水驅(qū)開發(fā)油藏提液穩(wěn)產(chǎn)措施分析研究

曹帥元

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)湛江分公司，廣東湛江 524057）

水驅(qū)開發(fā)油藏開發(fā)進(jìn)入中后期，含水上升，提液是油井有效的增產(chǎn)措施，油井提液是油井進(jìn)入高含水期見效快，投資少的一項(xiàng)挖潛增產(chǎn)手段。提液時(shí)機(jī)的選擇與提液指標(biāo)的確定直接關(guān)系到后期開發(fā)效果[1-5]。

1 提液機(jī)理與條件

1.1 提液機(jī)理

油井的產(chǎn)油量、產(chǎn)液量和含水率三者之間的關(guān)系如公式（1）所示：

其中：Qo，QL-分別為產(chǎn)油量和產(chǎn)液量；fW-含水率。

水驅(qū)油藏開發(fā)中后期，含水率上升，要保持穩(wěn)產(chǎn)，提高產(chǎn)液量是必要的有效措施。結(jié)合油藏工程知識(shí)及達(dá)西定律如公式（2）分析可知，生產(chǎn)壓差和地層流動(dòng)系數(shù)決定著油井的產(chǎn)液量。因此，要提高油井的產(chǎn)液量，以保持合理的采油速度和較長的穩(wěn)產(chǎn)期，可適當(dāng)采取的辦法有增產(chǎn)增注措施、改善滲流條件、擴(kuò)大生產(chǎn)壓差、提高供液能力與采液能力等。

其中：Q-單位時(shí)間滲流量；K-滲流系數(shù)；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?？梢越档途琢鲏海黾由a(chǎn)壓差，這樣位于滲透率低區(qū)塊啟動(dòng)壓力較高的原油才能開始流動(dòng)，從而增加水驅(qū)波及效率，提高油藏采收率，實(shí)現(xiàn)油井提液。

1.2 提液條件

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

（2）油藏壓力系統(tǒng)能滿足提液要求。油藏壓力一般應(yīng)恢復(fù)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(chǎn)能。此外，為保證足夠的生產(chǎn)壓差，應(yīng)適當(dāng)提高注入壓力，但不應(yīng)高于地層巖石破裂壓力，同時(shí)應(yīng)考慮注采設(shè)施的承受能力。

（3）油藏有足夠的供液能力。這與儲(chǔ)層吸水指數(shù)、注入壓力以及注采比等因素有關(guān)。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(jìn)速度、地層壓力、采油速度、水淹狀況等方面產(chǎn)生的差異較大，放大生產(chǎn)壓差后，高壓高含水層突進(jìn)，容易在高含水層形成短路循環(huán)，提液油井含水率大幅度上升，而產(chǎn)油量卻降低，油田的存水率隨著生產(chǎn)的持續(xù)后不斷下降，地層壓力降低，從而影響周圍油井產(chǎn)量加速下降。

（4）生產(chǎn)裝置要有足夠的液量處理保障、電力供應(yīng)保障和地面設(shè)備配套保障。提液后單井產(chǎn)液量上升，含水率上升，海上生產(chǎn)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(yīng)及地面設(shè)備要能夠滿足新功率下運(yùn)行。

2 提液時(shí)機(jī)的選擇

（1）何時(shí)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(shí)機(jī)要考慮的主要因素。

國內(nèi)外許多油田都根據(jù)自身油田特點(diǎn)做過相關(guān)礦產(chǎn)實(shí)驗(yàn)。俄羅斯阿爾蘭油田研究了不同含水率下強(qiáng)化采液效果，結(jié)果證明含水率在50%以后，提液強(qiáng)采越早越有利于提高最終采收率。南美奧連特盆地塔區(qū)塊數(shù)模研究結(jié)果認(rèn)為，含水率在低于70%時(shí)以低強(qiáng)度采液為宜，含水上升至70%～90%時(shí)，宜保持穩(wěn)液生產(chǎn)，適當(dāng)提高，但也要控制采液強(qiáng)度，含水大于90%時(shí)，以高強(qiáng)度采液為宜。國內(nèi)秦皇島32-6油田通過數(shù)模研究發(fā)現(xiàn)含水率大于80%以后可以提高采液強(qiáng)度。

（2）在無因次采液指數(shù)隨含水率上升的階段才能產(chǎn)生有效的提液效果，若在含水率較低的情況下進(jìn)行提液，會(huì)造成油層單向突進(jìn)和過早的水淹，油井最終的采收率會(huì)因此下降。在油層含水率上升到一定程度，且通過生產(chǎn)測井?dāng)?shù)據(jù)判斷不同程度的水淹在各層出現(xiàn)時(shí)，此時(shí)可考慮提液生產(chǎn)。

（3）因平面和縱向非均質(zhì)性差異，各井提液時(shí)機(jī)和效果不盡相同，要根據(jù)目標(biāo)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(huì)引起含水大幅度上升，增產(chǎn)效果變差。通過數(shù)值模擬計(jì)算，研究在某一含水階段，提液幅度對(duì)累產(chǎn)油以及含水上升規(guī)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(chǎn)壓差下油井產(chǎn)油量與含水率的關(guān)系曲線（見圖1）。從圖1可以看出：

（1）在同一生產(chǎn)壓差下，產(chǎn)油量隨著含水率的增加而減少，含水率越高，增油幅度越?。辉谕瑯拥暮A段，生產(chǎn)壓差（泵排量）越大，則產(chǎn)油量越高。

（2）在高含水期，增大生產(chǎn)壓差可以獲得較高的產(chǎn)油量，并且產(chǎn)油量相同時(shí)，底水油藏油井的生產(chǎn)壓差要大于邊水油藏油井的生產(chǎn)壓差，因此放大生產(chǎn)壓差可以提高油井產(chǎn)油量，改變邊底水稠油油藏油井低產(chǎn)的現(xiàn)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(jù)含水率范圍確定提液幅度與提液時(shí)機(jī)。

（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(dāng)油井的含水率繼續(xù)上升時(shí)，要保持油井產(chǎn)量，必須進(jìn)一步加大提液幅度。

圖1 不同生產(chǎn)壓差下邊底水油藏油井產(chǎn)油量與含水率的關(guān)系曲線

4 實(shí)例分析

海上某油田A平臺(tái)開發(fā)ZJ2-1油組，于2006年12月29日開鉆，2007年4月8日完鉆，鉆領(lǐng)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(diào)整井A9hb投產(chǎn)；2012年 9月 24日調(diào)整井 A10H、A11H、A12H投產(chǎn)。ZJ2-1油組的儲(chǔ)層段毛厚度在22 m左右。油層主要分布在該油田A平臺(tái)1、6井區(qū)，其厚度大，物性好，分布廣泛而穩(wěn)定。天然水驅(qū)能量充足。近年來，該油田換泵提液增產(chǎn)效果較為明顯，對(duì)其換泵提液措施進(jìn)行分析。

4.1 提液條件

（1）油田具有充足的提液的物質(zhì)基礎(chǔ)（見表1）。由表1的數(shù)據(jù)可以看出該平臺(tái)油井綜合含水率達(dá)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(tái)各井壓力系數(shù)均值在0.91以上，表明生產(chǎn)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(qū)油藏為強(qiáng)邊底水驅(qū)油藏，有充足的邊水連續(xù)補(bǔ)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(tái)油井油田原油具有地飽壓差大，溶解氣油比低的特點(diǎn)。

（3）海上平臺(tái)具有足夠液量處理保障及電力供應(yīng)保障：海上某油田A平臺(tái)由FPSO供電和生產(chǎn)，目前液量處理并未達(dá)到飽和，且油田為滿足后續(xù)開發(fā)的要求已經(jīng)做了電量核定，地面設(shè)備容量校核，為滿足后續(xù)作業(yè)要求已做了設(shè)備采購，擴(kuò)容改造計(jì)劃，因此海上某油田A平臺(tái)具備大規(guī)模提液處理?xiàng)l件。

表1 海上某油田ZJ2-1油組開發(fā)現(xiàn)狀

圖2 海上某油田A平臺(tái)各井壓力系數(shù)曲線

表2 海上某油田原油高壓物性分析統(tǒng)計(jì)表

4.2 提液時(shí)機(jī)的選擇

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

（1）無因次采液指數(shù)隨含水率的上升先下降，進(jìn)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(shù)緩慢下降；

（2）ZJ2-1油組無因次采液指數(shù)，當(dāng)含水率達(dá)到50%以后時(shí)，開始上升，含水率達(dá)到80%以后，無因次采液指數(shù)大幅上升，當(dāng)含水達(dá)到98%時(shí)，無因次采液指數(shù)達(dá)到2.0以上，說明提液潛力較大。

根據(jù)目前已經(jīng)實(shí)施的提液效果分析，ZJ2-1油組在單井含水達(dá)到50%以上提液的增油效果都比較理想，對(duì)于ZJ2-1油組生產(chǎn)初期含水上升快，但含水達(dá)到50%以后含水上升速度減緩，當(dāng)生產(chǎn)井含水率達(dá)到50%以上，同時(shí)綜合其他因素（儲(chǔ)層、構(gòu)造等），可以優(yōu)先進(jìn)行提液。

圖3 海上某油田ZJ2-1油組無因次采液/采油指數(shù)與含水率關(guān)系曲線

4.3 提液幅度的確定

根據(jù)海上某油田平臺(tái)各井的實(shí)際采油指數(shù)，以及單井最大生產(chǎn)壓差的計(jì)算，最終確定了各井目前的最大提液量和含水率達(dá)到90%時(shí)的最大提液量（見圖4），從ZJ2-1油組的提液分析結(jié)果看，ZJ2-1油組提液潛力較大，利用數(shù)模軟件對(duì)海上某油田平臺(tái)提液的潛力進(jìn)行分析。

海上某油田A平臺(tái)目前產(chǎn)液量4 800 m3/d，在數(shù)模中對(duì)不同提液方案下的采出程度進(jìn)行預(yù)測，提液方案分為基礎(chǔ)方案（目前生產(chǎn)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(yù)測結(jié)果（見圖5）。結(jié)果表明，由采出程度隨提液的日產(chǎn)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(dāng)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(jié)論與建議

（1）水驅(qū)開發(fā)油藏開發(fā)中后期，含水率上升，水油比增加較快，油井生產(chǎn)壓差減小，產(chǎn)油量下降，可通過適時(shí)放大生產(chǎn)壓差，來提高產(chǎn)液量和產(chǎn)油量。

（2）大泵提液要根據(jù)邊水油藏和底水油藏不同的提液特征和增油規(guī)律，來確定提液時(shí)機(jī)、提液幅度和提液周期，并根據(jù)油藏特征來進(jìn)行合理優(yōu)化。

（3）海上某油田通過提液分析，對(duì)提液機(jī)理、提液時(shí)機(jī)、提液影響因素和提液潛力進(jìn)行分析，認(rèn)為提液可以提高低滲層的采出，可以有效的控水穩(wěn)油，提高油田采收率。

圖4 海上某油田各生產(chǎn)井產(chǎn)液能力分析圖

圖5 海上某A平臺(tái)提液潛力分析對(duì)比圖