油田高含水期开发技术

油田高含水期开发技术研究
[摘要]：我国陆上大部分油田开发主要采用注水开发方式，并且大多已进入高含水开发期。

目前还有相当大一部分的储量要在高含水期采出，高含水期是油田开发的重要阶段。

本文通过分析高含水期剩余油分布与规律，提出了高含水期油田开发的调整方法，对此类油田开发有一定借鉴价值。

[关键词]：好含水期剩余油分布调整方法
中图分类号：te133+.2 文献标识码：te 文章编号：
1009-914x（2012）20- 0040 -01
一、引言
随着石油消耗的增加及储量的减少，提高原油的采收率成为了一项长期的、艰巨的任务，是一项综合采用各种高新技术的大的系统工程，它贯穿于油田开发的始终。

世界石油工业发展至今，许多油田已经进入后期开采阶段，而地下可采储量仍然很大，所以为了提高原油的最终采收率，世界各国一直在不断地探索新的技术与方法。

在油气开发策略上，我国大多数油田采用注水开发方式。

目前，我国大多数注水开发的油田己经进入高含水阶段。

据统计，我国油井生产平均含水己达80%以上，但仅采出可采储量的2/3左右，因此高含水期油田开发将是我国重要的油田开发阶段。

高含水期与中低含水期的开发规律不同。

在注水开发后期，随着水的长期冲刷，储层参数发生改变，随着水驱采出的水量越来越多，各层水淹不均匀，高渗层严重水淹，并且随着含水饱和度的增加水相渗透率的增
长幅度变小，注入水无效循环，耗水量增大，注入水的利用率大大降低，流压增大；低渗储层出油状况较差，动用程度较低，水在高渗透层形成优势通道，导致低渗层的波及体积较小，受到高渗储层的影响很可能不出油甚至出现“倒灌”现象。

因此研究高含水期油藏开发技术是非常必要的。

二、高含水期剩余油分布及控制因素
1.剩余油分布规律
垂直方向。

首先，层间剩余油分布。

层间剩余油的分布主要受层间非均质性的影响。

在垂向上，由于各个小层之间存在非均质性，导致在注水开发过程中出现严重的层间干扰和单层突进现象。

从而导致均质性较好、物性好的小层水淹早，采收程度高，而剩余油分布在非均质性较强、物性较差的小层内富集。

其次，层内剩余油分布。

层内剩余油分布，主要受沉积韵律的影响。

尤其是渗透率下高上低的正韵律油层。

在注水过程中，注入水大量进入油层的下部并沿着高渗带快速突进。

与此同时重力作用又不断使进入上部的水下沉，更加剧了下部油层水洗强度，这就使得油层上部可以赋存剩余油。

平面剩余油分布。

第一，正向微构造剩余油。

微构造是指在油田构造背景上油层本身的细微起伏变化所显示的构造特征，其幅度和范围都很小。

正向微构造主要是指小的高点、小鼻状构造和小的构造阶地等。

在注水开发过程中，由于密度的差异，在正向微构造中赋存的油气，很少被波及。

因此该部位成为高含水期剩余油分布
的主要部位之一。

第二，砂岩边部剩余油在砂体边部，一般储层物性相对较差，砂体的中部，孔渗性较好，难以赋存剩余油。

在油田投入开发早期，由于受当时工艺条件的限制，边部油井产能较低，因此采出程度较低。

进入油田开发后期，高渗透油层已水淹，剩余油相对赋存于砂体边部的低渗透区域。

第三，小断层附近剩余油，地层内部较大的封闭性断层，往往作为油藏的边界，控制着油藏的规模、油水分布等。

大断层边部往往衍生一系列的小断层，虽然小断层不能将油藏有效地分离隔裂开来，却会在局部区域影响甚至阻挡流体的流动，导致原油局部富集。

小断层对油藏的这种分割作用，使剩余油形成富集区。

2.控制因素
第一，地质因素。

沉积条件决定了碎屑岩的沉积韵律特征、沉积层理类型，同时也控制了砂岩的空间分布、沉积微相展布、储层的非均质性[29-31]、薄夹层分布等等地质因素。

其中储层的非均质性、沉积微相和小断层是影响剩余油的根本因素。

另外，由于后期的构造运动所产生的断层、裂缝、不整合面能够对油水运动产生影响，从而影响剩余油的分布。

第二，开发因素。

特高含水期动态注采对应关系、波及系数是影响水淹及剩余油分布的主要因素；构造对剩余油分布的控制作用有所减弱，但在不同的开发单元影响程度不同；另外由于防砂工艺、生产压差、窜层窜槽及射孔等开发工程因素以及由于钻井设计、注采井网造成的油砂体边界、形态发生变化等对储层的再认识方面都
会对剩余油的形成与分布产生重要的影响。

最后，聚合物的注入也会对剩余油的分布产生影响。

三、高含水期开发调整技术
油田进入高含水期开采，为了限制含水量，保持油田稳产或减缓递减速度，提高采收率，需要进行一定的调整。

1、改变液流方向
改变液流方向是调整注水油田高含水期的一种有效的方法，应用油藏数值模拟研究它的作用效果及作用方式。

通过转注改变液流方向明显改变了油藏开发效果。

在同一含水率下，转注与不转注相比，采出程度提高，即改变液流方向比不改变液流方向采收率提高约3%。

2. 周期注水
周期注水也称不稳定注水、间歇注水、脉冲注水等，是50年代末60年代初开始在前苏联和美国实施的一种注水方法，这种方法以其在注水油田中改善水驱效果的显著作用得到广泛的应用。

在七八十年代前苏联已把它作为一些注水油田改善开发效果的主要方法，实施规模相当大，土要在西西伯利亚等二个油区进行，取得了很大效果。

周期注水是改善非均质油层高含水后期水驱开发的一种有效方法。

（1）周期注水开发效果优于连续注水。

研究表明，在同一含水率下，周期注水的采出程度均高于连续注水。

周期注水采收率为0.605，连续注水为0.573，周期注水比连续注水提高采收率3.2%。

（2）周期注水的开采机理。

通过研究表明，在注水油田中除驱替力外，还有毛细管力、弹性力、重力。

对于周期注水，毛细管力的作用是第一位的，弹性力的作用是第二位，重力则既不强化也不削弱周期注水的作用。

数值模拟表明：层内非均质油层在常规注水情况下，由于交换作用，高低渗透部位之间压力处于均衡状态，而在周期注水停注或减少注水量的半个周期内，由于含油饱和度和渗透率的差异，高渗透部位压力下降快，低渗透部位压力下降慢，导致同一时刻高渗透部位压力较低，低渗透部位压力较高，产生部位间的附加压力差，使油水从含油饱和度较高的低渗透部位窜向高渗透部位。

同样，在常规注水、多层合采的情况下，停注半周期，高渗透好油层压力下降快于低渗透差油层，差油层压力高于好油层，差油层产液能力增强。

在恢复注水半周期，好油层压力恢复速度快，差油层压力低于好油层，差油层吸水能力增强。

这种压力的交替变化，使差油层的开发效果得到了改善。

与层内非均质油层相类似，周期注水也会使平面上高、低渗透条带间发生交渗现象，虽然这种作用比层内小。

但是，只要高、低渗透带间渗透率级差足够大，接触面积足够大，低渗透带中的残余油就会流向高渗透带并被采出，从而提高采收率。

3、堵水与调剖技术
注水油田的注水井和采油井实施的所有调整措施分为两大类：“疏”与“堵”。

“疏”即“疏通”包括提高注水井的注入能力和采
油井的产油能力的所有措施；“堵”即“堵塞”包括注水井的注水量和油井的产水量的所有措施，堵与疏是两种截然相反的两种措施但又是统一的，它们的目的都是为了改善油田开发效果。

油田进高含水期开采以后，油田伴随采出水量越来越大，由于层间与层内的差异，注水井的产油剖面与吸水剖面分布极不平衡。

为了有效的开采原油，就必须在加大开采原油力度的同时，设法限制产水量，以提高油层的水波及体积和延长油井的经济开采极限。

因此限制产水量的“堵”的措施是油田后期开发必不可少的工作，而且随着含水率的上升，工作量也逐渐增加。

这些“堵”的措施对油井来说是“堵水”，对水井来说是“调剖”
四、结论
综上所述，随着油藏的不断开采，高含水期油藏开发的技术的发展势必要大力发展，周期注水、堵水调剖等调整方法能达到稳产或减缓递减速度，提高采收率的目的，但仍有很多需要改进的方面，需要我们不断的研发。

参考文献：
[1]张学云.油田高含水期剩余油挖潜研究[j].内蒙古石油化工，2010.
[2]宗会凤.高含水期油藏提高采收率方法研究及应用[j].2007。