目前萨南开发区已全面进入高含水开发后期,一类油层大部分已进行三次采油开发,聚驱产量逐渐下降、水驱增储潜力越来越小、原油稳产的潜力主要集中在以二、三类油层为主的薄差层。大庆萨尔图油田南七区基础井网1965年投入开发,1985年进行了一次加密调整,1996年进行了二次加密调整,二次加密调整后区块可采储量增加,保持了区块稳产,改善了薄差油层的动用状况,初期取得了较好的开发效果。随着开采时间的延长,二次加密调整井含水上升速度加快,产量递减幅度大,压力系统不合理,注水方式不适应的矛盾日益突出。2000年二次加密调整井实施注采系统调整,采油井转注11口。2002年进行了三次加密调整。2011年为进一步改善区块开发效果,提高区块最终采收率,本文结合区块开发实际,在对区块剩余油成因及分布的基础上进行剩余油挖潜对策研究,对该区注采适应状况变差的井区继续开展注采系统调整工作,其研究成果为高含水期水驱油田稳产供理论依据,对于突破高含水期油层剩余油挖潜具有举足轻重的实践意义和现实借鉴价值。本文选取的研究对象是大庆萨尔图油田南部南七区二次加密及三次加密为对象以钻井、测井、取芯、等静态数据为基础建立剩余油模型,以吸水产液剖面、生产测井为衡量评价目前储层状态,以动态资料及套管状态进行单井挖潜研究。充分运用数值模拟注采关系评价方法,深化区块剩余油认识,借助前人研究理论、方法及成果,来构建南七区剩余油挖潜框架,总结区块剩余油分布特征及挖潜方向,综合评价区块剩余油水平。通过研究取得了如下结论和认识:1.将南七区主力油层萨、葡、高Ⅰ油层细分成110个沉积单元,建立了精细沉积格架。对主要7种沉积类型中井网控制的5种沉积类型进行研究,完成了区块的沉积相剖面图,为后续研究奠定了基础。2.将南七区部开采层位主要为萨至高Ⅰ共5个油层组,共统计108个小层。以小层作为模拟单元,模型纵向上划分为108个模拟单元,利用Petrel软件,将网格属性(孔隙度、渗透率、有效厚度)进行相控插值,得到的结果能够真实反映地层的变化趋势,为精细落实沉积体范围及剩余油分布奠定了基础。3.通过利用历年来油、水井的措施资料以及吸水产液剖面资料进行反复拟合,拟合地质储量为2891.473万吨,相对误差为0.28%,精度较高,为剩余油挖潜可行性提供基础。4.理论研究结果:注采井距过大,注水井启动压力越高,则不利于渗透率水平较低的薄差油层动用,因此确定在不进行加密调整的情况下,将区块的东西向相同井网注采井距调整为250m,南北方向二三次井网综合利用缩小注采井距为125m,构成五点法面积井网。5.研究表明平面上薄而稳定型三角洲砂体剩余油分布相对集中,是试验区区块调整挖潜的主要对象;纵向上剩余油分布在萨II组及萨III组中占区块剩余油的60%以上。6.研究表明该区块剩余油类型主要以油层动用差和注采不完善为主,这部分占剩余油砂岩厚度32.38%、有效42.50%,是该区块调整挖潜的主要对象。7.剩余油形成成因:葡差油层主要是由于纵向开发井段长,层间矛盾突出,下部油层动用差而形成的剩余油为主,在局部地区也存在一部分注采不完善型剩余油;萨差油层由于平面上注水井点少,注采关系不完善而形成剩余油。8.通过以细分层注水、精细堵水、补孔等相结合的方法完善单砂体注采关系,进而使得非主力油层的动用状况也得到明显改善,提高水驱控制程度,有效挖掘剩余油潜力,最终采收率有所提高,实现油田的可持续发展。