对于新钻的生产井和调整井，在进行替喷和诱导油流后，采油单位要及时放喷或装机上抽生产，在油、水井投产前应做好新井交接、资料归挡、油、水井投产准备等各项工作。 一、新井交接及投产要求 钻井、完井单位(乙方)向采油单位(甲方)交接的主要内容和注意事项： 1．资料交接：交清交全各项资料，包括完井数据、射孔数据、地层分层数据表、测井解释成果图、封固质量检查图、标准电测图、地层压力资料、诱喷资料数据等。(1)射孔资料应交清：射孔日期和射孔方式、枪型、射孔层位、射孔孔数及孔密、示发射弹数、泥浆压井时间、替清水量及过油管射孔井的泥浆替出情况(替入水量、替泥浆油管下人深度、停止替泥浆时出口水质)。(2)诱喷资料包括：诱喷日期、套管和油管喷出物情况、油压、套压、喷出油量、含水情况、诱喷时间等。(3)气举资料包括：气举日期、压风机气举压力、气举时间、气举时喷出物、气举出油量及出油情况、油压、套压等。(4)地层压力资料：新区、新开发层系油井投产前选30％的井等距离抽样测原始地层压力。 2．钻井、完井过程中存在的主要问题要做详细说明，并提供书面材料。 3．套管外冒油、气、水，采油树设备不齐全，闸门及连接部件渗漏，套管四通(或三通)标高不符合要求，采油树安装方向及垂直度达不到要求标准，须有乙方整改后再交接。 4．经交接甲、乙双方同意，在交接书上签字方可生效。油井投产前，井场工艺流程、设备及油、水井至计量站间、中转站管线流程交接内容：(1)施工前和竣工后施工单位须向采油单位提供设计图纸和竣工图。(2)施工过程中采油单位要有专人参加，经常了解施工质量，配合施工。(3)采油单位参加施工工程的检查验收工作，按照设计图纸、技术标准，对隐蔽工程、管线防腐、保温、管线下沟、管线严密性检查、强度试压、复土等都要按工序进行检查，上道工序不合格，立即整改，否则不得进行下道工序。(4)以计量站为中心的油、水井系统工程完工投产时，由采油单位和施工单位有关人员组成试投产小组，搞好试投产工作。对于上述工作，每个采油队要有一名技师或技术员负责现场跟踪，对新井射孔、压裂、下泵、基建、投产等进行质量安全监督，执行“三清楚、四不接”的管理措施(三清楚：钻井井号及钻井进度清楚；射孔层位及替喷情况清楚；新井作业工序及下泵情况清楚。四不接：钻井井号、射孔层位与设计方案不符不接；泥浆密度不符合施工设计不接；注水井完井套管试压15．0MPa、稳压时间还不到30min不接；抽油机安装达不到“五率”标准不接)。
胜利油区“双低”单元综合治理效果分析及主攻方向
应用开发测井解释含水饱和度，在有代表性区域部署检查井密闭取心分析，依据开发地质研究建立油藏模型和开采动态资料进行数值模拟等方法，综合研究油层水淹状况和剩余油分布特征。
1.单井研究油藏纵向波及状况及水淹特征
（1）常规测井水淹层解释
通过对孤岛中一区储层物性、油水性质与电测关系的研究，得出一套适合孤岛油田中一区馆3～4层系不同开发时期的测井解释方法，解释处理了不同开发时期的100口井资料，反映不同时期的油藏含水饱和度情况。为了研究目前油层水淹状况，选用高含水期的14口井解释成果进行分析。
结果表明，油井进入高含水期开发后，油层厚度波及程度较高，水淹厚度占统计厚度的86.9%，除由于地质及构造因素影响，个别井有较多未水淹厚度外，其余井油层厚度均已水淹，全部厚度水淹的井占统计井数的78.6%，说明油层纵向水淹较为严重。油藏剖面各小层厚度水淹程度也明显不同。主力油层水淹厚度占其统计厚度的91%，水淹厚度比例很大，非主力层水淹厚度占其统计厚度的74.5%，表明主力层与非主力层纵向水驱动用状况存在明显差别。从水淹级别分类统计看，84.3%的统计厚度为中强水淹，说明绝大部分油层厚度都已得到较充分的水洗。
（2）碳氧比能谱测井
碳氧比能谱测井是一种效果较好的含油饱和度测井方法，在目前油田开发测井中，得到广泛应用。对孤岛油田中一区1991年到1992年11口井的碳氧比测井解释资料进行分析。
结果表明，油层纵向水淹厚度占统计厚度的92.9%，表明油层厚度注水波及较高，未水驱的厚度较小。统计厚度主要分布在主力层。非主力层统计厚度较小，代表性较差。从统计结果看，油层纵向各小层水淹均很严重，主力油层水淹厚度占其统计厚度的94.5%，非主力层水淹厚度占其统计厚度的86.2%。从水淹级别看，弱水淹厚度仅占统计厚度的6.5%，表明绝大部分油层水淹厚度均为中强水淹。
（3）检查井密闭取心资料
密闭取心检查井是油田为了解地下油层油水饱和度状况，在油田有代表性的部位部署的。用油基钻井液或密闭液取心的检查井，能直接反映油层的水洗状况，准确可靠，得到广泛应用。
统计分析11-Jll井有饱和度资料的92块样品，结果表明，主力油层样品63块，其中油层21块，占33.3%。从而可以看出，取心井资料反映油层比例较高。从水淹强度看，弱水淹样品占水淹样品的20.6%，即近80%的样品为中强水淹。
该井反映的油层纵向水淹状况明显轻于测井统计分析结果。从小层情况看，在取心的5个目的层中，有4层在取心井位附近不同程度地存在小层尖灭影响，取心井位基本处于油井排上，避开注水主流线。这些因素都对小层水驱开发效果产生不良影响，导致在高含水区域内，存在较多比例的油层及弱水淹厚度，也说明了高含水期油层剩余油的所在。
（4）吸水剖面资料
在开发生产过程中，对生产井和注水井分别测试产液剖面和吸水剖面，是了解油层动用状况的重要方法，也是油藏分层开采配产配注的依据。
从统计的3～4层系小层吸水情况看，自1986年以来，不吸水层比例保持在10%左右，最高时达13.6%，最低时为5%，表明有部分油层始终未能动用，吸水动用井层数为90%左右。但统计数字随每年的工作状况有波动。
2.数值模拟方法研究剖面剩余油分布
为全面准确地描述典型区的剩余油分布状况，应用三维三相黑油模型对典型区开采层系进行整体模拟，历史拟合再现油藏20多年的开发历程及油水饱和度的变化。
孤岛油田中一区典型模拟区的面积约为2.5km2，馆3～4层系分为9小层，共有油水井42口。根据该区的含油面积，注采井网及边界流动等情况，采用平面正方形网格，网格步长103m，整个油层横切为16个剖面、每个剖面9层网格代表9小层。
结果表明，除受边界外扩影响的1,2和15,16号剖面外，其余各剖面的水淹百分比均已达80%以上，说明油层纵向波及状况较好。从模拟情况看，未水淹层段主要是非主力层未投入开发的层段，其次为边部或受岩性尖灭影响的局部层段。小层纵向水淹极不平衡，部分非主力层尚未投入开发或开发井点少，井网不能控制储层，水洗效果差。对主力层情况进一步统计分析，结果可以看出，主力油层水淹网格比例为92.6%，且72%为中强水淹，说明主力油层纵向波及较好，水洗程度也较高。
单井及剖面方法研究油藏纵向水淹结果对比见表8-1。
表8-1 不同方法研究油藏纵向水淹结果对比表
（据俞启泰等，1999）
3.油藏平面波及状况及水淹特征
油藏平面注入水波及状况及水淹特征研究是进行油藏平面调整，扩大波及面积及水淹区域，提高水驱采收率的重要前提。从孤岛中一区馆3～4区的油层发育情况看，主力油层多为片状分布的高渗透率层。在不同注水开发时期，在油层非均质性的影响和作用下，注入水沿高渗透带推进较快，使得同一时间内注入水在油层平面上的分布也有较大差异。
（1）新井（老区内所钻的调整井或更新井）投产资料
油田在不开发时间对油藏井网系统进行加密调整，或补充更新井，这些新井投产时的动态情况真实地反映了油层的含水情况，也表明新井所处部位油层的水淹状况。这些井分布在整个油层平面上，也反映着开采层平面油水分布状况。新井含水率的高低通常反映出井位处油层是否受到水洗。这里，假定新井含水超过50%，则代表所处油层基本为水驱受效的水淹区。
从1990年到1992年，孤岛油田中一区陆续投产了60多口井，进行井网加密调整，分年度对新井含水进行分级统计，统计结果表明：平面有90%以上井点位于水淹区域，油层平面水波及较广。
对1991年到1992年新投产井中单采某些小层的生产井进行统计，分析其分层水淹情况。结果表明，油层水淹90%以上为中强水淹，未见油层厚度。但从新井投产层情况看，绝大部分井为4小层开采井，因而新井资料主要反映了4小层的水淹状况，从新投产的4层水淹统计看，仅有4%的弱水淹，说明4层水淹分布较大，主要为中强水淹。
（2）常规测井及碳氧比测井解释
根据测井解释的新井分层含水饱和度，分析分布在油层平面上的井点位置水淹状况。
统计结果表明，统计井反映的平面水驱波及较好，统计结果除受干层影响外，主要为0-22井与3-21井两边部水驱不受效井影响，一些小层统计值较低，其余小层基本为100%井点见水，且除43层外，其它小层水淹厚度均超过90%以上。说明油层平面大面积水淹且水淹厚度较大，仅在边界及受构造和断层影响的局部存有零散未水淹区。
（3）数值模拟方法
将孤岛中一区的历史拟合结果应用于分析各小层的饱和度分布。结果表明，典型区各小层由于井网控制程度差别较大，反映的结果截然不同。一类为连片分布的主力层，水淹在平面上也大片分布，平面波及网格比多超过90%。另一类为零星分布的非主力层，未动用或只有一口井投产，平面水淹较小甚至没有发生水淹。小区主力层叠合平面水淹面积超过90%。这主要是由于小层砂体分布较好且孤岛油田进入高含水期，渗透性普遍增加的特点决定的，使注入水在高含水期有效地扫及油层，从而达到大面积水淹。
凡哲元 邴绍献 徐龙云 周香翠 马妤 冯义娜
摘要 分析研究了胜利油田“八五”以来“双低”单元（采油速度小于1%，且采出程度小于10%）的变化状况及现状；总结了“九五”期间不同类型油藏“双低”单元治理的主要做法及效果，分析了“双低”单元治理的潜力；部署了“十五”期间“双低”单元治理计划和治理目标，明确了“十五”主攻方向，这对改善“双低”单元的开发效果和提高油田整体开发水平具有重要意义。
关键词 胜利油区 “双低”单元 “双低”单元治理 效果评价 采收率
一、引言
“八五”以来，胜利油区“双低”单元逐年增加，严重地影响了全油区的开发效果，制约了油田开发水平。从1996年起，油田设立专项资金，开展了“双低”单元专项综合治理工作，效果明显。总结“双低”单元治理的主要做法，分析目前“双低”单元的潜力，提出进一步改善“双低”单元开发效果的主攻方向，对增强油田稳产基础，提高采收率，改善油田开发效果，实现油田开发良性循环具有重要意义。
二、“八五”以来胜利油区“双低”单元变化状况
1990年以来，胜利油区“双低”单元逐年增加，由1990年的71个增加到1999年的163个。从投入开发时间来看，新增加的“双低”单元中有87个单元是“八五”以来新投入开发的，其储量占“八五”以来陆上新建产能块储量的33.7%，主要是因为对其地质认识程度低、储量品位差、注水工作滞后、注采井网不完善、调整不及时等原因造成的。在163个“双低”单元中，动用储量51664×104t，占胜利油区动用储量的16.0%；共有油井1813口，开油井1116口，日产油水平4675t，平均单井日产油水平4.2t，综合含水77.8%，年产油184×104t，占全油区产油量的6.9%；注水井529口，开注水井281口，油水井利用率59.6%，注采井数比1:3；平均采油速度0.35%，平均采出程度5.44%。“双低”单元具有采油速度、采出程度低，单井控制储量高，储量动用状况差，注采井网不完善等特点，同时也说明改善开发效果的潜力较大。
163个“双低”单元分布在除海洋、清河以外的10个采油厂，其中储量绝对值较高的有滨南、河口、纯梁、现河等（表1）。
表1 各采油厂“双低”单元分布状况表
三、“九五”期间“双低”单元综合治理效果评价
“九五”期间共治理“双低”单元63个，覆盖储量2.8357×108t。主要对“九五”前四年治理的50个单元进行了分析评价，这些单元分布在胜坨、东辛、渤南、临盘、牛庄等28个油田，主要为稠油出砂、低渗透和复杂断块油藏。“双低”单元总体治理效果明显，采油速度由治理前的0.59%提高到治理后的0.83%，共增加可采储量738×104t，提高采收率3.2%，扩建原油生产能力75×104t，已有17个单元彻底摆脱了“双低”局面。
1.不同类型油藏“双低”单元治理及效果
“九五”期间“双低”单元综合治理的总体做法是实施项目管理、强化组织运行，确保治理工作有序高效开展；深化油藏地质研究，做好“双低”单元治理的前期准备工作；配套完善综合治理工艺，突出工艺技术在“双低”治理中的作用；分油藏类型采取针对性治理措施：稠油出砂油藏采取防砂、降粘等措施，低渗透油藏主要是改善注入水水质，复杂断块油藏以完善注采井网为主。
1）稠油出砂油藏
“九五”前4年共治理稠油出砂油藏单元18个，如埕东油田西区馆下、胜坨油田胜三区东三等。这些“双低”单元主要生产馆陶组（Ng）、东营组（Ed），具有油层埋藏浅（1000～1500m），压实作用弱，固结成岩性差，油层胶结疏松，原油性质稠等特点[1]。因此，油井出砂严重，停产停注井多，开采困难，油水井利用率低，单元开发效果差。陈家庄油田南区、埕东油田埕古13等单元的地面原油粘度达7000mPa.s以上，埕东油田西区馆下每米油层吐砂量高达0.687m3，严重影响了油井正常生产。
针对稠油出砂油藏“稠”与“砂”的问题，开展了一系列的攻关研究，在防砂抽稠采油工艺技术上有了新的突破和发展，探索出一套防砂抽稠综合配套工艺技术，提高了油藏的开发水平。
（1）开展出砂机理研究
孤东油田四区馆上3～4单元，在治理的过程中开展了出砂机理研究，认为油井产量达到某一门限产量之前，油井产出砂仅是填充在岩石骨架中可以移动的充填砂；当超过门限产量后，因地应力变化而引起岩石骨架变性破坏，骨架砂与充填砂同时产出，油井大量出砂。根据油层出砂机理并结合沉积相研究，对不同沉积相油层采取不同的防砂技术：主河道相油层采取地层填砂与井筒机械防砂结合的双重防砂方法；河道边缘相采用地层复射挤稳定剂与绕丝管相结合的复合防砂方法，大大提高了防砂成功率，取得了很好的防砂效果。
（2）地质与工艺密切结合，因井制宜，采取针对性防砂措施
在防砂治砂的过程中，加强了油藏地质研究，充分认识油藏和单井的地质特点及井况，地质与工艺相结合，选择适合油藏和单井地质特点的防砂治砂工艺技术。胜坨油田胜三区东三单元对层数少、油层厚度薄、纵向层间渗透性差异小、口袋大于15m的出砂井，采用覆膜砂（涂料砂）防砂工艺技术；对井况复杂、层数相对较多且需分层防砂的油井主要采用树脂防砂技术；供液能力强、含水较低的油井主要应用绕丝管－砾石充填防砂技术，同时还配套应用其他防砂技术，以提高防砂措施的成功率；新井投产或老井上返采用防砂卡泵生产。此外，还应用AR-4防砂、解堵防砂、金属滤砂管防砂、稳定剂固砂等防砂方法，也取得了较好效果
胜利采油厂.利用综合配套技术，搞好胜三区东三段“双低”单元治理.2000.
。孤岛油田针对中16-13井区粉细岩油藏，在防砂工艺配套技术上采取因井制宜、解防结合的防砂治砂策略：对地层能量充足、出砂严重的井实施混排、地填石英砂、覆膜砂封口、砾石绕丝环空充填防砂工艺技术；对单层生产、射孔密度小的井实行复射孔、解堵、化学防砂技术，已形成了针对不同油井特点的解堵防砂工艺技术
孤岛采油厂.孤岛油田馆1+2中16-13井区“双低”单元治理效果总结.2000.
。（3）综合运用射孔、防砂、抽稠、稠油解堵、井筒降粘等技术，防砂扶停产井
义东油田沾4区、埕东油田西区馆下等单元由于油稠，出砂严重导致大部分井长期停产，储量动用状况变差，可采储量损失严重。在治理过程中综合运用以下技术：应用深穿透、大孔径、高孔密的射孔技术，增加原油渗流面积，降低油流入井筒的附加阻力，充分发挥油井潜能，为稠油常规开采及其他工艺措施的实施提供有利条件；高泵压、大排量充填式涂料砂防砂、PS防砂、机械防砂等防砂技术，不仅可以提高防砂井的成功率，而且还有较好的解堵效果；根据生产井的井况和原油粘度高低，采用不同的抽油杆、泵型和机型配套模式；在稠油生产过程中，容易在射孔炮眼附近形成蜡质或胶质成分沉积，堵塞油流通道，作业过程中入井液也容易在射孔孔眼形成乳化堵塞，影响油井产能，为充分发挥油井潜能，对近井地带有堵塞的油井可采取微生物采油等稠油解堵技术；开发出HKJ-1型降粘剂，以保持“地层－井筒－泵”的供排协调。
义东油田沾4区综合配套应用以上技术，实行从地层—井筒—地面全方位、多层次、立体的防砂扶井措施，恢复长期停产井10口，初期日增油48.3t，效果明显。
（4）采用蒸汽吞吐热力引效技术，热力启动高粘度油井，提高储量动用程度
为了充分发挥稠油出砂油藏的地下资源优势，采用注蒸汽吞吐热力引效技术，增强油层渗流条件，提高储量动用程度，改善开采效果。该技术特别适用于油层厚度大、储量丰度高，但由于油稠、出砂严重而无法开采的油井。埕东油田埕古13单元油层胶结疏松，出砂严重，原油稠，地面原油粘度平均为5546mPa.s，油井无法正常生产，在部分高粘度井点上利用了此项技术，CN13-6井热力启动后，生产效果较好，转抽后生产正常，已累积产油14474t。
通过前四年的综合治理工作，稠油出砂油藏18个“双低”单元的采油速度由治理前的0.64%提高到治理后的0.86%。已累积增油75×104t，增加可采储量278.1×104t，提高采收率2.62%，取得了明显的治理效果。
2）低渗透油藏
“九五”期间共治理低渗透油藏“双低”单元15个，覆盖储量4209×104t。“双低”单元主要储集层是下第三系沙三段，油层埋藏较深，在2500m以上，储集层渗透率低，砂体连通性差，并且蒙脱石、伊蒙混层等水敏性矿物含量高，遇水易膨胀，堵塞地层，使渗透率下降。由于低渗透油藏储集层发育差，注水开发时对水质要求高，但大多数单元注入水水质不合格，悬浮物固体、机械杂质含量等严重超过行业标准，如五号桩油田桩74单元，空气渗透率仅为6.4×10-3μm2，注入水中含油量30.2mg/L，悬浮物固体含量11.4mg/L，严重超标，污染油层，使地层吸水能力下降，渗流条件变差，采油井供液不足，开发效果差。
针对低渗透油藏开发过程中主要存在问题，“双低”单元治理过程中，从改善注入水水质入手，加强注水配套工艺技术研究，采取油层改造措施，发挥各个环节的整体优势。
（1）利用水质处理技术，改善注入水水质
利用注水精细过滤装置，对注入水进行多级过滤，精细处理污水，改善注入水水质，使处理后水中的悬浮物固体含量、颗粒粒径、含油量等指标达到行业标准。
（2）采用增注技术，提高注水井注入能力
在改善注入水水质的同时，通过改造干线提高泵压，上单体增压泵井口提压，酸化增注等措施，提高注水井注入能力，恢复地层能量。
（3）采用油层改造、油层保护技术，提高产油井产出能力
通过酸化压裂等油层改造措施，解除油层污染，解放油层，同时采取钻井、采油、作业等全过程中的油层保护措施，减少外来因素对油层的污染，提高采油井的产出能力。
通过综合应用以上注水配套工艺技术，同时进一步完善注采井网，提高注采对应率和水驱控制程度，现河庄油田河135、五号桩油田桩74、纯化油田纯92等低效单元在注水水质处理和水井增注工艺技术上有了很大提高，开发效果得到明显改善。现河庄油田河135断块注入水中悬浮物固体含量已有处理前的58.8mg/L下降到处理后2.0mg/L，达到行业标准，采油速度由治理前的0.34%提高到治理后的0.75%，开发效果得到明显改善。
低渗透油藏单元治理效果明显，15个治理单元已累积增油28×104t，增加可采储量169×104t，提高采收率4.01%，增加产能15×104t，采油速度由治理前0.67%的提高到治理后的0.79%。
3）复杂断块油藏
“九五”前4年共治理复杂断块油藏13个单元，包括东辛油田营66、胜坨油田坨15、滨南滨37-363等，具有断层多，断裂系统复杂，断块含油面积小，含油井段长，含油层系多，层间差异大，油水关系复杂等地质特点[2,3]，但对其地质认识、尤其是构造认识程度低，造成注采系统难以完善，储量动用程度低，开发效果较差。因此，深化断块油藏的地质认识特别是构造认识，是取得好的治理效果的前提。
（1）充分利用三维地震等技术，深化油藏认识，为编制调整方案做好前期准备
断块油藏治理过程中，充分利用三维地震资料，并结合钻井、测井、生产动态等资料开展精细地质研究，尤其是构造研究，建立精细地质模型，落实构造和储量。东辛油田营66断块利用三维资料综合解释成果，对该块的构造及储量有了新的认识，认为断块内部构造相对简单，仅在腰部有两条近东西的南掉断层，并存在基本无井控制的不连续高点。由于该块构造格局发生了变化，含油面积向西南扩大了0.5km2，新增地质储量70×104t，这些地质新认识为编制调整方案奠定了基础
姜岩.营66双低单元综合治理的做法与效果分析.2000.
。（2）完善注采系统，提高储量动用程度
对断块油藏构造形态、储集层发育状况和流体分布有进一步认识后，部署了治理方案，完善注采系统，提高储量动用程度。东辛油田营66块利用新的地质认识成果，在微构造高点钻新井12口，新井投产平均初日产油能力18.1t，并选择老井下电泵提液，提高开采强度。这些治理措施，明显改善了开发效果，采油速度由治理前的0.4%提高到2.86%，增加可采储量68×104t。
复杂断块油藏在治理过程中，通过加强前期地质研究工作，落实构造和储量，治理效果明显，采油速度由治理前的0.38%提高到治理后0.62%，已累积增油52×104t，增加可采储量260×104t，提高采收率4.3%。
2.经济效益分析评价
用增量法对1996、1997年“双低”治理单元进行了经济后评估。从评价结果来看，1996年治理单元中，内部收益率大于12%的单元13个，储量占95.5%；1997年内部收益率大于12%的单元5个，储量占94.5%。大部分治理单元经济效益明显。但也存在着一部分低效益区块，主要原因是这些低效益单元的新井、低效井比例过高，为29%。
另外，从百万吨产能建设投资对比来看，1996年“双低”治理单元的百万吨产能投资为6.1×108元，而同期新区的百万吨产能投资为18.5×108元，“双低”治理单元的投资要远低于新区产能投资。经过对投资构成分析，钻井投资两者差别不大，主要是地面建设投资和公用工程投资“双低”治理单元要大大低于新区产能建设区块。
四、“双低”单元综合治理潜力分析及主攻方向
在总结“九五”以来“双低”单元综合治理做法的基础上，按照“分析有潜力、技术有保障、治理有效益”的原则，对胜利油区163个“双低”单元进行筛选评价，分析其潜力，提出进一步改善“双低”单元开发效果的主要措施和主攻方向。
1.“双低”单元“十五”治理潜力
分析认为1999年底“双低”单元中可治理的有92个，储量2.3445×108t。“十五”期间重点安排治理单元73个，储量1.93×108t，预计增加可采储量460×104t，增加产能45×104t。其中复杂断块油藏35个单元，储量7819×104t，增加可采储量200×104t；稠油出砂油藏17个单元，储量6405×104t，增加可采储量160×104t；低渗透油藏21个单元，储量5056×104t，增加可采储量100×104t。
2.“双低”单元综合治理主攻方向
1）稠油出砂油藏
该类油藏在“双低”单元中占有较大的比例，油稠、出砂是该类油藏治理的难点，也是需要攻关的方向。
（1）加强油层出砂机理研究
胜利油区油藏类型复杂，岩石类型多种多样，不同油藏、沉积相带、不同层位、不同完井方式和不同含水阶段出砂情况各不相同，油层出砂机理较为复杂。根据稠油出砂油藏的出砂特点，开展不同砂岩类型（粉细砂岩和疏松砂岩）的出砂机理研究；因井制宜，开展不同井况和不同沉积相带的出砂机理研究、不同含水阶段（特别是高含水阶段）的出砂机理研究。
（2）完善防砂抽稠配套工艺技术
在目前工艺技术水平的基础上，地质与工艺相结合，油层－井底－井筒－地面四位一体，从油层射孔、井底解堵、防砂、有杆泵抽稠、井筒降粘、地面集输等多层次、多方位，进一步完善防砂抽稠配套工艺技术，提高该类油藏工艺技术应用水平。
（3）开展低廉、高效防砂技术攻关
近几年发展起来的涂料砂防砂、PS防砂等技术，防砂效果较好，但措施费用较高，一定程度上制约了推广和应用。开展低廉、高效的防砂技术攻关，要在延长防砂措施有效期的同时，降低防砂成本。
（4）开展防砂提液技术攻关
目前油井防砂后普遍存在着采液强度下降的问题，影响了单井产量和单元开采效果。开展高采液强度的防砂技术研究，研究出在防砂的同时，采液强度不但不会下降，反而能提高，形成防砂不防液的防砂技术，提高稠油出砂油藏的采油速度。
2）低渗透油藏
该类油藏主要从提高注水井的注入能力和油井的采出能力入手，开展攻关研究。具体工作有以下四个方面。第一，深化低渗透油藏的渗流机理研究。开展低速非线型渗流理论研究、双重介质渗流规律、合理驱动压力梯度、井网适应性等研究，寻求解决“注不进、采不出”的途径，为改善目前低渗透“双低”单元的开发效果提供理论依据。第二，切实加强水质精细处理。对于污水回注的“双低”单元要进行多级精细过滤（采用精细过滤装置），使悬浮物固体含量、颗粒粒径、含油量等指标达到部颁标准；加强注入水与地层的配伍性研究，对于水敏性地层，要采取防膨措施，防止伤害地层。第三，逐步完善高压注水配套技术。在解决注入水水质问题的同时，通过干线提压（泵站升级改造）、井口增压（单体增压泵）、油层改造（酸化压裂）、增注工艺等手段，逐步完善高压注水配套技术，提高注水井注入能力，并把水质精细处理技术和高压增注技术结合起来，发挥整体优势，加强注水，恢复地层能量，彻底解决低渗透油藏注水问题。第四，充分利用油层保护、油层改造和水平井等技术。油水井要采取钻井、采油、作业、注水等全过程的油层保护措施，减少外来因素对地层的污染，并采用油层改造和水平井等技术，提高油藏的注入和产出能力。
3）复杂断块油藏
复杂断块油藏具有断层多、块小、构造复杂等特点，且受地质认识手段的限制，早期投入开发的复杂断块油藏多存在着构造不落实，储集层认识不清等问题，应充分利用三维地震技术，加强精细地质研究，深化对油藏的地质认识。
针对难于完善注采系统的小断块油藏，可进行注CO2和单井吞吐试验和攻关，以提高储量动用程度，挖掘该类油藏的潜力；对含油层系多、含油井段长，层间动用差异大、注采不均衡的断块油藏，可利用分层注水和细分开发层系技术，提高水驱动用程度，改善开发效果。
五、结论
“九五”期间“双低”单元治理效果明显，油区“双低”储量不断增长的趋势得到控制。目前年新增加的“双低”动用储量与治理升级的储量基本处于平衡状态。
不同类型油藏应采取有针对性的治理措施，提高治理效果。稠油出砂油藏主要是选择和应用好防砂抽稠配套技术。低渗透油藏主要是加强水质精细处理、高压注水、防膨解堵、完善注采井网、提高注入产出能力。复杂断块油藏主要是深化地质认识，落实构造和储量，完善注采系统，提高储量动用程度。
主要参考文献
[1]李兴国.陆相储集层沉积与微型构造.北京：石油工业出版社，2000:106～107.
[2]王平，李纪辅，李幼琼.复杂断块油田详探与开发.北京：石油工业出版社，1994:8～9.
[3]程世铭，张福仁.东辛复杂断块油藏.北京：石油工业出版社，1997:3～7.
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