为什么说压力是灵魂，合理保持油层压力水平？ 油田是怎样保持油层压力的？

油藏的孔隙压力是开采原油的驱动力。油藏初始孔隙压力的大小通常与上覆地层厚度相关，这是一种压实作用的弹性力，在上覆地层压力的作用下，岩石的孔隙体积受到压缩，孔隙内的流体（油、气、水）也受到压缩。一个封闭性的油藏可以比喻为一个充满了气的皮球，如果在这个皮球上刺上一个小孔，皮球内受压缩的气体就会喷出来。同样的道理，在油藏上钻一口井，油藏的岩石和流体的弹性压力随之被释放，流体就会喷出地面。油藏的压力逐渐被消耗，油井的产量逐步降低，由喷油到抽油，一直到枯竭，这就是衰竭式开采（靠油田自然能量开发）的全过程。这种开发方式的采收率很低。如果油藏不是一个封闭体，而是与很开阔的水体相连，油田开采过程中所消耗的压力不断地得到地层水压力的补充，油藏的压力保存比较高，油井的产油能力就会比较强，油井见水以后，油井产量开始递减直到水淹为止，这就是天然水驱开采的全过程。这种开发方式的采收率比较高，采收率的高低与水驱能力密切相关。人们在长期从事油田开发的过程中，发现了这个机理，随后就提出了人工注水补充油田能量的开采理论，前一种衰竭式的开采方式称为一次采油，后一种人工注水补充油田能量的开采方式称为二次采油。

一个油田投入开发初期，经过一段时间开采，通过了解其压降产量大小和采出总产量与理论的弹性产量的比值大小就可以对油藏的天然能量大小作出评价。其基本原理是：如果油藏是一个封闭性的弹性体，投入生产后，采出1%的储量时压力下降快，采出的产量是靠压力下降挤出来的，它也就必然接近于理论计算出来的弹性量，如果油藏除了有弹性作用外，还有边底水能量补充，投入生产后，采出1%的储量的压力下降值就比完全封闭性的油藏下降慢，累积的采出量比理论计算出的弹性量大。油藏外部边底水供给越大，压力下降越慢，开采效果就越好。作者曾研究过90个油藏，根据其累积采油量与理论计算的弹性产量比值（无量纲产量）及采出1%地质储量的压降大小区分为四个区间：Ⅰ区间是属于天然能量充足的油藏类型，在某一压降情况下，累积采油量比理论计算的弹性产量大30倍以上，而采出1%地质储量的压降小于0.2兆帕，这类油藏完全可以依靠天然水驱能量进行开采；Ⅱ区间是属于有一定天然能量，但不充分，无因次产量在10～30范围，采出1%地质储量的压降0.3～0.8兆帕，这类油藏在不低于饱和压力之前应注水保持压力；Ⅲ区间是属于天然能量不足的油藏，无量纲产量在2～10范围，采出1%地质储量的压降0.5～2.5兆帕，这类油藏如果能构成注采系统则应早期注水保持压力，中国大多数是此类油藏；Ⅳ区间的油藏天然能量很差，无量纲产量小于2，采出1%地质储量的压降大于2.5兆帕，采收率一般低于15%。这个方法比较简单实用，对油藏天然能量可以快速进行评价。

油藏天然能量大小评价图大庆人有一句简朴的话“压力是灵魂”，这句话含有深刻的意义，在油田开发的过程中，如果我们能善于利用天然能量，又能让油藏保持比较高的地层压力，那么，油井就能保持比较旺盛的生产能力，油田就有可能获得比较高的采收率。中国油田开发在长期生产实践中对不同类型油藏如何保持其合理的压力水平，积累了丰富的经验。

（1）近饱和油藏适宜于早期注水保持原始地层压力水平，流动压力可控制在低于饱和压力20%以内。

中国油田多属于近饱和油藏，也就是油藏的原始地层压力比饱和压力高，但地层压力减去饱和压力两者之间的压力差还不是很大，对这类油藏，为避免地层压力很快降到饱和压力，通常的做法是尽早注水保持原始地层压力水平，为了高产，需要建立一定的生产压差，将流动压力控制在低于饱和压力20%以内，这会造成井底附近脱气，但不会影响到整个油层采收率，反而有利于自喷生产。如大庆油田1976年年产油量上到5000万吨，在1981年之前一直保持自喷稳产，1982年由于含水达到64%才转入抽油，但地层压力始终保持在原始地层压力附近，又稳产了9年，取得了很好的效益。

（2）具有一定边底水的低饱和油藏，充分利用边底水能量，注水保持地层压力在80%左右开采。

中国河南双河油田1977年投入开发，1990年证实该油田具有边、底水能量，原始地层压力15.14兆帕，油区利用了一定的边底水能量加上注水，保持压力11～12兆帕，使水驱面积达到93.2%，采收率达到44%。

（3）低（特低）渗透油藏，注水时间对地层压力影响十分敏感，宜采用早期同步注水和采油，保持原始地层压力。

长庆安塞油田做过一个对比，有17口井，平均单井初产3.98吨/日，在注水和采油同步的情况下，注水见效前，日产降到2.99吨/日，下降了25%，注水见效后，日产上升到3.88吨/日，比初产上升了73%；有9口井，平均初产3.51吨/日，注水时间比采油晚了8个月，注水见效前，日产降到1.9吨/日，下降了46%，注水见效后，日产上升到4.73吨/日，比初产上升了35%；还有7口井，平均初产6.32吨/日，注水时间比采油晚了15个月，注水见效前，日产降到2.72吨/日，下降了57%，注水见效后，日产上升到4.02吨/日，比初产还低了36%。

（4）裂缝性油藏开发难度比较大，开发工艺也比较复杂，应即时调整。裂缝通常成为油流的通道，油层基质通常是由低渗透微细孔隙的岩块所组成，是储油的主要空间，裂缝和基质这两种介质的存在，称之为双重介质，把岩块泡在水中具有渗吸作用，正是这种渗吸作用使得水可能把油从微细孔隙中置换出来，并通过裂缝把油带走。裂缝性油藏对压力的敏感性十分明显，这类油藏如果压力下降，裂缝宽度显著变小，渗透率下降，采油指数下降，因此高产期必须保持较高地层压力，由于裂缝的存在，注水保持压力又很容易造成水窜，所以，注水开发一定要注意搞清地应力的方向，最大的主应力方向就是主裂缝方向，注水井排应平行于主应力方向，沿裂缝方向注水，注水井的井距可适当加大，裂缝方向很容易拉成水线驱油，这样做可以减少注水井数，节约钻井成本。注水井与生产井排距可适当缩短，使生产井能更容易见到注水效果。非裂缝性砂岩油藏采油速度高低对采收率影响不大，但裂缝性油藏对采油速度敏感性则比较强，因此，要选择合理的采油速度。不能采用过高的采油速度，原因是速度过高会加剧水窜或底水锥进；遏制岩块自吸排油作用从而降低采收率。因此，裂缝性油藏通常适宜于温和注水保持压力开采，生产井适宜于钻水平井开采。特别是一些裂缝发育的碳酸盐边底水油藏，如我国的任丘油田，高含水期不再强调注水保持压力开采，相反，实行控制注水降压开采反而会取得比较好的开发效果。

一个裂缝性油藏模型模拟理论计算

任任丘丘雾雾迷迷山山油油藏藏降降压压采采油油含含水水变变化化（5）异常高压低饱和油藏宜先充分利用天然能量开采，当地层压力降到正常压力时，再开始注水并保持地层压力在饱和压力以上。

油藏超高压情况下，由于原始地层压力高，很难实现早期注水。初期，只能先充分利用天然能量开采，当地层压力降到正常压力时，再开始注水，并保持地层压力在饱和压力以上。这种做法既能减少工程投资，又可得到高的采收率。如青海尕斯库勒E13油藏，油藏埋藏深度3670米，原始地层压力59.13兆帕，压力系数1.7，饱和压力11.85兆帕，1978年试采，1986年投产，1989年地层压力降到低于30兆帕时才开始全面注水。油田投入生产时充分发挥了油藏的天然能量，年产油一直保持在69万吨，采油速度1.8%，弹性期采出地质储量8.7%，采收率达到37.1%。

上述各类油田开发情况表明，保持油藏合理的压力水平是非常重要的。采用不同的开发方式，效果会有天壤之别，归纳起来有三种开发方式：一种是油田的天然能量差，出于经济上考虑或者油藏又不适合人工注水，采用枯竭式开发方式，钻了井就采，通常采收率不到10%，但投资少。第二种是天然能量强，可以满足我们在加快开发速度和提高采出储量方面的要求，最好是充分利用天然能力开采，这类油田一般有比较大的天然供水区。让天然水驱来驱赶储藏中的油，经济上最合算，采收率可以高达40%～50%。第三种是人工注水或人工注气保持油层压力的开发方式，这是一种强化油层能量开采的开发方式，采用这种开发方式首先要决定往油层注水驱油还是注气驱油，如果要注水，往油层边外注还是边内注，什么时机注最好，注水井和采油井怎样部署，保持多大的压力水平，这一系列问题都要认真进行论证。正如上述说到的许多例子，注水措施采用得当就可以达到较长时间高速开采，通常采收率可以达到30%～40%，普通稠油也会达到20%～25%。

为什么说压力表是采油工人的“火眼金睛”？~

进入油田，你会发现到处有压力表。当你与采油工聊天时，每个采油工都会如数家珍般报出一连串油井压力数据，令你目瞪口呆。一个油田有许许多多的油井，少则几百口，多则几千口、上万口。每一口油井都要连续生产很多年。所以，要开发好一个油田就必须管理好每一口油井。
搞好油井管理的重要环节是必须准确地求取各项生产数据。油井的管理和汽车、车床等设备的管理不同。汽车和车床生产中有了故障，可以把它拆开直接进行观察、修理。而油层深埋在地下，各种采油工具也隐蔽在井筒中，所以人们要想知道油层的变化情况或想知道工具的运转情况，只能通过各种仪表反映出的数据来进行分析和判断。这就如同医生给病人看病，测体温、量血压、照CT一样，目的是求得一个准确的判断，以便“对症下药”。在油井资料中，各种压力数据是一项很重要的内容。压力是油层能量的具体体现，有人说，压力是油田的“灵魂”。因此测量并记录油井的各种压力对分析油井，认识油层，搞好生产具有很重要的意义，是采油工人管理油井的重要工作之一。油井需测量的压力主要有：
（1）油压。油压是油流从井底流到井口的剩余压力。测量油压的压力表安装在采油树油嘴前与油管连接的位置上。油压高，说明油井的供液能力强；油压低，说明油井的供液能力弱。
（2）套压。测量套压的压力表安装在采油树套管闸门处，与油管和套管之间的环形空间连通。它的大小反映环形空间的压力大小及天然气从油中分离出来的多少。在油井正常生产中，套压是基本稳定的。

采油树上的压力表（3）回压。测量回压的压力表安装在油井输油干线上。连接的位置靠近采油树油嘴。回压反映从油井到计量站之间地面管线中的流动阻力。若测得的回压高，说明油黏度高或油中含蜡较多，蜡析出后附着在管壁上，阻碍了油的流动。
（4）流动压力。流动压力也叫井底压力，它是用特制的井底压力计来测量的。在生产条件不变时，流动压力是随着油层压力变化而变化的，油层压力和流动压力的差值通常叫生产压差。它可以用油嘴来控制，油嘴直径越大，流动压力就越小，生产压差就越大，油层出油就越多。但是，生产压差过大，反而会造成原油脱气、油层水淹，油层压力迅速下降，严重影响油井生产，极大地减少累积产油量。所以，必须合理控制生产压差。
（5）分离器压力。测量分离器压力的压力表安装在计量站的生产分离器上。它反映计量站所属油井原油集中到计量站后输往联合站的能力。合理地调整、利用这个压力不仅能达到节能降耗的效果，而且能提高油井的产量。
通过众多的压力表，采油工人不仅能知道几千米深的地下油层情况，而且能知道十几千米外输油管道和联合站的情况。可见，压力表就是采油工人的一双名副其实的“火眼金睛”。

注水井口在油田开采过程中，要保持油田油层的压力，必须要采取各种保持压力的方法，例如，注水、注气、注集合物等一系列的方法来保持地层压力，通过专门的注入井将水注入油藏，保持或恢复油层压力，使油藏有较强的驱动力，以提高油藏的开采速度和采收率，这个方法是目前各个油田开采的方法之一。 油田的油藏的构造形态、面积、渗透率高低、油气水的分布关系和所要求达到的开发指标是选定注入井的分布位置和与采出井的相对关系（开采方式）。注人井井距的确定是以油层都能受到注入水或其他注入物作用为原则，在保持地层压力的基础上使采出井充分受到效果，达到油田所要求的采油速率和油层压力。注入井的吸水能力主要取决于油层渗透率。 要把原油从地下采出来，靠的是油层内的压力。油层压力就是驱油的动力，在驱油过程中要克服各种阻力，首先要克服油层中细小孔道的阻力，还要克服井筒内液柱的重力和管壁摩擦等阻力。只有当油层压力克服了所有这些阻力，原油才能从地下喷至地面，使油田生产正常运行。从前面的介绍知道，依靠天然能量开采一般不能保持油层压力，从而达不到油田长期高产稳产和实现较高采收率的要求。在长期的油田开采实践中，人们找到了一种保待油层压力的方法，就是用人工向油层内注水、注气或注其它溶剂，以向油层输入外来能量来保持油层压力，人工保持油层压力的具体方法。
注水井口人工注水
人工注水就是在油田开发过程中，用人工的方法把水注入到油层中，以保持或者提高油层压力。目前国内外油田应用的注水方式，归纳起来，主要面积注水和行列注水，一个油田注水方式的选择总的来说要根据油田的开发经验与本油田的具体特点来定。例如油田采用的“九点法、五点法等都是为了保持不同的油田地质条件选择不同的注水方式。
注气井口人工注气
人工注气在油田开发过程中，把气体用人工的方法注入到油层中去，以保持和提高油层压力。人工注气分为顶部注气和面积注气两种。顶部注气就是把注气井布置在油藏的气顶上，向气顶注气，以保持油层压力；面积注气是把注气井与采油井按某种几何形状，根据需要部署在油田的一定位置上，进行注气采油。 以上两种方法都是为了保持油田压力而采取得措施，当然现代油田开发根据开发经验采取现代的开采方法也是人们不断研究的方向，不论怎么说要保持油田地下压力的目的就是提高采收率，达到最高的采出程度。

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