摘 要：春风油田排612区块自2013年开始试采，2015年开始逐步投入开发，所属油藏类型为浅薄层超稠油油藏，以蒸汽吞吐为主要开采方式，随着投产油井数量的增多以及蒸汽吞吐轮次的增加，油井产量的非正常影响因素愈加严重，高含水问题突出，制约着管理区的稳产形势。通过对高含水成因的分析，从储层描述、措施试验、生产制度等方面展开治理，取得良好效果。
　　关键词：高含水；稠油油藏；氮气泡沫；注汽优化
　　1 油田概况及开发现状
　　1.1 油田概况
　　春风油田排612区块，地理位置位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内的前山涝坝镇。构造位置位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起的东部，区域上属于准噶尔盆地西部隆起的次一级构造单元。车排子凸起位于红车断裂带的上盘，北部与红山嘴油田为邻，东北面与小拐油田相接，西南为排2块。
　　排612块位于春风油田东北部，构造北高南低，深度300米，孔隙度28.7%，渗透率2432×10-3?m2，属于高孔高渗油藏。排612区块共发育两套砂体，1砂体仅在区块东侧发育，平均厚度4.8米，自南向北，自东向西变薄。2号砂体全区均有发育，且局部夹层发育，可细分为两层，平均厚度10.3米，相对稳定，向西北方向尖灭。2号砂体是主力生产层。
　　1.2 开发现状
　　该油田自2015年产能建设以来，投产井数由45口升至292口，采出程度由0.9%增至4.5%。目前累计出现高含水井59口，呈逐年增多趋势，综合含水由2015年64%升至2018年的77%。
　　2 高含水成因分析
　　通过现场调查发现，排612区块内部高效区域高含水井24口，边部高含水试采井9口，在平面上呈现区域性分布的特点。这33口高含水井占已投产井的17%，影响日油能力150t/d。
　　经过细致的现场调查和研究分析后，总结出以下5条与油井高含水有关的主要因素：
　　（1）储层内存在高渗条带
　　（2）储层含水饱和度高
　　（3）高含水储层与油层之间无有效隔层
　　（4）汽窜干扰频繁
　　（5）储层存在回注水
　　3 对策实施
　　通过对上述因素的分析，对主要因素从以下5个方面进行了相应的措施治理。
　　（1）继续落实储层状况：纵向上认真落实储层及隔夹层发育展布情况，对储层纵向上孔隙度、渗透率和含油饱和度进行逐井描述。平面上对储层有效厚度变化情况，平面孔渗性及含油饱和度变化情况进行精细刻画。认清井与井之间的油层差异，并针对不同的油层特点进行不同强度配汽方案，对高含水井实施不同强度的精细堵调。
　　（2）氮气泡沫堵调试验：针对P612-X67、X95两口井开展了氮气泡沫堵调试验。从堵调情况来看，采取氮气+泡沫堵调的方式，控制下部高渗透条带的蒸汽推进，增加上部低渗层段的油层动用程度，实施后效果较明显。但是由于此方式有效期较短，通常只有1个周期，因此建议将氮气+泡沫的方式作为高含水井和严重汽窜井每周期注汽的常规预处理环节。对于泡沫剂量可通过高渗层段的有效厚度和累计采出程度合理配比。
　　（3）优化注汽参数：对于新投产井及暂未水淹井，根据高渗层厚度配汽，严格控制每周期注汽强度，待采注比下降后再增加注汽量。待底部高渗层段采出程度较高时，则配合氮气+泡沫堵调的方式加大储层上部动用程度。采取一炉双注形式，将注汽速度由8吨/小时降低至4吨/小时，控制高渗层的蒸汽突进，同时后期适当增加焖井时间，延长热交换时间，提高蒸汽热利用率。
　　（4）适当延长周期生产时间：在不影响油井正常生产的前提下，尽量延长周期生产时间，控制转周频次，提高油汽比和經济效益，并尽可能地将更多地层水排出地层。
　　（5）合理规划测井活动：开展吸汽剖面、产液剖面和管外窜测试，进一步落实注汽推进、产液主力层和管外窜的情况。、
　　4 效果验证
　　通过对局部高含水区域的治理，目前已有12口高含水井的综合含水率降低了18%，高含水区域油井综合含水率降低5%。通过制定各项措施，单井周期产油增加120吨，并且后续转周降低单井配汽150吨，油汽比提升0.21，取得了较好的效果。
　　目前在排612区块实施的各项高含水防治措施，显著降低了高含水井的综合含水率，同时也对管理区今后的稠油开发具有指导的作用，对区块性质相近的油井全方位管理具有十分重要的技术指导意义。
　　（作者单位：中国石化胜利油田分公司新春公司）