剩余油挖潜技术研究与应用

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油藏剩余油分布模式及挖潜对策

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。

稠油剩余油影响因素及相关挖潜技术

近年来，针对单６油藏水淹加块高，目前剩 Nhomakorabea余油
剧、常规蒸汽吞吐开发方式效果差等主饱和度相对低；要『题，精雕细刻，总结出了剩余油分河道边缘、漫溢口】布特点。通过新钻井、老井侧钻、深度等微相砂岩厚度剖、注氮气等措施挖潜，有效地控制小，孔渗性差，差，油井产量低，形成剩余油富集区。如单１１２
在地层条件下渗流能力差，没有油井
控制的区域油层无法动用，形成剩余油富集区。例如单６块边部由于油层厚度
薄，构造位置低，原始井网不完善；套
管损坏井区动态井不完善，目前剩余油富集。单６块馆陶组南部试验区采出程度高，油井含水率一般在９％左右，０但其南部构造低部位无井控制，２）０（０
测、钻密闭取心井、常规油藏工程分析等手段综合研究表明，单６块稠油油藏
多轮次吞吐后仍存在较富集的剩余油，
性较差的中、低渗透段。单６油层原块始状态下含油饱和度与渗透率呈正相关，多轮次吞吐以后完钻的新井，｛由层部位含ｔ饱和度与渗透率仍为正相由关，但中、低渗透带驱油效率低，剩余油饱和度高。单６检ｌ一井密闭取心资４．％，平均剩余油饱和度只有３％；４２６０
井位于馆陶组主
了区块递减，提高了采收率，改善了油储层吸汽能力藏开发效果。
单６主要稠油层系为馆陶组、东块营组和沙一段。５）（ ℃时地面脱气原油粘

高含水后期剩余油挖潜

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

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

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

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。

剩余油挖潜技术研究与应用PPT课件

常用挖潜技术
水平井技术油井转注老井侧钻
聚合物驱油新技术
堵水调剖细分层细不稳定注水优化井网密度
分支井技术微生物驱油微球调剖智能井膨胀管建井
.
大庆油田公司采油工程研究9院
三、主要调研内容
2、剩余油挖潜技术
1）分层采油技术挖潜剩余油 2）细分注入技术挖潜剩余油 3）化学调剖技术挖潜剩余油 4）油井选择性堵水 5）水平井技术挖潜剩余油
.
大庆油田公司采油工程1研2 究院
三、主要调研内容
1）分层采油技术挖潜剩余油
可调配产器
可通过地面打压调整井下配产器的油嘴，实现对地层产液量的可调控制。用于没有准确找水资料的油井高含水、高产液层的配产，生产过程中可以根据油层供液情况，放大或缩小油嘴。
.
大庆油田公司采油工程1研3 究院
三、主要调研内容
7.1
2.9
1.4
0
有注无采有采无注无注无采
断层附近局部变差
夹层
砂体规模小河道边部
有注无采有采无注无注无采
断层变差夹层窄小河道边部
不同类型剩余油百分数
.
大庆油田公司采油工程研究8院
三、主要调研内容
2、剩余油挖潜技术
根据各种油田类型的地质特点，国内外研究出多种有效的改善油藏性质、挖潜剩余油的技术，均取得了良好的经济效益。
.
大庆油田公司采油工程研究27院
.
28
.
大庆油田公司采油工程2研0 究院
三、主要调研内容
3）化学调剖技术挖潜剩余油
组分：
含油污泥深部调剖技术
优点：
水、泥质、胶质沥青和蜡质
抗盐、抗高温、抗剪切性能良好，便于大剂量调剖挤注价格低、调剖效果好；还能够解决含油污泥外排问题降低环境污染和含油污泥固化费用

油田高含水期剩余油精细挖潜方法研究

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。

剩余油测井方法及应用

潜力层3 H3Ⅱ51
虽然厚度薄，但C/O高， C/O与Ca/Si比曲线重叠后幅度差很大，且与上部强水淹层间有岩性夹层，建议封堵IV1后优先补孔551号层，该层投产后初产油
1吨，水13方,含水93.2%，
稳产达到日产油3吨,水 28.9方,含水90.7%，增油1.8吨，见到较好效果。
碳氧比测井的应用
从图中看出38、39、42号层测量 C/O明显减小，与Ca/Si比曲线重叠后幅度差很小，说明地层含油饱和度降低，蒸汽吞吐生产效果较好。33、34号层测量C/O较高，与Ca/Si比曲线重叠后幅度差很大，
说明地层较好计算含油饱和度达
60%以上，是一套可利用的上返层。射开33、34小层，日产油 3.4吨，水1.4方，含水30% 。
剩余油测井方法及应用
彭燕明
2011年4月
剩余油测井方法及应用
利用油和水的特性的差异，用测井资料评价孔隙空间剩余油饱和度，是油藏动态监测的一项重要工作。大
家知道，油和水的导电特性相差悬殊，电阻率测井是评
价剩余油饱和度的最佳方法之一。但是，由于套管的屏蔽作用，因此在套管生产井中无法用电阻率测井评价剩余油饱和度。目前，在套管井中常用的剩余油饱和度监测方法主要有：碳氧比测井中子寿命测井
72、73号层合投日产油1.5吨，日产水8方
57、58号层合投日产油18吨，日产水41.5方
泥岩含碳、骨架中含钙
碳氧比测井的应用
三、指导老井堵水、调层
楼365井RMT测井资料解释的H3Ⅲ8油组 194.8197.8米井段，孔隙度37%，同一储层的底部C/O比曲线值下降明显，与岩性曲线重叠后重叠面积小，底部含水，解释为油水同层，射孔后日产油1.7吨，水22.1方。而该井的另一层H3Ⅲ6 油组180.2-186.8米井段， RMT测井资料解释的孔隙度 35%， C/O比曲线型态饱满，与岩性曲线重叠后重叠面积大，为好油层特征，RMT 资料解释为油层，射孔后日产油22.1吨，水4.7方。

超前注水在冷35块剩余油挖潜中的探究与应用

超前注水在冷35块剩余油挖潜中的探究与应用二○一七年十月目录1 地质概况 (1)2 注水开发中存在的主要问题 (1)3 超前注水的研究与应用 (2)4 实施效果评价 (3)5 结论及认识 (4)1 地质概况冷35块含油面积3.5 km2，地质储量319×104t，含油目的层S3，油藏埋深2500-3400m 重力流沉积构造岩性油藏，主要地质特征有：油层埋藏深、含油井段长；重力流沉积，非均质性强，储层物性差，渗透率低，储层敏感性强。

油品为稀油，地面20℃时原油密度为0.8851 g/cm3；50℃时原油粘度为20.55 mPa·s；凝固点23.08℃；含蜡平均7.82%；胶质+沥青质13.23～0.46 %。

地层水水型为NaHCO3型，地层水矿化度平均总矿化度为5771 mg/L，储层敏感性表现为强水敏，中等偏强碱敏，弱酸敏。

截止到2016年12月，共有油井41口，开井25口，日产油25t，采油速度0.36，采出程度17.7%。

注水井总井18口，开井10口，日注水量150m3/d，累注水106.3×104m3，累计注采比0.92、注水开发中存在的主要问题：1.非均质性强，纵向层间矛盾突出，水驱动用程度低。

2.储层低渗，含水上升快，采油速度低。

3.受构造影响，砂体规模小，连通性差，注水井与油井间难以建立有效驱替压差。

4. 储层生产压差小，启动压力梯度大，注入水波及体积小。

5.区块主要产量今年来自于老井，措施井产量低，措施效果差。

3超前注水的研究与应用3.1超前注水概念超前注水就是针对低渗透油藏进行先期注水补充地层压力的一种注水开发方式。

通过超前注水开发，可以有效保证注水开发中的地层压力，防止原油脱气，最大限度的保证原油渗流通道畅通，最大限度的提高注水波及体积及系数，最终提高采收率。

3.2超前注水机理①降低启动压力梯度。

超前注水对启动压力梯度主要作用有：通过超前注水提高储层压力后，油层渗透率和微裂缝系统渗透率增大。

复杂断块剩余油挖潜技术研究

复杂断块剩余油挖潜技术研究1. 引言1.1 研究背景研究背景部分重点探讨了当前石油资源日益减少的情况，以及剩余油资源中的复杂断块挖潜难度和挑战。

在传统的油田开发中，常规的注水和压裂技术已经无法有效开采深层和复杂地层中的剩余油，因此需要研究和开发新的复杂断块剩余油挖潜技术。

复杂断块剩余油挖潜技术的研究背景也涉及到石油资源的可持续利用和环境保护等方面。

随着全球对能源可持续发展的要求越来越高，如何有效地开采剩余油资源并减少对环境的影响是当前石油勘探开发领域亟需解决的问题。

研究背景部分旨在介绍当前石油资源面临的挑战和问题，以及复杂断块剩余油挖潜技术研究的重要性和必要性。

通过深入研究和探讨，将有助于提高剩余油开采效率和降低生产成本，推动石油产业的可持续发展。

1.2 研究目的研究目的是为了深入探讨复杂断块剩余油挖潜技术的关键问题，提高油田开发效率和采收率。

具体包括解决复杂断块地质条件下油藏剩余油开发困难的技术难题，优化剩余油挖潜工艺，提高油井采收率和油田产量。

通过研究复杂断块剩余油挖潜技术，还可为解决其他类似难题提供借鉴和经验，推动我国油气领域技术水平和创新能力的提升，为油田勘探开发贡献力量。

研究目的可以在一定程度上指导工程实践，促进技术创新，提高油气资源综合利用效益，实现油气资源可持续开发。

通过探讨复杂断块剩余油挖潜技术的研究目的，可以更好地引导和推动相关研究的开展，为油田开发提供科学依据和技术支撑。

1.3 研究意义复杂断块剩余油挖潜技术研究的意义在于提高复杂断块油田的开发效率和采收率，为我国油气资源的高效开发利用提供技术支持。

目前，我国的油田开采呈现出越来越复杂的特点，特别是一些老油田的剩余油储量较大，开采难度较大，传统的采油技术已无法满足需求。

开展复杂断块剩余油挖潜技术研究具有重要意义。

研究复杂断块剩余油挖潜技术可以有效改善油田的开采效率，延长油田的产能周期，提高油田的整体采收率。

这将有助于增加国内油气资源的供给，降低对进口能源的依赖，促进国家能源安全和经济可持续发展。

高含水期剩余油挖潜技术及分布研究

高含水期剩余油挖潜技术及分布研究【摘要】油田在经过长时间的注水开采后，会进入高含水期。

这一时期，油层内的油、水、气交错渗流，剩余油分布复杂，开发难度加大，同时还存在严重的无效循环注水。

本文主要概述了高含水期剩余油的几种主要挖潜技术，同时分析研究了剩余油的分布特点以及影响因素。

【关键词】高含水期挖潜技术剩余油分布开采我国油田的主要特点为：大多数属于陆相沉积且储层间、储层内以及平面上的渗透率变化较大。

正是基于这个特点，目前，国内90%以上的油田均采用注水开采的方式来完成。

油田注水开采的主要特点是开采的早期和中期含水量上升较快，采出油程度较高。

但当含水量达到80%左右的时候，采出量仅为油田储量的60%左右，由此可以看出，高含水期剩余油还有很大的开发空间，未来将不可避免的作为能源后续开发的重要战略之一。

油田在经过长时间的注水开采后，逐渐进入高含水期，其剩余油的分布会趋于复杂化，给油田的挖潜带来越来越大的难度。

因此，对于高含水期剩余油的挖潜技术以及分布研究，以此来了解剩余油的分布规律，并采用相应的挖潜技术，来降低油田剩余油的开采难度，提升油田的开发效率和潜力，对我国的石油开采行业有着重要的研究价值，是一个关系到国家未来科技发展、社会进步、经济腾飞的重要课题。

1 高含水期剩余油挖潜技术研究对于剩余油的挖潜技术，基于对油田储层的深入化了解分析研究，通过油藏储层模型进行预测分析剩余油的分布特点，从而，以具体油藏的实际情况出发，针对不同类型的高含水期剩余油制定出不同的挖潜措施，最大限度的提高采油效率，降低成本，节能环保的挖掘出剩余油。

鉴于目前剩余油挖潜技术，可以考虑把注水结构调整作为改进重点，充分完善剩余油富集区的注采井网，合理使用分注、挤堵调剖、分层增注和差层单注等方式来充分挖掘剩余油。

目前，国内较为主流的剩余油挖潜技术有：周期性注水技术、降压开采技术、改变液流方向技术、单井吞吐技术等。

（1）周期性注水技术。

此种技术的工作机理是通过周期性的注水，使注入量和采出量发生变化，从而使储层产生不稳定的压力场，流体分布不断变化，最终促进毛管吸渗作用而提高采油率。

乾安油田老区剩余油挖潜技术研究

裂缝砂岩油藏。区内含油面积２．ｉ，石油地质储量２２． ×１８ｋ８ｎ０７８０。４ｔ乾安油田老区１８年以３０×３０９５００ｍ反九点面积注水投入开发，经过２多年的生产，目前平均单井核实日产液３ｔ０．，平均单井核实日产４油０８，综合含水７．７．ｔ６４％，采油速度０３％，采出程度２．０．５０４％。乾安油田老区已进入高含水开发阶段，发矛盾１益突出，制约开３着油田开发水平的进一步提高，主要表现在：井网适应性差，水驱 ① 控制程度低，全区仅为６％；②井况差，油水井利用率低，井网不完２善，油水井开井井数比为ｌ；③注水状况差，全区混注合采，分层：５产出状况认识不清，剩余油分布复杂。
２乾安油田老区剩余油分布规律
透性差，水的重力作用下，可以在流速较低的情况下，驱动中、在下部低渗区中的油，但是如果注入压力大，注入速度快，则中、下部的低渗透段含油饱和度反而有增加的趋势，富集大量剩余油。乾安油田的注入速度不大，致河口坝上部富集剩余油。导
素 ’ 。
乾安构造位于松辽盆地南部中央坳陷区长岭凹陷北部，介于新立
构造与黑帝庙构造之间。乾安油田位于乾安背斜构造的西部及西南斜坡地带，开发主要目的层为下白垩系青三段高台子油层，油层平均埋ｉ１０ｍ。区内构造简单，无断层，发育近东西向的天然裂缝。储￣８０层为一套三角洲前缘沉积，纵向上油层发育多，划分ｌ个砂组４个小２２

油田开发中后期剩余油挖潜方法

油田开发中后期剩余油挖潜方法摘要：目前我国多数油田都已进入开发后期，综合含水率为85%以上，一些老区块含水更是高达90%以上。

本文概括了目前国内外研究剩余油分布的几种常用的方法，为现场工作人员提供了理论帮助，并对剩余油分布的研究方向进行了探讨。

关键词：剩余油高含水挖潜方法前言目前我国绝大部分老油田都已经处于高含水期。

高含水期油田开发与调整的研究内容可以概括为一句话，即“认识剩余油，开采剩余油”，其难度比处于低、中含水期的油田要大得多。

重要难点之一就是确定剩余油分布及其饱和度变化规律，这是因为我国注水油田大多经历了几十年的开发与调整，地下油、气、水分布十分复杂，但这是一项必须解决的、有重大意义的问题。

一、国内外剩余油研究状况现在国内外对于剩余油的研究可分成3大项：宏观剩余油分布研究、微观剩余油分布研究和剩余油饱和度研究。

前两者是对剩余油分布的定性描述，而饱和度的研究是针对剩余油的定量表征。

1、剩余油宏观分布研究这一部分是在宏、大、小规模上研究剩余油的分布。

（1）驱油效率与波及系数的计算一般在油藏、油田、油区甚至在全国的范围内进行研究，求出驱油效率与波及系数的平均值，以提供剩余油的宏观分布特征，为挖潜方向的决策提供依据。

（2）三维地震方法在油田开发中主要有两方面的作用：①在高含水期油田或老油区中寻找有利的原油富集地区。

利用三维地震等综合解释技术进行精细油藏描述，改善了开发效果的例子不胜枚举；②监测油田开发过程。

（3）油藏数值模拟方法利用油藏数值模拟研究油层饱和度，可以计算整个油层中饱和度在空间上随时间的变化，并可预测未来饱和度的变化，因此有很大的实用价值。

这一方法主要用于两个方面：利用动态拟合的方法确定实际油藏中的含油饱和度分布，直接指导生产，这已在国内外油田开发中普遍使用；进行不同地质条件、不同驱动方式油层内饱和度分布的机理研究。

（4）动态分析方法动态分析是利用油田生产的各种数据和测试资料来研究剩余油分布，是一种直接而方便的方法。

难采储量及剩余油挖潜技术

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。

高含水期低渗透SP油田剩余油精细挖潜技术研究

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。