冯 鑫，杨宏楠，乐 平，李丰辉，汪周华，罗 翔

(1. 中海油(中国)天津分公司，天津 300450；2. 西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500)

0 引言

位于渤海西部的CFD油田群NGIII组油藏为河流相沉积形成的海上疏松砂岩储层，具备高孔、高渗的储层特征。目标区块(M砂体)地层原油黏度120 mPa·s，地面原油密度0.87～0.92 g/cm3，属海上稠油油藏。在经历10余年的衰竭式开发和边水驱替，现场生产过程中以水平井生产开发为主(难以通过调整纵向射孔改变避水高度)，主要生产特征表现为油井液量大、含水高[1]。为了油田的高效稳产，必须深入研究底水油藏的开发特征以及底水油藏稳油控水技术，制定有针对性的稠油高含水油藏治理对策。

稠油油藏原油黏度大，边底水活跃，导致在开采过程中容易形成水锥，造成单井含水率急剧上升，油井产油量骤降，这是边底水稠油油藏开采过程中不可避免的。如何增加水体水驱的波及体积，降低单井含水率，是保持稠油油藏稳产的核心。目前稠油油藏降低单井含水率的方法主要分为现场生产调控和提高采收率技术应用。现场生产调控包括侧钻加密及射孔层位优化[2-6]、关井控锥[7-9]、排水采油[10-13]等措施；提高采收率技术则从驱替开采(注水/注气[14-21]和注聚合物[22]等)、化学调驱和调剖堵水[23-31]、人工隔板[32-33]出发，增大水体波及面积，降低含水率。

从调研文献来看，目前边水油藏的主要开发方式是衰竭开采转注水、注气驱替开采，注化学剂或气体泡沫调剖堵水，气体重力驱，注气平面驱等。……