李獻忠

【摘要】在一個新油田投入開發(fā)時， 合理確定油田保持能量的方式和時機是科學開發(fā)油田的重要內(nèi)容。

【關(guān)鍵詞】多層油田開發(fā)；早期注水；必要性；效果

60年代大慶油田投入開發(fā)初期，在認真調(diào)査研究國內(nèi)外大型砂巖油田開發(fā)經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，根據(jù)本油田的地質(zhì)特點，經(jīng)過不同開發(fā)方案的對比，決定采用早期內(nèi)部注水，保持油層壓力的方式開發(fā)。

一、大慶油田采用早期內(nèi)部注水開發(fā)的必要性

1、邊水不活躍

薩爾圖油田西區(qū)過渡帶4口井試水資料表明，油田邊水很不活躍，日產(chǎn)水量只有2～12m3左右，累積產(chǎn)出100m3左右，地層壓力就下降0.2MPa。

西區(qū)過渡帶邊水驅(qū)油試驗區(qū)試采資料也表明，邊水驅(qū)油效果很不理想。在周邊無較好封閉的條件下，區(qū)內(nèi)6口井以平均1.69%的采油速度生產(chǎn)2年，總壓降已達1.46MPa。為了進一步評價油田邊水能量，對喇嘛甸油田葡一組油層水驅(qū)開發(fā)指標進行了簡化計算。在單排開采排間采油速度1.5%時，當生產(chǎn)井排距油水界面200m時，開采3年，生產(chǎn)井排的地層壓力下降1.74MPa，當排距為400m時，只需生產(chǎn)1年，生產(chǎn)井排的地層壓力就下降2.17MPa，當排距為600m時，只需生產(chǎn)0.5年，生產(chǎn)井排地層壓力就下降2.39MPa，因此，利用邊水能量驅(qū)油開采是不可取的。

2、地飽壓差小，彈性能量小

油田原始地飽壓差在油田北部為0.6～1.0MPa，在南部為2.0～3.0MPa，若依靠彈性能量采油，當?shù)貙訅毫抵溜柡蛪毫r，地飽壓差相對較大的南部也僅能采出地質(zhì)儲量的1.7%。

3、油田面積大，邊外注水不能使油田有效地投入開發(fā)

大慶油田面積大，油田寬達10～20km，如果采用邊外注水，根據(jù)計算，只能使30%的面積和10～15%的儲量在水驅(qū)條件下開發(fā)，油田內(nèi)部大部分地區(qū)受不到注水效果，勢必造成壓力下降、產(chǎn)量下降和大批油井停噴的被動局面。

4、早期內(nèi)部注水保持油層壓力的開發(fā)方式有利于油田的穩(wěn)產(chǎn)和提高最終采收率

為了選擇合理的開發(fā)方式，曾對一個區(qū)塊采用天然能量開采，還是早期注水保持油層壓力開采進行了模擬對比。計算結(jié)果表明：利用天然氣能量開采，在保持1.5%的采油速度條件下，當油井流壓允許降到最低限度0.1MPa時，全油田的穩(wěn)產(chǎn)年限，最多也只有4.4年，穩(wěn)產(chǎn)期采出程度6.6%。此時，油井的氣油比已上升到700m3/t，與原始氣油比相比較，上升了15.6倍，地層壓力已由9MPa下降到4.3MPa，平均每年下降1.07MPla。若油井流壓只允許下降到正常生產(chǎn)壓差的界限時（如生產(chǎn)壓差采用5MPa），其穩(wěn)產(chǎn)年限只有2.7年，穩(wěn)產(chǎn)期的采出程度只有4.05%，此時氣油比上升到300m3/t，與原始氣油比相比較，上升近5.7倍，地層壓力下降到7.3MPa，平均每年下降0.63MPa。油田能量枯竭時的最終采收率只能達到14.8%。

若油田采用早期內(nèi)部注水保持油層壓力開采方式進行開發(fā)，同樣以1.5%的采油速度保持自噴采油，在采用分層調(diào)整措施條件下，可以穩(wěn)產(chǎn)9.4年，穩(wěn)產(chǎn)期采出程度可以達到14.1%，含水98%時，油田采收率可以達到33%。

綜合國內(nèi)外油田開發(fā)的經(jīng)驗教訓和油田生產(chǎn)試驗區(qū)的實踐，為了使油田保持比較高的生產(chǎn)水平，并在較長的時間內(nèi)實現(xiàn)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，決定對油田采用早期內(nèi)部注水保持壓力的開發(fā)方式。根據(jù)不同油層和不同地區(qū)的特點，分別采用行列注水和面積注水兩種注水方式。油田投入開發(fā)以后，取得了比較好的效果和生產(chǎn)的主動權(quán)。

二、大慶油田采用早期內(nèi)部注水、保持油層壓力開發(fā)的效果

1、油層能量充足，產(chǎn)量高，生產(chǎn)主動

由于大慶油田成功地采用了早期注水，保持油層壓力的開發(fā)方針，多年來，油層能量始終很充足。通過全面分層注水以及對中低滲透層進行層系井網(wǎng)調(diào)整，不僅主力油層保持了較高的壓力水平，而且非主力油層壓力也保持在原始壓力附近，保證了絕大多數(shù)油層都處于水壓驅(qū)動下開采，油井生產(chǎn)能力旺盛。由于地層壓力水平高，生產(chǎn)壓差調(diào)整余地大，油井可以保持較長時間的高產(chǎn)期，油田在開發(fā)初期，單井產(chǎn)油量可以達到36t/d，到含水60%時，單井平均產(chǎn)油量仍可保持在33t/d，為油田實現(xiàn)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)打下了堅實的基礎(chǔ)。

2、油井保持了較長的自噴開采期

由于地層壓力始終保持在原始壓力附近，使油井一直保持了較強的自噴能力，全油田在含水60%左右時，還能以自噴方式實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)，在全油田含水72%時，自噴開采井數(shù)仍占59%，自噴井的產(chǎn)油量還占66%。

長期保持自噴開采，不僅采油工藝簡單，管理方便，而且有利于錄取分層動態(tài)資料，以便正確地掌握各類油層的動用狀況和潛力分布，及時進行調(diào)整，改善油田開發(fā)效果。

3、有利于充分發(fā)揮工藝措施的作用，改善中低滲透率油層的開發(fā)效果

大慶油田由于始終注意保持較高的地層壓力，因而使各種增產(chǎn)措施一直取得了較好的效果。1976～1980年，靠各項工藝措施增產(chǎn)原油925×t，1986～1990年進一步達到2533x10t，對油田穩(wěn)產(chǎn)起了重要作用。

4、原油性質(zhì)沒有明顯變化，為今后進一步改善開發(fā)效果保持了有利條件

在大慶油田整個開發(fā)過程中，由于油層壓力始終保持在原始壓力附近，未出現(xiàn)油層壓力大面積低于飽和壓力、地下原油大量脫氣的不利局面。薩中地區(qū)歷年原油性質(zhì)監(jiān)測結(jié)果表明，自無水期直到中、高含水期，原油的相對密度、粘度和含蠟量均沒有明顯變化，只有凝固點略有上升（由初期的25℃上升到30℃左右），表明地下原油在開采過程中一直保持了較好的滲流條件，這對油田后期調(diào)整，改善開發(fā)效果是十分有利的。

大慶油田依據(jù)本油田的具體情況，采用早期注水保持壓力的開發(fā)方式獲得了良好的效果，為國內(nèi)外同類油田的高效開發(fā)提供了有益的經(jīng)驗。然而對一個具體油田的開發(fā)來說，選擇何種開發(fā)方式和補充能量的時機，仍然是一個比較復(fù)雜并且必須認真對待的問題。需要綜合考慮油田的地質(zhì)特點、自然地理環(huán)境、油田的天然能量、油層的物理性質(zhì)、油田的大小、油井的開采方式、油田開發(fā)的方針政策和油田開發(fā)的技術(shù)經(jīng)濟指標等因素。通過不同方案的模擬計算，綜合評價，優(yōu)選確定出最佳的油田能量的保持利用方案。