冷家油田边底水稠油油藏水侵规律研究及对策

2016年12月第35卷第6期大庆石油地质与开发Petroleum Geology and Oilfield Development in DaqingDec.，2016Vol.35No.6收稿日期：2016-01-23改回日期：2016-06-12基金项目：国家科技重大专项“辽河、新疆稠油/超稠油开发技术示范工程”（2016ZX05055）。

作者简介：董文明，男，1985年生，工程师，现从事稠油开发研究。

E-mail ：dongwm1@DOI ：10.3969/J.ISSN.1000-3754.2016.06.023边底水稠油油藏火驱开发技术董文明（中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦124010）摘要：为了解决稠油火驱开发技术在油藏水侵入后热效率低且火线无法形成和扩展的问题，以辽河油田J1块为例，对边底水油藏转火驱开发技术进行了研究。

主要通过室内物理模拟及数值模拟研究，揭示了水侵油藏实施火驱开发具有抑制边底水、湿式燃烧等作用机理，验证了技术的可行性，并通过油藏工程计算等方法，结合边底水油藏火驱开发机理，优化了火驱操控参数，初步形成了边底水油藏转火驱设计方法。

研究成果为稠油油藏实施开发方式转换储备了新技术。

关键词：稠油；边底水油藏；水侵；火驱；参数优化中图分类号：TE345文献标识码：A文章编号：1000-3754（2016）06-0123-05FIＲE-FLOOD PＲODUCING TECHNIQUE FOＲTHE EDGE-BOTTOM-WATEＲHEAVY OIL ＲESEＲVOIＲSDONG Wenming（PetroChina Liaohe Oilfield Company ，Panjin 124010，China ）Abstract ：In order to solve the problems of the lower thermal efficiency ，no ways to form and extend for the fire lines after the water invasion for the heavy oil reservoir produced by the fire flooding ，taking Block J1of Liaohe Oil-field as an example ，the inverted fire-flood developing technique was researched from the edge and bottom water displacements of the kind of the reservoir．Mainly through the studies on the indoor physical and numerical simula-tions ，the acting mechanisms are shown as follows for the above production ：constrain the edge-bottom water ，wet combustion and so on ，the feasibility of fire flooding technique is verified ，meanwhile with the help of the reservoir engineering calculating method and so forth ，and furthermore integrated with the producing mechanisms of the edge-bottom water reservoirs ，the parameters of the fire flooding control are optimized ，thus the inverted design method from the edge-bottom water displacement to the fire flooding is generally established．The achievements have provid-ed the new inverting technique for the production of the heavy oil reservoirs．Key words ：heavy oil ；edge-bottom water oil reservoir ；water invasion ；fire flooding ；parameter optimization 辽河油田J1块为典型的边底水稠油油藏，油藏埋深923 1055m ，平均孔隙度30.6%、平均渗透率2180μm 3，原油黏度7700mPa ·s ，油层平均厚度20.9m ，单层厚度一般为1.0 3.5m ，属于深层边底水互层状普通稠油油藏。

143２０１２年第１２期泌阳凹陷北部斜坡带断裂发育，断层落差大，构造破碎，含油层位为古近系核桃园组二、三段。

自投入开发后，由于区块特殊的油层特性：埋藏浅、含油层数多、纵向上含油井段长、含油面积小、含油条带窄、油水层间互出现，无统一的油水界面，原油粘度大等，在蒸汽吞吐井过程中，吞吐井与边水容易形成了通道，边水侵入现象严重。

从而导致吞吐井含水急剧上升，生产效果变差。

因此，最大限度地抑制边水侵入速度能够进一步提高复杂小断块稠油油藏的整体效果。

数模研究结果表明：①地层倾角越大，吞吐井见边水时间越晚，吞吐油汽比增大，边水推进速度越小，吞吐效果越好（图１）。

②在同一原油粘度下，储层物性越好，吞吐井见边水时间越早。

吞吐油汽比具有先升后降的变化趋势，当储层渗透率在３．０μｍ左右时，油汽比最高，达０．８５（图２）。

③随着原油粘度增大，吞吐井见边水时间越晚。

在同一原油粘度下，随着单井排液强度的增加，边水推进速度逐渐加快。

在排液强度相同的情况下，薄油层见边水时间较厚油层早。

统计四个区块共计有３７层１１２口井见到边水，根据见边水生产状况及边水水淹速度得到复杂断块边水水淹的初步规律。

从边水水淹散点图上可以看出ＢＱ９３断块和ＢＱ５７断块水淹速度最快（图３￣图５），由于边水推进速度主要取决于油藏边水水体，边水水体能量越大，边水推进速度也越快，进一步说明ＢＱ９３和ＢＱ５７断块边水水体能量较大，而ＢＱ６７和ＢＱ９４断块次之。

ＢＱ５７区块统计３２口水淹时累计产油２９１１８ｔ，平均单井见水产油９０９ｔ，平均单井生产周期２．５个周期见边水。

ＢＱ６７区块２１口水淹井水淹时累计产油２３９６８．６，平均单井见水产油１１４１，平均单井生产周２．４个周期见边水。

通过分析四个区块的水淹现状发现ＢＱ５７区块由于投产属于排状投产方式，边水水淹也就出现排状水淹的方式。

ＢＱ６７断块渗透性越高边水水淹速度越快，水淹生产天数越少，和距边水距离关系不大，边水沿高渗层指进水淹（见图６）。

盘 40块厚层底水油藏水驱油规律及调整对策摘要：盘40块馆三7水平井经过多年开发，由于底水锥进、出砂、等原因导致采油速度与采出程度均较低，油藏潜力远远没有发挥出来。

本项目在强化基础地质研究的基础上，利用建数模技术对储层进行精细刻画，对剩余油分布规律进行定量研究，并完成水锥半径及水锥高度的精细描述，因水平井能有效减缓底水锥进，因此选择利用水平井来挖掘馆三7剩余油，并以效益开发为中心制定了一系列调整对策，实现底水油藏高效开发，达到提高单元采收率的目的。

关键词：基础地质；底水油藏；水驱油规律；调整对策；水平井1项目背景1.1研究区概况盘40断块位于临盘油田西南部，惠民凹陷中央隆起带临邑大断层上升盘。

馆三7储层为一套辫状河正韵律沉积，储层厚度13-30m，平均孔隙度 31.6%，平均渗透率1176×10-3μm2，属于高孔高渗储层。

油藏埋深1328-1356m，含油面积4.1km2，有效厚度7m，地质储量478×104t，为带气顶的边底水常规稠油油藏。

随着开发的深入，由于底部渗透率高，边底水沿底部的高渗透层突进快，发生底水锥进现象，形成次生底水油藏。

1.2开发中存在的问题及潜力分析1、平面注采井网不完善，储量控制程度低（1）井网密度小：单元目前平均实际井网密度12.2口/km2，按2500元/t （约50美元/桶）计算，合理井网密度24口/km2，单井控制储量9.56×104t。

（2）停井多：单元由于出砂、套破等原因陆续停井12口，造成井网二次不完善。

（3）构造腰部储量控制程度低，累产主要集中在构造高部位。

2、纵向动用不均衡研究区3号韵律段动用程度高，达28.7%，其次是2号韵律段，采出程度11.9%， 1号韵律段动用程度低，采出程度仅2%。

3、油藏埋深浅，地层胶结疏松，出砂严重2012年以来对该块水平井开展提液试验，陆续提液10井次，其中5口井因出砂、筛管破损导致关井。

3水驱油规律及调整对策研究3.1强化基础地质研究，夯实厚层底水油藏潜力挖潜基础馆三7储层为辫状河正韵律沉积，厚度一般13-30m，根据沉积的旋回性、韵律性和电性的组合特征，将馆三7储层划分为1、2、3三个韵律段。

单家寺油田稠油热采边底水侵入的综合治理
贾文辉
【期刊名称】《胜利油田职工大学学报》
【年(卷),期】2008(022)003
【摘要】单家寺稠油油藏属构造地层稠油油藏,经过高轮次吞吐以后,由于受储层非均质性、开采方式、油藏边底水等因素影响,开采效果逐年变差.在研究活跃边底水稠油油藏高轮次吞吐阶段剩余油分布规律的基础上,通过钻新井、扶停产井完善井网,运用调剖、大修防砂技术挖潜油藏剩余油潜力,采用注氮气加化学剂控制水锥、注采参数优化等技术综合治理稠油热采边底水侵入,各项措施实施取得了显著的开发效果.
【总页数】2页(P58-59)
【作者】贾文辉
【作者单位】中国石油胜利油田分公司滨南采油厂采油二矿,山东滨州,257439【正文语种】中文
【中图分类】TE357.4
【相关文献】
1.单家寺油田稠油热采参数分析 [J], 杨振骄
2.单家寺油田单2西活跃边底水超稠油油藏水平井开发研究与实践 [J], 朱云轩;孙洪卫
3.单家寺稠油热采工艺技术探讨 [J], 王伟;刘杰
4.冷家油田特稠油油藏边底水综合治理技术 [J], 白云渡
5.单家寺油田稠油热采经济评价 [J], 陈福星
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底水油藏水平井沿程见水规律是指在底水油藏中，水平井的不同位置上是否会出现水。

一般来说，底水油藏中的水平井沿程见水规律可以分为以下几种情况：
1. 水平井全程见水：在某些底水油藏中，水平井的全程都会遇到水。

这种情况通常发生在底水层位比较厚且水平井的位置比较低的情况下。

2. 水平井部分程度见水：在一些底水油藏中，水平井的某些部分会遇到水，而其他部分则不会。

这种情况通常发生在底水层位比较薄或者水平井的位置比较高的情况下。

3. 水平井不见水：在少数情况下，水平井可能完全不会遇到水。

这种情况通常发生在底水层位非常薄或者水平井的位置非常高的情况下。

需要注意的是，底水油藏水平井沿程见水规律受到多种因素的影响，包括底水层位的厚度、水平井的位置、油水界面的形态等。

因此，在实际勘探和开发中，需要进行详细的地质勘探和工程设计，以确定水平井沿程见水规律，并制定相应的开发方案。

欢西热采稠油水淹规律研究[摘要]欢西油田稠油藏类型多为边底水油藏，油水关系非常复杂。

在吞吐降压开采中后期，油层水淹严重，制约了油藏的持续稳定生产。

我们从含水和压力变化趋势，油井见水类型判别人手，采用数理统计、类比和测井曲线，“找水”而非“找油”动态监测等方法，分析研究了油层水淹规律，用“四性”关系进一步识别水淹层，通过上述研究，认清油水分布规律和剩余油潜力，进而实施配套的挖潜采油工艺技术，使稠油藏保持1.2%的采油速度稳产，含水控制在78%左右。

[关键词]水淹动态监测地质研究配套技术欢西油田中图分类号：te 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）05-0240-01前言欢西稠油目前处于蒸汽吞吐开发的中后期，单井平均吞吐8.2个周期，稠油油藏（井区）油井开始出现低压低产或油层水淹的开采趋势，研究认为，低压低产区块（井区）只能通过转换开采方式改善开发效果，而水淹区块（井区）在常规吞吐开采方式下仍存在较大的产油潜力。

为了提高稠油蒸汽吞吐中后期开发效果，我们采用加密、细分层系调整、井间换层、动用避水厚度、合理控制边底水、高含水井堵水、侧钻、大修等措施，取得显著效果。

1.欢西油田稠油藏基本情况1.1油藏基本地质特点欢西油田构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡，稠油藏主要分布在西斜坡中上台阶，发育13个区块，19个开发单元，每个区块内部又发育多条次一级断层，使区块内部构造进一步复杂化。

到目前为止已发现四套含油层系，自下而上依次为莲花油层、大凌河油层、兴隆台油层、于楼油层。

含油面积31.37km2，地质储量12160×104t，原油密度在0.945g/cm3-0.9945g/cm3，地层原油粘度在420mpa.s～85981mpa.s，油藏类型多为边底水油藏。

1.2开发现状截止2011年12月欢西油田稠油总井1726口，其中油井1691口，水井35口。

油井开井1181口，累产油2553.68×104t，累注汽4114.82×104t，采出程度21%，油井平均吞吐周期8.2。

132薄层边底水油藏具有油层厚度薄，边底水分布范围较大，非均质性较强的特点，与国内外常见的厚油层状底水油藏相比，其不满足开采需要的临界产量，部分油井投产初期既油水同产，薄层边底水油藏在开发中普遍面临着含水上升速度快，产量递减迅速，开发效果变差的问题[1-6]。

因此，研究薄层边底水油藏的开发效果和影响因素具有重要的实际应用价值。

以国内Z油田为例，对水侵系数、采液/采油指数、注水利用率关键开发参数进行评价。

1 开发效果关键参数评价1.1 水侵系数评价不封闭弹性水压驱动条件下油藏的物质平衡方程式可表示为：PC NB W W B N W e o i p o o e ∆--+=应用水侵系数来计算边底水的活跃程度，采用薛尔绍斯（Schilthuis）方程式计算水侵系数。

薛尔绍斯方程式可表示为：绍斯方程式可表示为：()⎰⎰∆=-=ttt f e PdtK dt P P K W 0式中：W e 为累积水侵量（m 3）；N o 为原始地质储量（104m 3）；B o 为原油体积系数，小数；W i 、W p 为累积注水量和累积产水量（m 3）；N 为动态地质储量（104m 3）；C e 为综合压缩系数（1/MPa）；△P 为地层压降（MPa）；K 为水侵系数(m 3/MPa·mon)。

绘制制∑∆Pt W e ~关关系曲线可知，油藏目前平均水侵系数为9907m 3/（Month·MPa），注水之前水侵系数为24235m 3/（Month·MPa），因此本油藏属地层水活跃油藏。

1.2 采液/油指数分析实验室条件下，采液/采油指数：下，采液/采油指数：()()L K K p p K K p q J A o ro A ro o o ⨯=∆∆=∆=μ[]()LK K K J J J A w rw o ro w o L ⨯+=+=μμ式中：q o 为产油量（t/mon或104t/a）；K ro 、K rw 为油相/水相相对渗透率，f ；K A /L 为常数；μo 、μw 为原油和地层水粘度，mPa.s；μw —地层水粘度，mPa.s。

边边底水油藏水平井化学堵水技术廉成宇中国石油辽河油田公司西部项目管理部，辽宁盘锦 124010摘要：针对水平井边边底水锥进严重，含水上升速度快，油井生产见水后，含水率迅速上升，加速油藏的衰竭，会导致过早的废弃，产量也会迅速下降，甚至损失储量，严重影响油田的生产，所以解决边边底水水平井出水问题势在必行。

关键词：边边底水；水平井；出水井段；化学堵水引言水平井堵水技术作为油藏开发中的一项关键技术，如今被广泛应用于各大油田，生产表明，水平井在老区挖潜、动用边部储量、开发薄层具有明显优势，为油田的措施上产提供了技术支持。

随着水平井开采技术在边边底水油藏的不断增加，逐渐暴露出边边底水锥进严重和堵水困难等难题，由于水平井自身的特点，一旦发生边边底水锥进，很容易大量出水，导致产油量骤降，含水大幅上升，甚至导致整个水平生产层段被“水淹”。

因此，开展边边底水油藏水平井堵水工艺技术研究已势在必行。

1 边底水水平井开采特征1.1 边底水油气藏开发过程中最显著的特点之一就是边底水的脊进，在井周围形成水脊（或水锥）。

1.2 当水锥在井底突破之后，油井即产水。

由于射孔井段离边底水的距离较近，因此，开采边底水油藏的油井往往见水较早。

见水早，无水采油期短，是边底水油藏开发过程中的第二个显著特点数等决定。

由于储层的非均质性，导致注水井注水时更容易发生水窜，影响油井产能。

1.3 油井见水之后，含水率快速上升，而日产油量则快速下降，这是边底水油藏开发过程中的第三个主要特征。

1.4 边底水油藏的可采储量一半以上都是在中－高含水阶段采出的，采油成本通常相对较高，增加原油脱水成本；2 出水原因及类型2.1出水原因分析水平井出水主要有两个因素,分别为油藏条件和井身结构，其中以油藏条件为主，由于水平井生产井段水平且井段较长，且多采用筛管完井，裂缝经常产生线性流或线状出水，在开采过程中高含水层会沿着油藏裂缝突进，同时如油藏存在构造边水、底水，生产参数不合理也会导致高含水层突进，而油藏发育高渗透层，高渗透带常产生径向流；而水平井的井身结构复杂，如固井质量差会出现管外窜流或套管漏失导致油井大量出水。

复杂小断块边水稠油油藏改善开发效果技术对策研究摘要：新庄油田泌浅67断块位于泌阳凹陷北部斜坡带新庄复杂断裂带东部，油藏分布具有“多、薄、小、窄、强”的特点，油藏品位相对较差，属于复杂小断块边水稠油油藏。

目前经过多轮次的蒸汽吞吐后，边水侵入受多因素影响，受边水影响水淹区储量采出程度低，剩余油分布复杂。

利用动态分析法及油藏工程方法，对各小层的剩余油分布规律进行研究，通过重构开发层系、面积组合吞吐、分层整体治理、配套工艺技术，提高储量动用，从而改善区块开发效果、最大限度经济有效的提高采收率。

关键词：新庄油田；小断块边水；稠油油藏；剩余油1.基本情况1.1油藏特征泌浅67区位于泌阳凹陷北部斜坡带新庄复杂断裂带东部，该区正处于北东东走向北倾正断层和北东走向南倾正断层的交汇处，断裂发育，构造破碎。

该区内主要发育两条北东东转近东西走向北西倾向正断层（①、②号断层）、两条北东东走向南东倾向正断层（⑦、⑧号断层）和两条北西西走向北倾正断层（④、⑤号断层）、两条北西走向北东倾向正断层（⑨、⑩号断层）。

以上十条断层在平面上相互切割，形成了泌浅67区泌浅67、泌浅93两个断块。

该井区总体倾向南西，倾角24°左右。

储集层为高渗储集层，储集物性总体上有随地层变老、埋深增大而变差的趋势。

核三段至Ⅳ油组平均孔隙度为30.0%，平均渗透率为3957×10-3μm2。

泌浅67区油藏埋藏浅，一般介于180-658m；单井钻遇含油小层5-18；单井钻遇油层厚度最大41.6-93.0m；纵向含油井段长122-450m。

含油面积大于或等于0.2km2油砂体数共计6个，储量133万吨，占整个油砂体数的13%，占总储量的31.1%；含油面积0.1-0.2km2油砂体数共计32个，储量261万吨，占整个油砂体数的69.6%，占总储量的61.1%；含油面积小于0.1km2油砂体数共计8个，储量33万吨，占整个油砂体数的17.9%，占总储量的7.8%。

强边水化学驱油藏边部调整对策研究作者：孟令君来源：《市场周刊·市场版》2019年第56期摘;要：强边水油藏聚合物驱实践表明，边水严重影响边部油井的见效率和见效幅度，目前影响机理多为定性描述，不能很好地解决现场问题。

针对此现状，结合胜二区东三4注聚驱的边水侵入特征，应用数值模拟方法开展了边水对聚驱影响机理以及影响程度进行定量研究，提出了通过合理注采比、注入速度减缓边水内侵，提高边部井区的聚合物溶液浓度增加驱油效率的技术对策，应用于现场实际，取得较好效果，边部井区聚驱采收率提高1.8%。

关键词：聚合物驱;影响因素;强边水;采收率;数值模拟一、油藏概况（一）油藏地质概况二区东三4砂组位于胜坨油田胜利村构造西南翼，北面、东面分别被7号和9号断层分割，呈扇形分布，地层构造平缓，倾角2-5°，各小层西南面受边水控制，注聚前每采出1%地质储量地层压降为0.11MPa，按天然能量评价标准，属于Ⅰ级，天然能量充足，边水活跃，沉积类型为三角洲前缘沉积，为一个构造简单、渗透性及连通性较好、边水活跃的构造油藏。

（二）单元开发简历二区东三单元自1968年投入开发至今经历了5个开发阶段，分别是天然能量开发阶段、投入注水开发阶段、扩建产能开发阶段、综合治理开发阶段、细分层系综合治理开发阶段，将二区东三划分为5个开发层系。

截止到2018年8月，累计0.479PV，见效率97.5%，累增油23.97万吨（超方案设计3.8万吨），已提高采收率5.51%，吨聚增油26.1吨/吨，取得较好注聚效果。

从增油情况来看，边部井区的见效率和见效幅度较低，影响单元整体聚驱效果。

二、边水对聚驱效果影响因素分析建立地质静态模型、流体模型、动态历史模型组成的三维油藏模型，结合开发动态分析、动态监测资料、矿场开发数据等进行历史拟合，建立可靠的数模模型，对影响边部油井驱油效率的主要因素进行定量的分析研究，并制订相应的调整对策，抑制边水内侵，削弱边水对聚驱效果的影响，进一步提高边部油井的见效率和见效幅度。

裂缝性底水稠油油藏纵式调堵实验研究与分析摘要：A油田为裂缝性底水稠油油藏，具有裂缝发育程度高、储层非均质性强、地层原油粘度高等特点，开发过程面临底水窜流问题严重、油井含水上升速度快、控水措施效果不理想等难题。

为有效改善此类型油田堵控水措施效果，通过室内实验筛选评价二次交联凝胶体系，利用单管、双管及三维物理模拟实验，对堵剂体系封堵性能和提高采收率幅度进行测试。

结果表明，裂缝封堵率可达98%以上，室内实验提高采收率幅度13.9%。

关键词：裂缝性油藏；稠油；堵水；物理模拟引言A油田为裂缝性灰岩底水稠油油藏，采用天然能量开发，内部断层、裂缝/溶洞发育，地层原油粘度为46.5mPa·s～129.8mPa·s，属于稠油油藏[1-2]。

由于裂缝系统发育以及原油粘度高的影响，后期调整井投产后含水上升快。

油田先后尝试多种堵水增产措施，但整体效果不理想，缺乏有效的堵水增产措施[3-4]。

因此，针对双重介质油藏底水窜流问题，提出垂向纵式堵调方法，即在主力生产层位的下部储层，通过侧钻分支井注入化学堵剂封堵窜流通道，达到抑制底水窜流、扩大底水波及体积的目的。

通过筛选适合该油藏孔隙介质类型的堵剂体系，利用单管、双管及三维物理模拟实验，对纵式堵调的效果进行了分析评价。

1封堵体系筛选及评价通过对各类化学堵剂的调研，对比各类堵剂的优缺点和应用条件，并结合A油田地质油藏特征，优选的堵剂类型以及堵调思路为：结合就地聚合类体系的低粘低阻特性和二次交联聚合物凝胶的裂缝封堵能力，形成一种先封堵裂缝，再进行地层深部封堵的复合堵调技术[5-6]。

通过室内实验筛选评价，优选出的封堵体系（就地聚合类体系和二次交联凝胶体系）针对A油田具有较好适应性，两种堵剂体系在60℃和90℃下具有良好的热稳定性能，稳定时间达210d以上。

在矿化度为37333mg/L~111999mg/L的范围内成胶性能良好。

两种体系成胶时间可控，成胶时间为50-59h，最终成胶强度可达H级，基本可以满足A油田针对底水沿裂缝窜流的有效封堵的需求。

水驱油藏注气驱油机理及渗流规律研究
水驱油藏注气驱油技术是一种常用于油田开采的方法，其目的是提高油井的采收率。

该技术的原理是在注水的同时向油藏中注入气体，使得油与水之间形成一个气体层，从而使油在水的推动下向油井移动，提高采油效果。

气体在油藏中的渗流规律是指气体在油藏中的传输方式和路径。

气体注入后，在油藏中形成一个气体层，气体通过油藏的孔隙和裂缝向油井移动，同时压缩油层中的水，从而推动油向油井移动。

气体在油藏中的渗流规律是由油藏的物理性质、气体注入量和注入方式等因素决定的。

水驱油藏注气驱油技术的研究主要包括渗流规律研究和注入参数优化研究。

渗流规律研究是通过实验、数值模拟等方法探究气体在油藏中的传输方式和路径，以及油、水、气三相的相互作用规律。

注入参数优化研究则是针对不同油藏特征和地质条件，通过改变注气量、注入时间等参数来优化注气效果，提高采收率。

水驱油藏注气驱油技术的研究对于提高油田开采效率、促进油气资源可持续利用具有重要意义。

互层状超稠油油水分布规律及防治对策研究【摘要】针对互层状超稠油油井出水现状，对油水分布规律进行了研究，并对油水分布成因进及油层分布控制因素行了分析，在此基础上对油井出水原因分析，确定了边、顶、底及夹层水分布区域及范围。

针对不同油藏，不同出水类型，形成了机械堵水、管外封窜、大修内衬等一系列综合堵水技术。

为曙光油田互层状超稠油的经济有效开发提供了一条新思路，并已经形成规模，具有很高的推广应用价值。

【关键词】互层状超稠油油水分布出水类型堵水技术随着超稠油产能建设逐步进入后期，超稠油老井已经进入高周期生产，递减幅度加大，超稠油出水井的挖潜具有很大的潜力，将为超稠油产量的稳定起到重要的作用，因此超稠油井油水分布规律研究及防治项目的实施将具有重要意义[1]。

1 油藏概况曙光采油厂互层状超稠油油藏，油藏构造上位于辽河断陷西斜坡中段，主要包括杜84兴隆台、曙127454兴隆台、杜813兴隆台等主体开发区块，纵向上开发沙河街组沙一、二段及沙三上三套含油层段，含油面积6.92km2，地质储量5262万吨。

兴隆台超稠油自投产以来，各区块都出现过油井出水的问题，主要为单井点出水，平面分布没有规律。

超稠油油水关系复杂，分布有边、顶、底水和夹层水，加之兴Ⅰ顶和兴Ⅰ、Ⅱ组间隔层厚度小，极易造成窜槽出水。

2 油水分布规律研究兴隆台油层在曙一区全区分布，但不同油层组油层发育程度和分布不同：兴I组主要分布在杜84块；兴II和兴III组油层分布最广，几乎全区发育；兴IV 组油层主要分布在杜32块；兴V组油层只分布在杜32断块；兴VI组油层在构造高位的杜84块最发育，而杜80块不发育。

2.1 顶水分布规律杜84兴隆台以纯油藏为主，纵向上发育兴I～VI油层组，兴I油层组上覆为馆陶组，因而馆陶油藏的底水构成了杜84兴隆台兴I组的顶水；杜810及杜813油藏兴I组油层发育为水层，为杜80、杜813的顶水水源。

2.2 边水分布规律兴隆台油层兴I～VI组油层在纵向上相互叠加形成了多套油水组合，造成油水界面不统一，但是边水一般不活跃，分布范围较小，对各断块主力油层分布区的开发不会造成太大影响。

底水稠油油藏水平井见水特征及影响因素
于蓬勃
【期刊名称】《天然气与石油》
【年(卷),期】2015(33)5
【摘要】针对XH 27块大底水稠油油藏水平井含水上升快,产量降幅大的问题,利用角点网格、随机建模方法建立了相控地质模型,进行了历史拟合,根据含水率、水油比及水油比导数曲线特征提出了三种水平井见水类型,明确了不同见水类型的水淹特征.研究了水平井无因次避水高度、水平段长度、渗透率各向异性、油层厚度等因素对水平井水淹规律的影响,利用正交试验方法确定不同因素的影响程度.结果表明,底水稠油油藏水平井设计参数对累积产油量影响程度由高到低依次为无因次避水高度、采液强度、水平段长度,研究结果对同类油藏水平井部署设计有参考意义.
【总页数】5页(P36-40)
【作者】于蓬勃
【作者单位】中国石油辽河油田公司,辽宁盘锦124010
【正文语种】中文
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