高含水砂岩油藏开发过程中面临的问题

高含水砂岩油藏开发过程中面临的问题
摘要：我国高含水期陆相砂岩油藏的储备量较大，但油藏开发的难度相对较大，故需要工作人员重视油藏开发的要求及措施，通过总结低不同渗透程度油藏
开采要求及开采难题，制定科学的处理对策，提高油藏的采收率。

另外，工作人
员也要确定陆相砂岩油气藏后期持续开采的要求，降低环境、技术、管理等角度
对又在哪个持续开采的影响。

基于此，文章就高含水期陆相砂岩油藏开发面临的
问题及对策进行了分析。

关键词：高含水期；陆相砂岩；油藏开发；对策
引言：
陆相砂岩油气藏是国内油气藏重要的组成部分，但传统油藏开采中会受到地
质条件、水文、技术、人力资源问题的影响，限制了油藏开发的水平及质量。

在
油藏实际勘探过程中，主要存在储层非均质性严重、原油密度大、粘度高的难点，而油藏水驱开采的水平也不理想，导致油藏存储、开采、增产的难度较大。

为了
进一步提高油藏开采的水平，需要工作人员做好油田管理，降低开采安全隐患对
陆相砂岩的开发的不利影响。

一、高含水期陆相砂岩油藏开发面临的问题
1.1 低渗透油气藏
低渗透油气藏储层区域的渗漏率相对较低，储层的孔隙密度较小，故该区域
的油气含量较低，并且剩余油气的开采难度较高。

当储层内部所含有的水分较多，可能会导致低渗透储层物性降低，提升了油气的开发难度。

此时，油藏储层的物
性水平逐渐降低，也提升了开发的难度系数。

目前，高渗透储层的开发难度相对
较高，且井网密度中驱动压力系统应用难度相对较高，且压裂施工成本问题也会
逐渐增加油气藏的开采成本。

当油层的含水量较高时，裂缝型低渗透相砂岩油气
藏水窜问题明显。

如果压裂改造处理后，原生裂缝会与人工高压裂缝同时存在，
此时人工裂缝极其容易导致地层出现严重破裂问题（井内吸水能力大）[1]。

因此，水窜问题时导致生产井出现爆性水淹的重要原因，需要工作人员重视水平井开发
井网的设计与优化，满足水平井的应用要求，且具有较好的效果。

在低渗透油气
藏开采作业中，水平井网部署的难度较高，容易出现井网参数、储层参数匹配、
注采排距设计不合理的问题。

为降低此类问题，需要工作人员确定水平井网的开
采要求，通过确定合理的开采模式及开采体系，提升水平井开采的质量。

1.2. 中高渗油气藏
中高渗油气藏主要分布在深度较浅、胶结程度较低的区域，这部分储层表现
为中高孔、中高渗的特征。

中高渗油气藏区域完成充注作业后，油气的丰度较高，地质储量相对较大。

现阶段国内各大油区的中高渗油气藏作业已经处于高含水率
的状态，在油藏开发后期大多面临单井液量大、含水率高、液油比增长较快等问题。

相关统计显示，中高渗油气藏处于高水期时，其采出程度会维持在一个常规
状态。

一旦高产油的产量出现下滑，势必会对整体工作造成严重的影响，故需要
工作人员确定合理的处理规则，实践“液量不减、含水升”的要求。

二、基于高含水期陆相砂岩油藏开发问题的解决对策
1. 低渗透油气藏
高含水陆相砂岩使用中，会受到地质环境的影响，特别是剩余油藏的分布相
对复杂，在油藏开采过程可能会出现液量上升速度快、液油比高、注水效率低的
问题。

因此，工作人员要不断控制注水量，促使液量稳固、快速的整张，以便控
制液体的增长速度。

完成注水量控制处理后，工作人员要做好时间成本的控制，
有效延长老油区的使用寿命。

其中，常见处理技巧包括定期注水管理、适当程度
的进行井距控制，或者是提高油层的功能性。

如果压裂改造效果较差，可利用注
气技术提高油藏的采收率，为油藏的开采提供技术支持。

2. 中高渗油气藏
中高渗油气藏已经经过长时间的开采作业，故厚油层底部已存在严重水淹情况，且少部分油脂分布在储层上端。

因此，工作人员要做好埋藏深度油层的评估
工作，若其埋深小于1000m，那么可使用三采技术进行作业。

完成精细化注水操
作后，工作人员要注意分析水平井的分层处理技巧，通过控制项目的实际投入，
考虑分级分段压裂技术和水力喷射压裂技术的使用要求，提高整体作业效率。

完
成油藏的描述评估后，工作人员要进一步提升油藏区域的挖掘水平，在优化水质
功能、提高治理水平的过程中进行远程监控，以期为控水稳油操作提供必要的、
可靠的技术保障措施[2]。

3. 断块油气藏
断块油气藏的地质构型相对复杂，而复杂区域的油气藏的含水率更高，容易
出现注采效果差、井况安全问题。

因此，工作人员要分析复杂断块油气藏的特点，探讨油气藏面积、层间非均质性等参数，借助化学技术提高整体采收率。

比如，
可使用微生物驱动技术提高油气藏的采收水平，通过在关键位置注入微生物菌液，不仅可控制整体项目投资支出，还能处理好陆相砂岩断块油气藏高含水阶段的作
业效率。

值得注意的是，含油层多、井段长、层间非均质性严重区域的油气藏作
业中，工作人员要充分注意注采过程的影响，通过确定井网系统的优化组合要求，将含水率及油藏采量控制在稳定的指标范围之内，方便在空气泡沫驱试验技术的
支持下消除传统开采过程的安全隐患[3]。

三、结束语
综上所述，为了提高高含水期陆相砂岩油藏开发的质量及水平，工作人员需
要细致探讨油藏开采所使用的技术手段、管理手段，分析环境、生态因素对注水量、液量的控制要求，建立起可靠的管理体系，促使含水率得到稳定的控制。

另外，工作人员也要逐渐消除传统水驱管理的问题，积极使用井网、三采技术，在
空气泡沫驱试验的分析中进行规范作业，消除油藏开采的问题。

参考文献
[1]穆立华,苏景学,张梅,毕永斌,李秋影.陆相层状砂岩油藏全生命周期协同
开发[J].断块油气田,2017,24(01):51-55.
[2]穆立华,张梅,毕永斌.陆相层状砂岩油藏开发计策协同组合研究[J].特种油气藏,2016,23(01):81-86+155.
[3]朱丽红,杜庆龙,姜雪岩,郭军辉,魏丽影,姜宇飞,金英华.陆相多层砂岩油藏特高含水期三大矛盾特征及对策[J].石油学报,2015,36(02):210-216.
[4]钟大康,朱筱敏,吴胜和,靳松,贾达吉,赵艳.注水开发油藏高含水期大孔道发育特征及控制因素——以胡状集油田胡12断块油藏为例[J].石油勘探与开发,2007,34(2):207-211+245.。