【毕业设计论文】厚层砂岩底水油藏注水开发技术对策研究.doc

第一章　引言 1.1　研究目的和意义 近年来在我国发现了大量的砂岩底水油藏，如何最优地开发这些砂岩底水油藏具有十分重要的意义。人们对于灰岩底水油藏的开采特征的研究已经相当深入，形成了一个较完整的体系，对于临界速度、底水锥进、含水上升规律、打开程度、生产压差、压锥等问题都有了相当深刻的认识，并且成功地指导了华北和辽河的古潜山油藏的开发，而对砂岩底水油藏的开采特征的认识不够，往往按照灰岩底水油藏的规律去处理砂岩底水油藏问题，实际上，由于它们在沉积类型、孔隙介质、渗流通道等多个方面存在显著不同，所以拿灰岩底水油藏开采特征去解释砂岩底水油藏生产现象就会遇到许多问题。因此深入研究砂岩底水油藏的生产规律，并制定出相应的开发对策是十分必要的。 1.2　国内外发展现状及趋势 1.2.1　层系划分 不同性质的油层在一起合采会产生严重的相互干扰，影响油田开发效果，所以随着油田注水开发的深入，国内外都越来越重视油田开发层系的划分。特别是原苏联，根据大量油田的开发实践，对油田开发层系的划分作了多方面深入的研究。如全苏采油研究所的卡地托夫等人，在1971～1972年根据对原苏联21个油田455个油藏开发资料的分析，认为在油水粘度比和渗透率相同的条件下，开发层系的采收率与层系内的小层数、砂岩系数和分层系数密切相关。如果在一套层系内小层数超过3个，其最终采收率比小于3个层的开发层系的采收率低15%～18%（绝对值相差10%）。又如巴伊穆哈梅托夫等人系统研究了巴什基里亚上泥盆纪和下石炭纪大量注水井测试资料表明：在射开油层厚度相同情况下，随着剖面上小层数增加，各小层吸水能力明显下降。二层合注吸水能力比单层注水低20%～25%，三层合注比单层注水能力低45%～66%。同样，随着开发层系内小层数增加，参与工作的吸水层比例明显下降。现在越来越多的人主张在油田开发初期，就尽可能把层系划分得细一些，一套层系不超过3个小层。并认为在油田开发初期层系划得太粗，在开发过程中再进行调整，这种作法效果并不太好，主要是由于各个小层合采，各层不均匀水淹，调整工作复杂，采水量大，延长了低产层生产时间，同时也使全油田开发时间增加，西伯利亚石油科学研究院H.K勃拉维得尼科夫提出渗透率相差1倍以上的油层不能合并为一套开发层系。 由于我国砂岩油田多为陆相沉积，具有多物源、多旋回、岩性、物性变化大及非均质极为严重的特点。而绝大多数油田天然能量不足，一般以开发一开始就采用注水保持压力的开采方法。因此对厚度大、油层多、层间渗透率差异大的油田，一般都划分了开发层系，用几套井网同时分别开发不同渗透性的油层。根据全国73个注水开发砂岩油田统计，其中用一套井网开发的油田有49个，如扶余，杏树岗，魏岗油田等；划分两套层系开发的油田有9个，如克拉玛依，喇嘛甸，江汉习二区等；划分三套层系开发的油田有7个，如老君庙，埋东，钟市，莎尔图油田北一区等；划分四套层系开发的油田有4个，如河南的下二门，双河油田等；划分五套层系以上开发的油田有4个，如胜沱油田二区，王家岗油田等。大多教油田一套开发层系内的油层数为5～15个小层，有效厚度10～20米。 虽然我国厚层砂岩油田基本上都划分了开发层系，但是，我国油田储油层基本上属陆相沉积，非均质极为严重，加之油层压力和井底压力保持很高，开发过程中层间干扰很突出。因此，加强层间关系研究，研究开发层系内不同渗透率、不同厚度、不同粘度层之间合理的组合，对于缓解层间矛盾，提高开发效果有着很积极的作用。 1.2.2　注水方式 油田注水方式的选择要根据国内外油田的开发经验和该油田的地质特征来确定。不同的油田所要选择的注水方式也不同，油田构造特征和油层属性是确定注水方式的主要依据。在注水方式选择时，油藏类型、油水过渡带大小、地层原油粘度、地层水的粘度、储集层类型、储层物性（尤其是岩石渗透率）、地层非均质性及油水过渡带和断层的展布都是要考虑的地质因素。 对具有不同特征的原油和开发层系采用不同注水方式，必然会形成注水方式的多样化，其中每一种只是在一定地质条件下才是有效地。目前国内外油田采用的注水方式或采油系统归纳起来主要有边外注水、边缘注水和边内注水三种。最早采用的注水方式是边外注水，它是将水注到距离含油边界较远的井里，但很快发现它对于含油面积大的油藏和非均质性严重的油层效果并不好。于是便出现了边缘注水，将水注到分布在边缘的井里，使人工供给边界更接近采油区。后来为了使面积大的油藏或非均质性严重地层压力补充不足的油藏迅速补充能量，油田便开始采用边内注水的方式。如果地层渗透性在油水过渡带很差，或者在过渡带不适宜注水，就将注水井向内收缩，以保持油井充分见效和减少注入水外逸。边内注水有多种方式，最常用的有：切割注水（也称为行列注水）、选择性注水、点状注水和面积注水。 岩性物性变化大或具有裂缝的油藏，一般采