水驱开发油藏提液稳产措施分析研究

曹帅元

（中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司，广东湛江 524057）

水驱开发油藏开发进入中后期，含水上升，提液是油井有效的增产措施，油井提液是油井进入高含水期见效快，投资少的一项挖潜增产手段。提液时机的选择与提液指标的确定直接关系到后期开发效果[1-5]。

1 提液机理与条件

1.1 提液机理

油井的产油量、产液量和含水率三者之间的关系如公式（1）所示：

其中：Qo，QL-分别为产油量和产液量；fW-含水率。

水驱油藏开发中后期，含水率上升，要保持稳产，提高产液量是必要的有效措施。结合油藏工程知识及达西定律如公式（2）分析可知，生产压差和地层流动系数决定着油井的产液量。因此，要提高油井的产液量，以保持合理的采油速度和较长的稳产期，可适当采取的办法有增产增注措施、改善渗流条件、扩大生产压差、提高供液能力与采液能力等。

其中：Q-单位时间渗流量；K-渗流系数；A-渗滤横断面积；ΔP-两渗流截面间的折算压力差；μ-液体黏度；L-两渗流截面间的距离。

油井提液通常可以降低井底流压，增加生产压差，这样位于渗透率低区块启动压力较高的原油才能开始流动，从而增加水驱波及效率，提高油藏采收率，实现油井提液。

1.2 提液条件

（1）提液对象一般为中高渗透率油藏，在无因次采液指数随含水率上升的阶段才能产生有效的提液效果。而对于低渗透油藏，含水率在50%之前，无因次采液指数随含水率上升而下降，之后缓慢上升，这类油藏无因次采液指数低，不宜提液。

（2）油藏压力系统能满足提液要求。油藏压力一般应恢复到原始地层压力附近；采油井井底流压不低于油藏饱和压力，否则在近井地带将脱气，影响产能。此外，为保证足够的生产压差，应适当提高注入压力，但不应高于地层岩石破裂压力，同时应考虑注采设施的承受能力。

（3）油藏有足够的供液能力。这与储层吸水指数、注入压力以及注采比等因素有关。还要有充足的水源。一部分井，由于高中低渗透层的差异，各层在吸水能力、水线推进速度、地层压力、采油速度、水淹状况等方面产生的差异较大，放大生产压差后，高压高含水层突进，容易在高含水层形成短路循环，提液油井含水率大幅度上升，而产油量却降低，油田的存水率随着生产的持续后不断下降，地层压力降低，从而影响周围油井产量加速下降。

（4）生产装置要有足够的液量处理保障、电力供应保障和地面设备配套保障。提液后单井产液量上升，含水率上升，海上生产装置要有足够的液量输送能力和污水处理能力作为保障。换大泵后电泵功率增大，电力供应及地面设备要能够满足新功率下运行。

2 提液时机的选择

（1）何时提液因井而异，油层供液能力、渗透率大小、油水黏度比等因素是选择提液时机要考虑的主要因素。

国内外许多油田都根据自身油田特点做过相关矿产实验。俄罗斯阿尔兰油田研究了不同含水率下强化采液效果，结果证明含水率在50%以后，提液强采越早越有利于提高最终采收率。南美奥连特盆地塔区块数模研究结果认为，含水率在低于70%时以低强度采液为宜，含水上升至70%～90%时，宜保持稳液生产，适当提高，但也要控制采液强度，含水大于90%时，以高强度采液为宜。国内秦皇岛32-6油田通过数模研究发现含水率大于80%以后可以提高采液强度。

（2）在无因次采液指数随含水率上升的阶段才能产生有效的提液效果，若在含水率较低的情况下进行提液，会造成油层单向突进和过早的水淹，油井最终的采收率会因此下降。在油层含水率上升到一定程度，且通过生产测井数据判断不同程度的水淹在各层出现时，此时可考虑提液生产。

（3）因平面和纵向非均质性差异，各井提液时机和效果不尽相同，要根据目标井的情况具体分析。

3 提液幅度的确定

边底水块状油藏提液幅度过大，会引起含水大幅度上升，增产效果变差。通过数值模拟计算，研究在某一含水阶段，提液幅度对累产油以及含水上升规律的影响情况，以确定合理提液幅度。

边水油藏及底水油藏在不同生产压差下油井产油量与含水率的关系曲线（见图1）。从图1可以看出：

（1）在同一生产压差下，产油量随着含水率的增加而减少，含水率越高，增油幅度越小；在同样的含水阶段，生产压差（泵排量）越大，则产油量越高。

（2）在高含水期，增大生产压差可以获得较高的产油量，并且产油量相同时，底水油藏油井的生产压差要大于边水油藏油井的生产压差，因此放大生产压差可以提高油井产油量，改变边底水稠油油藏油井低产的现状。

（3）不同含水率范围的提液幅度是不同的，增油幅度也不同，因此需要根据含水率范围确定提液幅度与提液时机。

（4）提液增油是阶段性的，一定的提液幅度只适合一定的含水率范围，当油井的含水率继续上升时，要保持油井产量，必须进一步加大提液幅度。

图1 不同生产压差下边底水油藏油井产油量与含水率的关系曲线

4 实例分析

海上某油田A平台开发ZJ2-1油组，于2006年12月29日开钻，2007年4月8日完钻，钻领眼井2口（A1hp、A3hp），水平井 7 口（A1h、A2h、A3h、A4h、A5h、A7h、A8h），定向井 1 口（A6），2009 年 12 月调整井A9hb投产；2012年 9月 24日调整井 A10H、A11H、A12H投产。ZJ2-1油组的储层段毛厚度在22 m左右。油层主要分布在该油田A平台1、6井区，其厚度大，物性好，分布广泛而稳定。天然水驱能量充足。近年来，该油田换泵提液增产效果较为明显，对其换泵提液措施进行分析。

4.1 提液条件

（1）油田具有充足的提液的物质基础（见表1）。由表1的数据可以看出该平台油井综合含水率达65.1%，采出程度低，采油速度并不高。

（2）地层具有良好的提液条件（见图2）。由图2可以看出，海上某油田A平台各井压力系数均值在0.91以上，表明生产的ZJ2-1油组能量充足；且由ZJ2-1油组油藏资料可知，海上某油田水驱油藏为强边底水驱油藏，有充足的边水连续补给，能量比较充足；主力油组厚度大，物性好。

由表2可以看出海上某油田A平台油井油田原油具有地饱压差大，溶解气油比低的特点。

（3）海上平台具有足够液量处理保障及电力供应保障：海上某油田A平台由FPSO供电和生产，目前液量处理并未达到饱和，且油田为满足后续开发的要求已经做了电量核定，地面设备容量校核，为满足后续作业要求已做了设备采购，扩容改造计划，因此海上某油田A平台具备大规模提液处理条件。

表1 海上某油田ZJ2-1油组开发现状

图2 海上某油田A平台各井压力系数曲线

表2 海上某油田原油高压物性分析统计表

4.2 提液时机的选择

无因次采油指数、无因次采液指数随着水驱程度的不断加深的变化规律（见图3），由图3可以看出：

（1）无因次采液指数随含水率的上升先下降，进入高含水期后，上升幅度较大；随含水率的上升油组无因次采油指数缓慢下降；

（2）ZJ2-1油组无因次采液指数，当含水率达到50%以后时，开始上升，含水率达到80%以后，无因次采液指数大幅上升，当含水达到98%时，无因次采液指数达到2.0以上，说明提液潜力较大。

根据目前已经实施的提液效果分析，ZJ2-1油组在单井含水达到50%以上提液的增油效果都比较理想，对于ZJ2-1油组生产初期含水上升快，但含水达到50%以后含水上升速度减缓，当生产井含水率达到50%以上，同时综合其他因素（储层、构造等），可以优先进行提液。

图3 海上某油田ZJ2-1油组无因次采液/采油指数与含水率关系曲线

4.3 提液幅度的确定

根据海上某油田平台各井的实际采油指数，以及单井最大生产压差的计算，最终确定了各井目前的最大提液量和含水率达到90%时的最大提液量（见图4），从ZJ2-1油组的提液分析结果看，ZJ2-1油组提液潜力较大，利用数模软件对海上某油田平台提液的潜力进行分析。

海上某油田A平台目前产液量4 800 m3/d，在数模中对不同提液方案下的采出程度进行预测，提液方案分为基础方案（目前生产不提液）、提液20%、提液40%、提液60%、提液80%和提液100%共6种情况，不同方案下预测结果（见图5）。结果表明，由采出程度随提液的日产液量的变化曲线可以看出，随着提液量增大，采出程度增加，但当提液60%后，油田最终采收率变化不大，建议海上某油田最大提液量为目前液量提液60%～80%方案，即提液量8 000 m3/d左右。

5 结论与建议

（1）水驱开发油藏开发中后期，含水率上升，水油比增加较快，油井生产压差减小，产油量下降，可通过适时放大生产压差，来提高产液量和产油量。

（2）大泵提液要根据边水油藏和底水油藏不同的提液特征和增油规律，来确定提液时机、提液幅度和提液周期，并根据油藏特征来进行合理优化。

（3）海上某油田通过提液分析，对提液机理、提液时机、提液影响因素和提液潜力进行分析，认为提液可以提高低渗层的采出，可以有效的控水稳油，提高油田采收率。

图4 海上某油田各生产井产液能力分析图

图5 海上某A平台提液潜力分析对比图