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【摘要】草四沙二+三单元属于高孔高渗边底水稠油油藏，且水体较大。由于非均质性较为严重、油层存在高孔高渗通道、地层压力下降快等原因，易造成边底水的侵入，综合治理前含水上升率为11.5%。对边部井整体氮气泡沫调剖，通过改善吸气剖面及压水锥作用，起到了控水稳油的作用。
【关键词】氮气调剖 控水稳油 稠油油藏
1 油田概况及开发现状
1.1 油田概况
草四区块沙二-三段油藏埋深930-980m，含油面积4.3K m2，地质储量为861×104t。区块构造简单，断层不发育：草四沙二-三整体上为一个自东南向西北倾没的单斜-鼻状构造，倾角2-3°；西、北部为断层遮挡，东、南部为地层剥蚀线。流体性质及温度压力系统：原油粘度受温度、构造影响明显；构造高部位原油性质较好。原始地层压力系数为0.94-0.95，属正常压力系统，地温梯度为4.3℃/100m。油水系统：边水主要位于工区的北部，沙二、沙三段具有统一的油水界面，油水界面深度-976m，水油体积比大于10：1。油藏类型：受油水分布构造和地层双重因素控制，其油藏类型属于正常压力系统的构造-地层稠油油藏。
1.2 开发现状
该油田先后经历了产能建设阶段；高产阶段；水侵综合治理阶段。
总井数有原来的51口减少到目前的33口；其主要原因是边部井高含水后，部分井关停，部分井上返馆陶或下返沙4层。目前总井数33口开井26口；日液358.1方；日油145.1。
2 措施研究及效果
自2009年以来，我们先后对该区块进行里调剖、边底水治理措施的研究及应用，收到了明显的效果。
2.1 调剖的原理及效果
2.1.1 调剖机理
对于边底水活跃的油藏，注入氮气可以抑制底水锥进，降低油井综合含水率。其原理如下：
（1）注入的氮气进入水锥后，沿地层向构造或油层下部运移，使水锥消失，并且可以降低油水界面。
（2）由于重力分异作用，氮气从油层底部向顶部运移，增加了地层的弹性能量，延缓了油水界面的恢复。氮气控制底水锥进为重力稳定非混相驱过程，其纵向上的驱动可简化成气驱油、油驱水 2 个过程。
（3）泡沫的存在，可以有效调节高渗孔道流体的流向，起到调剖的作用。
（4）氮气泡沫在油层上部流动，有助于提高扫油面积，降低油水界面张力.
2.1.2 调剖的效果
统计完成周期的29井次。
调剖前：周期累油916吨，平均日产4.0t/ d，含水69.3%，末期平均含水76.3%；
调剖后：周期累油992吨，平均日产5.5t/ d，含水62.3%，最低含水平均46.3%。
2.2 边底水治理措施及效果
草四沙二+三单元属于高孔高渗边底水稠油油藏，且水体较大。由于非均质性较为严重、油层存在高孔高渗通道、地层压力下降快等原因，易造成边底水的侵入，综合治理前含水上升率为11.5%。
2.2.1 治理依据
沙2-3段属天然边底水能量充足的稠油油藏，具有良好的水驱油条件，对于该单元，通过研究地下油水运动规律，合理利用天然能量，以期获得较高的最终采收率具有十分重要的意义。
单根毛管中两相流公式：v=r2（PA
PB）/8[uw+uO（L-x）]
v—油水界面推进速度；r—毛管半径；L—AB两点间毛管长度；PA—A点的压力；X—油水界面距入口端A的距离；PB—B点的压力。
水驱油：压差越小，油水界面推进速度越小，油井见水越晚。由于uw< 水携油：在非均质储层中，大直径毛管大于小直径毛管的油水界面推进速度，且uw< 在天然水驱油藏的开发中，控制合理的采液强度是提高水驱油效率的关键。对特定储层研究不同采液强度的水驱特征，对今后的开发具有十分重要的指导意义。
2.2.2 边底水治理措施
（1）利用氮气泡沫调剖辅助蒸汽吞吐技术治理边底水，效果显著；
（2）通过制定合理的生产压差，用其利避其害，提高开发效果。2.2.3 边底水治理效果
2009年-2010年2月产油6.4906万吨，其中转周措施3.0189万吨；井口日均水平153吨，热采转周是原油上产的主阵地，2009年至2010年2月共实施措施36井次，日增油水平58.5吨，累增油3.1×104t，增油效果较好，09年综合递减4.91%。
其中氮气泡沫辅助蒸汽吞吐24井次，累增油1.4×104t，常规吞吐12井次，累增油1.6×104t。
（1）调剖转周效果
2009年至2010年2月共调剖注汽24井次，其中转热采调剖4井次，重防调剖转周9井次，有效21井次，有效率91%。累增油1.4139万吨，平均单井增油量614吨，增油效果较好。
21口调剖有效井，措施前平均含水81.3%，措施后含水最低值平均53.8%，措施后平均含水66.1%，氮气调剖的实施，有效抑制了含水上升。
（2）转热采效果
09年转热采7井次，其中调剖转热采4井次，常规转热采3井次，统计3口常规转热采井，转热采后日油增加12.7t/d，效果较好。
（3）合理控制生产压差，降低边底水推进速度
对于调剖井，制定合理生产压差，延缓调剖中后期含水上升速度，延长调剖有效期，提高周期生产效果。
对于处于构造高部位无水侵区和弱水侵区，合理控制压差，既利用边底水能量，又要避免水线的推进，提高开发效果。
3 典型井例
3.1 井例一：合理控制压差，延长调剖有效期
C4-8-X215于05年7月投产沙二层，处于构造边部，层内非均质严重，隔层发育稳定，可有效抑制底水锥进和边水突进，该井08年9月试验氮气泡沫调剖，09年1月重防，2月12日含水最低，之后含水上升，分析此时进入水携油阶段，该井粘度大，由于水携油能力与油水粘度比呈反比，为了保持含水上升率的稳定，油水粘度比越高，要求采液强度越高，3月3日上调参数后，抑制了含水上升趋势，单井日油增加2.7t/d，延长了周期生产时间，09年7月第二轮调剖转周，9月15日含水到达最低的，之后含水上升，11月17日上调参数后，含水由调前的88.7%降至76.1%，日增油2.2t/d.可看出再调剖不同阶段通过合理控制生产压差，制定采液速度，可以延缓了含水上升，延长调剖有效期，进而延长生产时间，提高开发效果。
3.2 井例分析二：利用边底水能量
C4-10-X223于2005年7月绕防投产，生产沙三层，原油粘度7908mpa.s，水油流度比大，未直接受到水侵影响，为利用边底水能量，09年3月上调参数后，液量由13.5升至20.9t/d，日油由6.8升至16.3t/d，含水由49.6降至22%，取得较好的增油效果。
4 几点建议
（1）内部无水侵区井加大注汽量，恢复地层压力，控制水侵；
（1）恢复边部老井，使其继续排液生产；
（3）考虑北部具有较强边水，结合草20馆陶蒸汽驱的经验和乐安南区的教训，在满足压力条件下，建议北部井进行转驱试验；
（4）对剩余油富集的区域进行挖潜。
【关键词】氮气调剖 控水稳油 稠油油藏
1 油田概况及开发现状
1.1 油田概况
草四区块沙二-三段油藏埋深930-980m，含油面积4.3K m2，地质储量为861×104t。区块构造简单，断层不发育：草四沙二-三整体上为一个自东南向西北倾没的单斜-鼻状构造，倾角2-3°；西、北部为断层遮挡，东、南部为地层剥蚀线。流体性质及温度压力系统：原油粘度受温度、构造影响明显；构造高部位原油性质较好。原始地层压力系数为0.94-0.95，属正常压力系统，地温梯度为4.3℃/100m。油水系统：边水主要位于工区的北部，沙二、沙三段具有统一的油水界面，油水界面深度-976m，水油体积比大于10：1。油藏类型：受油水分布构造和地层双重因素控制，其油藏类型属于正常压力系统的构造-地层稠油油藏。
1.2 开发现状
该油田先后经历了产能建设阶段；高产阶段；水侵综合治理阶段。
总井数有原来的51口减少到目前的33口；其主要原因是边部井高含水后，部分井关停，部分井上返馆陶或下返沙4层。目前总井数33口开井26口；日液358.1方；日油145.1。
2 措施研究及效果
自2009年以来，我们先后对该区块进行里调剖、边底水治理措施的研究及应用，收到了明显的效果。
2.1 调剖的原理及效果
2.1.1 调剖机理
对于边底水活跃的油藏，注入氮气可以抑制底水锥进，降低油井综合含水率。其原理如下：
（1）注入的氮气进入水锥后，沿地层向构造或油层下部运移，使水锥消失，并且可以降低油水界面。
（2）由于重力分异作用，氮气从油层底部向顶部运移，增加了地层的弹性能量，延缓了油水界面的恢复。氮气控制底水锥进为重力稳定非混相驱过程，其纵向上的驱动可简化成气驱油、油驱水 2 个过程。
（3）泡沫的存在，可以有效调节高渗孔道流体的流向，起到调剖的作用。
（4）氮气泡沫在油层上部流动，有助于提高扫油面积，降低油水界面张力.
2.1.2 调剖的效果
统计完成周期的29井次。
调剖前：周期累油916吨，平均日产4.0t/ d，含水69.3%，末期平均含水76.3%；
调剖后：周期累油992吨，平均日产5.5t/ d，含水62.3%，最低含水平均46.3%。
2.2 边底水治理措施及效果
草四沙二+三单元属于高孔高渗边底水稠油油藏，且水体较大。由于非均质性较为严重、油层存在高孔高渗通道、地层压力下降快等原因，易造成边底水的侵入，综合治理前含水上升率为11.5%。
2.2.1 治理依据
沙2-3段属天然边底水能量充足的稠油油藏，具有良好的水驱油条件，对于该单元，通过研究地下油水运动规律，合理利用天然能量，以期获得较高的最终采收率具有十分重要的意义。
单根毛管中两相流公式：v=r2（PA
PB）/8[uw+uO（L-x）]
v—油水界面推进速度；r—毛管半径；L—AB两点间毛管长度；PA—A点的压力；X—油水界面距入口端A的距离；PB—B点的压力。
水驱油：压差越小，油水界面推进速度越小，油井见水越晚。由于uw<
2.2.2 边底水治理措施
（1）利用氮气泡沫调剖辅助蒸汽吞吐技术治理边底水，效果显著；
（2）通过制定合理的生产压差，用其利避其害，提高开发效果。2.2.3 边底水治理效果
2009年-2010年2月产油6.4906万吨，其中转周措施3.0189万吨；井口日均水平153吨，热采转周是原油上产的主阵地，2009年至2010年2月共实施措施36井次，日增油水平58.5吨，累增油3.1×104t，增油效果较好，09年综合递减4.91%。
其中氮气泡沫辅助蒸汽吞吐24井次，累增油1.4×104t，常规吞吐12井次，累增油1.6×104t。
（1）调剖转周效果
2009年至2010年2月共调剖注汽24井次，其中转热采调剖4井次，重防调剖转周9井次，有效21井次，有效率91%。累增油1.4139万吨，平均单井增油量614吨，增油效果较好。
21口调剖有效井，措施前平均含水81.3%，措施后含水最低值平均53.8%，措施后平均含水66.1%，氮气调剖的实施，有效抑制了含水上升。
（2）转热采效果
09年转热采7井次，其中调剖转热采4井次，常规转热采3井次，统计3口常规转热采井，转热采后日油增加12.7t/d，效果较好。
（3）合理控制生产压差，降低边底水推进速度
对于调剖井，制定合理生产压差，延缓调剖中后期含水上升速度，延长调剖有效期，提高周期生产效果。
对于处于构造高部位无水侵区和弱水侵区，合理控制压差，既利用边底水能量，又要避免水线的推进，提高开发效果。
3 典型井例
3.1 井例一：合理控制压差，延长调剖有效期
C4-8-X215于05年7月投产沙二层，处于构造边部，层内非均质严重，隔层发育稳定，可有效抑制底水锥进和边水突进，该井08年9月试验氮气泡沫调剖，09年1月重防，2月12日含水最低，之后含水上升，分析此时进入水携油阶段，该井粘度大，由于水携油能力与油水粘度比呈反比，为了保持含水上升率的稳定，油水粘度比越高，要求采液强度越高，3月3日上调参数后，抑制了含水上升趋势，单井日油增加2.7t/d，延长了周期生产时间，09年7月第二轮调剖转周，9月15日含水到达最低的，之后含水上升，11月17日上调参数后，含水由调前的88.7%降至76.1%，日增油2.2t/d.可看出再调剖不同阶段通过合理控制生产压差，制定采液速度，可以延缓了含水上升，延长调剖有效期，进而延长生产时间，提高开发效果。
3.2 井例分析二：利用边底水能量
C4-10-X223于2005年7月绕防投产，生产沙三层，原油粘度7908mpa.s，水油流度比大，未直接受到水侵影响，为利用边底水能量，09年3月上调参数后，液量由13.5升至20.9t/d，日油由6.8升至16.3t/d，含水由49.6降至22%，取得较好的增油效果。
4 几点建议
（1）内部无水侵区井加大注汽量，恢复地层压力，控制水侵；
（1）恢复边部老井，使其继续排液生产；
（3）考虑北部具有较强边水，结合草20馆陶蒸汽驱的经验和乐安南区的教训，在满足压力条件下，建议北部井进行转驱试验；
（4）对剩余油富集的区域进行挖潜。