论文部分内容阅读
[摘 要]油田开发在技术应用上是与地质状况紧密相连的，制定科学合理的开发策略是油田企业经济效益的关键所在，也是技术得到最佳发挥利用的主要途径。大庆油田开采已经发展到了中后期阶段，在开发技术上也遇到了诸多的问题，需要进行调整和创新。本文根据油田地质情况，结合目前所采用的强化式的开采，发现在油田高含水后期开发中这种技术应用是极其缺乏效率的，同时也没有跟上经济和科技发展的步伐，所以进行注水油田高含水后期开发技术方针的调整才是提高油田企业经济效益的必然之路。进行开发技术的调整关键是要加大研究力度，加快技术创新和应用，努力使油田开发进入新的轨道上发展。
[关键词]注水油田 高含水 调整 技术
中图分类号：TV523 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2015）14-0183-01
我国油田分布较广，在类型上也呈现出不同的状态，其中以陆相砂岩最为典型，所以根据对该类油田的地质研究提出了关于注水油田高含水后期开发技术方针的调整方案。特高含水期控水难度大，单纯提高注水压力不能有效的起到控水的目标。须开广思路，拓展思维，转变观念，多角度的思考，高效实现精细注水，以最大限度的提高采收率。
1.陆相砂岩油田地质特征研究
第一，陆相砂岩油田在分布上也较为广泛，在河流沉积地带、三角洲地带以及环海地带等都有分布。经探测其含油面积巨大，所以储油量是相当丰富的，据估计大概在数亿吨甚至更大。
第二，陆相砂岩油田地质具有流体性差的特点，油田含油层厚，储油的砂岩层数也多，且各含油层在密度特征也表现不同，储层内油质虽然各不相同但是总体粘度都很高，加之原油的凝固点低和比重高的特点，所以极具开发的价值和意义。
第三，陆相砂岩油田的边水活跃程度低，再有就是自然能量并不强，油层的地饱压较小，所以会出现小气顶。
随着油田开采的不断深入，和地区环境和气候的变化，地质状况也在发生着变化，地层内部的沉积也随之有变化，所以对油田地层的研究对技术方案的调整有重要意义，因为油田开发技术要根据油层的性质和状态，以及渗透性能等来不断改进和调整。
2.注水油田高含水后期面临的问题
根据油田地质特征的分析，结合油田的开采条件，笔者认为油田开发应当是分阶段和层次的开发，每个阶段都要根据具体情况和科学技术的发展适时的进行技术调整和完善。在油田开发的初始阶段，多是采用基础井网，井距较大且在开发层系上粗；随着油田开发进入中期阶段，含水量升高，在开发上就强化了注水过程，但是简单的强化注水随着油田开发的进入高含水阶段也面临着诸多的问题。
第一，注水油田进入到高含水后期开发阶段含水量显著上升，对水的消耗也日益增多，所以出水和注水都呈现一种上升趋势，这在我国的大庆油田多个油井地区都有明显的体现，对这一问题虽然采取了一定的措施进行控制，但是开发的深入还是使得这一问题越来越严重。
第二，注水增加使得设备损坏严重。进入高含水后期开发需要强制高压注水和更多、更复杂的井下作业，使得油井套管损坏严重，原本就经过长时间使用的油井套管在这样高压和频繁使用中就加剧了损坏，很多套管已经达到了使用的极限即将报废。
第三，油田开发的成本不断加大。首先是来自于设备上的损耗，需要不断进行维修和及时更换，加大了投入需求；其次，油田高含水后期的开发，在注水管道和原油输出管线上都要进行调整，这就需要进行大量的地面工程改造和相关设备的引进和采购，随着开采进程的加快，工程的改造也就更加频繁，这是一项巨大的投资和工作量；再次，油田开采的操作成本与含水量密切相关，所以在成本控制的研究上需要以含水量有效控制为基础。原油开采耗能不断增加，根据对全国各地区的油田开采调查研究可以看出单位原油所需能耗不断增加，耗能的增加使得开采的成本相应的提高。
3.注水油田高含水后期开发技术调整策略
根据我国油田进入后期开采阶段所面临的问题和需要，在此提出了以下两点措施建议，来完善我国目前油田高含水开发的技术系统。
3.1 周期注水的技术应用
我国油田开发现阶段采用的强制注水对高含水后期的油田开发并不是科学合理的选择，效率也非常低，通过研究和借鉴国外油田高含水后期的开发技术，笔者认为应当采用周期注水的方式。这一技术对提高驱替效率和采收率作用明显，这一技术是以地质地层情况为基础的，根据地质研究建立模型分析相关流线分布和压力，来制定注水周期和注水量方案；通过周期注水来调节地层内的液体状态，是需要根据油井内含水量的变化对注水进行调整，来为原油开采提供适宜的地下环境和条件，从而提高采油率。周期注水技术需要经过不断的实验和论证，这是目前为止应用于高含水油井开采的最为有效的方式，但是还需要进进一步的研究和改进。此外，还要适当应用现代科学的技术来完善高油田含水后期的油田开采体系，例如凝胶、压裂等技术的应用，来形成与该地区油田开采相适应的配套技术体系。
3.2 单井管理为重点的管理方式调整
我国的油田开发最初在开采管理上是以关注整体效果为主的方案设计，所以技术方案也是针对区块油田做出的，这一的管理方式也在前期的开发中起到了很好的效果。但是随着开采的进一步深入，在高含水阶段的油井其剩余油分布就较为分散，剩余油主要分布在井间，所以对后期高含水油田的开采就需要对剩余油动格外关注，井间距也有相当大的变化，所以管理的重点应当转移到单井上来。开发应当是以改善单层开发效果为基础，以单井和井组为单元来进行技术方案的调整，力求做好单井的流线分析，提高单井的开采能力，以此来促进整体区块的经济效益的提高。
3.3 细分注水技术界限研究
为了更有效控制区块高含水无效注水，提高有效注水，增加油层动用程度，开展了区块细分注水界限研究，研究段内小层数、层段厚度和层间非均质程度与动用状况关系，结果表明，渗透率级差、层段有效厚度在特高含水开发期影响能力减弱。而单卡油层数、层间变异系数、砂岩厚度这四个参数对动用状况的影响比较明显。通过分析，得出量化细分注水合理分段参数标准和层段内各项参数，可以将这个细化标准的方法运用到不同的油层和区块。
（1）纵向上，油层动用程度主要取决于油层分注的状况。在一个注水层段内，单卡小层数越少，动用程度越高，理论上越细分就越好，但考虑到注水工艺上的限制，对区块统计分析得出一个合理的单卡有层数。通过线性回归分析，单卡砂岩厚度与单次砂岩吸水比例成对数关系，有较好的相关性。、
（2）平面上，油层动用主要受注采关系影响，水井连通油井数越多，油层会得到更好的动用。在注水井细分方案设计过程中，不仅要从纵向上优化组合油层，使层段内单卡油层数尽量少，单卡厚度尽量小、油层性质尽量接近，还要充分考虑到平面上油层发育情况、砂体接触关系、水驱控制程度以及井组注采关系，合理设计层段性质和配注强度。
4.结论与认识
注水油田在进入高含水后期阶段，最初的强制注水的开采方式已经不再适宜，在技术上应当进行调整，这就要在分析地质地层的基础上制定周期注水的方案，配合其他现代化的科学技术工艺来完善高效的油田开采体系。与此同时在管理上优化单井管理，提高整体的开采能力和油田企业的经济效益，在技术上不断加大研究力度，力求使油田企业不断走上现代化的轨道。
参考文献：
[1] 方世跃；改善二次采油效果技术研究[D]；成都理工大学；2010年.
[2] 杨力争；萨中开发区特高含水期开发规律的研究[D]；东北石油大学；2011年.
[关键词]注水油田 高含水 调整 技术
中图分类号：TV523 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2015）14-0183-01
我国油田分布较广，在类型上也呈现出不同的状态，其中以陆相砂岩最为典型，所以根据对该类油田的地质研究提出了关于注水油田高含水后期开发技术方针的调整方案。特高含水期控水难度大，单纯提高注水压力不能有效的起到控水的目标。须开广思路，拓展思维，转变观念，多角度的思考，高效实现精细注水，以最大限度的提高采收率。
1.陆相砂岩油田地质特征研究
第一，陆相砂岩油田在分布上也较为广泛，在河流沉积地带、三角洲地带以及环海地带等都有分布。经探测其含油面积巨大，所以储油量是相当丰富的，据估计大概在数亿吨甚至更大。
第二，陆相砂岩油田地质具有流体性差的特点，油田含油层厚，储油的砂岩层数也多，且各含油层在密度特征也表现不同，储层内油质虽然各不相同但是总体粘度都很高，加之原油的凝固点低和比重高的特点，所以极具开发的价值和意义。
第三，陆相砂岩油田的边水活跃程度低，再有就是自然能量并不强，油层的地饱压较小，所以会出现小气顶。
随着油田开采的不断深入，和地区环境和气候的变化，地质状况也在发生着变化，地层内部的沉积也随之有变化，所以对油田地层的研究对技术方案的调整有重要意义，因为油田开发技术要根据油层的性质和状态，以及渗透性能等来不断改进和调整。
2.注水油田高含水后期面临的问题
根据油田地质特征的分析，结合油田的开采条件，笔者认为油田开发应当是分阶段和层次的开发，每个阶段都要根据具体情况和科学技术的发展适时的进行技术调整和完善。在油田开发的初始阶段，多是采用基础井网，井距较大且在开发层系上粗；随着油田开发进入中期阶段，含水量升高，在开发上就强化了注水过程，但是简单的强化注水随着油田开发的进入高含水阶段也面临着诸多的问题。
第一，注水油田进入到高含水后期开发阶段含水量显著上升，对水的消耗也日益增多，所以出水和注水都呈现一种上升趋势，这在我国的大庆油田多个油井地区都有明显的体现，对这一问题虽然采取了一定的措施进行控制，但是开发的深入还是使得这一问题越来越严重。
第二，注水增加使得设备损坏严重。进入高含水后期开发需要强制高压注水和更多、更复杂的井下作业，使得油井套管损坏严重，原本就经过长时间使用的油井套管在这样高压和频繁使用中就加剧了损坏，很多套管已经达到了使用的极限即将报废。
第三，油田开发的成本不断加大。首先是来自于设备上的损耗，需要不断进行维修和及时更换，加大了投入需求；其次，油田高含水后期的开发，在注水管道和原油输出管线上都要进行调整，这就需要进行大量的地面工程改造和相关设备的引进和采购，随着开采进程的加快，工程的改造也就更加频繁，这是一项巨大的投资和工作量；再次，油田开采的操作成本与含水量密切相关，所以在成本控制的研究上需要以含水量有效控制为基础。原油开采耗能不断增加，根据对全国各地区的油田开采调查研究可以看出单位原油所需能耗不断增加，耗能的增加使得开采的成本相应的提高。
3.注水油田高含水后期开发技术调整策略
根据我国油田进入后期开采阶段所面临的问题和需要，在此提出了以下两点措施建议，来完善我国目前油田高含水开发的技术系统。
3.1 周期注水的技术应用
我国油田开发现阶段采用的强制注水对高含水后期的油田开发并不是科学合理的选择，效率也非常低，通过研究和借鉴国外油田高含水后期的开发技术，笔者认为应当采用周期注水的方式。这一技术对提高驱替效率和采收率作用明显，这一技术是以地质地层情况为基础的，根据地质研究建立模型分析相关流线分布和压力，来制定注水周期和注水量方案；通过周期注水来调节地层内的液体状态，是需要根据油井内含水量的变化对注水进行调整，来为原油开采提供适宜的地下环境和条件，从而提高采油率。周期注水技术需要经过不断的实验和论证，这是目前为止应用于高含水油井开采的最为有效的方式，但是还需要进进一步的研究和改进。此外，还要适当应用现代科学的技术来完善高油田含水后期的油田开采体系，例如凝胶、压裂等技术的应用，来形成与该地区油田开采相适应的配套技术体系。
3.2 单井管理为重点的管理方式调整
我国的油田开发最初在开采管理上是以关注整体效果为主的方案设计，所以技术方案也是针对区块油田做出的，这一的管理方式也在前期的开发中起到了很好的效果。但是随着开采的进一步深入，在高含水阶段的油井其剩余油分布就较为分散，剩余油主要分布在井间，所以对后期高含水油田的开采就需要对剩余油动格外关注，井间距也有相当大的变化，所以管理的重点应当转移到单井上来。开发应当是以改善单层开发效果为基础，以单井和井组为单元来进行技术方案的调整，力求做好单井的流线分析，提高单井的开采能力，以此来促进整体区块的经济效益的提高。
3.3 细分注水技术界限研究
为了更有效控制区块高含水无效注水，提高有效注水，增加油层动用程度，开展了区块细分注水界限研究，研究段内小层数、层段厚度和层间非均质程度与动用状况关系，结果表明，渗透率级差、层段有效厚度在特高含水开发期影响能力减弱。而单卡油层数、层间变异系数、砂岩厚度这四个参数对动用状况的影响比较明显。通过分析，得出量化细分注水合理分段参数标准和层段内各项参数，可以将这个细化标准的方法运用到不同的油层和区块。
（1）纵向上，油层动用程度主要取决于油层分注的状况。在一个注水层段内，单卡小层数越少，动用程度越高，理论上越细分就越好，但考虑到注水工艺上的限制，对区块统计分析得出一个合理的单卡有层数。通过线性回归分析，单卡砂岩厚度与单次砂岩吸水比例成对数关系，有较好的相关性。、
（2）平面上，油层动用主要受注采关系影响，水井连通油井数越多，油层会得到更好的动用。在注水井细分方案设计过程中，不仅要从纵向上优化组合油层，使层段内单卡油层数尽量少，单卡厚度尽量小、油层性质尽量接近，还要充分考虑到平面上油层发育情况、砂体接触关系、水驱控制程度以及井组注采关系，合理设计层段性质和配注强度。
4.结论与认识
注水油田在进入高含水后期阶段，最初的强制注水的开采方式已经不再适宜，在技术上应当进行调整，这就要在分析地质地层的基础上制定周期注水的方案，配合其他现代化的科学技术工艺来完善高效的油田开采体系。与此同时在管理上优化单井管理，提高整体的开采能力和油田企业的经济效益，在技术上不断加大研究力度，力求使油田企业不断走上现代化的轨道。
参考文献：
[1] 方世跃；改善二次采油效果技术研究[D]；成都理工大学；2010年.
[2] 杨力争；萨中开发区特高含水期开发规律的研究[D]；东北石油大学；2011年.