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[摘要]：特高含水期油田开采程度、开发状况、开发规律较前一阶段发生了变化。本文通过对特高含水期油田的开发各方面以及影响因素做了大量的调研，能够认识到特高含水期开发所面临的问题，对提高油区特高含水油田开发水平，具有非常重要的意义。
[关键词]：特高含水期， 油田开发， 影响因素
中图分类号：O346.2+3 文献标识码：O 文章编号：1009-914X（2012）20- 0295 -01
一、前言
随着油价的飘升，国内原油需求爆炸式增长，对原油的需求与油田公司生产能力的矛盾日益突出。合理完善的油田开发就显得尤为重要，它直接影响着油田的采油速度、采收率、稳产期限、以及油田综合经济效益，很多油田总体上己进入特高含水（含水90%以上）开发阶段。由于特高含水期是重要的开采阶段，有相当一部分剩余可采储量将在这一阶段采出，因此，研究特高含水期油田的开发具有重要的意义。
二、油田开发阶段划分及开发特征
油田开发阶段的划分有多种方法，一般可根据油田产量的变化或含水的变化
来划分油田开发阶段。根据含水率或含水上升率变化一般划分为低含水期、中含水期、高含水期和特高含水期四个开发阶段。
（1）含水≤20%（水油比0～0.25）为低含水采油期；
是注水见效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段， 采取早期注水的开发方式，使油井保持较长的低含水开采期。
（2）含水20%～60%（水油比0.25～1.5）为中含水采油期；
该阶段的特点是含水明显加快，液量上升幅度较大，地层中压力消耗与生产
压差增加，油水分布逐渐复杂化，自喷能力不断下降，产能受到愈来愈大的限制。该阶段一般由基础井网进行开发，层间干扰现象十分突出。
（3）含水60%～90%（水油比1.5～9）为高含水采油期（其中含水60%～80%为高含水前期，含水80%～90%为高含水后期）；
该阶段一般为快速提液阶段，随着液量的上升，含水快速上升，油水运动与
分布已变得复杂，剩余油比较分散，采油指数很低，耗水量急剧上升，开采难度加大。因此必须细分开发层系，进行加密调整， 及时掌握油藏油井产能和含水等变化规律，处理好有效排液与含水上升快之间的矛盾。
（4）含水>90%（水油比9～49）为特高含水采油期
2004 年底，胜利油区综合含水高达 90.3%，已整体进入特高含水采油期，其开采特征及开发规律均表现出与其他含水阶段不同的开发特点。与中低含水开发阶段相比，特高含水油藏都具有采油速度低、剩余油更加分散、措施效果变差、井况恶化、开发经济效益下降等开发特征，进入特高含水期，含水上升快，水油比急剧增加，吨油单位操作成本也随之呈直线上升，开发经济效益下降。
特高含水期油田开发面临如下问题；油藏的采出程度高，可采储量少，储采失衡矛盾加剧；油藏水驱动用程度高，层间接替层沙，挖潜物质基础薄弱；液油比高，耗水量大，无效注采循环严重；主力油层大面积水淹，注入水运动受断层、沉积相带的沉积韵律和非均质控制，从而形成不同的注入水运动规律、水淹特征和扫油程度，使地下油水分布更加分散，挖潜难度增大；储层水淹程度高，仅依靠提液等常规手段难以提高油藏开发水平；各类开发井间差异缩小，靠压裂、堵水等措施和注采系统调整等“结构调整”措施实现“稳油控水”的技术政策不能完全适应特高含水期开发调整的需要；平面非均质严重，开采不均衡；层间物性差异较大，层间矛盾比较突出，开发效果逐年变差。
三、特高含水油田开发的研究
从胜利油区油藏类型的分布来看，常规水驱特高含水开发油藏分布在中高滲透整装、中高渗透断块及低渗透三种油藏类型，从水驱特高含水开发单元的油藏分布来看，主要以中高渗透油藏为主，因此以中高渗透整装及断块油藏为对象开展研究分析。
液量变化规律的研究
原油越稠，油水粘度比越大，水驱油阻力越大，非活塞性越严重，即注入水的粘性指进越严重，因此原油粘度不同，液量变化规律不同，胜利油田中高渗透整装油藏及复杂断块油藏，以中粘度和高粘度油藏为主，属常规稠油油藏，注水开发过程中，油层含水饱和度不断增大，油相渗透率逐渐下降，水相渗透率逐渐上升，采水指数和采液指数不断增大，特别是高含水后期及特高含水期，采液指数增长更快，中高含水期，随着含水的上升，采液速度不断上升，特高含水期（含水一般在92%～94%），采液速度下降。
特高含水期液量下降的主要原因是实施产液结构调整，控制含水上升。该阶段一般通过堵水调剖、卡封高含水层、关停转高含水井、拔电泵、换小液量泵等措施控制含水上升，调整产液结构。
2. 含水变化规律的研究
整装构造油藏及复杂断块油藏属于常规稠油中高渗油藏，含水上升规律符合稠油油藏的一般规律，无水采油期短，见水后含水上升快；高含水期以后，含水上升速度逐渐变缓，60%以上的可采储量要在高含水期采出，
3. 产量变化规律的研究
原油粘度不同，产量变化规律也不同，随着含水的上升，无因次采油指数下降。中、高粘油藏，高含水期及特高含水期无因次采油指数下降幅度增大。
4、开井率变化规律的研究
（1）单元开井率变化规律研究；
油藏投产初期，油井开井率比较高，一般可达到100%，但随着生产时间的延续，含水的不断升高，井况越来越差，关、停、转注井数逐渐增多，导致开井率不断降低。
（2）不同时间投产井开井率变化规律研究
老井开井率变化规律研究；油井所处的含水阶段不同，开采时间有可能不同，造成油井开井率不同，因此按含水级别分别研究其开井率的变化规律。从不同含水级别老井开井率的变化来看，含水级别越高，开井率下降幅度越大；对于同一含水级别老井，随着含水的逐步升高，开井率逐步降低。
新井开井率变化规律研究；新区新井开井率也呈逐年下降的趋势，但其开井率比老区新井开井率低，一年后开井率一般在 90%左右，两年后开井率在80%左右，五年后开井率基本稳定在70%左右。
四、特高含水期油田开发的影响因素
（l）产油量的影响因素
影响产油量的因素分为地质因素和人为因素。地质因素，从某种程度上说是不可改变的或者说改变是微小的，主要有地质储量、剩余地质储量，剩余地质储量则为开发一段时间后地层中剩余油（气）的地质储量，而人为因素的变化范围却要宽得多，例如开采方式、井网、井距、注采强度、打调整（加密）井、人工措施（包括压裂、酸化、补孔调层，、改电泵、水力泵、大修等），每一项人为因素的改变都会影响到油田油产量的变化。特高含水期开发阶段，产油量递减加大。虽然产油量递减与油田产液量的变化率、含水上升率、产液速度有关，但由于在此阶段油田的产液量基本保持稳定，所以产油量的递减只与含水上升率有关。同时在特高含水期开发阶段，油田产油量结构将发生较大的变化。通过对产油量的可能影响因素之间的等价关系、因果关系和过程关系分析，定性确定出的产油量的影响因素有：剩余地质储量、采油井总开井数、综合含水、投产新井开井数、老井措施有效井次、注水井开井数、注采比。
（2）产液量的影响因素
油田产液量取决于油田开井数、生产压差、采液指数和生产时率，同时也取决于油田各油层或各小层产液能力的大小，特高含水期油田的产液量基本保持稳定，存在临界产液量，即当产液量达到一定程度后会出现增液不增油的现象。
产液量的影响因素有：地质储量、采油井总开井数、综合含水、投产新井开井数、老井措施有效井次、注水井开井数、注采比。
四、结论
综上所述，油田进入特高含水期以后，产液量和采液速度下降；含水上升幅度减缓；可采储量不断减小，特高含水期产液量产油量均有很多方面的影响，通过以上对个方面的调查研究，对以后特高含水期油田的开发具有重要的指导意义。
[关键词]：特高含水期， 油田开发， 影响因素
中图分类号：O346.2+3 文献标识码：O 文章编号：1009-914X（2012）20- 0295 -01
一、前言
随着油价的飘升，国内原油需求爆炸式增长，对原油的需求与油田公司生产能力的矛盾日益突出。合理完善的油田开发就显得尤为重要，它直接影响着油田的采油速度、采收率、稳产期限、以及油田综合经济效益，很多油田总体上己进入特高含水（含水90%以上）开发阶段。由于特高含水期是重要的开采阶段，有相当一部分剩余可采储量将在这一阶段采出，因此，研究特高含水期油田的开发具有重要的意义。
二、油田开发阶段划分及开发特征
油田开发阶段的划分有多种方法，一般可根据油田产量的变化或含水的变化
来划分油田开发阶段。根据含水率或含水上升率变化一般划分为低含水期、中含水期、高含水期和特高含水期四个开发阶段。
（1）含水≤20%（水油比0～0.25）为低含水采油期；
是注水见效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段， 采取早期注水的开发方式，使油井保持较长的低含水开采期。
（2）含水20%～60%（水油比0.25～1.5）为中含水采油期；
该阶段的特点是含水明显加快，液量上升幅度较大，地层中压力消耗与生产
压差增加，油水分布逐渐复杂化，自喷能力不断下降，产能受到愈来愈大的限制。该阶段一般由基础井网进行开发，层间干扰现象十分突出。
（3）含水60%～90%（水油比1.5～9）为高含水采油期（其中含水60%～80%为高含水前期，含水80%～90%为高含水后期）；
该阶段一般为快速提液阶段，随着液量的上升，含水快速上升，油水运动与
分布已变得复杂，剩余油比较分散，采油指数很低，耗水量急剧上升，开采难度加大。因此必须细分开发层系，进行加密调整， 及时掌握油藏油井产能和含水等变化规律，处理好有效排液与含水上升快之间的矛盾。
（4）含水>90%（水油比9～49）为特高含水采油期
2004 年底，胜利油区综合含水高达 90.3%，已整体进入特高含水采油期，其开采特征及开发规律均表现出与其他含水阶段不同的开发特点。与中低含水开发阶段相比，特高含水油藏都具有采油速度低、剩余油更加分散、措施效果变差、井况恶化、开发经济效益下降等开发特征，进入特高含水期，含水上升快，水油比急剧增加，吨油单位操作成本也随之呈直线上升，开发经济效益下降。
特高含水期油田开发面临如下问题；油藏的采出程度高，可采储量少，储采失衡矛盾加剧；油藏水驱动用程度高，层间接替层沙，挖潜物质基础薄弱；液油比高，耗水量大，无效注采循环严重；主力油层大面积水淹，注入水运动受断层、沉积相带的沉积韵律和非均质控制，从而形成不同的注入水运动规律、水淹特征和扫油程度，使地下油水分布更加分散，挖潜难度增大；储层水淹程度高，仅依靠提液等常规手段难以提高油藏开发水平；各类开发井间差异缩小，靠压裂、堵水等措施和注采系统调整等“结构调整”措施实现“稳油控水”的技术政策不能完全适应特高含水期开发调整的需要；平面非均质严重，开采不均衡；层间物性差异较大，层间矛盾比较突出，开发效果逐年变差。
三、特高含水油田开发的研究
从胜利油区油藏类型的分布来看，常规水驱特高含水开发油藏分布在中高滲透整装、中高渗透断块及低渗透三种油藏类型，从水驱特高含水开发单元的油藏分布来看，主要以中高渗透油藏为主，因此以中高渗透整装及断块油藏为对象开展研究分析。
液量变化规律的研究
原油越稠，油水粘度比越大，水驱油阻力越大，非活塞性越严重，即注入水的粘性指进越严重，因此原油粘度不同，液量变化规律不同，胜利油田中高渗透整装油藏及复杂断块油藏，以中粘度和高粘度油藏为主，属常规稠油油藏，注水开发过程中，油层含水饱和度不断增大，油相渗透率逐渐下降，水相渗透率逐渐上升，采水指数和采液指数不断增大，特别是高含水后期及特高含水期，采液指数增长更快，中高含水期，随着含水的上升，采液速度不断上升，特高含水期（含水一般在92%～94%），采液速度下降。
特高含水期液量下降的主要原因是实施产液结构调整，控制含水上升。该阶段一般通过堵水调剖、卡封高含水层、关停转高含水井、拔电泵、换小液量泵等措施控制含水上升，调整产液结构。
2. 含水变化规律的研究
整装构造油藏及复杂断块油藏属于常规稠油中高渗油藏，含水上升规律符合稠油油藏的一般规律，无水采油期短，见水后含水上升快；高含水期以后，含水上升速度逐渐变缓，60%以上的可采储量要在高含水期采出，
3. 产量变化规律的研究
原油粘度不同，产量变化规律也不同，随着含水的上升，无因次采油指数下降。中、高粘油藏，高含水期及特高含水期无因次采油指数下降幅度增大。
4、开井率变化规律的研究
（1）单元开井率变化规律研究；
油藏投产初期，油井开井率比较高，一般可达到100%，但随着生产时间的延续，含水的不断升高，井况越来越差，关、停、转注井数逐渐增多，导致开井率不断降低。
（2）不同时间投产井开井率变化规律研究
老井开井率变化规律研究；油井所处的含水阶段不同，开采时间有可能不同，造成油井开井率不同，因此按含水级别分别研究其开井率的变化规律。从不同含水级别老井开井率的变化来看，含水级别越高，开井率下降幅度越大；对于同一含水级别老井，随着含水的逐步升高，开井率逐步降低。
新井开井率变化规律研究；新区新井开井率也呈逐年下降的趋势，但其开井率比老区新井开井率低，一年后开井率一般在 90%左右，两年后开井率在80%左右，五年后开井率基本稳定在70%左右。
四、特高含水期油田开发的影响因素
（l）产油量的影响因素
影响产油量的因素分为地质因素和人为因素。地质因素，从某种程度上说是不可改变的或者说改变是微小的，主要有地质储量、剩余地质储量，剩余地质储量则为开发一段时间后地层中剩余油（气）的地质储量，而人为因素的变化范围却要宽得多，例如开采方式、井网、井距、注采强度、打调整（加密）井、人工措施（包括压裂、酸化、补孔调层，、改电泵、水力泵、大修等），每一项人为因素的改变都会影响到油田油产量的变化。特高含水期开发阶段，产油量递减加大。虽然产油量递减与油田产液量的变化率、含水上升率、产液速度有关，但由于在此阶段油田的产液量基本保持稳定，所以产油量的递减只与含水上升率有关。同时在特高含水期开发阶段，油田产油量结构将发生较大的变化。通过对产油量的可能影响因素之间的等价关系、因果关系和过程关系分析，定性确定出的产油量的影响因素有：剩余地质储量、采油井总开井数、综合含水、投产新井开井数、老井措施有效井次、注水井开井数、注采比。
（2）产液量的影响因素
油田产液量取决于油田开井数、生产压差、采液指数和生产时率，同时也取决于油田各油层或各小层产液能力的大小，特高含水期油田的产液量基本保持稳定，存在临界产液量，即当产液量达到一定程度后会出现增液不增油的现象。
产液量的影响因素有：地质储量、采油井总开井数、综合含水、投产新井开井数、老井措施有效井次、注水井开井数、注采比。
四、结论
综上所述，油田进入特高含水期以后，产液量和采液速度下降；含水上升幅度减缓；可采储量不断减小，特高含水期产液量产油量均有很多方面的影响，通过以上对个方面的调查研究，对以后特高含水期油田的开发具有重要的指导意义。