A油田稠油油藏提液研究与实践

2016-08-24王佩文刘春艳冯梅芳王海燕王为民周海燕

石油地质与工程 2016年4期

王佩文，刘春艳，冯梅芳，王海燕，王为民，周海燕

(1.中海石油(中国)有限公司蓬勃作业公司，天津塘沽 300452； 2.中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院；3.中国石油冀东油田分公司陆上油田作业处；4.中国石油吉林油田分公司)

A油田稠油油藏提液研究与实践

王佩文1，刘春艳2，冯梅芳3，王海燕4，王为民1，周海燕1

提液是油田进入高含水阶段剩余油挖潜的有效手段，但是如何选井、如何计算提液幅度以及如何评价提液效果是业界的一个难题。以稠油A油田的地质油藏资料为基础，阐述了提液选井的原则和条件，利用油藏工程方法计算合理的提液幅度，用数值模拟方法验证其合理性，并建立了适合A油田从提液选井、提液幅度计算到提液效果评价的一整套体系。根据研究结果进行了23井次的提液实践，提液后单井平均产能提高了一倍，并引入水驱曲线法评价提液效果。

提液条件；剩余油分布；生产压差；水驱曲线

A油田经历近30年的开发后，地质储量采出程度已达到38%，综合含水达到88%，剩余油分布十分复杂，增产挖潜的难度较大。采用提液挖潜措施后老井产量提高了一倍，打破了油田产量不断递减的局面，改善了油田的开发效果。

1　提液基本条件

1.1地层能量

A油田属于构造层状油藏，储层物性较好，具有较强的边水能量。原始地层压力为16.6 MPa,饱和压力为12.3 MPa,目前平均地层压力为15.7 MPa，地层能量充足且在饱和压力之上，地层供液能力较强，具备提液强采的能量条件[1]。

1.2油井含水

油田随着开发时间的增长和含水的上升，采油速度下降，采液速度上升[2]。随着含水上升，油层含水饱和度不断增大，水相渗透率逐渐上升，无因次采液指数不断增大，特别是进入高含水期后无因次采液指数增加较快。图1为A油田的相对渗透率曲线，通过公式推导，绘制A油田的无因次采油(采液)曲线(图2)，可以看出，当含水大于80%以后，无因次采液指数大幅上升，而A油田的含水已经超过80%，满足提液的含水条件。

1.3剩余油分布

针对油田不同区域的剩余油分布特点，将提液措施与相应配套措施相结合，才能发挥油井提液的最大潜力，因此提液研究应以剩余油分布规律的研究为基础。

图1　A油田相对渗透率曲线

图2　A油田无因次采油(液)指数曲线

本文对剩余油分布规律的研究主要从构造、沉积微相及储层特征入手，利用油藏数值模拟方法，同时结合产液剖面资料、饱和度测试资料等进行综合分析，得出A油田的剩余油分布规律。

A油田的剩余油分布具有以下特征：

(1)纵向上，储层的韵律特征控制了剩余油的分布，在正韵律储层的上部剩余相对富集[3]，渗透率较差的层段存在剩余油。

(2)平面上，受构造以及强边水的影响，剩余油主要集中在油田内部的构造高部位。

2　提液合理生产压差和产液量

2.1合理生产压差

2.1.1油藏工程方法

在能量充足的条件下，提液的生产压差也不能无限放大。在井底流压下降到一定限度时，油井产量会随生产压差的增大而减小，而影响油井产量的主要原因就是油井脱气。

根据油气两相渗流力学公式建立生产压差与产量之间的关系：

(1)

(2)

式中：Q——油井产量，m3/d；h——油层厚度，m；Re——油井泄油半径，m；Rw——油井井筒半径，m；K——渗透率，μm2；μo——地下原油黏度，mPa·s；Ps——地层压力，MPa；Pb——饱和压力，MPa；Swc——束缚水饱和度；Sg——含气饱和度；Z——天然气压缩因子；Rs——溶解气油比，m3/m3；Bo——地层原油体积系数；T—— 温度，℃。

公式中Bo、Sg、Rs、Z均为压力的函数，其中Sg为Kro的函数。利用A油田实际的PVT及相渗资料进行回归，得到上述参数与压力之间的关系式，代入公式(2)得到Sg与P的关系，再代入公式(1)得到Q与P的关系，最终计算出油井提液后的合理生产压差为3.5～4.0 MPa。

2.1.2油藏数值模拟法

油藏数值模拟法是在较好的历史拟合的基础上，分别给定不同生产压差下的最大产液量，进行产油量和气油比的预测。当生产压差大于4 MPa时，气油比迅速增加，增油幅度变小，验证了油藏工程方法计算的生产压差3.5～4.0 MPa是合理的。

2.2合理产液量

油井合理产液量的计算方法主要是采用油水两相渗流力学公式[4]：

Δp=

(3)

公式中Sw是fw和Kro的函数，利用油田实际的油水相渗曲线，进行回归拟合，就可以得到fw与Sw，Kro与Sw的关系式，代入公式(3)计算得到不同产液量下含水率与生产压差的关系。

根据含水率和生产压差，最终确定油田油井的合理产液量为500～1 000 m3/d。

3　提液实践及认识

3.1提液实践

以剩余油分布规律研究为基础，结合不同区域的地质油藏条件，并将提液与相应措施进行配套，充分发挥油井的最大潜力，实现剩余油挖潜的目的。

(1)充分利用油田的天然优势，对边部高含水井大幅度提液。A油田的驱动类型属于强边水驱，边部油井含水基本上都在90%以上，受强边水驱动的作用，地层能量充足，油井表现较强的供液能力，动液面较浅。维持现状生产，日产液水平基本是100～250 m3，并不能充分发挥油井的潜力，因此要充分利用油田强边水驱的天然优势，对供液充足的边部高含水井进行大幅度提液，提高产油量。提液后单井日产液增加250～450 m3，实现单井日增油15～30 m3。

(2)结合剩余油分布进行提液。从油井饱和度测试资料结果看，层内渗透率相对较低的部位，在原有生产压差条件下动用较差[5]，剩余油饱和度仍然较高，通过放大生产压差后，可以有效释放物性差层潜力。实施后单井日增液200～400 m3，单井日增油20～40 m3，含水率变化不大，实现了有效提液。

剩余油分布规律的研究成果显示，油田内部为剩余油富集区，因此提出将油田内部的油井进行提液，有效释放储层潜力。实施后单井日增油30～100 m3，并且初期含水有不同程度的下降，实现了有效提液。

(3)解堵与提液相结合，有效解除提液的供液瓶颈。部分油井存在近井地带污染，在动态上表现出供液不足的现象，油井无法进行提液措施，而实际上从储层物性和测压资料来看，地层能量充足。通过解堵，解除井底污染，有效地提高地层到井筒的流动性，使得油井供液能力大大增强。将解堵与提液相结合，可以有效解除油井提液的供液瓶颈。解堵后进行提液，单井日产液水平提高150～250 m3，实现单井日增油5～15 m3。

3.2提液效果评价

提液的目的一方面是提高采油速度，实现高速开发，另一方面它是剩余油挖潜的手段，可以提高最终采收率。本文用水驱特征曲线来评价油田提液效果。从储层物性和流体性质等方面考虑，A油田适合于甲型水驱特征曲线(以下简称水驱特征曲线)。

从水驱特征曲线公式推导的可采储量公式得知，水驱曲线的斜率b的变化可以反映油田开发效果的好坏。A油田目前提液井含水为80%～93%，水驱曲线表现出稳定水驱的直线段，但未到水驱曲线后期上翘的阶段，因此采用水驱特征曲线法来评价提液效果。如果提液后水驱曲线的斜率b变小，提液效果为优，因为其既提高了采油速度又提高了采收率，实现了剩余油挖潜；如果提液后，水驱曲线的斜率b不变，效果为中，因为其只实现了提高采油速度；如果提液后水驱曲线的斜率变大，提液效果为差，因为虽然提高了采液速度，但是提液后含水大幅度上升，水驱效果变差。图3、图4为A油田提液效果为较好的实例，图5、图6为A油田提液效果一般的实例。2009～2011年A油田共进行大泵提液23井次，其中19井次为较好，4井次为一般，油田平均单井产能由18 m3/d 提高到34 m3/d，实现累计增油29×104m3。提液已经成为A油田增产、稳产、进行剩余油挖潜的有效措施。