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一、区块概况
区块2006年投入开发，采用直平组合式开发井网，共部署直井1口（曙104205），2008年部署水平井2口（杜32-兴H356、357），直井井距150m，水平井井排间距150m，水平井与直井井距一般在80m左右。2011年区块年产达到最高峰5.1万吨，采油速度1.6，2012年受到部分井出水影响，产量出现一定幅度的下降，2014年年产油降至2.6万吨。
截止2017年12月底，曙1104205块总井数22口（直井13口，水平井9口），开井数为18口，日产液232t/d，日产油52t/d，综合含水78% ，采油速度0.63，采出程度9.5%，年采油2×104t，年采水5.1×104t，年注汽1.7×104t，年油汽比1.17。累计采油33×104t，累计注汽52.1×104t，累计油汽比0.55。
二、出水现状及特点
杜32-兴H352、355开发目的层为S1+2兴Ⅲ组油层，其中杜32-兴H352开发目的层为兴Ⅲ1组油层目的层厚度17.5-28m，水平段长度273米，钻遇率94%；杜32-兴H355开发目的层为兴Ⅲ2组油层目的层厚度16-22m，水平段长度160.5米，钻遇率99.4%。2010年10月4日投产，生产兴Ⅲ1油层组，初期日产油19.7t，累产油11438t，累油气比0.37。七周期末含水上升，水性为1400-1900mg/L，目前日产液19.5t，日产油1.5t，含水92.3%。2010年9月26日投产，生产兴Ⅲ2油层组，初期日產油21.4t，累产油13876t，累油气比0.42。第八轮中后期含水上升，水性范围1400-1900mg/L，目前日产液20.9t，日产油0.4t，含水98%。两口高含水水平井平均值都在1700mg/L左右，水型NaHCO3，水性较接近。
三、出水原因分析
温度压力资料：高含水水平井入口端温度相对较低，压力上升，而且A点基本都接近于区块断层边部，因此判断352、355为边水入侵导致油井出水。生产表现： 杜32-兴H351井最先出水，也是距离断块边部最近的一口井。杜32-兴H352、355井2015年9月陆续开始出水。脚跟位置隔层发育较差（平均不到2米），兴Ⅳ组边水水层发育，边水入侵出水可能性较大。
东部边水影响（兴H351、兴H352、兴H355）
杜32-兴H351井2010.11投产，初期20吨油，而后迅速见水，进而逐步影响到曙1-107-206、杜32-兴H352井，2011年6月对杜32-兴H351井实施了关井，出水得到抑制，曙1-107-206、杜32-兴H352井含水明显下降。目前初步断定351、352、355为边水入侵导致油井出水。
杜32-兴H357开发目的层为S1+2兴Ⅲ组油层，目的层厚度13-15.5m，水平段长度217.8米，钻遇率99.4%。杜32-兴H357水性平均值为1612mg/L，水型NaHCO3，与杜32-兴H352、355的水性极为相近。温度压力资料：脚跟位置井温明显下调，出水特征较明显；目前压力9.5MPa，对比原始压力10MPa下降0.5MPa，对比七周期压力6.5MPa上升3MPa。
杜32-兴H357井2008年5月18日投产，生产兴Ⅲ2油层组。该井五周期开始出水，水性为：1400-2200mg/L，目前高含水关井。该井初期日产油19.8t，累计生产11轮，累产油1.18万吨，油汽比0.33。第5轮开始高含水生产，2012年4月开始，对该井实施了多轮选注选采（1390-1475m），表现为初期有效，周期末高含水，且堵水效果逐步变差，目前高含水关井。分析受边影响。计划实施化学堵水[1]措施。
杜32-兴H451井在钻井过程中，二开原井眼钻遇水砂，后回填，更改设计轨迹A点后移80m。说明该区域存在边底水。
四、边水影响
杜32-兴H357井2008年5月投产，生产兴Ⅲ2油层组，初期日产油19.8t，累计生产11轮，累产油1.18万吨，油汽比0.33。该井第5轮开始高含水生产，2012年4月开始，对该井实施了多轮选注选采（1390-1475m），表现为初期有效，周期末高含水，且堵水[2]效果逐步变差，目前高含水关井。兴Ⅳ1与兴Ⅳ2之间隔层发育较薄，越接近脚跟隔夹层越不发育，存在边水入侵的风险；
五、下步治理对策
曙1104205区块直井生产效果直井较好，目前直井没有出水现象（除曙1-105-K209）。通过查找井史仅曙1-103-204在生产兴Ⅳ1因有漏点出水（漏点接近本井兴Ⅳ1射孔段），曙1-103-206在生产中也曾因兴Ⅳ1组有漏点出水，两口井实施挤灰封层（封兴Ⅳ1）后均恢复正常。结合两口直井、及451、452的生产情况、水性等资料，分析451、452出水可能与底水局部突破或兴Ⅳ1油水同层相关。
六、认识与结论
1、高含水水平井A点基本都接近于区块断层边部，水性范围也较为接近；
2、区块油井汽窜频繁，部分高含水水平井含水上升期间存在受窜及邻井注汽现象，但结合高含水井液量、温度未明显上升，且高含水持续时间较长，出水量大几方面分析：汽窜不是导致油井高含水的根本原因。
3、对比油层、砂体厚度差异得出结论：兴Ⅲ1、Ⅲ2、Ⅳ1组在区块东部、南部油层与砂体厚度差异较大，兴Ⅲ2组在区块西部局部地区油层与砂体厚度差异较大（356、357A点区域），分析水层较发育。
参考文献
[1] 赵群，赵辉.化学堵水新工艺在现场的应用[J].化学与生物工程.2004 （05）
[2] 周孔连.锦州油田化学堵水综述[J].内蒙古石油化工.2011（12）
区块2006年投入开发，采用直平组合式开发井网，共部署直井1口（曙104205），2008年部署水平井2口（杜32-兴H356、357），直井井距150m，水平井井排间距150m，水平井与直井井距一般在80m左右。2011年区块年产达到最高峰5.1万吨，采油速度1.6，2012年受到部分井出水影响，产量出现一定幅度的下降，2014年年产油降至2.6万吨。
截止2017年12月底，曙1104205块总井数22口（直井13口，水平井9口），开井数为18口，日产液232t/d，日产油52t/d，综合含水78% ，采油速度0.63，采出程度9.5%，年采油2×104t，年采水5.1×104t，年注汽1.7×104t，年油汽比1.17。累计采油33×104t，累计注汽52.1×104t，累计油汽比0.55。
二、出水现状及特点
杜32-兴H352、355开发目的层为S1+2兴Ⅲ组油层，其中杜32-兴H352开发目的层为兴Ⅲ1组油层目的层厚度17.5-28m，水平段长度273米，钻遇率94%；杜32-兴H355开发目的层为兴Ⅲ2组油层目的层厚度16-22m，水平段长度160.5米，钻遇率99.4%。2010年10月4日投产，生产兴Ⅲ1油层组，初期日产油19.7t，累产油11438t，累油气比0.37。七周期末含水上升，水性为1400-1900mg/L，目前日产液19.5t，日产油1.5t，含水92.3%。2010年9月26日投产，生产兴Ⅲ2油层组，初期日產油21.4t，累产油13876t，累油气比0.42。第八轮中后期含水上升，水性范围1400-1900mg/L，目前日产液20.9t，日产油0.4t，含水98%。两口高含水水平井平均值都在1700mg/L左右，水型NaHCO3，水性较接近。
三、出水原因分析
温度压力资料：高含水水平井入口端温度相对较低，压力上升，而且A点基本都接近于区块断层边部，因此判断352、355为边水入侵导致油井出水。生产表现： 杜32-兴H351井最先出水，也是距离断块边部最近的一口井。杜32-兴H352、355井2015年9月陆续开始出水。脚跟位置隔层发育较差（平均不到2米），兴Ⅳ组边水水层发育，边水入侵出水可能性较大。
东部边水影响（兴H351、兴H352、兴H355）
杜32-兴H351井2010.11投产，初期20吨油，而后迅速见水，进而逐步影响到曙1-107-206、杜32-兴H352井，2011年6月对杜32-兴H351井实施了关井，出水得到抑制，曙1-107-206、杜32-兴H352井含水明显下降。目前初步断定351、352、355为边水入侵导致油井出水。
杜32-兴H357开发目的层为S1+2兴Ⅲ组油层，目的层厚度13-15.5m，水平段长度217.8米，钻遇率99.4%。杜32-兴H357水性平均值为1612mg/L，水型NaHCO3，与杜32-兴H352、355的水性极为相近。温度压力资料：脚跟位置井温明显下调，出水特征较明显；目前压力9.5MPa，对比原始压力10MPa下降0.5MPa，对比七周期压力6.5MPa上升3MPa。
杜32-兴H357井2008年5月18日投产，生产兴Ⅲ2油层组。该井五周期开始出水，水性为：1400-2200mg/L，目前高含水关井。该井初期日产油19.8t，累计生产11轮，累产油1.18万吨，油汽比0.33。第5轮开始高含水生产，2012年4月开始，对该井实施了多轮选注选采（1390-1475m），表现为初期有效，周期末高含水，且堵水效果逐步变差，目前高含水关井。分析受边影响。计划实施化学堵水[1]措施。
杜32-兴H451井在钻井过程中，二开原井眼钻遇水砂，后回填，更改设计轨迹A点后移80m。说明该区域存在边底水。
四、边水影响
杜32-兴H357井2008年5月投产，生产兴Ⅲ2油层组，初期日产油19.8t，累计生产11轮，累产油1.18万吨，油汽比0.33。该井第5轮开始高含水生产，2012年4月开始，对该井实施了多轮选注选采（1390-1475m），表现为初期有效，周期末高含水，且堵水[2]效果逐步变差，目前高含水关井。兴Ⅳ1与兴Ⅳ2之间隔层发育较薄，越接近脚跟隔夹层越不发育，存在边水入侵的风险；
五、下步治理对策
曙1104205区块直井生产效果直井较好，目前直井没有出水现象（除曙1-105-K209）。通过查找井史仅曙1-103-204在生产兴Ⅳ1因有漏点出水（漏点接近本井兴Ⅳ1射孔段），曙1-103-206在生产中也曾因兴Ⅳ1组有漏点出水，两口井实施挤灰封层（封兴Ⅳ1）后均恢复正常。结合两口直井、及451、452的生产情况、水性等资料，分析451、452出水可能与底水局部突破或兴Ⅳ1油水同层相关。
六、认识与结论
1、高含水水平井A点基本都接近于区块断层边部，水性范围也较为接近；
2、区块油井汽窜频繁，部分高含水水平井含水上升期间存在受窜及邻井注汽现象，但结合高含水井液量、温度未明显上升，且高含水持续时间较长，出水量大几方面分析：汽窜不是导致油井高含水的根本原因。
3、对比油层、砂体厚度差异得出结论：兴Ⅲ1、Ⅲ2、Ⅳ1组在区块东部、南部油层与砂体厚度差异较大，兴Ⅲ2组在区块西部局部地区油层与砂体厚度差异较大（356、357A点区域），分析水层较发育。
参考文献
[1] 赵群，赵辉.化学堵水新工艺在现场的应用[J].化学与生物工程.2004 （05）
[2] 周孔连.锦州油田化学堵水综述[J].内蒙古石油化工.2011（12）