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摘 要：对于裂缝发育并有边底水能量的常规稠油火成岩油藏，当油井一旦见水，由于油水粘度比大及受裂缝孔洞的影响，构造位置较低离油水边界线近的井容易产生边底水锥进，而所处位置相对较高离油水边界远的井由于受天然岩性隔板的作用得不到边底水补充能量，地层压力下降快，原油脱气严重，制约油井产量得不到正常发挥，产量递减快。本文提出了科学优化采液强度，减缓油井水淹的速度，保持油藏的地层能量，使火成岩油藏能持续稳定开发。
关键词：采液强度 火成岩油藏 边底水锥进 临界产量 隔板 油水粘度比 生产参数 常规稠油
一、区块概况及油藏特点
1.区块概况
滨674块是滨南油田向西部延伸的沙三段火成岩油藏。其构造位于东营凹陷的西北缘，主力油层的沙三段顶南低北高，东北部沙四段被剥蚀。沙三下地层下部1512-1580米，厚度60米为大段的玄武岩。沙四段地层在其中上部1602.4-1619米，发育了一套厚16.6米的玄武岩地层。此段玄武岩渗透率差，为干层。顶部有一层3.4米的粉沙岩含油。可见火成岩为该油藏的主要储集层，储集层的厚度向东逐渐变厚，平均单井钻遇厚度31.1m，油层厚度20.3m。滨674块原始地层压力15.0Mpa。含油面积1.3km2，地质储量654万吨，地面原油粘度3000-10000mpa.s，油水界面1592米。
2.油藏特点
从674井的岩芯看火成岩孔洞发育，呈蜂窝状，孔洞直径最大6cm，且连通性较好，孔隙度24.6%，渗透率28.27×10-3μm2，但裂缝较发育，分布无规律，裂缝最长达67cm，一般在2-5cm，裂缝最宽处10mm，一般在2-5mm，裂缝中含油，局部裂缝中充填有石英。属孔缝双重介质储油。
由此认为滨674块属常温、低压、稠油、边底水油藏
二、开发形势及存在问题
1.开发形势
滨674块一期开发方案于1999年6月实施完毕，投产油井13口，日产液260.9吨，日产油205.4吨，采油速度3.1%。二期开发方案到2000年11月实施完毕，共投产油井7口，日产液108.4吨，日产油105.8吨，采油速度1.6%。根据2003-2013年产量形势将滨674块分为两个阶段：第一阶段，2003-2006年，滨674块共开油井16口，整个区块地层能量充足，产能比较高，生产形势上升。第二阶段，2006-2012年，产量呈现下降趋势，日产油由202↘72t/d。产量下降有两个原因：①液量下降，日产液由283↘167t/d，这主要是由于地层能量下降引起，液面由681m降为709m；②区块综合含水上升，综合含水由19%↗59%。
2.存在问题
从含水资料水淹图上来看，产生水淹的井在外围，并且靠近油水边界，其所处的构造位置较低，水线推进快。而处于构造高部位的井由于累产油逐年增加，目前无人工能量补充，地下亏空增大，地层能量下降，原油脱气严重，套压上升（最高达5.0Mpa），中部油井供液能力下降，产液量随之下降。油井见水之后，因其裂缝发育，水油粘度比高，含水率快速上升，而日产量则快速下降，这是底水油藏开发的一个特点。从以上的分析看出，674块存在的问题是：①边部油井水淹严重；②中部油井能量下降快。
三、原因分析及合理采液强度的提出
据含水与油层中深及采液强度统计，结合区块的水淹图，不难发现：位于中部的油井所处的构造位置较高，并且有天然岩性隔板的阻挡作用，根据李传亮的隔板理论，此处泥岩是一个良好的岩性隔板。该隔板不但减缓了底水锥进的速度，而且在没有人工能量补充的情况下，底水也无法给予补充能量，所以在单井采液强度高的情况下，地层能量下降快，当地层压力低于饱和压力的时候，原油脱气严重，套气加大，压住液面，使得油井的供液能力变差，产液量也下降。而构造位置低、采液强度高的井水淹严重，其岩性隔板位于油水界在之下，并且该井的采液强度为3.1t/m，油井的产量越大，井底周围的压差就越大，水线推进的速度也就越快；由此，提出优化单井采液强度，即单井的生产参数，可以减缓底水锥进的速度同时可以稳定地层能量来确保火成岩油藏的稳定开发。
四、合理生产参数的测算方法
采液强度是单位有效厚度的日产液量。只要确定合理的单井液量，即可确定单井的生产参数。
根据Dupuit临界产量的计算公式（1）可以计算出674块各单井的临界产量 为13-25t/d。得出的 即为油井的实际排量，将其代入公式（2），求得单井的理论排量，最后将计算得出的理论排量代入公式（3），求得冲次n。
（1）
公式中： -油井临界产量；-油层渗透率； -水、油密度差； -油井处的含油高度； -从油层顶部起算的油层打开厚度； -层原油粘度； -油井卸油半径； -油井完井半径。
a
（2）
式中： -泵效，%胜利油田泵效和泵压关系表明75%是个合理值
-深井泵的理论排量， 代入测算临界产量
深井泵的实际排量，t
（3）
式中： -深井泵的排量t；d-深井泵的直径mm；s-冲程m； n-冲次，次/分； -原油相对密度，小数
应用上述理论推算，滨674块合理的平均冲次为2.65次/分，是比较合理的值。
四、措施實施及效果评价
1.措施实施
根据测算的冲次我们把滨674块油井的生产参数作了大幅度的调整，边部油井将冲次由4c/min调为1-1.5c/min，中部油井的冲次由4-5c/min调整为2-3次/分，整个区块的平均采液强度由开发初期的1.2%降为调整后的0.7%。
2.效果评价
2.1水淹速度减缓
参数调整后见到了明显的效果，单井674-12在见到了游离水后，没有产生暴性水淹，上升的速度减缓，一直稳定在25%左右，区块的综合含水由2011年的67%降为2013年的46%。滨674块1997年投入开发到2002年水线由东向西，由南向北快速扩大，通过调整生产参数，2011-2013年水淹面积没有进一步扩大。
2.2地层能量稳定
通过控制采液强度，参数调整后，区块地层能量稳定，套压减小，动液面也稳中有升，由2011年的709米上升到648米，而且2011-2013年的日产油量也稳定在80t/d左右。各单井的套压也下降，液量上升，如：滨674-15、滨674-19井套压下降，液量上升，油量上升。
参考文献
[1]《石油地质学》，石油工业出版社，1999.9，张厚福等。
[2]《底水油藏开发》，西南石油学院出版社，2002.2，李传亮。
作者简介：韩鲁，男，技师，2002年毕业于胜利油田职工中等专业学校石油开采专业，现从事采油工作，，胜利油田有限公司滨南采油厂采油一矿。
关键词：采液强度 火成岩油藏 边底水锥进 临界产量 隔板 油水粘度比 生产参数 常规稠油
一、区块概况及油藏特点
1.区块概况
滨674块是滨南油田向西部延伸的沙三段火成岩油藏。其构造位于东营凹陷的西北缘，主力油层的沙三段顶南低北高，东北部沙四段被剥蚀。沙三下地层下部1512-1580米，厚度60米为大段的玄武岩。沙四段地层在其中上部1602.4-1619米，发育了一套厚16.6米的玄武岩地层。此段玄武岩渗透率差，为干层。顶部有一层3.4米的粉沙岩含油。可见火成岩为该油藏的主要储集层，储集层的厚度向东逐渐变厚，平均单井钻遇厚度31.1m，油层厚度20.3m。滨674块原始地层压力15.0Mpa。含油面积1.3km2，地质储量654万吨，地面原油粘度3000-10000mpa.s，油水界面1592米。
2.油藏特点
从674井的岩芯看火成岩孔洞发育，呈蜂窝状，孔洞直径最大6cm，且连通性较好，孔隙度24.6%，渗透率28.27×10-3μm2，但裂缝较发育，分布无规律，裂缝最长达67cm，一般在2-5cm，裂缝最宽处10mm，一般在2-5mm，裂缝中含油，局部裂缝中充填有石英。属孔缝双重介质储油。
由此认为滨674块属常温、低压、稠油、边底水油藏
二、开发形势及存在问题
1.开发形势
滨674块一期开发方案于1999年6月实施完毕，投产油井13口，日产液260.9吨，日产油205.4吨，采油速度3.1%。二期开发方案到2000年11月实施完毕，共投产油井7口，日产液108.4吨，日产油105.8吨，采油速度1.6%。根据2003-2013年产量形势将滨674块分为两个阶段：第一阶段，2003-2006年，滨674块共开油井16口，整个区块地层能量充足，产能比较高，生产形势上升。第二阶段，2006-2012年，产量呈现下降趋势，日产油由202↘72t/d。产量下降有两个原因：①液量下降，日产液由283↘167t/d，这主要是由于地层能量下降引起，液面由681m降为709m；②区块综合含水上升，综合含水由19%↗59%。
2.存在问题
从含水资料水淹图上来看，产生水淹的井在外围，并且靠近油水边界，其所处的构造位置较低，水线推进快。而处于构造高部位的井由于累产油逐年增加，目前无人工能量补充，地下亏空增大，地层能量下降，原油脱气严重，套压上升（最高达5.0Mpa），中部油井供液能力下降，产液量随之下降。油井见水之后，因其裂缝发育，水油粘度比高，含水率快速上升，而日产量则快速下降，这是底水油藏开发的一个特点。从以上的分析看出，674块存在的问题是：①边部油井水淹严重；②中部油井能量下降快。
三、原因分析及合理采液强度的提出
据含水与油层中深及采液强度统计，结合区块的水淹图，不难发现：位于中部的油井所处的构造位置较高，并且有天然岩性隔板的阻挡作用，根据李传亮的隔板理论，此处泥岩是一个良好的岩性隔板。该隔板不但减缓了底水锥进的速度，而且在没有人工能量补充的情况下，底水也无法给予补充能量，所以在单井采液强度高的情况下，地层能量下降快，当地层压力低于饱和压力的时候，原油脱气严重，套气加大，压住液面，使得油井的供液能力变差，产液量也下降。而构造位置低、采液强度高的井水淹严重，其岩性隔板位于油水界在之下，并且该井的采液强度为3.1t/m，油井的产量越大，井底周围的压差就越大，水线推进的速度也就越快；由此，提出优化单井采液强度，即单井的生产参数，可以减缓底水锥进的速度同时可以稳定地层能量来确保火成岩油藏的稳定开发。
四、合理生产参数的测算方法
采液强度是单位有效厚度的日产液量。只要确定合理的单井液量，即可确定单井的生产参数。
根据Dupuit临界产量的计算公式（1）可以计算出674块各单井的临界产量 为13-25t/d。得出的 即为油井的实际排量，将其代入公式（2），求得单井的理论排量，最后将计算得出的理论排量代入公式（3），求得冲次n。
（1）
公式中： -油井临界产量；-油层渗透率； -水、油密度差； -油井处的含油高度； -从油层顶部起算的油层打开厚度； -层原油粘度； -油井卸油半径； -油井完井半径。
a
（2）
式中： -泵效，%胜利油田泵效和泵压关系表明75%是个合理值
-深井泵的理论排量， 代入测算临界产量
深井泵的实际排量，t
（3）
式中： -深井泵的排量t；d-深井泵的直径mm；s-冲程m； n-冲次，次/分； -原油相对密度，小数
应用上述理论推算，滨674块合理的平均冲次为2.65次/分，是比较合理的值。
四、措施實施及效果评价
1.措施实施
根据测算的冲次我们把滨674块油井的生产参数作了大幅度的调整，边部油井将冲次由4c/min调为1-1.5c/min，中部油井的冲次由4-5c/min调整为2-3次/分，整个区块的平均采液强度由开发初期的1.2%降为调整后的0.7%。
2.效果评价
2.1水淹速度减缓
参数调整后见到了明显的效果，单井674-12在见到了游离水后，没有产生暴性水淹，上升的速度减缓，一直稳定在25%左右，区块的综合含水由2011年的67%降为2013年的46%。滨674块1997年投入开发到2002年水线由东向西，由南向北快速扩大，通过调整生产参数，2011-2013年水淹面积没有进一步扩大。
2.2地层能量稳定
通过控制采液强度，参数调整后，区块地层能量稳定，套压减小，动液面也稳中有升，由2011年的709米上升到648米，而且2011-2013年的日产油量也稳定在80t/d左右。各单井的套压也下降，液量上升，如：滨674-15、滨674-19井套压下降，液量上升，油量上升。
参考文献
[1]《石油地质学》，石油工业出版社，1999.9，张厚福等。
[2]《底水油藏开发》，西南石油学院出版社，2002.2，李传亮。
作者简介：韩鲁，男，技师，2002年毕业于胜利油田职工中等专业学校石油开采专业，现从事采油工作，，胜利油田有限公司滨南采油厂采油一矿。