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【摘要】目前萨尔图油田北部开发区X区块厚油层已经进入特高含水期，剩余油的分布愈来愈零散，针对这种情况，建立剩余油潜力评价数学模型，确定平均潜力值0.34为剩余油挖潜潜力区，划分3个潜力区域分别为A、B、C，平均潜力值为0.35、0.37和0.4。对各个潜力区，分别实施了13种高含水期挖潜措施方案的预测，其中见效最好的是细分注水+调剖+反堵，其次是调剖+压裂、细分注水+调剖+反堵和调堵。其中，潜力C区最具挖潜价值，且措施方案效果显著，易于挖潜。潜力B区挖潜措施方案效果仅次于潜力C区。
【关键词】高含水期 剩余油分布 剩余油挖潜 数值模拟
1 区块概括与模型建立
X区块自1964年投入开发以来经历了三次综合注水开发调整，于1994年，主力油层葡萄花油藏逐渐开始进入特高含水采油阶段，含水已达到90%左右，部分井含水高达95%以上，采出程度却仅为30%左右。2005年聚驱结束，目前已进入聚驱后时期，含水达到95%左右，已经进入特高含水期。
X区块位于萨尔图油田纯油区内，构造比较平缓。原始地层压力11.343Mpa，原始饱和压力9.83Mpa，地层破裂压力13.3Mpa，油层地下原油粘度9.3mPa·s。聚合物开采层为葡I组油。采用五点法面积井网，共布采出井55口，注入井51口，注采井数比1：1.08，注采相对完善。利用数值模拟软件，把每个沉积单元均作为模拟层，纵向上划分为6个模拟层，平面上以35米为步长划分成102×119个网格，网格数共计12138个，如图1所示。
2 聚驱后高含水期剩余油分布规律研究
在生产动态指标拟合符率达到95%以上基础上，对X区块聚驱后特高含水期剩余油分布规律进行研究。总体上看，结合X区块剩余油分布综合研究，得到各单元剩余油及其平面分布规律如下：
（1）中、高渗透的厚油层剩余油饱和度低，低渗、薄层聚驱动用较差，剩余油饱和度仍较高。渗透率高、油层厚度大的X区块的PI3、PI2单元，采出程度高，剩余油饱和度较低；而PI1、PI4、PI5+6、PI7单元，采出程度低，剩余油饱和度较高。
（2）河道砂采出程度高，剩余油饱和度低，河间砂水驱动用状况较差，表外砂体水驱动用很少。
（式1）
因素评价矩阵R=[rij]n×m （0≤rij≤1），其中rij为第i个评价因素ui的单因素评判，它是模糊子集。
由权向量与模糊矩阵进行合成得到综合隶属度B，则通过模糊运算得
B=a○R
式中：B为综合评判结果；a为权重系数；R为单因素评价矩阵；○为模糊运算符。
依据综合评判结果B值将剩余油潜力分为4类：B≥0.5为优级剩余油富集区；0.3 3.4 划分潜力区域
根据模糊综合评价原理及其方法，计算出PI组平均潜力值分布，并绘制出单井平均日产油量与潜力值关系。可以看出，平均日产油量较高的井平均日产油量为3～11m3/ day，并且多分布在潜力值大于0.34的范围内。综上，潜力值大于0.34的区域应划为潜力区。对全区进行了剩余油挖潜潜力区域划分，全区剩余油挖潜潜力区域划分为3个潜力区域A、B、C，每个潜力区所对应的平均潜力分别为0.35、0.37及0.4。
4 剩余油潜力区挖潜技术研究
在划分潜力区域基础上，进行了13种常规水驱措施，利用eclipse软件对13种方案预测，综合对比潜力C区的含水下降幅度和采出程度上升幅度除方案八压裂外，均大于潜力B和A区，且可见，十三种剩余油挖潜措施除压裂外，均在A区效果显著，其次是B区。对比十四种措施方案，潜力A区含水下降幅度和采出程度上升幅度最大的是方案十四——细分注水+调剖+反堵，下降了5.25%，其次是方案十一细分注水+反堵，下降了4.91%。含水下降幅度和采出程度上升幅度最小的是方案三分层配产，下降了2.62%，其次是方案八压裂，下降了2.68%。潜力B区含水下降幅度和采出程度上升幅度最大的是方案十四细分注水+调剖+反堵，下降了4.94%，其次是方案十一细分注水+反堵，下降了4.60%。含水下降幅度最小的是方案三分层配产，下降了2.3%，其次是方案八压裂，下降了3.19%。
5 结论
（1）建立剩余油潜力评价数学模型：B=a○R，计算出目标区块潜力值，并根据目前生产动态，确定平均潜力值大约0.34为剩余油挖潜潜力区，共划分了3个潜力区域，平均潜力值分别为0.35、0.37和0.4。
（2）针对各个潜力区，分别实施了13种高含水期挖潜措施方案的预测，其中在各个潜力区见效最好的是细分注水+调剖+反堵，其次是调剖+压裂、细分注水+调剖+反堵和调堵。其中，潜力C区最具挖潜价值，且措施方案效果显著，易于挖潜。潜力B区挖潜措施方案效果仅次于潜力C区。
参考文献
[1] 宋考平，宋洪才，吴文祥.油藏数值模拟理论基础[M].北京：石油工业出版社，l996：57
[2] 刘丽.聚驱后剩余油分布规律及挖潜措施[D].东北石油大学，2005（3）
[3] 王向公，周艳敏，黄文新等.模糊综合判别定性划分水淹层[J].测井技术，1999，23（1）：46-49
【关键词】高含水期 剩余油分布 剩余油挖潜 数值模拟
1 区块概括与模型建立
X区块自1964年投入开发以来经历了三次综合注水开发调整，于1994年，主力油层葡萄花油藏逐渐开始进入特高含水采油阶段，含水已达到90%左右，部分井含水高达95%以上，采出程度却仅为30%左右。2005年聚驱结束，目前已进入聚驱后时期，含水达到95%左右，已经进入特高含水期。
X区块位于萨尔图油田纯油区内，构造比较平缓。原始地层压力11.343Mpa，原始饱和压力9.83Mpa，地层破裂压力13.3Mpa，油层地下原油粘度9.3mPa·s。聚合物开采层为葡I组油。采用五点法面积井网，共布采出井55口，注入井51口，注采井数比1：1.08，注采相对完善。利用数值模拟软件，把每个沉积单元均作为模拟层，纵向上划分为6个模拟层，平面上以35米为步长划分成102×119个网格，网格数共计12138个，如图1所示。
2 聚驱后高含水期剩余油分布规律研究
在生产动态指标拟合符率达到95%以上基础上，对X区块聚驱后特高含水期剩余油分布规律进行研究。总体上看，结合X区块剩余油分布综合研究，得到各单元剩余油及其平面分布规律如下：
（1）中、高渗透的厚油层剩余油饱和度低，低渗、薄层聚驱动用较差，剩余油饱和度仍较高。渗透率高、油层厚度大的X区块的PI3、PI2单元，采出程度高，剩余油饱和度较低；而PI1、PI4、PI5+6、PI7单元，采出程度低，剩余油饱和度较高。
（2）河道砂采出程度高，剩余油饱和度低，河间砂水驱动用状况较差，表外砂体水驱动用很少。
（式1）
因素评价矩阵R=[rij]n×m （0≤rij≤1），其中rij为第i个评价因素ui的单因素评判，它是模糊子集。
由权向量与模糊矩阵进行合成得到综合隶属度B，则通过模糊运算得
B=a○R
式中：B为综合评判结果；a为权重系数；R为单因素评价矩阵；○为模糊运算符。
依据综合评判结果B值将剩余油潜力分为4类：B≥0.5为优级剩余油富集区；0.3
根据模糊综合评价原理及其方法，计算出PI组平均潜力值分布，并绘制出单井平均日产油量与潜力值关系。可以看出，平均日产油量较高的井平均日产油量为3～11m3/ day，并且多分布在潜力值大于0.34的范围内。综上，潜力值大于0.34的区域应划为潜力区。对全区进行了剩余油挖潜潜力区域划分，全区剩余油挖潜潜力区域划分为3个潜力区域A、B、C，每个潜力区所对应的平均潜力分别为0.35、0.37及0.4。
4 剩余油潜力区挖潜技术研究
在划分潜力区域基础上，进行了13种常规水驱措施，利用eclipse软件对13种方案预测，综合对比潜力C区的含水下降幅度和采出程度上升幅度除方案八压裂外，均大于潜力B和A区，且可见，十三种剩余油挖潜措施除压裂外，均在A区效果显著，其次是B区。对比十四种措施方案，潜力A区含水下降幅度和采出程度上升幅度最大的是方案十四——细分注水+调剖+反堵，下降了5.25%，其次是方案十一细分注水+反堵，下降了4.91%。含水下降幅度和采出程度上升幅度最小的是方案三分层配产，下降了2.62%，其次是方案八压裂，下降了2.68%。潜力B区含水下降幅度和采出程度上升幅度最大的是方案十四细分注水+调剖+反堵，下降了4.94%，其次是方案十一细分注水+反堵，下降了4.60%。含水下降幅度最小的是方案三分层配产，下降了2.3%，其次是方案八压裂，下降了3.19%。
5 结论
（1）建立剩余油潜力评价数学模型：B=a○R，计算出目标区块潜力值，并根据目前生产动态，确定平均潜力值大约0.34为剩余油挖潜潜力区，共划分了3个潜力区域，平均潜力值分别为0.35、0.37和0.4。
（2）针对各个潜力区，分别实施了13种高含水期挖潜措施方案的预测，其中在各个潜力区见效最好的是细分注水+调剖+反堵，其次是调剖+压裂、细分注水+调剖+反堵和调堵。其中，潜力C区最具挖潜价值，且措施方案效果显著，易于挖潜。潜力B区挖潜措施方案效果仅次于潜力C区。
参考文献
[1] 宋考平，宋洪才，吴文祥.油藏数值模拟理论基础[M].北京：石油工业出版社，l996：57
[2] 刘丽.聚驱后剩余油分布规律及挖潜措施[D].东北石油大学，2005（3）
[3] 王向公，周艳敏，黄文新等.模糊综合判别定性划分水淹层[J].测井技术，1999，23（1）：46-49