注水油田开发后期提高采油率的技术措施

摘要：当油田开发到含水阶段时，更需重视其开采技术研究与应用，以提高采油率为目的提供专业的开采技术指导。在油田实际开采过程中，传统石油开采技术具有高成本、低采油率、严重污染环境等特点，为提升采油率，近些年多采用注水法提升，然而到了开采后期，原油黏度不断升高，流动性下降，采收率也大幅下降。为了解决这一问题，到开采后期提高采油率是十分重要的技术问题。

关键词：注水油田；开发后期；提高采油率；技术措施

1.油田注水开采方式生产矛盾与后期采油要求

1.1生产矛盾

由于岩层沉积、水动力条件和物质供应的差异，油藏将发生不均匀变化。在这种特殊情况下，油藏的各种形状和内部结构将发生变化。储层不同部位之间存在明显差异，即非均质性特征明显。在油田注水生产中，这种非均质性将阻碍技术的应用，导致技术应用中的矛盾。在注水开发油田的过程中，非均质性会导致油藏之间、内部和平面上的矛盾。随着技术的长期使用，矛盾将继续扩大，影响石油生产的质量和效率。在实践中，不同油层之间的非均质性差异和一般注水开采是造成层间矛盾的主要原因。技术人员可以通过向高含水层注水、酸化差油层和高压层堵水来缓解矛盾。平面矛盾是油层非均质性导致的油层控制能力差异。这一矛盾发生后，注水井会发生局部突水，采取高含油层水层堵水等措施调整矛盾。层内矛盾主要由储层非均质性引起，与油层岩石表面性质和注水强度有关。层间矛盾可通过选择性注水、酸化、压裂、堵水等方法进行调解。

1.2后期采油要求

有效应用油田注水开发方式，可以解决油层压力与底层能量不足的问题，但在长期注水开发过程中，不可避免会出现采油质效降低的现象。一般情况下，油田注水开发进入后期后，会加大采油难度，并逐渐暴露注水采油的弊端。此环节中，油井的含水量较高，生产过程中会耗费大量水资源来推动深层原油流动，方便采收这部分石油。同时，油井含水量加大也会威胁采油设备使用安全，设备在强大的水压下易被腐蚀、损坏，长期密集采油也会加速其老化和损坏，必然加大采油成本。随着注水时间和注水量增加，也会加快工程改造频率，需投入一定技术和资金来维持安全生产，选择合理的技术应用来解决水资源和能源消耗过大问题，而这些都会提高生产成本。

因此油田注水采伐后期采油率的提高最为重要，也是施工技术管理中关键内容。一般注水开发可实现二次生产，使高含水量石油更好的流动方便开采。同时，后期地层含水率高，为保证注水效果、避免开采事故需实现稳油控水，对高渗透油层要重点关注，合理控制注水量与注水压力，全面把控油田综合含水率。

2.油田注水开发后期提升采油率的技术措施

油田注水开发后期，要提高采油率必须加强油井管理，此环节需做好油层复查工作，提高三次采油质效，合理调整油井参数，并做好工程改造、死井盘活，应用必要的增产措施。当前可采用的提高采油率方法较多，石油企业应从实际出发选择最符合要求并尽量可以降本增效的技术措施。

2.1传统驱油技术

目前，该方法广泛应用于油田二次采油，具有丰富的实践经验。为了提高油田注水开发后期的采收率，开发了相关专业技术，其中热法和化学法是最具代表性的方法。这些传统技术可以提高石油采收率，但也有很多局限性，因此逐渐被新技术取代。只有简要分析其技术原理和特点，才能更清楚地了解传统技术的优缺点。

热力法。在油田注水开发后期可使用火烧油层技术、蒸汽吞吐技术和蒸汽驱使技术等热力采油法提高采油率。向储层注入热流体，在热能作用下降低原油粘度，提高其流动性，从而提高地下原油生产效率。在实际使用中，热力法生产热能需要消耗大量能量，成本高，将影响油田开发的经济效益和环境效益，具有明显的局限性。

化学法。即利用化学试剂取水扩大波及系数，利用流体改变原油与岩石矿物界面关系，此方法下作用下，流体与岩石作用驱动原油，由采油设备采集。化学法在油田注水开采后期应用可提高采油率，但该技术措施并不是对所有油田适用，井下地质条件不同，化学法应用效果、采油质效也存在明显差异。同时，该方法操作比较复杂，需严格控制时间，实际应用成本高，且易造成严重环境污染，与石油生产降本增效、节能减排要求不符，因此该技术方法也逐渐被新技术取代。

此外为提高油田注水开发后期采油率，可以向油层中注入聚合物溶液，注入油藏后，死油可被驱出至可采区，扩大油藏分布面积，发挥注水开采优势，实现优质高效采油。此基础上应用三元复合驱技术、二氧化碳驱油技术，可以改善传统采油环保问题，但仍然存在成本较高的困境。

2.2注水井控制技术

注水井控制技术是重要的提高油田注水开发后期采油率的技术，是在注水井高压流量控制技术基础上发展形成的。该技术应用过程中，可以对采油层水分含量有效控制，使油田综合含水量增加，以保障原油稠度与流动性得以科学控制。油田注水开发后期，注水井高压流量控制技术的应用可提高采油率，但其技术操作繁琐复杂，需要具备较高专业水平。实际作业过程中，采油人员需掌握信息技术、自动化控制技术和互联网技术等，且要具备跨专业操作能力，以有效落实注水井高压流量控制技术。应用该技术的过程中，使用电脑完成人为操作控制和机械设备控制。此时，程序员需根据具体需求操作电脑发布正确指令到采油技术人员，确保其完成科学、标准的工艺操作。在注水井高压流量控制技术基础上，实现管道使用状态自动化控制，动态监控油层注水情况，以保证技术使用质效。油田注水开发后期管理中，使用注水井高压流量控制技术，保障了开采可靠性与采油率，该技术对计算机、机械设备有较高要求，对人工依赖度低，成本管理的角度看还具备性价比较高的优势，因此其应用比较广泛。

2.3合理控制注水井

首先要充分利用油井自身压力来提高采油率，实际油田开发中如果后期开采中油井自身压力比较充足应区别对待，地质条件以及地缝发育好、预期产量高的区域适合选择开发，确保开采经济性，缩短见水时间，保证采油效果。

其次，延后油井见水时间，在实际开采中注水压力需严格控制以延后油井见水时间。通过泊松比法计算油井注水压力上限，对注水油井开展注水管理要具体问题具体分析。水井存在较高风险，注水适合选择定压方式进行。对于风险一般的水井，则可根据实际情况动态调节。合理控制不同水井，可以有效延后油井见水时间。

2.4完善注水措施

注水开发后期需根据实际情况选择好开采方式，以保证井下安全施工，隐藏石油可以流动到开采范围，保证驱动技术效果。还可通过石油层中水资源反向驱动，但需注意该技术应用中需分析油井周围地质条件，研究油层特性，并运用注水措施完善开采工艺。开采人员掌握石油特性后，划分油层性质，优化其与水层间连通情况，具体化注水处理，建立起进群水驱通道，保证采油质量与效率。可以采用多种方式对剩余石油分布、剩余量进行预估，以选择科学工艺开采。并综合实际情况配备油井内部设备和管道，应用智能化控制系统实现有效的高压自动控制。通过高压自动控制系统、计算机系统对油田内部情况全面监测，在注水中可以及时发现存在问题并解决。此外，在注水过程中要对注水量、油井阀门和压力参数等时刻监测，开展动态控制，保证各项数据信息标准化。应用先进的自动化管理措施提高管理水平，可以减少人为失误引发损失。

2.5采油时应用分层注水技术

油田开采中分层现象的出现会阻碍油田开采，尤其是在中后期分层，会加大开发成本，影响经济效益。油田分层情况下，针对其产生的不利影响，可以选择采用分层注水技术来应对，顺利开展分层采油工作。该技术可完成油田井下分层管理，便利后续开发工作。具体操作中，需要封隔器与配水器共同作用。同时重视改良升级配适器，以提高注水效率呈现出水驱动油的效果，改善开采中堵塞问题，注水剖面得以优化，低渗层水驱动油效果更好，油层渗透较高的注水减少保护油田井不被水淹没。

3.结束语

当今石油开采中注水开发是提高采油率的一种主要方法，后期阶段随着油井含水量加大、污染增加，需结合油田开采实际情况选择合适的技术措施如高压流量控制技术和优化注水措施等，以提高采油率。