王永昊

摘要：我國油田高含水后期的強化注水開采措施結合我國油田地質特征和油藏的開采條件，我們將油田的開采過程分成多個階段進行，并且隨著工程的施工，相關的科研人員不斷對各個階段的開發(fā)方式進行完善和創(chuàng)新，創(chuàng)造出更加有效的開采手段。在油田的開發(fā)初期，一般會部署基礎井網，開發(fā)層的井距和井數也都會設置較大的數字。在中含水后期和高含水前期，可以適當的對井網進行加密，而且可以對開發(fā)層系進行細致的分劃。根據流動單元的變化情況，對注采系統(tǒng)進行完善，提高水驅控制儲量和可采儲量。

關鍵詞：油田;高含水;后期;特征;對策

在開采前期，我們要注意原油黏度較高的問題，采用逐步強化注水的方式進行開采。由于我國油田的地質特征，陸相沉積過程中通常都會有很大一部分是陸生高等植物。以它們?yōu)椴牧蠒龊芏嗟挠湍纲|，這些原油的含蠟量和黏度相比于一般的原油要高出很多。為扭轉注水開發(fā)老油田高含水、低采出程度、低效水驅開發(fā)的不利局勢，確保砂巖老油田持續(xù)合理高效開發(fā)，本課題針對高含水砂巖稠油油藏注水開發(fā)技術特點，運用綜合分析方法對注水稠油油藏開發(fā)中后期剩余油分布特征開展系統(tǒng)攻關 。

1.注水開采措施

在油田的注水開發(fā)過程中，水驅油在地層中的油水黏度相對較高，水驅油的非活塞情況嚴重。大部分原油的開采都會在出現在油田開發(fā)的中、高含水階段，這個開發(fā)過程，耗水量較大。在相同油比情況下，儲層宏觀非均質性對原油開采的動態(tài)過程的影響極大。層內和多層之間的滲透率越大，變異系數就越高，前期含水的上升速度也會越快。相比于相對均勻的儲層，非均質性越嚴重，想要取得同等的采收率所需要消耗的水量也會越大。

在實際的油田注水開發(fā)過程中，實際含水比率和原油開采的程度之間所呈現的規(guī)律會受到上一段中提高的幾個因素的影響。但是，這個規(guī)律展現出來的具體曲線形態(tài)，會收到所選擇的注水方式和開發(fā)井網的加密等情況的影響。這個影響在一定程度上說明，我國注水開發(fā)油田在高含水階段仍然是開采時期中的重要階段。

2.剩余油分布特征

（1）平面分布特征。水驅控制程度較高區(qū)域，沉積相以水下分支流河道和河道間為主，儲層物性好，水驅動用程度高，水淹嚴重，個別注采井間存在舌狀突進現象;油水井分布較少區(qū)域，水驅控制程度較低，剩余油相對富集;油藏邊部油水過渡帶附近直井開發(fā)難動用，剩余油潛力較大。

（2）縱向分布特征。受儲層非均質性影響，層間、層內矛盾突出，注入水易形成單層突進，致使縱向吸水動用差異較大。由數值模擬和動態(tài)分析結果可知，層間、層內儲層物性好，油層厚度大的主力層優(yōu)先吸水排液，形成油水運動通道，表現為水淹程度相對較高，剩余油飽和度較低;注水開發(fā)采出程度不斷提高，油藏邊底水持續(xù)侵入，多造成油藏底部及邊水發(fā)育生產層位強水淹，剩余油飽和度低。

3.高含水后期開發(fā)技術中存在的問題和調整方法

3.1由強化開采帶來的問題

1）由于在開采過程中，長期使用強制注水的方式，這種方式很可能造成設備的嚴重損壞。而由于套管內長期保持較高壓力，并且在井下的作業(yè)時間較長，所以也容易出現嚴重損壞的情況。2）采油設備的嚴重損壞，嚴重影響了設備的使用壽命。一旦設備出現故障，如果沒有相應的設備即使補調配到采油過程中，一定會影響施工的進程，增加施工工期，加大施工成本。采油過程的成本也受到含水比重的影響，想要控制成本，必須擁有能夠有效控制含水量的手段。3）強制注水方式會帶來油田含水量的增多，進而使耗水量也變多。

3.2相應的措施

1）改變注水方式現狀。強制注水方式的效率隨著開采的進行，會受到含水量的影響。相比于這種傳統(tǒng)注水方法，國外的周期注水方式更加高效。所以我國在高含水后期的采油過程中，可以適當的選用周期注水方式。2）管理方式適當轉變。高含水后期，開發(fā)效果主要受到剩余油動程度的影響，所以我國的管理不能只是注重開采效果，也要向單井方面?zhèn)戎?。同時要對單井的流線做好分析，提高開采效率，并且要注重對地層的保護，避免地層受到不必要的損傷。

4.開發(fā)調控對策

結合注水開發(fā)矛盾和剩余油差異富集特點，開發(fā)調整由單元整體向局部和井組轉移，遵循注采調整與綜合治理相結合的調控思想，提出優(yōu)化注采井網、注水方式和注采結構等挖潛剩余油技術對策，明確高含水砂巖老油田二次開發(fā)調整方向。

4.1注采井網調整

（1）井網完善。提出油井轉注，部署新井完善注水開發(fā)井網，提高平面水驅波及范圍。根據數模理論計算表明，當注采井網不完善井，缺乏邊井和角井，井間存在大量剩余油，想要提高平面波及系數，必須完善對應的井網，最終提高井組水驅控制程度。（2）井網抽稀重構.針對油藏主體部位油藏同時發(fā)育區(qū)域，提出縱向疊置平面交錯開發(fā)兩套層系立體井網結構設計，將油藏分層開發(fā)。（3）

井網轉換。針對油田局部注水開發(fā)井組高含水、高采出程度的“雙高”井組，提出反九點轉五點井網設計，通過改變液流方向，進一步提高波及體積。

4.2注采方式優(yōu)化

（1）分層注水。分層及細分層注水，優(yōu)化儲層縱向差異，增加吸水動用厚度，提高水驅動用程度。油藏開發(fā)過程中，特別是縱向上多套油層發(fā)育的油藏，分層注水的有效應用使注水井的分注率和利用率得到很大的提高，對高含水期砂巖油藏，可以有效的在層間進行調控，使層間矛盾得到有效的緩解，提高縱向動用程度，恢復地層壓力，達到穩(wěn)油控水的效果，從而提高經濟效益。油田分注后，吸水動用程度得到提高，井組含水有效控制，產油量增加。（2）化學調剖。化學劑從注水井注入高滲透層段內，通過化學劑的吸附、動力捕集、物理堵塞等作用，大大降低高滲層的水相滲透率，調整注水井的吸水剖面，提高注入水的波及系數，改善注水開發(fā)效果，提高原油產量。本油田長時間注水開發(fā)造成儲層和注采之間矛盾加劇，化學調剖可有效改善儲層及注采之間的矛盾。目前本油田實施的化學調剖堵水主要分為兩類，一是化學分注，解決層間非均質性矛盾;二是層內調剖，解決厚層油藏層內非均質性矛盾。

4.3注采動態(tài)調配

優(yōu)化注采結構，抑制強驅，強化弱驅，提高井組注水利用率。針對低效注水開發(fā)井組，提出油水井聯動調控思想，采取“動態(tài)調配注水與優(yōu)化產液結構”兩步走的調整對策，優(yōu)化井組注采流線分布，從而提高注水效率。

5.結論

在我國的原油開采過程中，我們必須要正視我國開采工作起步晚的事實，技術層面的不足在一定程度上掣肘了原油開采的效率。針對注水油田高含水后期的開采技術和管理問題，相關的科研人員和管理人員必須做好技術的優(yōu)化和管理方法的調整。在剩余油分布研究中，采用的物質平衡法、測井綜合解釋、動態(tài)綜合分析、優(yōu)勢通道識別、精細數值模擬等研究方法對于探索出一套解決高含水砂巖老油田剩余油綜合分析的有效方法具有普遍指導意義，為老油田注水二次開發(fā)調整提供可靠依據和有利技術支撐。