A油田稠油油藏提液研究與實踐

王佩文，劉春艷，馮梅芳，王海燕，王為民，周海燕

(1.中海石油(中國)有限公司蓬勃作業公司，天津塘沽 300452； 2.中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院；3.中國石油冀東油田分公司陸上油田作業處；4.中國石油吉林油田分公司)

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A油田稠油油藏提液研究與實踐

王佩文1，劉春艷2，馮梅芳3，王海燕4，王為民1，周海燕1

(1.中海石油(中國)有限公司蓬勃作業公司，天津塘沽 300452； 2.中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院；3.中國石油冀東油田分公司陸上油田作業處；4.中國石油吉林油田分公司)

提液是油田進入高含水階段剩余油挖潛的有效手段，但是如何選井、如何計算提液幅度以及如何評價提液效果是業界的一個難題。以稠油A油田的地質油藏資料為基礎，闡述了提液選井的原則和條件，利用油藏工程方法計算合理的提液幅度，用數值模擬方法驗證其合理性，并建立了適合A油田從提液選井、提液幅度計算到提液效果評價的一整套體系。根據研究結果進行了23井次的提液實踐，提液后單井平均產能提高了一倍，并引入水驅曲線法評價提液效果。

提液條件；剩余油分布；生產壓差；水驅曲線

A油田經歷近30年的開發后，地質儲量采出程度已達到38%，綜合含水達到88%，剩余油分布十分復雜，增產挖潛的難度較大。采用提液挖潛措施后老井產量提高了一倍，打破了油田產量不斷遞減的局面，改善了油田的開發效果。

1　提液基本條件

1.1地層能量

A油田屬于構造層狀油藏，儲層物性較好，具有較強的邊水能量。原始地層壓力為16.6 MPa,飽和壓力為12.3 MPa,目前平均地層壓力為15.7 MPa，地層能量充足且在飽和壓力之上，地層供液能力較強，具備提液強采的能量條件[1]。

1.2油井含水

油田隨著開發時間的增長和含水的上升，采油速度下降，采液速度上升[2]。隨著含水上升，油層含水飽和度不斷增大，水相滲透率逐漸上升，無因次采液指數不斷增大，特別是進入高含水期后無因次采液指數增加較快。圖1為A油田的相對滲透率曲線，通過公式推導，繪制A油田的無因次采油(采液)曲線(圖2)，可以看出，當含水大于80%以后，無因次采液指數大幅上升，而A油田的含水已經超過80%，滿足提液的含水條件。

1.3剩余油分布

針對油田不同區域的剩余油分布特點，將提液措施與相應配套措施相結合，才能發揮油井提液的最大潛力，因此提液研究應以剩余油分布規律的研究為基礎。

圖1　A油田相對滲透率曲線

圖2　A油田無因次采油(液)指數曲線

本文對剩余油分布規律的研究主要從構造、沉積微相及儲層特征入手，利用油藏數值模擬方法，同時結合產液剖面資料、飽和度測試資料等進行綜合分析，得出A油田的剩余油分布規律。

A油田的剩余油分布具有以下特征：

(1)縱向上，儲層的韻律特征控制了剩余油的分布，在正韻律儲層的上部剩余相對富集[3]，滲透率較差的層段存在剩余油。

(2)平面上，受構造以及強邊水的影響，剩余油主要集中在油田內部的構造高部位。

2　提液合理生產壓差和產液量

2.1合理生產壓差

2.1.1油藏工程方法

在能量充足的條件下，提液的生產壓差也不能無限放大。在井底流壓下降到一定限度時，油井產量會隨生產壓差的增大而減小，而影響油井產量的主要原因就是油井脫氣。

根據油氣兩相滲流力學公式建立生產壓差與產量之間的關系：

(1)

(2)

式中：Q——油井產量，m3/d；h——油層厚度，m；Re——油井泄油半徑，m；Rw——油井井筒半徑，m；K——滲透率，μm2；μo——地下原油黏度，mPa·s；Ps——地層壓力，MPa；Pb——飽和壓力，MPa；Swc——束縛水飽和度；Sg——含氣飽和度；Z——天然氣壓縮因子；Rs——溶解氣油比，m3/m3；Bo——地層原油體積系數；T—— 溫度，℃。

公式中Bo、Sg、Rs、Z均為壓力的函數，其中Sg為Kro的函數。利用A油田實際的PVT及相滲資料進行回歸，得到上述參數與壓力之間的關系式，代入公式(2)得到Sg與P的關系，再代入公式(1)得到Q與P的關系，最終計算出油井提液后的合理生產壓差為3.5～4.0 MPa。

2.1.2油藏數值模擬法

油藏數值模擬法是在較好的歷史擬合的基礎上，分別給定不同生產壓差下的最大產液量，進行產油量和氣油比的預測。當生產壓差大于4 MPa時，氣油比迅速增加，增油幅度變小，驗證了油藏工程方法計算的生產壓差3.5～4.0 MPa是合理的。

2.2合理產液量

油井合理產液量的計算方法主要是采用油水兩相滲流力學公式[4]：

Δp=

(3)

公式中Sw是fw和Kro的函數，利用油田實際的油水相滲曲線，進行回歸擬合，就可以得到fw與Sw，Kro與Sw的關系式，代入公式(3)計算得到不同產液量下含水率與生產壓差的關系。

根據含水率和生產壓差，最終確定油田油井的合理產液量為500～1 000 m3/d。

3　提液實踐及認識

3.1提液實踐

以剩余油分布規律研究為基礎，結合不同區域的地質油藏條件，并將提液與相應措施進行配套，充分發揮油井的最大潛力，實現剩余油挖潛的目的。

(1)充分利用油田的天然優勢，對邊部高含水井大幅度提液。A油田的驅動類型屬于強邊水驅，邊部油井含水基本上都在90%以上，受強邊水驅動的作用，地層能量充足，油井表現較強的供液能力，動液面較淺。維持現狀生產，日產液水平基本是100～250 m3，并不能充分發揮油井的潛力，因此要充分利用油田強邊水驅的天然優勢，對供液充足的邊部高含水井進行大幅度提液，提高產油量。提液后單井日產液增加250～450 m3，實現單井日增油15～30 m3。

(2)結合剩余油分布進行提液。從油井飽和度測試資料結果看，層內滲透率相對較低的部位，在原有生產壓差條件下動用較差[5]，剩余油飽和度仍然較高，通過放大生產壓差后，可以有效釋放物性差層潛力。實施后單井日增液200～400 m3，單井日增油20～40 m3，含水率變化不大，實現了有效提液。

剩余油分布規律的研究成果顯示，油田內部為剩余油富集區，因此提出將油田內部的油井進行提液，有效釋放儲層潛力。實施后單井日增油30～100 m3，并且初期含水有不同程度的下降，實現了有效提液。

(3)解堵與提液相結合，有效解除提液的供液瓶頸。部分油井存在近井地帶污染，在動態上表現出供液不足的現象，油井無法進行提液措施，而實際上從儲層物性和測壓資料來看，地層能量充足。通過解堵，解除井底污染，有效地提高地層到井筒的流動性，使得油井供液能力大大增強。將解堵與提液相結合，可以有效解除油井提液的供液瓶頸。解堵后進行提液，單井日產液水平提高150～250 m3，實現單井日增油5～15 m3。

3.2提液效果評價

提液的目的一方面是提高采油速度，實現高速開發，另一方面它是剩余油挖潛的手段，可以提高最終采收率。本文用水驅特征曲線來評價油田提液效果。從儲層物性和流體性質等方面考慮，A油田適合于甲型水驅特征曲線(以下簡稱水驅特征曲線)。

從水驅特征曲線公式推導的可采儲量公式得知，水驅曲線的斜率b的變化可以反映油田開發效果的好壞。A油田目前提液井含水為80%～93%，水驅曲線表現出穩定水驅的直線段，但未到水驅曲線后期上翹的階段，因此采用水驅特征曲線法來評價提液效果。如果提液后水驅曲線的斜率b變小，提液效果為優，因為其既提高了采油速度又提高了采收率，實現了剩余油挖潛；如果提液后，水驅曲線的斜率b不變，效果為中，因為其只實現了提高采油速度；如果提液后水驅曲線的斜率變大，提液效果為差，因為雖然提高了采液速度，但是提液后含水大幅度上升，水驅效果變差。圖3、圖4為A油田提液效果為較好的實例，圖5、圖6為A油田提液效果一般的實例。2009～2011年A油田共進行大泵提液23井次，其中19井次為較好，4井次為一般，油田平均單井產能由18 m3/d 提高到34 m3/d，實現累計增油29×104m3。提液已經成為A油田增產、穩產、進行剩余油挖潛的有效措施。

圖3　A23井提液后水驅特征曲線斜率變化情況

3.3影響提液效果的因素分析及認識

(1)地層能量。地層能量是提液的基礎，A油田位于油藏邊部的油井，受邊水的穩定供給，提液效果普遍較好。位于油藏內部的部分油井，以注水井作為主要的能量供給，提液后雖然初期可達到設計液量，但是提液后注采比小于1，注水不足，導致提液有效期較短。

圖4　B11井提液后水驅特征曲線斜率變化情況

圖5　A19井提液后水驅特征曲線斜率變化情況

圖6　B1井提液后水驅特征曲線斜率變化情況

(2)油井污染。部分存在井底污染的油井，放大壓差后，油井表現出供液不足，液量增加幅度不明顯，提液效果差，所以建議在提液前解除油井污染，確保提液效果。

(3)剩余油分布。通過生產測井資料和地質油藏綜合分析認為，剩余油較為富集的區域，提液后生產效果較好；水洗程度高或存在異常高滲水淹層的井，放大壓差后，含水上升較快，提液效果差。因此提液要與剩余油分布緊密結合。

4　結論

(1)提液要以剩余油分布規律研究為基礎，結合不同區域的地質油藏條件，將提液與相應措施配套，

才能充分發揮油井的最大潛力，達到剩余油挖潛的目的。

(2)提液需要滿足的主要條件為：地層能量充足，滿足提液的含水條件，剩余油較為富集。

(3)地層能量為提液的基礎，地層能量充足的區域提液效果普遍較好，供液不足的區域提液有效期短、效果較差。

(4)油井污染影響提液效果，建議在提液前解除油井污染，確保提液效果。

(5)提液要與剩余油分布緊密結合。剩余油較為富集的區域，提液后效果較好；水洗程度高或存在異常高滲水淹層的井，提液效果差。

[1]馬功聯.通61斷塊特高含水期提液技術研究與實踐[J].大慶石油地質與開發，2004，23(6):43-44.

[2]謝梅波.埕北稠油油田生產滲流特性的研究和應用[J].中國海上油氣，1995,20(5):318-324.

[3]林承焰.老油田剩余油分布-水下分流河道岔道口剩余油富集[J].石油學報，2011,32(5):830-833.

[4]張建國.油氣層滲流力學[M].東營：石油大學出版社，1997：41-42.

[5]王國民.強化排液研究及礦場應用[J].特種油氣藏，2004,11(4):78～80.

編輯：王金旗

1673-8217(2016)04-0103-04

2016-02-20

王佩文，工程師，1983年生，2007年畢業于西安石油大學油氣田開發工程專業，現主要從事油氣田開發研究工作。

國家科技重大專項“海上稠油油田高效開發叢式井網整體加密及綜合調整油藏工程技術示范”(2011ZX05057-001)。

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