类剩余油将难以得到有效驱替。SZ 油田A、B、J 区通而不畅类剩余油纵向多层分布且平面分布相对集中，为了有效动用这类剩余油，以渗透率级差大于5.0、含水率级差大于1.7、压力级差大于1.6 作为细分层系界限[25]，在B区选取试验区实施细分层系先导试验。

实施层系细分后，试验区层间干扰显著降低，细分层系后米采油指数由0.36 m3/（d·MPa·m）提高至0.53 m3/（d·MPa·m），提高了47%；初期采液强度由6.50 m3/（d·MPa·m）提高至8.82 m3/（d·MPa·m），提高1.4 倍；采油强度由1.23 m3/（d·MPa·m）提高至2.84 m3/（d·MPa·m），提高2.3 倍。细分层系后试验井组通而不畅类剩余油潜力得以释放，平均日产油由800 m3升至1 000 m3，含水率由80%降至70%，降水增油效果显著。

4.3 水平井挖潜实践

定向井以及细分层系适宜部署在未动用剩余油纵向多层富集的区域，而实际上，渤海SZ 油田大部分区域整体注采关系较好，纵向上各层剩余油分布模式多样，大部分区域不适宜采用定向井加密或细分层系方式进行挖潜剩余油，这些区域可以采取部署水平井开展剩余油挖潜，此外，即便已经加密定向井或采取细分层系开发的区域，对于那些现井网条件下不能动用的、具有一定储量规模的剩余油，也可以采用部署水平井方式进行剩余油挖潜。

4.3.1 局部剩余油富集区水平井挖潜实践

（1）连而不通类剩余油水平井挖潜实践

连而不通类剩余油在现有井网条件下无法通过分层调配、开关层等常规措施进行开发，考虑储量规模，选取有效厚度大于4 m 作为水平井部署主要指标，开展了水平井挖掘连而不通类剩余油开发实践。C20 井区1、2 小层平面上发育连而不通类单砂体且有效厚度大于4 m，部署C60H、C61H 两口水平调整井进行剩余油挖潜，两口井投产后初期含水均低于30%，后期含水逐步上升，单砂体有效注采关系逐步建立，水平井挖潜效果显著（图11）。

图11 SZ 油田连而不通类剩余油挖潜实例Fig.11 Examples of potential tapping of residual oil connected but obstructed in SZ Oilfield

（2）通而不畅类剩余油水平井挖潜实践

对于纵向上通而不畅类剩余油大量发育的井组，采用细分层系的方式进行挖潜取得了较好的生产效果，而对于纵向上通而不畅类剩余油零散分布的井组，难以采用细分层系方式，对于SZ 油田，通而不畅类剩余油形成的主要原因是层间干扰，这类砂体自身物性与连通性均较好，因此，以有效厚度大于4 m 作为水平井部署界限，在通而不畅类单砂体上部署水平井。如图12 所示，C32 井组3 小层内部纵向上分为3-1、3-2、3-3 单层，其中，3-1、3-3 单层已经强水淹，而3-2 单层未水淹，3-2 单层为河口坝主体沉积，其注采连通性较好，由于层间干扰而未动用，在该3 小层砂体中部部署水平井C46H，C46H 井投产后，初期含水10%，初期日产120 m3，后期生产过程中，通过注采调配，稳产两年，生产效果非常好。

图12 SZ 油田通而不畅类剩余油挖潜实例Fig.12 Examples of potential tapping of residual oil formed by the unobstructed sand body but without oil and water migration in SZ Oilfield

（3）局部通畅类剩余油水平井挖潜实践

对于受单砂体内部侧积夹层分割控制形成的局部通畅类剩余油，以未动用砂体总厚度大于4 m 作为部署界限，在局部通畅类剩余油富集区部署水平井进行挖潜。

如图13 所示，J22 井区发育一套内部侧积夹层稳定分布的单砂体，早期部署在单砂体底部的J23M井经过多年生产后，关停前含水92%，日产油5 m3，而受侧积夹层分割控制，单砂体上部局部通畅类剩余油富集，将J23M 井侧钻至该砂体顶部挖潜剩余油，实际生产显示，投产后含水2%，稳定日产油150 m3以上，取得了显著的挖潜效果。

图13 SZ 油田受侧积夹层主控的局部通畅类剩余油挖潜实例Fig.13 Examples of potential tapping of local unobstructed residual oil under the control of the lateral accumulation interlayer in SZ Oilfield

对于侧积夹层不发育的局部通畅类剩余油，以单砂体有效厚度大于6 m 作为界限，依据剩余油富集部位确定部署水平井位置，在单砂体顶部或底部部署水平井，开展剩余油挖潜实践。

如图14 所示，H16 井区中H9 井位于局部负向微构造位置，而H16井则处于局部正向微构造中心，受局部微构造影响，H9 井水淹严重，目前含水达92%，日产油8 m3，而H16 井注入水无法有效波及，其内部各单砂体顶部剩余油滞留，生产含水仅为60%，日产油25 m3，在H16 井附近部署的水平井F30H1 井挖潜微构造顶部剩余油，初期含水60%，日产油60 m3，取得了较好的生产效果。

图14 SZ 油田局部微构造主控的局部通畅类剩余油挖潜实例Fig.14 Examples of potential tapping of local unobstructed residual oil which is under the control of the local micro-structure in SZ Oilfield

如图15 所示，C54 井区1-2 单层厚度为8 m 且单砂体内部侧积夹层不发育，顶部局部通畅类剩余油富集，部署K21H 井挖潜单砂体顶部剩余油，该井初期投产含水24%，初期日产达100 m3左右，有效动用了顶部滞留剩余油，后期含水逐步上升，有效注采逐步建立，单砂体注采状况得以明显改善。

4.3.2 注采完善类剩余油水平井挖潜实践

注采完善类单砂体在目前井网条件下已经被注入水全面波及，即便后期不再进行调整，其内部的剩余油也将继续被动用，但随注入水不断冲刷，储层内部结构发生变化，储层物性不断变好，容易形成优势渗流通道，加剧层间干扰，其他层剩余油难以被有效动用。对于纵向上主力层较为突出的井组，可以采用水平井对注采完善类剩余油进行单独开发，形成定向井与水平井相结合的局部细分层系井网，降低层间干扰。

如图16 所示，G19 井区纵向上3-1 单层厚度最大，约为6 m，物性最好，渗透率为3 254 mD，其他层整体物性较差，渗透率分布在350∼800 mD，层间级差为9.5，3-1 单层为明显的优势层，该单砂体目前已经整段强水淹，但平均驱油效率仅为25%，测井解释含油饱和度60%，其内部仍具有剩余油潜力。部署E37H 井单独开发3-1 单层，其他层采用定向井开发，投产后G19 井其他层被有效动用，含水明显下降，日产油由20 m3增加至40 m3，同时，周边注水井在对应防砂段增大配注量，E37H井以近400 m3/d 大液量生产，日产油40 m3，挖潜效果显著。

图16 SZ 油田注采完善类剩余油挖潜实例Fig.16 Examples of potential tapping of unobstructed residual oil in SZ Oilfield

5 结论

（1）基于储层构型研究，结合调整井水淹资料及生产动态验证，按照注采连通性将SZ 油田井间单砂体总结为不连通类、连而不通类（弱连通）及注采连通类等3 种类型，其中，注采连通类单砂体又可以细分为局部通畅类、注采完善类等两种类型。

（2）进入高含水期，油田整体表现为高含水，但实际只是平面上某些注采方向、纵向某些小层、单砂体甚至某些增生体高含水，注入水在这些部位低效或无效循环，而大量剩余油仍滞留在注采不完善区域，剩余油直接受控于单砂体注采完善程度，基于此，依据不同注采完善程度将剩余油分布模式总结为注采不完善未动用剩余油和注采完善已动用剩余油两大类，其中，未动用剩余油包括井间不连通类、连而不通类及通而不畅类等3 种类型，已动用剩余油包括局部通畅类及注采完善类两种类型。

（3）渤海SZ 油田制定了“平面分区、纵向分层，立体调整”的整体调整思路，依据剩余油平面分布规模以及纵向分布模式，先采用油水井排间加密定向井动用不连通类剩余油、细分层系动用通而不畅类剩余油等方式优先动用纵向多层分布、平面集中富集的剩余油，而后利用水平井挖潜零散分布的剩余油，开展了海上油田规则井网下定向井、水平井以及细分层系等多种手段相结合的不规则定向挖潜实践，矿场应用效果良好，有效提高了油田整体采收率。