提液增油技术在解放渠东油田的应用

干华文，孙红海，刘 勇，柴 雄，张文祥，刘 涛

(塔里木油田 开发事业部，新疆 库尔勒 841000)

提液增油技术在解放渠东油田的应用

干华文，孙红海，刘 勇，柴 雄，张文祥，刘 涛

(塔里木油田 开发事业部，新疆 库尔勒 841000)

TⅡ油组是解放渠东油田的主力产层，平均孔隙度23.6%，平均渗透率416 mD，储集空间以粒间孔、粒间溶孔为主，目前TⅡ油组已处于高含水低效开发后期，为了延缓产量递减、实现稳油控水，通过应用TⅡ油组提液增油技术，将高含水油藏采用换大泵提液，实现了解放渠东油田三口高含水油井稳产，得出了提液增油技术的地质条件是物性较好的中高孔、高渗油藏，压力保持水平达到80%以上且外围存在广阔的水源，油层产水类型以边水为主，总结了提液增油的最佳时机是含水率达到90%以上。

解放渠东油田；TⅡ油组；提液增油；稳油控水；提液条件

解放渠东油田是塔里木油田塔北隆起轮南大型潜山背斜东南坡上的一个短轴背斜油气藏，TⅡ油组是解放渠东油田的主力产层，产层物性较好，平均孔隙度23.6%，平均渗透率416 mD，储集空间以粒间孔、粒间溶孔为主。主力油层TⅡ油组属于带凝析气顶的底水(大边水)构造油藏，由构造圈闭形成油藏。构造高部位为气顶，含气高度约25 m，含油高度约20 m，油气充满度低，构造边部水体大，为典型的底水(大边水)气顶油藏。

解放渠东油田于1991年2月开始钻探，1993年8月正式投产。目前油田逐步呈现出递减快、压降大、含水高的开发趋势。如何延缓老区产量递减、实现稳油控水成了制约油田开发的瓶颈。解放渠东油田前期开发主要是自喷生产，目前油水界面抬升，大部分井处于高含水、低产能开发阶段，采油方式以电泵采油为主，后期井网密度大，单井控制储量有限，进一步加密侧钻井网不经济。2015年在大量调研与室内实验的基础之上，优先选择了解放渠东油田TⅡ油组的两口电泵井进行了长达一年的矿场试验，通过1年观察，两口井取得了较好的开发效果。在此基础之上，2016年又选择了1口电泵井进行验证，通过半年多的生产观察，该井同样取得了较好的开发效果，该技术具备较好的推广潜力，对于类似油田的开发具有较强的指导意义。

1 提液增油机理

提液增油就是通过适当放大生产压差，增加驱动压力梯度，提高水驱油采收率。油藏含水达到一定数值后，可将油藏简化为两种普通形式，即水层和油层。研究表明，不论油水层压力如何相互变化，产油量随产液量的增大而增大，随产液量的减小而降低[1]。但是不同类型的油藏提液规律是不同的，矿场实验表明边水油藏大泵提液效果好于底水油藏。对于边水油藏，在油井产量低、生产压差小的情况下，边水在油层中以很小的波及范围向井筒推进，当扩大生产压差后，油水两相流动，边水驱油[2]。对于解放渠东TⅡ油组这种偏亲水块状边底水油藏，由于毛管力作用已充分发挥，提液后，有利于提高水驱油波及效率。

2 提液时机的选择

国内许多文献都对提液时机进行了分析研究，提液时机选择差别较大，主要考虑了油层供液能力、渗透率大小、油水黏度比、生产测井资料提供的油层水淹程度、油层纵横向非均质性等因素[3，4]。对于水驱砂岩油田,由达西定律可以推导出油藏含水率与油田含水率的关系。在驱替相(水)饱和度相同情况下，对油水黏度比较大的油藏，含水率还要增大，即提液时机相对较晚；对非均质严重的低渗油藏，由于汞饱和度相对较小，含水率也相对较小，即提液时机要相对提前[5]。大量生产情况表明，在含水率较低的情况下不宜进行提液强采，以防油层单向突进和过早水淹[6，7]。本文结合同一区块地质条件、油藏性质具体情况进行研究，主要通过区块油井相渗曲线和无因次采油指数研究提液时机。

解放渠东TⅡ油组这种偏亲水块状边底水油藏，由于毛管力作用已充分发挥，通过统计解放渠东油田TⅡ油组所有井的相渗曲线和无因次采油指数，可以发现无因次采油指数随含水上升而下降，由于油水黏度比较小，无因次采液指数先随着含水上升而下降，但当含水大于90%后，无因次采液指数迅速上升(见图1)。因而，含水率达到90%后可以进行提液。

3 提液技术条件

提液增油首先是建立在地层供液充足的前提下，进行提液生产，这就要求地层物性要好，地层压力保持程度高，外围应存在较充足的水源。其次是油层厚度大、非均质性强、水淹程度不均或多层开采井，这些层间差异或层内矛盾是剩余油存在的潜力，也是高含水期油藏提液增油的物质基础。

提液增油是要通过放大生产压差增加驱动压力梯度，提高水驱油采收率。但是过大地放大生产压差又会导致水锥进加快，这就必须考虑提液井油层和水层的压力差。通过达西渗流定律，可推导出油藏含水率、井底流压、产油量及产液量之间的关系。矿场试验表明，当水层压力Pw大于油层压力Po时，降低井底流压生产，则含水率降低；当水层压力Pw小于油层压力Po时，降低井底流压生产，则含水率升高；当水层压力Pw等于油层压力Po时，则含水率不随井底流压的变化而变化。当水层压力Pw大于油层压力Po时，增大全井采液量，则含水率降低，减小采液量则含水率升高；当水层压力Pw小于油层压力Po时，增大全井采液量，则含水率升高，减小采液量则含水率降低；当水层压力Pw等于油层压力Po时，则含水率不随采液量的变化而变化[8]。

解放渠东油田2015年在TⅡ油组选择了A、B两口井进行提液增油试验，两井是塔北隆起解放渠东背斜构造的电泵井，其中两口井的采液和含水特征统计如表1、表2所示，根据两口井的数据绘制出相应的IPR曲线如图1、图2所示。

表1 A井采液和含水特征统计

表2 B井采液和含水特征统计

通过两口井的IPR曲线可以求得两井油层、水层的压力，A井：Pw=46.104 MPa，Po=45.197 MPa；B井：Pw=37.988 MPa，Po=24.923 MPa。两口井的水层压力明显高于油层压力，通过提液含水率应该呈现下降趋势。

4 提液工艺

解放渠东油田TⅡ油组压力保持程度高，外围水体能量强，油藏埋藏深，地层供液充足，提液工艺主要通过机采优化，更换大排量电潜泵进行提液。A井泵下深2 500 m，泵排量200 m3/d，B井泵下深2 500 m，泵排量100 m3/d。现场主要通过动液面进行跟踪两口井的沉没度，进行供液能力评估。

5 效果分析

A、B两井属于解放渠东油田TⅡ油组的边水油藏(见图3)，A井2015年9月进行提液增油，将100 m3/d 电泵更换为200 m3/d大泵提液；B井2015年11月进行提液，将50 m3/d电泵更换为100 m3/d 大泵提液。提液后日产油水平有所增加，含水率降低，提液效果显著，具体情况见表3。

表3 A、B两井提液增油效果统计表

井号提液时间提液前生产情况提液后生产情况提液措施效果对比日产液/t日产油/t含水/%日产液/t日产油/t含水/%日产液/t日产油/t含水/%水类型A2015-091904.0197.8935011.3796.751607.36-1.14边水B2015-12810.9898.791936.2796.751125.29-2.04边水

在两口井获得成功的基础之上，总结了提液增油的经验。2016年再次在解放渠东油田TⅡ油组选择了一口高含水采油井C井进行提液增油。该井物性较好，孔隙度26.7%，渗透率1 880 mD，压力保持程度90%，含水96.54%，属于边水油藏(见图4)。通过IPR曲线可以看出，C井水层压力Pw=49.303 MPa，油层压力Po=44.512 MPa，水层压力大于油层压力，适合进行提液增油(见图5)。

表4 C井采液和含水特征统计

2016年8月将C井100 m3/d电潜泵更换为200 m3/d大泵进行提液增油，提液后增油效果显著，含水率与预期吻合，具体效果见表5。

表5 C井提液增油效果统计表

井号提液时间提液前生产情况提液后生产情况提液措施效果对比日产液/t日产油/t含水/%日产液/t日产油/t含水/%日产液/t日产油/t含水/%C2016/81976.6796.6132422.5693.0412715.89-3.57

6 结论

1)通过解放渠东油田TⅡ油组3井次的提液增油试验成功，验证了提液增油技术可行；

2)提液增油的地质条件高孔高渗效果好，地层压力保持程度达到80%以上，外围需存在较广阔的水源，边水油藏提液增油效果较好；

3)水层压力Pw大于油层压力Po时，增大全井采液量，则含水率降低，实现稳油控水，提液增油效果好；

4)解放渠东油田毛管力作用已充分发挥，无因次采液指数先随着含水上升而下降，但当含水大于90%后，无因次采液指数迅速上升，因而含水率达到90%后进行提液效果较好。

[1] 李建国.洲城油田开发后期提液增油技术探讨[J].特种油气藏，2010(6):1.

[2] 葛丽珍.海上边底水稠油油藏大泵提液增产挖潜矿场试验研究[J].中国海上油气，2008(3):173.

[3] 陈林，彭彩珍，孙雷，等.水驱油藏开发后期提液稳产研究[J].石油地质与工程，2007，21(6)：47-49.

[4] 万学彭，张兴，赵新军，等.强边底水低幅度构造油藏二次提液增油效果探讨[J]. 特种油气藏，2008，15(2):60-63.

[5] 李建国. 洲城油田开发后期提液增油技术探讨[J].特种油气藏，2010(6):2.

[6] 郑颖.水平井开发薄层特稠油油藏的界限优化研究[J].断块油气田，2006, 13(4):34-35.

[7] 陈志海.底水油藏的水平井开发[J].石油与天然气地质，2000，21(3):214-219.

[8] 唐仁选，谈士海，郎春艳，等.多油层合采的油井产液及含水特征分析[J].中国海上油气：地质，2003,17(2)：118-122.

ApplicationofOilExtractionTechnologyinJiefangqudongOilfield

GAN Hua-wen， SUN Hong-hai， LIU Yong， CHAI Xiong， ZHANG Wen-xiang， LIU Tao

(Development Department, Tarim Oilfiled Company, Korla841000, Xinjiang, China)

Jiefangqudong oil is a short axis anticline oil and gas in Tarim Oilfield in Tabei Uplift in Lunnan Qianshan anticline on the southeast slope of large reservoirs. TII group is the main oil layer in Jiefangqudong oil production, and the average porosity is23.6%, the average penetration rate of416mD. The reservoir space is mainly intergranular pore, and the intergranular dissolution pore the main part. At present, TII oil group has been in the late period of high water cut and low efficiency. To delay production decline and stabilize oil and water, we use the application of T oil group increased oil extract technology, which will be in high water cut reservoir with large pump replacement extract. This helped to realize three high water cut oil production in Jiefangqudong oilfield. The geological conditions of increasing oil extract technology is of high porosity and high permeability reservoir is better; the pressure to maintain the level of more than80% and the periphery has the wide water; the reservoir water is in edge water. We summed up the best time to extract oil is when the moisture content is more than90%.

Jiefangqudong oilfield; TII oil group; oil recovery by liquid extraction; oil and water control; liquid condition

2017-04-27

干华文(1989-)，男，四川省资阳市人，油藏工程师，主要从事油藏动态分析，E-mail：1160962506@qq.com。

TE357

B

1008-9446(2017)06-0010-05