闫建丽，颜冠山，谷志猛，别梦君，张振杰

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459）

渤海J 油田经历了长期的水驱、聚驱开发，目前已进入高含水、高采出程度开发阶段，单井含水普遍高于90%。受储层非均质性、层间差异、驱替差异性等多种因素综合影响，剩余油分布越来越复杂，常规的开发调整增油措施效果越来越弱。受海洋环境和平台空间限制，长期以来大型压裂技术在海上平台难以实施，目前压裂增产措施开始逐步在海上油藏中应用[1-3]。然而，随着油藏进入高含水后期，往往在地下已经形成了较为复杂的高水淹通道，压裂措施实施时则需要尽量避免与这类通道沟通，否则极易造成压裂后油井含水的快速上升，严重影响压裂增产效果[4-6]。为了充分挖掘油田潜力，提高压裂措施效果，在高含水后期不仅需要全面了解油水井的生产动态变化，更需要精细研究剩余油分布及储层改造潜力[7-9]。立足于海上油田矿场实际，首先利用改进后的无因次产液指数评价油井产液能力，分析聚驱后油井合理产液变化规律，对比单井无因次产液指数下降幅度，进而选择亟需治理的油井；再充分应用精细地质研究成果和数值模拟技术，评价各小层储层改造、挖潜潜力，同时特别加强高含水后期驱替倍数量化表征和评价；最后建立适合油田压裂措施的合理选井、选层量化依据，有效指导了油田高含水后期挖潜，提高了压裂措施成功率，获得了良好的经济效益。……