学文网摘要：欢西稠油油藏类型多为边底水油藏，油水关系非常复杂。区块开发目前存在的主要问题是油层水淹严重，而水淹井（井区）仍存在较大的剩余油潜力。通过深入的地质研究，加强监测资料的录取，对稠油区块的水淹规律已经有了一定的认识。
关键词：水淹；欢西油田；稠油
【分类号】TE328
前 言
欢西油田稠油藏是复杂的断块油藏，分布在辽河断陷西部凹陷西斜坡的上台阶，共有区块13个，19个开发单元，油藏类型多为边底水油藏，由于受构造和油层物性的形响，油水关系非常复杂。欢西稠油1979年开始开发，目前都已进入吞吐后期，区块目前存在的主要问题是油层水淹严重，几年来虽然在水淹区提高油汽比上作了一些工作，油汽比下降的速度有所减缓，但还没有找到切实可行的办法。本文通过对近几年工作的总结，对稠油油藏水淹规律进行了初步研究。
油藏基本地质特点
欢西油田稠油藏是复杂的断块油藏，分布在辽河断陷西部凹陷西斜坡的上台阶，主要受四条NEE向三级断层控制，分布在二个断阶带上，共有区块13个，19个开发单元，每个区块内部又发育多条次一级断层，使区块内部构造进一步复杂化。到目前为止已发现四套含油层系，自下而上依次为莲花油层、大凌河油层、兴隆台油层、于楼油层。含油面积31.37Km2，地质储量12160×104t，油藏埋深在660m―1286m。油层物性差异大，有效厚度在10.0m―24.0m。孔隙度在19%--37.49%，渗透率0.39μm2―1.2μm2。原油物性差别也比较大，原油密度在0.945g/cm3―0.9945g/cm3，地层原油粘度在420mpa.s―85981mpa.s，含蜡量1.76%--4.18%，胶质十沥青质含量22.32%--46.1%，地层水为NaHCO3型，油藏类型多为边底水油藏，但由于受构造和油层物性的形响，油水关系非常复杂。
当前开发中的主要矛盾
1井况差
2油层压力水平低
3油层水淹严重
4油井出砂严重
5纵向油层动用不均匀
稠油油藏水淹规律研究
3.1、含水及压力变化形势
3.1.1、含水变化形势
由于欢西稠油区块多为边底水油藏，因边底水侵入，区块综合含水从1991年开始大幅度上升，而且上升较快，见水井逐年增多，1990年12月综合含水37.8%，到1993年6月上升到58.7%，1993年12月62.1%，1995年6月69.3%，1999年12月75.9%，到目前为止含水稳定在75%左右。
3.1.2、压力变化形势
1984―1989年3月油藏大幅度压降。该阶段油井处1―3周期生产，地层压力水平高，周期采注比高达2.1―4.0t/t，高采注比使油层产生较大亏空，造成大幅度降压，压降速度0.85―1.05Mpa/年。
1989年4月―1993年6月油层压力逐步回升阶段，由于吞吐前期内部总压降较大，在油层与边底水层之间产生较大压差，受压差作用边底水迅速侵入油层，水侵速度大于排液速度，使地层水弥补油层亏空，故此油层压力回升。压力由7.5Mpa回升到9.2Mpa，回升了1.7Mpa。
1994年7月―目前，油层压力缓慢下降阶段。目前地层压力分布还很不均匀，油层内部最低压力只有2.16Mpa左右，一般在3―5Mpa之间，靠近边水方向压力较高，最高压力达7.0Mpa以上，一般在6.5―7.5Mpa之间，其他周边地区油层压力水平相对也较高，一般在6.0Mpa左右。
3.2油井见水类型及判别方式
3.2.1油井见水类型
油井见水分三种类型：
第一类为边底水推进所至，由于不同区块边水能量的大小的不同，油井见水后生产特点不一。
第二类为解释油层有误，油层解释偏高，砂砾岩水层解释为油层，射开夹层水或避底水厚度较薄油井，油井见水后，含水一般高于于60%，吞吐效果差。
第三类为断层引进水及管外窜槽井，油井见水后，含水迅速上升，且居高不下，不仅影响油井产量，并且再吞吐效果变差。
3.2.2见地层水井的确定方法
只有准确辨别出油井是否见地层水，才能计算水侵速度、水侵量，掌握水侵动态变化，现场经过大量的实践总结，不断摸索形成了多种可靠的辨别油井见地层水的方法：
一是曲线法，通过大量的吞吐采油特征曲线分析，未见地层水吞吐开采其产液、含水曲线总是呈下降趋势；二是计算法；第三种方法是水性分析法，根据地层水矿化度等参数的变化判别。
3.3水侵方式及水侵量的计算
3.3.1水侵方式
根据油井水淹动态分析，我们认为有三种水侵方式：一是边水形式侵入。二是断层窜流形式侵入。第三种是管外串槽形式侵入。
3.3.2水侵量概算
据物质平衡原理，建立如下水侵量方程：
We=V0+Vw-VI-KP
式中：Vo―累产油量（地下体积）×104m3
Vw―累产地层水量×104m3
Vi―累积存水量（冷凝水）×104m3
K―弹性阶段产率×104m3/ Mpa
P―总压降Mpa
We―总水侵量 ×104m3
上式计算中关键是求取K值，通过作V亏--P关系曲线，以最初直线作为弹性开采段，其斜率为弹性产率，可求得K值。
至于Vw=累产水量―累积回采水量
Vi=累积注汽量―累积回采水量及损失量
如果注汽损失量忽略不计，Vw―Vi=累产水量―累注汽量。也就是累积回采水量计算结果不影响水侵量计算结果，但为方程运算的严肃性和过程的完整性，据现场统计结果，依周期递增变化，累积回采水率取60%，进行计算。
3.4油层水淹规律及见水原因分析
如前所述，边底水内侵是油层水淹的主要特征，油层水淹成指状、舌状推进为主。导致边底水内侵的原因：油藏边底水水体大，非常活跃，由于吞吐采油是降压采油的过程，对于边底水油藏导致油藏内部压力分布的不均衡，边部压力高于内部压力，边底水内侵快。通常油井生产初期含水较低，生产3-6月后见地层水，再经过2-3个周期的吞吐采油，含水迅速上升，严重影响吞吐效果。大量实践表明，油层水淹后，油层电阻率、介电性质、阳离子交换量、自然电位、人工电位、声学性质及物理性质均发生变化，且地层性质、注入水矿化度与注入量的不同导致测井参数的变换规律也不相同。具体造成油层水淹的原因主要有以下四方面：
1原油粘度相对较大。
2储层非均质性严重，沿高渗带方向地层水呈指进或锥进，油井见水早。
3断层封闭性较差，生产过程中，下部地层水沿断层面向上侵入油层，造成油层水淹。
4在蒸汽吞吐开发过程中，造成油藏内部压力分布不均衡，边部压力高于内部压力，通常油井生产初期含水较低，生产3-6月后见地层水，再经过2-3个周期吞吐采油，含水率迅速上升，严重影响吞吐效果。
结论
（1）稠油水淹平面上具有“指进”和“舌进”的特点，且受到沉积微相的控制；纵向上具有单层水淹的特点，且并非从下至上逐层水淹。
（2）稠油区块水淹规律和油井的水淹特点受地层的沉积相的影响。
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