高含水期注水技术的调整探讨.pdfVIP

科学论 坛 ●l 高含水期注水技术的调整探讨 于成泳 (大港油田第一采油厂 天津 300280) [摘 要]不同类型的地质特征，针对油气 田的开采方式都是有所区别，针对陆相砂岩类油田的开发，要根据其地质特征，采取措施提高注水油田高含水后期 的技术开发水平。本文主要是针对高含水期的特点探讨强化注水开采的相关工艺 ，并对工艺存在的问题进行分析和调整。 [关键词]高含水期；注水；砂岩 中图分类号：TE343 文献标识码：A 文章编号：1009—914X(2014)24—0121—01 根据不同类型的地质特征，针对油气田的开采方式都是有所区别的。采用 率，耗水量越大。在实际的油田注水开发的过程中，一般实际含水的比率和采出 相适应的开采策略可以使油气田的经济效益及技术应用都达到最佳状态。我国 来的原油的程度呈现的规律性受上面几个因素的影响。但具体的曲线形态 ，因 的油田有以海相砂岩为主的一些中小型的油田、以陆相砂岩为主的大中型的常 注水方式选择与变更及开发井网的加密等因素的影响，有各自的演化趋势。这 规重质油油田、以复杂断块为主的复杂油气田，还有大中型的砂岩气田。其中， 一 特征表明，我国注水开发油田在高含水阶段仍是一个重要的开采时期，约60 我国以陆相砂岩为代表的这类油田为主，根据其基本地质特征，我们应采取措 ％的原油可采储量要在含水率高达60％以上被采出来。 施提高注水油 田高含水后期的技术开发水平 。 因为以上的特点，在实际的生产运用中，为了能够保持油田的稳产，我们可 一 ， 国内油田地质分析 以采取进行逐步强化开采等一系列的措施：1)~JU密注采井网，提高注采井数 比 我国油田以陆相砂岩为主要代表 ，其基本地质特征如下：主要分布在渤海 例 ；2耀 高排液量，不断提高剩余可采储量的采油速度。中、高渗透率油藏单井 一 带，因其构造面积很大 ，储油的规模是相当大的。因其含油的面积一般会达到 采液强度由初期含水时的1～3m，／m增加到高含水期的3～5m3／m以上，剩 几十平方公里，因此，石油的储量也是相当大的，一般都会在几亿吨甚至几十亿 余可采储量的采油速度由初期的3％～5％提高到6％～8％以上。而且实践表 吨以上。流体性质比较差，具有密度大，一般是在0．93到0．97克每立方米之间； 明，因为上述措施的有效采取利用，使得我国油田的原油产量与原来相比，稳产 黏度很高，一般底下原油的黏度会在26mPa．sN150mPa．s之间；凝固点偏低 ，一 期一般都可以达到采出可采储量的50％～60％。 般是在零下29度到零下3度之间；气油所占的比重也是很低 ，一般是在5到30每 三、高含水期开采存在的问题及调整探讨 立方米 。 1、强化开采带来的问题 多数是层状边水油藏。这类油田大多数是边水不够活跃 ，而且天然能量不 因为长期采用强制注水的方式，导致设备损坏严重。注水的压力以及井下 是很充足。油层的地饱压差小，经常会有小气顶 而且由于气候环境的长时间变 作业频繁长时间进行 ，导致套管的损坏非常严重。开采成本高：一是由于采油设 迁和地质在一直不停的变化着，使得内陆的沉积物也一直在发生变化 ，这导致 备损坏严重，寿命周期减短等原因，导致大量的地面工程需要定期进行改造 ，加 了地层的砂岩、泥岩相互交错分布的特征。因为，各个油层的性质不一样，导致 大了劳动工作量及设备采购，增加成本；二是研究及实践表明，开采油田的操作 渗透率和油、气、水等的通过的能力有着天壤之别。