刘巍
（大庆方兴油田开发有限责任公司地质研究所黑龙江大庆16300）
摘要：某油田属于储层渗透率低、储量丰度低、单井产能低的“三低油田”，沉积相为三角洲相前缘亚相，砂体类型主要为水下分流河道、内前缘席状砂，砂体发育零散，水驱控制程度低。该油田剩余油主要受层内、层间、平面非均质性及开发因素的影响，目前低产低效井严重制约油田稳产开发，本文针对油田存在的主要矛盾，分析剩余油分布规律，提出低效井治理措施及下步挖潜建议。
关键词：低渗透油田；剩余油分布；主要矛盾；油田挖潜
1油田概况
某油田1998年12月投产，主要目的层葡萄花油层、其次为扶杨油层合采。共有采油井97口，平均单井日产液0.6t，日产油0.4t，综合含水40.4%；注水井11口，年注采比0.72，目前地层压力11.7MPa。
该油田处于松辽盆地北部中央坳陷区龙虎泡-大安阶地内，区内主要是两条继承性发育的大断层控制了全区的油水分布及沉积特征。古鼻状构造与断裂带配置关系，形成有利于油气聚集的地带。葡萄花油层沉积主要受北部沉积体系控制，沉积相为三角洲相前缘亚相，砂体类型主要为水下分流河道、内前缘席状砂。油层砂体有效厚度由北向南呈递减趋势，储层物性逐渐变差。葡萄花油层油水分布比较复杂，水夹层较发育，属于储层渗透率低、储量丰度低、单井产能低的“三低油田”。
2油田现状、主要增产措施及开发效果
随着油田开发的不断深入，年产液量、年产油量逐年下降，含水下降；由于周围连通油井数减少、地层条件变差导致注水井无效注水关井、地层不吸水关井数量增多，注水量下降。
2.1油田开发简况
某油田1998年12月投产，优先考虑葡萄花油层井网合理性的基础上，兼顾扶杨油层，采用300×300m井距正方形井网，在开发初期，借鉴国内外低渗透油田注水难受效的特殊地层条件，对葡萄花油层采取同步注水的生产方式，采用反九点法面积注水。
2.2油田主要增产措施
针对某油田砂体规模小、储层单一、连通性差、注采关系不完善等特点，一是油井采取压裂、补孔、渗析采油等治理措施；二是水井采取层段及全井周期注水等方案优化，通过各种综合治理办法，挖掘油田潜力。
1、油井压裂
葡萄花油层多发育独立不成片砂体，与周围水井连通效果差，各小层砂体发育不均，层间矛盾突出。为缓解层间矛盾，提高油层动用程度，开发早期对这类单层厚度大，含油量高的井采取压裂增产，改善油井渗流条件，充分发挥油井产能。优选出6口抽油机井实施压裂增产。
2、油井补孔
油田南部提捞井主要开采扶杨油层，钻遇葡萄花油层但投产初期未射孔，油层保持原始状态，存在大量剩余油。2012年对1口井补孔，取得明显增油效果。鉴于补孔后增油效果显著，查阅静态资料分析剩余油主要分布在油田58排以南，继续优选出油田葡萄花油层未射孔且发育较好的6口油井进行补孔。
3、水井渗析采油
扶杨油层注水开发三年，由于无法建立有效驱替压差，受效程度低，注水开发效果差。2006年对扶杨油层注水不受效方案关井的13口注水井开展渗析采油，共实施水转捞作业13口井。
3某油田葡萄花油层剩余油潜力及分布特点
某油田葡萄花油层剩余油分布主要受层内、层间、平面非均质性及开发因素的影响。通过对葡萄花油层剩余油分布的定量研究后，目前的主力小层就其绝对剩余储量来讲，仍然是重要的潜力层，相对差层剩余油为比较现实的挖潜对象，应作为今后调整挖潜的主力方向，主要有以下特征：
1、井网难以控制形成的剩余油
一些小型的透镜状或条带状砂体，井网很难控制，这些油层有些仍保持原始状态。主要挖潜手段是：对含有大量剩余油的油层补孔，提高动用储量。
2、注采系统不完善形成的剩余油
有些砂体只有油井没有水井，或者周围有水井，而目的层未射孔，仅靠天然能量采出少部分油，形成剩余油富集区。主要挖潜手段是：转注部分油井，补孔水井层位，完善注采系统。
3、层间干扰形成的剩余油
这类剩余油主要是相对于纵向上物性较差层而言，由于这部分油层在纵向上与其同时射开的油层相比，在岩性和物性上更差一些，因而弱吸水或不吸水，出少量的油或不出油，造成油层动用差或不动用而形成剩余油。下步主要挖潜手段是：对此类油井进行措施改造，提高差油层产能。
4某油田存在的主要矛盾及挖潜建议
随着油田注水开发时间的延长，油田长关低效井逐渐增多，这部分井采出程度高，挖潜难度较大，严重制约油田稳产开发，影响油田经济效益。
油田长关低效井比例大，制约油田稳产开发，为改善油田开发效果，提高油田开发经济效益，通过结合动静态资料深入分析，强化低效井治理。
1、转注长关高含水井，完善断层控制的断块注采关系
油田北部某井组中，2口油井主产层为PI22层，而水井该层未注水。对比分析，2口井依靠天然能力开采，地层能力得不到补充，产液能力逐年下降。建议转注长关高含水井，由于该井与油井均位于断层西侧，同时与主产层PI22发育同片砂体，且连通较好，转注后能够有效提高2口井的供液能力，完善断层控制断块的注采关系。
2、转注长关高含水井，提高PI31层水驱控制程度
从砂体图可以看出，该井与3口油井的主产层PI31层发育同片砂体，但连通注水井油压高注水效果差，周围连通油井地层能量得不到及时补充，产量逐年递减。建议：断层东侧转注长关水井，纵向3口水井PI31层南北线性注水，增加该层水驱波及面积，减缓自然递减，提高井组中油井供液能力t。
3、补孔3口井，治理南部低效提捞井
低效井多集中在区块南部开采扶杨油层的提捞井，2013年对发育葡萄花油层的6口井补孔，增油效果较好。因此优选出3口发育葡萄花油层具有补孔潜力的提捞井。
5几点认识
1.某油田属“三低”油田，油层见水后，采液和采油指数急剧下降，随着开发时间的延长，注入水造成油井含水上升速度快，易导致水淹。
2.某油田南部提捞井主要开采扶扬油层初期钻遇葡萄花油层未射孔，葡萄花油层砂体发育有效厚度由北向南呈递减趋势，储层物性逐渐变差，在挖潜剩余油潜力时，受到储层物性分布规律的限制，缺乏符合挖潜条件的井。
3.某油田葡萄花油层连续性差，砂体发育规模小，层间矛盾大，水驱控制程度低，油田注水状况也逐年变差，针对这类矛盾，可优选出符合油田开发井网的长关高含水井转注，提高水驱波及面积，及时补充地层能量。
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作者简介：刘巍，1987年出生。2012年毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，获第二学士学位，现在大庆方兴油田开发有限责任公司地质研究所工作