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【摘要】欢127西块兴隆台油藏，随着区块采出程度的增加，受边底水双重影响，现已进入高吞吐轮次、高含水阶段，综合含水率达到92%以上，且大部分油井已水淹关井，区块开发进入快速递减阶段，为进一步提高区块采收率，通过加强水淹规律研究，结合单井采出程度及水性资料分析，查找剩余油分布规律，利用水平定向侧钻技术成功实现了水淹区剩余油挖潜，为区块的下步稳产奠定了坚实基础。
【关键词】水平侧钻技术
1 基本概况
欢127西块储层为髙孔高渗型，油藏类型为中厚互层状边底水稠油油藏，共有油井200口，开井51口，日产液924吨，日产油51吨，综合含水94.5%。平均注汽12轮次，累产油282.2×104吨，累产水798.2×104吨，累注汽563.9×104吨，累油汽比0.5，累积返水率141.5%，采油速度0.25%，采出程度32.7%，已处于高含水、高轮次、高采出程度开发阶段。
2 区块开发中存在的主要问题
欢127西块油井经过多轮吞吐后，油井水淹状况不断加剧。截至目前，因水淹关井133口，
井况差关井16口，生产井51口，油井利用率仅为26%，其中生产井中高含水井31口，占开井数的61%。因此水淹始终是制约区块开发的主要矛盾。
3 水淹规律研究及剩余油潜力分析
3.1 水淹规律研究
欢127西块兴隆台油层底水发育，且能量充足，油井投产初期，按照由下至上逐步上返原则开采，由于隔层发育较差，油井多轮吞吐后，随着采出程度增加，造成底水锥进，导致油层水淹。
油井因底水锥进后，主要采取注灰上返方法，初期见到一定效果。由于兴Ⅰ发育顶水，能量充足，且与兴Ⅱ之间隔层发育差，油井高温高压注汽后，井壁周围应力场遭到破坏，水泥环发生破裂，从而使固井质量变差，导致顶水下窜，造成油层水淹。
欢127西块油井水淹关井后，为提高区块采收率，采取避水侧钻措施。油井侧钻后，投产初期效果明显，但生产3-4轮后，再次水淹，通过水性资料分析，其矿化度在800～1000mg/l，为馆陶水下窜造成。分析其原因为侧钻后固井质量不能得到保证，导致管外窜槽。
欢127西块兴隆台油层地层胶结疏松，储层连通性好，渗透性强，油井水淹后，地层水极易倒灌入采出程度较高的出油层位，造成邻井水淹。
3.2 剩余油潜力分析3.2.1 纵向剩余油分布
结合西块高采出、高含水特点，对水淹区油层采出程度进行统计，如下表1所示：
由此表可以看出，兴Ⅱ5-6层动用程度低，剩余油富集，兴Ⅱ3-4层相对兴Ⅱ1-2动用程度较低，因此认为纵向上剩余油主要分布在兴Ⅱ3-4、兴Ⅱ5-6油层组。
3.2.2 平面剩余油分布
西块整体构造形态为北部被断层遮挡的鼻状构造，西北高，向东南方向倾没，油层分布受构造控制，上倾部位油层富集程度较高。通过数值模拟，认为西块剩余油主要分布在油层有效厚度大、原始储量高的部位。
4 水平侧钻井实施效果
4.1 兴Ⅱ3-4油层组优选及实施
优选欢127-28-17井区对兴Ⅱ3-4油层剩余油进行潜力分析。经统计，该区域单井平均返水率244.7%，水性资料分析单井矿化度均在1000-1300mg/l之间，因此判定为顶水水淹，通过计算，该区域兴Ⅱ3-4控制储量为10.6×104吨，累产油2.5×104吨，采出程度仅为23.6%，域剩余油富集。
欢127-28-17CH水平侧钻井于2011年6月实施水平侧钻，开采兴Ⅱ3-4油层组，水平段长度77.59m。下泵初期日产液16.4吨/天，日产油9.8吨/天；截至目前累计注汽4000吨，累产油2585吨，累计油汽比0.65，综合含水58.1%。
4.2 兴Ⅱ5-6油层组优选及实施
优选欢127-21-19井区对该区域兴Ⅱ5-6油层剩余油进行潜力分析。经统计，该区域单井平均返水率128.1%，水性资料分析其单井矿化度在1000-1300mg/l之间，因此判定为顶水水淹。通过计算，该区域兴II5-6控制储量为7.25×104吨，累产油0.12×104吨，采出程度仅为1.7%，剩余油富集。
欢127-21-19CH水平侧钻井于2011年9月实施水平侧钻，开采兴Ⅱ5-6油层，水平段长度77.73m。下泵初期日产液17.9吨/天，日产油9.2吨/天，截至目前累计注汽3000吨，累产油1705吨，累计油汽比0.57，综合含水75.8%。
4.3 水平侧钻井效果评价
根据表2所示，欢127西块水平侧钻井与直井产量对比得出，两口水平侧钻井投产后效果明显，由此可见，应用水平侧钻技术挖潜欢127西块水淹区剩余油，能够有效提高区块的最终采收率。
5 结论及建议
（1）从欢127西块水平井取得的良好效果，说明欢127西块兴Ⅱ5-6油层组和兴Ⅱ3-4油层组剩余油较富集，仍存在一定的开发潜力。
（2）水平定向侧钻技术能够充分挖掘欢127西块水淹区剩余油，同时为区块下步开发提供了有利依据。
（3）欢127西块27-20井区剩余油富集，建议下步开展重力泄水辅助蒸汽驱试验。