水驅開發油藏提液穩產措施分析研究

曹帥元

（中海油能源發展股份有限公司工程技術湛江分公司，廣東湛江 524057）

水驅開發油藏開發進入中后期，含水上升，提液是油井有效的增產措施，油井提液是油井進入高含水期見效快，投資少的一項挖潛增產手段。提液時機的選擇與提液指標的確定直接關系到后期開發效果[1-5]。

1 提液機理與條件

1.1 提液機理

油井的產油量、產液量和含水率三者之間的關系如公式（1）所示：

其中：Qo，QL-分別為產油量和產液量；fW-含水率。

水驅油藏開發中后期，含水率上升，要保持穩產，提高產液量是必要的有效措施。結合油藏工程知識及達西定律如公式（2）分析可知，生產壓差和地層流動系數決定著油井的產液量。因此，要提高油井的產液量，以保持合理的采油速度和較長的穩產期，可適當采取的辦法有增產增注措施、改善滲流條件、擴大生產壓差、提高供液能力與采液能力等。

其中：Q-單位時間滲流量；K-滲流系數；A-滲濾橫斷面積；ΔP-兩滲流截面間的折算壓力差；μ-液體黏度；L-兩滲流截面間的距離。

油井提液通常可以降低井底流壓，增加生產壓差，這樣位于滲透率低區塊啟動壓力較高的原油才能開始流動，從而增加水驅波及效率，提高油藏采收率，實現油井提液。

1.2 提液條件

（1）提液對象一般為中高滲透率油藏，在無因次采液指數隨含水率上升的階段才能產生有效的提液效果。而對于低滲透油藏，含水率在50%之前，無因次采液指數隨含水率上升而下降，之后緩慢上升，這類油藏無因次采液指數低，不宜提液。

（2）油藏壓力系統能滿足提液要求。油藏壓力一般應恢復到原始地層壓力附近；采油井井底流壓不低于油藏飽和壓力，否則在近井地帶將脫氣，影響產能。此外，為保證足夠的生產壓差，應適當提高注入壓力，但不應高于地層巖石破裂壓力，同時應考慮注采設施的承受能力。

（3）油藏有足夠的供液能力。這與儲層吸水指數、注入壓力以及注采比等因素有關。還要有充足的水源。一部分井，由于高中低滲透層的差異，各層在吸水能力、水線推進速度、地層壓力、采油速度、水淹狀況等方面產生的差異較大，放大生產壓差后，高壓高含水層突進，容易在高含水層形成短路循環，提液油井含水率大幅度上升，而產油量卻降低，油田的存水率隨著生產的持續后不斷下降，地層壓力降低，從而影響周圍油井產量加速下降。

（4）生產裝置要有足夠的液量處理保障、電力供應保障和地面設備配套保障。提液后單井產液量上升，含水率上升，海上生產裝置要有足夠的液量輸送能力和污水處理能力作為保障。換大泵后電泵功率增大，電力供應及地面設備要能夠滿足新功率下運行。

2 提液時機的選擇

（1）何時提液因井而異，油層供液能力、滲透率大小、油水黏度比等因素是選擇提液時機要考慮的主要因素。

國內外許多油田都根據自身油田特點做過相關礦產實驗。俄羅斯阿爾蘭油田研究了不同含水率下強化采液效果，結果證明含水率在50%以后，提液強采越早越有利于提高最終采收率。南美奧連特盆地塔區塊數模研究結果認為，含水率在低于70%時以低強度采液為宜，含水上升至70%～90%時，宜保持穩液生產，適當提高，但也要控制采液強度，含水大于90%時，以高強度采液為宜。國內秦皇島32-6油田通過數模研究發現含水率大于80%以后可以提高采液強度。

（2）在無因次采液指數隨含水率上升的階段才能產生有效的提液效果，若在含水率較低的情況下進行提液，會造成油層單向突進和過早的水淹，油井最終的采收率會因此下降。在油層含水率上升到一定程度，且通過生產測井數據判斷不同程度的水淹在各層出現時，此時可考慮提液生產。

（3）因平面和縱向非均質性差異，各井提液時機和效果不盡相同，要根據目標井的情況具體分析。

3 提液幅度的確定

邊底水塊狀油藏提液幅度過大，會引起含水大幅度上升，增產效果變差。通過數值模擬計算，研究在某一含水階段，提液幅度對累產油以及含水上升規律的影響情況，以確定合理提液幅度。

邊水油藏及底水油藏在不同生產壓差下油井產油量與含水率的關系曲線（見圖1）。從圖1可以看出：

（1）在同一生產壓差下，產油量隨著含水率的增加而減少，含水率越高，增油幅度越小；在同樣的含水階段，生產壓差（泵排量）越大，則產油量越高。

（2）在高含水期，增大生產壓差可以獲得較高的產油量，并且產油量相同時，底水油藏油井的生產壓差要大于邊水油藏油井的生產壓差，因此放大生產壓差可以提高油井產油量，改變邊底水稠油油藏油井低產的現狀。

（3）不同含水率范圍的提液幅度是不同的，增油幅度也不同，因此需要根據含水率范圍確定提液幅度與提液時機。

（4）提液增油是階段性的，一定的提液幅度只適合一定的含水率范圍，當油井的含水率繼續上升時，要保持油井產量，必須進一步加大提液幅度。

圖1 不同生產壓差下邊底水油藏油井產油量與含水率的關系曲線

4 實例分析

海上某油田A平臺開發ZJ2-1油組，于2006年12月29日開鉆，2007年4月8日完鉆，鉆領眼井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 月調整井A9hb投產；2012年 9月 24日調整井 A10H、A11H、A12H投產。ZJ2-1油組的儲層段毛厚度在22 m左右。油層主要分布在該油田A平臺1、6井區，其厚度大，物性好，分布廣泛而穩定。天然水驅能量充足。近年來，該油田換泵提液增產效果較為明顯，對其換泵提液措施進行分析。

4.1 提液條件

（1）油田具有充足的提液的物質基礎（見表1）。由表1的數據可以看出該平臺油井綜合含水率達65.1%，采出程度低，采油速度并不高。

（2）地層具有良好的提液條件（見圖2）。由圖2可以看出，海上某油田A平臺各井壓力系數均值在0.91以上，表明生產的ZJ2-1油組能量充足；且由ZJ2-1油組油藏資料可知，海上某油田水驅油藏為強邊底水驅油藏，有充足的邊水連續補給，能量比較充足；主力油組厚度大，物性好。

由表2可以看出海上某油田A平臺油井油田原油具有地飽壓差大，溶解氣油比低的特點。

（3）海上平臺具有足夠液量處理保障及電力供應保障：海上某油田A平臺由FPSO供電和生產，目前液量處理并未達到飽和，且油田為滿足后續開發的要求已經做了電量核定，地面設備容量校核，為滿足后續作業要求已做了設備采購，擴容改造計劃，因此海上某油田A平臺具備大規模提液處理條件。

表1 海上某油田ZJ2-1油組開發現狀

圖2 海上某油田A平臺各井壓力系數曲線

表2 海上某油田原油高壓物性分析統計表

4.2 提液時機的選擇

無因次采油指數、無因次采液指數隨著水驅程度的不斷加深的變化規律（見圖3），由圖3可以看出：

（1）無因次采液指數隨含水率的上升先下降，進入高含水期后，上升幅度較大；隨含水率的上升油組無因次采油指數緩慢下降；

（2）ZJ2-1油組無因次采液指數，當含水率達到50%以后時，開始上升，含水率達到80%以后，無因次采液指數大幅上升，當含水達到98%時，無因次采液指數達到2.0以上，說明提液潛力較大。

根據目前已經實施的提液效果分析，ZJ2-1油組在單井含水達到50%以上提液的增油效果都比較理想，對于ZJ2-1油組生產初期含水上升快，但含水達到50%以后含水上升速度減緩，當生產井含水率達到50%以上，同時綜合其他因素（儲層、構造等），可以優先進行提液。

圖3 海上某油田ZJ2-1油組無因次采液/采油指數與含水率關系曲線

4.3 提液幅度的確定

根據海上某油田平臺各井的實際采油指數，以及單井最大生產壓差的計算，最終確定了各井目前的最大提液量和含水率達到90%時的最大提液量（見圖4），從ZJ2-1油組的提液分析結果看，ZJ2-1油組提液潛力較大，利用數模軟件對海上某油田平臺提液的潛力進行分析。

海上某油田A平臺目前產液量4 800 m3/d，在數模中對不同提液方案下的采出程度進行預測，提液方案分為基礎方案（目前生產不提液）、提液20%、提液40%、提液60%、提液80%和提液100%共6種情況，不同方案下預測結果（見圖5）。結果表明，由采出程度隨提液的日產液量的變化曲線可以看出，隨著提液量增大，采出程度增加，但當提液60%后，油田最終采收率變化不大，建議海上某油田最大提液量為目前液量提液60%～80%方案，即提液量8 000 m3/d左右。

5 結論與建議

（1）水驅開發油藏開發中后期，含水率上升，水油比增加較快，油井生產壓差減小，產油量下降，可通過適時放大生產壓差，來提高產液量和產油量。

（2）大泵提液要根據邊水油藏和底水油藏不同的提液特征和增油規律，來確定提液時機、提液幅度和提液周期，并根據油藏特征來進行合理優化。

（3）海上某油田通過提液分析，對提液機理、提液時機、提液影響因素和提液潛力進行分析，認為提液可以提高低滲層的采出，可以有效的控水穩油，提高油田采收率。

圖4 海上某油田各生產井產液能力分析圖

圖5 海上某A平臺提液潛力分析對比圖