簡介
油田經過多年的高速高效注水開發後，井網對主力油層控制程度高，儲量動用程度高，綜合含水高而對非主力層的井網調整力度比較小，井網控制相對較低，儲量動用差。在老油田資源接替困難、主力油層主體區域水淹嚴重、產量加速遞減的情況下，如何開展對非主力層挖潛，進一步提高其儲量動用程度和增加水驅採收率，是油田特高含水開發後期急需解決的問題之一。
非主力油層特點
非主力層是個相對概念，沒有嚴格的界限和標準。例如雙河油田就，單砂體含油麵積小於1km，厚度1~2m，地質儲量小於30×10t的含油單層，其中以地質儲量為主要判斷指標，見下表。
| 項目 | 儲量/萬噸 | ||||
| <1.0 | 1.0~5.0 | 5.0~10.0 | 10.0~20.0 | >20 | |
| 層數 | 19 | 59 | 50 | 52 | 34 |
| 層數占比% | 8.9 | 27.6 | 23.4 | 24.3 | 15.9 |
| 累計儲量，萬噸 | 16.81 | 272.21 | 470.51 | 1052.18 | 941.26 |
| 占總儲量% | 0.6 | 9.9 | 17.1 | 38.2 | 34.2 |
相對於主力油層而言，非主力油層具有“小、散、薄、差”的地質特點。分別是指①儲量規模小、②厚度薄、③分布散、④物性差。
非主力油層開發中存在的問題
1、井網控制程度低
通過對非主力油層井網控制程度分析，在展開的含油麵積中，目前井網控制含油麵積比井網控制程度低。
2、注采結構不合理，油水井數比高，水驅控制程度低
雖然在完善主力層井網的同時，加大對非主力層井網的完善和調整力度，使非主力層注采結構得到一定的完善，剩餘油潛力得到了進一步的發揮，但由於多數非主力層面積小，且多以岩性上傾尖滅型為主，多數層具有岩性細，厚度薄，儲層物性差的特點，由於前期調整大多以針對剩餘油富集區部署採油井挖潛為主，再加上非主力層相對分散，多數呈條帶狀，井網調整困難，同時注入水啟動壓力高，致使注采結構不合理，油水井數比高，水驅控制程度低，儲量動用差。
3、層間干擾嚴重，注采狀況差
非主力油層在多層合採合注的情況下層間層內干擾嚴重，統計表明，注水井、採油井在多層生產、多層注水的條件下，非主力層縱向上有20%~25%的厚度未動用，30%左右的厚度動用較差。
生產資料的擬合結果表明：單井生產的厚度、層數越多，其實際動用的厚度和層數越少，其每米累積產油量越小（右圖）。
從吸水剖面分析，注入、產出剖面差異大，高滲透主力層物性好，注采強度大，物性差的非主力層段注入、產出狀況差，甚至注不進、采不出。
4、采出程度低，含水上升快
非主力層水驅控制程度低，單向受效井層多，導致開發效果不理想。含水上升快的主要原因，主要是部分採油井單向受效比例高，一般單項受效以注采對應或僅依靠邊水驅油，注入水或邊水沿相對高滲層和主要注人層流動，達到採油井後，形成油水通道，由於平面調整困難，含水得不到有效控制地層能量低主要是注采井網不完善，部分採油井雖然投產初期具有較高產能，但由於注水井的不吸水和欠注，甚至無對應注水井補充能量，造成油井供液不足，產液量低、動液面低。
非主力油層剩餘油分布規律
非主力油層，從沉積角度看，可分為4種類型：
(1)Ⅰ類砂體
系指砂岩有效厚度不小於0.5m，鑽遇率大於60%的油層砂體。在平面上厚油層呈大面積分布，薄油層及表外層呈小片狀充填在厚油層中。該砂體主要是強流坨狀三角洲內前緣相沉積和遠岸砂壩廣泛發育的穩定外前緣相沉積。這類砂體油層發育好，滲透率較好，主體部分基本被水淹，剩餘油僅零星分布在個別砂體性質變差部位的井點中。
(2)Ⅱ類砂體
系指砂岩有效厚度不小於0.5m，鑽遇率為40%～60%的油層砂體。平面上厚油層呈條帶狀、枝狀、坨狀分布，薄油層及表外層呈鑲邊搭橋狀充填在厚油層中，整個砂體於平面上連續展布。該砂體是以弱流坨狀三角洲內前緣相沉積和穩定外前緣席狀砂沉積為主，也含有少部分內外過渡相的河道及主體席狀砂沉積。這類砂體除河道砂部位及連線河道砂的主體席狀砂被動用程度高外，大面積分布的席狀砂被動用程度低。
(3)Ⅲ類砂體
系指以內外前緣過渡相及外前緣相席狀砂為主的油層砂體，多以薄油層和表外層沉積為主，鑽遇率在70%以上，薄油層及表外層大面積分布，油層性質相對變差，剩餘油較多。
(4)Ⅳ類砂體
系指枝坨過渡狀三角洲內前緣相干枝狀河道砂體和不穩定外前緣相沉積砂體。這類砂體泥岩分布廣，砂體分布零散，呈坨狀、窄條狀、細網狀，尖滅點多。
非主力油層剩餘油的成因
油田注水開發是以注入水驅替油層中原油的過程。受開發區油層層數多、砂體沉積類型複雜、油層平面及縱向非均質性的影響，水驅效果不均勻。非主力油層剩餘油的成因主要為:
(1)注采系統不完善
由於注采井分布不均勻而導致油層非均質性，引起儲量損失及產量下降;此外，井網設計不適，致使部分油層不能投入開發，而形成剩餘油。
(2)注水井吸水差
注水井吸水差現象普遍存在於全區低滲油層中，尤其以三角洲內外前緣過渡相砂體及不穩定的三角洲外前緣相砂體最為明顯。這類砂體表外層普遍發育，泥岩在局部阻斷砂體，致使油層普遍存在吸水厚度小，吸水量少的特點。在此影響下，剩餘油大多分布於薄油層和表外層中，由於油層物性差，注水井吸水量少或不吸水，周圍生產井相應油層的注水效果差而形成剩餘油。
(3)二線受效
剩餘油大多分布於薄油層和表外層中，由於附近無直接注水井點，地層壓力梯度小，油層中出現油滯流，油層不能在較好的水驅條件下驅油，難以產生較好的注水效果而形成剩餘油。
(4)層間干擾
在三角洲內前緣相砂體，特別是強流砣狀三角洲相砂體中，滲透性好、孔隙度高的水下分流河道及主體席狀砂發育，與之對應的是縱向上發育的內外前緣過渡相或不穩定外前緣席狀砂體，表外層發育，層薄，常與泥岩互動。剩餘油分布於薄油層和表外層中，在縱向上這些層與發育較好的油層相比，厚度、滲透率相差較大，在合採條件下，受發育較好層的層間干擾及注采壓差太小的影響，不能很好地被動用而形成剩餘油。
(5)平面干擾
剩餘油主要分布在砂體邊部的薄油層和表外層中，尤指河道砂或主體席狀砂帶邊部較小範圍的低或特低滲透率油層，平面上與發育較好的主體部位相比，厚度、滲透率差異大，在同一井網注水開發時，由於油層非均質性嚴重，油層在平面和層間上出現舌進和指進的現象，受主體部位的平面干擾而形成剩餘油。
(6)厚油層內未被水淹
厚油層內因其非均質性使驅油厚度及驅油效率不均勻而形成剩餘油。一般厚油層內水淹厚度約占60%時即出現全層水淹，但厚油層大部分是底部先見水，上部仍殘留一定數量的滯留在一些小孔隙中被毛細管力束縛的剩餘油，或是以薄膜形式存在於地層岩石表面及由於局部岩性變化遮擋封隔住的剩餘油。
非主力油層挖潛措施
剩餘油潛力分析結果表明：非主力油層的地質儲量和剩餘油主要分布在外前緣相的薄差儲層內，在現井網、井距條件下，動用相對較差，應重點實施注采結構調整、完善部分井區的注采系統、進行加密調整等工作，挖掘剩餘油潛力。
1、注采系統相對完善井區的剩餘油挖潛對策
（1）平面上注采系統完善程度相對較高，但採油井位於主體水淹帶邊部或局部砂體變差部位，注水受效較差，形成的剩餘油，應在採油井實施壓裂措施改造。
（2）油井因層間干擾造成動用較差的油層內剩餘油，要結合措施選井選層原則，實施壓裂、換泵、堵水等措施，改善油層動用狀況，挖掘剩餘油潛力。
（3）平面上砂體注采關係較完善，但因縱向上層間干擾影響，注水井吸水狀況較差形成的剩餘油，應對注水井實施措施增注或合理進行方案調整，挖掘剩餘油潛力。
（4）大面積分布的薄差儲層，平面上注采關係較完善，但因油層性質較差，使油層動用狀況較差形成的剩餘油，此類剩餘油主要分布在外前緣相Ⅲ類儲層，應通過二次加密油水井壓裂措施挖掘剩餘油潛力。
2、注采關係不完善井區的剩餘油挖潛對策
（1）因注采系統適應性較差，部分砂體形成了有采無注形成的剩餘油，這類剩餘油主要集中在外前緣相Ⅱ、Ⅲ類儲層中，應選擇實施二次加密油井轉注措施完善注采關係。
（2）對單砂體注大於采造成注采關係不協調形成的剩餘油，這類剩餘油主要存在於外前緣相Ⅱ、Ⅲ類儲層中，應實施油井補孔措施，完善單砂體的注采關係，挖掘剩餘油潛力。
（3）受斷層遮擋形成的剩餘油富集區域或層位，在剩餘油富集區內無采出井點時，可選擇油井補孔措施；在剩餘油富集區內有采出井點時，可選擇油井壓裂，或對注水井進行方案調整，合理增加剩餘油富集層位的注水量。
3、調整注采井網，擴大水驅控制程度
開發層系原井距較大，只適應大面積分布的主力油砂體挖潛，而對非主力油層控制程度相對低，井網適應性差。為此，在細分加密調整階段，有選擇性分期分批投產投注油水井，動用非主力油層；以流動單元為對象，對非主力油層具有一定疊合面積的區域，打破層系界限，充分利用過路井，建立一套完整的注采井組，發揮水驅效果，增加水驅儲量，使井距基本滿足非主力油層挖潛需要。
4、細分注采，減緩層間干擾
（1）採取近幾年發展成熟的超細水泥封堵工藝、常規的機堵和打塞措施封堵高滲、高壓、強水淹層段減緩層間干擾，按滲透率級差對生產層最佳化組合，具備條件的，儘可能單采非主力層。
（2）針對非主力油層孔喉半徑小、泥質含量高、滲流條件差，生產啟動壓差高的特性，通過實施酸化、壓裂等措施降低井壁附近阻力和生產啟動壓差，改善其滲流條件，提高產液能力。
（3）通過細分注水、提高系統注水壓力等措施，提高非主力層吸水能力，改善能量供應情況。
5、老井複查，尋找新儲量
從研究地質構造、儲層展布、沉積特徵及其配置關係著手，尋找有利圈閉，並結合鑽井、錄井、取心資料，對可疑含油氣層重新認識，現場驗證。
