石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的措施

赵艳

延长油田股份有限公司吴起采油厂 陕西 延安 716000

中国石油资源整体丰富但分布不均衡，在一些资源丰富的地区，因为过度开采或者是长期开采等负面原因，导致了现在越来越多的油田呈现出了较高含水量的情况，在开采的过程当中也会受到很大的影响。因此需要不断的采取优化措施，提升石油地质的理想施工程度，不断的优化资源开发水平，提高资源开发的经济效益，也为后续社会的发展和进步奠定坚固的基础。

1 油田概念简析

1.1 含水期

含水期是油田的一种较为特殊的状态，结合含水采油时期的实际情况，油田可以分为四个阶段具体分析。第一个阶段就是无水采油阶段，这个阶段的油田通常含水量较小，普遍低于2%，在整体开发的过程当中有着较好的开发优势和开发水平。第二个阶段是低含水的状态，在这个阶段的油田通常含水量在2%～20%左右，并且部分的油田含水量接近了20%，此时油田的生产效率就会受到一定的影响。但是总体上并不影响油田的开采，有着较好的开采效益。第三个阶段是油田的中含水状态，处于这个阶段时，油田的含水情况普遍大于20%，小于60%。在此期间进行开采会给油田的开发造成一定的不利影响，在开采过程当中需要注意诸多问题，同时也要制定相关应对政策。第四个阶段指的就是高含水的状态，此时的油田的含水量非常高，已经接近90%甚至高出90%。在这样的情况下进行油田的采油，就需要进行针对性的分析及讨论。如果不对剩余的油田进行开采的话，整片油田的开采效益将会受到极大的降低。在实际开采的过程当中，技术人员又会对油田的含水量进行进一步的探索，研究投入的人力物力是否和油田的经济效益达到持平。由于某些操作细节不成熟，容易在渗透层间形成压差，造成储层间压差。存在改善地层非均质性，造成油田直接进入含水阶段的缺陷。因此，应重视油田含水阶段，以保证油田含水阶段的分析。

1.2 储层沉积相

不同地区的油田有不同的特点。在实际油田开采的过程中，技术人员会对油田的特点以及阶段进行分析讨论，通过技术检查的方式选择符合实际情况的技术方案，以提升开采效率。我国的油田分布面积广，差异大，且开采效率相对比较低。部分的油田处于地形复杂的地区，整体油田的开发难度就比较大。在这样的情况之下，油田想要得到好的采收效率，就需要对油田进行具体分析，采用符合实际情况的方式进行处理。在对含水期的油田进行调查的时候，首先要对油田内部的储存情况以及沉积情况进行明确，并对区域内部的整体特征进行了解，以此来制定出更具有针对性的开发和治理的措施和方案。只有这样才能够让油田在开发的过程当中，其实际资源开发利用的效果达到理想的标准，也能够更好地反映出油田此时处在什么样的时期，会为后续的油田开采工作提供更为重要的参考。在处于不同的沉积相条件之下，油田的技术人员可以依据水流的情况来对能量的等级进行分析。

1.3 油田微型构造状态

本区地层由老到新，其构造特点具有很好继承性，均表现为“东高、西低”的宽缓斜坡状构造特征。构造走向为北东-南西向，与区域整体构造格局基本一致。截止2022年底，根据油层生产数据统计，其中含水小于20%的井有15口，占开井数的23%，含水在20%～60%之间的井有38口，占开井数的59%，含水在60%～90%之间的井有10口，占开井数的15%，含水大于90%的生产井有2口，占开井数的3%[1]。

2 油田高含水期开发面临的主要问题研究

2.1 水源消耗量增加

白河油区周关区水驱控制面积37.04km2，水驱控制储量946.99×104t，主要注水层位长8。共涉及注水站10座，日注水能力1800m3。在多含水期油田开发过程中，经常会遇到各种不利问题。例如，用水量的显著增加是重要的影响因素之一。在整个开发的过程当中，假如油田已经处在了高含水阶段的话，那么油田内部的含水量就会出现十分明显的特征和转变，影响到后续的产油和注水问题，也会导致在开发的过程当中出现更多的资源消耗，严重的削弱了油田开采的实际经济效益。这样的情况在后续开发的过程中，还会持续的影响着油田的开发，如果这样的情况持续存在，技术人员就需要不断增加资源的使用，到后续甚至会采用更多辅助的设备来控制油田的含水量，导致油田的开发效益降低，最终不断的增加开采的成本[2]。

2.2 设备故障率增加

截止2022年底，白河油区共有注水井136口，开井92口，水井利用率67.65%。月注水量21074.95m3，日注水量679.84m3，平均单井日注水量7.39m3，年注水量24.52×104m3，累积注水量122.84×104m3，当前注采比1.49，累积注采比0.87。在油田开采的过程当中，当油田处在了高含水的后期时，技术人员在开采中就需要使用高压注水的方式来进行开采，选择将油田内部的资源开发维持在一个基础的水平之上，而这些注水措施通常都是一些强制性的措施，在运行的过程当中，整个工程都有着较大的运作难度。与此同时，高压注水的方式以及作业流程都比较复杂，属于井下作业。

2.3 成本增加

白河油区周关区开发动用面积47.00km2，开发动用储量1266.99×104t，主要开发油层：长8、长4+5长6。截止2022年底，共有采油井479口，开井193口，油井利用率40.29%，月产液13125.15m3，月产油5791.46t，日产液423.39m3，日产油186.82t，平均单井日产油0.97t，综合含水48.09%，年产油6.25×104t，累计采液量131.44×104m3，累计采油量51.59×104t，采油速度0.49%。采出程度4.07%。当功能机发展到更高的阶段时，在实际发展和开采的过程中，就会存在着许多意外因素。如果此类因素出现，设备很有可能会出现问题，严重的还会出现安全事故，这也会影响到工程团队的安全以及开采的效率，降低了资源的可持续性，导致成本上升[3]。

3 改善石油地质工程高含水期油田开发注水效果的策略研究

吴起油田白河油区周关区位于陕西省吴起县吴仓堡镇西部，研究区面积68km2，主要开发层位长8、长4+5长6，油水井总数683口。该区属于长8、长4+5长6油层叠合区，主力开采长8油层，采油速度低，采油速度为0.20%，采出程度为2.98%；关停井多，占比56.6%，低产井多，0.5m3以下的257口，占比达到82.6%。2020年底资源划分后，新认识长4+5长6油层，在边界外井区封长8换长4+5长6油层，2021年新井投产4口，平均日产油2.56t，综合含水15%，累计产油4950.54t；措施换采长4+5长6油层34口，增油量1.12×104t。长4+5、长6油藏未动用储量大，开发潜力大，需对该区域进行长4+5、长6精细地质研究，优选有利区进行开发部署及老井调采调注，提高油田最终采收率。

该区域投产初期含水率高达到66.3%，表现为油藏含水饱和度高，从含水变化分析，整体以中高含水为主，2015—2019年含水从55%上升至65.9%，年均含水上升速度2.2%，对应的采出程度0.99%，年均含水上升率为2.22%；该区具有初期投产含水率高，注水后含水上升快的特点，迫切需要解决高含水问题及策略研究工作。

3.1 注重应用科学、专业的改进开发方案

据国内外成功经验分析，为了不断的提高含水阶段石油地质工程的探讨效率，提升油田开发的效果，就需要结合着注水技术不断的优化和改进开采方案，最大限度的提升开采效果[4]。为了更好地避免在开展过程当中出现的各种问题，就要要了解油田的含水率和实际的低渗透压之间存在的关联。在开采的过程当中，需要不断的提升油田内部整体的油脂转化效率，通过灌溉和加压的方式进行处理，让资源内部的开发水平能够达到相应的标准。但在整个过程当中，如果长期使用这样的方式来进行灌溉开采，部分油田就有可能出现不但含水率较高，而且渗压也会变低的情况。为了更好的预防这种情况的出现和发生、持续的提升油田在含水期的开发效果，就需要从措施内部的科学性和专业性两个角度出发，积极探讨合理的应用措施。了解油田的含水率上升在于水源和油品内部的分布不够平衡的情况。因此在实际开发过程当中，需要检查油田的实际分布状况，使用更加先进的应用技术来发现油田内部出现的各种问题，及时的找到有效的措施进行解决。想对油田内部的储油层情况进行进一步的了解，就要明确油层的分布情况，应用技术进行探讨，分析油田边界的侵蚀情况，更好的了解注水活动。

3.2 优化注水开发应用措施

我国油层的储层通常都是由砂岩等相应的物质构成的，有着较为明显的非均质性的特征。同时我国储油层多个油层内部还有更多的物质构成，并且油层之间存在着显著的差异。为了不断的提升油层的采油率，需要采用更加科学合理的采油办法，让整体的油层开采质量能够达到符合实际情况的理想标准[5]。现如今高含水量油田开发的应用技术已经得到了较为广泛的使用，技术人员在部署的过程当中都会经过实际的勘测和现场的研究，积极的明确高效水区开发的应用途径和使用方式。在油田不稳定的状态之下，技术团队通常会对待开采的油田进行高压注水的处理，并且通过高压和降压结合的方式，让油田能够依照着推算的固定规律进行发展，以此来更好地实现水源驱动的效率。在整个过程中，油田内部的体积和面积都会不断的增大，让油田的注水效率得到提升，也提升了后续的油田生产效率。同时技术团队也会分析周期性注水的情况，并且结合着实际情况来进行后续的操作。使用高效水区的方式是现如今含水量较高，油田开发项目的重要内容之一，这样的方式也能够持续的提升油田的生产效率和改造效率，不断的提升经济效益。

3.3 针对高含水量油田展开科学划分处理

石油地质工程在油田开采的过程当中，需要准备有关措施，并且依照着规划方案进行油田的开采，实现高含水量油田的科学规划和科学开发。同时，技术团队要对油田进行划分，保证开发质量和效率。油田划分应在开发前进行[6]。在注水生产作业前，施工队伍应客观、科学地划分油田。部门应以地球化学专业知识为基础，这是该部门运作的关键基础。例如，在高含水油田划分阶段，工程团队就是流体单元的概念。

对每个高含水油田进行地质分析，确定是否有特殊特征。这一过程需要依靠个人的地球化学知识。相关人员必须了解渗透状态、储量等级，有必要对沉降效果等关键信息进行核查，确定是否适合后续开发运营。不同油田的储量总是有很大的差异。例如储油位置、沉降能力等，为了最大限度地避免分割的不科学性，技术团队需要对油田进行科学的划分，科学的处理，也为后续油田的针对性开发和差异性配置提供了相应的处理和解决方案。

3.4 落实健全化管控制度并开展培训活动

在高含水阶段，油田实现注水改造与技术人员的专业水平、技术都有着密不可分的联系，并且也和团队内部的管理体系有着十分重要的关联。为了更好的确保资源开发的效果，能够达到理想的要求和标准，有关的工程团队在进行部署和优化的过程当中，要明确管控计划，让工作人员在工作的过程当中，不违反相应的规定[7]，也能够依照着严格的标准来进行优化。如果出现设备损坏以及其他的问题，需要通过强制性的措施来进行管理和规划。现如今国内对于油田控制系统的研究还比较的理论化，和实际情况相比，结合的效果较差。后续在发展的过程当中，管理层需要重视起来，致力于优化管控体系，避免出现管控不足以及其他的问题，导致后续油田开采受阻的情况。定期开展培训和教育活动，不断的扩充专业技术人员，强化团队建设。

4 结束语

综上，在进行石油地质开采的过程当中，高含水量油田是现如今油田开采的重要区块之一。本文以吴起油田白河油区为例，分析高含水量油田注水开发策略，提升油田的开采和开发效果，结合科学合理的治理方案，不断的提升经济效益和开发质量，降低出现不良问题的可能性。