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【摘要】在一个新油田投入开发时， 合理确定油田保持能量的方式和时机是科学开发油田的重要内容。
【关键词】多层油田开发；早期注水；必要性；效果
60年代大庆油田投入开发初期，在认真调査研究国内外大型砂岩油田开发经验的基础上，根据本油田的地质特点，经过不同开发方案的对比，决定采用早期内部注水，保持油层压力的方式开发。
一、大庆油田采用早期内部注水开发的必要性
1、边水不活跃
萨尔图油田西区过渡带4口井试水资料表明，油田边水很不活跃，日产水量只有2～12m3左右，累积产出100m3左右，地层压力就下降0.2MPa。
西区过渡带边水驱油试验区试采资料也表明，边水驱油效果很不理想。在周边无较好封闭的条件下，区内6口井以平均1.69%的采油速度生产2年，总压降已达1.46MPa。为了进一步评价油田边水能量，对喇嘛甸油田葡一组油层水驱开发指标进行了简化计算。在单排开采排间采油速度1.5%时，当生产井排距油水界面200m时，开采3年，生产井排的地层压力下降1.74MPa，当排距为400m时，只需生产1年，生产井排的地层压力就下降2.17MPa，当排距为600m时，只需生产0.5年，生产井排地层压力就下降2.39MPa，因此，利用边水能量驱油开采是不可取的。
2、地饱压差小，弹性能量小
油田原始地饱压差在油田北部为0.6～1.0MPa，在南部为2.0～3.0MPa，若依靠弹性能量采油，当地层压力降至饱和压力时，地饱压差相对较大的南部也仅能采出地质储量的1.7%。
3、油田面积大，边外注水不能使油田有效地投入开发
大庆油田面积大，油田宽达10～20km，如果采用边外注水，根据计算，只能使30%的面积和10～15%的储量在水驱条件下开发，油田内部大部分地区受不到注水效果，势必造成压力下降、产量下降和大批油井停喷的被动局面。
4、早期内部注水保持油层压力的开发方式有利于油田的稳产和提高最终采收率
为了选择合理的开发方式，曾对一个区块采用天然能量开采，还是早期注水保持油层压力开采进行了模拟对比。计算结果表明：利用天然气能量开采，在保持1.5%的采油速度条件下，当油井流压允许降到最低限度0.1MPa时，全油田的稳产年限，最多也只有4.4年，稳产期采出程度6.6%。此时，油井的气油比已上升到700m3/t，与原始气油比相比较，上升了15.6倍，地层压力已由9MPa下降到4.3MPa，平均每年下降1.07MPla。若油井流压只允许下降到正常生产压差的界限时（如生产压差采用5MPa），其稳产年限只有2.7年，稳产期的采出程度只有4.05%，此时气油比上升到300m3/t，与原始气油比相比较，上升近5.7倍，地层压力下降到7.3MPa，平均每年下降0.63MPa。油田能量枯竭时的最终采收率只能达到14.8%。
若油田采用早期内部注水保持油层压力开采方式进行开发，同样以1.5%的采油速度保持自喷采油，在采用分层调整措施条件下，可以稳产9.4年，稳产期采出程度可以达到14.1%，含水98%时，油田采收率可以达到33%。
综合国内外油田开发的经验教训和油田生产试验区的实践，为了使油田保持比较高的生产水平，并在较长的时间内实现高产稳产，决定对油田采用早期内部注水保持压力的开发方式。根据不同油层和不同地区的特点，分别采用行列注水和面积注水两种注水方式。油田投入开发以后，取得了比较好的效果和生产的主动权。
二、大庆油田采用早期内部注水、保持油层压力开发的效果
1、油层能量充足，产量高，生产主动
由于大庆油田成功地采用了早期注水，保持油层压力的开发方针，多年来，油层能量始终很充足。通过全面分层注水以及对中低渗透层进行层系井网调整，不仅主力油层保持了较高的压力水平，而且非主力油层压力也保持在原始压力附近，保证了绝大多数油层都处于水压驱动下开采，油井生产能力旺盛。由于地层压力水平高，生产压差调整余地大，油井可以保持较长时间的高产期，油田在开发初期，单井产油量可以达到36t/d，到含水60%时，单井平均产油量仍可保持在33t/d，为油田实现高产稳产打下了坚实的基础。
2、油井保持了较长的自喷开采期
由于地层压力始终保持在原始压力附近，使油井一直保持了较强的自喷能力，全油田在含水60%左右时，还能以自喷方式实现稳产，在全油田含水72%时，自喷开采井数仍占59%，自喷井的产油量还占66%。
长期保持自喷开采，不仅采油工艺简单，管理方便，而且有利于录取分层动态资料，以便正确地掌握各类油层的动用状况和潜力分布，及时进行调整，改善油田开发效果。
3、有利于充分发挥工艺措施的作用，改善中低渗透率油层的开发效果
大庆油田由于始终注意保持较高的地层压力，因而使各种增产措施一直取得了较好的效果。1976～1980年，靠各项工艺措施增产原油925×t，1986～1990年进一步达到2533x10t，对油田稳产起了重要作用。
4、原油性质没有明显变化，为今后进一步改善开发效果保持了有利条件
在大庆油田整个开发过程中，由于油层压力始终保持在原始压力附近，未出现油层压力大面积低于饱和压力、地下原油大量脱气的不利局面。萨中地区历年原油性质监测结果表明，自无水期直到中、高含水期，原油的相对密度、粘度和含蜡量均没有明显变化，只有凝固点略有上升（由初期的25℃上升到30℃左右），表明地下原油在开采过程中一直保持了较好的渗流条件，这对油田后期调整，改善开发效果是十分有利的。
大庆油田依据本油田的具体情况，采用早期注水保持压力的开发方式获得了良好的效果，为国内外同类油田的高效开发提供了有益的经验。然而对一个具体油田的开发来说，选择何种开发方式和补充能量的时机，仍然是一个比较复杂并且必须认真对待的问题。需要综合考虑油田的地质特点、自然地理环境、油田的天然能量、油层的物理性质、油田的大小、油井的开采方式、油田开发的方针政策和油田开发的技术经济指标等因素。通过不同方案的模拟计算，综合评价，优选确定出最佳的油田能量的保持利用方案。
【关键词】多层油田开发；早期注水；必要性；效果
60年代大庆油田投入开发初期，在认真调査研究国内外大型砂岩油田开发经验的基础上，根据本油田的地质特点，经过不同开发方案的对比，决定采用早期内部注水，保持油层压力的方式开发。
一、大庆油田采用早期内部注水开发的必要性
1、边水不活跃
萨尔图油田西区过渡带4口井试水资料表明，油田边水很不活跃，日产水量只有2～12m3左右，累积产出100m3左右，地层压力就下降0.2MPa。
西区过渡带边水驱油试验区试采资料也表明，边水驱油效果很不理想。在周边无较好封闭的条件下，区内6口井以平均1.69%的采油速度生产2年，总压降已达1.46MPa。为了进一步评价油田边水能量，对喇嘛甸油田葡一组油层水驱开发指标进行了简化计算。在单排开采排间采油速度1.5%时，当生产井排距油水界面200m时，开采3年，生产井排的地层压力下降1.74MPa，当排距为400m时，只需生产1年，生产井排的地层压力就下降2.17MPa，当排距为600m时，只需生产0.5年，生产井排地层压力就下降2.39MPa，因此，利用边水能量驱油开采是不可取的。
2、地饱压差小，弹性能量小
油田原始地饱压差在油田北部为0.6～1.0MPa，在南部为2.0～3.0MPa，若依靠弹性能量采油，当地层压力降至饱和压力时，地饱压差相对较大的南部也仅能采出地质储量的1.7%。
3、油田面积大，边外注水不能使油田有效地投入开发
大庆油田面积大，油田宽达10～20km，如果采用边外注水，根据计算，只能使30%的面积和10～15%的储量在水驱条件下开发，油田内部大部分地区受不到注水效果，势必造成压力下降、产量下降和大批油井停喷的被动局面。
4、早期内部注水保持油层压力的开发方式有利于油田的稳产和提高最终采收率
为了选择合理的开发方式，曾对一个区块采用天然能量开采，还是早期注水保持油层压力开采进行了模拟对比。计算结果表明：利用天然气能量开采，在保持1.5%的采油速度条件下，当油井流压允许降到最低限度0.1MPa时，全油田的稳产年限，最多也只有4.4年，稳产期采出程度6.6%。此时，油井的气油比已上升到700m3/t，与原始气油比相比较，上升了15.6倍，地层压力已由9MPa下降到4.3MPa，平均每年下降1.07MPla。若油井流压只允许下降到正常生产压差的界限时（如生产压差采用5MPa），其稳产年限只有2.7年，稳产期的采出程度只有4.05%，此时气油比上升到300m3/t，与原始气油比相比较，上升近5.7倍，地层压力下降到7.3MPa，平均每年下降0.63MPa。油田能量枯竭时的最终采收率只能达到14.8%。
若油田采用早期内部注水保持油层压力开采方式进行开发，同样以1.5%的采油速度保持自喷采油，在采用分层调整措施条件下，可以稳产9.4年，稳产期采出程度可以达到14.1%，含水98%时，油田采收率可以达到33%。
综合国内外油田开发的经验教训和油田生产试验区的实践，为了使油田保持比较高的生产水平，并在较长的时间内实现高产稳产，决定对油田采用早期内部注水保持压力的开发方式。根据不同油层和不同地区的特点，分别采用行列注水和面积注水两种注水方式。油田投入开发以后，取得了比较好的效果和生产的主动权。
二、大庆油田采用早期内部注水、保持油层压力开发的效果
1、油层能量充足，产量高，生产主动
由于大庆油田成功地采用了早期注水，保持油层压力的开发方针，多年来，油层能量始终很充足。通过全面分层注水以及对中低渗透层进行层系井网调整，不仅主力油层保持了较高的压力水平，而且非主力油层压力也保持在原始压力附近，保证了绝大多数油层都处于水压驱动下开采，油井生产能力旺盛。由于地层压力水平高，生产压差调整余地大，油井可以保持较长时间的高产期，油田在开发初期，单井产油量可以达到36t/d，到含水60%时，单井平均产油量仍可保持在33t/d，为油田实现高产稳产打下了坚实的基础。
2、油井保持了较长的自喷开采期
由于地层压力始终保持在原始压力附近，使油井一直保持了较强的自喷能力，全油田在含水60%左右时，还能以自喷方式实现稳产，在全油田含水72%时，自喷开采井数仍占59%，自喷井的产油量还占66%。
长期保持自喷开采，不仅采油工艺简单，管理方便，而且有利于录取分层动态资料，以便正确地掌握各类油层的动用状况和潜力分布，及时进行调整，改善油田开发效果。
3、有利于充分发挥工艺措施的作用，改善中低渗透率油层的开发效果
大庆油田由于始终注意保持较高的地层压力，因而使各种增产措施一直取得了较好的效果。1976～1980年，靠各项工艺措施增产原油925×t，1986～1990年进一步达到2533x10t，对油田稳产起了重要作用。
4、原油性质没有明显变化，为今后进一步改善开发效果保持了有利条件
在大庆油田整个开发过程中，由于油层压力始终保持在原始压力附近，未出现油层压力大面积低于饱和压力、地下原油大量脱气的不利局面。萨中地区历年原油性质监测结果表明，自无水期直到中、高含水期，原油的相对密度、粘度和含蜡量均没有明显变化，只有凝固点略有上升（由初期的25℃上升到30℃左右），表明地下原油在开采过程中一直保持了较好的渗流条件，这对油田后期调整，改善开发效果是十分有利的。
大庆油田依据本油田的具体情况，采用早期注水保持压力的开发方式获得了良好的效果，为国内外同类油田的高效开发提供了有益的经验。然而对一个具体油田的开发来说，选择何种开发方式和补充能量的时机，仍然是一个比较复杂并且必须认真对待的问题。需要综合考虑油田的地质特点、自然地理环境、油田的天然能量、油层的物理性质、油田的大小、油井的开采方式、油田开发的方针政策和油田开发的技术经济指标等因素。通过不同方案的模拟计算，综合评价，优选确定出最佳的油田能量的保持利用方案。