姚金焊，時曉琴

（中石化股份勝利油田分公司清河采油廠，山東 壽光262714）

1 油藏地質(zhì)條件

八面河油田面37區(qū)位于山東省廣饒縣境內(nèi)，其構(gòu)造位置處于八面河油田斷裂構(gòu)造帶西南段，西與草橋油田相鄰，南以地層削蝕與廣饒凸起相接，北與面120含油區(qū)塊接壤，為一向東南方向抬升斜坡背景上的構(gòu)造－巖性圈閉。主要含油層系為下第三系沙河街組，沉積微相為近南北相的水下分流河道沉積。2005年投入開發(fā)，探明含油面積1.25km2，地質(zhì)儲量1.990 3×106t，主力含油層系沙三中3砂組內(nèi)部被東西和南北方向的斷層分割成三個含油區(qū)域（見圖1），油藏結(jié)構(gòu)較復(fù)雜，邊水活躍。油藏埋深962m，儲層平均油層厚度7.3m，平均有效孔隙度35% ，滲透率1.010μm2，地下原油粘度7 288mPa·s，屬于高孔高滲普通稠油油藏，油水流度比大，指進現(xiàn)象嚴重。

圖1 M37區(qū)沙三中井位分布圖

2 油藏開發(fā)歷史及水淹特征

2.1 油藏開發(fā)歷史

面37沙三中于2005年投入開發(fā)，先后有12口井投入生產(chǎn)，采取的是冷采結(jié)合蒸汽吞吐熱采的開發(fā)方式。其中，河道中部物性好的區(qū)域?qū)嵤├洳砷_發(fā)，靠近邊部物性較差、冷采效益低，實施熱采開發(fā)。河道中部儲層物性好的M 37－9－X12井和M 37－9－8井，一直實施冷采開發(fā)，投產(chǎn)初期都獲得了8t／d～13t／d的生產(chǎn)能力，且液量較高；靠近河道邊部的 M37－9－X7、M37－5－X8和 M37－7－X10等井投產(chǎn)后均低產(chǎn)低液，實施熱采開發(fā)后效果顯著，日產(chǎn)達到了20t／d，平均單井注汽1 300 t、單井周期產(chǎn)油2 360t，綜合油汽比達到1.82。隨著開發(fā)的深入，地層壓力降低，邊水入侵速度快，導(dǎo)致單元開發(fā)水平較低。截至2012年底，各單井均不同程度地受到水侵影響，表現(xiàn)為低采油速度、低采出程度、高綜合含水的“雙低一高”的開發(fā)形勢。其采油速度僅0.38% ，采出程度僅3.95% ，綜合含水已經(jīng)達到94.6%。

2.2 水淹特征

面37區(qū)沙三中水淹速度快，位于中腰部的4口油井 M 37－9－X12、M 37－9－8、M 37－9－X16和 M 37－9－X7開抽后的水淹時間均不足一年，部分井半年就發(fā)生了水淹（見表1）。

表1 面37區(qū)沙三中水淹情況統(tǒng)計表

從水淹的情況來看，指進現(xiàn)象較明顯，統(tǒng)計各單井水淹順序圖顯示（見圖2），邊水水淹順序并非完全是從低部位向高部位逐步推進，位于高部位的油井M 37－9－8和M 37－9－X12水淹時間反而要早于低部位油井，同一水平線的 M 37－9－X7在 M 37－9－8水淹近一年后才受到邊水影響。

圖2 M37區(qū)沙三中水淹順序圖

應(yīng)用單井乙型水驅(qū)特征曲線也可以較為明顯地表征單井的水淹狀況。根據(jù) M 37－9－X7井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)繪制的單井水驅(qū)特征曲線顯示（見圖3）:該井熱采后初期曲線斜率大，表現(xiàn)為強水侵的特征；后期曲線斜率變平緩，表明受邊水影響減弱。該曲線表明，M 37－9－X7熱采后受到邊水指進影響，初期地層壓力降低，邊水指進造成暴性水淹，由于 M 37－9－X7原油粘度較高，地下原油粘度達到5 539mPa·s，油水流度比大，指進通道較窄，隨著油層溫度降低，產(chǎn)液量下降，生產(chǎn)壓差降低，邊水指進通道受油水重新運移影響變窄或消失，從而油井后期受到邊水影響減弱。

圖3 M37－9－X7單井乙型水驅(qū)特征曲線

3 引起水淹的因素

面37區(qū)沙三中全面開發(fā)僅兩年半，單元綜合含水就已上升至90.4%，各單井均快速水淹，其原因值得分析。

3.1 地層傾角的影響

相關(guān)室內(nèi)模擬試驗表明，地層傾角越小，邊水推進速度越快，油井見水越快，開發(fā)效果越差。面37區(qū)沙三中為北東傾單斜構(gòu)造，地層較平緩，地層傾角僅6.4°，導(dǎo)致區(qū)塊降壓開采后水淹速度較快。

3.2 儲層展布的影響

面37區(qū)沙三中屬于水下分流河道沉積，其河道展布方向為近南北方向，邊水方向垂直于河道展布方向，因此在砂體的腰部儲層物性最好，在低部位及高部位儲層物性變差，油層厚度變薄，形成非均質(zhì)儲層。非均質(zhì)儲層流體的流動特征決定了地層水更容易向厚度大、物性好的砂體腰部推進，這就是位于腰部的 M37－9－8井開采8個月后就發(fā)生水淹，而油層頂深僅比 M37－9－8高4m的M37井開采69個月后才受到水淹影響的原因。

4 提高水淹區(qū)熱采效果的做法及效果

2012年底，面37區(qū)沙三中的綜合含水已經(jīng)達到94.6%，采出程度僅3.95%。為提高單元開發(fā)效果，近年來在該單元開展了相應(yīng)工作，并收到了一定的成效。

4.1 間歇注汽

對于水淹區(qū)的油井采取了停抽關(guān)井、間歇注汽的模式，收到了較好的效果。該單元的 M 37－9－X18井第一輪注汽1 085t，周期增油857t，增油油汽比0.79。注汽后含水大幅上升，達到98%以上，對該井計關(guān)停抽2年后再次實施第二輪次注汽。注汽后最高產(chǎn)量達到23t／d，注汽量1 404t，周期增油量633t，增油油汽比0.45，取得了較好的經(jīng)濟效益（見圖4）。對已經(jīng)水淹的油井實施停抽關(guān)井，近井地帶獲得重新運移分布，再次注汽后能獲得較好的效果。

圖4 M37－9－X18井不同輪次熱采日度產(chǎn)油曲線對比圖

4.2 堵水熱采

停抽關(guān)井、間歇注汽模式會導(dǎo)致油井產(chǎn)量損失，對于受邊水指進影響水淹的井，目前主要的熱采方法是實施高溫封堵后熱采。面37區(qū)沙三中堵水熱采的現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，對于形成指進通道暴性水淹的油井，采用高溫泡沫封堵效果不理想。高溫泡沫具有“對油水及滲透層的選擇性、對儲層傷害小”等特征，但應(yīng)用于堵水存在封堵強度不夠的問題。面37區(qū)沙三中近年來對3口水淹井實施堵水，開抽后含水上升快，綜合油汽比0.24，回采水率高達2.62，效果較差。

采用永久式的高溫封堵劑堵水效果較好。2013年7月對M 37－9－X16井應(yīng)用“熱敏相轉(zhuǎn)變凝膠堵水體系”實施封堵。該體系，耐溫350℃、常溫稠化、高溫?zé)崦艄袒?，固結(jié)強度大，耐溫性能好，永久性封堵，屬于一種新型無機堵劑。M 37－9－X16井在施工前最高液量達到94m3，含水超過99%，液面200m左右。本次封堵注堵劑130t，注蒸汽1 300t。施工后效果顯著，液量降至12m3，含水穩(wěn)定在85% 以下，液面可抽至泵口，這表明該井指進通道被封堵。目前該井周期累計產(chǎn)油達到630t，油汽比0.48。

5 結(jié)論

1）面37區(qū)沙三中的水淹特征表現(xiàn)為較強的邊水指進現(xiàn)象。

2）面37區(qū)沙三中水淹速度過快的原因是地層傾角小和儲層展布特殊。

3）對于水淹區(qū)油井采取間歇注汽和永久性高溫堵劑封堵熱采的方式都能取得較好的效果。

［1］劉斌，王洪輝，李淑敏，等.小斷塊邊水稠油油藏抑制邊水侵入對策研究［J］.成都理工大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2009，36（05）:551－556.