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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。
1.1常规水井酸化压裂
针对部分注水井储层发育差、压力较高完不成配注，优化注水井增注措施，改善油层吸水状况。对油层发育条件差、连通性差的注水井实施压裂，对油层污染、近井地带堵塞的注水井实施酸化，提高油层吸水能力。
2011年水井压裂完成2口井，累计增注1839m3。水井酸化完成13口井，累计增注2630m3。
1.2推广流动凝胶浅调剖技术
针对部分注水井吸水剖面很不均匀，存在明显高渗透层且无法细分单卡或套管变形井，利用吸水剖面资料、连通油井动态资料及找水资料，确认高渗透层后实施调剖，加强目的层吸水百分数，降低控制层吸水百分数。共实施9口，统计7口井调后效果，单井注入压力上S1.9 Mpa，有效期236天。
1.3通过补孔措施，完善注采关系
针对生平油田多向连通比例低、注采关系不完善的问题，根据各类油层剩余油潜力，采取整体加密与注采系统调整相结合的补孔优化技术，精细注采结构调整，改善水驱开发效果。目前完成1口井，统计补孔后效果，注入压力下降0.2MPa，日增注10m3，有效期186天，累计增注964m3。
2.精细油井挖潜技术，努力提高单井产量
在摸清剩余油分布和连通状况后，针对不同类型剩余油，在对储层深入认识及相关技术深入调研的基础上，优化常规措施、开展油井挖潜新工艺试验，提高油层动用状况。
2.1高含水井压裂技术
2.1.1压堵结合
为挖掘高含水井中动用差层的潜力，在生平油田高产液高含水区选择含水在95%以上井。施工中采用1.8～2.0m3/min的低排量，控制裂缝高度，适当减小加砂量，缝长控制在80～100m以内。2011年选择高含水低效井4口，压裂后采用机械堵水封堵了产水层。统计效果4口井压后初期平均单井日增液1.8t，单井日增油1.7t，综合含水下降33.5%，平均有效期219d。
2.1.2覆膜砂控水压裂工艺
以“高含水、低产油”为主要选井条件，开展了1口井的高含水井现场试验。
该井措施后增油3.5t/d，含水降低31.0%，有效期已达350天，取得了明显的控水增油效果。
2.2水力喷射打孔技术
水力喷射深度打孔通过径向钻孔可定向和可定深的特性，对受效差的层或井进行改造，缩短注采排距，完善注采关系，调整层间或平面矛盾 。因此根据油藏精细描述结果，在SP油田划分的低产液低含水区和低产液高含水区，进行水力喷射现场试验
现场进行2口井深度打孔试验，共完成12个分支，总计1020m的水力喷射径向钻井。初期平均单井日产液由2.6t上升到6.4t，日增油2.0t。从试验效果看，水力喷射深度打孔技术可实现剩余油的动用，提高单井产量和采收率，改善开发效果。
3.低效井长关井治理效果
3.1低产井
对比2010年12月SP油田494口采油井，2011年10月日产油低于1t井占56.5%，降低了4.8个百分点。
3.2长关井
2011年12月，油井利用率为74.0%，较2010年12月提高14.3个百分点。
三、結论及认识
1.通过精细地质描述，对SP油田单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，从而更有针对性的提出提出不同的剩余油分布类型及相应挖潜措施。
2.“一口井一工程”，优选措施高效挖潜：一是针对动用程度低的薄差层，采用细分压裂或水力喷射深度打孔，有效动用薄差层；二是根据单井含水情况，采用重复压裂、转向压裂、覆膜砂压裂，有效动用剩余油；三是根据油井高含水成因，采用机堵或化堵，改善层间及层内矛盾。
参考文献
[1]陈立滇，程杰成.油田化学新进展. 北京：石油工业出版社.1999.
[2]大庆外围低渗透油田开采技术 .北京：石油工业出版社.2002.
作者简介：陈旭东，男，1986年生，油藏工程初级工程师，现在大庆油田第八采油厂第三油矿工作，从事油藏措施管理岗位。
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。
1.1常规水井酸化压裂
针对部分注水井储层发育差、压力较高完不成配注，优化注水井增注措施，改善油层吸水状况。对油层发育条件差、连通性差的注水井实施压裂，对油层污染、近井地带堵塞的注水井实施酸化，提高油层吸水能力。
2011年水井压裂完成2口井，累计增注1839m3。水井酸化完成13口井，累计增注2630m3。
1.2推广流动凝胶浅调剖技术
针对部分注水井吸水剖面很不均匀，存在明显高渗透层且无法细分单卡或套管变形井，利用吸水剖面资料、连通油井动态资料及找水资料，确认高渗透层后实施调剖，加强目的层吸水百分数，降低控制层吸水百分数。共实施9口，统计7口井调后效果，单井注入压力上S1.9 Mpa，有效期236天。
1.3通过补孔措施，完善注采关系
针对生平油田多向连通比例低、注采关系不完善的问题，根据各类油层剩余油潜力，采取整体加密与注采系统调整相结合的补孔优化技术，精细注采结构调整，改善水驱开发效果。目前完成1口井，统计补孔后效果，注入压力下降0.2MPa，日增注10m3，有效期186天，累计增注964m3。
2.精细油井挖潜技术，努力提高单井产量
在摸清剩余油分布和连通状况后，针对不同类型剩余油，在对储层深入认识及相关技术深入调研的基础上，优化常规措施、开展油井挖潜新工艺试验，提高油层动用状况。
2.1高含水井压裂技术
2.1.1压堵结合
为挖掘高含水井中动用差层的潜力，在生平油田高产液高含水区选择含水在95%以上井。施工中采用1.8～2.0m3/min的低排量，控制裂缝高度，适当减小加砂量，缝长控制在80～100m以内。2011年选择高含水低效井4口，压裂后采用机械堵水封堵了产水层。统计效果4口井压后初期平均单井日增液1.8t，单井日增油1.7t，综合含水下降33.5%，平均有效期219d。
2.1.2覆膜砂控水压裂工艺
以“高含水、低产油”为主要选井条件，开展了1口井的高含水井现场试验。
该井措施后增油3.5t/d，含水降低31.0%，有效期已达350天，取得了明显的控水增油效果。
2.2水力喷射打孔技术
水力喷射深度打孔通过径向钻孔可定向和可定深的特性，对受效差的层或井进行改造，缩短注采排距，完善注采关系，调整层间或平面矛盾 。因此根据油藏精细描述结果，在SP油田划分的低产液低含水区和低产液高含水区，进行水力喷射现场试验
现场进行2口井深度打孔试验，共完成12个分支，总计1020m的水力喷射径向钻井。初期平均单井日产液由2.6t上升到6.4t，日增油2.0t。从试验效果看，水力喷射深度打孔技术可实现剩余油的动用，提高单井产量和采收率，改善开发效果。
3.低效井长关井治理效果
3.1低产井
对比2010年12月SP油田494口采油井，2011年10月日产油低于1t井占56.5%，降低了4.8个百分点。
3.2长关井
2011年12月，油井利用率为74.0%，较2010年12月提高14.3个百分点。
三、結论及认识
1.通过精细地质描述，对SP油田单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，从而更有针对性的提出提出不同的剩余油分布类型及相应挖潜措施。
2.“一口井一工程”，优选措施高效挖潜：一是针对动用程度低的薄差层，采用细分压裂或水力喷射深度打孔，有效动用薄差层；二是根据单井含水情况，采用重复压裂、转向压裂、覆膜砂压裂，有效动用剩余油；三是根据油井高含水成因，采用机堵或化堵，改善层间及层内矛盾。
参考文献
[1]陈立滇，程杰成.油田化学新进展. 北京：石油工业出版社.1999.
[2]大庆外围低渗透油田开采技术 .北京：石油工业出版社.2002.
作者简介：陈旭东，男，1986年生，油藏工程初级工程师，现在大庆油田第八采油厂第三油矿工作，从事油藏措施管理岗位。