论文部分内容阅读
1.概况
1.1地质概况
冷41块位于冷东断裂背斜构造带中段，东靠冷48块，西临陈家凹陷，北依冷42块，南接冷115块。它是受控于东界冷48断层的断鼻构造，轴线为北东向，闭合面积2.6Km2，闭合幅度300m，构造高点在冷42-555井附近。主力油层S32探明含油面积2.3Km2，地质储量2189×104t。
本区块S32储层岩性以砂砾岩为主，平均孔隙度为14.7%，平均渗透率106.6×10-3um2，油层埋深1395-1690m，油层厚度为80-120米，油藏类型为边、底水驱动块状巨厚油藏，油水界面-1690m。平均原油密度为0.9842g/cm3（20℃），地面脱气原油粘度（50℃）为101228mPa.s。
S32油层发育受构造和岩性控制，油稠、含油井段长，采用100米正方形井网，两套层系蒸汽吞吐开发。
1.2开发现状
冷41块是冷家油田的主力区块，该块目前总井数268口，开井190口，日产油710.0吨，平均单井日产3.73吨，综合含水79.7%，采油速度1.17%，累计产油369.4×104吨，采出程度17.5%。平均注汽周期11.7，日注汽量2558吨，累计注汽量727.3×104吨，累计油气比为0.51，回采水率104%。
2.边底水水侵规律的认识
2.1边底水侵入机理
冷41块为边底水驱动的油藏，从水层厚度等值图可以看到，该断块有广阔开放的边底水，原始水油体积比为2.05，水体能量较大。南部由于处于构造低部位，因而也是水层最为发育的地方。
随着开采时间的增长，采出量的增加，油层亏空的加剧，势必会造成油层压力下降，边底水侵入，见水油井逐年增加。
加上冷41块隔层不发育，垂向渗透率高，垂向与水平渗透率比高达0.68。由冷41块隔层厚度等值图可以看到，该块中部隔层不发育，只在东部与西部有零星少量隔层，且厚度也不大，这就为边底水锥进创造了条件。又由于该块属于特超稠油油藏，原油在原始油层温度条件下基本不具有流动能力，注汽加热多轮次后，由于加热半径仍然不超过35m。加热范围内油层动用程度高，地层亏空严重，油层与水层间的压差很大，引起底水快速锥进。
2.2、平面上边底水侵入状况的认识
2.2.1、北部：见水时间较晚，平均在3.9个周期以后见水，且回采水率峰值出现得也较晚，在第七周期，高达1.90，周期产水也达到最高值。
2.2.2、南部：见水时间早，平均在1.1个周期见水，有些井投产即出水如：56-557、56-563井。回采水率峰值出现在第三周期，高达2.81，比北部提前4个周期。也就是说南部见水早且水淹速度快。
2.3、纵向上不同部位水侵层位各不相同
3、边底水治理措施及效果分析
冷41块在开发过程中边底水侵入，极易导致部分油层在尚未充分动用的情况下就水淹，如果不及时采取措施进行治理，抑制水淹的蔓延，那么就会造成开采困难，储量动用程度下降。因而，寻找并实施相应的措施，有效的治理边底水锥进，尽可能多的采出原油，是提高油层采收率及蒸汽吞吐效果的关键。
3.1底水侵入方式
冷41块边底水侵入的方式为：底水锥进。因为冷41块是个块状的巨厚油藏，而且隔层不发育，这就为底水锥进创造了条件，开放了道路。
3.2治理措施及效果分析
3.2.1水泥隔板堵水
针对早期出现的底水锥进，我们采用了打水泥隔板的方法进行治理，收到了较好的治理效果。1999年至2001年共计实施该项措施18井次，见效12井次，周期平均增油245.5吨。如33-560井，在第二、五周期进行了打水泥隔板堵水，收到了较好的效果，回采水率上升势头得到了很好的遏制。
随着底水的进一步上窜，重复打水泥隔板的方法效果逐渐变差，当油层水淹加剧，水锥半径范围加大，超越了打水泥隔板的有效控制半经时，该项措施已不起作用，我们也只能放弃下部水浸油层，退而补射上部油层。造成了水浸油层的大量剩余油的废弃。
3.2.2、化学调剖
冷41块属于巨厚块状油藏,井筒内S32油层连续隔层基本不发育,当边底水锥进上窜时,我们不能采取井筒内下封隔器的方法进行堵水，因此水浸初期采用了化学调剖的方法来抑制底水的上窜，共实施该项措施22井次，见效19井次，平均周期增油22.1吨。如：36-561井,在第4、7、8周期采用了化学调剖，措施效果比较明显。
经过调剖及连续调剖，很好的抑制了见水油井回采水率上升的势头。但这种方法，对边底水不能进行较彻底的封堵，只能通过调整近井筒处吸汽剖面来延缓水淹速度。油井见水初期，化学调剖是一种有效利用底水能量来改善开发效果的方法。
3.2.3、堵水补层
随着油层水淹程度的加重，2005年之前我们只能采取堵水补层的方法，其中上返井共实施22口，收到了很好的效果,周期产油平均增加了544.9吨,回采水率平均下降了120个百分点。
3.2.4、封堵调技术在冷41块的应用及效果
2005年以后，我们针对南部油井底水锥进问题，采用了一种新的堵水技术——封堵调技术。这种技术是以苛化泥为主剂，配以多种添加剂而成的一种流动性良好的封堵调剂。这种封堵调剂，在施工时将优先进入水淹通道，对已形成的底水上窜通道及高渗透层有填充压实作用，有较高的封堵率及封堵强度，能经受住冷凝水及地层水的冲刷。这就使该封堵调剂具有一定的选择性，防止边水推进，从而保护了含油饱和度相对较高的低渗透层带，改变了注入蒸汽走向，达到扩大注入蒸汽波及体积，提高油汽比，改善吞吐效果的目的。
封堵调堵水技术在工艺上调整了配方和工序，由以前的单纯调剖的一段段塞改成了三种功能的三段段塞，增大了剂量，同时增大了强度，形成堵而不死的状态，获得了非常好的增产效果，同时抑制了底水的锥进。2005年至2011年10月共实施该相措施242井次，周期结束212井次，周期产量分别为2959t、2243t、 1858t、1616t、1376t和1117t。周期产水分别为5454t、6103t、5211、5898、5662t和5132t，与2002年的7639t相比周期产水有大幅度下降。
如果出水油井本周期堵水而下周期不堵水效果变得更差，2006年至2007年我们共试验11井次，主要表现在产油大幅下降，产水上升。
3.2.5、封堵调加助排技术在冷41块的应用及效果
虽然封堵调堵水技术获得了较好的增产效果，但是它的周期产量下降幅度较大，年递减率达到18.5%，远远高于冷41块年递减率11.4%。于是，在2011年初，我们实验利用高温助排剂辅助封堵调堵水，以达到控水增油的目的。
这种技术是油井封堵调堵水完毕下入注汽管柱后，挤入高温防破乳助排剂，注汽后开井生产。
机理为：利用封堵调技术为油井堵水，控制住油井来水通道，将高温助排剂挤入渗透率较低的油层，有效消除原油油包水乳化状态，形成水包油状乳液，提高井下流体的流动性，同时高温防破乳剂能剥离岩石表面吸附的油膜，降低油水界面张力，改善岩石表面的润湿性，能大幅度提高原油产量和回采水率，缩短排水期，达到增油提液的目的。
2011年初到现在，我们在冷41块共实施封堵调堵水加助排技术15井次，周期结束6井次。
封堵调堵水技术周期年递减率达到18.5%，而封堵调加助排堵水技术年递减率为13.1%。年递减率下降5.4个百分点，堵水效果得到进一步改善。
总之，在多年对边底水治理工作中，我们采取了多项措施，虽然取得的效果各不相同。但基本上达到了控水增油的目的。
但我们还在寻求一种更适合冷41块特点的边底水治理方法。以往所采用的治理措施都有它的一些局限性，目前所用的封堵调堵水加助排技术也只是一种阶段性的挖潜措施，只能暂时抑制底水上升的速度，还不能从根本上解决边底水的危害。
4、经济效益评价
预计到2011年底，冷41块共实施封堵调加助排措施20井次，累计增油7440吨，创经济效益830.3万元。
5、结论及认识
5.1、南部的边底水能量比北部大.
5.2、边水的快速侵入受到了抑制。
5.3、边底水的侵入只要措施得当是可以控制的。
5.4、对边底水的治理取得了较好的开发效果及经济效益。
1.1地质概况
冷41块位于冷东断裂背斜构造带中段，东靠冷48块，西临陈家凹陷，北依冷42块，南接冷115块。它是受控于东界冷48断层的断鼻构造，轴线为北东向，闭合面积2.6Km2，闭合幅度300m，构造高点在冷42-555井附近。主力油层S32探明含油面积2.3Km2，地质储量2189×104t。
本区块S32储层岩性以砂砾岩为主，平均孔隙度为14.7%，平均渗透率106.6×10-3um2，油层埋深1395-1690m，油层厚度为80-120米，油藏类型为边、底水驱动块状巨厚油藏，油水界面-1690m。平均原油密度为0.9842g/cm3（20℃），地面脱气原油粘度（50℃）为101228mPa.s。
S32油层发育受构造和岩性控制，油稠、含油井段长，采用100米正方形井网，两套层系蒸汽吞吐开发。
1.2开发现状
冷41块是冷家油田的主力区块，该块目前总井数268口，开井190口，日产油710.0吨，平均单井日产3.73吨，综合含水79.7%，采油速度1.17%，累计产油369.4×104吨，采出程度17.5%。平均注汽周期11.7，日注汽量2558吨，累计注汽量727.3×104吨，累计油气比为0.51，回采水率104%。
2.边底水水侵规律的认识
2.1边底水侵入机理
冷41块为边底水驱动的油藏，从水层厚度等值图可以看到，该断块有广阔开放的边底水，原始水油体积比为2.05，水体能量较大。南部由于处于构造低部位，因而也是水层最为发育的地方。
随着开采时间的增长，采出量的增加，油层亏空的加剧，势必会造成油层压力下降，边底水侵入，见水油井逐年增加。
加上冷41块隔层不发育，垂向渗透率高，垂向与水平渗透率比高达0.68。由冷41块隔层厚度等值图可以看到，该块中部隔层不发育，只在东部与西部有零星少量隔层，且厚度也不大，这就为边底水锥进创造了条件。又由于该块属于特超稠油油藏，原油在原始油层温度条件下基本不具有流动能力，注汽加热多轮次后，由于加热半径仍然不超过35m。加热范围内油层动用程度高，地层亏空严重，油层与水层间的压差很大，引起底水快速锥进。
2.2、平面上边底水侵入状况的认识
2.2.1、北部：见水时间较晚，平均在3.9个周期以后见水，且回采水率峰值出现得也较晚，在第七周期，高达1.90，周期产水也达到最高值。
2.2.2、南部：见水时间早，平均在1.1个周期见水，有些井投产即出水如：56-557、56-563井。回采水率峰值出现在第三周期，高达2.81，比北部提前4个周期。也就是说南部见水早且水淹速度快。
2.3、纵向上不同部位水侵层位各不相同
3、边底水治理措施及效果分析
冷41块在开发过程中边底水侵入，极易导致部分油层在尚未充分动用的情况下就水淹，如果不及时采取措施进行治理，抑制水淹的蔓延，那么就会造成开采困难，储量动用程度下降。因而，寻找并实施相应的措施，有效的治理边底水锥进，尽可能多的采出原油，是提高油层采收率及蒸汽吞吐效果的关键。
3.1底水侵入方式
冷41块边底水侵入的方式为：底水锥进。因为冷41块是个块状的巨厚油藏，而且隔层不发育，这就为底水锥进创造了条件，开放了道路。
3.2治理措施及效果分析
3.2.1水泥隔板堵水
针对早期出现的底水锥进，我们采用了打水泥隔板的方法进行治理，收到了较好的治理效果。1999年至2001年共计实施该项措施18井次，见效12井次，周期平均增油245.5吨。如33-560井，在第二、五周期进行了打水泥隔板堵水，收到了较好的效果，回采水率上升势头得到了很好的遏制。
随着底水的进一步上窜，重复打水泥隔板的方法效果逐渐变差，当油层水淹加剧，水锥半径范围加大，超越了打水泥隔板的有效控制半经时，该项措施已不起作用，我们也只能放弃下部水浸油层，退而补射上部油层。造成了水浸油层的大量剩余油的废弃。
3.2.2、化学调剖
冷41块属于巨厚块状油藏,井筒内S32油层连续隔层基本不发育,当边底水锥进上窜时,我们不能采取井筒内下封隔器的方法进行堵水，因此水浸初期采用了化学调剖的方法来抑制底水的上窜，共实施该项措施22井次，见效19井次，平均周期增油22.1吨。如：36-561井,在第4、7、8周期采用了化学调剖，措施效果比较明显。
经过调剖及连续调剖，很好的抑制了见水油井回采水率上升的势头。但这种方法，对边底水不能进行较彻底的封堵，只能通过调整近井筒处吸汽剖面来延缓水淹速度。油井见水初期，化学调剖是一种有效利用底水能量来改善开发效果的方法。
3.2.3、堵水补层
随着油层水淹程度的加重，2005年之前我们只能采取堵水补层的方法，其中上返井共实施22口，收到了很好的效果,周期产油平均增加了544.9吨,回采水率平均下降了120个百分点。
3.2.4、封堵调技术在冷41块的应用及效果
2005年以后，我们针对南部油井底水锥进问题，采用了一种新的堵水技术——封堵调技术。这种技术是以苛化泥为主剂，配以多种添加剂而成的一种流动性良好的封堵调剂。这种封堵调剂，在施工时将优先进入水淹通道，对已形成的底水上窜通道及高渗透层有填充压实作用，有较高的封堵率及封堵强度，能经受住冷凝水及地层水的冲刷。这就使该封堵调剂具有一定的选择性，防止边水推进，从而保护了含油饱和度相对较高的低渗透层带，改变了注入蒸汽走向，达到扩大注入蒸汽波及体积，提高油汽比，改善吞吐效果的目的。
封堵调堵水技术在工艺上调整了配方和工序，由以前的单纯调剖的一段段塞改成了三种功能的三段段塞，增大了剂量，同时增大了强度，形成堵而不死的状态，获得了非常好的增产效果，同时抑制了底水的锥进。2005年至2011年10月共实施该相措施242井次，周期结束212井次，周期产量分别为2959t、2243t、 1858t、1616t、1376t和1117t。周期产水分别为5454t、6103t、5211、5898、5662t和5132t，与2002年的7639t相比周期产水有大幅度下降。
如果出水油井本周期堵水而下周期不堵水效果变得更差，2006年至2007年我们共试验11井次，主要表现在产油大幅下降，产水上升。
3.2.5、封堵调加助排技术在冷41块的应用及效果
虽然封堵调堵水技术获得了较好的增产效果，但是它的周期产量下降幅度较大，年递减率达到18.5%，远远高于冷41块年递减率11.4%。于是，在2011年初，我们实验利用高温助排剂辅助封堵调堵水，以达到控水增油的目的。
这种技术是油井封堵调堵水完毕下入注汽管柱后，挤入高温防破乳助排剂，注汽后开井生产。
机理为：利用封堵调技术为油井堵水，控制住油井来水通道，将高温助排剂挤入渗透率较低的油层，有效消除原油油包水乳化状态，形成水包油状乳液，提高井下流体的流动性，同时高温防破乳剂能剥离岩石表面吸附的油膜，降低油水界面张力，改善岩石表面的润湿性，能大幅度提高原油产量和回采水率，缩短排水期，达到增油提液的目的。
2011年初到现在，我们在冷41块共实施封堵调堵水加助排技术15井次，周期结束6井次。
封堵调堵水技术周期年递减率达到18.5%，而封堵调加助排堵水技术年递减率为13.1%。年递减率下降5.4个百分点，堵水效果得到进一步改善。
总之，在多年对边底水治理工作中，我们采取了多项措施，虽然取得的效果各不相同。但基本上达到了控水增油的目的。
但我们还在寻求一种更适合冷41块特点的边底水治理方法。以往所采用的治理措施都有它的一些局限性，目前所用的封堵调堵水加助排技术也只是一种阶段性的挖潜措施，只能暂时抑制底水上升的速度，还不能从根本上解决边底水的危害。
4、经济效益评价
预计到2011年底，冷41块共实施封堵调加助排措施20井次，累计增油7440吨，创经济效益830.3万元。
5、结论及认识
5.1、南部的边底水能量比北部大.
5.2、边水的快速侵入受到了抑制。
5.3、边底水的侵入只要措施得当是可以控制的。
5.4、对边底水的治理取得了较好的开发效果及经济效益。