特高含水期厚油层挖潜技术
锦16块(兴)特高含水期剩余油挖潜技术及对策
锦16块（兴）特高含水期剩余油挖潜技术及对策锦16块兴隆台油层经过多年的注水开发，已进入“双高期”开发阶段，剩余油平面和纵向上分布极其复杂，在锦16块兴隆台油层油藏地质特征及剩余油分布规律研究认识基础上，针对区块油井井况差造成的部分井区井网难以调整、井网欠完善等问题，运用油藏精细描述，油藏工程等方法，对区块实施新井部署可行性进行了研究，部署化学驱新井完善井网，通过“二三结合”配套挖潜技术的赢输，适时转变开发方式，实现了老区块的特高含水期的持续稳产，进一步提高了断块开发水平，形成了锦16块特高含水期的挖潜配套技术，值得推广和借鉴。
标签：VSP;剩余油;特高含水期;射孔方式;一、油藏基本情况锦16块构造上位于辽河裂谷盆地西斜坡南部，欢喜岭油田中部，南临鸳鸯沟向斜，东隔鲕滩与欢26块相望，为一北东向长条状南倾分布的断鼻状构造。
1993年锦16块兴隆台油层整体上报探明原油地质储量3796×104t，含油面积5.5km2，有效厚度39.9m。
其中锦采部分原油地质储量2523×104t，含油面积3.92km2，有效厚度39.2m，是我厂最大的稀油区块，占我厂稀油产量的73.5%。
二、特高含水期高效调整部署研究1、微构造落实利用VSP测井能够弥补现有三维地震资料分辨率的不足，落实区块内部井间小断层准确位置，验证区块内部疑似小断层的技术优势。
利用8口井的VSP 测井，来落实锦16块内各个VSP观测方向上的构造变化、断层的准确位置。
其中锦2-丙5-236和锦2-6-2416井做了零偏，准确建立地质层位和地震层位的关系。
2、剩余油分布规律研究锦16块目前处于高含水、高采出程度的双高期，剩余油分布极其零散，利用近几年新井测井资料、钻井取心资料、生产测井以及油井生产动态分析，对平面及纵向剩余油进行了深入研究。
平面上通过建立骨架剖面，利用取心井确定的含油性与电性关系，结合测井二次解释结果，由点及线、由线及面，从而确定平面上各小层剩余油分布状况。
特高含水期层状底水油藏经济挖潜技术
282020年第 2 期以桩西长堤油田馆陶组下段为例，针对特高含水期薄层底水油藏，采出程度不高、含水上升快的问题，在精细地质研究的基础上，结合测井资料和生产动态资料，表明油藏纵向上各小层剩余油分布差异大，局部未动用。
通过复算储量，并将油藏按动难易程度划分为一、二类，有针对提出剩余油挖潜方法。
通过交替开采、细分层系、扶长停井等方法，水驱效果大 a.小断鼻微构造 b.鞍形微构造为提高，取得了较好的增产效果和经济效图2 微构造示意图益。
微型构造是指在断块区构造背景上砂体的微细起伏变化。
其成因可分两个方油田开发中，最重要的开发方式是水面：一是受沉积环境、差异压实和古地形[1-3]驱。
在胜利油区，水驱开发储量占总储等的影响，例如①河流下切作用在砂层底量的81.9%，但目前，已进入特高含水开发面形成下凹；②在砂层厚度如沙坝核心，阶段的石油地质储量占总储量的47.3%。
对或砂体叠加，四周泥岩因差异压实作用使于层状底水油藏，能量充足，但是含水上砂层相对上凸；③受古地形影响砂层上倾升较快，持续稳产压力大，剩余油的影响尖灭形成砂层上抬。
二是受构造作用力的[4-6]因素和分布特征较为复杂。
在特高含水影响，在沿断层下降盘常出现小断鼻、小阶段，受到研究手段缺乏，研究精度、深断沟等微型构造，断层与断层相交形成的度不够的影响，准确认识和描述难度剩余断层墙角式微型构造。
[7-9]油分布的难度很大。
因此，迫切需要对微型构造分为两类（图2）：①小断鼻层状底水油藏水驱开发潜力再认识，搞清微型构造：砂岩上倾方向被断层切割所形剩余油分布规律，提出切实可行的开发对成构造高点。
②鞍形负向微型构造：砂层策，保持稳产、提高采收率。
顶面或底面相对下凹形成的微型构造1 研究区概况对于地层平缓（倾角在1°~3°）的层长堤油田位于济阳坳陷沾化凹陷东北状底水油藏，含油面积大，含油高度低，部位（图1），区内主要发育近南北走向的微型构造对油气聚集具有重要作用，正向长堤断层。
特高含水期油藏精细管理方法
质砂岩油田。
大庆油田历经60余年的开发，始终以高水平、高效益为目标；以解决“层间、层内、平面”问题为核心，在持续的实践与探索中，形成了完善的油田开采理论以及与之相匹配的开采技术。
特高含水期油田的储采严重失衡，剩余油严重分散，液油比迅速上升，挖潜难度极大。
因此，应以“控含水、控递减、提高采收率、提高难采储量动用程度”作为精细管理的最终目标。
以大庆长垣油田为例，储层的非均质特点对最终的油田开发效果产生重要影响。
上世纪末，喇萨杏油田通过全面的地质调查，采用垂直上细分沉积单元、平面上细分沉积微相的方式，构建了大庆长远油田的砂体沉积模式，并创立了“模式绘图法”，得到了大范围的实践应用。
步入21世纪后，无论是三次采油力度还是综合调整的力度都有了显著提升，调整对象也从层间逐渐转向了层内，厚油层底部的低效、无效循环和顶部的剩余油共存[2]。
在这种情况下，如果只认识到河道砂体的非均质特点已经无法满足开采需求，因此开始倾向于河道类型划分、层次划分等河道砂体的非均质性描述的研究。
比如，关于曲流河型砂体的研究，分别从复合河道砂体识别、单一河道的识别、单一点坝、点坝内侧积体与侧积夹层识别、内部构型的三维地质建模五个方面进行研究，加深了对曲流河型砂体平面和层内的非均质性特点的认知。
当油田的采收进入中后期，油水比会越来越高，粘结度也会发生很大变化，从而给注水开采带来困难。
该时期的油藏特点决定了无水采油的时间非常短，采收过程中几乎不可能是成片的油藏。
见水之后，油藏的含水率会迅速上升，然后便会呈现高含水、特高含水现象。
为了提高有产量，往往会采用强注强采的方法，从而在短时间内获得满意的采收率，而且并不会立刻产生其他不良影响。
但实际情况却是，地下油水的分布已然发生了翻天覆地的改变，水油比越来越大，给后期开发、开采造成很大阻碍。
如果仍然用早期的油藏来描述这一阶段的油藏特点，显然无法达到开采要求，所以要针对特高含水期油藏的具体特征来构建剩余油的预测模型，利用精细化系统模型分析剩0 引言我国的油藏管理的研究开始于20世纪90年代中期，阎存章、杜志敏、张朝琛等学者先后在江苏、胜利、中原等老油田进行了实践调查与研究。
特高含水油藏开发后期剩余油精准挖潜技术
第6卷第1期 2019年2月非常规油气U N C O N V E N T O N A L O IL0G A SV ol.6No. 1Feb. 2019特高含水油藏开发后期剩余油精准挖潜技术李石权，范莉红，邓彩云，任瑞峰，魏祥华，卢旭宁"中国石化中原油田分公司采油一厂，河南濮阳457001)摘要：油藏进入特高含水期，剩余油储量及分布复杂，挖潜难度大。
为改善水驱开发效果、提高采收率，本文以文中油田“老三块”为例，采用油水两相相对渗透率曲线法核算了剩余油储量，并在精细地质研究的基础上，结合测井二次解释结果和生产动态资料，以砂体储能系数、地层系数以及流动带指数等为指标，将油藏划分为一、二、三类。
通过分析不同类型油藏的剩余油分布潜力，提出了不同类型油藏的剩余油挖潜方法。
研究结果表明“老三块”油藏剩余油潜力较大，呈现出“普遍存在，局部富集”的基本特征，纵向上各小层剩余油分布差异大。
利用该方法对文中油田“老三块”剩余油进行了挖潜，水驱效果大大提高，取得了较好的增产效果和经济效益。
关键词：特高含水；二次解释；剩余油；深度水驱；采收率中图分类号：TE357 文献标识码：APrecise Drilling Technology for Residual Oil in the Later Stageof Development of Extra-high Water-cut ReservoirLi Shiquan, FanLihong, DengCaiyun, Ren Ruifeng, Wei Xianghua, Lu Xuning(Zhongyuan O ilfield. Com pany N o. 1 Production P la n t, Sinopec, P u yan g, H enan,457001, China)Abstract：Three block reservoirs of W enzhong oilfield get into the ultra-high w ater cut developm ent stage, oil reserves and d istribution characteristics became very com plex, and the ability of stable production was difficulty.T hen the remaining oil r eserves were calculated by the m ethod of w ater drive characteristic curve and oi--water relative perm eability curve, through analysis the results of secondary logging interpretation and production dynamic data ,has been clear about the distribution of the rem aining oil. T he study results showed that the rem aining oil potential of old three blocks reservoir was larger, dem onstrated the ^U niversal existence and local enrichment+ of the basic characteristics, the distribution of rem aining oil was different in the longitudinal direction. In the field of practice,proposed the corresponding m ethods and measures to improve oil recovery according the classified reservoir, and hasachieved good results and economic benefits.Key words：ultra-high w ater；secondary logging interpretation；remaining o il；advanced w ater flooding；recovery文中油田“老三块”位于东濮凹陷中央隆起带 文留构造中部，包括油藏特征相近、构造上相对独 立的文10、文15以及文25东3个区块，属中渗复 杂断块油藏[1]，石油地质储量为2 083 X104t，标定采收率 48. 18],可采储量 1 003. 59 X104t。
探讨特高含水期水驱剩余油挖潜技术
探讨特高含水期水驱剩余油挖潜技术摘要：截止2007年年底，喇嘛甸地区的油田开始到达特高含水期。
自此之后，油井数目不断减少，油井产量也逐年降低。
其中，产量在两吨以下的低效能油井将近四百口，这种情况极大限制了油田后期的开发利用。
油田的产油目标难以实现，预期的经济效益自然难以获得。
本文从油层状况和储层内部分布研究等方面分析，了解油层剩余油的动用状况，采取措施，利用压裂、补孔等技术措施挖掘剩余油，提高低产油井的生产能力。
关键词：剩余油含水期情况措施喇嘛甸地区诸油井自从到达特高含水期之后，各种油层的性质随其空间位置变化极大。
分析其主要变动原因是三大矛盾，由于无效循环，致使剩余油位置不集中，注采不平衡油井的剩余油和厚油层种类较少的韵律上部储量较多。
储油层结构理论和油层详细情况将作为研究的依据，获知油层剩余油的空间特性，利用压裂、补孔等手段挖掘低产井油层剩余油，深化储层利用，建立起喇嘛甸油田特有的低产井开发利用方案。
通过各种配套手段实现油井增产。
一、油层动用详情和未来发展方向1.厚油层剩余油原因以非均质为主喇嘛甸地区的萨2组油层是二类油层，主要形成因素是河流沉积，由于砂质沉淀，导致厚度较高，实施注水措施以后，油层的动用情况十分可观，水淹部分较多。
自二〇〇四年以后，两口新钻井和取心井水淹情况统计显示：萨葡油层业已实现全部水淹（洗）。
水淹部分以高中档为主，厚度比例均达到百分之八十五以上，最高可达百分之九十五；从水洗情况来看，高中档水洗占主要部分，厚度比例位于百分之七十五到百分之九十七之间，水洗油层在驱油率方面的平均值已达到百分之四十六。
厚油层内部砂体分布情况较为特殊，纵向互相交叉叠压，主要有正韵律和复合韵律砂体两种。
油层内空间分布情况较复杂，厚油层内部动用率均较低。
主要体现在单一韵律段，下部开采较为可观，上部开采情况不是很好。
所以，从上面情况看来，单一韵律段中，上部分剩余储油仍然丰富，可以当作深层挖潜的主要对象；单一韵律段下部，由于剩余油量相对较少，可以当作控制注采无效循环的主要对象。
喇嘛甸油田特高含水期厚油层挖潜工艺
０． ｅ ｅ ．Ｔｈｅ ｓ ｃ ｎｄ ｏｎ ｓｔ ｅ ｉ ｅ ｄｒ ｕｌｃ ｓｏ ｔｎｇ ｐ ｒｏｒ ｔｏ ｔ ｃ ｏｌ ｙ． Ｔ ｈｉ ｅ ｈｎ ｏｇ ｓ ｃ ｒ ｃ ｅ ｉｅ ｙ ｈｉ ｃ ｕ ａ ｙ ２ｍ ｔｒ ｅ ｏ ｅ ｉ ｈ ｎｎ ｒ ｈｙ ａ ｉ ｌｔ ｉ ｅ ｆ ａ ｉｎ ｅ ｈｎ ｏｇ ｓ ｔ ｃ ｏｌ ｙ ｉ ｈａ ａ ｔ ｒｚ ｄ ｂ ｇｈ ａ ｃ ｒ ｃ
Ｗ ａ ｇ Ｄｅ ｉ Ｚ ａ ｇ Ｊａ ｊ ｎ Ｇａ ｈｇ ｎ Ｙｕ Ｘｉｇ ｕ ２ Ｗａ ｇ Ｃｈ ａ ｎ ｘ ’ ｈ ｎ ｉｎ ｕ ２ ｏ Ｚ ｉａ ｇ ｎ ｈ ａ ｎ ｕｎ
（ ． ｃ ｏ ｌｏ ｅｇ ｓ ｕ ｃｓ ｈ ｎ ｉｅｓｔ ｆ Ｇｅｓ ｉｎ ｅ ，Ｂｅｊｎ ０ ０ ３，Ｃ ｎ １ Ｓ ｈ ｏ ｆ Ｅｎ ｒ ｙ Ｒｅｏ ｒｅ ，Ｃ ｉａ Ｕｎ ｖ ｒｉｙｏ ｏ ｃｅ ｃ ｓ ｉｉｇ １ ０ ８ ｈｉａ； ２ ｉ ｔ ｌＰｒｄｕ ｔｏ ａ ｔ ．Ｓ ｘ ｈＯｉ ｏ ｃｉｎ Ｐｌ ｎ ，Ｄａ ｉｇ Ｏｉｆｉｌ ｍｉｅ ｏ ａ ｙ，Ｄａ ｉｇ １ ３ ４，Ｃ ｎ ） ｑ ｎ ｌ ｅｄ Ｌｉ ｔｄ Ｃ ｍｐ ｎ ｑｎ ６ １ １ ｈｉａ
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高含水油田开发后期挖潜增储措施
高含水油田开发后期挖潜增储措施发布时间：2023-02-23T02:44:25.297Z 来源：《新型城镇化》2023年1期作者：古丽娜尔·达吾提[导读] 对于高含水油田而言，开发后期油藏内仍然存在剩余油的原因主要有两点，分别是地质原因和开发原因。
新疆油田公司采油二厂第一采油作业区地质组新疆 834000摘要：提高高含水油田剩余油采收率是一项世界性难题，处于开发后期的高含水油田具有综合含水率高、产量下降快的特点，永安镇油田作为一个开发了40年的油田，目前处于开发的中后期，开发的对象已经由早期的砂层组到如今的单砂层，虽然采油速度较高，但是仍有大量的剩余油不能采出，如何实施开发方案，调整注采井网以提高采收率是目前在油田开发中遇到的关键问题。
本文就此展开了论述，以供参阅。
关键词：高含水油田；开发后期；挖潜增储引言提高高含水油田剩余油采收率是一项世界性难题，处于开发后期的高含水油田具有含水率高、产量下降快的特点，近几年来，我国的油田开发行业得到了巨大的发展以及提升，目前，油田的开发已经由刚开始的砂层组发展到现在的单层砂，而且采油的速度也有了明显地提升，但尽管如此，仍然还是有很多的油不能够被完全采出，且随着注水开采的方法的不断使用，油水进行混合，导致剩余油的开采难度越来越大。
倘若这种现象不能够被很好地改善，这些油不能够被完全开采出来，将严重影响我国石油的产量以及石油企业的经济效益。
由此可见，探讨高含水油田开发后期挖潜增储措施的重要意义。
1高含水油田开发后期剩余油分布控制因素对于高含水油田而言，开发后期油藏内仍然存在剩余油的原因主要有两点，分别是地质原因和开发原因。
首先，在地质方面，地层内沉积相的基本特征将直接决定油藏内砂体的结构，同时，也将对储层的平面及空间分布产生影响，因此，沉积相特征会对地层内油气水三相的分布产生影响，最终影响剩余油的分布情况，一般来说，不同的沉积相特征所含有的剩余油存在较大的差别，同时，剩余油的开采及控制难度也存在较大差距；其次，在开发方面，目前原油开发主要采用的是注水开发方式，在向地层内注水的过程中，水相会与部分油相相混合，从而最终导致油藏内存在剩余油。
特高含水期控水挖潜方法研究
特高含水期控水挖潜方法研究摘要：针对油田A块进入特高含水期开发后，水驱无效注采循环日益突出、剩余油挖潜难度逐年增大的实际情况，在深入研究的基础上，通过厚油层层内细分注水、拓宽周期注水规模、精细堵水方案等措施，达到了控水挖潜的目的，使油田的自然递减率、含水上升率得到有效控制。
关键词：特高含水期；剩余油；液流方向；厚油层；精细地质Abstract: based on A piece of high water cut period into the oil field development, the water flooding invalid injection-production cycle increasingly, remaining oil redevelopment difficulty to the actual situation of has been increasing year by year, in the thorough study on the basis of the, through the thick layer of oil in the water, broaden the water cycle subdivision scale, fine water plugging scheme of measures to control the purpose of tap water, oil, water natural decline rate in lift control effectively.Keywords: high water cut period; The remaining oil; Fluid flow direction; Thick oil; Fine geologic油田A块于1994年投入开发，先后部署5套开发井网，目前总井数831口，其中采油井488口，注水井343口，注采井数比1：1.4，井网密度44.47口/km2。
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特高含水期厚油层挖潜技术
【摘要】目前萨尔图油田北部开发区x区块厚油层已经进入特高含水期，剩余油的分布愈来愈零散，针对这种情况，建立剩余油潜力评价数学模型，确定平均潜力值0.34为剩余油挖潜潜力区，划分3个潜力区域分别为a、b、c，平均潜力值为0.35、0.37和0.4。
对各个潜力区，分别实施了13种高含水期挖潜措施方案的预测，其中见效最好的是细分注水+调剖+反堵，其次是调剖+压裂、细分注水+调剖+反堵和调堵。
其中，潜力c区最具挖潜价值，且措施方案效果显著，易于挖潜。
潜力b区挖潜措施方案效果仅次于潜力c 区。
【关键词】高含水期剩余油分布剩余油挖潜数值模拟
1 区块概括与模型建立
x区块自1964年投入开发以来经历了三次综合注水开发调整，于1994年，主力油层葡萄花油藏逐渐开始进入特高含水采油阶段，含水已达到90%左右，部分井含水高达95%以上，采出程度却仅为30%左右。
2005年聚驱结束，目前已进入聚驱后时期，含水达到95%左右，已经进入特高含水期。
x区块位于萨尔图油田纯油区内，构造比较平缓。
原始地层压力11.343mpa，原始饱和压力9.83mpa，地层破裂压力13.3mpa，油层地下原油粘度9.3mpa·s。
聚合物开采层为葡i组油。
采用五点法面积井网，共布采出井55口，注入井51口，注采井数比1：1.08，注采相对完善。
利用数值模拟软件，把每个沉积单元均作为模拟层，
纵向上划分为6个模拟层，平面上以35米为步长划分成102×119个网格，网格数共计12138个，如图1所示。
2 聚驱后高含水期剩余油分布规律研究
在生产动态指标拟合符率达到95%以上基础上，对x区块聚驱后特高含水期剩余油分布规律进行研究。
总体上看，结合x区块剩余油分布综合研究，得到各单元剩余油及其平面分布规律如下：（1）中、高渗透的厚油层剩余油饱和度低，低渗、薄层聚驱动用较差，剩余油饱和度仍较高。
渗透率高、油层厚度大的x区块的pi3、pi2单元，采出程度高，剩余油饱和度较低；而pi1、pi4、pi5+6、pi7单元，采出程度低，剩余油饱和度较高。
（2）河道砂采出程度高，剩余油饱和度低，河间砂水驱动用状况较差，表外砂体水驱动用很少。
（式1）
因素评价矩阵r=[rij]n×m （0≤rij≤1），其中rij为第i个评价因素ui的单因素评判，它是模糊子集。
由权向量与模糊矩阵进行合成得到综合隶属度b，则通过模糊运算得
b=a○r
式中：b为综合评判结果；a为权重系数；r为单因素评价矩阵；○为模糊运算符。
依据综合评判结果b值将剩余油潜力分为4类：b≥0.5为优级剩余油富集区；0.3<b<0.5为良级剩余油富集区；0.1<b<0.3为中级
剩余油富集区；b≤0.1为差级剩余油富集区。
3.4 划分潜力区域
根据模糊综合评价原理及其方法，计算出pi组平均潜力值分布，并绘制出单井平均日产油量与潜力值关系。
可以看出，平均日产油量较高的井平均日产油量为3～11m3/ day，并且多分布在潜力值大于0.34的范围内。
综上，潜力值大于0.34的区域应划为潜力区。
对全区进行了剩余油挖潜潜力区域划分，全区剩余油挖潜潜力区域划分为3个潜力区域a、b、c，每个潜力区所对应的平均潜力分别为0.35、0.37及0.4。
4 剩余油潜力区挖潜技术研究
在划分潜力区域基础上，进行了13种常规水驱措施，利用eclipse 软件对13种方案预测，综合对比潜力c区的含水下降幅度和采出程度上升幅度除方案八压裂外，均大于潜力b和a区，且可见，十三种剩余油挖潜措施除压裂外，均在a区效果显著，其次是b区。
对比十四种措施方案，潜力a区含水下降幅度和采出程度上升幅度最大的是方案十四——细分注水+调剖+反堵，下降了5.25%，其次是方案十一细分注水+反堵，下降了4.91%。
含水下降幅度和采出程度上升幅度最小的是方案三分层配产，下降了2.62%，其次是方案八压裂，下降了2.68%。
潜力b区含水下降幅度和采出程度上升幅度最大的是方案十四细分注水+调剖+反堵，下降了4.94%，其次是方案十一细分注水+反堵，下降了4.60%。
含水下降幅度最小的是方案三分层配产，下降了2.3%，其次是方案八压裂，下降了3.19%。
5 结论
（1）建立剩余油潜力评价数学模型：b=a○r，计算出目标区块潜力值，并根据目前生产动态，确定平均潜力值大约0.34为剩余油挖潜潜力区，共划分了3个潜力区域，平均潜力值分别为0.35、0.37和0.4。
（2）针对各个潜力区，分别实施了13种高含水期挖潜措施方案的预测，其中在各个潜力区见效最好的是细分注水+调剖+反堵，其次是调剖+压裂、细分注水+调剖+反堵和调堵。
其中，潜力c区最具挖潜价值，且措施方案效果显著，易于挖潜。
潜力b区挖潜措施方案效果仅次于潜力c区。
参考文献
[1] 宋考平，宋洪才，吴文祥.油藏数值模拟理论基础[m].北京：石油工业出版社，l996：57
[2] 刘丽.聚驱后剩余油分布规律及挖潜措施[d].东北石油大学，2005（3）
[3] 王向公，周艳敏，黄文新等.模糊综合判别定性划分水淹层[j].测井技术，1999，23（1）：46-49。