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对滨采206队提高采收率的做法的探讨 　　摘 要：该文就滨南油田滨二区始终坚持依靠科技创新提高油田采收率，针对不同开发阶段的特点和需要，研究并实施相应的开发政策和措施，通过储层精细研究指导下的正韵律厚油层剩余油富集区水平井整体部署，在特高含水期取得好效果。 　　关键词：提高；采收率；做法 　　 　　一、油藏特征及开发状况 　　（一）油藏地质特点 　　滨南油田滨二区206队位于济阳坳陷沾化凹陷东部，构造简单，主体部分完整平缓,1973年投入正式开发，含油面积26.38平方千米，地质储量2357.45万吨。主要含油层系上第三系馆陶组，埋深1120～1350米，为河流相沉积，具有主力层发育（其地质储量占总储量的69.9%）；储层物性好，高孔高渗（平均孔隙度32～35%，空气渗透率为1.264～3.37um2），强亲水；储层非均质性强，胶结疏松，易出砂；饱和压力高，地饱压差小（1.5～2.0MPa）；原油粘度高（地下原油粘度20～3000mPa.s），平面及纵向变化大的特点。 　　滨南油田滨二区1973年11月投入开发以来，始终坚持依靠科技创新提高油田采收率，针对不同开发阶段的特点和需要，研究并实施了相应的开发政策和措施。20世纪70年代，针对天然能量弱的特点，研究实施了常规稠油疏松砂岩油藏“早期面积注水、周期性注采调配”，使油田采收率由弹性溶解气驱的5％提高到19.4％。20世纪90年代，油田进入特高含水期，针对采收率低的问题，通过发展应用化学驱和稠油热采技术，加快油田驱替方式的转变，强化储层精细描述，使油田采收率在水驱的基础上大幅度提高，形成了大型砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列，年产量在6万吨以上持续了12年，在5万吨以上保持了27年。目前滨二区油井投产井数81口，开井65口，日液能力256t，日油能力125t，综合含水41.4％，目前累产油31.5527万吨；注水井投产井数31口，开井16口，日注水平280m3/d，目前累注52.1208万方。目前，已形成了水驱、化学驱、开发方式并存的格局。 　　（二）开发效果评价 　　经过水驱、化学驱采，采收率不断提高，到2008年整体采收率达到了37.5%，其中中一区、中二区等主体区块（地质储量1762万吨）采收率达到51.3％。 　　二、特???含水期提高采收率的主要做法及效果 　　（一）发展化学驱油技术，提高稀油采收率 　　本着“先试验、再扩大、后推广”和“先易后难”的原则，1992年在中一区Ng3开展聚合物“先导”、“扩大”试验成功后，“九五”期间，通过不断探索、攻关和实践，①深化地质认识，完善井网技术;②联合油藏工艺，极端井治理技术;③综合调整，全过程跟踪技术。 　　1.深化储层连通性认识，提高二类油藏注采对应率 　　二类油藏储层发育较差，精细油藏描述难度较大，针对断裂系统发育、储层连通性识别难度大的特点，在深化油藏连通性认识的基础上，通过实施更新或大修事故井、扶停注停产井等措施，使单元注采对应率大幅度提高，为正常注入奠定了基础。 　　2.油藏与工艺紧密联合，综合治理不正常注采井 　　（1）开展以低液量井治理、解堵增注为主技术攻关 　　针对二类油藏油层发育差，低液井、欠注井多的问题，采取疏通政策，攻关砂体连通性认识技术，配套解堵工艺。 　　一是分类治理欠注水井。对储层条件差的欠注井采用上增压泵；对堵塞造成欠注井采用解堵增注；对出砂造成欠注井采用换管柱防砂；2008年治理欠注井21口，平均单井日注水量由61m3上升到95m3。 　　二是分类治理低液量油井。对地层条件差的低液量油井采用混排、高压地填；对堵塞造成液量下降的油井，采用声波助排解堵；对金属防砂管堵塞造成的低液井，采用高压旋转水射流解堵；对油层打开程度不够完善的低液井，采取补孔/复射孔。共治理低液井17口井，措施有效率71.6%，增液幅度达102%，单井日增油2.8吨，累计增油3.5万吨。 　　（2）堵调结合，治理低油压井 　　针对中二北、东区等储层发育好，原油粘度大，大孔道发育的二类油藏低油压井多的问题，开展储层非均质的表征，形成高渗透条带识别技术，发展不同时期堵调工艺技术。 　　调剖治理低油压井。调剖工艺立足于以无机颗粒堵剂为主，有机化学堵剂为辅。共实施16口井，平均油压上升2.3MPa，对应油井39口，累计增油2.3万吨。 　　一是采收率大幅度提高，单元采收率提高6～12%；二是降水增油达到一类油藏效果。综合含水下降8～15%，峰值单井无因次日油2.5～3.0，目前，已累积增油977万吨。 　　（二）攻关储层刻画技术，挑战极限采收率 　　物理、数学模拟研究表明：对河流相沉积储层，层内夹层是控制剩余油富集区的形成主要因素，其含油饱和度高出20～35％。同时在老油田研究中