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南堡油田提液潜力探究和效果评价 　　【摘 要】 提液增油是水驱油藏开发过程中保持稳产和提高采收率的有效开发模式。目前，南堡油田M区和N区油藏注水开发已见了明显的效果，油藏能量得到补充，自然递减变缓，能量和含水上升逐渐成为影响油田稳产的主要因素。通过综合比较国内外其他相似油田的开发状况，开展南堡油田边底水油藏注水开发期提液技术研究，以数值模拟为手段，采取注采比调整等措施，确定合理的提液时机、提液速度、提液强度，从而解决提液前后油藏开发中的主要矛盾，以达到南堡油田稳产、上产的的目的。 【关键词】 边水油藏 提液 数值模拟 1 提液机理与条件 1.1 提液机理 （1）提高地层流动系数：一方面通过酸洗、压裂等储层改造方式提高渗透率K；另一方面可通过物理、化学等方法降低原油粘度； （2）提高地层生产压差：一方面是提高地层压力，主要依靠注水；另一方面是降低井底流压，主要通过调参、换泵来实现； 对南堡油田目前最佳提液方式是放大压差，通过降低井底流压的办法来提高产液量。由于降低了井底流压，增加了油层中的压力梯度，一些位于低渗透小层段中启动压力较高的原油克服毛管力的作用开始流动。该方法成本低，作业周期短，效果明显。 1.2 提液条件 （1）提液对象一般为中高渗透率油藏，在无因次采液指数随含水率上升的阶段才能产生有效的提液效果。而对于低渗透油藏，含水率在50%之前，无因次采液指数随含水率上而下降，之后缓慢上升，这类油藏无因次采液指数低，不宜提液。 （2）油藏压力系统能满足提液要求。油藏压力一般应恢复到原始地层压力附近深油井井底不低于油藏饱和压力，否则在近井地带将脱气，影响产能。此外，为保证足够的生产压差，应提高注人压力，但不应高于地层岩石破裂压力。 （3）油藏有足够的供液能力。这与储层吸水、注入压力以及注采比等因素有关。 2 选井条件与提液时机研究 2.1 选井条件 提液井一般要求具有充足的边底水或注入水能量，含水大于50%，液面在1000米以上效果较为显著。 按照以上选井条件，通过不断摸索与研究，最终选定南堡M区9口井和南堡N区3口井作为第一批提液井实施。 2.2 提液井的选择 提液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，这些层间差异和层类矛盾是剩余油存在的潜力，也是高含水后期提液的物质基础。从工艺角度出发，在地层具有物质基础的条件下，要求工艺要满足地质的要求，还要考虑地而抽油机所能承受的载荷，大泵提液和加深泵挂都会加大抽油机的载荷。综合以上因素考虑，选井的原则：整体考虑，减少干扰，选准类型，把握时机，保持能量，合理压差；通过对提液技术研究和借鉴国内其它油田提液成功经验，选取的提液井满足以下要求： （1）剩余储量充足；（2）油层厚度大、非均质性强；（3）地层能量充足，供液能力强；（4）储层物性好、导流能力强；（5）地饱压差大，油气比低；（6）工艺方面满足提液要求。 通过不断摸索与研究，最终选取南堡M区9口井和南堡3-2区3口井作为提液井，各井条件见表1、表2、表3。 2.3 提液时机 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、油水猫度比等因素。在含水率较低的情况下不宜进行强采，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，生产测井资料表明，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不同，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。 根据毛细管力与饱和度的关系，将毛管力曲线分为3类一般I类毛管力曲线，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，不需要增加压差生产。要进一步提高驱替相饱和度，采出更小孔隙中的被驱替相，需要提高驱替压力，即实际操作中放大压差生产。60%的含汞饱和度即为提液时机。班类曲线代表非均质性严重川，该类油藏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。该类油藏非均质性较强，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。 对于水驱砂岩油田，由达西定律可以推导出油藏含水率与油田含水率的关系。在驱替相（水）饱和度相同情况下，对油水钻度比较大的油藏，含水率还要增大，即提液时机相对较晚；对非均质严重低渗油藏，由于汞饱和度相对较小，含水率也相对较小，即提液时机要相对提前。 构造东一段相似