某油田强底水油层稳油控水措施

郝海彦

【摘 要】石油作为当前社会生产的重要资源，在社会经济发展中起到重要作用。但是由于石油是不可再生能源，而市场需求又不断增多，为了能够尽可能的满足石油需求，就必须要对深层石油进行有效开发利用，避免开发中的石油浪费。而在石油开采过程中，常常会遇到水油层开采难题，此时采取稳油控水的开采方法是一种较为经济有效的手段。本文首先分析稳油控水措施的应用背景，并以某油田强底水油层的开采为例，来详细分析稳油控水的实际应用方法和应用效果，以供参考。

【关键词】油田；水油层；稳油控水；开采措施

目前石油资源危机是一个世界性问题，为了解决这一问题，世界各国都在积极的研发新的石油开采技术方法，提高石油开采效率，以最大程度的利用现有的石油资源。在石油开采过程中，水平井钻井的开采由于常常遇到水油层的问题而难度较大，必须要采取一定的控水措施，才能提高开采效率和石油开采量。在以往的控水措施中，多采用物理堵水、化学堵水、加密井网或关井压锥等方式来达到控水目的，但是 其控水效果并不是十分理想。近些年，有些油田开始将注水注气与排水采油等方式应用在水平井钻井水油层的石油开采中，取得了良好的控水效果。本文以某油田为例，来谈谈这些稳油控水的可行性。

1 稳油控水措施的应用背景

一般来讲，当油田开采到一定程度后，就会面临油井底水油层开采的问题。此时若继续采用直井的方式进行强底水油层开采，则将会使得油层中的水含量快速增大，原油开采量大大降低。为此在遇到这种情况时，通常都会利用水平井来代替直井进行原油开采。这是因为水平井钻井不会产生太大的压差，而采油指数也更高，并且其可以实现较长时间的无水采油。比较适合在强底水油层中使用。值得一提的是，水平井虽然在开采强底水油层时有较大的应用优势，但是受物理参数、井眼轨迹等外界因素的影响，很容易出现井筒各段生产压差不同的现象。这样就会使底水形成一定的水锥或水脊，影响水油层的实际开采效果。因为当水平井开采到这一环节时，水锥界面是无法驱扫上部原油的，这是因为其最高的位置也仅仅只能与井眼位置相平，而无法进入到井眼内将油层顶部的原油开采出来。这样一来，井眼上部的油层就变成了无法利用的“死油”，从而降低原油开采量，造成一定的原油资源浪费。

在此情况下，要想将井眼上半部分的原油开采出来，就必须要进行控水。如向井眼中注气或注水就可以把这些原油挤压出来，从而达到高效开采的目的。当然，也可以采用排水采油的方法来实现控水目的。排水采油是指同时进行采水和采油两种作业，以此来有效的避免水脊或水锥的形成，实现稳油控水的目的。

2 某油田强底水油层稳油控水措施的实际应用分析

2.1 工程概况

某油田的某区块油层位于三叠系下油组，油层埋深4600 m左右，为底水、低幅断背斜、中-高孔、中-高渗砂岩油层，且底部物性要好于上部。储层厚度在150m左右，砂体在平面上呈宽带状，横向连续性好；储层岩石类型为碎屑岩。目前该油层已处于开发后期阶段，由于油层较薄，底水强度大，开机短期生产即见水，含水率上升快，递减速度快。

2.2 数值模型的建立

根据油层的地质特征、流体特征，开发过程中温度、压力、相态的变化，确定某研究区块为一个独立的正常温压系统，在油层开发过程中地层流体主要以油水两相型式存在。油层开发过程符合黑油模型，因此采用Eclipse数值模拟软件中的三维黑油模型进行模拟。由于油层底水厚度大，范围广，故采取解析水体对水体进行模拟，且介质类型采用孔隙型单一介质模型。

该区孔隙度主要分布在18%-25.5%之间，平均22.06%；渗透率主要集中在18×10-3-5245×10-3um2区间，平均899×10-3um2。在此基础上，建立本区下油组属中孔、高渗储层的区块油层模型。为了能够达到最佳的稳油控水效果，我们决定分别对其采取注水注气和排水采油两种措施，并分析对比其各自的应用效果。

2.3 注水注气采油的应用效果分析

2.3.1 注水

在该区块中选择产量较差的3口井作为转注井进行注水，注水量的大小对水驱油程度有很大影响，本次模拟了日注水量分别为200， 500，1000和2000m3四種注水方案对水驱的影响。

对该区块的井采取尾管排水采油的方式，设定不同方案预测其生产状况，本次方案设定排液井日排液量分别为50，100，200和400m3。在对各方案生产10年后的累产油量和含水率变化情况进行分析后得知，随着排液量的增加，累产油量降低，而区块的含水率增加。说明注水后油层整体生产效果变差。主要原因是实际油层厚度太薄，另外是由油层的非均质性、隔层等因素所致。由此我们认为，在本油田的强底水油层开采中，注水的稳油控水措施并不适合采用。

2.3.2 注气

在区块中注入10000m3/d烃类气体，在对生产10年后区块的累积产油量和含水率进行分析后得知，采用注气开发对区块的生产效果基本没有影响，在生产初期甚至出现产量略小于衰竭式开发，产水率略大于衰竭式开发的现象。这就说明在本油田的强底水油层开采中也不适合采用注水的稳油控水措施。

2.4 排水采油的应用效果分析

2.4.1 机理

排水采油也是一种较为可行的稳油控水措施，其主要是利用同时采水和采油的方式来分别对水层与油层作业来实现降低水压差，避免水锥形成，从而为原油开采提供良好环境。目前国外经常采用排水采油方法进行强底水油层开采。其做法主要是对原有的井眼继续向下钻井，使水平井增加一定的尾管或分支，并利用这些尾管和分支进行水层采水，而上部井眼则继续进行油层采油，以此来达到高效开采的目的。

在水平井的底水开采中，可以采用两种不同的方式进行排水采油。第一种是尾管水沉技术方法，即直导眼延伸至水层，形成直井尾管，结合上部油层的水平井。第二种是双分支水沉技术方法，即直导眼延伸至水层，并重钻与油层水平井平行的分支水平井，上部水平井在顶部油层，底部水平井在油水界面下。

位于水层的水平井或直井尾管产出地层水，其本质是在水平井的根部产生压力降落。底部水平段的单独生产在油层水平井根部引起了油层水平井筒周围压力的重新分布，并因此减少了水平井根部的水侵量与水平井趾端周围死油区。

2.4.2 区块预测

对该区块的井采取尾管排水采油的方式，预测日排液量分别为50，100，200和400m3时的产油量。排液量在200m3以下时，随着排液量的增加，累产油量有所上升；超出200m3后，累产油量下降，但是仍比衰竭开发方式要高。日排液量在200m3时累产油量增加最明显，且随着排液量的增加，初期的含水率降低越发明显；但也可看到，排液量越大，到后期含水率的上升越明显。例如日排液量在400m3时，在5年后含水率开始超过衰竭开发的含水率；日排液量在200m3时对含水率的抑制最为明显。

2.5 应用分析

由上述分析可知，在该数值模拟实验的基础上，分析出该油田的油藏层很薄，储层的非均质也很强，采用注气注水的方式并不能达到很好的稳油控水效果。而采用尾管排水采油的方式则能够很好的实现稳油控水效果，可以极大的提高开采生产率，降低强底水油层的含水率。并通过分析可以得知，采用日排液量为200m3的参数为最佳。

3 结语

综上所述，当油田在开采期间遇到强底水油层的现象时，必须要采取一定的稳油控水措施。而注水注气的方式和排水采油的方式均是较为可行的措施方法，但是这并不代表任何情况下这两种措施都可行，而是应该在实际的应用中结合实际情况合理的判断，并选择最合适的措施方法，以达到最佳的稳油控水效果。

【参考文献】

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[2]耿师江，曾卫林.非均质油藏中高含水期稳油控水措施及效果[J].大庆石油地质与开发，2001（03）.

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[责任编辑：杨玉洁]