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摘要：研究单元是沿断层高部位分布的层状油藏，以正韵律沉积为主，根据砂岩沉积韵律组合，纵向上划分为四个砂层组9个含油小层，伴随着防砂工艺水平的日益提高，加大挖潜力度，取得明显的增油效果。经过近几年的加密井网，单元的有利潜力区域逐渐减少。并且，随着开采强度的增大，边底水推进明显，含油面积减小，油井普遍出现含水上升快、产量递减迅速的问题。因此，在进行加密挖潜的同时，不断探索改善单元开发效果的途径显得尤为重要。本文针对目前的生产现状，对单元存在问题深入剖析，对剩余潜力进行充分认识，在此基础上，深化油水井的调整工作，达到了有效注水、提高储量动用程度的目的。
关键词：边底水油藏；剩余油潜力；油水井调整；储量动用
1 地质概况及开发现状
油层胶结疏松，属固结成岩較差的砂岩储集层，胶结物主要为泥质胶结，胶结类型为接触式和孔隙-接触式；油层物性较好。1）油层胶结疏松，易出砂；2）原油较稠，油层温度偏低；3）油层属常压系统，边底水活跃。
2 开发效果评价及存在问题
2.1水驱效果评价
平面水驱状况：采取边部注水方式，注采井网不完善，注采井数比低，因边底水较活跃，造成单向受效油井多，实际注采对应率仅44.6%。对断块油井水驱状况分析：注水初期，水沿构造低部位推进，水线均匀，随着采出程度的提高，水线由边部向内部推进明显，与注水井连通好、井距近的油井受效快，同时断块为强亲水大厚层，边底水活跃，水线突进明显，油层平面水淹面积进一步扩大。
层内水驱状况：边底水油藏投入开发后，作为主要驱动能量之一的底水在驱动时分为托进和锥进两个过程。初期在油井产量较低、生产压差较小的情况下，由于油水重力差异，油水界面均匀、缓慢、大幅度向上托进，当托进到一定程度或生产压差达到一定程度时，水体只在井底附近以很小的波及范围向上锥进。单元采液强度达到31.4%，含水级别大于95%的油井多为提液造成底水锥进导致含水上升，平均液量90方；含水级别在50%-90%的油井平均液量仅为34方。由此可见，边底水油藏采液强度高，则底水锥进快，含水上升快，油层顶部控制程度差。
2.2 储量动用状况评价
从纵向上看单元各小层储量的动用状况也有较大差别，整体上看下部采出程度高于上部，12、21、51层是下步挖潜的重点。主力层储量动用程度较高的部位主要在构造中部和边部；非主力层储量动用程度较高的部位主要在构造的高部位。单元剩余油分布受构造控制作用明显，构造高部位油层水淹程度低，剩余油主要分布在断层遮挡处和构造高部位及井网控制程度较差的区域，层间上部的剩余油潜力较下部大。
2.3 能量保持状况评价。由于单元砂层厚度大，连通面积大，边底水能量较强。单元动液面一直在400-600米范围内波动，动液面浅且基本稳定，地层能量保持较好。单元原始地层压力14.42Mpa，目前平均地层压力10.93Mpa，是原始值的75.8%，地层压降3.49Mpa，压力水平保持基本合理。
2.4 井网适用性评价。根据油区经济合理井网密度计算公式，计算经济合理井网密度为10well/km2，可钻井总数16口，目前总井数11口，投产油井9口，投产注水井2口，井网较稀，注采井数比较低（1：4.5）。单元井网密度低，注采不完善，注采井网不合理，井网适应性较差，还具有进一步加密井网的空间。
2.5 存在问题。1）边底水锥进严重，油层水淹加剧；2）含水上升速度快，递减加大；3）油水界面上移，含油面积减小；4）井网适应性差，储量控制程度差。
3 开发调整技术对策研究及效果评价
3.1 平面调整。（1）调剖机理。水井调剖是封堵与油井之间的窜流通道，扩大平面波及系数，同时调节层间矛盾。在水井中加入堵剂，其具有调和驱两种作用，其调剖作用主要是改善油藏平面和纵向上的非均质性，达到调整吸水剖面和油藏渗透率级差的目的。其驱油作用主要是通过增加水相粘度，改善水驱油流度比，提高波及效率，从而提高采收率。（2）实施。东营组水井较少，油井比较集中，且多数单向受效，容易水窜。
3.2 层内调整。（1）堵水机理。理论上：若堵剂封堵底水，只需绕流10米的距离就会水窜，有效期不会超过20天。实际上：统计油井堵水平均有效期200以上天，若按注入水绕过堵剂后平均每天推进0.5米计算，平均堵水半径达到100米以上，表明堵剂封堵的是一个狭长的出水通道，应该是注入水平面上指进形成的出水通道。（2）实施。井区为注采流线单一的井区，注入水沿一个方向高渗出水通道进入油井且油井射孔层段较大，提液后底水上窜严重，含水上升快。根据油井堵水机理，对该井对该层实施层内堵水，挖潜顶部剩余油。采用弱凝胶+阳离子堵剂（140+14m3），实施后油井含水出现较大下降，但由于堵剂用量过大，液量仅有2方，但位于同一水线井同时见效，日油由9.8t增至21.8t，增油效果显著。这初步证明堵水技术对东营组含水相对较高的井仍有较好潜力。
3.3 排水消锥
（1）机理。压差的调整工作就是不断打破平衡，同时不断建立新的平衡的过程。边底水油田对已发生锥进的高含水井调参，油水界面重新运移、分布，锥进和指进现象减弱，相邻同层井含水率下降。（2）实施。由油井生产数据看出，该井区油井采液强度普遍较低，生产压差较低，已形成固定的流线。为打破原有平衡状态，实施对靠近边水的低部位的高含水井S3-92井下大泵提液方案。提液后含水由84.3%降至79.25%，效果显著。
3.4 韵律层挖潜。在油藏剩余油、加密调整潜力分析基础上，精细韵律分析，开展措施挖潜工作，取得明显效果。共实施措施9井次，平均单井增油2.6吨，措施成功率87.5%，到目前累增油2518吨。A井分析低效生产油量0.5吨，含水61%，液面1269m，分析原层渗透性较差导致供液不足。从曲线分析，该井（1+2）1-2层曲线形态较好，处于断层遮挡处、构造高部位且邻井生产情况较好，新井解释该韵律层发育较好。而基于过往考虑该层井网密度较大不适合下返。分析东二由于底水锥进影响单井控制面积小，大胆实施补孔1+21-2合采。实施下返措施，作业过程中需捞防砂管柱、钻塞、打水泥塞、长井段防砂等作业工序，增加了施工的难度及作业成本。初期措施增油9.1吨，为东营组返层系措施的高产井。东营组措施挖潜打破工艺及作业费用阻碍，大胆利用邻井及历史生产情况，精细韵律层分析，挖掘剩余油取得成功。
3.4 效果评价。1）断块开发形势变好：日液和含水下降，日油上升；2）断块开发形势变好：含水上升率和自然递减均得到控制。
4 认识和结论
1）对于边底水油藏，实施水井调剖、油井堵水可有效的缓解边底水锥进，减缓含水上升速度；2）在剩余油富集部位实施加密井网，控制合理的生产压差，可以提高储量动用程度；3）在油藏管理中，应不断认识和调整油藏动态，利用新工艺指导油藏开发中遇到的难题，做到地质工艺一体化。
参考文献：
[1]陈永生，油藏流场[M]. 北京：石油工业出版社，1998.
[2]喻高明，砂岩底水油藏开采机理及开发策略[J].石油学报，1997.
关键词：边底水油藏；剩余油潜力；油水井调整；储量动用
1 地质概况及开发现状
油层胶结疏松，属固结成岩較差的砂岩储集层，胶结物主要为泥质胶结，胶结类型为接触式和孔隙-接触式；油层物性较好。1）油层胶结疏松，易出砂；2）原油较稠，油层温度偏低；3）油层属常压系统，边底水活跃。
2 开发效果评价及存在问题
2.1水驱效果评价
平面水驱状况：采取边部注水方式，注采井网不完善，注采井数比低，因边底水较活跃，造成单向受效油井多，实际注采对应率仅44.6%。对断块油井水驱状况分析：注水初期，水沿构造低部位推进，水线均匀，随着采出程度的提高，水线由边部向内部推进明显，与注水井连通好、井距近的油井受效快，同时断块为强亲水大厚层，边底水活跃，水线突进明显，油层平面水淹面积进一步扩大。
层内水驱状况：边底水油藏投入开发后，作为主要驱动能量之一的底水在驱动时分为托进和锥进两个过程。初期在油井产量较低、生产压差较小的情况下，由于油水重力差异，油水界面均匀、缓慢、大幅度向上托进，当托进到一定程度或生产压差达到一定程度时，水体只在井底附近以很小的波及范围向上锥进。单元采液强度达到31.4%，含水级别大于95%的油井多为提液造成底水锥进导致含水上升，平均液量90方；含水级别在50%-90%的油井平均液量仅为34方。由此可见，边底水油藏采液强度高，则底水锥进快，含水上升快，油层顶部控制程度差。
2.2 储量动用状况评价
从纵向上看单元各小层储量的动用状况也有较大差别，整体上看下部采出程度高于上部，12、21、51层是下步挖潜的重点。主力层储量动用程度较高的部位主要在构造中部和边部；非主力层储量动用程度较高的部位主要在构造的高部位。单元剩余油分布受构造控制作用明显，构造高部位油层水淹程度低，剩余油主要分布在断层遮挡处和构造高部位及井网控制程度较差的区域，层间上部的剩余油潜力较下部大。
2.3 能量保持状况评价。由于单元砂层厚度大，连通面积大，边底水能量较强。单元动液面一直在400-600米范围内波动，动液面浅且基本稳定，地层能量保持较好。单元原始地层压力14.42Mpa，目前平均地层压力10.93Mpa，是原始值的75.8%，地层压降3.49Mpa，压力水平保持基本合理。
2.4 井网适用性评价。根据油区经济合理井网密度计算公式，计算经济合理井网密度为10well/km2，可钻井总数16口，目前总井数11口，投产油井9口，投产注水井2口，井网较稀，注采井数比较低（1：4.5）。单元井网密度低，注采不完善，注采井网不合理，井网适应性较差，还具有进一步加密井网的空间。
2.5 存在问题。1）边底水锥进严重，油层水淹加剧；2）含水上升速度快，递减加大；3）油水界面上移，含油面积减小；4）井网适应性差，储量控制程度差。
3 开发调整技术对策研究及效果评价
3.1 平面调整。（1）调剖机理。水井调剖是封堵与油井之间的窜流通道，扩大平面波及系数，同时调节层间矛盾。在水井中加入堵剂，其具有调和驱两种作用，其调剖作用主要是改善油藏平面和纵向上的非均质性，达到调整吸水剖面和油藏渗透率级差的目的。其驱油作用主要是通过增加水相粘度，改善水驱油流度比，提高波及效率，从而提高采收率。（2）实施。东营组水井较少，油井比较集中，且多数单向受效，容易水窜。
3.2 层内调整。（1）堵水机理。理论上：若堵剂封堵底水，只需绕流10米的距离就会水窜，有效期不会超过20天。实际上：统计油井堵水平均有效期200以上天，若按注入水绕过堵剂后平均每天推进0.5米计算，平均堵水半径达到100米以上，表明堵剂封堵的是一个狭长的出水通道，应该是注入水平面上指进形成的出水通道。（2）实施。井区为注采流线单一的井区，注入水沿一个方向高渗出水通道进入油井且油井射孔层段较大，提液后底水上窜严重，含水上升快。根据油井堵水机理，对该井对该层实施层内堵水，挖潜顶部剩余油。采用弱凝胶+阳离子堵剂（140+14m3），实施后油井含水出现较大下降，但由于堵剂用量过大，液量仅有2方，但位于同一水线井同时见效，日油由9.8t增至21.8t，增油效果显著。这初步证明堵水技术对东营组含水相对较高的井仍有较好潜力。
3.3 排水消锥
（1）机理。压差的调整工作就是不断打破平衡，同时不断建立新的平衡的过程。边底水油田对已发生锥进的高含水井调参，油水界面重新运移、分布，锥进和指进现象减弱，相邻同层井含水率下降。（2）实施。由油井生产数据看出，该井区油井采液强度普遍较低，生产压差较低，已形成固定的流线。为打破原有平衡状态，实施对靠近边水的低部位的高含水井S3-92井下大泵提液方案。提液后含水由84.3%降至79.25%，效果显著。
3.4 韵律层挖潜。在油藏剩余油、加密调整潜力分析基础上，精细韵律分析，开展措施挖潜工作，取得明显效果。共实施措施9井次，平均单井增油2.6吨，措施成功率87.5%，到目前累增油2518吨。A井分析低效生产油量0.5吨，含水61%，液面1269m，分析原层渗透性较差导致供液不足。从曲线分析，该井（1+2）1-2层曲线形态较好，处于断层遮挡处、构造高部位且邻井生产情况较好，新井解释该韵律层发育较好。而基于过往考虑该层井网密度较大不适合下返。分析东二由于底水锥进影响单井控制面积小，大胆实施补孔1+21-2合采。实施下返措施，作业过程中需捞防砂管柱、钻塞、打水泥塞、长井段防砂等作业工序，增加了施工的难度及作业成本。初期措施增油9.1吨，为东营组返层系措施的高产井。东营组措施挖潜打破工艺及作业费用阻碍，大胆利用邻井及历史生产情况，精细韵律层分析，挖掘剩余油取得成功。
3.4 效果评价。1）断块开发形势变好：日液和含水下降，日油上升；2）断块开发形势变好：含水上升率和自然递减均得到控制。
4 认识和结论
1）对于边底水油藏，实施水井调剖、油井堵水可有效的缓解边底水锥进，减缓含水上升速度；2）在剩余油富集部位实施加密井网，控制合理的生产压差，可以提高储量动用程度；3）在油藏管理中，应不断认识和调整油藏动态，利用新工艺指导油藏开发中遇到的难题，做到地质工艺一体化。
参考文献：
[1]陈永生，油藏流场[M]. 北京：石油工业出版社，1998.
[2]喻高明，砂岩底水油藏开采机理及开发策略[J].石油学报，1997.