油田特高含水期開發(fā)調(diào)整的幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

姜永健

摘要：隨著時(shí)代的進(jìn)步社會(huì)的發(fā)展，作為我國支柱產(chǎn)業(yè)的石油企業(yè)，其產(chǎn)業(yè)規(guī)模也呈現(xiàn)逐步壯大的趨勢(shì)，并躍入新的臺(tái)階。根據(jù)我國油田的地質(zhì)特征、我國油田的開發(fā)方法和特點(diǎn)以及近年來我國油田的發(fā)展?fàn)顩r，我國油田一直是石油開發(fā)后期的一種集約型開發(fā)。但是，隨著經(jīng)濟(jì)技術(shù)的發(fā)展，可以發(fā)現(xiàn)，這種加固方式的效率很低，在經(jīng)濟(jì)效益和技術(shù)的使用以及研發(fā)水平上都是非常不利的。因此，應(yīng)根據(jù)我國油田的客觀實(shí)際，改進(jìn)二次采油的開采方式，促進(jìn)我國油田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益和技術(shù)研發(fā)利用水平的提高。

關(guān)鍵詞：油田高含水;調(diào)整;強(qiáng)化開采;二次采油

引言：我過油氣田開采方式根據(jù)類型及地質(zhì)特征不同，開采方式也不同。需要根據(jù)不同的方式進(jìn)行開采，從而優(yōu)化油氣田的經(jīng)濟(jì)效益與技術(shù)應(yīng)用。在我國主要分為中小型的海砂巖油田，大中型陸砂巖油氣田及復(fù)雜油氣田以斷塊為主。目前我過主要是油氣田是陸砂巖油氣田，根據(jù)其基本地質(zhì)特征，應(yīng)采取措施提高高含水注水開發(fā)油田后期的技術(shù)開發(fā)水平。

一、我國油田的地質(zhì)特征

1.我國油田主要分布在渤海地區(qū)，由于其有較大構(gòu)造面積，出油量高，油田面積可答幾十公里，所以石油儲(chǔ)量相當(dāng)大，一般在數(shù)億噸甚至數(shù)十億噸。

2.流體性能差。高密度，通常在0.93到0.97 g/m3之間;粘度很高，底部通常在26mpas到150mpas之間。冰點(diǎn)很低，通常在零下29度到零下3度之間;油氣比例也很低，一般在每立方米5到30度之間。

3.大部分為層狀邊緣儲(chǔ)層。這些領(lǐng)域中的大多數(shù)都沒有那么活躍的邊水和更少的自然能量。儲(chǔ)層的壓差很小，通常頂部很小。

此外，由于氣候和地質(zhì)的長期變化，內(nèi)陸沉積物也發(fā)生了變化，導(dǎo)致地層中砂巖和泥巖的交錯(cuò)分布。由于各儲(chǔ)層的性質(zhì)不同，滲透率與油、氣、水等能力存在很大差異。

1.我國油田高含水后期采用的強(qiáng)化注水開采措施

在我國油田地質(zhì)特征和油藏開發(fā)條件下，將開發(fā)過程劃分為若干階段，逐步提高開發(fā)水平，進(jìn)行了一系列的油田開發(fā)。油田開發(fā)初期一般部署基礎(chǔ)井網(wǎng)，開發(fā)井距大、開發(fā)層厚。在開發(fā)中后期，即從中含水后期到高含水前期，對(duì)加密井網(wǎng)進(jìn)行了進(jìn)一步的細(xì)分和開發(fā)，并根據(jù)新流量單元對(duì)注采系統(tǒng)進(jìn)行了改進(jìn)，提高了水驅(qū)控制儲(chǔ)量，提高了采收率。

受大陸沉積環(huán)境等因素的制約，無論河流相或三角洲相相等，在沉積過程中水體大小都受到限制。通過國內(nèi)外實(shí)踐資料，揭示了渠道砂和條形砂的厚度與延伸寬度的關(guān)系。總體上，我國油田砂巖單層厚度小于5米，較少小于10米，為了獲得較高的產(chǎn)量和采收率，我國普遍采用早期注水，資料表明，我國注水開采油田的產(chǎn)量和儲(chǔ)量一般占到了到的85%以上。

2.根據(jù)原油粘度普遍較高和逐步強(qiáng)化注水進(jìn)行開采

由于地質(zhì)特征，陸相沉積物通常含有大量陸生高等植物，并形成以它們?yōu)槭车暮湍纲|(zhì)，其中含有較高的原油含蠟量和粘度。我國開發(fā)的主要油田的原油粘度一般在幾至10兆帕以上。相對(duì)密度約為0.85，為中原油。在一些油田，原油的粘度達(dá)到幾百兆帕。甚至達(dá)到105MPa。后者約占石油資源的16%。由于中、重質(zhì)原油的資源結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，在油田注水開發(fā)過程中，注水的地層油和水粘度較高，注水的非活塞性相對(duì)嚴(yán)重。油田開發(fā)中、高含水期需要大量開采原油，這需要消耗大量的水。在相同的水油比條件下，油藏宏觀非均質(zhì)性也控制著油藏的動(dòng)態(tài)生產(chǎn)過程。當(dāng)正韻律油藏獲得與其他韻律類型相同的采出程度時(shí)，其耗水量較大。滲透率級(jí)差越大，變異系數(shù)越大，前期含水上升越快。與相對(duì)均勻的儲(chǔ)層相比，儲(chǔ)層的非均質(zhì)性越大，在相同的采收率下消耗的水越多。

在油田實(shí)際注水開發(fā)過程中，實(shí)際含水率和原油采收程度受上述因素的影響具有規(guī)律性。然而，由于注水方式的選擇和變化以及開發(fā)井網(wǎng)的充填，特定曲線形態(tài)有其自身的演化趨勢(shì)。這一特征表明，我國注水開發(fā)油田在高含水期仍然是一個(gè)重要的開發(fā)期，原油可采儲(chǔ)量的60%左右應(yīng)以60%以上的含水率開采。

二、由于上述特點(diǎn)，在實(shí)際生產(chǎn)和應(yīng)用中，為了保持油田的穩(wěn)定生產(chǎn)，可以采取逐步加強(qiáng)開采的一系列措施：

1）注入注采井網(wǎng)，提高注采井的比例;2）增加注采井的排水量。并不斷提高剩余可采儲(chǔ)量的采收率。中、高滲油藏單井采出液強(qiáng)度由早期含水期的1-3m 3/m提高到高含水期的3-5m3/m，剩余可采儲(chǔ)量回收率由早期的3%-5%提高到6%-8%。實(shí)踐表明，由于上述措施的有效運(yùn)用，我國油田在穩(wěn)產(chǎn)期原油產(chǎn)量可達(dá)到可采儲(chǔ)量的50%-60%。

三、注水油田高含水后期開發(fā)技術(shù)方針存在的問題及調(diào)整策略

1、強(qiáng)化開采的問題

（1）由于長期使用強(qiáng)制注水，造成設(shè)備嚴(yán)重?fù)p壞。注水壓力、頻繁長時(shí)間的井下作業(yè)，造成套管嚴(yán)重?fù)p壞。

（2）采礦成本很高。首先，由于采油設(shè)備損壞嚴(yán)重，使用壽命短，需要對(duì)大量地面工程進(jìn)行定期改造，增加了勞動(dòng)力工作量和設(shè)備采購，增加了成本。其次，研究和實(shí)踐表明，油田的運(yùn)行成本和含水率呈指數(shù)增長，即要降低運(yùn)行成本，首先要有效控制含水率。

（3）隨著油田含水率的增加，強(qiáng)制注水導(dǎo)致用水量迅速而直接增加。

2.根據(jù)相關(guān)問題調(diào)整策略

（1）改變注水方式

由于我國傳統(tǒng)的強(qiáng)制注水方法在開采后期隨著含水率的增加效率很低，而國外在含水率較高的情況下經(jīng)常采用周期注水法。實(shí)踐表明，周期注水可以改變地層流體狀態(tài)，提高采收率。同時(shí)，采用井下爆炸等先進(jìn)采油技術(shù)，提高了效率，同時(shí)保護(hù)了地層，避免了對(duì)地層的損害。

（2）管理方式的轉(zhuǎn)變

由于我國以往的石油生產(chǎn)管理主要集中在全天的生產(chǎn)效果上，為了在平面和層間取得良好的效果，但在高含水后期，生產(chǎn)效果主要取決于剩余油的運(yùn)移程度。因此，管理的重點(diǎn)應(yīng)傾向于考慮單井，同時(shí)做好單井流線分析，提高生產(chǎn)效率，進(jìn)而在經(jīng)濟(jì)效益和技術(shù)研發(fā)上不斷取得進(jìn)展。

總結(jié)：

綜上所述，為了提高我國油田的生產(chǎn)效率、技術(shù)水平和經(jīng)濟(jì)效益，必須從注水開發(fā)油田高含水后期開采的技術(shù)、模式和管理等方面進(jìn)行優(yōu)化和戰(zhàn)略調(diào)整。

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