某油田強底水油層穩油控水措施

郝海彥

【摘 要】石油作為當前社會生產的重要資源，在社會經濟發展中起到重要作用。但是由于石油是不可再生能源，而市場需求又不斷增多，為了能夠盡可能的滿足石油需求，就必須要對深層石油進行有效開發利用，避免開發中的石油浪費。而在石油開采過程中，常常會遇到水油層開采難題，此時采取穩油控水的開采方法是一種較為經濟有效的手段。本文首先分析穩油控水措施的應用背景，并以某油田強底水油層的開采為例，來詳細分析穩油控水的實際應用方法和應用效果，以供參考。

【關鍵詞】油田；水油層；穩油控水；開采措施

目前石油資源危機是一個世界性問題，為了解決這一問題，世界各國都在積極的研發新的石油開采技術方法，提高石油開采效率，以最大程度的利用現有的石油資源。在石油開采過程中，水平井鉆井的開采由于常常遇到水油層的問題而難度較大，必須要采取一定的控水措施，才能提高開采效率和石油開采量。在以往的控水措施中，多采用物理堵水、化學堵水、加密井網或關井壓錐等方式來達到控水目的，但是 其控水效果并不是十分理想。近些年，有些油田開始將注水注氣與排水采油等方式應用在水平井鉆井水油層的石油開采中，取得了良好的控水效果。本文以某油田為例，來談談這些穩油控水的可行性。

1 穩油控水措施的應用背景

一般來講，當油田開采到一定程度后，就會面臨油井底水油層開采的問題。此時若繼續采用直井的方式進行強底水油層開采，則將會使得油層中的水含量快速增大，原油開采量大大降低。為此在遇到這種情況時，通常都會利用水平井來代替直井進行原油開采。這是因為水平井鉆井不會產生太大的壓差，而采油指數也更高，并且其可以實現較長時間的無水采油。比較適合在強底水油層中使用。值得一提的是，水平井雖然在開采強底水油層時有較大的應用優勢，但是受物理參數、井眼軌跡等外界因素的影響，很容易出現井筒各段生產壓差不同的現象。這樣就會使底水形成一定的水錐或水脊，影響水油層的實際開采效果。因為當水平井開采到這一環節時，水錐界面是無法驅掃上部原油的，這是因為其最高的位置也僅僅只能與井眼位置相平，而無法進入到井眼內將油層頂部的原油開采出來。這樣一來，井眼上部的油層就變成了無法利用的“死油”，從而降低原油開采量，造成一定的原油資源浪費。

在此情況下，要想將井眼上半部分的原油開采出來，就必須要進行控水。如向井眼中注氣或注水就可以把這些原油擠壓出來，從而達到高效開采的目的。當然，也可以采用排水采油的方法來實現控水目的。排水采油是指同時進行采水和采油兩種作業，以此來有效的避免水脊或水錐的形成，實現穩油控水的目的。

2 某油田強底水油層穩油控水措施的實際應用分析

2.1 工程概況

某油田的某區塊油層位于三疊系下油組，油層埋深4600 m左右，為底水、低幅斷背斜、中-高孔、中-高滲砂巖油層，且底部物性要好于上部。儲層厚度在150m左右，砂體在平面上呈寬帶狀，橫向連續性好；儲層巖石類型為碎屑巖。目前該油層已處于開發后期階段，由于油層較薄，底水強度大，開機短期生產即見水，含水率上升快，遞減速度快。

2.2 數值模型的建立

根據油層的地質特征、流體特征，開發過程中溫度、壓力、相態的變化，確定某研究區塊為一個獨立的正常溫壓系統，在油層開發過程中地層流體主要以油水兩相型式存在。油層開發過程符合黑油模型，因此采用Eclipse數值模擬軟件中的三維黑油模型進行模擬。由于油層底水厚度大，范圍廣，故采取解析水體對水體進行模擬，且介質類型采用孔隙型單一介質模型。

該區孔隙度主要分布在18%-25.5%之間，平均22.06%；滲透率主要集中在18×10-3-5245×10-3um2區間，平均899×10-3um2。在此基礎上，建立本區下油組屬中孔、高滲儲層的區塊油層模型。為了能夠達到最佳的穩油控水效果，我們決定分別對其采取注水注氣和排水采油兩種措施，并分析對比其各自的應用效果。

2.3 注水注氣采油的應用效果分析

2.3.1 注水

在該區塊中選擇產量較差的3口井作為轉注井進行注水，注水量的大小對水驅油程度有很大影響，本次模擬了日注水量分別為200， 500，1000和2000m3四種注水方案對水驅的影響。

對該區塊的井采取尾管排水采油的方式，設定不同方案預測其生產狀況，本次方案設定排液井日排液量分別為50，100，200和400m3。在對各方案生產10年后的累產油量和含水率變化情況進行分析后得知，隨著排液量的增加，累產油量降低，而區塊的含水率增加。說明注水后油層整體生產效果變差。主要原因是實際油層厚度太薄，另外是由油層的非均質性、隔層等因素所致。由此我們認為，在本油田的強底水油層開采中，注水的穩油控水措施并不適合采用。

2.3.2 注氣

在區塊中注入10000m3/d烴類氣體，在對生產10年后區塊的累積產油量和含水率進行分析后得知，采用注氣開發對區塊的生產效果基本沒有影響，在生產初期甚至出現產量略小于衰竭式開發，產水率略大于衰竭式開發的現象。這就說明在本油田的強底水油層開采中也不適合采用注水的穩油控水措施。

2.4 排水采油的應用效果分析

2.4.1 機理

排水采油也是一種較為可行的穩油控水措施，其主要是利用同時采水和采油的方式來分別對水層與油層作業來實現降低水壓差，避免水錐形成，從而為原油開采提供良好環境。目前國外經常采用排水采油方法進行強底水油層開采。其做法主要是對原有的井眼繼續向下鉆井，使水平井增加一定的尾管或分支，并利用這些尾管和分支進行水層采水，而上部井眼則繼續進行油層采油，以此來達到高效開采的目的。

在水平井的底水開采中，可以采用兩種不同的方式進行排水采油。第一種是尾管水沉技術方法，即直導眼延伸至水層，形成直井尾管，結合上部油層的水平井。第二種是雙分支水沉技術方法，即直導眼延伸至水層，并重鉆與油層水平井平行的分支水平井，上部水平井在頂部油層，底部水平井在油水界面下。

位于水層的水平井或直井尾管產出地層水，其本質是在水平井的根部產生壓力降落。底部水平段的單獨生產在油層水平井根部引起了油層水平井筒周圍壓力的重新分布，并因此減少了水平井根部的水侵量與水平井趾端周圍死油區。

2.4.2 區塊預測

對該區塊的井采取尾管排水采油的方式，預測日排液量分別為50，100，200和400m3時的產油量。排液量在200m3以下時，隨著排液量的增加，累產油量有所上升；超出200m3后，累產油量下降，但是仍比衰竭開發方式要高。日排液量在200m3時累產油量增加最明顯，且隨著排液量的增加，初期的含水率降低越發明顯；但也可看到，排液量越大，到后期含水率的上升越明顯。例如日排液量在400m3時，在5年后含水率開始超過衰竭開發的含水率；日排液量在200m3時對含水率的抑制最為明顯。

2.5 應用分析

由上述分析可知，在該數值模擬實驗的基礎上，分析出該油田的油藏層很薄，儲層的非均質也很強，采用注氣注水的方式并不能達到很好的穩油控水效果。而采用尾管排水采油的方式則能夠很好的實現穩油控水效果，可以極大的提高開采生產率，降低強底水油層的含水率。并通過分析可以得知，采用日排液量為200m3的參數為最佳。

3 結語

綜上所述，當油田在開采期間遇到強底水油層的現象時，必須要采取一定的穩油控水措施。而注水注氣的方式和排水采油的方式均是較為可行的措施方法，但是這并不代表任何情況下這兩種措施都可行，而是應該在實際的應用中結合實際情況合理的判斷，并選擇最合適的措施方法，以達到最佳的穩油控水效果。

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[責任編輯：楊玉潔]