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摘要：老油田进入开发中后期，油田稳产只有在深入分析油藏开发状况、地质特征、水驱特征以及剩余油分布的基础上，真正找到造成油井长停低效的根源所在，针对问题对症下药，综合运用多种技术手段实施挖潜，才能切实有效的改善油井生产现状，达到油田增产增效的最终目的。
主题词：油田开发中后期 剩余油分布 水驱特征
1.概况
海南油田地理上位于辽东湾中北部，辽宁省大洼县西南21公里处，由陆滩和海滩组成。构造上整体为一断鼻构造，构造复杂;储层物性中等，为中孔中低渗储层，且非均质性较为严重，平均孔隙度为24%，渗透率为101×10-3μm2。开发主力油层为东营组三段，油藏埋深2035-2360，具有含油气井段长、油层多、单层薄的特点。
2.存在的主要问题
2.1 地处环保区域，高效产能接替措施受到严格限制
海南油田地处省级环保缓冲区内，近年来由于环保政策限制，自2016年后未规模部署新井，同时侧钻大修等大型进攻性措施也受到严格限制，油田稳产只能依靠老井挖潜。
2.2 上产措施结构单一，筛选难度大，效果变差
目前主力上产措施为调补层，近年来年调补层措施井次占比80%、措施产量占比94%。经过多年开发，目前d3段主力层动用程度已高达82%，调补层措施工作量逐渐萎缩且效果变差，近年来d3段主力油层调补层措施单井年平均增油仅235吨。
2.3 储层非均质性严重，水驱动用程度差异大
由于储油层呈条带状及透镜状发育，注入水首先向阻力小的高渗区突进，因此处于水下分支河道相沉积的油砂体见效快，见水快，而位于侧向上的低渗区，见效不明显。纵向上与注水井连通较好的高渗油层首先见效，水淹水窜较快，其它层水驱相对较差。
通过统计区块近年来吸水剖面资料，注水井总吸水层厚度占射开厚度的78.1%，其中主力吸水层厚度仅占射开厚度的38%，可是吸水量却占总吸水量的68%。说明在油井射开油层中仍有21.9%的低渗油层没有动用，动用油层中仍然有62%的中低渗层未完全发挥潜力。
2.4 注水开发中后期，水窜水淹严重
海南油田目前已进入注水开发中后期，纵向上和平面上的矛盾状况日趋严重，致使大部分油井水淹，部分油井水驱不受效。目前开井的69口油井中有39口井含水大于90%，井数占比56.5%，其中海南1块13口，海南3块26口。
3.稳产技术研究与实践
2.1 低阻油气水层识别技术
建立非主力层多参数电性图版，开展低阻油气水层识别与挖潜。针对d3段主力层动用高、剩余油层潜力差的情况，开展d2段非主力层二次评价挖潜工作。绘制电阻率-时差交汇图版、气测录井图版，重新确定油气水层识别标准。
结合电性图版、测井、录井、井史等资料，针对d2Ⅳ11单砂体开展精细描述，在海南1块构造高部位优选8口井实施气层、水层、干层挖潜，措施成功率100%，初期日产油高峰期达到51.9吨，阶段累计增油20029吨。
2.2 低渗储层压裂改造技术
系统评价低产井地质及开发特征，开展储层压裂改造。
2018年以来，系统的对海南油田低产井地质及开发特征进行深入分析论证，在储层物性差、能量保持好、采出程度低的区域优选潜力井实施压裂改造。
同时针对海南油田地质特征，优化配方体系与施工参数，保证了压裂效果：一是针对大井斜导致的避水厚度不够，优选压裂井段;二是在携砂液中混入纤维，提高砂拱稳定性，防止压裂砂返吐;三是设计采用多级加砂压裂工艺，提高支撑剂铺置效率和裂缝导流能力。
共实施4井次，初期高峰期日增油26.8吨，阶段累增油6910吨。
2.3 多元化精细注水技术
一是实施转注、复注、故障井修复等措施完善注采井网。共实施转注2井次、大修恢复长停井2井次，增加注水180m3/d，年累计增加注水22546m3，增加水驱储量5×104t。二是持续推进细分注水，完善注采层位对应关系，提高水驱动用程度。实施细分注水3井次、层段重组4井次、智能分注2井次，单井分层数由2.5层增加至2.7层，层间纵向矛盾得到有效控制。三是利用酸化解堵技术降低注水压力，保证主力区域能量补充。共实施多氢酸解堵6井次，平均单井降压4.5MPa、日增加注水量180方，实施后对应油井日增液15.8t、日增油3.2t，注水主力区域能量得到有效补充。四是强化注采井组动态跟踪，开展多元化注水调整工作。根据各井组不同水驱特点，实施脉冲注水、周期注水、轮替注水、点对点注水等多元化注水调整方式。通过以上工作有效开展，近年来年平均水驱增油保持在1200吨以上，自然递减得到有效控制，水驱产量自然递减由18.7%下降至目前的15.5%左右。
3.结论和建议
（1）油田产量的提升，源于正确的地质认识与创新的配套技术的应用。近几年通过综合运用多种技术手段实施挖潜，海南油田产量稳步提升，综合递减大幅下降，连续三年实现了综合负递减开发。
（2）老油田进入开发中后期，油田稳产只有在深入分析油藏开发状况、地质特征、水驱特征以及剩余油分布的基础上，真正找到造成油井长停低效的根源所在，针对问题对症下药，综合运用多种技术手段实施挖潜，才能切实有效的改善油井生产现状，达到油田增产增效的最终目的。
參考文献：
[1] 杜振惠，郭新军.注水开发油田延长稳产期技术及应用 [J]. 国外油田工程. 2004（02）.
[2] 乔良，南小东.长8开发特征研究及稳产技术应用效果 [J]. 石油化工应用. 2011（06）.
[3] 宁海川.杏北油田稳产参数确定及稳产趋势分析 [J]. 大庆石油地质与开发. 2003（02）.
[4]朱旭，杨建梁。何旭东.油田注水开发方式研究[J]. 化学工程与装备. 2019（12）.
[5]李晨毓，赵海林等.复杂断块深部调驱技术研究与应用[J].石油钻采工艺.2013（05）.
作者简介：景越，男，1980年6月出生于辽宁省盘锦市，满族，工程师，2007年毕业于大庆石油学院石油工程学院，目前在辽河油田金海采油厂采油作业三区任地质工艺室主任。
中油辽河油田公司 辽宁 盘锦 124010
主题词：油田开发中后期 剩余油分布 水驱特征
1.概况
海南油田地理上位于辽东湾中北部，辽宁省大洼县西南21公里处，由陆滩和海滩组成。构造上整体为一断鼻构造，构造复杂;储层物性中等，为中孔中低渗储层，且非均质性较为严重，平均孔隙度为24%，渗透率为101×10-3μm2。开发主力油层为东营组三段，油藏埋深2035-2360，具有含油气井段长、油层多、单层薄的特点。
2.存在的主要问题
2.1 地处环保区域，高效产能接替措施受到严格限制
海南油田地处省级环保缓冲区内，近年来由于环保政策限制，自2016年后未规模部署新井，同时侧钻大修等大型进攻性措施也受到严格限制，油田稳产只能依靠老井挖潜。
2.2 上产措施结构单一，筛选难度大，效果变差
目前主力上产措施为调补层，近年来年调补层措施井次占比80%、措施产量占比94%。经过多年开发，目前d3段主力层动用程度已高达82%，调补层措施工作量逐渐萎缩且效果变差，近年来d3段主力油层调补层措施单井年平均增油仅235吨。
2.3 储层非均质性严重，水驱动用程度差异大
由于储油层呈条带状及透镜状发育，注入水首先向阻力小的高渗区突进，因此处于水下分支河道相沉积的油砂体见效快，见水快，而位于侧向上的低渗区，见效不明显。纵向上与注水井连通较好的高渗油层首先见效，水淹水窜较快，其它层水驱相对较差。
通过统计区块近年来吸水剖面资料，注水井总吸水层厚度占射开厚度的78.1%，其中主力吸水层厚度仅占射开厚度的38%，可是吸水量却占总吸水量的68%。说明在油井射开油层中仍有21.9%的低渗油层没有动用，动用油层中仍然有62%的中低渗层未完全发挥潜力。
2.4 注水开发中后期，水窜水淹严重
海南油田目前已进入注水开发中后期，纵向上和平面上的矛盾状况日趋严重，致使大部分油井水淹，部分油井水驱不受效。目前开井的69口油井中有39口井含水大于90%，井数占比56.5%，其中海南1块13口，海南3块26口。
3.稳产技术研究与实践
2.1 低阻油气水层识别技术
建立非主力层多参数电性图版，开展低阻油气水层识别与挖潜。针对d3段主力层动用高、剩余油层潜力差的情况，开展d2段非主力层二次评价挖潜工作。绘制电阻率-时差交汇图版、气测录井图版，重新确定油气水层识别标准。
结合电性图版、测井、录井、井史等资料，针对d2Ⅳ11单砂体开展精细描述，在海南1块构造高部位优选8口井实施气层、水层、干层挖潜，措施成功率100%，初期日产油高峰期达到51.9吨，阶段累计增油20029吨。
2.2 低渗储层压裂改造技术
系统评价低产井地质及开发特征，开展储层压裂改造。
2018年以来，系统的对海南油田低产井地质及开发特征进行深入分析论证，在储层物性差、能量保持好、采出程度低的区域优选潜力井实施压裂改造。
同时针对海南油田地质特征，优化配方体系与施工参数，保证了压裂效果：一是针对大井斜导致的避水厚度不够，优选压裂井段;二是在携砂液中混入纤维，提高砂拱稳定性，防止压裂砂返吐;三是设计采用多级加砂压裂工艺，提高支撑剂铺置效率和裂缝导流能力。
共实施4井次，初期高峰期日增油26.8吨，阶段累增油6910吨。
2.3 多元化精细注水技术
一是实施转注、复注、故障井修复等措施完善注采井网。共实施转注2井次、大修恢复长停井2井次，增加注水180m3/d，年累计增加注水22546m3，增加水驱储量5×104t。二是持续推进细分注水，完善注采层位对应关系，提高水驱动用程度。实施细分注水3井次、层段重组4井次、智能分注2井次，单井分层数由2.5层增加至2.7层，层间纵向矛盾得到有效控制。三是利用酸化解堵技术降低注水压力，保证主力区域能量补充。共实施多氢酸解堵6井次，平均单井降压4.5MPa、日增加注水量180方，实施后对应油井日增液15.8t、日增油3.2t，注水主力区域能量得到有效补充。四是强化注采井组动态跟踪，开展多元化注水调整工作。根据各井组不同水驱特点，实施脉冲注水、周期注水、轮替注水、点对点注水等多元化注水调整方式。通过以上工作有效开展，近年来年平均水驱增油保持在1200吨以上，自然递减得到有效控制，水驱产量自然递减由18.7%下降至目前的15.5%左右。
3.结论和建议
（1）油田产量的提升，源于正确的地质认识与创新的配套技术的应用。近几年通过综合运用多种技术手段实施挖潜，海南油田产量稳步提升，综合递减大幅下降，连续三年实现了综合负递减开发。
（2）老油田进入开发中后期，油田稳产只有在深入分析油藏开发状况、地质特征、水驱特征以及剩余油分布的基础上，真正找到造成油井长停低效的根源所在，针对问题对症下药，综合运用多种技术手段实施挖潜，才能切实有效的改善油井生产现状，达到油田增产增效的最终目的。
參考文献：
[1] 杜振惠，郭新军.注水开发油田延长稳产期技术及应用 [J]. 国外油田工程. 2004（02）.
[2] 乔良，南小东.长8开发特征研究及稳产技术应用效果 [J]. 石油化工应用. 2011（06）.
[3] 宁海川.杏北油田稳产参数确定及稳产趋势分析 [J]. 大庆石油地质与开发. 2003（02）.
[4]朱旭，杨建梁。何旭东.油田注水开发方式研究[J]. 化学工程与装备. 2019（12）.
[5]李晨毓，赵海林等.复杂断块深部调驱技术研究与应用[J].石油钻采工艺.2013（05）.
作者简介：景越，男，1980年6月出生于辽宁省盘锦市，满族，工程师，2007年毕业于大庆石油学院石油工程学院，目前在辽河油田金海采油厂采油作业三区任地质工艺室主任。
中油辽河油田公司 辽宁 盘锦 124010