深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨

深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨

宋斌

长庆油田分公司第七采油厂山城作业区甘肃庆阳745000

摘要：石油对于我国的经济、军事、政治、外交等多个方面都具有重要的意义，当前我国正在加大力度开发油田，而油层当中剩余的油量则逐渐表现出分散的状态。其中不乏还有相对集中的地方，所以在油田开采的新形势下，对油田开采的相关技术和环节进行调整，使其更加适应油田开发的特点，最终提升含水油田的采收率显得尤为重要。

关键词：高含水油田；采收率；问题；

随着石油资源的需求量不断增加，如何提高油田采收率成为社会共同关注的问题。高含水油田是石油勘探开发中所面临的重要问题，呈现出地质环境复杂、油藏分散、采收难度大等问题，常规的勘探开采技术无法满足需要，因此结合高含水油田的特征，展开深度开发技术方面的研究，这是未来解决石油资源市场供给的重要手段。

一、当前我国高含水油田开发所面临的挑战

1.地质环境复杂。从我国高含水油田开发所面临的挑战来看，因高含水油田复杂性质因素，其多处于复杂的地质环境当中，并且地质具有多断层的特征，断块规模较小，不同断块具有不同差异，层次较大，多以屋脊式构造地质及层次油藏形式为主，断块与断层之间缝隙夹角较小，并且层位多以不对称为主，这样的地质环境使得高含水油田的开发效率十分低，虽然储量较为丰富，但多以分散形式存在，难以达到高效率采收。在这样的地质环境下，油田快速进入高含水的状态当中，尤其是在忽视采收率及采收技术的情况下。另一方面，由于地质砂体是以分散形式存在，未以连通与平面的方式存在，因此地质结构空隙常常以不规则方式分布，油层内水油不连续分布，变化差异较大，且油田在高含水阶段时，其会使得地质环境形成回旋状，这使得高含水油田在采收过程中容易出现底部渗透率高，上部渗透低，并在重力环境下会出现窜流现象。

2.高含水油田残留率高。在开发阶段中，油田经过一、二次采油以后，采收率一般可达到50%以上，地下还有大量剩余的原油还没有开采出来。其油田的大规模采集工程已结束，且油田资源存储量已十分少，并在经过多个阶段的不断采集与注入，油田残油量已较多，且多以条状形状为主，油田资源识别难度较高，开采系数具有较高难度。

3.技术限制。常规来说，当原油的含水量高达98%时，其经济效益及开采价值基本就已跌入底线了，而在高含水油田中，原油能够高达85%~95%，虽然极大可能还存在剩余可采储量，但所需开发难度及成本会上升多个层次，因此运用常规的开采技术是必然难以达到所需开采量及采收效率。这意味着高含水油田的采收率及产量与技术有着直接关系，两者具有缺一不可的联系。对此，在开采高含水油田资源时，需充分考虑技术的重要性，这是提高高含水油田采收率的根本所在。

二、高含水油田深度开发过程中存在的问题

1.地质条件复杂。从地质条件方面分析，我国的陆相油田本身就具有复杂性的特点，地质断层种类多且极为发达，且断块小、差异大，多为屋脊式构造层状油藏，地质环境下的断块与断层之间夹角小于50度，由此形成了采注系统或层位不对应的问题，水样驱油效率低，剩余油量丰富且分散。在这种情况下，我国油田进入高含水阶段的速度明显较快，特别是不注意开采工艺技术对采收率影响的情况下。一方面，地质下砂体分布零散，缺乏有效地平面连通性，大部分地质结构中的空隙呈现不规则分布状态，物性变化很大。另一方面，高含水阶段的特征诱发地质环境中形成沉积多回旋特性，上部的渗透率低，下部的渗透率高，在重力作用下注水容易窜流。

2.残油分布零散。从油田开发阶段划分，包括一次采油、二次采油和三次采油。其中，“一次采油”指的是利用油层能量展开的，向油层注水、气等方式补充能量的开采成为“二次采油”，“三次采油”则是通过化学物质来改善地质环境性能，从开发难度上来说，呈现递增趋势。高含水油田阶段介于二、三次采油时期，一般来说，油田已经经过了大规模的开采作业，储量大大减少；经过多次的采注结构调整，造成地质平面上的残油高度分散，甚至形成条带状、点状、角状等情况，识别和开采的难度都很大。

3.常规技术缺陷。石油开采液相构成中含水量达到98％就不存在社会经济价值，而高含水或特高含水的油田中可以达到80％一90％，尽管还包括大量的资源蕴藏，但开发成本却大幅度上升，利用常规的开采技术已经不具备任何优势。如老油田的三次采油过程中，为了应对开采困难，通常采用大量注水、化学试剂、井网加密等手段，随之油井单产总量开始迅速下降。

三、深度开发高含水油田提高采收率的有效途径

1.改变油田产液结构。在高含水油田经过前几个开发阶段后，为了有效提高老油田的采收率，其采收部门可利用原苏联水动力学进行改变，一次改善老油田原本的液体流动方向，并改善周期注水工程，同时，还能够通过对低水井产液量采用压裂增产技术来增加含水量，并通过对原本水井进行密封与堵塞，减少高含水油田田井的产液量。这意味着我国高含水油田在采集过程中需积极对深度开发高含水油田的技术研究及试验，在对老油田进行周期注水工程时，可通过对水井注水水平线的不同位置来采取分批注水方式，同时，利用相应措施改善液体流动方向，可利用减少注水量来达到改变液体流动方向的目的。这些解决方法需具备相应的科学依据及数据模拟，通过不断实验来累积经验，从而更有效且更高效率的提高高含水油田的采收效率。另外，当油田出现含水量升高现象时，资源采收人员可采取及时堵水措施，以此来扩大注水面积，并缓解水上升现象，该措施具有显著优势，不仅能够节省成本，还能够快速取得明显效果。

2.改变打井方式。高含水油田打井需考虑多方面因素，油量与资源分布就是首当其要。在高含水油田进入打井阶段时，打井人员需考虑油田剩余油量，并观察资源分布状况，再进一步确定打井情况，其打井可分为不均匀布井与均匀布井两种方式。当遇到井内层次分布多的环境时，其可预测剩余油量可能较多，因此，该打井方式能够对井内可采油资源存储量进行控制，从而更高效的达到高采收率。该采集方式既有效又具备经济性，具备充足的产能，能够使资源均匀加密，较为常见的均匀井网方式可用聚合物进行驱打。在驱打网井时，油田资源会逐渐均匀地分布于每一个井中，这使得每口井的剩余油量就变得较少，这样的采收方式及经济性都无法带来最大成果以及效益，难以达到高采收率的目的。因此，在面对极大可能性打出高含水井且无法达到均匀加密的油田环境时，其可以通过将油田分布进行整体观察，针对油田剩余资源最多区域调整采集工作，该采集方式能够有效的降低采集风险，从而使剩余油田资源的得到高效采集，同时避免了资源浪费，提高经济效益。

3.调整注采结构。流动单元主要指高含水油田中所蕴含的流动砂体资源，而每一个流动单元都具备一定特征，存在较大差异，部分流动单元边角未有限制，同时，还有部分流动单元存在较多的注水井，但是又十分缺少生产井，还有部分流动单元没有注水井与生产井，这些问题都严重影响着高含水油田的开采，同时也直接影响了高含水油田的采收效率。因此，当资源采收人员在面对这些问题时，需对不同流动单元及砂体特征进行分析与划分，并针对特征作出分析，确保油田资源能够准确得到采集。

当前阶段我国已经开始进入高含水、高采出的新阶段，所以要提高油田的采收率，就必须将油田深度开发阶段的特点结合起来，不断采取新的基础和措施来提高其采收率，只有这样才能够更好的促进油田采收工作的开采效率，促进我国油田工作的发展。

参考文献：

[1]刘宏晶．高含水期油田提高采收率方法．2017.

[2]梁利．特高含水油田水驱提高采收率开发技术经济政策研究及潜力分析.2017.