曹妃甸11-1油田地面地下一體化穩(wěn)產(chǎn)挖潛技術(shù)研究

(中海石油(中國)有限公司曹妃甸作業(yè)公司，天津 300452)

曹妃甸11-1油田位于渤海西部海域，是曹妃甸油田群主力油田之一，區(qū)域構(gòu)造位于沙壘田凸起。油田主要開發(fā)層系為新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組，為高孔、高滲儲層。油藏主要埋深640～1 750 m，地層溫度梯度3.3 ℃/100 m，地層壓力梯度為1.0 MPa/100 m，屬正常溫壓系統(tǒng)。原油性質(zhì)變化較大，地層原油粘度2.1～425.2 mPa·s，地面原油密度0.87～0.92 g/cm3[1]。

該油田自2004年7月投產(chǎn)，經(jīng)過近10年的高速開發(fā)，目前已全面進(jìn)入高含水期，其主要開發(fā)方式是依靠強(qiáng)邊、底水驅(qū)動的天然能量開采，以水平井開發(fā)為主，主要生產(chǎn)特征表現(xiàn)為油井含水高，單井產(chǎn)液量大。油田產(chǎn)出液在地面主要依托海管經(jīng)單點系泊系統(tǒng)送FPSO(浮式儲油處理裝置)處理。2012年11月單點系泊系統(tǒng)出現(xiàn)故障，油田生產(chǎn)面臨液量、電量受限導(dǎo)致油田生產(chǎn)全面受限等問題。因此，有必要開展相關(guān)研究，尋找適合曹妃甸11-1油田在液電受限階段的調(diào)整對策，優(yōu)化油田生產(chǎn)。

1 開發(fā)生產(chǎn)中面臨的問題

曹妃甸11-1油田大部分油井投產(chǎn)后含水上升快，產(chǎn)量遞減迅速，老井提液是實現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)的主要手段之一。但隨著油田含水量升高，油田產(chǎn)液面臨越來越多的問題，突出表現(xiàn)在：①海上設(shè)備液處理能力達(dá)到極限，主力平臺海管外輸能力受限，限制了油井提液的幅度，單點故障導(dǎo)致地面設(shè)施的液處理能力和供電能力進(jìn)一步降低；②產(chǎn)液結(jié)構(gòu)不合理，高含水井產(chǎn)液能力大，低含水井及地下有潛力井提液空間不足；③井筒舉升能力與地下潛力和地面設(shè)施能力不匹配，生產(chǎn)制度有待優(yōu)化。

2 一體化穩(wěn)產(chǎn)挖潛技術(shù)

根據(jù)單點故障后油田液量、電量受限的特殊生產(chǎn)條件，分析認(rèn)為油田優(yōu)化生產(chǎn)的關(guān)鍵在于如何優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，即將目前有限的產(chǎn)液空間科學(xué)合理地分配到單井，從而實現(xiàn)油田產(chǎn)量的最大化。為此綜合考慮地面設(shè)備處理能力、地下油藏潛力、井筒電泵生產(chǎn)能力之間的制約關(guān)系，確立了以地面生產(chǎn)能力(管輸能力)決定油田最佳產(chǎn)液量規(guī)模、以地下油藏潛力確定單井合理產(chǎn)液量水平、以井筒舉升能力銜接地面地下系統(tǒng)的一體化優(yōu)化調(diào)整技術(shù)思路，實現(xiàn)在維持液量、電量一定的情況下油田的最優(yōu)化生產(chǎn)。

2.1 油田最佳產(chǎn)液量規(guī)模確定

重審地面生產(chǎn)工藝流程后發(fā)現(xiàn)，受單點故障影響，海管輸送能力成為限制油田產(chǎn)液規(guī)模的主要瓶頸。單方面的增加產(chǎn)液量會導(dǎo)致海管壓力大幅度上升，從而導(dǎo)致井口回壓升高，反而影響油井的產(chǎn)量。為此采用數(shù)學(xué)統(tǒng)計和擬合的方法，通過建立油田產(chǎn)油量、海管壓力與產(chǎn)液量的關(guān)系曲線，優(yōu)化確定油田的最佳產(chǎn)液量，最大限度地發(fā)揮海管外輸能力。由此確定的產(chǎn)液規(guī)模及海管壓力可作為后續(xù)地下及井筒參數(shù)計算的邊界條件。

通過單點故障后一段時間內(nèi)油田產(chǎn)液量與海管壓力、產(chǎn)液量與產(chǎn)油量的實時監(jiān)測數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)(見圖1、圖2)，海管壓力隨液量的增加成指數(shù)上升關(guān)系，油田的日產(chǎn)油與液量成二次函數(shù)關(guān)系。當(dāng)液量增加到24 000 m3/d～25 000 m3/d時，產(chǎn)油量達(dá)到高峰，此時對應(yīng)海管壓力在2.5 MPa左右，隨后產(chǎn)液量增加而產(chǎn)油量無明顯增加，主要原因是井口油壓在2.5 MPa左右的在線油井產(chǎn)量占油田總產(chǎn)量的近一半。為保證低油壓井穩(wěn)定生產(chǎn)并充分發(fā)揮產(chǎn)能，最終確定油田最佳產(chǎn)液量在24 000 m3/d～25 000 m3/d之間，海管壓力維持在2.5 MPa左右比較合理。

圖1 海管壓力與日產(chǎn)液關(guān)系曲線

圖2 日產(chǎn)油與日產(chǎn)液關(guān)系曲線

2.2 基于地下油藏潛力的產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整

2.2.1 油井潛力評價

油井潛力評價是以優(yōu)化產(chǎn)液結(jié)構(gòu)為目的，從地質(zhì)油藏角度出發(fā)，以單井的地下剩余可采儲量分析為基礎(chǔ)，結(jié)合提液時機(jī)和提液幅度的綜合判斷，研究單井合理產(chǎn)液水平，進(jìn)而篩選出備選提液潛力井和限液井。

研究單井剩余可采儲量的方法較多，本文主要采用適用性較廣的張金慶廣適水驅(qū)特征曲線[2-3]，其余水驅(qū)特征曲線(甲型、丙型和俞啟泰水驅(qū)特征曲線)輔之，同時結(jié)合靜態(tài)數(shù)據(jù)及生產(chǎn)動態(tài)特征綜合判斷?？紤]油田邊底水能量發(fā)育、油柱高度小等特點，初步篩選出剩余可采儲量大于10×104m3且含水率低于90%的井(生產(chǎn)特征上表現(xiàn)為生產(chǎn)壓差小、含水上升快、動用程度低)作為具備油藏提液潛力井；對剩余可采儲量少于10×104m3且含水率高于90%的井可作為適當(dāng)限液或關(guān)停的目標(biāo)井。以Lm943砂體17口油井為例，見圖3。

圖3 Lm943砂體各單井剩余可采儲量與含水關(guān)系

提液時機(jī)和提液幅度主要參考動態(tài)法[4-5]，利用水驅(qū)規(guī)律對單井目前所處的生產(chǎn)階段和提液潛力進(jìn)行進(jìn)一步判斷，其主要原理是利用單井的生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行水驅(qū)曲線去噪，得到水驅(qū)特征曲線和相對滲透率曲線，結(jié)合單井靜態(tài)數(shù)據(jù)計算無因次采液、采油指數(shù)，分析確定各單井的最佳提液時機(jī)。該方法可以更準(zhǔn)確地對單井的提液時機(jī)進(jìn)行實時判定，即油井無因次采液指數(shù)大于1并開始快速上升、無因次采油指數(shù)加速下降之前為最佳提液時機(jī)。在確定最佳提液時機(jī)的基礎(chǔ)上，以目前日產(chǎn)液能力為基準(zhǔn)，將無因次采液指數(shù)進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化處理，得到油井的經(jīng)濟(jì)提液幅度(見表1)。

2.2.2 受限條件下油井產(chǎn)液提限優(yōu)化

在上述工作基礎(chǔ)上，根據(jù)油田最佳產(chǎn)液量規(guī)模，以液量平衡為原則，進(jìn)行具體的單井提液及限液設(shè)計。因各提液井地下潛力、提液幅度不同，需采取有效的評價方法對備選井進(jìn)一步排序?qū)Ρ?，為此引入提液效率判斷因子?t)，該參數(shù)采用優(yōu)化算法結(jié)合廣適水驅(qū)預(yù)測曲線計算單井不同提液幅度下的提液增油量，表征單井在時間t時刻每產(chǎn)出單位體積的液量能采出的油量，用于判斷單井提液增油效率。

α(t)=ΔNP/ΔLP

(1)

式中：α(t)——提液效率判斷因子，無量綱；

表1 預(yù)測Lm943砂體各單井提液時機(jī)和提液幅度

ΔNP——產(chǎn)油量變化值，104m3；

ΔLP——產(chǎn)液量變化值，104m3。

將單井按照α(t)的大小進(jìn)行排序，在總液量范圍內(nèi)對排序較前的油井由大到小進(jìn)行分批提液，對α(t)較小的油井進(jìn)行逐井降液甚至關(guān)井來滿足提液井對液量的需求，在液量平衡的原則下實現(xiàn)提液增油最大化。以Lm943砂體的17口油井為例，其分析結(jié)果見表1。

2.3 井筒生產(chǎn)能力評價

油井地下潛力的釋放受制于井筒生產(chǎn)能力，在液電受限生產(chǎn)條件下，井筒生產(chǎn)能力的評價主要考慮地面設(shè)備裕量和油井能耗水平。

曹妃甸油田采用“一對一”變頻控制，通過改變地面變頻器參數(shù)和變壓器的檔位位置，可以實現(xiàn)電泵運行頻率在一定范圍內(nèi)調(diào)整，進(jìn)而實現(xiàn)產(chǎn)量的調(diào)整。頻率調(diào)整范圍取決于配套地面設(shè)備裕量，即指電泵在當(dāng)前運行狀況下電壓、電流的富余量。實際生產(chǎn)過程中，根據(jù)電泵的各類基礎(chǔ)參數(shù)和實際運行參數(shù)，建立“提頻潛力評估表”，見表2。

表2 提液井提頻潛力評估表

可以得到各油井在當(dāng)前設(shè)置參數(shù)下的可直接提頻量和潛在提頻量，其計算方式如下，矯正系數(shù)參考范圍見表3。

ΔfU0=fUmax-fU0，ΔfI0=(Imax-I0)/KI

(2)

Δf0=min(ΔfU0，ΔfI0)，Δfx=average(ΔfU0，ΔfI0)

(3)

表3 矯正系數(shù)參考范圍

式中：ΔfU0——當(dāng)前電壓裕量可直接提頻量，Hz；

fUmax——最大設(shè)置頻率，Hz；

fU0——變頻器當(dāng)前頻率，Hz；

ΔfI0——當(dāng)前電流裕量可直接提頻量，Hz；

Imax——變頻器電流極限，A；

I0——當(dāng)前變頻器輸出電流，A；

KI——矯正系數(shù)，根據(jù)生產(chǎn)歷史統(tǒng)計得出，見表3；

Δf0——當(dāng)前設(shè)置下可直接提頻量，Hz；

Δfx——當(dāng)前設(shè)置下潛在提頻量，Hz；

β——單位頻率的電流變量，A/Hz；

特殊限電條件下，如海底電纜容量受限時，還需考慮油井能耗水平。以油井的生產(chǎn)歷史為基礎(chǔ)，通過逐一分析油井產(chǎn)油、氣、水量與油井耗電量的關(guān)系，得出各井在單位能耗下的產(chǎn)油效率(即單位消耗功率下的日產(chǎn)油量)[6]。在初步選擇的地下有提液潛力及井筒設(shè)備有能力的提液井中，結(jié)合電泵機(jī)組特征，優(yōu)先篩選出產(chǎn)油效率高(Qoe大于1)、單井能耗低、且含水率低于90%的油井作為優(yōu)先備選提液潛力井；同時將產(chǎn)油效率低(Qoe小于1)、單井耗能高、含水率高于95%的油井作為優(yōu)先備選限液井。

Qoe=1 000Qo/1.732UeIecosφ

(4)

式中：Qoe——單位消耗功率下的日產(chǎn)油量，m3/(d·kW)；

Qo——日產(chǎn)油量，m3/d；

Ue——變頻器輸出電壓，V；

Ie——變頻器輸出電流，A；

cosφ——變頻器當(dāng)前的功率因數(shù)。

2.4 建立“地下-井筒-地面”一體化系統(tǒng)

綜合以上研究成果，在確定地面管網(wǎng)壓力限制條件、單井合理產(chǎn)液水平和井筒生產(chǎn)能力后，運用Autograph和Wellflo軟件，以節(jié)點分析理論為基礎(chǔ)，建立“地下—井筒—地面”聯(lián)動的井筒流動模型對生產(chǎn)流程實時優(yōu)化。模型綜合考慮地下油藏物性參數(shù)、井筒機(jī)組特性和地面管網(wǎng)參數(shù)，以設(shè)計產(chǎn)液量和井口管匯壓力為控制參數(shù)，通過優(yōu)化電泵生產(chǎn)制度，確保單井提液和限液的有效實施，最終滿足油田最佳產(chǎn)液規(guī)模下的單井最優(yōu)化生產(chǎn)，其流程見圖4。

圖4 地下-井筒-地面聯(lián)動流程示意

以A60H井為例，建立“地下-井筒-地面”一體化模型，結(jié)合生產(chǎn)數(shù)據(jù)和高頻數(shù)據(jù)，對地層流體物性進(jìn)行擬合計算和ESP頻率敏感性分析。從ESP頻率敏感性曲線上看，該井在35 Hz下運轉(zhuǎn)，排量效率較低，隨著頻率的提升，排量效率逐步升高，在60 Hz下電泵運行效果最佳。結(jié)合地面變頻柜、管匯壓力和油嘴信息等，使油井產(chǎn)液量在電泵曲線的推薦范圍之內(nèi)進(jìn)行適當(dāng)提頻，合理縮小油嘴，保持電泵較好的運行。通過多次提頻，日產(chǎn)液量由提頻前的238 m3/d增加到548 m3/d，增油量為86 m3/d。

3 應(yīng)用效果

2013年曹妃甸11-1油田在單點故障后液量、電量、海管壓力等受限情況下，運用“地下-井筒-地面”一體化優(yōu)化系統(tǒng)，通過產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整，共實施了76井次提液和52井次限液，實現(xiàn)無措施增油1.7×104m3，產(chǎn)水量減少4.3×104m3，油田生產(chǎn)時率達(dá)到近4年最高值的94.9%。

4 結(jié)束語

曹妃甸11-1油田在液電受限條件下通過地面地下一體化研究，優(yōu)化液量電量分配，油井提限結(jié)合釋放產(chǎn)能，總結(jié)出了一套曹妃甸11-1油田在

高含水階段進(jìn)行產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整的思路和方法，為油田長期高效開發(fā)提供了技術(shù)保證，也為同類高含水階段液電受限油田的產(chǎn)液結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整提供了借鑒。

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