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[摘 要]大部分底水砂岩油藏是薄油层，油水厚度比大，采取水平井开发能有效提高采收率。由于储层非均质严重和水平井井段长，水平井在实际开发中水平段利用率低，在较低采出程度时进入中高含水期，本文从水平井提液控水机理出发，研究了水平井提液时机，对影响提液的主导因素进行了分析。
[关键词]底水砂岩油藏 水平井 提液控水 提液时机
中图分类号：TE355.6 文献标识码：TE 文章编号：1009―914X（2013）22―0404―01
底水砂岩油藏储层非均质严重和水平井井段长，水平井在实际开发中水平段利用率低，在较低采出程度时进入中高含水期，采取动管柱治理施工周期长、风险大、见效慢、成本高。而油井提液控水是油田进入中高含水期后的一项有效增产措施，同时油井提液是一项投资少、见效快的增产挖潜手段，贯穿于油田开发的各个阶段，为油田的稳产上产起到了至关重要的作用。
1.水平井水平段利用率评价
通过13口井16井次产剖测试研究得出：
1）水平段利用率低，平均出液段占水平段的32.6%，大部分井段未得到动用，影响开发效果及下步开发方式转换。
2）产液段主要与高渗段相对应，占出液段的71%。
2.水平井提液控水机理
自喷井的扩嘴提液效果，与油水的相对阻力有极大关系。借用相对渗透率等流点的思想，绘制相对流度曲线，并将含水率与含水饱和度绘制在同一张图上，如图1。
其中，Mr表示相对流度，其定义式为：
同时油井构造位置、油层厚度、避水高度、储层物性以及地层的非均质性等因素均会对提液产生较大的影响。因此，提液控水应综合考虑，找出最优的提液控水时间，才能取得很好的开发效果。
3.水平井提液时机研究
考虑到水平井底垂向渗流对渗流的影响增大，因此，采用直井与水平井分开处理的方法。
9区直井的“等流点”位于含水饱和度43%，其对应的含水率约为50%；在“等流点”左边，油相的流度大于水相的流度，说明油流的阻力小，水流的阻力大，当油嘴较小时，生产压差较小，提供的流体流动的动力较小，有利于油相的流动，而水相的流动需要更大的压差作为动力，当扩嘴提液时，生产压差变大，提供的动力增大，有利于含水的上升；相反，在“等流点”右边，油流阻力大，水流阻力小，油相的流动需要更大的动力，增大油嘴就有利于产油量的提高。因此，建议在含水达到等流点之前采用小油嘴生产，这样有利于控制水锥（脊）的突进，延长无水采油期，而在等流点之后，使用较大的油嘴，能够提高油相流动的动力，促进产油量的提高。
根据9区的生产资料，选择了两口井评价不同低、中高含水率的扩嘴提液效果。实际情况论证了前面提液控水机理和时机的正确性。
分析原因：
1）中高含水期时高低生产压差下的含水率变化不大，提液不会造成含水率大幅上升，而低含水率提液会造成含水率大幅上升。
2）在等流点附近提液对增油的影响不大，主要表现为对产水量的贡献。
4.单井提液控水动态分析
通过对9区单井生产动态分析，现对各油井情况进行简单如下分析：
A类井：有较长差油气层，调大油嘴后生产压差增大，调参效果好，油井是906H、907H、923H。
分析原因：906H储层物性差，好油气层流度比也只有0.20，差油气层更低，油层驱动启动压力较大，在生产压差过小时，原油得不到很好动用，當生产压差增大时，低渗透油层得到充分动用，因而出现生产压差增大后产液量稍有增加，含水相对稳定现象。
B类井：调大油嘴，生产压差先增大后降低或生产压差没有多大改变井，调参效果不明显，有 909H井。
分析原因：909H构造位置低，油层较薄，区块底水已上升，油嘴增大后，底水锥进加快，油井含水上升，由于底水已锥进，缩小油井控制含水作用不大。
C类井：生产井段差油气层少的油井，放大油嘴生产效果差，有 912CH井。
分析原因：912CH储层物性相对均质，差油气层仅占全水平段的18.9%，隔层不发育，当生产压差增大时，底水锥进加快，含水不断上升，调参效果差。
5.结论与建议
1）油井中高含水期时高低生产压差下的含水率变化不大，提液不会造成含水率的大幅上升，而油井低含水率提液会造成含水率大幅上升。为改善该区开发效果，提高油藏采收率，建议低含水率时采用小油嘴生产，控制底水脊进速度；中高含水率时可以适当增大油嘴提液生产，起到稳产效果。
2）该区层内存在较强的非均质性，由于好、差油气层启动压力不同，对水平段有差油层的油井，其有放大生产压差动用差油层的可能性和必要性，为提高储层的动用，必须放大生产压差，动用差油气层。
3）处于油藏不同位置的生产井，由于构造位置、油层厚度、避水高度、储层物性等诸多因素的影响其合理生产压差存在差异，应在把握宏观规律的基础上，根据实际情况进行调整。
参考文献
[1] 李传亮.油藏工程原理[M].北京：石油工业出版社，2005.
[2] 窦宏恩.预测水平井产能的一种新方法.石油钻采工艺，1996；18（1）：76-81.
[3] 徐燕东，李冬梅，李江.塔河油田底水油藏水平井见水特征[J]. 新疆石油地质，2011，32（2）：167-169.
[关键词]底水砂岩油藏 水平井 提液控水 提液时机
中图分类号：TE355.6 文献标识码：TE 文章编号：1009―914X（2013）22―0404―01
底水砂岩油藏储层非均质严重和水平井井段长，水平井在实际开发中水平段利用率低，在较低采出程度时进入中高含水期，采取动管柱治理施工周期长、风险大、见效慢、成本高。而油井提液控水是油田进入中高含水期后的一项有效增产措施，同时油井提液是一项投资少、见效快的增产挖潜手段，贯穿于油田开发的各个阶段，为油田的稳产上产起到了至关重要的作用。
1.水平井水平段利用率评价
通过13口井16井次产剖测试研究得出：
1）水平段利用率低，平均出液段占水平段的32.6%，大部分井段未得到动用，影响开发效果及下步开发方式转换。
2）产液段主要与高渗段相对应，占出液段的71%。
2.水平井提液控水机理
自喷井的扩嘴提液效果，与油水的相对阻力有极大关系。借用相对渗透率等流点的思想，绘制相对流度曲线，并将含水率与含水饱和度绘制在同一张图上，如图1。
其中，Mr表示相对流度，其定义式为：
同时油井构造位置、油层厚度、避水高度、储层物性以及地层的非均质性等因素均会对提液产生较大的影响。因此，提液控水应综合考虑，找出最优的提液控水时间，才能取得很好的开发效果。
3.水平井提液时机研究
考虑到水平井底垂向渗流对渗流的影响增大，因此，采用直井与水平井分开处理的方法。
9区直井的“等流点”位于含水饱和度43%，其对应的含水率约为50%；在“等流点”左边，油相的流度大于水相的流度，说明油流的阻力小，水流的阻力大，当油嘴较小时，生产压差较小，提供的流体流动的动力较小，有利于油相的流动，而水相的流动需要更大的压差作为动力，当扩嘴提液时，生产压差变大，提供的动力增大，有利于含水的上升；相反，在“等流点”右边，油流阻力大，水流阻力小，油相的流动需要更大的动力，增大油嘴就有利于产油量的提高。因此，建议在含水达到等流点之前采用小油嘴生产，这样有利于控制水锥（脊）的突进，延长无水采油期，而在等流点之后，使用较大的油嘴，能够提高油相流动的动力，促进产油量的提高。
根据9区的生产资料，选择了两口井评价不同低、中高含水率的扩嘴提液效果。实际情况论证了前面提液控水机理和时机的正确性。
分析原因：
1）中高含水期时高低生产压差下的含水率变化不大，提液不会造成含水率大幅上升，而低含水率提液会造成含水率大幅上升。
2）在等流点附近提液对增油的影响不大，主要表现为对产水量的贡献。
4.单井提液控水动态分析
通过对9区单井生产动态分析，现对各油井情况进行简单如下分析：
A类井：有较长差油气层，调大油嘴后生产压差增大，调参效果好，油井是906H、907H、923H。
分析原因：906H储层物性差，好油气层流度比也只有0.20，差油气层更低，油层驱动启动压力较大，在生产压差过小时，原油得不到很好动用，當生产压差增大时，低渗透油层得到充分动用，因而出现生产压差增大后产液量稍有增加，含水相对稳定现象。
B类井：调大油嘴，生产压差先增大后降低或生产压差没有多大改变井，调参效果不明显，有 909H井。
分析原因：909H构造位置低，油层较薄，区块底水已上升，油嘴增大后，底水锥进加快，油井含水上升，由于底水已锥进，缩小油井控制含水作用不大。
C类井：生产井段差油气层少的油井，放大油嘴生产效果差，有 912CH井。
分析原因：912CH储层物性相对均质，差油气层仅占全水平段的18.9%，隔层不发育，当生产压差增大时，底水锥进加快，含水不断上升，调参效果差。
5.结论与建议
1）油井中高含水期时高低生产压差下的含水率变化不大，提液不会造成含水率的大幅上升，而油井低含水率提液会造成含水率大幅上升。为改善该区开发效果，提高油藏采收率，建议低含水率时采用小油嘴生产，控制底水脊进速度；中高含水率时可以适当增大油嘴提液生产，起到稳产效果。
2）该区层内存在较强的非均质性，由于好、差油气层启动压力不同，对水平段有差油层的油井，其有放大生产压差动用差油层的可能性和必要性，为提高储层的动用，必须放大生产压差，动用差油气层。
3）处于油藏不同位置的生产井，由于构造位置、油层厚度、避水高度、储层物性等诸多因素的影响其合理生产压差存在差异，应在把握宏观规律的基础上，根据实际情况进行调整。
参考文献
[1] 李传亮.油藏工程原理[M].北京：石油工业出版社，2005.
[2] 窦宏恩.预测水平井产能的一种新方法.石油钻采工艺，1996；18（1）：76-81.
[3] 徐燕东，李冬梅，李江.塔河油田底水油藏水平井见水特征[J]. 新疆石油地质，2011，32（2）：167-169.