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【摘要】 五蛟油田里74区油藏边底水发育，处中含水采油期，因采油速度较高，部分井采液强度不合理，造成区块含水上升，稳产形势严峻，本文从地质特征的含水饱和度、区块构造、底水水层厚度、隔夹层厚度四个方面与开发动态方面分析了见水原因，并对治理对策及效果进行评价，摸索出油井生产的合理采液强度、注采井网，注水井合理的注水强度，为后期生产提供了可行的“控水稳油”方案。
【关键词】 影响因素 治理对策 效果
1 基本概况
1.1 开发概况
长庆五蛟油田里74区油藏为构造—岩性油藏，2005年开发，开发层位延10，初期平均日产液7.44m3，日产油3.8t，含水40.2%；投注井1口，平均日注30m3。2010年9月在东北部投2口采油井，截止2012年6月油井正常开井16口，平均日产液9.55m3，日产油3.70t，含水53.9%，区块累计产油19.59×104吨，累计注水5.32×104m3，地质储量采出程度17.24%，地质储量采油速度1.95%，保持了比较高的采油速度，目前处中含水采油期（图1）。
1.2 见水特征
从里74区年产油与综合含水关系图中可以看出：投产阶段与稳产阶段综合含水平稳，递减阶段见水井含水上升速度快，稳油控水难度加大（图2）。2 油井见水原因分析
里74区油井2011年前期因采液强度分布不均受边水内推，底水锥进影响含水呈现上升趋势，现针对油藏地质特征和开发技术政策影响因素两方面思路对油井见水原因进行分析，总结见水特征及规律，实现控水稳油。
2.1 地质因素
2.1.1？含水饱和度分布与油井见水的关系
里7 4区见水井1 7口，占总井数的89.5%。对比里74区含水饱和度分布图和区块初期含水分布图，边部尤其是西南部油井含水饱和度较高（50.0%），而区块含水分布和含水饱和度分布基本一致，西南部油井初期综合含水56.6%，北部油井初期综合含水18.2%，分析认为油井初期含水受油井含水饱和度影响较大（图3）。
2.1.2？区块构造与油井见水的关系
里74区是构造-岩性油藏，里74-94与里74-95处于含水饱和度同值范围，因里74-94构造高度明显低于里74-95井，里74-94井含水（45.4%）高于里74-95的含水（9.2%）井，通过静态资料对比西南部低构造带的油井平均含水89.2%，明显高于东部高构造带的油井平均含水43.5%，低构造带比高构造带平均含水高45.7%，分析认为低构造点见水速度相对较快，导致区块稳产形势严峻。2.1.3？底水层厚度与油井见水的关系
里74区存在较厚的底水，油层与底水直接接触关系的井数为13口，平均油层厚度 10.5米，平均水层厚度5.8米，油水层厚度之比为1.8∶1，底水较厚的里74-94、里74-77井的含水高于底水较薄的里74-95、里74-66井的含水。油藏西南部受边水内推影响较大，底水锥进现象不明显。底水是油藏开发的主要能量之一，也是影响油藏中东部油井含水的因素之一（图4）。
2.1.4？隔夹层厚度与油井见水的关系
存在隔夹层越厚的位置油井含水上升越慢（例里74-74、里74-77、里74-86井含水），且含水相对较低，油藏西南部未生成隔夹层，油井在投产初期就被水淹。
2.2 开发因素
2.2.1？边水内推与油井见水的关系
油藏西南部水淹方式主要以边水推进为主，依据是距边水近的井见水时间明显要早于距边水较远的井，且同期对比，外部井含水要比内部井含水高。
2.2.2？采液强度与油井见水的关系
里74区油藏油层厚度与底水厚度之比为1.8∶1，且油层与水层相连，采液强度过大会导致边底水突进造成水淹，为保持长期控水稳油持久效益开发，对该区实施合理采液强度控制，防止边底水、注入水单向突进，延缓低含水采油期，因此合理采液强度的确定成为解决开发矛盾的关键（图6）。
3 见水井治理措施及效果分析
3.1 采液强度优化
里74区2012优化采液强度4井次，与调前生产情况对比，采液强度平均下降0.46（m3/d.m），综合含水平均上升1.7%，日产油下降7.44t，，调整后平面产液结构更加均衡，有利于水驱均匀推进，含水上升趋势减缓。
下步优化采液强度7井次，对边部井里74、里74-77、里74-85控液生产，对里74-75井措施提液，增大采液强度，均衡平面采液强度，对西南边部高含水油井里74-63、里74-54、里102-31井实施提液生产，减缓边水推进速度及底水锥进速度，提高开发效益。 3.2 完善井网平衡边水
由于里74区块为边底水油藏，依靠自然能量开采，目前地层能量充足，为提高水驱储量动用及控制程度，抑制边底水抬升速度，采用完善井网，平衡边水取得理想的效果。下步转注里74-65井。
4 几点认识
（1）边底水构造-岩性油藏油井初期含水受油井含水饱和度影响较大；处于构造低点的油井比构造高点油井见水快；底水厚度与隔夹层厚度也是影响油井见水速度。
（2）边底水油藏边部井水油厚度比较油藏内部大，采用较小的理论采液强度，有效减缓边底水推进速度，对于高含水井用提液保油的方法能取得理想的经济效益。
（3）采液强度较大时能取得较高的采油速度，但是含水上升较快，采液强度降低时，含水上升能得到有效抑制，但不能有效采油，因此合理采液强度的确定成是解决开发矛盾的关键。
（4）对于边底水充足的油藏，从构造高点注水，可有效的抑制底水锥进、 边水内推速度（例里74-66井），平衡边水。同时转注井在边底水和注入水的共同作用的油藏，在抑制边底水推进的同时也可有效的补充地层能量。
参考文献
[1] 张琪.采油工程原理与设计[M].中国石油大学出版社
[2] 黎文清，李世安主编.油气田开发地质基础[M].石油工业出版社
[3] 赵向宏.提高天然水驱油藏开发效果途径.大庆石油地质与开发，1998.3
[4] 赵向宏.水驱小油藏合理采液速度、合理井网密度及布井方式研究[J].石油勘探与开发，1994.1
【关键词】 影响因素 治理对策 效果
1 基本概况
1.1 开发概况
长庆五蛟油田里74区油藏为构造—岩性油藏，2005年开发，开发层位延10，初期平均日产液7.44m3，日产油3.8t，含水40.2%；投注井1口，平均日注30m3。2010年9月在东北部投2口采油井，截止2012年6月油井正常开井16口，平均日产液9.55m3，日产油3.70t，含水53.9%，区块累计产油19.59×104吨，累计注水5.32×104m3，地质储量采出程度17.24%，地质储量采油速度1.95%，保持了比较高的采油速度，目前处中含水采油期（图1）。
1.2 见水特征
从里74区年产油与综合含水关系图中可以看出：投产阶段与稳产阶段综合含水平稳，递减阶段见水井含水上升速度快，稳油控水难度加大（图2）。2 油井见水原因分析
里74区油井2011年前期因采液强度分布不均受边水内推，底水锥进影响含水呈现上升趋势，现针对油藏地质特征和开发技术政策影响因素两方面思路对油井见水原因进行分析，总结见水特征及规律，实现控水稳油。
2.1 地质因素
2.1.1？含水饱和度分布与油井见水的关系
里7 4区见水井1 7口，占总井数的89.5%。对比里74区含水饱和度分布图和区块初期含水分布图，边部尤其是西南部油井含水饱和度较高（50.0%），而区块含水分布和含水饱和度分布基本一致，西南部油井初期综合含水56.6%，北部油井初期综合含水18.2%，分析认为油井初期含水受油井含水饱和度影响较大（图3）。
2.1.2？区块构造与油井见水的关系
里74区是构造-岩性油藏，里74-94与里74-95处于含水饱和度同值范围，因里74-94构造高度明显低于里74-95井，里74-94井含水（45.4%）高于里74-95的含水（9.2%）井，通过静态资料对比西南部低构造带的油井平均含水89.2%，明显高于东部高构造带的油井平均含水43.5%，低构造带比高构造带平均含水高45.7%，分析认为低构造点见水速度相对较快，导致区块稳产形势严峻。2.1.3？底水层厚度与油井见水的关系
里74区存在较厚的底水，油层与底水直接接触关系的井数为13口，平均油层厚度 10.5米，平均水层厚度5.8米，油水层厚度之比为1.8∶1，底水较厚的里74-94、里74-77井的含水高于底水较薄的里74-95、里74-66井的含水。油藏西南部受边水内推影响较大，底水锥进现象不明显。底水是油藏开发的主要能量之一，也是影响油藏中东部油井含水的因素之一（图4）。
2.1.4？隔夹层厚度与油井见水的关系
存在隔夹层越厚的位置油井含水上升越慢（例里74-74、里74-77、里74-86井含水），且含水相对较低，油藏西南部未生成隔夹层，油井在投产初期就被水淹。
2.2 开发因素
2.2.1？边水内推与油井见水的关系
油藏西南部水淹方式主要以边水推进为主，依据是距边水近的井见水时间明显要早于距边水较远的井，且同期对比，外部井含水要比内部井含水高。
2.2.2？采液强度与油井见水的关系
里74区油藏油层厚度与底水厚度之比为1.8∶1，且油层与水层相连，采液强度过大会导致边底水突进造成水淹，为保持长期控水稳油持久效益开发，对该区实施合理采液强度控制，防止边底水、注入水单向突进，延缓低含水采油期，因此合理采液强度的确定成为解决开发矛盾的关键（图6）。
3 见水井治理措施及效果分析
3.1 采液强度优化
里74区2012优化采液强度4井次，与调前生产情况对比，采液强度平均下降0.46（m3/d.m），综合含水平均上升1.7%，日产油下降7.44t，，调整后平面产液结构更加均衡，有利于水驱均匀推进，含水上升趋势减缓。
下步优化采液强度7井次，对边部井里74、里74-77、里74-85控液生产，对里74-75井措施提液，增大采液强度，均衡平面采液强度，对西南边部高含水油井里74-63、里74-54、里102-31井实施提液生产，减缓边水推进速度及底水锥进速度，提高开发效益。 3.2 完善井网平衡边水
由于里74区块为边底水油藏，依靠自然能量开采，目前地层能量充足，为提高水驱储量动用及控制程度，抑制边底水抬升速度，采用完善井网，平衡边水取得理想的效果。下步转注里74-65井。
4 几点认识
（1）边底水构造-岩性油藏油井初期含水受油井含水饱和度影响较大；处于构造低点的油井比构造高点油井见水快；底水厚度与隔夹层厚度也是影响油井见水速度。
（2）边底水油藏边部井水油厚度比较油藏内部大，采用较小的理论采液强度，有效减缓边底水推进速度，对于高含水井用提液保油的方法能取得理想的经济效益。
（3）采液强度较大时能取得较高的采油速度，但是含水上升较快，采液强度降低时，含水上升能得到有效抑制，但不能有效采油，因此合理采液强度的确定成是解决开发矛盾的关键。
（4）对于边底水充足的油藏，从构造高点注水，可有效的抑制底水锥进、 边水内推速度（例里74-66井），平衡边水。同时转注井在边底水和注入水的共同作用的油藏，在抑制边底水推进的同时也可有效的补充地层能量。
参考文献
[1] 张琪.采油工程原理与设计[M].中国石油大学出版社
[2] 黎文清，李世安主编.油气田开发地质基础[M].石油工业出版社
[3] 赵向宏.提高天然水驱油藏开发效果途径.大庆石油地质与开发，1998.3
[4] 赵向宏.水驱小油藏合理采液速度、合理井网密度及布井方式研究[J].石油勘探与开发，1994.1