关于注水油田高含水后期开发技术方针的调整分析

【摘 要】根据我国油田的一些地质特征，以及一直以来我国针对油田的开发方式及开采特征和近年来我国油田开采方面的发展情况来看，我国油田开采在油田高含水后期开发中一直是坚持采用的额强化方式。但是，随着经济技术的发展，可以发现这种强化方式效率是非常低下的，而且在经济利润层面和对技术的运用及研发层面都是很不利的。因此，我们应该针对我国油田的客观实际对二次采油的开采方式进行改善，以促进我国油田开采方面经济效益和技术研发利用的提高。

【关键词】油田高含水；调整；强化开采；二次采油

根据不同类型的地质特征，针对油气田的开采方式都是有所区别的。采用相适应的开采策略可以使油气田的经济效益及技术应用都达到最佳状态。我国的油田有以海相砂岩为主的一些中小型的油田、以陆相砂岩为主的大中型的常规重质油油田、以复杂断块为主的复杂油气田，还有大中型的砂岩气田。其中，我国以陆相砂岩为代表的这类油田为主，根据其基本地质特征，我们应采取措施提高注水油田高含水后期的技术开发水平。

1 我国油田地质的基本特征

我国油田以陆相砂岩为主要代表，其基本地质特征如下：

1.1 主要分布在渤海一带，因其构造面积很大，储油的规模是相当大的。因其含油的面积一般会达到几十平方公里，因此，石油的储量也是相当大的，一般都会在几亿吨甚至几十亿吨以上。

1.2 流体性质比较差。具有密度大，一般是在0.93到0.97克每立方米之间；黏度很高，一般底下原油的黏度会在26mPas到150mPas之间；凝固点偏低，一般是在零下29度到零下3度之间；气油所占的比重也是很低，一般是在5到30每立方米。

1.3 多数是层状边水油藏。这类油田大多数是边水不够活跃，而且天然能量不是很充足。油层的地饱压差小，经常会有小气顶。

而且由于气候环境的长时间变迁和地质在一直不停的变化着，使得内陆的沉积物也一直在发生变化，这导致了地层的砂岩、泥岩相互交错分布的特征。因为，各个油层的性质不一样，导致渗透率和油、气、水等的通过的能力有着天壤之别。

2 我国油田高含水后期采用的强化注水开采措施

在我国这种油田地质特征及油藏开采的条件下，针对油田的一系列开发是采取了将开采过程分为多个阶段，同时进行逐步阶段进行完善开发的方式。一般在油田开发初期部署基础井网，以较大的井距和较粗的开发层系投入开发；在开发中、后期，即在中含水后期至高含水前期加密井网，进一步细分开发层系，按新的流动单元完善注采系统，提高水驱控制储量，增加可采储量。

因为受到陆相沉积环境等因素的制约，不管是河流相还是三角洲相等，在沉积的时候水体的规模都是有限的。通过收集国内外实际运用中的资料进行分析显示的河道砂跟带状砂之间的厚度和延伸宽度他们之间的关系，在对坐标上呈一条较好的正相关直线。我国油田砂岩单层厚度一般在5m以下，10m以上较少。我国普遍采用早期注水开发方式以获得较高的产量和采收率，而且数据显示我国注水方式进行开采的油田的产量以及储量一般在总量中所占的比率都在85%以上。

根据原油粘度普遍较高和逐步强化注水进行开采

因为地质特征，陆相沉积中通常会含有大量的一些陆源高等植物，同时以它们为生的油母质的形成，其中含有的原油中含蜡量以及黏度都是非常高的。中国已开发的主要油田的原油粘度一般在几至十几mPa.s，相对密度约为0.85，属中质原油。有的油田原油粘度高达几百mPa.s，甚至达到105mPa.s，相对密度在0.9以上，为重质原油。后者约占石油资源量的16%。由于以中、重质原油为主的资源结构特点，在油田注水开发过程中，水驱油的地层油水粘度比较高，水驱油非活塞性比较严重。大量原油要在油田开发的中、高含水阶段开采出来，耗水量大。在同一水油比条件下，原油开采的动态过程也受储层宏观非均质性的控制。正韵律油层在取得与其他韵律类型相同的采出程度时，其耗水量要大。层内或多层之间渗透率级差越大，变异系数越高，前期含水上升越快。与相对均匀的储层相比，非均质性越严重，取得相同的采收率，耗水量越大。

在实际的油田注水开发的过程中，一般实际含水的比率和采出来的原油的程度呈现的规律性受上面几个因素的影响。但具体的曲线形态，因注水方式选择与变更及开发井网的加密等因素的影响，有各自的演化趋势。这一特征表明，我国注水开发油田在高含水阶段仍是一个重要的开采时期，约60%的原油可采储量要在含水率高达60%以上被采出来。

因为以上的特点，在实际的生产运用中，为了能够保持油田的稳产，我们可以采取进行逐步强化开采等一系列的措施：1)加密注采井网，提高注采井数比例；2)提高排液量，不断提高剩余可采储量的采油速度。中、高渗透率油藏单井采液强度由初期含水时的1-3m3/m增加到高含水期的3-5m3/m以上，剩余可采储量的采油速度由初期的3%-5%提高到6%-8%以上。而且实践表明，因为上述措施的有效采取利用，使得我国油田的原油产量与原来相比，稳产期一般都可以达到采出可采储量的50%-60%。

3 注水油田高含水后期开发技术方针存在的问题及调整策略

3.1 强化开采带来的问题

3.1.1 因为长期采用强制注水的方式，导致设备损坏严重。注水的压力以及井下作业频繁长时间进行，导致套管的损坏非常严重。

3.1.2 开采成本高。一是由于采油设备损坏严重，寿命周期减短等原因，导致大量的地面工程需要定期进行改造，加大了劳动工作量及设备采购，增加成本；二是研究及实践表明，开采油田的操作成本和含水的比重是呈指数上升关系的，即要使操作成本减少，首先应该有效的对含水量进行控制。

3.1.3 采用强制注水方式，导致随着油田含水量的增加，耗水量也快速直线上升。

3.2 针对相关问题的调整策略

3.2.1 改变强制注水方式向高效方式转变

由于我国传统使用的强制注水的方式在开采后期随着含水量的增加是非常低效的，而国外在含水量高的时候，采用周期注水的方法比较的多。而且实践表明，采用周期注水的方法可以改变地层液体的状态，从而达到提高采油效率的目的。同时，采用现在先进的采油工艺技术如井下爆炸等手段方式来提高效率，同时兼顾保护地层，避免对地层的伤害。

3.2.2 对油田开采的管理方式的转变

因为我国先前进行采油的管理上主要是将目光集中在整天的开采效果上，以求在平面以及层间取得很好的效果，但是在高含水的后期，开采效果的优劣主要还是由剩余油动的程度决定的。所以，管理的重点应该倾向于向单井方面考虑，同时做好单井的流线分析，提高开采效率，进而不断在经济效益和技术研发方面得到不断的进步。

总之，针对我们国家目前注水油田高含水后期开采技术及方式和管理等方面，都应该做好优化和策略的不断调整，以使我国采油效率和技术以及经济效益的不断提高。

参考文献：

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