探索适应濮城油田剩余油挖潜的新途径（采油二厂）

依靠技术进步 探索适应 濮 城 油 田 剩 余 油 挖 潜 新 途 径 采 油 二 厂 一、油田概况及采油技术指标变化情况 二、采油工艺技术发展现状及取得的效果 三、目前存在的主要技术难题 四、下步采油工艺发展思路、潜力及对策 汇 报 提 纲 油田概况及采油 技术指标变化情况 第一部分 （ 一 ） 油田概况 濮城油田是一个埋藏深 、 含油层系多 、 非均质性严重的断块油气藏 。 纵向上划分为 11套开发层系 33个开发单元 ， 动用含油面积 石油地质储量 13999 104t， 可采储量 4889 104t， 标定采收率 截止到 2002年 10月共有油水井 1517口 ， 其中油井 914口， 水井 603口 。 油井开井 788口 ， 井口日产液水平 32254t， 日产油水平 2641t， 综合含水 平均单井日产液水平 日产油水平 地质采出程度 油田自然递减 综合递减 注水井开井 418口 ， 日注水平 45052平均单井日注1092002年 1104累积注采比 一、油田概况及采油技术指标变化情况 （ 1）有杆泵概况 濮城油田抽油机总井数 714口，开井 619口，其中报废开井 51口，日产油 平均含水 1、有杆泵采油技术 (二 )采油技术指标变化情况 、泵径变化情况 （ 2）近几年抽油机井指标变化情况 近三年来平均泵径波动不大，但总的趋势在平稳的变小，由 1999年 12月份的 泵径变小的主要原因是由于油田整体动液面下降、泵挂加深造成的。 、 冲程和冲次变化情况 冲程和冲次变化比较明显，平均冲程由 1999年12月的 平均冲次则由 下降到 分。以上两参数的变化对降低躺井率、延长检泵周期起到了积极的作用。 5 次 理论排量、泵效变化情况 1999年以来平均单井理论排量整体是下降的，平均泵效前两年稳定在 45%左右，今年有所下降，主要原因是新井投产采二、三类油层造成的。 量 泵挂深度 、 动液面 、 沉没度变化情况 近三年来，动液面呈下降趋势，平均泵挂深度逐渐加深，沉没度有所减小。 733 738 737 749 691682 7071202 12331252 12611325 1344 13221935 时间平均沉没度（米） 平均动液面（米） 平均泵深（米） 总的来看 ， 我厂的沉没度偏大 ， 在 700 但油井的真实沉没度可能要小 。 2002年 10月 ， 对两口动液面较浅 ， 而功图反映严重供液不足的井进行了消泡试验 。 21399496m， 下降了 470m； 9214036m， 下降了 722m， 可以看出泡沫段在部分井是存在。 这些井主要分布在濮城油田沙三段及文卫濮结合部油藏 ， 据统计共有 215口 。 有杆泵检泵周期变化 近几年来由于在机采控躺方面应用了多项配套技术，抽油井检泵周期逐步延长，由99年 12月的 396天延长到目前的 449天，延长了 53天。 ） 目前濮城油田电泵井开井数 155口，平均单井日产液 产油 2、 电泵井采油技术 （ 1）概况 （ 2） 近几年电泵井指标变化情况 、 理论排量 、 泵效变化情况 从 1999年到 2000年，由于加大了低渗油藏的提液，理论排量、泵效减小； 2001年以来，对低液量、低效电泵井的结构进行调整，理论排量、泵效逐步增大。 效 平均泵深 、 沉没度 、 动液面变化 从 1999年到目前由于整体液面呈下降趋势，平均泵挂深度逐步加深，沉没度逐步减小。 没度 动液面 1999由于近几年加大电泵井的管理和配套技术的应用 ， 电泵井的检泵周期不断延长 ， 由1999年 12月的 365天延长到 2002年 10月的 416天 ， 延长了 51天 。 第二部分 （一）机械采油技术 机械采油工艺技术是濮城油田最为成熟的配套技术之一 。 无论是机采提液 、 提高泵效技术 、 控躺治躺技术和延长检泵周期技术 ， 经过长期不断更新完善与配套 ，基本适应了濮城油田现阶段提液的需要 。 1、 有杆泵采油技术 （ 1） 深抽提液配套技术 目前已形成 3270 抽油杆形成了钢杆 、 玻璃钢杆、 高强度杆 、 防腐抽油杆等各种规格抽油杆。 深抽技术已相当配套完善 ， 其与下电泵 、泵升级等机采提液措施一起成为油田高含水期重要的提液增油手段 。 （ 2） 综合防治偏磨技术 濮城油田防偏技术经历了四个阶段：第一阶段是在抽油杆上安装分瓣式扶正器，分瓣式扶正器缺点是易磨损，磨损后易造成抽油杆被卡。第二阶段引进了油管杆修复线，并应用了井口管、杆缺损探伤技术。第三阶段是在抽油杆上固化扶正器，并开展旋转井口试验。第四阶段建立了固化抽油杆生产线，并开展了旋转减振悬绳器装置试验。 （ 3） 防气配套技术 在防气上我厂主要应用了加长回流式气锚和环阀式防气泵。从 1999年至 2002年使用加长气锚 60口井，前后对比增液有效 50口，有效率 增油有效 41口，有效率 日增液 264t， 日增油53t， 平均单井日增液 日增油 平均泵效提高 15%。 环阀式防气泵 2001年 12月开始下井试验 ， 目前已下井 9口 ， 这些井含水在 40%以下 ， 油气比大于150m3/t， 实施后单井日增液 日增油 效提高了 此外 2002年我厂试验了采油院开发的旋流式气锚 、 长管串气锚 ， 也见到一定的防气效果 ， 单井提高泵效 5%以上 。 该工艺技术有待进一步试验观察 。 （ 4） 防腐蚀配套技术 在防腐上一是采用了端点加药技术 ， 二是井筒加缓蚀剂技术 ， 三是井下管串阴极保护技术 。 目前已在全厂 110座计量站建立端点加药系统 ， 以解决集输管线腐蚀问题 ， 对于 228口腐蚀严重的井采取定期加缓蚀剂技术 ， 对腐蚀严重的 28口井 （ 抽油机 8口 ， 电泵 20口） 采用下防腐抽油杆 、 安装井下阴极保护装置等技术 ， 取得了较好的效果 。 针对油井出砂 ， 主要应用了长柱塞式防砂泵和双层滤砂筛管 ， 基本解决了砂卡造成的躺井；在防垢 、 防盐上应用了定期加防垢剂 、 抑盐剂 ， 并实施防 、 除 、 阻垢相结合的配套技术 ， 基本解决了出砂 、 结垢 、 结盐问题 。 （ 5） 防砂 、 防垢 、 防盐配套技术 濮城油田通过强化机采系统配套 ， 形成了完善的深抽配套提液技术 ， 防偏磨技术 ， 防气配套技术 ， 防腐 、 防砂 、 防垢 、 防盐配套技术 ， 并形成了完善的管杆修复探伤技术 ， 新增了固化抽油杆生产设备 ， 配套了井口和井筒防偏技术 。 今年与去年同期对比躺井率由 降到 检泵周期由 417天 延长到 449天 。 2、 电泵井配套采油技术 目前全厂共有电泵井 155口，形成了 30到320方等不同类型泵型，满足了不同类型油藏提液的需要。 （ 1） 、 电泵井防气技术 电泵防气技术主要应用了双级分离器 ， 目前已在 100方以下的井全部进行了应用 ， 双级分离器可大大提高电泵井的油气分离效果 ， 消除了气体对机组的影响 ， 检泵周期由原来的 256天延长至目前的 350天 。 （ 2） 电泵井防除垢技术 目前在电泵井除垢方面采取了除 、 防 、 阻相结合治理措施 ， 除即利用化学除垢剂对地层井筒除垢；防是使用强磁防垢器抑制垢的形成；阻是利用阻垢剂 ， 在正常生产过程中 ， 定期加少量阻垢剂 ， 阻止垢的形成 。 通过除 、 防 、阻相结合 ， 延长了电泵井检泵周期 ， 平均检泵周期由以前的 260天延长至 389天 。 （ 3） 电泵井防腐技术 由于电泵井排量大 ， 应用加防腐剂不太适应 。 在应用防腐剂的基础上 ， 开展了阴极保护技术试验 ， 并取得了较好的效果 ， 目前对于井下腐蚀严重的 20口井进行了应用 ， 效果良好 。 （ 4） 地面配套技术 电泵过压保护装置应用 电压波动是造成电泵井躺井的重要原因 ， 为此应用了电泵过电压保护装置及新型的 目前已推广应用 3套 。 、 供液不足井变频器的推广应用 供液不足将造成电泵井的检泵周期缩短 ， 为此应用了变频器自动控制技术 ， 在 5 运行周期由原来的 60天延长到目前的 180天 。 、 应用电泵遥控检测技术 为提高生产时率 ， 应用了电泵井遥控检测技术 ， 此技术能24小时对电泵井进行监控 ， 2000年 5月份进行了试验 ， 目前已应用 100口井 。 、 优化电泵高 、 低温电缆配置 为了延长电泵在高温下使用寿命 ， 对井下电缆进行高 、 低温组合 ， 提高经济效益 。 1999年以来，通过完善配套电泵井采油工艺技术，电泵井躺井井数减少，检泵周期不断延长。躺井数由 1999年的215井次下降到 2002年 10月的 117井次，检泵周期由 99年的 365天延长到 2002年 10月的 416天，延长了 51天 。 （二）油层改造工艺技术 1、压裂工艺技术 近几年来，为了提高压裂效果，压裂工艺技术呈现以下几个特点：一是由笼统压裂向分层压裂发展，特别是卡双封压裂技术得到了应用；二是由低砂比、小型压裂向高加砂比、大型压裂方向发展；三是由单井压裂向区块整体压裂方向发展。同时随着压裂工艺技术的不断完善，压裂的整体效果在逐年变好。 1999年度 合压井数 投球井数 卡封井数 限流井数 合计1999年 28 20 1 1 502000年 32 43 2 772001年 108 83 7 1982002年10月81 20 31 1 133合计 249 173 41 2 465从上表可以看出，从 99年到 2002年压裂的 465口井中，合压井数 249口，分压井数 216口，且分压井数在不断增加。 1999从上表看出，近年来压裂的支撑剂用量在逐年加大，加砂比在逐步提高，压裂有效率也在逐年提高。 1999 50 70 49 717 7 123 77 1495 98 284 195 4337 33 133 3362 458 477 454 2477 数 次数 对比井支撑剂效率%濮城油田 1999井数日产液数日产液数日产液9 99年 24 1 12000年 37 6 6 92001年 89 8 5 022002 年10 月48 1 4 13 33合计 198 1 96 4 465年度新投井 新井二次措施 老井压裂合计由于压裂技术的不断进步，使压裂的效果在逐年变好，从上表可以看出，从 1999年到 2002年老井压裂单井日产油由 加了 2002年油井卡双封压裂效果统计 2002年开展了卡双封压裂技术的应用，共实施 8口井，前后对比日产油由 井增油 日产液t 日产油t 含水% 日产液t 日产油t 含水% 日产液t 日产油t 含水%三中30 三中3 35 三中7 36三上9 三上12 二下315 8合 计 裂层位 厚度/层数 压裂日期压裂前 压裂后 压后 2002年 133井次，其中新井压裂 48井次；老井压裂 74井次，有效 67井次，有效率 压后单井日增油 合含水下降 单井阶段累增油 363t。截至目前已累积增油26863t。 2、酸化工艺技术 近年来，濮城油田采用了以下几种酸化技术： （ 1）降压增注技术 （ 2）超高压增注技术 （ 3）层内生气驱油技术 （ 4）多级酸化技术 1999注水井降压增注技术从 1999年开始进行试验并进行推广 ，到 2002年共实施 172井次，单井日增水量 54累积增加注水量 104在对应油井上有 125口油井见到注水效果，日增油 累积增油 19584t。 油压1 00 64 16 100 114 1 2313352000年 41 21 130 65 14 130 131 6 3669212001年 48 21 130 49 16 130 102 3 2772602002年 42 20 64 19 120 109 5 105256合计 172 20 60 16 120 114 4 980772时间 井次施工前 施工后 差值累增水量）01020304050601 2 3 4 5 6 7 8 9 度酸化2）0102030405060701 2 3 4 5 6 7 8 9 度2002年 6月 23日进行酸化，配注 150实际注水 120酸化后注水压力 日注水146日增注水 26注水剖面来看，酸化前只有沙二上 24、 5、 6三个小层吸水，吸水厚度 层，酸化后吸水厚度 层，并且主力吸水层吸水得到控制，吸水差的层得到加强，新增吸水层 层。 2002年在卫 42块、卫 79块开展 5口井超高压增注技术试验，措施前平均油压 平均日注 33措施后平均油压 平均日注 100累计增注 8943 2002年 6月份在 5口井进行了层内生气驱油试验，措施前平均油压 日注 181措施后平均油压26日注 260累计增注 15337 2002年开展了 4242424225 实施后注入压力由 39 4 下降了 日注水量由 33 12 提高了 79 目前注入压力 39 日注水量 35 有效期 75天。 根据上述试验情况及效果，降压增注技术满足了濮城油田中低渗油藏酸化的需要，显示了较好的适应性。超高压增注技术、层内生气驱油技术、多级酸化技术对于特低渗油藏酸化存在有效期短，平均有效期 2 濮城油田历年油井化堵效果表 1998年下半年开始油井堵水工作，到 2002年共实施油井化堵 96井次，成功 89口，工艺成功率 其中有 67井次有增油降水效果，有效率 累积增油 64779t，有效期平均为 375天。 年 份 井次有效井次单井费用（万元）总费用（万元）当年增油（t）平均有效期（d）有效期内增油（t）1998年 13 9 468 500 167621999年 26 17 0023 444 224662000年 20 16 926 455 174412001年 21 15 240 352 32402002年10月 16 10 870 123 4870合 计 96 67 7527 375 64779（ 三 ） 、 油水井化堵工艺技术 化堵井排液情况统计 由于存在高压层向低压层倒罐的现象 ，部分井堵水后要经过长时间的排液才能见到效果 ， 从表可以看出 ， 最长的排液时间达到132天 。 液t 油t 含水% 液t 油t 含水%514 9 16 34 开抽51天见效33 9 8 890 开抽113天见效65 4 8 2 48 开抽132天见效510 0 100 11 4 020 开抽70天见效合计 103 4 092井 号开井日期 见效日期措 施 前 措 施 后 日增油城油田历年水井分层挤堵效果表 年 份井 次（次）单井费用（万元）总费用（万元）见效油井数（口）平均有效期（天）累计增油（t）1999年 2 25 50 5 444 7 5 455 2 4 298 0 02 30 189 1 4 346 999年开始进行水井分层挤堵 ， 共实施 61井次 ， 工艺成功率 平均有效期为 346天 。 截止2002年 10月底 ， 有 74口油井见到了增油降水效果 ，累计增油 累计降水 36508 1999年开展了水井堵漏的试验 ， 并取得了成功， 到 2002年 10月共堵漏 75口 ， 上升了 增加水驱控制储量 104 t， 104t。 同时有 103口对应油井见到堵漏效果， 日增油 已累积增油 9573t。 1999 10 571 479 92 1 12 21412000 21 862 12 3684 178 5 11 24122001 26 123 910 213 5 21 35102002 18 512 458 54 7 12 1510合计 75 4068 13 13531 537 88 56 9573年度 井数措施前 措施后 差值 增加 对应油井数见效油井井数年增油 （四）大修工艺技术 目前成熟的大修工艺技术有五种： （ 1） 挤封窜工艺技术 （ 2）浅层取换套工艺技术 （ 3）复杂落物打捞工艺技术 （ 4）悬挂 4 套管工艺技术 （ 5）侧钻工艺技术 20000月油水井大修统计 2000年 86口 ， 其中油井 83口 ， 水井 103口 ， 日增油水平 104 t。 共恢复控制储量 104t， 恢复可采储量 127. 65 104 t， 恢 复 水 驱 动 用 储 104t。 2000 大修 49 20 29 73 1301 3839 5 392001 大修 57 30 27 79 429 9094 修 80 33 47 169 953 4824 86 83 103 6683 17757 56 别总井数油井水井效 果 年累增油年累增注104恢复油井日增油（ t ）水井对应油井日增油（ t ）油井（ t ）水井对应油井（ t ）控制储量 1040404t 到 2002年 10月底，共有注水井 603口（包括事故井 193口），根据地质要求全油田需要分注井 243口（不包括事故井），实际分注井135口，分注率 在未分注的 108口井中，有 42口井注水压力属于高压注水井（注水压力大于 30 对于剩下的 66口未分注井将根据我厂的生产情况将分阶段逐步实施。 （五）分层注水 分注率低主要原因是：一是注水井井况不断恶化，适合分注的井数少；二是部分沙三段水井和外围低渗油藏水井注水压力高，封隔器有效期短，无法测试，加剧了分注工作的难度；三是由于作业队伍紧张，施工队伍少。 995年 1997年 1999年 2001年分注率(%)1993由于受多种因素的影响，特别是 97年以来与加拿大合作的影响，分注井数在逐渐减少，到 1999年全油田仅有分注井32口，分注率只有 但从 2000年以来，由于加大了水井的分注力度，使分注井数不断增加。 （六）、提高采收率技术 针对濮城油田的实际，近年来在提高采收率方面进行了探索，主要开展了以下几项技术： （ 1） 区块整体调剖技术 （ 2） 弱凝胶和预交联调驱技术 （ 3） ”2+3”驱油技术 （ 4） 氮气驱油技术 （ 5） 吞吐技术 1、调剖技术 1996年与石油大学合作在沙二上 2+3油藏开展区块整体调剖试验，到 2001年沙二上 2+3共实施整体调剖 12轮 375井次，注水井经过多次调剖后， 经过 12轮次的调剖 , 沙二上 2+3油藏共有 228口油井见到调剖效果 ,累计增油 104t。 从 1996年，濮城油田通过应用调剖技术，满足了沙二上 2+3油藏提高采收率的需要，使区块的整体效果得到了改善，但随着调剖轮次的增加，整体效果在逐渐变差，特别是进入 1999年以后，沙二上 2+3油藏的调剖效果在明显变差，显示了调剖技术的局限性。 2、弱凝胶和预交联调驱技术 调驱技术在 2000年开展试验，主要应用了弱凝胶调驱和预交联调驱两种技术。 （ 1）弱凝胶调驱 2000年到 2002年 10月底共实施 38井次 ， 其中西区沙二上 2+3油藏 15井次 ， 南区沙二上 2+3油藏14井次 ， 东区沙二上 2+3油藏 9井次 。 38井次实施后 ， 平均注水压力从 高了 提高了 调驱2）01020304050601 2 3 4 5 度调驱2）051015202530351 2 3 4 5 度如 2001年 12月进行了调驱 ， 从调驱前后剖面对比可知 ， 调驱前主要吸水层为沙二上 25、 6、 7， 吸水厚度 层 ， 调驱后沙二上 25、 6小层吸水得到了控制 ， 沙二上 25相对吸水由调驱前的 降到调驱后的 沙二上 26相对吸水由调驱前的 降到调驱后的 层 ， 启动新层 层 ， 吸水剖面得到较好的改善 。 （ 2）、预交联调驱技术 2001年到 2002年 10月底共实施 29井次， 主要集中在西区沙二上 2+3实施 ， 共 17井次。 实施后注水压力平均上升 根据 29口井统计 ， . 4 提高了 3、 “ 2+3” 驱油技术 该技术 2000年现场试验 3口井，其中沙一下层系1口（ 1沙二上 2+3层系 2口（ 22 105002400027000见到驱油效果。 该技术在濮城油田的适应性还有待于进一步探索，但却是濮城油田今后努力的方向，应加强这方面的研究，进一步完善这项技术。 4、氮气驱油技术 2000年在 42 最高注入压力 55常注入压力 50积注入液氮 867注入 475 方案设计注入液氮 1568际注入 867因资金最后不足 ， 未完成方案设计注入量 。 5、吞吐技术 （ 1）表面活性剂吞吐 为探索沙一下和沙二上 1油藏提高采收率，开展了吞吐试验， 2000年 0口井。 其中有效井 2口，累积增油 2120吨。该技术在试验初期取得了比较好的效果。但后来由于选井、配方等多方面的原因，在 2001年进行的试验井中没有取得效果，吞吐技术在濮城油田的适应性还有待于进一步研究。 （ 2）微生物吞吐 2000年以来共实施 11口，有效 5口，日增油 9t， 平均单井日增油 目前累增油130t， 平均有效期 25天。 （ 3） 2001年 口，施工后关井扩散 20天下泵生产，日增油 水下降12%，累计增油 120t， 有效期 132天。 （ 4）阿波罗解堵 2002年在 92工前日产液 日产油 开井后初期日产液 日产油 8.2 t， 含水 日增油 累积增油 260t。 濮城油田目前存在 的主要技术难题 第三部分 近年来 ， 濮城油田通过大力开展技术攻关 ， 积极引进新工艺 、 新技术 ， 以调整注采结构 、 完善井网 、 提高采收率为中心 ， 切实推进采油工艺技术的进步与创新 ， 使濮城油田采油工艺技术得到了进步与发展 ， 采油工艺技术整体水平基本满足了濮城油田的需要， 其适应濮城油田的主要技术有： （ 1）机采配套技术基本完善，可以满足濮城油田提液深抽的技术需求； （ 2）油水井化堵工艺技术满足了濮城油田分层堵水的需求，为二、三类油层的挖潜提供了技术支撑； （ 3）压裂技术能够满足濮城油田油层改造的需求，压裂技术要逐步向卡双封、高砂比、低污染方向发展； （ 4）酸化技术对中渗油藏是适应的，基本满足了 25 （ 5）大修工艺技术在复杂落物打捞、侧钻、下 4 套管、浅层取换套技术基本成熟，满足了大部分事故井修复的需要； （ 6）分注工艺满足了中低压油藏分层注水的需要；为动用二、三类油层提供了技术手段； （ 7）调剖工艺技术已经成熟，调驱技术在沙二上 2+3油藏的应用见到了较好的效果，为沙二上 2+3油藏的稳产提供了技术保障。 随着濮城油田已整体进入高含水开发后期，一 些工艺技术需要进一步完善和攻关，以适应濮城油田剩余油挖潜和提高采收率的需求。目前濮城油田采油工艺技术存在的主要难题是： 1、 特低渗油藏注水技术 特低渗油藏主要指文卫濮结合部油藏，这些油藏的特点是油藏埋藏深，物性差，渗透率低，超高压注水（大于 40注水困难。这部分油藏地质储量 3216万吨，这类油藏是濮城油田下步原油产量新的接替点，目前最大的难题是注水工艺不配套，高压注水难，因此必须解决好相应的注水配套技术，通过注水提高地层能量，提高水驱控制程度和水驱动用程度。 2、 抗高温高盐驱油技术 濮城油田由于地层温度高 ， 地层水矿化度高 ， 现使用的聚合物存在易降解 ， 有效期短 。 耐高温 、 高盐的聚合物尚未试验 ， 近年来虽然开展了一些提高采收率技术探索 ， 尚未找到适应濮城油田进一步提高采收率的主导技术 。 3、 套损井修复技术 目前急待攻关的套损井修复技术主要有三种： 1） 套管错断修复技术； 2） 套变井扩径修复技术； 3） 套漏井衬管补贴技术 。 三项技术中套管错断目前还没有修复技术， 后两种技术都尚不完善 。 套管补贴技术目前还存在贴不住或贴后通径变小的难题；扩径技术存在扩不开或扩开后短时间复原的难题 。 4、高精度找水技术 找水技术是堵水成功的关键 ， 目前堵层技术已经成熟 ， 而找水技术相对滞后 ， 虽然应用了多种找水技术 ， 但都存在一定的局限性 。 找水技术存在找水成功率低 ， 不能满足油田找水的需求 ， 急需开展这方面的技术攻关和技术引进 ， 使找水技术取得突破 。 5、高压分注和测试技术 目前濮城油田高压分注存在的主要问题是井下封隔器有效期短 ， 不能满足高压 、 高温分层注水的需要 。 解决好高压分注井井下工具配套是搞好低渗油藏高压分层注水的关键 ， 因此必须对高压分注及配套井下工具进行研究和攻关 。 同时高压测试技术目前还不具备 ， 无法进行高压测试 。 因此建议分公司给予帮助尽快解决 ， 使这些技术尽快取得完善和配套 ， 以适应高压分层注水的需要 。 下步采油工艺发展 思路、潜力及对策 第四部分 采油工艺发展思路 坚持“储量、产量、效益”三统一原则，紧紧围绕提高采收率这一主题，以科技攻关年为契机，强化采油工程与油藏工程的紧密结合，大胆实践，勇于创新，逐步完善适合濮城油田分类油藏剩余油挖潜工艺技术，为改善油田开发状况提供技术支撑。 1、特高含水油藏剩余油挖潜提高采收率技术 特高含水油藏主要包括沙一和沙二上 1，存在的主要问题是油藏处于二次采油末期，大部分油水井已报废，水井停注，油井产能低，主力层严重水淹，层间隔层小 ,分层开发难度大 ,剩余可采储量少。 对于沙一油藏，两个主力小层 12、 13存在非均质差异，层间还有一定潜力。沙二上 1油藏剩余油饱和度较高，仍有一定的挖潜潜力。根据存在的潜力，在进行剩余油研究的基础上，开展两项先导试验。 分 类 油 藏 潜 力 与 对 策 （ 1）全封再射技术。根据 井试油情况，在取得认识的基础上，对动用差的沙一下 12小层采取单采，利用该油藏已报废的油水井，选择有利井点开展全封再射技术，挖潜沙一下 12小层的潜力； （ 2）在剩余油研究的基础上，依靠老井恢复，在沙一下 13小层选择 2验成功后，逐步在沙一下和沙二上 1油藏扩大推广，以充分挖潜油藏的潜力。 2、以调驱为手段，进一步提高沙二上 2+3油藏采收率 沙二上 2+3是典型的厚油层块状油藏，存在的主要问题是层内非均质性严重，采收率低，与开发阶段不相适应。 其潜力是层间物性差异大、层内夹层多，层内、层间还存在大量的剩余油。根据这一现状，在目前注采井网完善的情况下，进行整体调驱，并实施调剖与调驱相结合，提高驱油效率；同时在今年预交联和弱凝胶调驱的基础上，加大复合调驱的实施规模，并抓好以下几个先导试验： （ 1）耐温耐盐疏水缔合聚合物驱油先导试验； （ 2）球型颗粒微观流向改变剂调驱先导试验； （ 3）合成聚合物驱油先导试验。 3、依靠分层技术实现层间转换，改善油藏开发效果 沙二下和文 51块存在问题是油层多，井段长，含油小层多，主力层分散，层间矛盾突出，各小层动用差异大。 针对二三类油层动