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1、对洲城油田开发后期提液增油技术的探讨及认识唐人选摘要摘要:提液增油是水驱油藏开发中后期保持稳产和提高采收率的有效开发模式，本文对提液增油机理、提液时机的确定确定进行了探讨，同时结合洲城油田矿场试验对提液参数及注水参数的确定进行了研究，对提液后出现的增油和增水两种相反现象进行了分析，以期对今后提液增油措施提供借鉴。关键词关键词：洲城油田 提液增油 提液机理 提液时机前前 言言洲城油田为弱边水和底水驱动油藏，油田开发经历了四个阶段，即 1992-1995 产能建设阶段，1995-2002 注水开发阶段，2002-2004 年井网加密调整阶段，2004-2008 年注水开发方式调整和层系调整阶段；目
2、前油藏以中上部低渗层为主要目的层，兼顾下部部分高渗层剩余油的开发。经过多年的综合开发调整，取得了良好的开发效益。但油藏后期也存在诸多问题，井网密度大，单井控制储量小，再进一步加密侧钻不经济；层间非均质性严重，含水率上升快，挖潜低渗层难度大。截止 2008 年 9 月油藏累积产油 55.16104t，采出程度 31%，油藏综合含水 88%，从经济开采角度分析，油藏进行强注强采方式较为科学，2008 年 8-10 月已进行了 6 口井提液取得一定的效果，日产油从 35.79t 上升到目前的 46.07t,增产幅度 28.7%，综合含水从 88.5%下降到 87.7%，按提液方案尚有 4 口井为施工
3、。本文以洲城油田为例进行提液效果及现象进行分析探讨，对今后类似水驱油藏开发具有一定的指导意义。1 1、提液机理、提液机理对于多层油藏合采或非均质性较厚油层单层开采，油藏含水达到一定数值后，可将油藏简化为两种普通情形去分析，即水层和油层。根据达西渗流定律，可推导出油藏含水率、井第流压、产油量、产液量之间的相互关系式，即：（1）PwfJwJoJwPwJoPoJwPwfJwPwPwfPwJwPwfPoJoPwfPwJwQwQoQwfw)()()()(对（1）式关于井底流压求导，得（2）2)()( PwfJwJoJwPwJoPoPoPwJo dPwfdfw （2）式说明： 当(水层压力油层压力)时，有
4、，则降低井底流压生产时(提液)，PoPw 0dPwfdfwPwf则全井含水率下降，反之，增大井底流压生产，含水率反而上升。Pwf 当时(水层压力油层压力)，有，则降低井底流压生产时，则PoPw 0dPwfdfwPwf全井含水率上升，反之，增大井底流压生产，含水率反而下降。Pwf 当时（包刮油水同层） ，则全井含水率不随流压的改变而改变。PoPw （3）QtJtJoPwPoJtJoJwQtJtJoPtPoJoPwfPoJoQo)()()(（3）式说明，不论油水层相互压力如何变化，产油量随产液量的增大而增大，随产液量的减小而降低。降低井底流压开采在实际操作中有多种实施方式，对高含水油藏换大泵提液，
5、降低动液面深度；由于抽油机载荷限制，限制下泵深度，可加深尾管，以油置水，降低环空井筒液密度，从而降低井底流压；对于地层供液不足，可采用小泵深抽形式降低井底流压。以上这些参数的相互关系对多层开采中发生严重水窜油藏和大孔道水淹油藏是不成立的，因为当流量较大时，流量与压差不成直线，达西直线渗流方程就会破坏。2 2、提液时机的选择、提液时机的选择许多文献都对提液时机进行了分析研究，提液时机选择差别较大，主要考虑油层供液能力、渗透率大小、油水粘度比等因素。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
6、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。本文认为在含水率较低的情况不宜进行强采，以防油层单向突进和过早水淹，影响油层最终采收率，在油层含水达到一定程度后，生产测井表明所有层均不同程度水淹，此时可考虑提液生产。由于平面和纵向非均质性，各井提液时机和效果不同，不能千篇一律，要根据具体油井具体分析，本文提供一种简单的方法，供读者参考。图 1 类毛细管力与饱和度的关系 图 2 毛管压力与饱和度关系图 1 毛管压力与
7、饱和度关系曲线，从图中可见该毛管力曲线属于类毛管力曲线，代表储层分选好，粗歪度，孔吼集中，储集性能良好，表现在毛管力曲线上排驱压力较低，当油层进行驱替时，含汞饱和度达到 60%以上，毛管压力才开始上翘，说明油层孔隙度分布较为集中，大部分油在此驱替压力下被采出，对油藏而言，就不需要增加压差生产。而要进一步提高驱替相饱和度(SHg)，采出更小孔隙中的被驱替相需要提高驱替压力，即实际操作中的放大压差生产。60%的饱和度就是提液时机的选择。图 2 代表非均质性严重的毛管力曲线，属于类曲线反映储层孔吼分选差、细歪度、储集性能较差。对这两类油藏而言，没有明显的上翘拐点，排驱压力必须逐渐增大，才能增大汞饱和
8、度，这类岩心代表的油藏，生产中产量不断下降，需要不断增大生产压差，才能维持产量，否则大孔隙中油被驱替后，水进入大孔道，油层含水上升速度较快。这类油藏非均质性较强，而且渗透率一般较低，提液时机需要提前，建议以平均毛管力对应的汞饱和度为提液时机的选择。具体计算方法如下：对于水驱砂岩油田，由达西定律可以推导出油藏含水率与与油田含水率的关系如下：（4）wbsowowrwroaekkfw)(1111例如，某油田根据相对渗透率和含水饱和度的关系求得，又地层条件下油wSekwko131222的粘度 10mPa.s，水的粘度 0.5mPa.s，代入（4）得：（5）wSwef131 .6111由实验室测得毛管压
9、力曲线拐点所对应的汞饱和度为 SHg=0.4，代入（5）求得对应油藏的含水率为 75%。显然从（4）式可以看出，在驱替相（水）饱和度相同情况下，对油水粘度比较大的油藏，含水率还要增大，即提液时机要相对较晚，这也符合稠油油藏开采规律。对非均质严重的低渗油藏，由于 SHg 相对较小，含水率也相对较小，即提液时机要相对提前。3 3、提液井的选择、提液井的选择提液目的是增油，首先从地层剩余油角度分析，油井必须有一定的液量，要求供液充足，其次油层厚度大、非均质性强、水淹程度不均或多层开采井，这些层间差异就是剩余油存在的潜力，就是高含水后期提液的物质基础。其次，从工艺角度出发，在地层具有物质基础的条件下，
10、要求工艺要满足地质的要求，对于侧钻井，若开窗点位置较高，无法使用大泵、无法加深泵挂的条件下，虽然可以加深小尾管的办法，但提液效果不理想。另外还要考虑地面抽油机所能承受的载荷，大泵提液和加深泵挂都会加深抽油机的载荷。综合以上因素考虑，洲城油田选择 9 口井提液，目前已实现 5 口井。4 4、提液井参数优化及注水参数的确定、提液井参数优化及注水参数的确定根据洲城油田各井产量、动液面、含水率、井筒状况、抽油机载荷等因素的综合分析，对洲城油田目前 15 口开采井按照以上条件选择后，最好确定 10 口井具有提液条件，其中 3 口井（QK-25 井、洲 15、洲 6）建议换 56 的泵生产，5 口井（侧
11、QK-14，侧 Qk-5、侧 QK-8、侧洲14、洲 13）建议换 50 的泵生产，1 口井（洲 10）调冲次后增油效果显著，维持目前生产状况，1口井（洲 4 井）调冲次生产。10 口井提液前日产油 29.16t，日产水 238.13t，提液后预测日产油 41.82t，日产水 332t，10口井日增油 13t，增油率达 45%。提液后，地层亏空负压，要保持目前能量，若仍按目前注采比 1.1 计算，则日注水量为569t/d，而目前日注水量为 395t，日增注水量 174t，日增注 44%。日注水量=日注采比（日产油量1.144+日产水量）=1.1(53.21.144+378)=482t。5 5、
12、提液井施工优先顺序、提液井施工优先顺序由于可提液井较多，应先根据提液井预测日增油量的大小，进行措施排序。预测结果表明洲6、洲 15、侧 QK-14、QK-25、洲 10 等井日增油较高，因此建议将上述井按先后顺序施工，待其效果显著再逐步开展其它井。6 6、提液效果分析及认识、提液效果分析及认识2008 年 8-10 月先后有 7 口井实施提液增油技术，6 口井有效，1 口井提液无效，提液有效率86%，7 口井平均日产油由 20.13t 上升到提液后的 28t，较提液前增油 39%，相应含水由 89%上升到 90%，上升 1 个百分点，提液取得了一定的成效（见图 3） 。图 3 洲城油田提液前后
13、产油产水曲线通过此次提液及洲 15 井卡上采下措施结果，结合油层注采层位，对水驱开发油藏的规律有了进一步的认识，进一步验证了前面所述的提液机理，通过提液机理的认识可以回头再认识洲城油田开发特征。现将洲城油田 4 口采油井日产油与日产液的关系、含水率与日产液的关系曲线列于下面（见图 4图 11） ，从 4 口井统计图可以看出，QK-25、侧 QK-14 井日产油随着日产液的增大而增大，含水率随着日产液的增大而降低，说明该两口井水层压力大于油层压力，两口井目前均为单层开采，图 4 QK-25 井 QoQt 的统计关系曲线 图 5 QK-25 井 fwQt 统计关系曲线图 6 侧 QK-14 井 Q
14、oQt 的统计关系曲线 图 7 侧 QK-14 井 fwQt 的统计关系曲线图 8 洲 13 井 QoQt 的关系曲线 图 9 洲 13 井 fwQt 的关系曲线图 10 洲 15 井 QoQt 统计关系曲线 图 11 洲 15 井 fwQt 统计关系曲线024681012141618200102030405060 日产液量(t/d)日产油(t/d)051015202501020304050607080 日产液(t/d)日产油(t/d)0.000.501.001.502.002.503.003.504.004.505.00051015202530 日产液(t/d)日产油(t/d)0204060
15、80100120051015202530 日产液(t/d)含水率(%)0123456701020304050 日产液(t/d)日产油(t/d)02040608010012005101520253035 日产液(t/d)日产油(t/d)010203040506070809010001020304050607080 日产液(t/d)含水率fw(%)01020304050607080901000102030405060 日产液(t/d)含水率fw(t/d)不存在层间干扰或水窜现象，说明油层工作正常。而洲 13（2、6 号砂体）和洲 15（2、5 号砂体）两井日产油随着产液量的提高而降低，含水率随着产液量的增大而升高，根据前面提液机理分析，不论油层压力大于或小于水层压力，产油量均随着产液量的提高而增大，不可能出现产油量均随着产液量的提高而降低，说明油藏工作不正常，层间存在严重干扰或水淹现象，已不能使用降压开采机理分析解释。目前两口井均为跨层合采，对应的注水井均为 QK-23（注水 24 号砂体）和洲 7B 井（注水 12 号砂体） 。2008 年 10 月对洲 13 井卡上采下后，
