剩余油挖潜技术研究与应用

油藏剩余油分布模式及挖潜对策油田在开发过程中，随着开采和运输的进行，后期油田能源减少现象逐渐发生，为了提高油田开发利用效率，采取挖掘防效率措施是必然的，在具体实施过程中，粗暴地打水压压裂、堵水、酸化等技术，提高油井的产量，降低综合含水率，通过科学合理的方法创造更大的经济效益，帮助油田实现长期稳定的发展。

本文基于油藏剩余油分布模式及挖潜对策展开论述。

标签：油藏剩余油;分布模式;挖潜对策引言随着我国石油市场的快速发展，国有企业和民营企业已经进入了国外石油市场。

国内许多油田有单井日产量减少、水分增加、原油单井产量明显减少的趋势，但仍有水库内50%以上的可恢复储量，合理有效的剩余石油开采是各油田的工作重点。

1剩余油分布模式根据对韩·达·马里先生（1995年）和刘·凯·泰先生（2000年）水库剩余油形成和分布的研究，总结了总剩余油在水库内分布的情况。

油田堵水期间剩下的油主要用以下几种方法留在水库里[2-3]：砂体边缘区域：水库砂体都是不规则的大砂体，如有边缘且未被屏蔽分割的采石区域形成的油区。

浸水残留区域：由于水池的异质性，水库“用舌头”泛滥，形成残留区域，或有不这样的区域，这种区域一般是水性下降或表外膜。

井网缺失区：水库砂体井网分布控制有限，因断层而难以控制井网的部分形成了停滞区。

因为注射采矿系统的不完全或井之间的分流线部分也形成了停滞区域。

结构死角带：储层结构由断层和微结构起伏形成的高部位和叠层储层的上部砂体形成停滞区。

其他停滞地区：由于杨云律油层的上层物理特性大不相同，上层仍有原油。

层内及层间低渗透分离子宁的存在导致注入水未传播区。

2剩余油分布的主要特征剩余石油的分布以平面形式主要以窄带或孤岛形式分布，分布区域主要位于断层角区、大断层区、岩性变化区等。

另外，剩余油分布在低渗透层，低渗透层物理特性不好，给开发带来了困难。

剩余油分布特征一般可分为连续片状剩余油和分散剩余油两类。

外围油田从“骨头缝儿”里“剔肉”外围低渗透油田如何有效运用、保持合理的产量水平？如何经济有效地运用起这个低渗透、薄互层、低丰度、低效益储量？这是大庆油田长期稳产一直面临的难题之一。

面对挑战，外围各采油厂敢于担当，勇挑重担，始终坚持“没有效益的产量一吨也不要，没有效益的井一口也不打”，精细开发管理，全员地下分析，刻苦攻关，挑战极限，成为大庆油田持续稳产的生力军。

原油稳产4000万吨，纵然需要长垣老区发挥支柱作用，但是也离不开采油七厂、头台、榆树林等外围油田的贡献。

它们有的年产100多万吨，有的只有30多万吨，可也是实现4000万吨稳产的有力保障。

与大庆长垣动辄就是二三十米的肥油层相比，外围油田很多油层只有20公分，就像骨头里有一点点肉。

但为了油田稳产、可持续发展，外围各采油厂在这儿的骨缝里往外剔肉，成绩挺喜人：目前年产量能达到600万吨，今年一季度，更是“剔”出了135.96万吨油，占油田总产量的13%多。

外围开发难！核心提示：储量动用难、保持稳产难、生产管理难、投资成本控制难的“四难”问题，使外围“三低”油田开发难上加难。

在长垣老区的东西两边，有许多大小不一的油田，它们就是外围油田。

采油七厂的葡萄花油田、采油八厂的宋芳屯、升平、永乐油田，采油九厂的龙虎泡油田，采油十厂的朝阳沟油田，以及榆树林油田、头台油田等等，都在这儿。

它们有一个共同的特性，属于低产、低渗透、低丰度的“三低”油田，其中有的还是断陷多而复杂的地貌，开采难度大，分布零散，开发工作要解决的都是世界级难题。

有人曾形象地比喻：“主力采油厂采油是以吨为计量单位，而外围采油厂是以斤为计量单位的，就好比从骨缝里一点一点地往外剔肉。

”可想而知，“三低”油藏的开发是多么艰难。

那“三低”油藏的开发到底难在哪？难在低效难采储量动用上。

外围低渗透油田难采储量储量基数大、动用难，一直是困扰外围各采油厂的一块“心病”。

油田勘探开发研究院总地质师黄薇在接受《中国经济周刊》采访时曾这样说：“大庆周边的油越来越难找了。

高含水后期剩余油挖潜研究摘要：近年来，由于大规模的勘探开发和强注强采，各大油田已近入高含水开发后期。

油藏开发中存在一系列问题，怎么样提高采收率成了首要任务。

本文主要从三个方面入手，介绍了高含水开发后期提高采收率的方法。

1. 实施事故井的大修恢复，完善二三类注采井网；2.建立高效的注水开发方式；3.开展二氧化碳驱油技术，提高采收率关键词：高含水；采收率；周期注水；二氧化碳驱近年来，由于大规模的勘探开发和强注强采，各大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]。

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[3]。

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 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。

剩余油配套挖潜技术在油藏开发后期的应用与研究锦91块是典型的边底水稠油油藏。

目前采出程度高、地层压力低、边底水与断层水水侵严重及油井井况复杂，造成开发后期剩余油挖潜难度加大、区块产量递减加速，开发效果日益变差。

为了提高剩余油挖潜力度，减缓产量递减速度，提高油田开发效果，亟需对断块进行精细研究，通过利用新井、侧钻井的电测解释结果、环空产液剖面测试、高温四参数吸汽剖面等监测资料，结合动态分析，开展水侵规律及剩余油分布规律的研究，从而有效地实施剩余油配套挖潜技术，达到提高了储层动用程度、减缓了断块递减速度、改善开发效果的目的。

标签：水侵规律；配套挖潜技术；大位移侧钻技術1 地质概况锦91块地处凌海市大有地区，其构造上处于辽河断陷西部凹陷西斜坡欢喜岭油田单斜构造的第二断阶带上，是锦45断块的四级断块。

开发目的层为沙一、二段的于楼油层和兴隆台油层，构造面积5.02 Km2，含油面积4.05 Km2，原油地质储量2287×104 t，属边底水稠油油藏。

2 开发历程及开发现状锦91块自1984年10月蒸汽吞吐开发以来，其历程可分为三个阶段：（1）1984.10—1986.6为蒸汽吞吐试验阶段；（2）1986.7—1991.8为全面蒸汽吞吐开发阶段；（3）1991.9—目前为加密、完善井网综合调整阶段。

3 水侵规律及剩余油潜力情况的认识受沉积及构造控制，锦91块水侵主要是以指形、线形优先侵入采出程度相对较高、压降梯度较大的高渗油层，指进方向基本与沉积主流方向一致。

锦91块水侵有南北两个方向，南部是边水，北部是断层通道水，两者共同作用，形成东部水侵重、西部水侵轻，南部水侵重、北部水侵轻的总体格局。

经老井与新井和侧钻井电测解释水淹情况相比较及水侵量计算后，平面上是老井相对水侵较重，回采水率平均高达300%左右，而新井及新侧钻井高压区范围较小，油层动用较少，水侵相对较轻，回采水率在50-100%之间，但压力下降较快，采1-2个周期后很容易见水，从而形成早期水侵成条带状、晚期水侵连成片。

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。

油田高含水期剩余油精准挖潜技术分析我国大部分油田均是陆相沉积型油田，而且油田的平面、储层内和储层间的渗透率改变情况均比较大。

由于油田主要是采取注水方式进行开发，随着开发工作的不断推进，油田的开采也会逐步进入高含水期，而高含水期剩余油的分布也会变得越来越复杂，这样便会增加挖潜油田的难度。

为此，本文首先对油田高含水期剩余油的分布特征和影响因素进行了分析，接着对其挖潜对策进行了探讨，以期为提高油田的开采潜力及效率提供一些参考依据。

标签：高含水;剩余油;精准挖潜;技术分析1.油田高含水期剩余油分布特征及影响因素1.1油田高含水期剩余油分布特征（1）片状剩余油。

片状剩余油是指在注水的过程中，由于水没有驱入，造成剩余油残留于模型的边角位置，进而产生的剩余油。

片状剩余油主要包括两种，一是簇状剩余油;二是连片剩余油，所谓的簇状剩余油指的是四周环绕着较大孔道的小喉道中的剩余油，事实上簇状剩余油属于水淹区内的小范围剩余油块，是注水绕流于空隙中而产生的。

（2）分散型剩余油。

所谓的分散型剩余油，指孔隙占用较少的剩余油，其主要包括两种：一是孤岛状剩余油;二是柱状剩余油。

其中，孤岛状剩余油属于一种亲水孔隙结构的石油，其主要是通过水驱油而逐步形成的，注水顺着亲水岩壁表面的水膜进入，在没有彻底驱完之前，注水已蔓延至喉道，阻止了油的流动，随着孔隙中油滴的不断增多、孔隙不断增大，从而逐步形成了孤岛状剩余油。

而柱状剩余油主要分布在喉道位置，且喉道大部分是由孔隙相连而形成的，且较为细长。

1.2剩余油分布影响因素（1）地质因素。

砂岩的空间分布、碎屑岩的沉积韵律特点、储层的非均质性、沉积层理种类、薄夹层分布以及沉积微相展布等地质因素均取决于沉积条件。

其中，小断层、沉积微上以及储层的非均质性等是影响剩余油的主要原因。

同时，随着构造运动的不断进行，其所形成的裂缝、断层及不整合面也会在一定程度上影响油水的运动，进而对剩余油的分布产生影响。

①断层构造与油层微构造给剩余油分布造成的影响。

高含水期低渗透SP油田剩余油精细挖潜技术研究摘要：本文主要讨论高含水期的低渗透SP油田在结合区块储层特征和开发特点基础上，对油层单砂体进行精细描述，按含水分布特征分为四类区块，对不同提出了针对性地治理措施，同时介绍了剩余油挖潜技术的一些新工艺和新技术，确定了含水期低渗透SP油田挖潜开采技术发展方向。

达到有效动用低渗透SP油田的目的。

关键词：高含水期剩余油精细描述覆膜砂压裂水力喷射打孔SP油田于1987年投入开发，至2011年底已开发23年。

采出地质储量16.71%，综合含水65.71%进入中高期含水阶段。

目前开发存在着“三高三低”的矛盾：低产井比例较高，为61.3%；长关井比例较高，为37%；老井自然递减率较高，为16.2%；采油速度低，只有0.45%；采出程度低，只有16.11%。

因此通过精细油藏描述，对砂体逐一解剖研究其与相邻油层的连通关系，定量的对油层的剩余油进行精细研究，从而更有针对性提出不同的剩余油分布类型及相应挖潜措施。

一、SP油田剩余油挖潜思路1.精细地质描述，分析挖潜方向要搞清楚剩余油分布，必须首先分析目前地下油层储量的动用情况。

我们利用现有地质开发资料，以单砂体为单位，把每个单砂体作为独立开发油藏，逐一解剖，研究其与相邻油层连通关系，并计算出单井、单层以及单砂体的采出程度，剩余油、水驱控制程度、水线推进距离、水淹角、从而全面掌握剩余油分布，提出下步挖潜方向。

2.搞清剩余油分布，确定挖潜方向，制定治理对策将整个SP油田依据产量、含水分布特征分为四类区块：低产液低含水区、低产液高含水区、高产液低含水区、高产液高含水区。

针对不同区块，采取不同治理对策。

二、SP油田剩余油挖潜应用技术1.精细注入技术，为提高油井采收率提供驱替能量SP油田目前含水>60%的油井占总开井数的54.2%，低效及无效循环较严重，层间及层内不同部位动用差异较大，常规调整控制油田递减难度较大，为此，在前期精细油藏描述和合理剩余油挖潜策略的基础上，针对不同井况，不同注采关系采用常规酸、压裂、补孔和动凝胶浅调剖技术分类实施。

油田高含水期剩余油精细挖潜方法研究【摘要】注水油田进入高含水期，剩余油分布复杂，挖潜难度大，为提高水驱采收率，提出了将研究单元细化到油砂体的剩余油精细挖潜方法。

在精细地质研究的基础上，结合生产动态数据和测试资料，根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征，将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水+边水驱、边水驱和未动用等类型，详细解剖不同类型油砂体的动用情况，分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力，提出了不同类型油砂体的剩余油挖潜方法。

利用该方法对注水油田的剩余油进行了挖潜，水驱效果大大提高。

研究表明，以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高注水油田高含水期的开发效果，为剩余油的挖潜提供了新的思路。

【关键词】挖潜油气藏高含水期油砂体剩余油油藏具有断层多，构造复杂，含油面积小等特点；沉积类型复杂、砂体横向分布稳定性差；纵向油层埋深差异大，分布井段长；油水关系复杂，以多套油水系统为主；储层物性较差、非均质性严重。

受地质、开发等多种因素的影响，注水油田进入高含水采油阶段时间较早。

注水油田进入高含水开发阶段，地下剩余油分布十分零散和复杂，挖潜难度大。

目前，针对注水油田高含水期剩余油分布规律及挖潜技术进行了大量研究，但大部分都是针对油田、区块、层系或井组进行的剩余油整体分析和整体挖潜。

难以适应高度分散的剩余油挖潜的需要，且工作量大。

通过研究单元细化到油砂体，分析不同类型油砂体的剩余油分布模式，提出了不同类型油砂体的剩余油精细挖潜方法，提高了注水油田高含水期的开发效果，节约了开发成本。

1 剩余油精细挖潜技术注水油田进入高含水期后，存在储量动用不均衡，层间矛盾和平面矛盾更加突出、措施效果差、剩余油分布更加零散等问题。

对进入高含水期的注水油田，研究纵向和横向上的剩余油分布特点和规律，准确确定剩余油储量和相对富集部位，是油田进行开发调整、挖潜增产、稳油控水及三次采油提高采收率的基础。

为准确确定剩余油分布，从油砂体出发，提出了不同类型油砂体的剩余油精细描述和精细挖潜方法。