2024年3月25日发(作者：)

2021年第3期

工业、生产

特高含水油藏剩余油潜力评价及调整对策

王芳

1.2

 张云

1.2

 李蕾

1.2

1.中国石油化工股份有限公司河南油田分公司勘探开发研究院 河南 南阳 473132

2.河南省提高石油采收率重点实验室 河南 南阳 473132

摘要：水驱油藏进入特高含水高采出程度开发阶段，剩余油的分布更加复杂，开发难度逐年增大。以首次选取综合含

水大于98%的特高含水断块油藏为研究对象，选取综合含水和采出程度等指标建立剩余油潜力评价的标准，将剩余油潜力

分为四类。通过潜力评价，确定了特高含水期剩余油潜力方向，并进行分类调整对策研究。实施效果表明，在特高含油藏

仍然存在低含水剩余油潜力区，具有进一步提高采收率的空间。该研究成果对同类油藏开发后期提高采收率具有重要的借

鉴意义。

关键词：特高含水 剩余油 潜力评价 采收率

Study on Remaining Oil Potential Evaluation and Adjustment Strategy of Extra High Water Cut Reservoir

Wang Fang

1,2

，Zhang Yun

1,2

，Li Lei

1,2

1. Research Institute of Exploration and Development, Henan Oilfield Company, SINOPEC, Nanyang 473132

2. Henan Provincial Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery, Nanyang 473132

Abstract：Water drive reservoirs enter the development stage of extremely high water cut and high recovery degree, the 

distribution of remaining oil becomes more complex, and the development difficulty increases year by year. In this paper, for the 

first time, the ultra-high water cut fault-block reservoirs with a comprehensive water cut of more than 98% were selected as the 

research object, and the comprehensive water cut and recovery degree were selected to establish the criteria for remaining oil potential 

evaluation, and the remaining oil potential was divided into four categories. Through the potential evaluation, the remaining oil 

potential direction was determined, and the classification and adjustment countermeasures were studied. The implementation results 

show that there is still low water cut remaining oil potential area in the extra-high reservoir, and there is room for further enhancement 

of oil recovery. The research results have important reference significance for the similar reservoirs to improve oil recovery in the later 

stage of development.

Keywords：ultra-high water cut；remaining oil；potential evaluation；enhanced oil recovery

我国陆相稀油油田大多采用注水开发，由于平

面、层间、层内非均质性影响，随着开发的不断深

入，地下剩余油分布越来越复杂，挖潜难度也越来

越大，到了开发后期特高含水阶段，也仅能采出地

质储量的40%～50%左右

[1-3]

。国内外学者围绕剩余

油分布及调整方法开展了大量研究

[4-12]

，研究对象主

要针对综合含水小于97%特高含水油藏，对于综合

含水大于98%的极限含水率油藏研究较少。本文以

下二门油田下层系层系二为例，针对综合含水大于

98%的特高含水断块油藏，探索剩余油潜力评价及

调整对策研究。

果，提高区块采收率，已成为油田开发中十分紧迫

的任务。

2 剩余油潜力评价

2.1 潜力评价标准

剩余油潜力是特高含水高采出程度油藏进一

步提高采收率、减缓原油产量递减的基础和前提。

研究区目前综合含水高采出程度高，但实际生产中

发现仍存在较低含水低采出程度剩余油。通过单砂

体不同开发阶段注采流线、动用状况、水淹状况分

析发现：砂体西部低部位边水发育，主体部位注水

见效，动用较好，含水高；砂体东部物性变差，注

采见效差，动用较差，含水较低。统计结果表明：

纵向上各层东部采出程度低于砂体平均采出程度

10~20个百分点以上。因此，有必要确立标准进行

潜力评价研究。

采出程度反映了油层的动用程度，综合含水客

观反映了水驱开发效果的好坏。为进一步认识目前

剩余油潜力分布的特点，选取综合含水与采出程度

联合分类，建立了开发后期剩余油潜力评价标准见

表1，将剩余油潜力分为四类，并采用象限法，进行

直观展示。

Ⅰ类：高含水高采出程度的剩余油，综合含水

1 研究区基本情况

下二门油田下层系层系二为断层－岩性油藏，

含油面积2.16km

2

，地质储量157×10

4

t，主要含油

层位包括H3Ⅲ5、Ⅳ1、2、3小层，含油面积大小

悬殊，储量差异较大。由于砂体平面上东西部物性

差异明显，研究中将西部物性较好区域定义为主体

区。研究区自1978年投入开发以来，经过多次注采

井网调整，目前已进入特高含水高采出程度开发阶

段，综合含水98.22%，平均采出程度52.26%，平均

单井日产油0.4t，开发难度逐年增大。因此，如何

在开发后期特高含水高采出程度情况下改善开发效

9

工业、生产

量大于区块综合含水，采出程度大于区块平均采出

程度；

Ⅱ类：低含水高采出程度的剩余油，综合含水

低于区块综合含水，采出程度大于区块平均采出程

度；

Ⅲ类：低含水低采出程度的剩余油，综合含水

低于区块综合含水，采出程度低于区块平均采出程

度；

Ⅳ类：高含水低采出程度的剩余油，综合含水

大于区块综合含水，采出程度低于区块平均采出程

度。

表1 研究区开发后期剩余油潜力分类标准

潜力分类

综合含水变化范围，%

采出程度变化范围，%

Ⅰ类

综合含水＞区块综合含水

采出程度>区块平均采出程度

Ⅱ类

综合含水≤区块综合含水

采出程度>区块平均采出程度

Ⅲ类

综合含水≤区块综合含水

采出程度≤区块平均采出程度

Ⅳ类

综合含水＞区块综合含水

采出程度≤区块平均采出程度

2.2 剩余油潜力评价

研究区目前平均综合含水98.22%，平均采出程

度52.26%，根据潜力评价标准，将剩余油潜力分为

四类。

Ⅰ类：高含水高采出程度剩余油，综合含水大

于98.22%，采出程度大于52.26%，占总剩余地质储

量的34%左右。该类剩余油主要分布在主体部位，

历史井网完善，动用程度高，目前水淹状况严重，

地层压力高于原始地层压力。下步调整的重点是恢

复压力、降低含水。

Ⅱ类：低含水高采出程度剩余油，综合含水小

于98.22%，采出程度大于52.26%，占总剩余地质储

量的20%左右。该类剩余油主要分布在主体部位多

口油井或多口水井之间的压力平衡区、局部井网不

完善井区及断层控制构造高部位。调整的重点在基

于剩余油的井网完善。

Ⅲ类：低含水低采出程度剩余油，综合含水小

于98.22%，采出程度小于52.26%，占总剩余地质

储量的43%左右。该类剩余油主要分布在油层边部

物性较差、注采受效差区域，断层附近及微构造高

点，层间干扰较严重的中低渗透层段，剩余油二次

富集区，非主力层等。调整的重点在于提高储量动

用程度。

Ⅳ类：高含水低采出程度剩余油，综合含水大

于98.22%，采出程度小于52.26%。该类剩余油在研

究区分布较少，分散在物性相对较差边部。

从剩余油潜力评价结果可知：剩余地质储量主

要分布在Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类，其中Ⅱ类和Ⅲ类为剩

余油富集区，是下步调整的重点区域。

3 剩余油分类调整对策研究

3.1 分类调整对策

从剩余油潜力评价可以看出综合含水对剩余油

10

2021年第3期

效益开发的重要性，因此，特高含水期进一步提高

采收率的重点就是增油降水，实现稳产。研究中以

剩余油潜力为核心，主要针对Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类剩

余油，进行调整对策研究。

Ⅰ类剩余油：该类剩余油是水驱开发后期主要

剩余油类型之一，如何进一步提高该类剩余油是目

前的技术难点。针对异常高压、油井含水高等主要

矛盾，采取相应的调整措施。为恢复地层正常压力

系统，需调整目前注采结构，降低注采比，对主体

区异常高压区相对应注水井、层进行调停，对相应

油井进行提液生产，以尽快泄压。地层正常压力系

统的恢复，可保护正常生产油水井地下管柱，减少

措施过程中溢流等事故的发生。降低含水目前的主

要方法是封堵高耗水层带、大井距液流转向等，进

一步的增油降水需要结合微观剩余油分布特点进行

技术攻关。

Ⅱ类剩余油：该类剩余油虽采出程度较高，

但仍有进一步动用的潜力。动用方法主要是进行基

于剩余油的井网完善调整。针对油水井间压力平衡

区剩余油，通过油井转注、水井层系转换等方式调

整井网，进行液流转向。针对井网不完善井区及断

层控制剩余油，进行老井单井治理，针对潜力层段

进行复产、补孔等措施。对于边水能量较强、面积

较小的油砂体，注意配置合理的工作制度，周期开

采，避免边水突进较快造成油井水淹。

Ⅲ类剩余油：该类剩余油是特高含水期最具潜

力的剩余油类型，也是调整的重点区域。调整的目

标是提高储量动用程度，预防含水上升。对东部物

性较差、井控程度较低井区进行小井距加密完善注

采井网；对西北部动用较低井区选用老井侧钻，节

约成本；针对东部动用程度低、有老井控制井区，

通过老井治理，进行措施复产；针对自然产能较低

且动用较差井区，可采用压裂增产技术。

3.2 现场应用效果

根据剩余油分类调整对策，对下二门油田下层

系进行分区分类综合调整。调整后部署新井4口（下

T3-383、下T4-377、下T4-378、下T5-3717），侧

钻井1口（利用下D9-14井侧钻）。利用现生产油井

18口，老井复产7口，利用现注水井7口，复注1口，

油转注3口，调停注水井层7口见图1。

目前，已实施新井下T3-383井在邻井下T3-378

井日产油0.8t，含水97.7%的情况下，投产后日产油

13.4t，含水19.3%。老井单井治理中，为动用油井

间剩余油，补孔D9-355井H3Ⅲ5

1

层单采，在周围油

井日产油0.3~0.5t，含水95.8%~99.3%的情况下，措

施后日产油3t，含水83.6%。实施效果表明，在特高

含油藏仍然存在低含水剩余油潜力区，这也是该类

油藏的潜力方向。预计方案整体实施后综合含水降

低2.57个百分点，提高采收率2.07个百分点。

2021年第3期

工业、生产

[2]何更生，等.油层物理[M].石油工业出版社

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图1 剩余油分类调整区域图

4 结束语

1）建立了开发后期剩余油潜力评价标准，选

取综合含水与采出程度联合分类，将剩余油潜力分

为四类。

2）从剩余油潜力评价结果可知，剩余地质储

量主要分布在Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类，其中Ⅱ类和Ⅲ类

为剩余油富集区，是下步调整的重点区域。

3）确立了特高含水油藏进一步提高采收率的

目标是增油降水，实现稳产。针对剩余油潜力类

型，进行分类调整对策研究。实施效果表明，在特

高含油藏仍然存在低含水剩余油潜力区，这也是该

类油藏的潜力方向。

参考文献

[1]叶仲斌.提高采收率原理[M].石油工业出版

社，2006.

作者简介

王芳，1987年生，工程师，主要从事油田开发地质、

提高采收率技术方面的工作。

（上接第8页）

5.4 蜡产率高

国产催化剂蜡产率比THT催化剂的蜡产率高。

国产催化剂试用初期，蜡处理系统就满负荷运

行，而装置负荷为30t/h，为满负荷的68%，生产

FHM9455F1专用料装置运行负荷受到限制，不能高

负荷运行。

FHM9455F1达到了预期目标，生产出合格产品，验

证了国产催化剂在Hostalen工艺HDPE装置应用的可

能性。目前国产催化剂在应用方面仍存在不足，未

来将深入研究进一步提高其催化性能，满足工业化

生产装置长周期稳定运行的需要。

5.5 流化床分布板压差上涨较快

在国产催化剂试用过程中，流化床一区、二区

分布板压差均有上升趋势，该问题制约着装置的长

周期运行。

参考文献

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11

6 结束语

采用国产催化剂试产的双峰分布薄膜专用料