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摘要：太平油田沾29块位于山东省东营市河口区太平乡境内，构造位置位于义和庄凸起东北部，东邻沾14西，西为沾5块，南与沾18块相邻。该区埋深浅，砂岩疏松，属于高孔高渗，边底水活跃的稠油油藏。2008年方案调整设计水平井开发，初期开发效果较好，随着开发进展，含水快速上升，高含水是目前该区递减增大的重要因素，本文主要是针对高含水问题，寻找相应的对策，提高采收率。
关键词：高含水;解决对策
1地质概况
太平油田沾29块位于山东省东营市河口区太平乡境内，构造位置位于义和庄凸起东北部，东邻沾14西，西为沾5块，南与沾18块相邻。2001年开发动用，主要含油层系馆陶下，主力开发层位为Ng下1和Ng下2砂组，含油面积3.9km2，探明石油地质储量426.7×104吨。
1.1构造特征。断块内目前未发现有断层发育。构造形态与古生界潜山顶面构造形态基本一致，总趋势为西高东低，坡度在2o～3o之间，微构造图显示在向西抬高向东倾伏大鼻状构造背景上发育的与古生界潜山“五沟五梁”对应一致的“五沟、五梁”。
1.2油藏特征。从油水关系看，受构造、岩性控制，本区边、底水活跃，油水关系复杂，油水界面不统一，属于高孔高渗，构造岩性控制的边底水稠油油藏。
1.3流体性质。原油性质：太平油田沾29断块Ng下段油藏地面原油密度0.988g/cm3，粘度8210mPa.s。为高粘、高凝、重质原油。Ng下2砂层组原油性质较Ng下1砂层组好。地层水性质：Ng下1砂层组地层水总矿化度7591mg/L，氯离子含量为4181mg/L。Ng下2砂层组地层水总矿化度7133mg/L，氯离子含量为3821mg/L。水型为 NaHCO3型。
2 开发历程及现状
2.1开发历程
本区自2001年8月投入开发至今采用天然能量开采。主要经历三个开发阶段：
第一阶段：2001.8-2004.05。采用300×300m井网开发。初期单井产能6.5t/d，含水55%。随着边底水侵入，含水上升，一年后，单井产能降至2.5t，综合含水上升到70%左右。年产能1.9×104t，采油速度0.3%，阶段累油5.7×104t。阶段采出程度1.3%.
第二阶段：2004.06-2008.06。开发调整方案设计，补钻4口新井，投产后因含水高，产量低，未能弥补区块产量递减，采油速度0. 21%，继续保持“低速、低采出、高含水”的开发状况。阶段累油6.2×104t，阶段采出程度1.4%。
第三阶段：2008.07至今。08年，进行开发方案调整设计，新投水平井15口。初期单井产能8.3吨，含水上升快，无稳产期段，2009年底产量递减，至今单井日油1t/d，综合含水95.9%，阶段累油15.6×104t，阶段采出程度3.6%。
2.2開发现状
截止2014年6月，沾29块共有油井35口开井28口，直井20口开井14口，水平井15口，开井14口。区块日液576.7t，日油34.8t，综合含水94%，单井日液20.6t，日油1.2t，采油速度0.23%，采出程度6.2%，累油27.5471*104t。产量分级可以看出，本区日液大于10t的油井93%，大于20t的54%，日油小于2t油井82%，含水大于90%油井82%，呈现“两高一低”特征，高液量、高含水、低油量。目前本区平均动液面352米，地层压力保持水平95.6%，地层能量充足;受隔层发育影响，各小层储量动用程度不均，NgX1动用程度较低3.9%，NgX2动用程度较高7.8%;水平井投产初期对本区产量贡献大，但由于含水上升快、递减快，投产1年后，本区恢复低采油速度、低采出程度、高含水状况。
3 存在的主要问题及对策
从沾29块的开发历和目前生产状况来看，目前该区块存在的主要问题是高含水。针对本区的高含水问题，借鉴太平油田其他相似区块的治理方法，采取以下几种办法.
第一是水平井分段开采，控制含水。研究发现，本区水平井井轨迹对油井产能影响较大。累产过万吨的油井，井轨迹离油层底部较远，一般自造斜点上倾;累产小于0.5万吨的油井，井轨迹下倾或靠近油层底面。下一步工作中建议对水平井中井轨迹中部、尾部向下倾斜的油井，借鉴沾5-平1井分段开采经验，封堵下倾段，开采上部水平段。太平油田沾5块沾5-平1井，2006年12月上返1370-1450米，常规投产取得成功。初期日液13.9t，日油11.1t，含水20%。投产后含水快速上升，12个月后升至83%，200912日液10.8t，日油0.8t含水达到93%，此后持续高含水生产。2013年10月控水试验，封1370-1450米，上返1150-1270米，工作制度由57*3*2.2调至57*4*1.3，投产日液10.8t，日油3.8t，含水65 %，目前液11.3t，日油3.6t，含水68.5 %，控水效果非常显著。
第二是对高含水井本身进行间关或降液，缓减底水锥进和边水推进。太平油田沾14东块太4-12井含水86%，日油1.6吨，2012年9月卡泵停井，2012年12月24作业恢复，日液20吨，含水61%，之后液量上升含水上升至91%，油量下降，分析认为，作业后高液量生产加速了底水锥进，2013年5月，冲次由5.5次调至3.5次，含水降至72%，日油3t，趋于稳定。
第三是调整周围油井的生产压差，控制边底水推进速度。太平油田沾14东块沾37块，97年补孔合采后含水稳定，13年12月起含水急剧上升至80%以上。沾37井与太4-x20相邻，2011年12月太4-x20井上返45+6小层，日液16吨，含水97%，太4-x20靠近油水边界，持续高含水产液，容易造成边水的推进，分析认为沾37井含水上升与太4-x20井的生产有关，2014年5月决定太4-x20井停井，保持一定的油层压力，控制边底水推进速度。目前沾37井含水69%。下一步工作中建议对沾29块 初期含水小于50%，且上升速度相对较慢，稳产期大于12个月，目前液量大于15吨的油井借鉴沾14东经验，进行调参降液或控制邻井生产，以适当控制含水。
第四是能量充足井上提泵挂，保持合理的工作制度。太平油田沾5块沾5-平14井，200903注汽投产，初期日液10.2t，日油2t，含水80.7%。200910始含水上升，201003年含水达到97%，持续高含水生产。201404电加温坏停井，液面井口。作业泵挂由768米上提至596米，冲次由1.8降至0.6，目前日液14.2t，日油5.1t，含水58.5 %，沾29块目前平均沉没度400米以上，下一步工作中建议对沾29块 初期含水小于60%，目前液量大于20吨、液面小于500米的油井借鉴沾5-平14井经验，上提泵挂，保持合理的工作制度，缓减高含水问题。
4 结论
从沾29块的开发现状来看研究区存在的主要问题是含水。在下一步的生产中，可以采取水平井分段开采、高含水井间关或降液、调整周围油井的生产压差、能量充足井上提泵挂的方法尝试控制含水上升。
参考文献：
[1]刘吉余，等. 高含水期剩余油分布研究现状[J] . 石油地质与工程，2007，21（3）：61～63.
[2]柴利文. 牛心坨油层水淹分布规律研究[J] . 长江大学学报（自然科学版），2008，5（2）：60～63.
[3]许国民 王卫东等 水平井技术在老区剩余油挖潜中的应用[J].特种油气藏.2007，14（6）：80-82
[4]闫寒. 齐家油田边底水油藏利用水平井提高采收率试验研究[J] . 特种油气藏，2011，6（31）：3.
[5]才汝成、李阳、孙焕泉. 油气藏工程方法与应用[M].石油大学出版社，2005.
关键词：高含水;解决对策
1地质概况
太平油田沾29块位于山东省东营市河口区太平乡境内，构造位置位于义和庄凸起东北部，东邻沾14西，西为沾5块，南与沾18块相邻。2001年开发动用，主要含油层系馆陶下，主力开发层位为Ng下1和Ng下2砂组，含油面积3.9km2，探明石油地质储量426.7×104吨。
1.1构造特征。断块内目前未发现有断层发育。构造形态与古生界潜山顶面构造形态基本一致，总趋势为西高东低，坡度在2o～3o之间，微构造图显示在向西抬高向东倾伏大鼻状构造背景上发育的与古生界潜山“五沟五梁”对应一致的“五沟、五梁”。
1.2油藏特征。从油水关系看，受构造、岩性控制，本区边、底水活跃，油水关系复杂，油水界面不统一，属于高孔高渗，构造岩性控制的边底水稠油油藏。
1.3流体性质。原油性质：太平油田沾29断块Ng下段油藏地面原油密度0.988g/cm3，粘度8210mPa.s。为高粘、高凝、重质原油。Ng下2砂层组原油性质较Ng下1砂层组好。地层水性质：Ng下1砂层组地层水总矿化度7591mg/L，氯离子含量为4181mg/L。Ng下2砂层组地层水总矿化度7133mg/L，氯离子含量为3821mg/L。水型为 NaHCO3型。
2 开发历程及现状
2.1开发历程
本区自2001年8月投入开发至今采用天然能量开采。主要经历三个开发阶段：
第一阶段：2001.8-2004.05。采用300×300m井网开发。初期单井产能6.5t/d，含水55%。随着边底水侵入，含水上升，一年后，单井产能降至2.5t，综合含水上升到70%左右。年产能1.9×104t，采油速度0.3%，阶段累油5.7×104t。阶段采出程度1.3%.
第二阶段：2004.06-2008.06。开发调整方案设计，补钻4口新井，投产后因含水高，产量低，未能弥补区块产量递减，采油速度0. 21%，继续保持“低速、低采出、高含水”的开发状况。阶段累油6.2×104t，阶段采出程度1.4%。
第三阶段：2008.07至今。08年，进行开发方案调整设计，新投水平井15口。初期单井产能8.3吨，含水上升快，无稳产期段，2009年底产量递减，至今单井日油1t/d，综合含水95.9%，阶段累油15.6×104t，阶段采出程度3.6%。
2.2開发现状
截止2014年6月，沾29块共有油井35口开井28口，直井20口开井14口，水平井15口，开井14口。区块日液576.7t，日油34.8t，综合含水94%，单井日液20.6t，日油1.2t，采油速度0.23%，采出程度6.2%，累油27.5471*104t。产量分级可以看出，本区日液大于10t的油井93%，大于20t的54%，日油小于2t油井82%，含水大于90%油井82%，呈现“两高一低”特征，高液量、高含水、低油量。目前本区平均动液面352米，地层压力保持水平95.6%，地层能量充足;受隔层发育影响，各小层储量动用程度不均，NgX1动用程度较低3.9%，NgX2动用程度较高7.8%;水平井投产初期对本区产量贡献大，但由于含水上升快、递减快，投产1年后，本区恢复低采油速度、低采出程度、高含水状况。
3 存在的主要问题及对策
从沾29块的开发历和目前生产状况来看，目前该区块存在的主要问题是高含水。针对本区的高含水问题，借鉴太平油田其他相似区块的治理方法，采取以下几种办法.
第一是水平井分段开采，控制含水。研究发现，本区水平井井轨迹对油井产能影响较大。累产过万吨的油井，井轨迹离油层底部较远，一般自造斜点上倾;累产小于0.5万吨的油井，井轨迹下倾或靠近油层底面。下一步工作中建议对水平井中井轨迹中部、尾部向下倾斜的油井，借鉴沾5-平1井分段开采经验，封堵下倾段，开采上部水平段。太平油田沾5块沾5-平1井，2006年12月上返1370-1450米，常规投产取得成功。初期日液13.9t，日油11.1t，含水20%。投产后含水快速上升，12个月后升至83%，200912日液10.8t，日油0.8t含水达到93%，此后持续高含水生产。2013年10月控水试验，封1370-1450米，上返1150-1270米，工作制度由57*3*2.2调至57*4*1.3，投产日液10.8t，日油3.8t，含水65 %，目前液11.3t，日油3.6t，含水68.5 %，控水效果非常显著。
第二是对高含水井本身进行间关或降液，缓减底水锥进和边水推进。太平油田沾14东块太4-12井含水86%，日油1.6吨，2012年9月卡泵停井，2012年12月24作业恢复，日液20吨，含水61%，之后液量上升含水上升至91%，油量下降，分析认为，作业后高液量生产加速了底水锥进，2013年5月，冲次由5.5次调至3.5次，含水降至72%，日油3t，趋于稳定。
第三是调整周围油井的生产压差，控制边底水推进速度。太平油田沾14东块沾37块，97年补孔合采后含水稳定，13年12月起含水急剧上升至80%以上。沾37井与太4-x20相邻，2011年12月太4-x20井上返45+6小层，日液16吨，含水97%，太4-x20靠近油水边界，持续高含水产液，容易造成边水的推进，分析认为沾37井含水上升与太4-x20井的生产有关，2014年5月决定太4-x20井停井，保持一定的油层压力，控制边底水推进速度。目前沾37井含水69%。下一步工作中建议对沾29块 初期含水小于50%，且上升速度相对较慢，稳产期大于12个月，目前液量大于15吨的油井借鉴沾14东经验，进行调参降液或控制邻井生产，以适当控制含水。
第四是能量充足井上提泵挂，保持合理的工作制度。太平油田沾5块沾5-平14井，200903注汽投产，初期日液10.2t，日油2t，含水80.7%。200910始含水上升，201003年含水达到97%，持续高含水生产。201404电加温坏停井，液面井口。作业泵挂由768米上提至596米，冲次由1.8降至0.6，目前日液14.2t，日油5.1t，含水58.5 %，沾29块目前平均沉没度400米以上，下一步工作中建议对沾29块 初期含水小于60%，目前液量大于20吨、液面小于500米的油井借鉴沾5-平14井经验，上提泵挂，保持合理的工作制度，缓减高含水问题。
4 结论
从沾29块的开发现状来看研究区存在的主要问题是含水。在下一步的生产中，可以采取水平井分段开采、高含水井间关或降液、调整周围油井的生产压差、能量充足井上提泵挂的方法尝试控制含水上升。
参考文献：
[1]刘吉余，等. 高含水期剩余油分布研究现状[J] . 石油地质与工程，2007，21（3）：61～63.
[2]柴利文. 牛心坨油层水淹分布规律研究[J] . 长江大学学报（自然科学版），2008，5（2）：60～63.
[3]许国民 王卫东等 水平井技术在老区剩余油挖潜中的应用[J].特种油气藏.2007，14（6）：80-82
[4]闫寒. 齐家油田边底水油藏利用水平井提高采收率试验研究[J] . 特种油气藏，2011，6（31）：3.
[5]才汝成、李阳、孙焕泉. 油气藏工程方法与应用[M].石油大学出版社，2005.