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[摘 要]目前油田开发已经进入高含水后期，水驱油藏开发面临着新增可采储量不断减少、特高含水井数持续增加、措施增油量下降、液油比突升、成本效益变差等诸多不利因素。采取何种方法减缓高含水后期水驱产量的递减，直接关系到油田最终开发水平。合理提液是减缓产量递减的重要手段，论述了合理提液在油田开发中的应用，重点分析了合理提液的机理、影响因素及提液的两个主要手段——压裂与换泵的挖潜方向及取得较好效果的技术界限。
[关键词]高含水后期 提液 技术界限 产液增长率
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）01-0269-01
1 问题的提出
采用提液开发模式的油田，初期开采速度一般不高，在开采过程中，随着含水率的上升，采用各种措施提高产液量，是弥补油田产量递减的重要手段。油田开发进入高含水后期开采阶段，措施挖潜难度增加，稳产难度进一步加大，深入研究合理的提液方法，针对不同的含水级别合理提液，对于减缓水驱油田产量递减，改善开发效果具有重要的意义。
2 合理提液应重点考虑的几方面因素
2.1 通过注采平衡，保持合理的地层压力系统是合理提液的物质基础
只有通过合理注水，使地层保持较高的能量，才能为合理提液创造有利的条件，下表是目前各层系的注采比压力水平、流压水平，从表中可以看出，各层系的流压都有上调的余地，但基础井网注采比偏低、含水偏高，调整井网注采比、含水都适合提液，是下步提液的主要方向。
2.2 随着油田含水上升，液油比急剧增加，减缓自然递减所需的液量增加
油田开发进入高含水后期，油井的生产能力明显下降，随着油田含水率的上升，液油比增长迅速加快。若要保持油田稳产，油田的产液量将会成倍地增加。含水率轻微上升，就会引起油田产液量的逐年大幅度增加，导致各项地面配套工程的频繁更新改造，增加原油成本，使经济效益变差。因而合理提液的同时必须考虑控水，如果提液后含水增长速度加快，必然导致提液效果变差，产量递减加快。
2.3 产液量与产量递减的关系
研究表明，当含水上升率一定时，产量递减受产液量变化影响明显，分析认为，“十五”后期产液量每上升1%，就可以减缓自然递减0.5%左右，根据油田液油比与含水率的关系，在含水〉92%后油田产液量急剧提高，因此在含水92%以前产液量应每年增长3-5%，可控制自然递减1.5-2.0%。
3 提液的机理
油田某一时刻的产液量为各采油井产液量的总和。油田产液量的大小取决于油田开发井数及油井生产压差、采液指数。而油田产油量变化不仅受油田产液量变化的影响，还受油田含水率变化的影响，要稳产就须保持较低的含水率。
因此，油田高含水后期的合理提液，就是在总体上保持注采平衡的前提下，有计划地优选各种增产调整措施，控制高含水井的产液量，提高低含水井的产液量，保持油田产液量合理增长。
4 高含水后期合理提液技术界限
4.1 压裂选井选层的技术界限
经过“八五”的稳油控水、“九五“的注采结构调整，油田进入高含水后期开发阶段，油层动用状况不断变化，地下油水重新分布。因此，在压裂选井选层方面需要重新认识。压裂挖潜的主要对象逐步由主力油层中的中、高渗层发展到非主力油层的薄差层和表外层，改造难度加大。压裂改造厚度和含水是影响压裂效果的重要因素，压裂選井选层应考虑到有效厚度和含水的界限，避免产生低效井。
4.1.1压裂井有效厚度和含水的界定
在油层发育相似，注采完善的井区，压裂效果差别很大，其中起控制作用的是压裂井的含水。研究表明，随着压裂层含水的上升，压裂效果逐渐变差。当含水〉70%以后，随着含水上升，压裂效果变差的趋势加快。对于含水70%以上的油层，可以得出回归方程为：
4.1.2压裂措施效果
A井于2004年11月24日压裂，压裂前后对比，日产液由31t上升到60t，上升了29t，日产油由3t上升到8t，上升了5t，含水由90.5%下降到86.5%，下降了4.0个百分点，平均流压由2.83MPa上升到3.60MPa， 上升了0.77MPa，压裂效果较好。可见，压裂仍是高含水后期开发阶段一项较好的提液手段。
4.2 通过放大生产压差合理提液的技术界限分析
高含水后期，通过换泵来放大生产压差进行提液所占的比例越来越大，因而研究合理换泵的技术界限尤为重要。
合理流压下限的研究表明，高含水后期合理流压下限在3MPa左右，该理论为降低流压合理提液提供了理论依据，也增加了放大生产压差的选井范围。今后几年，利用换泵、调参合理提液，结合改善油井压力系统的平面分布，将是提液的主要方向。下面重点分析不同层系、不同含水级别的换泵效果，流压对换泵效果的影响，以及换泵选井的技术界限（也就是换泵中的两个主要问题：“换与不换”，即对于高流压含水超过全区平均含水值的井可不可以换泵的界限；“降与不降”，即换泵后油井含水降与不降的界限）。
4.2.1不同流压下降程度的提液效果
随着换后流压下降程度的加大（也就是生产压差放大的值），增液增油幅度呈上升趋势，在流压下降至在4-5MPa范围内的井，增液增油幅度最高。此后，生产压差再放大，增油幅度反而下降。这一点与液量、流压的关系曲线相近，即油层脱气严重，将导致效果变差。
4.2.2提液后含水是否下降的技术界限
换泵后油井含水降与不降，主要取决于地下是否存在动用较差的低含水层及其中的剩余油能否被高效采出。因而换泵过程中重点研究两方面的问题，一是要充分利用精细地质研究成果和注入产出剖面资料，深入研究地下剩余油的分布状况和地层内部的流体运动规律，采取合理措施。二是要研究动用差层能够得到动用的技术界限，即生产压差放大到多大或换后的流压降到多大的级别含水下降，换泵效果最好。
高含水主产液层对应的连通水井是限制注水的，换后含水将下降，反之将上升；如果存在低含水层，首先应分析图幅和剖面。如果存在低含水层，即可换泵提液，但在换泵放大生产压差，低含水层得到动用的同时，高含水层产液量也将得到增加，哪一种作用占主导作用决定了换后的含水上升与否。因而分析判断主产液层的供液状况将是对换泵后含水的变化起决定性作用。
5 几点认识
（1）高含水后期，压裂挖潜的主要对象逐步由主力油层中的中、高渗层发展到非主力油层的薄差层和表外层，挖潜难度加大，但选井选层时如充分考虑到有效厚度和含水的界限，仍可取得较好的效果。
（2）水驱油藏高含水后期，通过换泵提液放大生产压差将是提液的重要手段。不同含水级别井换泵提液后都可以取得较好的增油效果，但换前含水越高，措施后增液含水影响值也越大，经济效益越差。
（3）在放大生产压差提液的过程中，高含水主产液层的注水情况是换后含水“降与不降”的决定性因素，换后流压下降是换泵后含水下降的必要条件，流压下降程度对换泵提液效果有重要作用。
[关键词]高含水后期 提液 技术界限 产液增长率
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）01-0269-01
1 问题的提出
采用提液开发模式的油田，初期开采速度一般不高，在开采过程中，随着含水率的上升，采用各种措施提高产液量，是弥补油田产量递减的重要手段。油田开发进入高含水后期开采阶段，措施挖潜难度增加，稳产难度进一步加大，深入研究合理的提液方法，针对不同的含水级别合理提液，对于减缓水驱油田产量递减，改善开发效果具有重要的意义。
2 合理提液应重点考虑的几方面因素
2.1 通过注采平衡，保持合理的地层压力系统是合理提液的物质基础
只有通过合理注水，使地层保持较高的能量，才能为合理提液创造有利的条件，下表是目前各层系的注采比压力水平、流压水平，从表中可以看出，各层系的流压都有上调的余地，但基础井网注采比偏低、含水偏高，调整井网注采比、含水都适合提液，是下步提液的主要方向。
2.2 随着油田含水上升，液油比急剧增加，减缓自然递减所需的液量增加
油田开发进入高含水后期，油井的生产能力明显下降，随着油田含水率的上升，液油比增长迅速加快。若要保持油田稳产，油田的产液量将会成倍地增加。含水率轻微上升，就会引起油田产液量的逐年大幅度增加，导致各项地面配套工程的频繁更新改造，增加原油成本，使经济效益变差。因而合理提液的同时必须考虑控水，如果提液后含水增长速度加快，必然导致提液效果变差，产量递减加快。
2.3 产液量与产量递减的关系
研究表明，当含水上升率一定时，产量递减受产液量变化影响明显，分析认为，“十五”后期产液量每上升1%，就可以减缓自然递减0.5%左右，根据油田液油比与含水率的关系，在含水〉92%后油田产液量急剧提高，因此在含水92%以前产液量应每年增长3-5%，可控制自然递减1.5-2.0%。
3 提液的机理
油田某一时刻的产液量为各采油井产液量的总和。油田产液量的大小取决于油田开发井数及油井生产压差、采液指数。而油田产油量变化不仅受油田产液量变化的影响，还受油田含水率变化的影响，要稳产就须保持较低的含水率。
因此，油田高含水后期的合理提液，就是在总体上保持注采平衡的前提下，有计划地优选各种增产调整措施，控制高含水井的产液量，提高低含水井的产液量，保持油田产液量合理增长。
4 高含水后期合理提液技术界限
4.1 压裂选井选层的技术界限
经过“八五”的稳油控水、“九五“的注采结构调整，油田进入高含水后期开发阶段，油层动用状况不断变化，地下油水重新分布。因此，在压裂选井选层方面需要重新认识。压裂挖潜的主要对象逐步由主力油层中的中、高渗层发展到非主力油层的薄差层和表外层，改造难度加大。压裂改造厚度和含水是影响压裂效果的重要因素，压裂選井选层应考虑到有效厚度和含水的界限，避免产生低效井。
4.1.1压裂井有效厚度和含水的界定
在油层发育相似，注采完善的井区，压裂效果差别很大，其中起控制作用的是压裂井的含水。研究表明，随着压裂层含水的上升，压裂效果逐渐变差。当含水〉70%以后，随着含水上升，压裂效果变差的趋势加快。对于含水70%以上的油层，可以得出回归方程为：
4.1.2压裂措施效果
A井于2004年11月24日压裂，压裂前后对比，日产液由31t上升到60t，上升了29t，日产油由3t上升到8t，上升了5t，含水由90.5%下降到86.5%，下降了4.0个百分点，平均流压由2.83MPa上升到3.60MPa， 上升了0.77MPa，压裂效果较好。可见，压裂仍是高含水后期开发阶段一项较好的提液手段。
4.2 通过放大生产压差合理提液的技术界限分析
高含水后期，通过换泵来放大生产压差进行提液所占的比例越来越大，因而研究合理换泵的技术界限尤为重要。
合理流压下限的研究表明，高含水后期合理流压下限在3MPa左右，该理论为降低流压合理提液提供了理论依据，也增加了放大生产压差的选井范围。今后几年，利用换泵、调参合理提液，结合改善油井压力系统的平面分布，将是提液的主要方向。下面重点分析不同层系、不同含水级别的换泵效果，流压对换泵效果的影响，以及换泵选井的技术界限（也就是换泵中的两个主要问题：“换与不换”，即对于高流压含水超过全区平均含水值的井可不可以换泵的界限；“降与不降”，即换泵后油井含水降与不降的界限）。
4.2.1不同流压下降程度的提液效果
随着换后流压下降程度的加大（也就是生产压差放大的值），增液增油幅度呈上升趋势，在流压下降至在4-5MPa范围内的井，增液增油幅度最高。此后，生产压差再放大，增油幅度反而下降。这一点与液量、流压的关系曲线相近，即油层脱气严重，将导致效果变差。
4.2.2提液后含水是否下降的技术界限
换泵后油井含水降与不降，主要取决于地下是否存在动用较差的低含水层及其中的剩余油能否被高效采出。因而换泵过程中重点研究两方面的问题，一是要充分利用精细地质研究成果和注入产出剖面资料，深入研究地下剩余油的分布状况和地层内部的流体运动规律，采取合理措施。二是要研究动用差层能够得到动用的技术界限，即生产压差放大到多大或换后的流压降到多大的级别含水下降，换泵效果最好。
高含水主产液层对应的连通水井是限制注水的，换后含水将下降，反之将上升；如果存在低含水层，首先应分析图幅和剖面。如果存在低含水层，即可换泵提液，但在换泵放大生产压差，低含水层得到动用的同时，高含水层产液量也将得到增加，哪一种作用占主导作用决定了换后的含水上升与否。因而分析判断主产液层的供液状况将是对换泵后含水的变化起决定性作用。
5 几点认识
（1）高含水后期，压裂挖潜的主要对象逐步由主力油层中的中、高渗层发展到非主力油层的薄差层和表外层，挖潜难度加大，但选井选层时如充分考虑到有效厚度和含水的界限，仍可取得较好的效果。
（2）水驱油藏高含水后期，通过换泵提液放大生产压差将是提液的重要手段。不同含水级别井换泵提液后都可以取得较好的增油效果，但换前含水越高，措施后增液含水影响值也越大，经济效益越差。
（3）在放大生产压差提液的过程中，高含水主产液层的注水情况是换后含水“降与不降”的决定性因素，换后流压下降是换泵后含水下降的必要条件，流压下降程度对换泵提液效果有重要作用。