油田高含水期剩余油精细挖潜方法研究
红柳油田高含水期稠油油藏剩余油挖潜方法
Ｉ
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１
ＫＤ５ — ２ ２ ３ 井Ｃ／ Ｏ饱 和 度 测 井成 果 表
３ 井 网完 善 潜 力
（ ） 、 １ ４ “层有进一步 完善井网的潜 力。Ｋ ５ １ Ｄ ２ 块采出程度 只 有：３ ； ％，剩余储 量及 剩余 可采储 量丰 富 。其中４ 是主 要潜 力 ． ４ 、 层 。剩 余地 质 储 量分 别 为１４６ １ 万吨 ，剩 余可 采 储量 分 别 为 ， ．、５ ． ５ ２
ＪＫ ５— ２ ｔ Ｄ ２ ３ 位于该井西： ７ 米 处，２ ７ 月１ ： １２ １ ： Ｉ 年９ 日渊试Ｃ Ｏ，解释结果 ／ 表明４ ‘ 水淹 ，纵向上动 崩不均衡 。中下部动用程度较 高 ．上部 “ 层弱
动 用程 度 低 。
＾ 束 ＆
面 脱 气 原 油 密 度 为０ ７ ） ９／ ． 一Ｉ ｇ ｍ ，地 层 水 总 矿 化 度 为 ５ ０ 一 ９ ． ｃ ９ ３５ ¨２ ４ ／，平ｔ ８ Ｐ ｍ ／，水 型Ｃａ ． ７ｍｇ１ ＇ ９ ３ ｇＩ Ｊ ＣＩ ，原始地 层温度 为ｓ ℃ ， ７一（ 原始地层 压 力１． —１ ． ．油 层偏薄 ，主力小 层单层有效 厚度 为 ２ ４ ３ ＭＰ． ６ ３ ～． ． ５ ｍ， ０ ９ 边底水活跃 ，各主力小层油水体秘比在 １ ． ： 之 Ｉ 。 ：１ １ ｈ ２ 到ｌ ６ Ｊ Ｋ ５ １ １ ３ 投 入 开 发 ， 先后 经 历 了 产 能 建 没 上 产 阶 段 Ｄ ２块 ９ 年 ９ （ ９ ３ ～ ７ ） 综 合治 阶段 （ ９ ７ ～ （ ３ １９ ． Ｉ ）． ｊ ｏ ５ Ｆ １９ ． ２ ）２Ｊ、井酬『 密阶 ６ Ｘ． Ｊ ｕ 段 （ ０｝３ ） ．目前该块 先后有３ ２（ ．～ ： ３ 个井组转 为蒸汽驱 ，采 不规 ９ Ｉ Ｉ Ｊ 井 ，注采井距约２ ０ ０ ｍ，含油面积２Ｉ ｍ ，动用地 质储 量５ ５×１ ． ．ｋ ７ ０ｔ ． 截 止到２Ｈ 年 ｌ ，垦 东５ １ 油井总 井４ ｋ ，开 井３ ｕ ，日产液 【７ ｌ ｝ ２块 ３ｌ ｊ １ １ｔ ， 日产油１７／ ，综 合含水９ ．％。累移！ ３ ｏ／ ｄ ２ｔ ｄ ０３ 产油４ ２×１ ‘ ８ ０ｔ ，累产
非均质油藏高含水期剩余油分布与挖潜研究
上加难 ， 加强油 藏工程 、 开 发地 质与数 值模拟研 究 ， 用 剩余油定量 描述技 术精确 “ 定 位” 剩余 油富集 区 ， 充分运 用油藏 数值模 拟技 术的集 成优化 优势 ， 建立 精确 的油藏 模型 ， 攻 关形成 非均质 水驱 油藏 的剩余油 富集 区定量描 述技 术 ， 实现任 意井点 井层 、 任 意 网格 、 任 意闭合 区域 的全方 位、 多指标 剩余油 定量描 述 ， 剩余 油富集 区描 述实现 了定量 化 、 动态 化 、 一 体化 。 以精 细剩 余油分布 研究 伟基础 ， 按照不 同开 发单元 的开 发特征 采取相 应的 技术对策 ， 较 好 的改善 了开发效 果 。 １剩余 油分 布影 响 因素
水 的快速推 进 ， 导致 油井的快 速水 淹。 由于长期 的强注 强采使 得 目前油水 井 中
层 间干扰 、 窜槽 等现象 日益 严重 。 注聚 区外层 系抽样 检 测结果 表 明 ， 外层系 有
３ ７ ． ９ ％的油井见 到聚合物 显示 ； 同位素 监测结果表 明 ， 外层系有４ ２ ． ９ ％ 的井 见到 同位 素显示 ， 同时层 内渗流速 度高者 已达８ ２ ． ５ ｍ／ ｈ ， 是注水开 发初期 的７ ４ ． ３ 倍，
垂向非均质性， 控制着油气水的运动方向， 从而导致剩余油沿一定的相带分布
沉积微相 对剩余油 分布的 控制作用 主要表现 为４ 个方面 ： 砂体 的外部几何 形态 ；
砂体 的延伸 方 向和展 布规律 ， 砂 体 内部构 造 ； 不 同微相 带影 响井 的生产情 况 。 １ ． ２ 微构 造和 断层构 造对剩 余油分 布控制 作用
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。
高含水期剩余油研究方法及影响因素分析
作者 简介 ： 吴错 （９ ７ ）２ ０ １ ８一 ，０ ８年 毕 业 于 大 庆 石 油 学 院 资源 勘 查 工程 专 业 ， 读硕 士研 究 生 ， 要 从 事 油 气 田开 发 地 质 在 主
沉 积相 和压力 场分 布 的影响 。平面 上在 注水 井长 期
量 ， 要搞 清楚其 成 因 以及 分 布特 点［ ， 还 ２ 为油 田今 后 ］ 的开发 提供 依据 。 本文 主要 从剩 余油成 因、 影响 因素
冲 刷 的主流线 、 裂缝 方 向或一 线上 油井 水淹严 重 ， 内
以及研究方法三方面加以分析。
关键词 ： 层 非均质 性 ； 储 夹层 ； 地层倾 角； 原油粘 度 ； 剩余 油 中图分 类号 ： Ｅ３ ７ Ｔ ５ 文献 标识 码 ： Ａ 文 章编号 ：０ ６ ７ ８ （ Ｏ ０ ２ 一 Ｏ Ｏ 一 Ｏ １ ０— ９ １２１ ） ３ １ ７ ４
我 国油 田多为 陆相 沉积 ， 储层 的层 间 、 内和平 层 面 上渗透 率变 化大 。 ９ 油 田采 用注 水开采 方式 ， 近 ０／ ９ ６ 其基 本规 律是 注水 开发 早 、 中期含 水上 升快 ， 出程 采
夹层的分布等 。在水驱开发过程中， 由于渗透率、 孔 隙度在垂向上的差异 ， 高渗段先水淹 。 剩余油分布受 沉积韵律的影响， 一般分布在低渗段 ， 形成夹层顶部 遮挡型和上下隔层夹持型剩余油。
收稿 日期 ：Ｏ Ｏ Ｏ ５ ２ １ 一１ 一１
储 量 的控 制 程度 和 动 用程 度 ， 损 井 区剩 余 油 也相 套 对 富集 。 因此 ， 采系 统的完 善 程度对 油藏 高含 水期 注 的剩余 油分 布有 着重 要影 响 。
富集 。平面 非均 质是 指 由砂 体 的几何 形态 、 规模 、 连 续 性 、 隙度 和 渗透 率 的平 面 变 化所 引起 的非 均 质 孔 性 ， 括 各砂 层组 小 层或 单砂 体 在平 面 上 的非 均 质 包 性 。砂 体在 平面 上的 展布 、 延伸 规律 、 通性 受沉 积 连 微 相所 控制 。注入 水在 单砂体 平面 上 的运 动主要 受
高含水区域油藏开发及水驱方式研究
高含水区域油藏开发及水驱方式研究随着全球能源需求的不断增长，地下油藏的开发利用成为人类的关注焦点。
然而，随着时间推移，大部分油田开始进入高含水期，这对开采工程提出了更高的要求。
本文将讨论高含水区域油藏开发及水驱方式的研究，以有效提高油井的采收率和提高开采效益。
首先，我们需要了解高含水区域油藏的特点。
高含水油藏是指油井的产液中水含量高于50%的情况。
这种油藏通常具有较高的含水层位，油井的产液中含有大量的水。
高含水油藏的开发难度较大，因为水的存在会影响油藏中油的流动性，降低油井的采集率。
此外，油水井之间的界面张力也会影响水的排出速度，从而增加了开采难度。
针对高含水油藏的开发，有几种常见的水驱方式。
水驱是指在油藏中注入水以增加采收率的一种方法。
目前，最常用的水驱方式包括前驱水驱、顺序水驱和后驱水驱。
首先是前驱水驱。
前驱水驱是指在高含水油藏中，先注入大量的水以驱出油井中的原油。
这样可以降低油井中的原油黏附力，提高采收率。
前驱水驱的优点是操作简单，但需耗费大量的水资源。
此外，前驱水驱还有可能造成水侵，从而降低开采效率。
其次是顺序水驱。
顺序水驱是在前驱水驱的基础上进行的一种改进方法。
在顺序水驱中，我们根据油井的渗透能力和密度等条件进行分区，分别注入不同浓度的水来驱出油井中的原油。
这种方式可以更好地控制水的注入量和压力，提高采收率同时减少水的浪费。
最后是后驱水驱。
后驱水驱是指在油井开采过程中，注入低含水量的水来驱出油井中的原油。
后驱水驱的优点是节约水资源，同时以较低的成本提高采收率。
然而，后驱水驱需要较高的工程技术支持，才能保证水的注入速度和压力的控制。
除了水驱方式，还有其他的开发方法可以应用于高含水油藏的开发。
例如，采用人工举升方法可以通过抽吸泵将油井中的原油抽出，可以快速提高采收率。
此外，也可以尝试使用化学驱等新的技术手段来提高采集效率。
总结起来，高含水区域油藏的开发是一个技术难题，并且需要根据油井的具体条件选择合适的水驱方式。
强天然水驱油藏高含水期剩余油分布规律及挖潜研究
强 天 然 水 驱 油 藏 高 含 水 期 剩 余 油 分 布 规 律 及 挖 潜 研 究
王建 淮 （ 石油 中国 南美公司， 北京 １０１） ０ ０ １
［ 要 ］ 以位 于 厄 瓜 多尔 奥 联 特 盆 地 东 翼 斜 坡 带 上 的 Ｄ Ｉ —ＡＮＮＹ 油 田 Ｍ１油 藏 为 例 ， 从 边 底 水 波及 摘 ＯＲ ＮＥ Ｆ
石 油 天 然 气 学 报 （ 汉 石 油 学 院 学 报 ） ２１ 年 ４ 江 ００ 月 第 ３ 卷 第２ ２ 期
Ｊ ｕ ｎ ｌ ｆ ｌ ｎ ｓＴ ｃ ｎ ｌ ｙ （ ． Ｐ ） Ａ ｒ２ １ Ｖ １ ２ Ｎ ． ｏ ｒ ａ ｏ ｄＧａ ｅｈ ｏ ｇ Ｊ Ｊ Ｉ Ｏｉ ａ ｏ ｐ．０ ０ ｏ ３ ｏ ２ ．
大 。针 对这种 情况 ，应 用地 质 、开发 和数值 模拟 一体化 技术 ，综合 研究 油水 运动规 律 ，定量 表征剩 余油
分 布特 征 ，探 讨强 天然 水驱 厚层 砂岩油 藏 高含水 期剩 余油 分 布 的主要 控 制 因素 ，制 定 相应 的挖潜 对 策 ， ，
提 高油 藏采 收率 。
［ 关键 词 ］ 强 天 然 水 驱 ；厚 层 砂 岩 油 藏 ； 高含 水 期 ； 剩余 油分 布 ；挖 潜
［ 图 分 类 号 ］ＴＥ ２ 中 ３７ ［ 献标识码］Ａ 文 ［ 章 编 号 ］ １ ０ ９ ５ （０ ０ ２ ３ ６ ３ 文 ０ ０— ７２ ２ １ ）０ —０ ０ —０
强 天然 水 驱 厚层 砂 岩 油 藏 的开 发难 点 在 于高 含水 期 的挖潜 。ＤＯＲ ＮＥ Ｆ Ｉ — ＡＮＮＹ 油 田 Ｍ１油 藏 为潮 ｒ 控河 口坝砂体 ，油 层 主要为 厚层 河流及 潮道 砂岩 ，夹有 零散 分布 的砾 岩 、泥 炭夹层 ，西 部下倾 方 向被边 水 封 闭 ，东北 部上 倾方 向被 断层 遮 挡 ，长 期 开采 后 油 水关 系复 杂 ，寻 找 高含 水 期 剩余 油 富集 区难度 很
大庆油田-水平井挖潜厚油层顶部剩余油
大庆油田利用水平井挖潜高含水后期厚油层顶部剩余油的开发技术研究大庆油田有限责任公司第一采油厂二零零五年七月大庆油田利用水平井挖潜高含水后期厚油层顶部剩余油的开发技术研究赵敏娇（大庆油田有限责任公司第一采油厂）摘要：针对大庆油田厚油层沉积特点和高含水后期剩余油分布特点，进行水平井开采技术研究，初步形成适合曲流河沉积油层的地质研究、剩余油研究、水平井地质设计、井身轨迹设计、完井设计等开发技术，南一区甲块南1-2-平25水平井钻井实施情况、投产效果较好，该井设计630m 的水平井段钻遇砂岩比例100％，含油砂岩比例达到76.3％，整个水平井段位于目的层的中、上部位；投产初期含水仅10.6％，生产6个月时间，核实累积产油16279t，达到了挖潜厚油层顶部剩余油的开发效果。
主题词：曲流河侧积夹层剩余油水平轨迹水淹层解释引言：大庆油田萨葡油层经过四十多年的注水开发，各类油层均得到有效动用，目前二、三类油层水洗程度已达46.8％以上，驱油效率达到42％以上；一类油层水洗程度达到88.0％，驱油效率达到63％，一类油层实施聚合物驱后，仍然有40％左右的剩余地质储量。
为寻找厚油层顶部剩余油挖潜新技术，开展了水平井开发技术研究。
1对储层微型构造进行研究和建立目的层三维地质模型，为水平井研究提供足够的地质依据。
1.1储层微构造研究对储层微型构造研究采用了两种方法：一是在原井网条件下应用三角网格内插法确定目的层的顶面海拔深度等值图（图1-1）；二是应用Petrel软件在相控条件下进行三维地质建模，对储层构造进行描述，采用精度较高的最小曲率法建立模型（图1-2），实际钻井结果证实，该模型预测油层顶面海拔深度在着陆点处仅差0.4m，预测精度达到95.4％。
图1-1葡Ⅰ21顶面海拔深度图1-2 最小曲率法1.2储层内部建筑结构研究曲流河特有的沉积方式（侧向加积），造成了曲流河特有的内部建筑结构（图1-3）：内部结构单元界面（夹层）为一系列与地层呈一定倾斜角度的超短期基准面，该基准面单井钻遇率低、可比性差，结构最为复杂。
河14断块高含水期剩余油研究及挖潜对策
河14断块高含水期剩余油研究及挖潜对策摘要：河14断块经过30多年开发，已经进入高含水开发后期。
2010年在精细油藏描述及剩余油分布规律研究基础上，通过钻新井、转注、大泵提液等工作，优化产液结构和注水结构，见到了明显的控水稳油效果，有效提高了开发水平。
关键词：高含水期精细油藏描述剩余油挖潜1.概况河14断块位于现河庄油田的东北部，含油面积4.5km2，石油地质储量842×104t，构造上属于中央隆起带西段郝家鼻状构造的东北翼，构造复杂，主力含油层系为沙二段的5、9、10砂层组，是早期东营三角洲前缘自东向西推进时形成的滑塌浊积砂体，岩性以长石砂岩为主，孔隙度为20-25.1%，渗透率为50-800×10-3μm2，为中孔、中低渗储层。
断块自1972年投入开发，到2009年综合含水94.7%，采出可采储量的76.13%，剩余可采储量的采油速度14.2%。
断块目前存在的主要问题是水淹严重，注入水沿高渗带水窜，造成剩余油高度分散。
2.剩余油分布规律研究针对该断块综合含水高、剩余油高度分散、油层动用程度高、稳产基础薄弱的实际情况，以油藏研究为核心，应用三维地震技术、隐蔽油藏描述技术、精细油藏描述技术、测井多井储层评价技术、三维数值模拟技术，开展剩余油分布规律研究。
2.1应用三维地震技术，精细构造研究断块具有窄条带，多油层的特点，进入油田开发后期，剩余油以高度分散状分布于储层之中，要挖掘其潜力，首要的任务是利用地震—地质综合解释成图技术，建立精细的构造模型。
具体的做法：利用7个非标准层做图，通过对构造和断层综合两个方面的校正，用10米间距做出控制断层的断面图，用4米间距做出了13个层的顶面构造图，用1米间距做出了主力储层单元的局部微构造图。
通过精细构造研究，发现构造高部位沿断层向北偏移200-300米。
2.2利用精细油藏描述技术，建立精细沉积模型综合岩性、岩相、电相、粒度、沉积构造、古生物、测井曲线及其组合等方面的特征，结合区域沉积背景，从剖面、平面上研究了厚层砂岩的沉积特征。
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。
探讨高含水期油藏剩余油分布特征与挖潜措施
等诸多因素影响， 必然造成油层在平面上水淹程度及纵向上水淹状况的不同， 剩余油分布具有一定的差异。 （ １ ） 改变液流方向扩大注入水波及体积。 通过改变
为丰富的动静态资料结合精细油藏描述技术进行剩余油分布规律的分析研究，
以 指导今后的油藏挖潜显得更为必要和迫切。 本文利用油田 近几年来的 新井测
井 资料 、 动态 监测 以及生 产等各 种动静 态资料 ， 对 目前 高含 水期 的剩余 油影响 因素及分 布规律 进行 了分析 和探 讨 ， 为油 田扩大 注水波 及体积 ， 提高储 量 的动 用 程度提 供 了挖潜 方 向。 １ ， 高含 水油藏 剩 余油分 布控 制因 素 ’ ． １平 面剩余 油主控 因素 及分 布特征 ① 内部低 序级 断层 是控 制平 面剩 余油分 布 的主要 因紊 ， 在断层 遮 挡作 用
２高含水期改●开发效果的措施
由于 注水开 发油 田油层 严重 非均质 性和受 注 采井网 、 注水 方式 、 开 采历史
下， 断层附近 、 断层夹角等水驱控制程度差的地区剩余油较富集。 以某块为例 ， ２ ０ ０ ９ 年通过精细地质研究发现在断块腰部有一条落差仅２ 米左右的微断层存 在。 数模结果显示受微断层遮挡， 断层东ｊ Ｅ 部地区注水不受效， 储量动用程度 差， 剩余油较富集。 新井生产情况进一步验证了微断层的控油作用。 ②地层倾角 控制断块油藏平面剩余油分布。 整装油藏储层较平缓倾角小 ， 一般仅１ — ２ Ｏ ， 断
油田高含水期剩余油挖潜研究
Ξ
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内蒙古石油化工 2010 年第 21 期
构造大断层的延伸方向为纵轴 , 垂直方向为横轴建 立网格系统。如濮城东区沙二下油藏按照纵向上 50 个流动单元 , 划分为 50 个模拟小层; 平面上网格划 分选取不等距的不规则网格系统, 南北方向与濮31、 濮 49、 濮 25 等断层走向基本一致 , 划分为 107 个网 格 , 东西向划分为 35 个网格, 网格步长一般在 50m 左右。 网格划分的基本原则是, 井位在网格的中心 , 每两口井之间尽可能的保证有 3 个以上的网格, 边 部和局部井位较稀。 1. 2. 2 历史拟合 历史拟合 的目的就是应用已有的 实际动态数 据 , 对油藏模型加以修改与调整 , 使之模拟产生的动 态数据与实际动态一致。 这样应用模拟模型预测的 地下流体的分布和未来动态才是比较可靠的。 在油藏历史拟合的过程中 , 由于模型参数多, 可 调自由度大 , 而实际油藏动态数据有限, 不是可以唯 一确定油藏模型的参数, 为了避免修改参数的随意 性 , 在历史拟合时必须确定模型参数的可调范围, 使 模型参数的修改在可接受的合理范围内。 有效厚度视为确定参数; 岩石和流体压缩系数 允许岩石压力系数少有变化; 孔隙度在± 30% 的范 围内可调 , 渗透率可在 1�3～ 3 倍的范围内可调; 流 体 PV T 性质允许作适当的调整; 相对渗透率曲线拟 合过程中根据油藏实际生产动态作适当调整; 注水 井日注水量根据油藏实际注水井的时效一般在70% ～ 90% 。 油藏历史拟合主要是对压力、 含水和气油比等 参数随时间变化关系的拟合 , 对于注水开发的油藏 历史拟合最主要的是压力和含水变化历史的拟合 , 拟合程度的好坏直接影响到未来的动态预测和地下 剩余油分布的可信度 , 拟合的好 , 地下剩余油分布准 确可靠 , 未来的动态预测结果可信。 压力拟合 包括全油田压力和单井 地层压力拟 合。 全油田压力主要与压缩系数和产、 注量有关, 而 地层水的压缩系数和岩石压缩系数可调范围不大 , 在储量拟合的基础上 , 拟合全区、 单井的采注量, 最 后全区压力也得到较好拟合。 在全区压力拟合的基础上 , 进行单井压力拟合 , 单井压力主要受渗透率的影响 , 对局部地区的渗透 率进行修改时要照顾到对含水的影响 , 保证单井压 力在监测压力附近。 含水的拟 合也就是地下含水饱和 度分布的拟 合 , 主要受相对渗透率和局部地区渗透率的影响。 根 据油水相对渗透率曲线及油水粘度, 依照分流量公 式计算含水率 fw ( Sw ) 。 在水驱油的过程中一般油水粘度变化不大, 因 此将水油粘度比认为是一个常数, 含水的变化主要 是油水相对渗透率比值决定的 , 随着含水饱和度的
新立油田高含水开发期应用侧钻井挖潜试验研究
８ ０
特 种 油 气 藏
第 １ 卷 ８
术、 高精 度碳 氧 比技术 （ ＭＴ 、 冲 中子 一中子 测 Ｒ ）脉
注 水井有 一个 方 向油井 注水受 效 ， 而另一 方 向油层 尖 灭或 油层 变差 而注水 不受效 ； 是指 钻遇油 层但 二
井技术 （ Ｎ ） Ｐ Ｎ 等先进油藏监测 技术手段 ， 对剩余 油进行 了精细研究 。通过研究剩余油分布规律与 注采井 网、 构造 、 沉积相带的关系 ， 按照剩余油分布
关键词 ： 套管 变形 ； 剩余油分布 ； 侧钻 ； 高含水期 ； 立油田 新
中 图 分 类 号 ：Ｅ ５ Ｔ ３７ 文 献 标 识码 ： Ａ
引 言
新立油 田是“ 六五” 期间国内开发最早 的低渗 透一 特低渗透裂缝性油藏 ，９０年开辟生 产试 Ｊ１８
验 区 ，９３年 全 面投入 注 水 开发 ， １８ 目前 综 合 含 水 为 ７．％， ７ ０ 已进入 高含 水 开发期 。近年来 出现 以下新
区块平均渗透率小于 ５０×１ ～ ③储层非均 ． ０ ｍ ；
质性 严重 。油层 属 于 曲流河 三角洲 相沉 积 ， 井油 单 层厚 度为 ５ ０～３． 平均 有效厚 度为 ９２ｍ， ． ０ ０ｍ， ． 砂 体多呈 条 带 状 、 镜 状 分 布 。平 面 渗 透 率 级 差 为 透 ３ ０～１０ 渗 透率 变 异 系数 为 ０ ５～０８ 层 问 渗 透 ２， ． ．； 率级差 为 ５ ０～３０， 透 率 变 异 系 数 为 ０８ ０ 渗 ．０～ １１ ； 内渗 透 率 级差 为 １ ．５ 层 ０～９０ 渗 透率 变 异 系 ５，
井底 恢 复储 量 型 的侧 钻 井 ， 试 验 了 ６ 口井 ， 均 日产 液 为 ９ ２ｔｄ 日产 油 为 ４ ５ｔｄ 日产 油 共 平 ． ， ／ ． ／ ，
特高含水期油井精细挖潜方法研究
高含水 层相 隔小 于 １ ． ６ ｍ 的剩 余油 富集 层挖 潜难 度较 大 ，后期 随着 薄 隔层压 裂 技术 的不 断发 展 ，隔层 最
小达到 ０ ． ４ ｍ，使 这部分 层 潜力得 到有效 发挥 。 “ 十 一 五 ”期 间应 用 薄 隔 层 压 裂技 术 １ ０ ４口井 １ １ ３个层 段 ，小 隔层 平 均 厚 度 １ ． １ ｍ，其 中 隔 层 厚 度 小 于 ｌ ｍ 的井 实施 ２ １口 ，最 小 隔 层 ０ ． ５ ｍ，压 裂 成 功 率 １ ０ ０ ９ ／ ６ 。该 技术 释放潜 力 层砂 岩厚 度 ４ １ ５ ． ４ ｍ，有效 厚 度 １ ４ ５ ． ６ ｍ，平均 单井 压后 日增 油 ５ ． ８ ｔ 。 ３ ） 突破 压 裂厚 度界 限，在 薄差层 中挖 掘 剩余 油 以往油 井压 裂段 有效 厚度 之 和一般 大 于 １ ． ５ ｍ； 目 前 为 了挖掘 油层 条件 差 、厚度小 的井 以及 重复压裂井潜 力 ，加 大 了薄差层压 裂挖潜力 度 。“ 十一 五”期 间 ，
深 化 潜 力研 究 ，搞 清 现 阶段 剩 余 油 分 布 特 征 的基 础 上 ，优 选 压 裂 挖 潜 井 、层 ， 并 根 据 措 施 目的 层 段 油 层 条 件 不 同， 利 用 目前 成 熟 的压 裂 工 艺 ， 优 化 压 裂 方 式 、 层 段 组 合 方 法 以及 施 工 参 数 ， 探 索 提 高 特 高含 水
期 油 井 压 裂 效 果 的有 效 途 径 。
［ 关 键 词 ］ 剩 余 油 挖 潜 ；井 层 优 选 ；压 裂 方 式 优 化 ；层 段 组 合 方 法 ［ 中图分类号］Ｔ Ｅ ３ ２ ７ ［ 文献标志码］Ａ ［ 文章编号］１ ６ ７ ３
特高含水期油井堵水挖潜方法研究
特高含水期油井堵水挖潜方法研究【摘要】本文在油藏精细描述和储层内部结构研究成果的基础上，结合动静态测试资料，分析在堵井堵前及堵后井组油层动用状况、井组注采关系变化情况及目前井组剩余油分布状况，找出目前剩余油较富集的井、层，通过拔堵、调换堵层等方法对在堵井实施改造，达到增油降水的目的，对提高油层动用状况，减缓产量递减，控制含水上升速度具有重要意义。
【关键词】油田堵水井精细描述潜力分析调整挖潜1 特高含水期在堵井调整原则根据在堵井堵水工艺类型、堵水目的、堵水厚度、堵水效果、目前生产状况等，制定了在堵井调整原则：（1）对于化学堵水井，由于化堵层多为油层窜、气窜或高含水层，解封难度大，因此在堵井调整以机械堵水井为主。
（2）对于井网加密后，同井场采油井对应堵水的井，由于堵水后砂体注采关系仍然较完善，目前动用程度较高，不作为调整潜力井。
（3）对于堵水层数少且堵水厚度小的井，由于堵水层位单一且剩余油潜力较小，不作为调整潜力井。
（4）对于堵水层位为发育厚度较大厚油层的井，若堵水后砂体注采关系仍然完善的井，不作为调整潜力井；若堵水后注采关系不完善，注采方向无采出井点的井，由于液流方向转变，原来的高含水层已目前变为含水较低的潜力层，对这部井和层，可部分或全部释放堵水层位。
（5）对于堵水层位为发育厚度较大厚油层的井，且厚油层内动用差异较大，剩余油富集部位与高含水部位共存，但由于受原工艺水平限制而全层堵水的井，可部分释放堵水层位。
（6）对于多层高含水，但由于受原工艺水平限制而增加堵层大段堵水的井，可释放部分陪堵层。
2 堵井调整技术界限研究特高含水期油井堵水的主要目的是稳油控水，减缓油田含水上升速度。
因此，油井堵水除取得较好经济效益外，还需控含水，使堵水井调整在取得较好经济效益的情况下要降低油井的综合含水。
因此除确定在堵井调整经济界限外，还需确定在堵井调整的技术界限。
因含油饱和度值是衡量油层动用状况及剩余油富集状况的主要参数，因此从油层含水与含油饱和度关系上进行了研究。
边底水油藏特高含水期剩余油挖潜方法研究——以唐家河馆陶组为例
边底水油藏特高含水期剩余油挖潜方法研究———以唐家河馆陶组为例韩飞军（大港油田公司第一采油厂，天津 ３００２８０） 摘 要：唐家河油田馆陶组已进入特高含水开发期，综合含水高达９７．６％，可采储量采出程度高达８５．１％，随着开发过程的不断深入，面临的开发问题更加复杂，剩余油分布日趋零散，挖潜难度增大。
因此针对特高含水期剩余油分布规律的研究，并采取有效措施已经成为特高含水期剩余油挖潜的关键。
关键词：边底水油藏；分布规律；剩余油挖潜 中图分类号：ＴＥ３２＋７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１６）０８—０１５３—０２１ 特高含水油藏提高采收率的必要性１．１ 油藏基本特征唐家河油田位于北大港构造带东北部，其主力油层馆陶组属于辫状河相沉积。
储层孔隙度主要分布在２５～３０％范围内，渗透率主要分布在５００～２０００×１０３μｍ２，属于高孔高渗储层。
馆陶组为构造控制的次生油气藏，多为底水和边水油藏。
其地质储量５４７．９万ｔ，可采储量１８０．８万ｔ，储量纵向上主要分布在ＮｇⅠ油组，其次为ＮｇⅣ、ＮｇⅢ、ＮｇⅡ油组。
１．２ 目前开发现状目前唐家河馆陶油组累计采油１５３．９万ｔ，采出程度为２８．１％，综合含水高达９７．６％，采液速度１５．２７％，采油速度０．３８％，剩余可采储量２６．９万ｔ，累计注水１３５万方，累计注采比为０．０５，主要依靠天然能量开发。
馆陶油组目前油层利用率仅为３１．０％，油层动用程度为５７．４％，分别处于三类和二类水平。
边底水推进含水上升速度较快，近几年自然递减均处于－２０％以上，已经进入特高含水开发期，为低速低效开发阶段，如何改善开发效果，提高油田采收率，是目前亟需解决的问题。
２ 剩余油富集规律研究边底水油藏在对构造重新认识的基础上，通过静动态资料结合、油藏数值模拟技术、动态监测手段等方法综合分析研究剩余油，总结有以下几种规律。
２．１ 厚油层顶部剩余油在油田开发后期沉积韵律控制着剩余油，尤其是层内非均质性差异大的厚油层［１］，馆陶油组储层主要以正韵律沉积为主，砂体内部在垂向上岩石颗粒自下而上由粗变细，顶部低渗透带控制高含水开发后期剩余油。
孤东油田七区西北部特高含水期剩余油挖潜技术
实 施夹 层下 部扩 射 ，四 个 月后 对 应两 口油 井 见到 了显著效 果 ，７ ４ ９ —２ —３ Ｅ产油 ５的 ｔ 由 ２． ｔ １ 上升 到 ８． ｔ ２ —３ ５的 Ｅ产油 ５ ，７ ７ ９ ｔ 由 ３． ４吨上升到 ６． ｔ ７ ，截止 ２ ０ ０ ８年 ６月仍 保持高 产 ，累计 增油 ６７ ｔ ２２ 。 ２． 简化 层系 ，挖掘 层间剩 余油 ２ 孤 东 油 田投 产 后 为 了满 足 高速 开 发 的 需 求 储 层动 用 程 度高 ，七 区西 北 部 经过 多 年 强 注 强采 后 ，层 间矛 盾 Ｅ益 突 出 ， 因此 ｌ 对 多 层生 产 井 可 实施 机 械卡 封 强 水淹 主 力 层 ，改采 剩 余 油相 对 富 集 的非 主 力 层 ，提 高 储量 动 用 。通 过绘 制 小层 ｌ 米幅 差 微构 造 等 高线 图 ，将 高含 水 层 实施 卡 堵 后单 采 位 于 微 构造 高 点 的剩 余 油 富集 层 ，同 时将 位 于 对 应油 层 构造 低 部 位 的高 含 水 油井 转 注 、水 井提 高 注水 量 完 善注 采 关 系 ， 充分 挖 掘 微 构造 高 点 的剩 余 储量 。通 过 分 层微 ２ ３ ｔ ２ ４ ０ ４ ２ 。７ ８ ４ ６和 ７ ４ ８ ２ —１ ６井 分 别 ３ 构造 图共实施卡 封 ７井次 ，见效 ７井次 ，累 采 用高 充绕 丝防 砂扶 井生 产 ５２＋ ３和 ５ １ 计 增 油 ３ ７ ｔ ５ ９。 层， Ｅ 油分别达到 ４ ３ 和 ３ ６ ，累计 增 ｌ 产 ．ｔ ．ｔ ２． ３堵 调结 合 ，挖掘 层内剩 余油 油 ４ １ ｔ ７ ０。 孤 东 油 田 七 区 西 经 过 多 年 强 注 强 采 ３认识 后 ，层 内矛 盾 Ｅ 益突 出 ，层 内高 渗 透 条带 ｌ 油 田开 发进 入 特 高含 水 期后 仍 有大 量 形 成 优 势渗 流 ，水淹 严 重 ，大孔 道 现 象突 分 散 的剩 余 油 富集 区 ，在精 细 油藏 研 究 和 出 。因 此对 油 水 井 间大 孔 道严 重 的 井 ，可 储 层 描 述 的 基 础 上 ， 深 化 剩 余 油 富 集 机 实 施 油 水联 动 ，堵调 结 合 ，实施 大 剂 量水 理 、分布形 态认识 ，通 过细分流 动单元 、简 泥砂 干 灰堵 水 ，水井 进 行 深 度调 剖 ，减少 化 层 系 、堵 调 结合 等 手 段建 立 新的 有 效注 注 入 水 沿高 渗 透 条带 的 注 入能 力 ，增加 低 采 井 网 ， 引进 涂防 、高 充绕 丝 等防 砂 工艺 渗 透 条 带的 水 驱 动 力 ，提 高 注入 水 的波 及 技 术 提高 难 动 用储 量 动用 程 度 ，实施 特 高 体积。７ ２４—３８ ６井位于断 层附近 ，生产 含水 期 剩 余油 综 合挖 潜 ，可以 有 效控 制 特 ５ ，砂 层厚 １ ８米 ，为正韵律 沉积的大厚 高含 水 期 油藏 的 产量 递减 ，提 高 水驱 油 藏 ５ ６． 层 ，控 制储量 ８． 万吨 ，初期 射开上 部的 采 收 率 。 ２ ８．２米 ，长 期水驱 的 结果是 底部 大孔 道严 参考文 献 ： 重 ，形 成一 个 高 渗低 压 带 ，剩余 油 富 集在 １ 刘 仁 君 ，戴 启 德 ， 刘 良叔 等 ，孤 东 油 田 储 油 层顶 部无 法 采 出 ，通 过 干 灰封 堵 底部 高 ： 渗 低 压 条带 ，同 时主 要 来 水 方 向水 井大 剂 层 研 究 与 开 发 ．北 京 ：石 油 工 业 出 版 社 ， １９９８． １ ３～ １ｏｇ ｏ 量调剖 ，水井注水压 力由 ｌ ２ １． ＭＰａ上升到 ２ 王 志章 ，吴胜和 ，熊琦 华等，油气田渗流 １ ３ Ｐ Ｍ ａ，油井 在液量稳定 的情 况下含水 ３． 场特 征 ．北 京 ：石 油 工 业 出版 社 ，２ ０ ． ：Ｉ ．４ ～ ０３７ ５ ５ 下降，油量 由 ２ ８ ／ ． ｔ ｄ上升到 １ ｔ ｄ 累计增 Ｏ／ ， ５１ 油 ５ｌ２ 。在该 区块 共计实施堵调 ４井次 ， ２ｔ 见效 ４井次 ，累计增油 ｌ ２ ２ 。 ６ ｔ ０ ２． ４优化 注水 压 力 ，提 高水 驱油 效率 油藏 特 高 含水 开 发 期 ， 储 层水 洗 程度 高 ，需 要提 高 注 水量 以 增加 油藏 压 力直 至 接 近 原 始地 层压 力 值 ，在 高 压状 况 下 油水 置换 能 力 增加 ，可 以 延长 油 井在 高 含 水状 态 下的 经 济 寿 命 ，提 高 水 驱油 效 率 。７ ２ —３８ ５ ６和 ７ ４ ３ ６井含水均在 ９ ％ 以 —２ ４ ８ ８ 上，２ ０ ０ ４年 ６月以来将对应水井 ７ ７ ８ —２ ３ ６ 和 ７ ３ ６分 别提高 Ｅ注水 量 ５ Ｉ３和 —２ ３ ８ ｌ ０ Ｔ Ｉ
文101块高含水期精细挖潜研究
文101块高含水期精细挖潜研究摘要：文101块1985年投入试采，经过近四十年高速开发，目前已进入高含水开发后期。
虽然近年来开展了构造精细研究，但由于构造落实程度低，油水井连通关系不清，油井见效差，大多低产低能。
同时由于井况损坏导致注采调整难度越来越大，严重削弱了区块的稳产基础。
因此，针对开发中暴露出的矛盾，进一步精细断块内部小断层和剩余油研究对提高油藏采收率显得尤为关键。
关键词：文101块；精细构造研究；沉积微相研究；剩余油分布规律研究1 地质特征和开发历程文101块断块区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文中构造的北部，含油面积为2.1Km2，石油地质储量为455×104t，为反向屋脊式断块油藏。
文101块1985年正式投入开发，开发初期共设计油水井23口，油井17口，水井6口，采取合注合采的开发方式；1990～1992年进入注采调整阶段，增加注采井点，加密井网，提高水驱控制与动用储量，改善开发效果。
1993年以后，由于油水井井况逐步恶化，加上层间矛盾突出，水驱效果逐渐变差，区块综合含水上升较快，产量进入递减阶段。
针对井况损坏严重、含水上升快、产量递减大的突出问题，2000～2004年开始实施了以注水井更新、侧钻为主的井网恢复调整治理。
2005 年以来通过二三类层的精细挖潜，年产油稳定在1.8万吨左右。
由于2009年下半年以后，井况损坏加剧和二三类层水淹，层间、层内矛盾日益凸显，开发效果逐年变差。
2 高含水期挖掘油藏剩余油潜力的主要做法2.1精细构造研究从平面构造上看，文101主块构造相对简单，整体构造呈一个断鼻构造，对北部的断层进行了闭合解释和重新组合。
文101块和98块整体研究，从北到南的主测线上看断层两侧有明显的产状变化，组合一条分块断层，联络线闭合也清晰合理。
分析认为分块断层为同沉积断层，断层上下盘有一定的厚度差,生长指数1.05左右。
文101块新老构造对比2.2沉积微相研究文101块沙二下地层的沉积，属于浅水三角洲前缘亚相。
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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。
在精细地质研究的基础上，确定储层构造、沉积相、渗透率和油砂体分布。
结合生产动态数据、射孔层段数据、测试资料和边水能量等，以油砂体为研究单元，根据油砂体的井网控制情况、注水特征和边水能量特征，将油砂体划分为弹性驱、边水驱、注入水+边水驱、注入水单向驱、注入水多向驱和未动用等粪型。
2 剩余油分布模式及挖潜措施
根据沉积特征、物性特征、生产情况和测试资料，对不同类型油砂体水驱特征进行详细解剖，弄清不同类型油砂体在开发中存在的问题和剩余油分布模式，提出相应的挖潜措施。
2.1 弹性驱油砂体
弹性驱油砂体一般位于构造主体部位，砂体面积和地质储量相对较大，但没有形成有效的注采关系，采出程度较低，油层供液能力
不足，开发效果较差。
挖潜措施主要是依靠通过水井补孔或油井转注来完善注采井网；也可利用上返补孔，提高油砂体的井网控制程度。
2.2 边水驱油砂体
边水驱油砂体动用情况与边水活跃程度有关。
边水活跃的油田，油井注采井段长，层间矛盾大，造成油井含水上升快，过早水淹，降低了油砂体的开发效果。
因此，边水驱活跃的油砂体表现出含水率高、采出程度低的特点。
挖潜措施主要是对剩余油储量大的油砂体采取措施，在没有井生产的构造高部位进行上返补孔，控制油井生产压差，防止边水过早推进。
边水不活跃的油砂体水驱动力弱，可通过水井补孔或油井转注来提高水驱效果。
2.3 注入水+边水驱油砂体
注入水+边水驱油砂体开发潜力主要在注采井网不完善区域和层间非均质性形成的潜力区。
这类油砂体的治理方向是在利余油富集区域进行上返补孔，增加注水点，完善注采井网，优化注水层段，提高水驱控制程度，同时控制油井的生产压差，防止油井过早水淹。
2.4 注入水单向驱油砂体
注入水单向驱油砂体剩余油主要分布在井网不完善、注入水波及不到的区域，采取增加注水点、上返补孔等方法来提高单砂体的井网控制程度，调整砂体平面注采关系，扩大扫油面积；通过封堵油井高含水层，提高注水效果。
2.5 注入水多向驱油砂体
注入水多向驱油砂体由于平面非均质性较强，注入水易沿着一定的方向水窜，开发潜力区为注入水未波及到的区域。
这类油砂体应以水井为中心，采取调剖或增加注水点、关停高含水井等措施来改变水驱方向，增大水驱波及效率，提高注水开发效果。
2.6 未动用油砂体
未动用油砂体主要分布在动用程度低的层系。
由于砂体含油面积小、储量小、分布零散，纵向叠合差，未动用油砂体挖潜空间有限。
应根据层系开发的实际情况，对高含水井封堵出水量大的层，补射未动用层；对含水较低的井，当产量递减后，再射开未动用层来弥补产量亏空。
3 潜力油砂体筛选
根据油砂体储量分级、油砂体含水率和采出程度确定潜力油砂体筛选标准，筛选出不同类型油砂体的潜力油砂体，将筛选出的潜力区归属到具体的层系和上进行剩余油挖潜。
4 精细挖潜效果预测
从主力开发层系的潜力综合治理方案的预测结果与基础方案的
采出程度与含水率曲线（见图1）进行对比可看出，在相同采出程度下，综合治理方案的含水率低于基础方案。
预测期间的采出程度大大提高，预测含水率为98%时综合治理后的采收率为31.4%，较治理前预测的采收率（27.5/lo）提高了3.9百分点。
油田水驱控制程度和水驱动用程度从综合治理前的61%和45.42%，提高到综合治理后的79.5%和75.240/。
（1）对油砂体进行精细描述，可揭示不同类型油砂体开发中存在的问题，确定剩余油储量及分布位置，为注水油田高含水期进行剩余油挖潜提供依据。
（2）剩余油精细挖潜技术是基于剩余油定量描述进行的，但研究对象从常规的油田、区块、层系或井组进行的剩余油整体分析和整体挖潜细化到油砂体，更适应高含水期注水油田高度分散的剩余油挖潜的需要，且重点突出，剩余油描述准确。
（3）剩余油精细挖潜技术的精度受地质研究的精细程度以及生产动态数据和测试资料的准确性和全面性的影响。
参考文献
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