厚层块状边底水稠油油藏水侵规律研究及应用

试论边底水油藏开发效果及调整对策研究油田边底水油藏的特征有含油层系较多、油层的厚度很小、油稠出砂等，长期使用人工操作水驱岩性开采油藏的技术方法，运用此种方法能的开采效率较高、含水量较高、井网密集度较大。

通过研究边底水油藏水淹机理对水锥进的影响因素，指出活用合理地控制参数、物性夹层、适当地井间距等符合该区域进行开发的方法，直接在油田中直接使用综合调节与部署近几年的油田井位，收获了理想的开发效率与经济收益。

标签：边底水油藏;开发效果;调整策略油田作为我国非常重要的资源，获得了人们的高度重视，在此基础下，人们开始对油藏的开采技术提高了重视度，但在油藏认知与技术方法的制约，我国油田开采行业长期的开采方法为，高采油速度、高采液强度等常规的水驱模式，使得底水的锥进速度太快，无法获得较高的开采效果，最终开发的效果不尽人意。

为了对汗水的升高速度加强控制，使开发效率有所改善，需整体解析边底油水藏的开采效果与水淹规律，对其底水锥进、临界产量、含水的升高旋律、采液强度、打孔程度等开发技术的范围，找出符合边底油藏开采特点的模式。

1.评价边底水油藏的开发效率1.1评价开发效果、地质元素及综合指标的系统1.1.1评价地质元素的综合指标系统。

注水的开发效率在极大限度上取决油藏本身的地质条件。

通过对油田宏观地质与微观地质进行收集与整理反映出15个参数的特征，并按照开发水驱效果对于各项参数赐予不同权重的影响，进行灰色综合评价标准与系统的建设。

1.1.2评价油藏水驱开发效率的综合参数。

依据灰色体系理论的油田注水开发效果综合评价原则，按照油田的注水开发效率的影响因素与动态化注采特点的分析结果，明确控制水驱储量、水驱储量的动用度、含水升高概率、自然递减概率、利用注水率、保持压力水平的综合评价指标与参数，总结形成综合评价油田的分析权值与标准。

1.2评价效果按照以上的标准系统、权重参数及指标，按照灰色关联的分析方法，对油田各项地质参数和标准参数之间灰色的关联系数进行分别计算，按照关联性的最大原则进行最后评价结果的确定。

厚层块状底水稠油油藏注水效果评价
赵海艳
【期刊名称】《石化技术》
【年(卷),期】2017(024)006
【摘要】本文结合冷43块S32油层,对厚层块状底水稠油油藏注水效果评价进行具体分析.通过完善注采系统,加强稳油控水工作,油田取得良好的开发效果.按目前开发方式,水驱采率为20.5%.
【总页数】1页(P126)
【作者】赵海艳
【作者单位】中油辽河油田公司辽宁盘锦 124010
【正文语种】中文
【相关文献】
1.带凝析气顶块状底水油藏注水效果评价 [J], 任今明;周代余;吴迪;刘明赐;王春生;陈文龙
2.厚层块状底水稠油油藏热采水平井合理注采参数研究 [J], 赵晔
3.巨厚块状底水稠油油藏控锥技术研究 [J], 孙作海
4.厚层块状稠油油藏火驱调控技术 [J], 李树山
5.巨厚块状特稠油油藏水淹特征及堵水效果评价 [J], 梁柱;姜岭;姚军;任勇;姚为有因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

厚层边底水油藏水平井调整技市研究及应用◊孤东采油厂地质研究所张宁以孤东油田二区馆上6单元为例，本文对厚层 边底水油藏水平井调整技术进行了研究和探讨，总结出了适用于厚层边底水油藏的水平井调整技 术，有效地控制了含水上升速度，改善了开发效 果，对其它同类单元的高效开发具有借鉴意义。

厚层边底水油舰底水_跃，腿能量充足，在开发过程中，受底水锥进影 响，综合含水上升决，产量递减大，a a 剩余油分布特征研究，剩余油主要分布在 顶部和井间水锥半径未波及的区域，剩余 油主要受水锥、沉积韵律及层内夹层控 制。

本文以孤东油田二区馆上@元为例，根据剩余油分布特点，就如何提高改 善厚层边底水油藏开进行了研究和探讨，总结出了厚层边底水油藏水平井调 整财。

1基本情况孤东油田二区馆上6单元，含油面积2.2 km2,地质储量369x1041。

包含61、62、63、64、65、66、67和 68八个含油小层。

单元属辫状河沉积，高渗透、高饱 K K疏松贿油藏，渗透率1460毫达西，油层埋深1410m~1485 m。

主力层61和 62连片发育，厚度大，储量高（占单元 83.5%),非主力层主要呈水上漂土豆状 砂將星分布[1】。

屉位油砂体个面积K rt*，|地萌M U的N WS1151.663521721 j1S4.2N9«6213U S451154 |123.9Ngs5:S0.1021i.r0.5353SNssS4s0.10052名0541 _50Nss6:90.15782.90.523 9.®f W3D.23S5“1.妝j21.6Nwf i73D.1059270.376 j6.ZN3S6!30.16794.00.763 14.5砂细9222U560 |369表1二区馆上访组小层储量分布统计表单元于1986年9月投产，1992年5月转 为齡开发。

开发20多年来，瓶经历了三倾发阶段，越包括天然能量、_见效以及控水稳油综合挖潜等三个开发阶 段，目前进入特高含水期开发阶段。

冷41块水侵规律初探及治理效果分析1.概况1.1地质概况冷41块位于冷东断裂背斜构造带中段，东靠冷48块，西临陈家凹陷，北依冷42块，南接冷115块。

它是受控于东界冷48断层的断鼻构造，轴线为北东向，闭合面积2.6km2，闭合幅度300m，构造高点在冷42-555井附近。

主力油层s32探明含油面积2.3km2，地质储量2189×104t。

本区块s32储层岩性以砂砾岩为主，平均孔隙度为14.7%，平均渗透率106.6×10-3um2，油层埋深1395-1690m，油层厚度为80-120米，油藏类型为边、底水驱动块状巨厚油藏，油水界面-1690m。

平均原油密度为0.9842g/cm3（20℃），地面脱气原油粘度（50℃）为101228mpa.s。

s32油层发育受构造和岩性控制，油稠、含油井段长，采用100米正方形井网，两套层系蒸汽吞吐开发。

1.2开发现状冷41块是冷家油田的主力区块，该块目前总井数268口，开井190口，日产油710.0吨，平均单井日产3.73吨，综合含水79.7%，采油速度1.17%，累计产油369.4×104吨，采出程度17.5%。

平均注汽周期11.7，日注汽量2558吨，累计注汽量727.3×104吨，累计油气比为0.51，回采水率104%。

2.边底水水侵规律的认识2.1边底水侵入机理冷41块为边底水驱动的油藏，从水层厚度等值图可以看到，该断块有广阔开放的边底水，原始水油体积比为2.05，水体能量较大。

南部由于处于构造低部位，因而也是水层最为发育的地方。

随着开采时间的增长，采出量的增加，油层亏空的加剧，势必会造成油层压力下降，边底水侵入，见水油井逐年增加。

加上冷41块隔层不发育，垂向渗透率高，垂向与水平渗透率比高达0.68。

由冷41块隔层厚度等值图可以看到，该块中部隔层不发育，只在东部与西部有零星少量隔层，且厚度也不大，这就为边底水锥进创造了条件。

边底水稠油油藏开发后期水淹规律研究摘要：××块是典型的边底水稠油油藏。

经过三十年的蒸汽吞吐开采后，目前采出程度高、地层压力低、边底水与断层水水侵严重，为提高区块整体开发效果，对区块水淹规律的研究成为目前主要的工作。

通过利用历年来新井、侧钻井的电测解释结果、高温四参数吸汽剖面、环空产液剖面测试等监测资料，结合动态分析，开展水侵规律研究，从而为区块下一步挖潜提供理论基础支持。

关键词：稠油油藏水淹规律蒸汽吞吐前言在边底水稠油藏开发后期，水侵成为影响蒸汽吞吐效果的主要因素，因此，水侵规律及剩余油分布规律的认识是实现剩余油配套挖潜技术成功应用的基础。

××块通过对水淹区水侵规律和剩余油分布规律的研究，有针对性的采用剩余油配套挖潜技术，实现边底水稠油藏开发后期提高了储层动用程度、减缓递减速度目的，断块采油速度保持在1.0%以上高产稳产30年。

一、地质概况××块地处凌海市大有地区，其构造上处于辽河断陷西部凹陷西斜坡欢喜岭油田单斜构造的第二断阶带上，是锦45断块的四级断块。

开发目的层为沙一、二段的于楼油层和兴隆台油层，构造面积5.02Km2，含油面积4.05Km2，原油地质储量2287×104t，属边底水稠油油藏。

二、开发历程及开发现状：××块自1984年10月蒸汽吞吐开发以来，其历程可分为三个阶段：（1）1984.10—1986.6为蒸汽吞吐试验阶段；（2）1986.7—1991.8为全面蒸汽吞吐开发阶段；（3）1991.9—目前为加密、完善井网综合调整阶段。

截至2013年12月，××块共有各类井455口，其中油井452口，观察井3口，油井开井384口，日产液4370t/d，日产油570t/d，平均单井日产液11.6t/d，单井日产油1.5t/d，综合含水86.97%，采油速度0.91%，累产油819.2803×104t，累产水2286.8113×104t，累注汽1442.9722×104t/5831轮次，区块采出程度高达35.82%，回采水率158.48%，累积油汽比0.57，年度油汽比0.28，单井平均吞吐12.9轮次。

212022年2月下 第04期 总第376期TECHNOLOGY ENERGY |能源科技河南油田采油二厂强边水断块稠油油藏集中在新庄油田，主要包括泌浅57区、泌浅67区等区块，断裂发育，构造破碎， 断层相互交错，形成众多小断块，属高孔高渗普通稠油断块油藏,地质储量649万吨。

泌浅57区、泌浅67区均为层状边水稠油油藏，油藏品味相对较差，具有“含油层位多、含油面积小、含油宽度窄、边水活跃”特点，水淹储量520.6万吨，占总储量的63.5%，采出程度仅5.8%。

目前开发现状表现为“三低一大”：采出程度低、日产水平低、采油速度低、递减大。

为改善生产效果，开展区域立体抑水治理，初期产状改善显著，但多轮次后效果变差，主要存在以下三个问题：水侵路径认识不精细受油藏动静态因素影响，边水沿高渗带由构造低部位向中高部位水侵，区域治理潜力单元水侵路径认识难度大，精细刻画与精准治理需求有差距。

工艺技术适应性下降一是油藏物性以及温度场和压力场发生变化。

随着吞吐轮次增加，油藏储层孔渗性提高，依据原始物性设计工艺方案适应性下降；二是技术应用条件需要进一步优化。

随着水淹程度的加剧，影响因素和工艺参数需要进一步细化优化，提高技术针对性。

区域治理方法需要进一步完善受动态井网不完善因素限制，综合治理按照构造部位划分“高、中、低”治理区域，治理整体效果改善明显，个别轮次效果差异较大，需要进一步细分治理区域，提高治理技术的指导性，完善分层分区高效治理。

1.分类治理方案研究1.1构造部位水淹型采用分区立体控水技术，将该层针对优化出水淹区域划分为低部位、中部位、高部位三个区域。

低部位为强水淹区域，治理思路为水淹严重的油井进行排边水，有潜力的油井堵边水；中部位为汽窜严重及边水影响区，治理思路为面积注汽治汽窜，组合治理堵边水；高部位为低速采油区，治理思路为氮辅增产增效。

1.2区域差异水淹型通过渗透率分布图和边水突进平面图叠合对比，泌浅57区Ⅲ1层渗透率分布较为均匀，边水沿1号断层及2号断层分别突进，1号断层附近呈强水淹，2号断层附近弱水淹，区域差异水淹型实施分区堵调。

新海27块深度二次开发技术研究与应用【摘要】新海27块是中国石油天然气股份公司二次开发示范区块。

然而随着二次开发程度的不断深入，二次开发基础井网水平井出现了含水上升速度快、周期油汽比下降、水平段动用不均以及薄差油层未有效动用等问题，从2009年开始，开展了扩边增储、扩大部署、优化注汽、水平井找堵水等工作，确保了新海27块产量稳定，巩固了新海27块二次开发成果。

【关键词】深度二次开发水平井边底水油藏综合治理新海27块是原始含油饱和度较低的厚层块状（边）底水普通稠油油藏。

主要开采层位为东营组d1ⅰ段油层，油藏埋深-1375m～-1465m，含油面积2.3km2，地质储量672×104t。

由于受油水粘度比大、边底水能量活跃、油井管外窜槽等多方面因素影响，边底水锥进严重，油藏储量动用不均，区块长期处于低速低效开发状态，2004年区块日产油降至32t，采油速度0.26%，区块开发濒临废弃。

2004年以来，在“二次开发”理念指导下，实施了“水平井整体替代直井”的二次开发，使濒临废弃的油藏重新焕发了青春。

2009年以来针对二次开发中出现的问题，通过综合地质研究，实现扩边增储451.66×104t，并在区块周边扩大部署水平井25口。

开展了注采参数优化调整、产液结构优化调整及水平井找堵水等技术的研究。

区块以大于1.5%的采油速度继续稳产。

1 油藏地质特征（1）构造简单，形态平缓。

该块是受大洼断层和海35断层南北夹持的短轴背斜构造，南北方向比较平缓，地层倾角1°，东西两翼稍陡，地层倾角2～4°。

（2）油层厚度大，储层物性好。

储层属于三角洲前缘沉积体系，主要发育水下分流河道及分流河道间沉积微相。

油层发育，单层厚度为6～30m。

岩性主要为中--粗砂岩，平均孔隙度31.4%，渗透率1927×10-3μm2，泥质含量6.2%。

（3）含油饱和度低，天然能量充足。

受油气成藏及水洗氧化和构造变化等后期油藏改造作用影响，该块表现出含油饱和度低（58%）、可动水饱和度高（21.6%）、原油粘度较高（5000mpa·s）、油水过渡带宽（12.3m）及油水体积比大（62：1）、天然能量充足等低含油饱和度油藏特征。

M 区稠油油藏边水水淹规律研究李琦【摘要】稠油蒸汽吞吐是降压开采的过程，油藏压力大幅度下降，导致边水侵入现象日益加剧。

水侵油层采出程度低，热利用率低，水淹区储量动用程度低，因此，要抑制边水，提高边水侵入区的采出程度，确保稠油热采的持续稳产，首先要搞清楚边水水淹规律，为以后针对不同程度水淹程度进行剩余油挖潜提供依据。

根据区块的动态数据和静态数据，建立地质模型，进行数值模拟，对区块划分不同的水淹级别，分析其水淹规律，为今后边水侵入稠油油藏的高效开发提供一定的理论基础。

%The heavy oil steam stimulation is a depressurizing production process. Because of the decline of reservoir pressure, the edge water invasion phenomenon is more and more serious. The water invasion reservoir has low recovery degree, low heat utilization rate, and low producing degree. In order to curb edge water, improve the recovery degree of edge water invasion area, ensure continuous and stable yield of heavy oil thermal recovery, the edge water flooding rule should be studied. In this paper, according to dynamic data and static data, geological model was established, and numerical simulation was carried out, different water flooding level of the blocks was classified, the water flooding law was analyzed, which could provide theory basis for the efficient developmentof edge water invasion heavy oil reservoir in the future.【期刊名称】《当代化工》【年(卷),期】2015(000)007【总页数】3页(P1524-1526)【关键词】水淹规律;数值模拟;蒸汽吞吐【作者】李琦【作者单位】东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆 163318【正文语种】中文【中图分类】TE357M区块原油相对密度分布在 0.936 1～0.966 6 g/cm3之间，平均为0.957g/cm3，原油粘度（40 ℃）平均值为3 993.44 mPa·s。

实现边底水稠油井稳产的技术研究与应用[摘要] 针对埕东油田西区馆陶4砂组边底水稠油油藏特点，分析油藏的开采特征，对比水平井开发与直井开发的差异，针对蒸汽热采后转变开发开发形势稳产难度大的问题，摸索该块稳产的主要做法，实现了老区内部的“二次找油”，夯实了埕东老油田的稳产基础。

[关键词] 普通稠油油藏；二次找油；稳产分类号：te345.13一地质概况埕东油田西区馆陶4砂组所在的埕东油田构造上位于呈子口凸起的东端高点，南面以埕南大断层为界与渤南洼陷相邻，内部以一条二级正断层为界划分为西区和东区，目前西区已探明ng3、ng5—9等6个含油砂体，探明含油面积16.79km2，地质储量3307*104t。

二油藏特点馆陶4砂组为埕东西区老区内部的新含油层系，长期以来由于油稠出砂、油水关系复杂，一直未进行评价和动用。

其油藏主要特点：一储层埋藏埋深较浅；二储层较发育，油层厚4-10m；三储层物性好，孔隙度35.9%，渗透率1686*10-3um2；四原油物性较差，平均地面原油密度0.9863g/cm3，地面原油粘度2200-3312mpa..s，为普通稠油。

三开采简历自2008年以来，优先在ng44层开展了油层厚度在3-8m之间、具有一定边底水的底水稠油油藏开发技术研究和推广工作，不断摸索和丰富了具有改油藏特点的稠油开发工作并取得了一定的成绩。

2007年9.10月份现有对埕29-91、埕29-92两口直井实施补孔ng44层生产，初期平均单井日油5.4吨，含水42.0%，含水上升速度达到24.8%，直井开发水椎严重，造成水驱动用程度低，标定采收率低。

与2007年12月该层第一口水平井埕44-p1井完钻，水平段160m，筛管完井，蒸汽吞吐累注1207吨，注汽干度70-72%，初期日产液40.8吨，日油21.2吨，含水48.0%。

这充分表明该层实施水平井热采开发效果较好，初期产能是直井的3-4倍。

2008年共完钻了埕44-p2等16口水平井，其中12口井实施了蒸汽吞吐热采工艺，初期日产油185t/d，综合含水65%，对比直井同期含水上升速度明显降低了5-6个百分点。