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【摘要】单83-014块构造位置位于单家寺油田东区、单83块西南，主力油层馆陶组为低渗透、薄层层状、普通常规稠油油藏，具有一定的边水，油水界面不统一。经过9年的吞吐开采，逐渐暴露出含水上升过快的问题，极不利于油藏继续开发。通过对各油井水侵特征的研究，实行稠油水侵预警，编制预警预案，做到超前分析，超前做工作，可有效降低该块含水上升速度，提高区块开发效果。
【关键词】单家寺稠油 水侵预警 含水上升率
1 地质开发概况
1.1 地质概况
单83-014块区域构造位置位于单家寺油田东区、单83块西南，东临利津油田，向北与郑家油田相邻。该块钻遇馆陶组、沙一段两套含油层系，其中，主力油层馆陶组为低渗透、薄层层状、普通常规稠油油藏，具有一定的边水，油水界面不统一。单83-014块含油面积2.477km2，地质储量426.63×104t。
1.2 开发概况
单83-014块2004年投入全面开发，经过9年的吞吐开采，逐渐暴露出含水上升过快的问题，极不利于油藏继续开发。截至2012年12月底，投产油井32口，开井数25口，日液790t/d，日产油243t/d，综合含水69.2%，相比2011年12月底，综合含水上升了24.5%，含水上升率为12.1%。
2 油藏水侵特征分析
油藏的水侵方式主要从来水方向、影响因素、水侵强度三方面分析，依据井史资料及地质基础资料，参考监测资料，结合单83-014块地质特点，分析该块水侵特征。
2.1 来水方向分析
水侵的来水方向主要包括边水水侵和底水水侵。单83-014块陶组自上而下分为Ng1-3三个砂层组，纵向上第1、2砂层组油水界面为1147米，且该砂体向东很快尖灭；第3砂层油水界面为1206米。平面上边水主要分布在该块北部和东北部。
2.2 影响因素分析
影响水侵的因素主要有构造低位置、渗透性差异、注汽强度几个方面。
单83-014块馆陶边水沿构造的低部位推进，尤其是位于“沟槽”部位的井见水快。部分低构造油井已见水，并且水线前缘形状与构造的“沟槽”分布相吻合。
单83-014块属于稠油胶结油层，多轮次的吞吐极大改变了储层物性，因此，渗透率差异对区块水侵影响不大。
单83-014块平均粘度为7814.6mPa·s，采用180t/m的注汽强度。截至2012年12月单83-014块回采水率仅为87.3%。由于地下存水量不断增大，导致蒸汽热效降低，油井排水期长，综合含水上升，区块开发效果逐次变差。
2.3 水侵强度分析
水侵区域按强度可分为强水侵区、弱水侵区、无水侵区。通过研究分析，单83-014块三个水侵区域液量、含水、地层压力现状及变化规律如下：
强水侵区：5口井，占20%，液量变化不大，含水高，液面水线突破后回升，地层压力保持稳定。
弱水侵区：7口，占28%，液量变化不大，含水稳定，液面下降缓慢。
无水侵区：13口，占52%，转周周期短，液量和液面下降快，含水稳定，压降最大，地层压力恢复缓慢。
通过分析可知，对于水侵稠油油藏，弱水侵井生产效果最好，无水侵井生产效果其次，强水侵井生产效果最差。
3 稠油水侵预警制的制定及实施效果
3.1 稠油水侵预警制的制定
“预警制”管理就是根据油井类别不同分别制定出预警值，有针对性地制定管理措施，在管理过程中实现事前预测、事中控制、事后分析。因此，在单83-014块的管理中重点做好工况动态监控，通过加大巡回检查和动、静态资料录取密度，对井况进行及时诊断，定期分析生产情况，及时优化生产参数，可为提高油藏开发效果，降低含水上升率提出指导性意见。
3.1.1水侵资料录取
在油藏开发过程中，稠油水侵前压力一直稳步下降，含水稳定，随着边水的逐步推进地层压力开始回升，到水线突破，含水达到95%时，接近投产压力，整体呈U字行变化 。静压资料能够很好的指示井区地层能力的恢复状况，而水性资料则从侧面反映了该井的水侵程度。因此，需加大加密静压、水性资料的录取为水侵预警值的制定提供准确资料。
3.1.2水侵预警图绘制
根据该块历年含水演变及压降变化，结合油层厚度，推算出水线的推进位置，进而确定出确定可能水侵区域的油井，及时跟踪该区域油井生产动态变化，制定相应的治理措施，抑制水侵速度。通过推算预计将有4口井由弱水侵转为强水侵。
3.2 稠油水侵预警制的实施及效果
针对各个水侵区的不同状况，结合油井具体生产动态，制定相应治理措施，可及時解决单83-014块含水上升过快的问题，提高区块整体开发效果。
3.2.1强水侵区提高油井冲次，加强排液力度
强水侵区油井综合含水高，采出程度低，油层动用程度差。主要采取提高油井冲次，加强排液力度。一方面提高了油井的日产油量，另一方面控制了水线的突破，延缓弱水侵油井向强水侵区转换的时间。
3.2.2弱水侵区取降低注汽强度，确保正常生产
弱水侵区油井水线易于突破，地层能力相对充足。主要采取降低注汽强度，充分发挥地层压降小的特点。同时在生产过程中密切注意油井工况动态，合理调整油井工作参数，确保油井正常生产。
3.2.3无水侵区提高注汽效果，延长生产周期
无水侵区油井产量递减快，含水低，压降大，但剩余油饱和度高，资源潜力大。一方面逐周加大注汽量，适当在注汽时添加防膨剂、扩展剂等，提高注汽效果；另一方面采取电加热、加药等降粘工艺，延长生产周期，在该区油井转化为弱水侵区前，强化开采。
通过“稠油水侵预警制”的实施，2012年单83-014块实施各项措施20井次，优化注汽参数19井次，减缓了该块的含水上升速度，目前含水上升速度7.48%。生产效果明显好转，取得了显著的经济效益，提高了区块的开发管理水平。
4 认识与结论
（1）单83-014块主力油层为低渗透、薄层层状、常规稠油油藏，具有一定的边水，油水界面不统一，水侵速度差异性较大，整体含水上升率偏大。
（2）通过区块开发历程、油井井史、监测资料制定出稠油水侵预警制，根据不同区域油井特点，从注汽、作业、采油三阶段入手采取措施，可抑制含水上升，提高区块开发水平。
（3）随着单井吞吐轮次的不断增加，及时根据水侵区域的变化调整油井措施，可有效延缓含水上升，提高周期采油量，提升区块整体开发效果。
【关键词】单家寺稠油 水侵预警 含水上升率
1 地质开发概况
1.1 地质概况
单83-014块区域构造位置位于单家寺油田东区、单83块西南，东临利津油田，向北与郑家油田相邻。该块钻遇馆陶组、沙一段两套含油层系，其中，主力油层馆陶组为低渗透、薄层层状、普通常规稠油油藏，具有一定的边水，油水界面不统一。单83-014块含油面积2.477km2，地质储量426.63×104t。
1.2 开发概况
单83-014块2004年投入全面开发，经过9年的吞吐开采，逐渐暴露出含水上升过快的问题，极不利于油藏继续开发。截至2012年12月底，投产油井32口，开井数25口，日液790t/d，日产油243t/d，综合含水69.2%，相比2011年12月底，综合含水上升了24.5%，含水上升率为12.1%。
2 油藏水侵特征分析
油藏的水侵方式主要从来水方向、影响因素、水侵强度三方面分析，依据井史资料及地质基础资料，参考监测资料，结合单83-014块地质特点，分析该块水侵特征。
2.1 来水方向分析
水侵的来水方向主要包括边水水侵和底水水侵。单83-014块陶组自上而下分为Ng1-3三个砂层组，纵向上第1、2砂层组油水界面为1147米，且该砂体向东很快尖灭；第3砂层油水界面为1206米。平面上边水主要分布在该块北部和东北部。
2.2 影响因素分析
影响水侵的因素主要有构造低位置、渗透性差异、注汽强度几个方面。
单83-014块馆陶边水沿构造的低部位推进，尤其是位于“沟槽”部位的井见水快。部分低构造油井已见水，并且水线前缘形状与构造的“沟槽”分布相吻合。
单83-014块属于稠油胶结油层，多轮次的吞吐极大改变了储层物性，因此，渗透率差异对区块水侵影响不大。
单83-014块平均粘度为7814.6mPa·s，采用180t/m的注汽强度。截至2012年12月单83-014块回采水率仅为87.3%。由于地下存水量不断增大，导致蒸汽热效降低，油井排水期长，综合含水上升，区块开发效果逐次变差。
2.3 水侵强度分析
水侵区域按强度可分为强水侵区、弱水侵区、无水侵区。通过研究分析，单83-014块三个水侵区域液量、含水、地层压力现状及变化规律如下：
强水侵区：5口井，占20%，液量变化不大，含水高，液面水线突破后回升，地层压力保持稳定。
弱水侵区：7口，占28%，液量变化不大，含水稳定，液面下降缓慢。
无水侵区：13口，占52%，转周周期短，液量和液面下降快，含水稳定，压降最大，地层压力恢复缓慢。
通过分析可知，对于水侵稠油油藏，弱水侵井生产效果最好，无水侵井生产效果其次，强水侵井生产效果最差。
3 稠油水侵预警制的制定及实施效果
3.1 稠油水侵预警制的制定
“预警制”管理就是根据油井类别不同分别制定出预警值，有针对性地制定管理措施，在管理过程中实现事前预测、事中控制、事后分析。因此，在单83-014块的管理中重点做好工况动态监控，通过加大巡回检查和动、静态资料录取密度，对井况进行及时诊断，定期分析生产情况，及时优化生产参数，可为提高油藏开发效果，降低含水上升率提出指导性意见。
3.1.1水侵资料录取
在油藏开发过程中，稠油水侵前压力一直稳步下降，含水稳定，随着边水的逐步推进地层压力开始回升，到水线突破，含水达到95%时，接近投产压力，整体呈U字行变化 。静压资料能够很好的指示井区地层能力的恢复状况，而水性资料则从侧面反映了该井的水侵程度。因此，需加大加密静压、水性资料的录取为水侵预警值的制定提供准确资料。
3.1.2水侵预警图绘制
根据该块历年含水演变及压降变化，结合油层厚度，推算出水线的推进位置，进而确定出确定可能水侵区域的油井，及时跟踪该区域油井生产动态变化，制定相应的治理措施，抑制水侵速度。通过推算预计将有4口井由弱水侵转为强水侵。
3.2 稠油水侵预警制的实施及效果
针对各个水侵区的不同状况，结合油井具体生产动态，制定相应治理措施，可及時解决单83-014块含水上升过快的问题，提高区块整体开发效果。
3.2.1强水侵区提高油井冲次，加强排液力度
强水侵区油井综合含水高，采出程度低，油层动用程度差。主要采取提高油井冲次，加强排液力度。一方面提高了油井的日产油量，另一方面控制了水线的突破，延缓弱水侵油井向强水侵区转换的时间。
3.2.2弱水侵区取降低注汽强度，确保正常生产
弱水侵区油井水线易于突破，地层能力相对充足。主要采取降低注汽强度，充分发挥地层压降小的特点。同时在生产过程中密切注意油井工况动态，合理调整油井工作参数，确保油井正常生产。
3.2.3无水侵区提高注汽效果，延长生产周期
无水侵区油井产量递减快，含水低，压降大，但剩余油饱和度高，资源潜力大。一方面逐周加大注汽量，适当在注汽时添加防膨剂、扩展剂等，提高注汽效果；另一方面采取电加热、加药等降粘工艺，延长生产周期，在该区油井转化为弱水侵区前，强化开采。
通过“稠油水侵预警制”的实施，2012年单83-014块实施各项措施20井次，优化注汽参数19井次，减缓了该块的含水上升速度，目前含水上升速度7.48%。生产效果明显好转，取得了显著的经济效益，提高了区块的开发管理水平。
4 认识与结论
（1）单83-014块主力油层为低渗透、薄层层状、常规稠油油藏，具有一定的边水，油水界面不统一，水侵速度差异性较大，整体含水上升率偏大。
（2）通过区块开发历程、油井井史、监测资料制定出稠油水侵预警制，根据不同区域油井特点，从注汽、作业、采油三阶段入手采取措施，可抑制含水上升，提高区块开发水平。
（3）随着单井吞吐轮次的不断增加，及时根据水侵区域的变化调整油井措施，可有效延缓含水上升，提高周期采油量，提升区块整体开发效果。