渤海Q油田提液井生产规律分析

张锋利，高智梁，李 权，欧阳雨薇，周 日，张利健

（1.中海石油（中国）有限公司秦皇岛32-6作业公司，天津 300450；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300450）

渤海Q油田油藏埋深较浅，为疏松砂岩高孔高渗储层，产液能力高，目前油田平均单井日产液量可达600 m3以上，综合含水接近95%，处于特高含水期。根据近年的生产实践经验，油井提液生产仍然是渤海Q油田提高单井产量的有效方法之一。虽然油井提液可有效提高单井产量，但后续生产中会面临含水上升速度加快、递减率增大等问题。

1 提液井概况

2018—2020年，渤海Q油田共实施大泵提液井30井次，措施前产液量合计为15 881 m3，产油量合计为674 m3，平均单井产液量为529 m3，平均单井产油量为22 m3。实施提液措施后初期产液量合计为30 682 m3，产油量合计为1 422 m3，平均单井产油量 为47 m3，提液增油措施取得了较好效果（表1）。

表1 渤海Q油田提液前后生产对比

2 提液井生产分析

油井提液后产液量、产油量、含水率等生产动态参数与提液前相比均有较大差异，初期增油效果以及后期生产过程中递减率、含水上升速度等参数也与多种因素密切相关，如储层厚度、含水阶段、生产压差、能量补充类型等。2018—2020年，对Q油田实施的提液井进行上述生产参数统计，分析生产油井提液后的递减率变化和含水上升速度变化的主要相关因素。

2.1 提液前后含水率变化

渤海Q油田30井次提液井产油量增加的倍数高于产液量增加的倍数，直接因素是单井提液前后含水率的变化。分析单井提液前后含水率变化影响因素有助于提液井筛选、提液幅度优化等。

分析油田近年30井次提液井措施前后含水率变化与储层厚度、含水阶段、生产压差、能量补充类型等因素之间的关系，发现单井含水率变化与含水阶段、能量补充类型和储层厚度间有一定的相关性：①当油井提液前含水率低于95%时，提液后含水率大部分会上升，上升幅度为1%～2%；当提液前含水率高于95%时，提液后含水率大部分保持平稳或小幅下降（低于1%）。②能量补充类型为底水油藏的油井提液后含水率保持平稳，而以注水水驱为主的油井提液后含水率多为小幅上升或保持平稳，与底水油藏油井含水率较高有关。③储层厚度小于10 m的油井，提液后含水率以上升或稳定为主；储层厚度大于10 m的油井，提液后含水率以稳定为主，个别井含水率下降（图1～3）。

图1 措施前含水率与含水率变化关系

2.2 提液后递减率变化

图2 储层厚度与含水率变化关系

图3 日增液量与含水率变化关系

油井提液前后递减率变化与提液措施累计增油密切相关。若提液后递减率增大，则预示了提液增油有效期较短，累计增油量较少；若提液后递减率减小，则预示了提液增油有效期较长，累计增油量较多。分析提液后递减率变化相关的因素对于改善提液增油效果意义较大。

分析油田近年30井次提液井递减率变化与储层厚度、含水阶段、生产压差、日产液量、能量补充类型等因素之间的关系发现，提液后递减率变化与提液措施的增液量间有一定的相关性，随着增液量加大，提液后递减率呈下降趋势（图4）。提液后递减率变化与生产压差、含水阶段、储层厚度等其他因素间未见明显的相关性。单从递减率变化方面看，在条件允许的情况下，提液量越大则越有利于后期递减率降低或保持稳定，利于延长措施有效期、改善提液增油效果。但具体到单井，提液量大小与储层特征、生产压差等密切相关。统计得出的提液前后递减率变化与储层特征和生产压差无明显的相关性，因此不能只以提液量大小来判断后期递减率变化，提液井的筛选和提液幅度优化应参考更多因素。

图4 日增液量与年递减率变化关系

2.3 提液后含水上升速度变化

油井含水上升速度指的是油井含水率的变化快慢，可采用油井一年内含水率变化来进行表征，数据统计和应用较为便捷。油井提液前后含水上升速度变化与提液后递减率变化和提液增油有效期密切相关，即含水上升速度增大，在产液量保持稳定的情况下，含水率升高更快，日产油量递减更快，提液增油有效期将缩短。

提液后含水上升速度变化与提液前后生产压差变化之间有一定的相关性，随着油井提液前后生产压差的增加，提液后含水上升速度呈降低趋势。含水上升速度与提液前后生产压差的变化关系，与前述的递减率变化与日增液量关系基本一致，即随生产压差增大且日增液量越大，则含水上升速度和递减率均呈减小趋势（图5）。

图5 压差变化与含水上升速度关系

3 提液井生产动态分析

根据前述提液前后含水率变化、递减率变化和含水上升速度变化的影响因素，深入分析渤海Q油田提液井生产前后变化情况，指导后期筛选提液井及优化提液幅度、提液时机。

3.1 提液井筛选

由提液前后含水率变化可以看出，筛选提液井时，除考虑供液能力、地层能量等直接因素外，还应考虑能量补充类型和储层厚度。应优选储层厚度较大的井以及能量补充类型为天然底水油藏的井实施提液，有利于油井提液后含水率保持稳定，保障提液增油效果。

3.2 提液幅度优化

由提液井递减率变化和含水上升速度变化影响因素可以看出，提液后日增液量和生产压差增加越大，越有利于后期减缓含水上升速度及递减率。因此，单井提液幅度优化时可根据地层能量、供液能力及管柱条件，最大程度地加大提液幅度。渤海Q油田的储层埋深在1 000 m左右，电潜泵下入垂深一般为800～1 000 m，套压约2 MPa，考虑生产过程中电潜泵左右沉没度大于200 m即可安全稳定生产。因此，渤海Q油田提液后生产压差为4～6 MPa，以提液前生产压差2 MPa估算，提液幅度为2～3倍。

3.3 提液时机选取

由提液后含水率变化与提液时含水率高低关系可以看出，当油井含水率达到95%或以上时，有利于提液后含水率保持稳定，而对于含水率低于95%的井，提液会导致含水率升高，不利于改善提液增油效果。因此，油井含水率达到95%时即为渤海Q油田油井有利提液时机。

4 提液井生产机理分析

4.1 提液井筛选和提液幅度

一口井生产之后，井底压力会随着生产时间的延长而逐渐降低。一般情况下，井底压力变化p(r，t)可表示为距离r和时间t的函数，如下：

从式（2）中可见，某点的压力变化规律是离井越近、时间越长，该点的压力变化将越大。虽然在理论上，即使地层中离井距离很远的地方，当油井一开始生产即立刻开始下降。但客观实际中，在一定距离ir之后，压力变化将很小很小，基本可视为保持开井前的原始压力pi（图6）[1]。可以认为比该距离ir更远的储层尚未动用。

图6 压降漏斗和调查半径

根据式（2）也可以看到，其他条件一致时，储层厚度越薄，某点的压力变化越大。反之，如其他条件一致时，储层越厚，某点的压力变化越小。再结合上述一定距离ir之后尚未动用的情况，油井提液后ir′较提液前ir有所扩展（图7竖线阴影部分），当储层较厚时，提液后ir′扩展范围较储层较薄时明显增大（图8横线阴影部分），意味着更大的储层动用范围。因此，储层厚度越大、提液幅度越大，对应的动用距离ir越大，相应的提液效果会越好。

图7 较薄储层油井提液前后ri对比

图8 较厚储层油井提液前后ri对比

4.2 提液时机选取

张金庆等利用广适水驱曲线研究了含水上升率与含水率之间的关系，发现对于不同的水相指数（nw）、油相指数（no）及水油流度比与油水体积系数比的乘积（M），含水上升率与含水率之间关系差异较大[2-13]。从图9可以看到，当含水率越高，不同含水上升率曲线间的差异越小，当含水率接近于1时，含水上升率快速下降，利于提液后油井含水率保持稳定。因此，将含水率大于95%以后确定为合理提液时机符合理论认识[2]。

图9 含水上升率和含水率关系

5 提液井实例

以上述提液井生产关系为指导，2021年，选取Q19井和Q24井实施换大泵提液，提液幅度分别为2.2倍和2.1倍，日增油分别为19 m3和8 m3，提液前后含水保持稳定，取得了较好增油效果（表2）。

表2 渤海Q油田两口提液井效果

6 结论

（1）分析渤海Q油田近年提液井生产动态，发现能量补充类型为底水油藏，储层厚度超10 m及含水阶段达到95%时，提液后含水率较提液前有下降趋势或保持稳定；反之，若含水率较提液前上升，随提液幅度加大，生产压差增大（4～6 MPa），则含水上升速度及递减率均呈下降趋势。

（2）应用压降漏斗和广适水驱理论对提液井生产机理进行了分析，验证了油田提液井生产的合理性。

（3）选取两口井实施换大泵提液，提液后日增油分别为19 m3和8 m3，效果较好。