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摘要：曙一区古潜山于1985年以蒸汽吞吐方式投入开发，随吞吐周期的增加，油藏含水快速上升。通过加强油藏底水运动规律研究，在此基础上分析剩余油分布特点，针对性地开展油藏挖潜，改善开发效果，提高油藏最终采收率。
关键词：古潜山；底水锥进；剩余油；堵水
1、概述
1.1油藏概况
曙光油田曙一区古潜山油藏，构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段。是在基岩背景上形成的穹隆山。属于边底水和裂缝发育的块状稠油潜山油藏，具有油稠、底水能量充足、纵横向裂缝均发育等特点。
1.2油藏物性
曙一区古潜山油藏开发目的层为中上元古界长城系大红峪组，油藏埋深950-1390m，属于裂缝性底水稠油油藏。含油面积5.2km2，地质储量700×104t.构造上被四条断层分割成三个断块：杜70潜山，杜66潜山，杜57潜山。油藏主体为杜66潜山，最浅埋深1000m，含油井段幅度250m。原始油水界面-1250m。油藏原始地层压力11.08KPa，地层温度59～64℃。
曙一区古潜山储集空间为双重介质，即基质孔隙和裂缝。岩性主要为变余石英岩和含砾质绢云母板岩。变余石英岩裂缝发育，为主要储层。裂缝以高角度裂缝为主，70°～90°的裂缝占57.3%。大于0.5mm的大裂缝占10.3%。基质孔隙度5.6%，渗透率7.9×10-31μ m2。
1.3存在问题
1.3.1油井水锥的形成
对于采用蒸汽吞吐开发的稠油油藏来说，随着蒸汽吞吐轮次的增加，地层能量逐步下降，没有外来能量补充，吞吐井井底周围产生压力亏空。受油藏非均质性的影响，边底水不断向生产井井底运移，形成边底水水侵。当水锥形成后，注入蒸汽的热效率降低，不能有效加热原油，出现原油产量低、含水率高、生产周期较长等问题。总体上说，边底水的水侵主要分为托进和锥进两个过程。开发初期，活跃的边底水能够为油藏的开发提供能量，主要表现在油水界面在油层中均匀、缓慢、大范围地向上整体托进；当生产压差达到一定程度时，水体只在井底附近以很小的波及范围向上锥进，形成水锥，油井发生水侵。
边底水稠油油藏通常渗透率较高，水体较大。由于非均质性较为严重、油层存在高孔高渗通道、生产井压裂以及地层压力下降过快等原因，易造成边底水的侵入。稠油油藏油水粘度比较高，水相流动能力远远超过油相流动能力，如果不能有效解决边底水侵入问题，将严重影响油藏的整体开发效果。
1.3.2油井出水危害
油井产出的大量的水造成很大的危害，如：油井大量出水会引起砂岩地层胶结物中的粘土水化膨胀、分散溶解而降低砂岩胶结强度，加重油井出砂；加快设备腐蚀速度，对设备结垢有影响；加重采油设备、地面设备和脱水设备的负担；过多的产水必然会增加污水处理量。
1.3.3化学堵水历程及原有技术局限性
针对边底水油藏水侵问题，1995—1999年使用普通油井水泥、超细水泥、树脂粉煤灰进行堵水试验，由于工艺技术自身限制，在暂时堵住水流通道获得短期效益的同时，也堵住了远井地带原油的流动通道，生产效果并不理想。
2000-2001年尝试了氮气泡沫控制水锥试验，但由于油藏底水能量充足、裂缝发育特点，试验未取得理想效果；同时进行了树脂栲胶高温堵水先导试验，取得初步成功。
2002-2003年试验应用了颗粒堵剂，针对部分油井裂缝较不发育，应用颗粒堵水存在挤入压力高、注汽压力高等不足，2004年试验应用凝胶型堵剂。
2005年以来对堵剂配方及施工工艺不断改进，并应用凝胶、水玻璃/粘土胶堵剂、树脂高强度封口剂三段塞大剂量复合堵水工艺，取得了一定的效果，但施工工艺复杂。因此有必要在原有技术的基础上进一步进行研究，保证区块整体开发效果。
2.剩余油分布特点研究
2.1平面剩余油分布特点
高部位油井由于含油幅度大，裂缝发育，采油量高，产水量也较高，是主要的产油区。在油层发育较差的曙1-39-549-曙1-40-036一带油井产油量少，产水量也少。根据原始地质储量分布图及累积产油量分布图，绘制出剩余地质储量分布图，剩余油主要集中在构造高部位原始地质储量大的区域，中部剩余油富集区域零星分布。
2.2纵向剩余油分布特点
在该块底水运动规律基础上进行纵向上剩余油分布研究。单井范围内，油水关系纵向分布具有明显的分带性，即水淹带、油水过渡带、含油带。水淹带裂缝系统和岩块系统完全被水淹，驱油过程均结束。因此目前油藏纵向上剩余油潜力大体可分为两种分布形式，即含油带和油水过渡带剩余油。
2.2.1含油带剩余油
含油带是目前动油水界面以上的油层，即目前生产井未动用潜力层，主要分布在潜山构造高部位（杜66潜山、杜70潜山山头），构造低部位仅有零星分布，如1-41-046、1-039-038井区，剩余油层厚度平均20米/2层。这部分剩余油可通过补孔挖潜，由于可补孔层位越来少，补孔措施应有序进行，一是因为，补孔越快，动油水界面升的越快，油藏越早趋于整体水淹；二是为下步油层挖潜过渡带剩余油带来难度，造成部分储量资源浪费。
2.2.2油水过渡带剩余油
底水上升形成两个油水界面，之间称为油水过渡带。在油水过渡带区域，由于大裂缝驱油速度快，驱油过程可能已经结束，水淹较严重。而一些中小裂缝和岩块系统驱油速度较慢，驱油过程正进行，仍有一定剩余油潜力。油藏早期高含水主要是由于大裂缝水淹造成，对高含水油井的治理多采用注灰堵水方式，这样就忽略了中小裂缝和岩块系统的潜力。目前油水过渡带剩余油存在两种形态：一种是目前生产油层过渡带剩余油，另一种是早期已经注灰封堵的过渡带剩余油。
3、对策研究与应用
本区块以化学堵水技术为主，但随着采出程度的提高，油水界面的不断上涨，充足的底水能量，需要研究新的措施来加大堵剂的封堵半径，提高总体应用效果。气体压锥化学堵水将化学堵水与气体压锥封堵技术有机结合，注入的气体可优先占据油层顶部空间，驱替油层顶部原油向下运动，同时补充地层能量。由于气体的存在迫使随后注入的堵剂在油层中部横向延展，从而增加了堵剂的封堵半径；在注蒸汽时，气体可减少其热能交换，使蒸汽更好的对远井部位油层加热，从而增加蒸汽的波及面积，提高蒸汽的有效利用率；当油井转采时，气体夹杂原油，形成“气驱”作用，降低油流阻力，提高油井的生产效果。为保證注入气体的利用率，防止汽窜，应选择处于构造高部和中部的油井。该技术措施费用较高，应选水锥突进，且仍有一定产能的油井。
截止2016年底，气体压锥化学堵水技术共实施11口井次，增油2366t，取得明显增油降水效果。
4、结论
（1）底水运动规律研究及剩余油分部特点研究是搞好潜山油藏吞吐后期开发的基础；
（2）因井制宜选择合适的化学堵水技术是吞吐后期挖潜油水过渡带剩余油的重要手段。
关键词：古潜山；底水锥进；剩余油；堵水
1、概述
1.1油藏概况
曙光油田曙一区古潜山油藏，构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段。是在基岩背景上形成的穹隆山。属于边底水和裂缝发育的块状稠油潜山油藏，具有油稠、底水能量充足、纵横向裂缝均发育等特点。
1.2油藏物性
曙一区古潜山油藏开发目的层为中上元古界长城系大红峪组，油藏埋深950-1390m，属于裂缝性底水稠油油藏。含油面积5.2km2，地质储量700×104t.构造上被四条断层分割成三个断块：杜70潜山，杜66潜山，杜57潜山。油藏主体为杜66潜山，最浅埋深1000m，含油井段幅度250m。原始油水界面-1250m。油藏原始地层压力11.08KPa，地层温度59～64℃。
曙一区古潜山储集空间为双重介质，即基质孔隙和裂缝。岩性主要为变余石英岩和含砾质绢云母板岩。变余石英岩裂缝发育，为主要储层。裂缝以高角度裂缝为主，70°～90°的裂缝占57.3%。大于0.5mm的大裂缝占10.3%。基质孔隙度5.6%，渗透率7.9×10-31μ m2。
1.3存在问题
1.3.1油井水锥的形成
对于采用蒸汽吞吐开发的稠油油藏来说，随着蒸汽吞吐轮次的增加，地层能量逐步下降，没有外来能量补充，吞吐井井底周围产生压力亏空。受油藏非均质性的影响，边底水不断向生产井井底运移，形成边底水水侵。当水锥形成后，注入蒸汽的热效率降低，不能有效加热原油，出现原油产量低、含水率高、生产周期较长等问题。总体上说，边底水的水侵主要分为托进和锥进两个过程。开发初期，活跃的边底水能够为油藏的开发提供能量，主要表现在油水界面在油层中均匀、缓慢、大范围地向上整体托进；当生产压差达到一定程度时，水体只在井底附近以很小的波及范围向上锥进，形成水锥，油井发生水侵。
边底水稠油油藏通常渗透率较高，水体较大。由于非均质性较为严重、油层存在高孔高渗通道、生产井压裂以及地层压力下降过快等原因，易造成边底水的侵入。稠油油藏油水粘度比较高，水相流动能力远远超过油相流动能力，如果不能有效解决边底水侵入问题，将严重影响油藏的整体开发效果。
1.3.2油井出水危害
油井产出的大量的水造成很大的危害，如：油井大量出水会引起砂岩地层胶结物中的粘土水化膨胀、分散溶解而降低砂岩胶结强度，加重油井出砂；加快设备腐蚀速度，对设备结垢有影响；加重采油设备、地面设备和脱水设备的负担；过多的产水必然会增加污水处理量。
1.3.3化学堵水历程及原有技术局限性
针对边底水油藏水侵问题，1995—1999年使用普通油井水泥、超细水泥、树脂粉煤灰进行堵水试验，由于工艺技术自身限制，在暂时堵住水流通道获得短期效益的同时，也堵住了远井地带原油的流动通道，生产效果并不理想。
2000-2001年尝试了氮气泡沫控制水锥试验，但由于油藏底水能量充足、裂缝发育特点，试验未取得理想效果；同时进行了树脂栲胶高温堵水先导试验，取得初步成功。
2002-2003年试验应用了颗粒堵剂，针对部分油井裂缝较不发育，应用颗粒堵水存在挤入压力高、注汽压力高等不足，2004年试验应用凝胶型堵剂。
2005年以来对堵剂配方及施工工艺不断改进，并应用凝胶、水玻璃/粘土胶堵剂、树脂高强度封口剂三段塞大剂量复合堵水工艺，取得了一定的效果，但施工工艺复杂。因此有必要在原有技术的基础上进一步进行研究，保证区块整体开发效果。
2.剩余油分布特点研究
2.1平面剩余油分布特点
高部位油井由于含油幅度大，裂缝发育，采油量高，产水量也较高，是主要的产油区。在油层发育较差的曙1-39-549-曙1-40-036一带油井产油量少，产水量也少。根据原始地质储量分布图及累积产油量分布图，绘制出剩余地质储量分布图，剩余油主要集中在构造高部位原始地质储量大的区域，中部剩余油富集区域零星分布。
2.2纵向剩余油分布特点
在该块底水运动规律基础上进行纵向上剩余油分布研究。单井范围内，油水关系纵向分布具有明显的分带性，即水淹带、油水过渡带、含油带。水淹带裂缝系统和岩块系统完全被水淹，驱油过程均结束。因此目前油藏纵向上剩余油潜力大体可分为两种分布形式，即含油带和油水过渡带剩余油。
2.2.1含油带剩余油
含油带是目前动油水界面以上的油层，即目前生产井未动用潜力层，主要分布在潜山构造高部位（杜66潜山、杜70潜山山头），构造低部位仅有零星分布，如1-41-046、1-039-038井区，剩余油层厚度平均20米/2层。这部分剩余油可通过补孔挖潜，由于可补孔层位越来少，补孔措施应有序进行，一是因为，补孔越快，动油水界面升的越快，油藏越早趋于整体水淹；二是为下步油层挖潜过渡带剩余油带来难度，造成部分储量资源浪费。
2.2.2油水过渡带剩余油
底水上升形成两个油水界面，之间称为油水过渡带。在油水过渡带区域，由于大裂缝驱油速度快，驱油过程可能已经结束，水淹较严重。而一些中小裂缝和岩块系统驱油速度较慢，驱油过程正进行，仍有一定剩余油潜力。油藏早期高含水主要是由于大裂缝水淹造成，对高含水油井的治理多采用注灰堵水方式，这样就忽略了中小裂缝和岩块系统的潜力。目前油水过渡带剩余油存在两种形态：一种是目前生产油层过渡带剩余油，另一种是早期已经注灰封堵的过渡带剩余油。
3、对策研究与应用
本区块以化学堵水技术为主，但随着采出程度的提高，油水界面的不断上涨，充足的底水能量，需要研究新的措施来加大堵剂的封堵半径，提高总体应用效果。气体压锥化学堵水将化学堵水与气体压锥封堵技术有机结合，注入的气体可优先占据油层顶部空间，驱替油层顶部原油向下运动，同时补充地层能量。由于气体的存在迫使随后注入的堵剂在油层中部横向延展，从而增加了堵剂的封堵半径；在注蒸汽时，气体可减少其热能交换，使蒸汽更好的对远井部位油层加热，从而增加蒸汽的波及面积，提高蒸汽的有效利用率；当油井转采时，气体夹杂原油，形成“气驱”作用，降低油流阻力，提高油井的生产效果。为保證注入气体的利用率，防止汽窜，应选择处于构造高部和中部的油井。该技术措施费用较高，应选水锥突进，且仍有一定产能的油井。
截止2016年底，气体压锥化学堵水技术共实施11口井次，增油2366t，取得明显增油降水效果。
4、结论
（1）底水运动规律研究及剩余油分部特点研究是搞好潜山油藏吞吐后期开发的基础；
（2）因井制宜选择合适的化学堵水技术是吞吐后期挖潜油水过渡带剩余油的重要手段。