国内外高含水油田:油田水

国内外高含水油田、低渗透油田以及稠油开采技术发展趋势 我国公布的国家“十一五”国民经济发展规划中将“单位国内生产总值能源消耗降低20％左右”作为一项重要任务指标，这一目标要求今后5年内我国必须依靠科技进步，在能源开发、转化、利用等各环节提高效率、节约资源。我国一方面石油资源短缺，而石油需求量逐年大幅增加，另一方面石油采收率不高，开发过程中浪费严重。我国陆上油田采用常规的注水方式开发，平均采收率只有33％左右，大约有2/3的储量仍留在地下，而对那些低渗透油田、断块油田、稠油油田等来说采收率还要更低些，因而提高原油采收率是一项不容忽视的工作，也是我国从源头节约石油资源的最有效途径之

一。由此产生的对石油高效开采技术的需求也将更为强烈。分析国内外石油开采技术的发展态势，将有助于我国发挥优势，弥补不足。

1 高含水油田开发特色技术

已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的30％左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1％，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。

1.1 国内外情况

在油藏精细描述和剩余油分布研究的基础上，除采取强化采油措施外，国际高含水油田开发技术主要有：井网优化技术（包括细分层系、加密调整井、井网重组）、注水调整技术（包括不稳定注水、选择性注水、优化注水压力、提高产液量、调整注采井网、注污调剖等）、特殊钻井技术（包括水平井技术、大位移多靶点定向井、侧钻井技术等）、油层深部调剖技术等。改善高含水期油田注水开发效果一直是国外油气开采领域的研究重点，国外在不稳定注水技术、水平井技术、油层深部调剖技术等方面具有明显优势。控水稳油及区块综合治理工作是实现老油田稳产、提高经济效益的重要手段。

进入“八五”以来，我国在搞清地下油水分布的基础上，逐步发展了一套完善注采系统、细分注水、调整注采结构和产液结构、对应调堵的控水稳油配套技术。我国大庆油田、华北油田、新疆油田等主力油田实施的“稳油控水” 综合治理开发配套技术居世界领先水平。

1.2 特色技术

1.2.1 不稳定注水技术

不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量、造成高渗透层与低渗透层之间以及同一层的高渗透部位与低渗透部位之间的波动压差， 充分发挥毛细管吸渗作用，提高注入水波及系数，驱替出低渗透区的剩余油，从而提高采收率。不稳定注水的实施方法多样。该技术很早就在俄罗斯和美国开始工业应用，俄罗斯对于相关应用基础的研究居世界领先地位。我国对该技术已有小规模的现场试验和有限的机理研究，在技术上和应用规模上与国外有较大差距。我国胜利油田公司对大芦湖低渗透油田开采中就利用了该技术，增产效果比较明显。

1.2.2 水平井技术

水平井钻井成本只是直井的1.5～2.0倍，而水平井的产量和单井增加可采储量可达直井的4～8倍。除可显著提高油田产量外，水平井还可有效地提高油田采收率。如美国Elk-Hills 26R 油藏从1988~1995年共钻14口水平井，获得良好经济效益（扣除成本，这些井在寿命期间获纯收入2.37亿美元），成功地控制了储量递减，并使该油藏最大可采储量提高18.7％。在我国的大庆和长庆油田的一些低渗透砂岩油藏中已经开始了水平井的实验，结果表明，水平井加上压裂改造，可以取得比直井更好的开发效果。

1.2.3 加密调整井技术

直至目前，钻加密井、调整注采结构仍然是国外高含水期油田开采剩余油、改善水驱效果的主导技术。其发展趋势是基于油藏精细描述，实现加密井的优化布置加密调整井网的对象，一是断块面积小，井距过大，连通状况差的油藏；二是开发对象转移到Ⅱ、Ⅲ类油层， 物性差、需要缩小井距的油藏；三是原井网井距偏大， 不利于储量动用的油藏。

1.3 我国今后技术发展方向

在提高高含水油田采收率方面我国今后需要进一步发展的技术有：侧钻水平井、复杂结构井技术、油层深部调剖技术、不稳定注水技术、注水后热采技术、物理法采油技术、套损治理技术等。

2 低渗透油田开发技术

通常认为油层平均渗透率K= (10～50)×10-3μm2的油藏为一般低渗透油田；K=(1～

10)×10-3μm2的油藏为特低渗透油田；K

鄂尔多斯、柴达木、准噶尔四大盆地低渗透储量比例均在85％以上。在低渗透油气资源中，探明储量大于2亿t 的油区有大庆、吉林、辽河、大港、新疆、长庆、吐哈、胜利、中原等9个油区。低渗透油田最基本的特点就是流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产。如何经济高效开发低渗透油藏是当前世界油田开发中的一个难题。

2.1 国内外情况

单项采油技术方面，我国和国外相比，各有优劣。其中：在油藏精细描述、富集区优选、超前注水、开发压裂等方面有我国的优势，有的还具原创性；但在裂缝识别、压裂新技术、装备和软件、水平井和复杂结构井井下随钻测量和控制技术，小井眼钻采工艺、注气等技术方面有较大差距。

在集成组合技术方面我国处于领先地位。“九五”期间，长庆、大庆、华北、新疆等油区经过反复试验，不断创新，发展应用了一套适应低渗、低产油田特点的新型简化油气集输流程，包括简化油井计量和联合站处理工艺及简化配套公用工程的实用新技术，在降低油田开发生产建设投资和减少生产操作费用上发挥了十分显著的作用。在油田开发方面，近年来重点在渗流理论、裂缝识别与压裂开发等学科方面取得较大进展。通过地震、测井综合研究裂缝识别技术，对油田的高效开发布井起到了很重要的作用；应用核磁共振理论与技术解释低渗透储层可动油的定量分析，并成功地应用于多个低渗油田；在启动压力梯度、吸渗驱油、油水相对渗透率特征及储层伤害机理等问题上，取得了新的认识；在压裂整体开发理论特别是矩形井网与人工裂缝的合理配置的研究与应用上也取得了进展。

大庆针对外围“三低”油藏（低渗、低产、低丰度）开发实践中，发展了油藏综合描述技术、优化井网设计、注水开发综合调整技术和多种开采方式新技术（提捞采油和大跨距两类油层合采技术、高粘稀油油藏蒸汽吞吐和微生物吞吐开采技术、特低丰度薄层水平井开采技术），提高了储量动用程度和油田采收率。使无效油藏得到有效开发。使经济极限产量降到了1.55 t/d 以下。从投产井看， 单井超过直井的3～5倍，取得了较好效果。

延长油矿在开发上广泛采用了一系列适合该油田的开发新技术，如丛式井、压裂、注水等，提高了单井产量，压缩了钻井投资。

2.2 特色技术

2.2.1 超前注水技术（Advanced water injection）

超前注水是指注水井在采油井投产前投注，油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力并建立起有效驱替系统的一种注采方式。早注水可以使地层压力保持在较高的水平，相应可使油田在一个较高的水平上稳产。

超前注水技术开发有如下特点：①可建立有效的压力驱替系统，单井获得较高的产量；②降低因地层压力下降造成的渗透率伤害；③有利于提高油相相对渗透率；④超前注水有利于提高最终采收率。长庆油田公司在安塞、西峰等油田注水开发中实施早期强化注水、不稳定注水、同步或超前注水、沿裂缝注水、高含水区提高采液指数、改变渗流场、加密调整、调整注水剖面、调整产液剖面等技术，从而提高了单井产能及最终采收率，提高了整体开发效益。同步或超前注水能使地层避免或少受伤害，超前注水能尽快建立起压力驱替系统。2001年在安塞油田开展了12个超前注水井组(王窑7个，杏河5个) ，对应油井47口，动用含油面积3.87km 2。12个井组先后于5～8月份投注。王窑西南7口注水井平均日注水平41m 3，注水强度2. 0m3/ (d·m) ；杏河西南5口注水井平均日注水量39m 3，注水强度2.74m 3/(d·m) ，尽快建立起有效的压力驱替系统。通过超前注水技术的实施，单井产能得到一定程度的提高，有效地减缓了油田递减，最终采收率得到提高。

2.2.2 开发压裂技术

大庆油田针对大庆长垣西部低产低渗透储层地质条件复杂、压裂选井选层难度大、经济效益差等矛盾，从压裂工艺技术上进行研究，在裂缝有效支撑、加砂程序、破胶剂追加程序、等量替挤、强制闭合、延长压裂有效期等6个方面加以完善和改进，压裂工艺改进后现场应用81口井，初期平均单井日增液619t ，日增油410t 。实施较早的龙南油田5口井，平均单井日增油417t ，与未优化井对比，初期增油强度是以往压裂的115倍，累计增油794t ，有效期已达287d 。

2.2.3 小井眼技术

使用小井眼技术可以大幅度降低钻井投资，提高低渗透油田的经济效益使之得到有效发展。目前国外小井眼研究发展的先进技术研究和发展趋势有：带顶部驱动的小井眼钻机、小尺寸大功率井下动力钻具、采用高灵敏度井控专家系统控制和预防井喷、采用连续取心钻机进行小井眼取心作业、采用高强度固定齿的新型钻头等，并朝着更小尺寸配套的方向发展，目前国外已有可用于76.2mm 井眼的全套钻井和井下配套工具，以及多种连续取心和混合型钻机。近几年来，我国在大庆、吉林等油田钻了一小批小井眼井，统计的钻井费用较常规井降低了15％。

2.3 我国今后技术发展方向

我国今后需要进一步发展的提高低渗透油田原油采收率的技术有：低渗透含油区带优选技术；低渗透储层裂缝先期预测技术；开发压裂优化注采系统技术；水平井、复杂结构井压裂技术；低渗透油藏注气提高原油采收率技术；小井眼技术。

3 稠油开采技术

世界上的稠油和天然沥青资源丰富， 但其开采难度很大。我国稠油资源量比较丰富，资源量近200亿t 。截止2002年底，累计探明地质储量18.4亿t 。因而，对稠油开发也

是我国石油开采的一个重要方面。

3.1 国内外情况

稠油开发方面几乎所有的技术都源于国外，都是在国外首先提出、研发和商业应用的，特别是美国和加拿大。近年来，国外稠油开采技术的进展主要有：蒸汽辅助重力泄油技术、稠油出砂冷采技术、稠油气体—溶剂超临界萃取冷采技术、重力辅助火烧油层技术、电磁波热采技术等。如美国加利福尼亚州Kern River 油田和印度尼西亚Duri 油田大型蒸汽驱项目，采收率高达55％～70％，油汽比均超过0.25，开采效果好、经济效益高。美国、加拿大在稠油开发和开采方面，包括蒸汽驱热能管、油藏监测等都处于国际领先水平。

我国自20世纪90年代以来就在四大稠油区相继开展蒸汽驱先导性试验，目前我国的稠油油藏蒸汽吞吐技术已基本配套，形成了深达1600m 的蒸汽吞吐系列，成为我国稠油开采的主导技术，而且在今后若干年中仍将继续发挥主导作用。稠油蒸汽吞吐在高轮次开采情况下递减加快，“九五”递减总量比“八五”增加212万t ，而新井产量占基础井的比例由72％降为38％，在这种情况下，一方面通过加大措施工作量，使措施增产比例由40％加大到46％，多增油163万t ；另一方面应用改进的蒸汽吞吐技术，如分层注汽、投球选注等，改善蒸汽波及体积，使纵向动用程度由“八五”初期的40％左右提高到60％，在极端困难的条件下实现了稠油产量稳中有增。与此同时，还发展了普通稠油油藏注水后转注蒸汽开发的新技术，扩大了热采领域。在稠油吞吐转驱方面，新疆浅层稠油蒸汽驱矿场试验已获成功，蒸汽驱井组从1995年的252扩大到557个。2000年汽驱产量为91.254万t ，油汽比（OSR ）将达到 0.22。在辽河油区发展了超稠油蒸汽吞吐配套技术，超稠油生产能力已达到100万t 以上。截止2002年底，我国应用热力开采技术已累计动用地质储量12.6亿t ，当年产量1267t ，使我国成为世界第四大稠油生产国。

3.2 特色技术

3.2.1 热采技术

热采工艺主要有蒸气吞吐法、蒸气驱油法、气—汽驱油法和火烧油层法等，但目前应用较多的是蒸气吞吐法和蒸气驱油法。蒸气吞吐法就是把饱和蒸气通过油井注入油层，利用其热能使原油降粘、活化，驱使其流动，同时促使油层压力提高，当产能达到一定程度后开始采油。自20世纪70年代以来，国外一些油田开展了注水开发中后期转注蒸气开发的室内实验研究，提出了水驱后油藏蒸气驱筛选标准，并且在一些水驱中后期油藏开展了矿场试验，取得了较好的效果。目前，该技术已经成为一种比较成熟的提高采收率的技术。

20世纪80年代初，我国开始在油田运用蒸气吞吐热采工艺，实践证明该技术较适用于埋深800m 以上的油层进行低周期开发，油层超过这一深度继续用该技术采油则会导

致低于热采经济界限而被迫关井停产，因而今后还需要进一步改善蒸气吞吐的开发效果。蒸气驱油法是继蒸气吞吐后发展起来的一种热驱技术，主要是利用蒸气对油层中粘稠油藏的驱替作用，达到提高采油率的目的，目前，国际上蒸气驱技术可提高采收率22.1％左右。美国在此方面开展很早，也有很大成效，2004年美国热采产油量为34.55万桶/d。例如，美国克思河(Kervn)油田于1898年投人开发，至1964年为冷采开发阶段，采出程度仅为6％。1964～1971年开始了注蒸汽试验。目前全面蒸汽驱开发(少数井蒸汽吞吐) 。油田共有油井5800口，注蒸汽井1600口，日注蒸汽32万桶(5.1×104t) ，日产油10万桶(1.59×104t) ，日产水80万桶(12.72×104t) 。采油速度1.83％，采出程度50％，综合含水88.9％。原方案预计的采收率为64％～65％ ，预计油田最终采收率可以达到80％。但从我国10多年若干先导试验区的开采实践来看，蒸气驱的采油效果还不十分理想，其主要开发指标尚达不到开发方案的预想值，因此蒸气驱技术应为我国今后重点关注和加强研究的提高采收率技术之一。

3.2.2 蒸汽辅助重力泄油（SAGD ）技术

自从加拿大提出后，技术上有了突破，至今已有100对热采井应用这套技术。由一对井组进行，生产井在目标层底部，注入井在生产井上5m ，连续向油藏注蒸汽，冷凝蒸汽在重力作用下向生产井泄油，适用于沥青质含量高、高粘厚层油藏，三个地区中Athabasca 地区最适合采用该技术。蒸汽辅助重力驱采收率高，预期采收率超过50％。我国则正在和加拿大的专家合作进行试验，尚未得出最终结果。

3.2.3 稠油携砂冷采技术

该技术是加拿大提出的，现在加拿大已有10％～15％的稠油产量靠这种技术。稠油携砂冷采技术成功地应用于加拿大的许多稠油油田（粘度为300～55000cP ）。典型的稠油携砂冷采油井以5～25m 3/d(30～150bbl/d)的速度采油。在应用稠油携砂冷采技术采油的过程中，通过高质量的修井作业，可以成功地解决机械问题和油藏问题，从而提高采油速度，减小采油成本。

3.3 我国今后技术发展方向

我国今后需要进一步发展的稠油开采技术有：组合式改善蒸气吞吐技术；蒸气驱技术；蒸气辅助重力泄油（SAGD ）技术；超稠油越泵加热技术；稠油携砂冷采技术；火烧油层技术；超临界流体萃取技术；热电联产技术。

参考文献：

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（郑军卫 张志强 编写）