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【摘要】老油田稳产的根本出路在于开展剩余油分布研究与挖潜，搞好油藏综合治理，减缓产量递减，达到提液稳油、有效提高采收率的目的。要达到这个目的，一方面要合理提液增油，另一方面要控制含水稳油，这都必须通过优化产液结构来实现。产液结构的优化，首先是产量和开发需要。在含水相对不变时，产量与液量成正比关系，要实现高产稳产，提液是有效途径之一。其次是投入产出需要。同时也是注采系统要求。由以上分析可知，如何合理利用液量，优化产液结构，是目前需要解决的问题。
【关键词】老油田；高产稳产；产液结构关系
1.目前产液状况分析
1.1产液构成
主要有新井、措施井液量、老井油量构成。为了保持稳产，一方面加大提液量，同时加大了新井、措施在提液中的贡献。
1.2产液分布
根据沉积类型、构造特征、开发阶段将我厂各单元分为三大类，针对不同类型单元的特点，分别对其剩余油分布进行研究，提高水驱储量动用程度，完善产液结构。
一类是断块油藏开发单元。
二类是岩性-构造油藏开发单元。
三类是岩性油藏开发单元。
由此，产液结构调整的思路：增加井点有效提液，优化措施合理提液，注采调整长效提液，技术管理特区提液探索，在过程中摸索机理、规律，从而提高以后工作的合理性、科学性。
2.产液结构优化调整
2.1精细地质分析，提高储量控制程度，增加生产井点有效提液
随着构造的不断落实，对油藏内幕的逐步了解，认为剩余油分布复杂，但仍有相对富集的部位，主要在构造高点、低渗薄层或边角地区及井网损坏地带。
2.1.1精细地质分析，通过侧钻更新优化井网挖掘局部潜力
在对油藏进行精细分析的基础上，我们利用侧钻、更新等手段挖掘老区剩余油潜力，根据油藏不同特点，主要运用了弱水淹厚度法、水淹图辅助分析法指导剩余油挖潜。
2.1.2精细地质分析，通过扶停利用现有井网挖掘局部潜力
由于历年来将扶长停工作作为一项重要的任务来抓，现阶段有潜力的井不是井筒状况问题严重就是地面情况极其复杂，扶停难度大。扶长停，均有较大难度，地质工艺多方结合才恢复正常生产，均为措施扶长停。
2.2深化油藏认识，强化措施效果，合理提液
各个单元未进行层系细分的，由于各层岩性、物性及注采井网控制程度不同，存在层间差异，高渗层易形成注入采出的低效循环，中低渗层不能很好的发挥作用，有一定的水淹状况相对较差、剩余油相对富集的潜力层。层间的剩余油可运用动态监测资料辅助分析法、弱水淹厚度分析法，通过油井归位、补射对应层位来改善剩余油的动用程度，达到产液结构调整的目的，可以通过以下几项工作来实现：
2.2.1治理低产低效井，控制无效低效液量，挖掘剩余油潜力
2.2.2针对能量好的单元，合理优选提液方式及时机，实施合理提液
特高含水期油藏，由于边水及注入水的作用，使水驱波及程度逐渐增大，油相渗透率的下降和水相渗透率的上升幅度都进一步减缓，含水上升速度也随之变慢。通过分析特高含水期采油阶段含水上升规律，来指导油井的措施挖潜，取得了一定效果。
2.2.3中高渗层提液后含水下降的认识及机理探索
中高渗油藏层内有夹层遮挡或层内渗透率存在差异的情况下，放大生产压差生产时，被夹层遮挡的压力较低的油层上部小薄层或低渗区域可以发挥作用。
2.2.4厚层油水重新运移的认识及机理探索
能量好的厚层高含水停产后经历一段时间，层内油水重新运移，在油层顶部重新形成剩余油的富集区，通过回采可有效挖潜。
2.3分类治理，强化注采调整长效提液
注水结构调整是产液结构调整的基础，其实质是在保持地层驱动能量的前提下，尽可能提高各类油层，特别是低含水、低渗透油层的水驱储量控制程度，加强中低含水层的注水，控制高含水层的注水，减少注入水的低效和无效循环，達到控制含水上升的效果，以使产液结构得到完善，达到控水稳油的目的。
2.4动态跟踪，强化生产过程技术管理，摸索特殊区块产液最优化
对于层系单一厚度大的这类特殊区块主要运用了注水主流线分析法、动态跟踪描述法，强化生产过程中的技术管理，探索合理的生产方式。
3.目前优化产液结构中存在的问题及潜力
3.1目前存在的问题
3.1.1受井网能量限制，低渗油藏提液难度大
欠注层水井中欠注井、不吸水层水井占开水井数的比例太大，这部分井要实现提液的目的首先必须解决注水的问题。
3.1.2受井下复杂状况的限制，层间挖潜难度大
井下技术状况复杂，细分难度加大。随着开发时间的延长，井下有问题的井逐年增多，井筒状况逐年变差。一是井下问题日渐增多，油井利用率低，二是井下技术状况复杂，水井利用率低。三是井下情况复杂，分注率低。
3.1.3受注采系统限制，提液量回注难度大
由于注水系统没有备用罐，生产罐数量少，无法储存多余水量，每天的注入量必须等于采出水量，限制了提液工作的开展。
3.1.4受现有地质模型限制，剩余油分析难度大
层间的干扰,造成很多层未见注水效果。很多注采单元未进行精细油藏描述的研究，目前的剩余油研究更多的还是依赖动态分析跟踪，只能形成局部的认识，无法对所管油藏进行整体的把握。
3.2下步优化产液结构的潜力
围绕优化产液结构的目的，根据单元能量不同，实施不同的措施。对适合提液的单元，制定了近期及中长期目标，对能量补充好的单元及井组，选择合适提液方式；对需要补充能量的单元，强化水井工作补充能量后适时提液。对不适合提液的单元井组，选择合适生产压差，保证持续稳定生产。
通过以下三项工作来挖掘潜力：
（1）分段挖潜、完善注采井网，挖潜水平井分段潜力，改善驱油效果。
（2）强化注水调配，提高水驱效率。继续增加注水强度，加密注水周期，提高注水幅度，提高水驱油效率。
（3）加强对高温高盐油藏驱替机理认识与研究。
4.结论
在油田开发过程中，对产液结构调整方面出现的某些问题，我们形成了自己的认识，并对其今后的开发提出了相应的建议。
（1）高渗油藏有层内有夹层遮挡的情况下，合理控制压差，能够有效降低含水。
（2）高渗油藏能量好的厚层高含水后，停产经历一段时间的油水重新运移，可进行有效的层内挖潜。
（3）低渗油藏存在压裂形成的裂缝，在注水状况好的区域，盲目放大压差会造成含水上升，应选择合理生产压差，适当控制液量开采。受渗流能力限制，低渗油藏的低含水井需要有较高的沉没度。
（4）在高含水开发后期，应合理选择注入方式，扩大水驱波及体积，提高水驱油效率。
通过优化产液结构的工作，我们认识到：在水驱开发调整方面，针对高含水后期剩余油高度分散、无效和低效水循环加剧的现状，确定了“精细油藏分析与管理，合理优化产液结构”的工作思路。下一步主要是继续运用各种动态分析方法，在精细油藏研究的基础上，强化注采调整，优化完善产液结构，进一步恢复油层压力，提液挖潜改善油田开发效果。 [科]
【参考文献】
［１］王启军,陈建俞.油气地球化学.武汉:中国地质大学出版社,1998.
［２］范尚君.石油天然气储量计算.北京石油工业出版社,1998.
［３］陈莹.低渗透储集层测井评价方法.油气地质与采收率,2002.
【关键词】老油田；高产稳产；产液结构关系
1.目前产液状况分析
1.1产液构成
主要有新井、措施井液量、老井油量构成。为了保持稳产，一方面加大提液量，同时加大了新井、措施在提液中的贡献。
1.2产液分布
根据沉积类型、构造特征、开发阶段将我厂各单元分为三大类，针对不同类型单元的特点，分别对其剩余油分布进行研究，提高水驱储量动用程度，完善产液结构。
一类是断块油藏开发单元。
二类是岩性-构造油藏开发单元。
三类是岩性油藏开发单元。
由此，产液结构调整的思路：增加井点有效提液，优化措施合理提液，注采调整长效提液，技术管理特区提液探索，在过程中摸索机理、规律，从而提高以后工作的合理性、科学性。
2.产液结构优化调整
2.1精细地质分析，提高储量控制程度，增加生产井点有效提液
随着构造的不断落实，对油藏内幕的逐步了解，认为剩余油分布复杂，但仍有相对富集的部位，主要在构造高点、低渗薄层或边角地区及井网损坏地带。
2.1.1精细地质分析，通过侧钻更新优化井网挖掘局部潜力
在对油藏进行精细分析的基础上，我们利用侧钻、更新等手段挖掘老区剩余油潜力，根据油藏不同特点，主要运用了弱水淹厚度法、水淹图辅助分析法指导剩余油挖潜。
2.1.2精细地质分析，通过扶停利用现有井网挖掘局部潜力
由于历年来将扶长停工作作为一项重要的任务来抓，现阶段有潜力的井不是井筒状况问题严重就是地面情况极其复杂，扶停难度大。扶长停，均有较大难度，地质工艺多方结合才恢复正常生产，均为措施扶长停。
2.2深化油藏认识，强化措施效果，合理提液
各个单元未进行层系细分的，由于各层岩性、物性及注采井网控制程度不同，存在层间差异，高渗层易形成注入采出的低效循环，中低渗层不能很好的发挥作用，有一定的水淹状况相对较差、剩余油相对富集的潜力层。层间的剩余油可运用动态监测资料辅助分析法、弱水淹厚度分析法，通过油井归位、补射对应层位来改善剩余油的动用程度，达到产液结构调整的目的，可以通过以下几项工作来实现：
2.2.1治理低产低效井，控制无效低效液量，挖掘剩余油潜力
2.2.2针对能量好的单元，合理优选提液方式及时机，实施合理提液
特高含水期油藏，由于边水及注入水的作用，使水驱波及程度逐渐增大，油相渗透率的下降和水相渗透率的上升幅度都进一步减缓，含水上升速度也随之变慢。通过分析特高含水期采油阶段含水上升规律，来指导油井的措施挖潜，取得了一定效果。
2.2.3中高渗层提液后含水下降的认识及机理探索
中高渗油藏层内有夹层遮挡或层内渗透率存在差异的情况下，放大生产压差生产时，被夹层遮挡的压力较低的油层上部小薄层或低渗区域可以发挥作用。
2.2.4厚层油水重新运移的认识及机理探索
能量好的厚层高含水停产后经历一段时间，层内油水重新运移，在油层顶部重新形成剩余油的富集区，通过回采可有效挖潜。
2.3分类治理，强化注采调整长效提液
注水结构调整是产液结构调整的基础，其实质是在保持地层驱动能量的前提下，尽可能提高各类油层，特别是低含水、低渗透油层的水驱储量控制程度，加强中低含水层的注水，控制高含水层的注水，减少注入水的低效和无效循环，達到控制含水上升的效果，以使产液结构得到完善，达到控水稳油的目的。
2.4动态跟踪，强化生产过程技术管理，摸索特殊区块产液最优化
对于层系单一厚度大的这类特殊区块主要运用了注水主流线分析法、动态跟踪描述法，强化生产过程中的技术管理，探索合理的生产方式。
3.目前优化产液结构中存在的问题及潜力
3.1目前存在的问题
3.1.1受井网能量限制，低渗油藏提液难度大
欠注层水井中欠注井、不吸水层水井占开水井数的比例太大，这部分井要实现提液的目的首先必须解决注水的问题。
3.1.2受井下复杂状况的限制，层间挖潜难度大
井下技术状况复杂，细分难度加大。随着开发时间的延长，井下有问题的井逐年增多，井筒状况逐年变差。一是井下问题日渐增多，油井利用率低，二是井下技术状况复杂，水井利用率低。三是井下情况复杂，分注率低。
3.1.3受注采系统限制，提液量回注难度大
由于注水系统没有备用罐，生产罐数量少，无法储存多余水量，每天的注入量必须等于采出水量，限制了提液工作的开展。
3.1.4受现有地质模型限制，剩余油分析难度大
层间的干扰,造成很多层未见注水效果。很多注采单元未进行精细油藏描述的研究，目前的剩余油研究更多的还是依赖动态分析跟踪，只能形成局部的认识，无法对所管油藏进行整体的把握。
3.2下步优化产液结构的潜力
围绕优化产液结构的目的，根据单元能量不同，实施不同的措施。对适合提液的单元，制定了近期及中长期目标，对能量补充好的单元及井组，选择合适提液方式；对需要补充能量的单元，强化水井工作补充能量后适时提液。对不适合提液的单元井组，选择合适生产压差，保证持续稳定生产。
通过以下三项工作来挖掘潜力：
（1）分段挖潜、完善注采井网，挖潜水平井分段潜力，改善驱油效果。
（2）强化注水调配，提高水驱效率。继续增加注水强度，加密注水周期，提高注水幅度，提高水驱油效率。
（3）加强对高温高盐油藏驱替机理认识与研究。
4.结论
在油田开发过程中，对产液结构调整方面出现的某些问题，我们形成了自己的认识，并对其今后的开发提出了相应的建议。
（1）高渗油藏有层内有夹层遮挡的情况下，合理控制压差，能够有效降低含水。
（2）高渗油藏能量好的厚层高含水后，停产经历一段时间的油水重新运移，可进行有效的层内挖潜。
（3）低渗油藏存在压裂形成的裂缝，在注水状况好的区域，盲目放大压差会造成含水上升，应选择合理生产压差，适当控制液量开采。受渗流能力限制，低渗油藏的低含水井需要有较高的沉没度。
（4）在高含水开发后期，应合理选择注入方式，扩大水驱波及体积，提高水驱油效率。
通过优化产液结构的工作，我们认识到：在水驱开发调整方面，针对高含水后期剩余油高度分散、无效和低效水循环加剧的现状，确定了“精细油藏分析与管理，合理优化产液结构”的工作思路。下一步主要是继续运用各种动态分析方法，在精细油藏研究的基础上，强化注采调整，优化完善产液结构，进一步恢复油层压力，提液挖潜改善油田开发效果。 [科]
【参考文献】
［１］王启军,陈建俞.油气地球化学.武汉:中国地质大学出版社,1998.
［２］范尚君.石油天然气储量计算.北京石油工业出版社,1998.
［３］陈莹.低渗透储集层测井评价方法.油气地质与采收率,2002.