海上埕島油田提液認(rèn)識(shí)及下步規(guī)劃研究

張勝利 （中石化勝利油田分公司海洋采油廠，山東 東營(yíng)257237）

埕島油田館陶組上段由于實(shí)際開發(fā)過程中受環(huán)境、鉆采和海工工程施工能力等條件限制，產(chǎn)能建設(shè)及注水配套不能完全按開發(fā)方案設(shè)計(jì)進(jìn)度實(shí)施，導(dǎo)致油田開發(fā)存在單井液量低、采油速度低等問題[1～4]；同時(shí)受海上平臺(tái)壽命限制，在盡可能少的時(shí)間內(nèi)多采出油，是油田開發(fā)的重要策略[5，6]。近年來，通過加強(qiáng)注水，提高注采比恢復(fù)地層壓力，同時(shí)通過不斷實(shí)踐和開展合理產(chǎn)液能力研究，為埕島老區(qū)整體提液提供儲(chǔ)備，并使現(xiàn)場(chǎng)根據(jù)其研究成果結(jié)合設(shè)備使用壽命及工程實(shí)施進(jìn)度，合理提液，以實(shí)現(xiàn)地下、地面資源最佳利用，有效提高了整體開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益。

1 提液影響因素認(rèn)識(shí)

油田進(jìn)行提液生產(chǎn)時(shí)，由于地層壓力及井底流動(dòng)壓力的降低會(huì)出現(xiàn)油氣水三相滲流，氣相的存在對(duì)提液有影響：氣相堵塞孔喉通道使油水相對(duì)滲透率下降，引起油相流動(dòng)能力下降?；诖?，建立了油氣水三相滲流模型。該模型建立過程中主要考慮了以下2個(gè)因素的變化：一是原油在地層脫氣的影響；二是地層滲透率下降的影響。

油氣水三相流動(dòng)的定量關(guān)系模型如下：

式中：pwf為流動(dòng)壓力，MPa；α為天然氣溶解系數(shù)，m3/（m3·MPa）；fw為油井含水率，1；qo為日產(chǎn)油量，m3；ql為日產(chǎn)液量，m3；pR為目前地層壓力，MPa；αk滲透率變化系數(shù)，MPa－1；Ko為油相滲透率，D；h為油層有效厚度，cm；μ為原油黏度，mPa·s；re為供油半徑，m；rw為井底半徑，m。

根據(jù)埕島油田提液井資料，選取CB11D－2提液井為實(shí)例分析滲透率變化、井底流動(dòng)壓力 （壓差）、含水率 （提液時(shí)機(jī)）、地層壓力對(duì)油井產(chǎn)量的影響。

1.1 滲透率變化對(duì)提液的影響

根據(jù)式 （1）計(jì)算當(dāng)含水率為0.6時(shí)，滲透率變化對(duì)油井流入動(dòng)態(tài) （泡點(diǎn)壓力為11.50MPa）影響，如圖1所示?？紤]滲透率變化后，在相同井底流動(dòng)壓力下，油井日產(chǎn)油量降低；且油井最低允許流動(dòng)壓力變大，不利于提液生產(chǎn)。

1.2 油井井底流動(dòng)壓力對(duì)提液的影響

根據(jù)式 （1）計(jì)算CB11D－2提液井（泡點(diǎn)壓力為11.50MPa，地層壓力為14.06MPa） 含 水 率 分 別 為 0.60、0.65、0.70、0.75、0.80時(shí)油井流入動(dòng)態(tài)，如圖2所示，隨油井井底流動(dòng)壓力的降低 （生產(chǎn)壓差的增大）油井產(chǎn)油量逐漸增大，但存在最大值點(diǎn)，流動(dòng)壓力低于該點(diǎn)以后，產(chǎn)量開始降低。曲線上最大產(chǎn)量點(diǎn)所對(duì)應(yīng)的流動(dòng)壓力即為最低流動(dòng)壓力。主要原因是：流動(dòng)壓力下降到一定程度后，井底出現(xiàn)油氣水三相流動(dòng)，氣相堵塞孔喉通道使油水相對(duì)滲透率下降，油相的流動(dòng)能力急劇下降，生產(chǎn)壓差對(duì)產(chǎn)量的貢獻(xiàn)已經(jīng)小于采油指數(shù)下降對(duì)產(chǎn)量所產(chǎn)生的影響。

圖1 滲透率變化對(duì)油井流入動(dòng)態(tài)影響

1.3 含水率對(duì)提液的影響

根據(jù)式 （1）計(jì)算CB11D－2提液井井底 流 動(dòng) 壓 力 分 別 為 13.0、12.0、11.5 （泡 點(diǎn) 壓 力 ）、10.5、9.50MPa時(shí)，含水率與油井產(chǎn)量的關(guān)系，如圖3所示。在地層壓力不變、井底流動(dòng)壓力一定的條件下，隨含水率的增加油井產(chǎn)油量逐漸減小。

圖2 不同含水率下油井流入動(dòng)態(tài)曲線

1.4 最低允許流動(dòng)壓力對(duì)提液的影響

根據(jù)式 （2）計(jì)算CB11D－2提液井在不同地層壓力下 （分別為14.06（原始地層壓力）、11.50 （泡點(diǎn)壓力）、8.00、5.75（泡點(diǎn)壓力的0.5倍）MPa），不同含水率 （0.00～0.95）時(shí)最低允許流動(dòng)壓力，作最低允許流動(dòng)壓力與含水率關(guān)系曲線，如圖4所示。飽和壓力一定的條件下，油井見水后，隨含水率的上升，油井最低允許流動(dòng)壓力隨之下降，地層壓力越高，其下降幅度也越大。最低允許流動(dòng)壓力下降，主要原因是由于含水率上升，原油脫氣影響相對(duì)減小的結(jié)果。

1.5 地層壓力對(duì)提液的影響

根據(jù)式 （1）計(jì)算含水率為0.6時(shí)CB11D－2提液井在不同地層壓力下油井流入動(dòng)態(tài)曲線，如圖5所示。在含水率相同、飽和壓力一定的條件下，隨地層壓力的下降，油井最大產(chǎn)量亦隨之下降。

圖3 不同井底流動(dòng)壓力下含水率與油井產(chǎn)量關(guān)系曲線

根據(jù)式 （2）計(jì)算，CB11D－2提液井在不同含水率下，不同地層壓力時(shí)最低允許流動(dòng)壓力，作最低允許流動(dòng)壓力與地層壓力關(guān)系曲線如圖6所示。在含水率相同、飽和壓力一定的條件下，隨油層壓力的上升，油井最低允許流動(dòng)壓力亦隨之升高。

在含水率相同、飽和壓力一定的條件下，隨油層壓力的上升，油井最低允許流動(dòng)壓力亦隨之升高。

通過研究對(duì)埕島油田12口提液油井逐井分析，得到以下結(jié)論：

圖4 不同地層壓力下最低允許流動(dòng)壓力與含水率關(guān)系曲線

1）根據(jù)建立模型繪制的油井流入動(dòng)態(tài)曲線，曲線可以分為直線段和曲線段兩個(gè)部分，從曲線分析得到，隨油井井底流動(dòng)壓力的降低 （生產(chǎn)壓差的增大）油井產(chǎn)油量存在最大值點(diǎn)，該點(diǎn)對(duì)應(yīng)的壓力即為油井最低允許流動(dòng)壓力，流動(dòng)壓力低于該點(diǎn)以后，產(chǎn)量開始降低；直線開始彎曲的點(diǎn)所對(duì)應(yīng)的流動(dòng)壓力等于飽和壓力，流動(dòng)壓力低于該點(diǎn)以后，采油指數(shù)降低，產(chǎn)量增長(zhǎng)速度減慢。

2）對(duì)埕島油田館陶組12口提液井根據(jù)建立模型進(jìn)行了計(jì)算分析，地層滲透率變化、含水率變化、地層壓力、油井井底流動(dòng)壓力對(duì)提液生產(chǎn)產(chǎn)液量均有影響；影響油井提液生產(chǎn)的關(guān)鍵因素是，由于壓力下降出現(xiàn)油氣水三相滲流，氣相的存在引起油水相對(duì)滲透率的下降。

圖5 含水率為0.6時(shí)不同地層壓力下油井流入動(dòng)態(tài)曲線

3）油井提液生產(chǎn)時(shí)，應(yīng)在努力保持地層壓力穩(wěn)定或壓力下降量不大于地層飽和壓差的前提下，降低油井井底流動(dòng)壓力以放大生產(chǎn)壓差提高產(chǎn)液量，但井底流動(dòng)壓力應(yīng)不低于由油氣水三相滲流模型計(jì)算得出的最低允許流動(dòng)壓力。在目前生產(chǎn)情況下，選擇在含水率越低時(shí)提液生產(chǎn)效果越好，即提液時(shí)機(jī)選擇越早越好。

圖6 不同含水率下最低允許流動(dòng)壓力與地層壓力關(guān)系曲線

2 提液效果分析及實(shí)踐認(rèn)識(shí)

埕島館上段主體先后有32口老井實(shí)施了提液措施 （不包括補(bǔ)孔井），從這32口井提液前后的生產(chǎn)情況來看，無論是老井換大泵提液還是新井調(diào)參逐步提液，都可以放大生產(chǎn)壓差，解放油層產(chǎn)能，達(dá)到降水增油的目的。

1）生產(chǎn)壓差有所放大 （4口有測(cè)壓資料井）。平均生產(chǎn)壓差由0.9MPa增加到了1.7MPa，增長(zhǎng)了近1倍。

2）提液效果非常明顯。電泵平均排量由62m3/d增大到了102m3/d，增幅64.5%，平均單井日產(chǎn)液能力由37.7t增長(zhǎng)到100.7t，增幅167%，平均采液強(qiáng)度由1.8t/ （d·m）增大到5.5t/ （d·m），增幅206%。

3）含水率基本保持穩(wěn)定。提液后隨著生產(chǎn)壓差放大，原來的次動(dòng)層甚至未動(dòng)層開始供液，油井含水率保持穩(wěn)定。根據(jù)提液前后對(duì)比，32口井平均含水率由66.6%變?yōu)?7.7%，其中對(duì)于動(dòng)用油層多、層間矛盾突出的油井來說提液后生產(chǎn)壓差增大，含水率有所下降，這就說明提液大大地減緩了層間矛盾。

4）油量增長(zhǎng)較明顯。提液后平均單井日產(chǎn)油能力由12.6t增加到32.5t，增長(zhǎng)了1.6倍，主要是因?yàn)樘嵋汉笠毫可仙^大、含水率基本未變所致。

5）為了驗(yàn)證實(shí)際生產(chǎn)井提液能力，采油廠篩選了4口井 （2口井含水率大于80%，2口井含水率小于40%）不斷調(diào)參進(jìn)行提液試驗(yàn)，其中2口水平井，2口定向井。調(diào)參提液前4口井日產(chǎn)液585.7t，日產(chǎn)油214t，含水率63.5%，基本不出砂；逐步調(diào)參或調(diào)頻放大生產(chǎn)參數(shù)達(dá)最大液量時(shí)，日產(chǎn)液899.8t，日產(chǎn)油322.5t，含水率64.2%，出砂情況加重，部分井生產(chǎn)波動(dòng)，幾天后逐步下調(diào)參數(shù)結(jié)束試驗(yàn)。通過試驗(yàn)認(rèn)識(shí)如下：一是高含水率 （含水率大于80%）的水平井和定向井日產(chǎn)液量可以達(dá)到240t左右；二是50%以下含水率較低的井日產(chǎn)液量也可達(dá)到170～230t；三是液量提升，對(duì)防砂的要求提高。

3 下步提液規(guī)劃

針對(duì)海上單井液量低、實(shí)測(cè)采液指數(shù)低，部分井提液效果不理想，油藏縱向及平面儲(chǔ)層非均質(zhì)嚴(yán)重，層系細(xì)分后縱向仍存在層間干擾，上下層系井網(wǎng)不同，平面井距不均勻，受效方向多變，加之海上投產(chǎn)、注水及綜合調(diào)整實(shí)施周期長(zhǎng)，整體注采比低，地層壓力水平低，平面壓力不均衡等情況，近年來，通過選擇具有代表性的井區(qū)開展合理產(chǎn)液能力研究[7]，取得了如下認(rèn)識(shí)：明確了油藏產(chǎn)液能力及影響因素；形成了單元差異化提液技術(shù)政策；建立了合理產(chǎn)液量矢量?jī)?yōu)化方法；優(yōu)化設(shè)計(jì)了運(yùn)行方案及先導(dǎo)方案。為埕島老區(qū)整體提液提供技術(shù)儲(chǔ)備，并使現(xiàn)場(chǎng)根據(jù)其研究成果結(jié)合設(shè)備使用壽命及工程實(shí)施進(jìn)度，合理提液，有效提高了整體開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益。

3.1 提液井選取及實(shí)施順序規(guī)劃思路

1）查閱圖版確定出全區(qū)所有井目前含水率條件下的合理液量。

2）未達(dá)到合理液量的油井，從污染、地層壓力、泵排量、油嘴、周圍水井等方面分析原因。

3）根據(jù)液量低的原因，確定出需要作業(yè)的井。

4）依據(jù)海上作業(yè)力量，安排年均作業(yè)井?dāng)?shù)50口左右。

5）綜合分析認(rèn)為提液潛力大的油井優(yōu)先作業(yè)。

6）對(duì)液量、油量低且含水率高的油井優(yōu)先作業(yè)。

7）同一平臺(tái)需作業(yè)的油井統(tǒng)一安排作業(yè)。

8）剛完鉆新井的作業(yè)時(shí)間適當(dāng)后移。

9）未進(jìn)行綜合調(diào)整井區(qū)的井盡量安排在方案實(shí)施年度進(jìn)行作業(yè)。

3.2 區(qū)塊提液開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)思路

1）新井投產(chǎn)初期液量較老井高，因此新老井分開排，然后得出區(qū)塊總體指標(biāo)。

2）參考埕北11井區(qū)的數(shù)值模擬結(jié)果，首先排定先導(dǎo)試驗(yàn)井區(qū)指標(biāo)。

3）根據(jù)埕北11井區(qū)指標(biāo)變化規(guī)律，其他區(qū)塊依據(jù)厚度和實(shí)際生產(chǎn)狀況差異排定指標(biāo)；適當(dāng)控制平均單井液量年增長(zhǎng)速度，初期年增長(zhǎng)在15～20t/d，后期控制在2～3t/d。

由于各區(qū)塊有序提液，初期單井油量年遞減率較小，提液結(jié)束后逐漸增大到8%，后隨著含水率上升又減小至4%～5%；初期含水率上升3%～4%，后逐漸減小至0.1%～0.2%。

3.3 單井油量遞減規(guī)劃原則

全區(qū)已實(shí)施提液?jiǎn)尉毫坑?7.7t/d增至100.7t/d，油量由12.6t/d增至32.5t/d，含水率由66.6%升至67.7%，液量為提液前2.7倍，油量為2.6倍，含水率上升1.1%。液量與油量增幅相近，含水率上升幅度較小。

考慮目前已實(shí)施提液的單井基本為開發(fā)效果較差的井，且廣泛分布在全區(qū)，而先導(dǎo)試驗(yàn)井區(qū)為全區(qū)統(tǒng)一實(shí)施，液量由目前的101t/d提至134t/d，為提液前的1.3倍，含水率上升幅度參考數(shù)模結(jié)果上升3.8%，因此確定出平均單井油量為提液前的1.1倍。提液后初期年遞減率較大，為8%～10%，后期逐漸減小至4%～5%；參考數(shù)模結(jié)果，2030年最終平均單井產(chǎn)量取值10t/d左右。

3.4 區(qū)塊開井?dāng)?shù)規(guī)劃原則

1）考慮海上總液量處理能力，后期單井液量大，含水率較高，因此含水率超過98%的油井適當(dāng)關(guān)井以減少液量。

2）初期關(guān)井較少，后期隨著含水率上升關(guān)井逐漸增多。

3）參考數(shù)模結(jié)果，最終的區(qū)塊開井率維持在70%左右。

3.5 區(qū)塊含水規(guī)劃原則

1）已實(shí)施初步提液的井提液前含水率為66.6%，提液后含水率上升1.1%，考慮到先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)目前的含水率為75.2%和全區(qū)整體實(shí)施的特點(diǎn)，確定提液后含水率上升3.8%。

2）初期含水率上升較快，含水率上升4%左右，后期逐漸減小至0.1%～0.2%。

3）由于后期高含水井關(guān)井，最終區(qū)塊含水率取值96%左右。

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