提液增油技術(shù)在解放渠東油田的應用

干華文，孫紅海，劉 勇，柴 雄，張文祥，劉 濤

(塔里木油田 開發(fā)事業(yè)部，新疆 庫爾勒 841000)

提液增油技術(shù)在解放渠東油田的應用

干華文，孫紅海，劉 勇，柴 雄，張文祥，劉 濤

(塔里木油田 開發(fā)事業(yè)部，新疆 庫爾勒 841000)

TⅡ油組是解放渠東油田的主力產(chǎn)層，平均孔隙度23.6%，平均滲透率416 mD，儲集空間以粒間孔、粒間溶孔為主，目前TⅡ油組已處于高含水低效開發(fā)后期，為了延緩產(chǎn)量遞減、實現(xiàn)穩(wěn)油控水，通過應用TⅡ油組提液增油技術(shù)，將高含水油藏采用換大泵提液，實現(xiàn)了解放渠東油田三口高含水油井穩(wěn)產(chǎn)，得出了提液增油技術(shù)的地質(zhì)條件是物性較好的中高孔、高滲油藏，壓力保持水平達到80%以上且外圍存在廣闊的水源，油層產(chǎn)水類型以邊水為主，總結(jié)了提液增油的最佳時機是含水率達到90%以上。

解放渠東油田；TⅡ油組；提液增油；穩(wěn)油控水；提液條件

解放渠東油田是塔里木油田塔北隆起輪南大型潛山背斜東南坡上的一個短軸背斜油氣藏，TⅡ油組是解放渠東油田的主力產(chǎn)層，產(chǎn)層物性較好，平均孔隙度23.6%，平均滲透率416 mD，儲集空間以粒間孔、粒間溶孔為主。主力油層TⅡ油組屬于帶凝析氣頂?shù)牡姿?大邊水)構(gòu)造油藏，由構(gòu)造圈閉形成油藏。構(gòu)造高部位為氣頂，含氣高度約25 m，含油高度約20 m，油氣充滿度低，構(gòu)造邊部水體大，為典型的底水(大邊水)氣頂油藏。

解放渠東油田于1991年2月開始鉆探，1993年8月正式投產(chǎn)。目前油田逐步呈現(xiàn)出遞減快、壓降大、含水高的開發(fā)趨勢。如何延緩老區(qū)產(chǎn)量遞減、實現(xiàn)穩(wěn)油控水成了制約油田開發(fā)的瓶頸。解放渠東油田前期開發(fā)主要是自噴生產(chǎn)，目前油水界面抬升，大部分井處于高含水、低產(chǎn)能開發(fā)階段，采油方式以電泵采油為主，后期井網(wǎng)密度大，單井控制儲量有限，進一步加密側(cè)鉆井網(wǎng)不經(jīng)濟。2015年在大量調(diào)研與室內(nèi)實驗的基礎(chǔ)之上，優(yōu)先選擇了解放渠東油田TⅡ油組的兩口電泵井進行了長達一年的礦場試驗，通過1年觀察，兩口井取得了較好的開發(fā)效果。在此基礎(chǔ)之上，2016年又選擇了1口電泵井進行驗證，通過半年多的生產(chǎn)觀察，該井同樣取得了較好的開發(fā)效果，該技術(shù)具備較好的推廣潛力，對于類似油田的開發(fā)具有較強的指導意義。

1 提液增油機理

提液增油就是通過適當放大生產(chǎn)壓差，增加驅(qū)動壓力梯度，提高水驅(qū)油采收率。油藏含水達到一定數(shù)值后，可將油藏簡化為兩種普通形式，即水層和油層。研究表明，不論油水層壓力如何相互變化，產(chǎn)油量隨產(chǎn)液量的增大而增大，隨產(chǎn)液量的減小而降低[1]。但是不同類型的油藏提液規(guī)律是不同的，礦場實驗表明邊水油藏大泵提液效果好于底水油藏。對于邊水油藏，在油井產(chǎn)量低、生產(chǎn)壓差小的情況下，邊水在油層中以很小的波及范圍向井筒推進，當擴大生產(chǎn)壓差后，油水兩相流動，邊水驅(qū)油[2]。對于解放渠東TⅡ油組這種偏親水塊狀邊底水油藏，由于毛管力作用已充分發(fā)揮，提液后，有利于提高水驅(qū)油波及效率。

2 提液時機的選擇

國內(nèi)許多文獻都對提液時機進行了分析研究，提液時機選擇差別較大，主要考慮了油層供液能力、滲透率大小、油水黏度比、生產(chǎn)測井資料提供的油層水淹程度、油層縱橫向非均質(zhì)性等因素[3，4]。對于水驅(qū)砂巖油田,由達西定律可以推導出油藏含水率與油田含水率的關(guān)系。在驅(qū)替相(水)飽和度相同情況下，對油水黏度比較大的油藏，含水率還要增大，即提液時機相對較晚；對非均質(zhì)嚴重的低滲油藏，由于汞飽和度相對較小，含水率也相對較小，即提液時機要相對提前[5]。大量生產(chǎn)情況表明，在含水率較低的情況下不宜進行提液強采，以防油層單向突進和過早水淹[6，7]。本文結(jié)合同一區(qū)塊地質(zhì)條件、油藏性質(zhì)具體情況進行研究，主要通過區(qū)塊油井相滲曲線和無因次采油指數(shù)研究提液時機。

解放渠東TⅡ油組這種偏親水塊狀邊底水油藏，由于毛管力作用已充分發(fā)揮，通過統(tǒng)計解放渠東油田TⅡ油組所有井的相滲曲線和無因次采油指數(shù)，可以發(fā)現(xiàn)無因次采油指數(shù)隨含水上升而下降，由于油水黏度比較小，無因次采液指數(shù)先隨著含水上升而下降，但當含水大于90%后，無因次采液指數(shù)迅速上升(見圖1)。因而，含水率達到90%后可以進行提液。

3 提液技術(shù)條件

提液增油首先是建立在地層供液充足的前提下，進行提液生產(chǎn)，這就要求地層物性要好，地層壓力保持程度高，外圍應存在較充足的水源。其次是油層厚度大、非均質(zhì)性強、水淹程度不均或多層開采井，這些層間差異或?qū)觾?nèi)矛盾是剩余油存在的潛力，也是高含水期油藏提液增油的物質(zhì)基礎(chǔ)。

提液增油是要通過放大生產(chǎn)壓差增加驅(qū)動壓力梯度，提高水驅(qū)油采收率。但是過大地放大生產(chǎn)壓差又會導致水錐進加快，這就必須考慮提液井油層和水層的壓力差。通過達西滲流定律，可推導出油藏含水率、井底流壓、產(chǎn)油量及產(chǎn)液量之間的關(guān)系。礦場試驗表明，當水層壓力Pw大于油層壓力Po時，降低井底流壓生產(chǎn)，則含水率降低；當水層壓力Pw小于油層壓力Po時，降低井底流壓生產(chǎn)，則含水率升高；當水層壓力Pw等于油層壓力Po時，則含水率不隨井底流壓的變化而變化。當水層壓力Pw大于油層壓力Po時，增大全井采液量，則含水率降低，減小采液量則含水率升高；當水層壓力Pw小于油層壓力Po時，增大全井采液量，則含水率升高，減小采液量則含水率降低；當水層壓力Pw等于油層壓力Po時，則含水率不隨采液量的變化而變化[8]。

解放渠東油田2015年在TⅡ油組選擇了A、B兩口井進行提液增油試驗，兩井是塔北隆起解放渠東背斜構(gòu)造的電泵井，其中兩口井的采液和含水特征統(tǒng)計如表1、表2所示，根據(jù)兩口井的數(shù)據(jù)繪制出相應的IPR曲線如圖1、圖2所示。

表1 A井采液和含水特征統(tǒng)計

表2 B井采液和含水特征統(tǒng)計

通過兩口井的IPR曲線可以求得兩井油層、水層的壓力，A井：Pw=46.104 MPa，Po=45.197 MPa；B井：Pw=37.988 MPa，Po=24.923 MPa。兩口井的水層壓力明顯高于油層壓力，通過提液含水率應該呈現(xiàn)下降趨勢。

4 提液工藝

解放渠東油田TⅡ油組壓力保持程度高，外圍水體能量強，油藏埋藏深，地層供液充足，提液工藝主要通過機采優(yōu)化，更換大排量電潛泵進行提液。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?，F(xiàn)場主要通過動液面進行跟蹤兩口井的沉沒度，進行供液能力評估。

5 效果分析

A、B兩井屬于解放渠東油田TⅡ油組的邊水油藏(見圖3)，A井2015年9月進行提液增油，將100 m3/d 電泵更換為200 m3/d大泵提液；B井2015年11月進行提液，將50 m3/d電泵更換為100 m3/d 大泵提液。提液后日產(chǎn)油水平有所增加，含水率降低，提液效果顯著，具體情況見表3。

表3 A、B兩井提液增油效果統(tǒng)計表

井號提液時間提液前生產(chǎn)情況提液后生產(chǎn)情況提液措施效果對比日產(chǎn)液/t日產(chǎn)油/t含水/%日產(chǎn)液/t日產(chǎn)油/t含水/%日產(chǎn)液/t日產(chǎn)油/t含水/%水類型A2015-091904.0197.8935011.3796.751607.36-1.14邊水B2015-12810.9898.791936.2796.751125.29-2.04邊水

在兩口井獲得成功的基礎(chǔ)之上，總結(jié)了提液增油的經(jīng)驗。2016年再次在解放渠東油田TⅡ油組選擇了一口高含水采油井C井進行提液增油。該井物性較好，孔隙度26.7%，滲透率1 880 mD，壓力保持程度90%，含水96.54%，屬于邊水油藏(見圖4)。通過IPR曲線可以看出，C井水層壓力Pw=49.303 MPa，油層壓力Po=44.512 MPa，水層壓力大于油層壓力，適合進行提液增油(見圖5)。

表4 C井采液和含水特征統(tǒng)計

2016年8月將C井100 m3/d電潛泵更換為200 m3/d大泵進行提液增油，提液后增油效果顯著，含水率與預期吻合，具體效果見表5。

表5 C井提液增油效果統(tǒng)計表

井號提液時間提液前生產(chǎn)情況提液后生產(chǎn)情況提液措施效果對比日產(chǎn)液/t日產(chǎn)油/t含水/%日產(chǎn)液/t日產(chǎn)油/t含水/%日產(chǎn)液/t日產(chǎn)油/t含水/%C2016/81976.6796.6132422.5693.0412715.89-3.57

6 結(jié)論

1)通過解放渠東油田TⅡ油組3井次的提液增油試驗成功，驗證了提液增油技術(shù)可行；

2)提液增油的地質(zhì)條件高孔高滲效果好，地層壓力保持程度達到80%以上，外圍需存在較廣闊的水源，邊水油藏提液增油效果較好；

3)水層壓力Pw大于油層壓力Po時，增大全井采液量，則含水率降低，實現(xiàn)穩(wěn)油控水，提液增油效果好；

4)解放渠東油田毛管力作用已充分發(fā)揮，無因次采液指數(shù)先隨著含水上升而下降，但當含水大于90%后，無因次采液指數(shù)迅速上升，因而含水率達到90%后進行提液效果較好。

[1] 李建國.洲城油田開發(fā)后期提液增油技術(shù)探討[J].特種油氣藏，2010(6):1.

[2] 葛麗珍.海上邊底水稠油油藏大泵提液增產(chǎn)挖潛礦場試驗研究[J].中國海上油氣，2008(3):173.

[3] 陳林，彭彩珍，孫雷，等.水驅(qū)油藏開發(fā)后期提液穩(wěn)產(chǎn)研究[J].石油地質(zhì)與工程，2007，21(6)：47-49.

[4] 萬學彭，張興，趙新軍，等.強邊底水低幅度構(gòu)造油藏二次提液增油效果探討[J]. 特種油氣藏，2008，15(2):60-63.

[5] 李建國. 洲城油田開發(fā)后期提液增油技術(shù)探討[J].特種油氣藏，2010(6):2.

[6] 鄭穎.水平井開發(fā)薄層特稠油油藏的界限優(yōu)化研究[J].斷塊油氣田，2006, 13(4):34-35.

[7] 陳志海.底水油藏的水平井開發(fā)[J].石油與天然氣地質(zhì)，2000，21(3):214-219.

[8] 唐仁選，談士海，郎春艷，等.多油層合采的油井產(chǎn)液及含水特征分析[J].中國海上油氣：地質(zhì)，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

干華文(1989-)，男，四川省資陽市人，油藏工程師，主要從事油藏動態(tài)分析，E-mail：1160962506@qq.com。

TE357

B

1008-9446(2017)06-0010-05