油田油藏動(dòng)態(tài)分析與調(diào)整方案設(shè)計(jì)

李強(qiáng)

(中海石油(中國(guó))有限公司秦皇島32-6作業(yè)公司，天津 300459)

0 引言

隨著社會(huì)的發(fā)展，人們對(duì)石油的需求量與日劇增，如何實(shí)施油藏注水開發(fā)獲取更大的利益成為了全球油田開發(fā)的關(guān)注點(diǎn)之一。多年來，油田一線生產(chǎn)技術(shù)人員為了解決注水開發(fā)中的問題，結(jié)合實(shí)際情況，展開了對(duì)這一技術(shù)的研究與探討，并不斷進(jìn)行修正改進(jìn)，確保石油原油品質(zhì)符合標(biāo)準(zhǔn)，順利投入后續(xù)作業(yè)中。

1 國(guó)內(nèi)注水開發(fā)技術(shù)地應(yīng)用現(xiàn)狀

為更好滿足國(guó)民生產(chǎn)需求，我國(guó)油田行業(yè)發(fā)展迅速，海上油田組塊也隨著技術(shù)提升滾動(dòng)開發(fā)，注水開發(fā)技術(shù)的重要地位不言而喻。為了更方便、更詳盡地對(duì)石油的開發(fā)過程進(jìn)行分析，注水開發(fā)油藏的動(dòng)態(tài)分析技術(shù)日益趨于成熟[1]。相關(guān)工作人員在獲取了油田開發(fā)過程中大量第一手?jǐn)?shù)據(jù)資料的基礎(chǔ)上，合理采用判斷方法，并根據(jù)油藏生產(chǎn)過程中各項(xiàng)參數(shù)的變化特點(diǎn)、規(guī)律以及各項(xiàng)參數(shù)間的相互作用與制約關(guān)系，通過數(shù)值模擬、遞減規(guī)律、物質(zhì)平衡、水驅(qū)特征曲線、圖版、試井6種技術(shù)方法對(duì)油藏進(jìn)行動(dòng)態(tài)分析。從而根據(jù)實(shí)際情況，針對(duì)性地提出規(guī)劃方案，并采取科學(xué)合理的調(diào)整措施，有效避免或減緩油田開發(fā)過程中不必要的故障發(fā)生，以此達(dá)到更高的最終采收率和開發(fā)水平，獲取更好的經(jīng)濟(jì)效益[2]。

2 油氣田簡(jiǎn)介

某油氣田位于某海域西南部，其中WHPA井口平臺(tái)處水深20.1 m，WHPB井口平臺(tái)處水深21.6 m，年平均氣溫13.6 ℃[3]。

該油氣田投產(chǎn)后雖生產(chǎn)形勢(shì)較好，但也暴露出油田井網(wǎng)不完善、儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，井控程度低，水驅(qū)控制程度低等矛盾，同時(shí)油田還存在一定潛力單位等問題。為了改善油田的開發(fā)效果，公司成立了該油氣田綜合調(diào)整開發(fā)前期研究項(xiàng)目組，并通過增加生產(chǎn)水工藝流程的方式實(shí)現(xiàn)平臺(tái)就地脫水，提前釋放部分提液增油量。目前，該油氣田綜合調(diào)整前期研究項(xiàng)目再次啟動(dòng)，并完成建造和投產(chǎn)。

該油氣田縱向上分為N1mL和N1g，N1mL油組邊底水能量弱，地飽壓差較小，同時(shí)經(jīng)過9年的開發(fā)，各主力砂體地層壓力均低于原始地層壓力，開發(fā)時(shí)需實(shí)施人工注水補(bǔ)充能量開發(fā)。因此推薦立足注水開發(fā)，保持合理地層壓力。N1g油組為底水油藏，地層能量充足，因此其開發(fā)方式為依靠天然能量進(jìn)行開發(fā)。

3 該油氣田C13油井運(yùn)行概括

3.1 C13油井基本情況概述

C13H井生產(chǎn)層位油田北塊NmⅢ22-1油組1618砂體。投產(chǎn)日期2021年9月17日，該井油層厚度7 m，水平段長(zhǎng)569 m，完鉆井深2739 m，泵掛深度1695 m，地層供液較充足，原始靜壓11.74 MPa，設(shè)置井下泵工況儀。完井作業(yè)采用優(yōu)質(zhì)篩管礫石充填，下入普合管柱。該井投產(chǎn)至今，未發(fā)生過異常關(guān)?；虮脵C(jī)組故障等問題。

3.2 井故障情況描述

C13H于2022年1月15日20:40出現(xiàn)井口溫度突然下降情況，正常運(yùn)行溫度45 ℃降至38 ℃，現(xiàn)場(chǎng)井口取樣無產(chǎn)出，計(jì)量無液?，F(xiàn)場(chǎng)打開套氣進(jìn)閉排流程后產(chǎn)能恢復(fù)。第二天化驗(yàn)含水波動(dòng)較大且上漲(上午化驗(yàn)含水78%，下午化驗(yàn)59.6%，正?；?yàn)值為45%)。

3.3 異常工況原因分析

異常工況的發(fā)生，通常是由于部分因素的改變，使得其原有工作環(huán)境發(fā)生了變化。石油的開采開發(fā)過程中，由于地層具有滲透性，井間作用較為明顯，因此，有必要進(jìn)行本井、相連通水井以及相鄰生產(chǎn)井的工況分析。明確本井是否存在工作制度變化、設(shè)備運(yùn)行異常、措施調(diào)整等，連通水井和相鄰生產(chǎn)井工作狀況是否正常、設(shè)備運(yùn)行是否變化、是否存在工作制度以及措施調(diào)整等。以此為基礎(chǔ)，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)資料，分析變化參數(shù)。

井口溫度下降，無產(chǎn)出原因主要有：井底能量不足(通過井底流壓進(jìn)行判斷)、氣鎖(通過電流變化確定，活動(dòng)油嘴、升降頻可緩解)、泵沉沒度低(通過動(dòng)液面深度進(jìn)行判斷，放套壓可減輕)、電泵做功差(故障前后電泵參數(shù)對(duì)比，電氣人員對(duì)變頻器進(jìn)行檢測(cè))、管柱漏失(通過正擠是否起壓判斷)、泵吸入口堵塞(通過電流變化判斷，升降頻解堵)。針對(duì)C13H異常工況，獲取其異常前后相鄰生產(chǎn)井產(chǎn)能變化、工作狀況等。分析可知該井相鄰生產(chǎn)井C11H/C12H產(chǎn)能無明顯變化，注水井B15因配合鉆完井作業(yè)停注，且放套壓后該井恢復(fù)產(chǎn)能，可確認(rèn)原因?yàn)楸贸翛]度高于動(dòng)液面以上。根據(jù)生產(chǎn)開發(fā)系統(tǒng)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，可得到如圖1所示的對(duì)應(yīng)層位注水量曲線圖。

3.4 延伸資料

套壓是地面施加到井內(nèi)套管的壓力，套壓的波動(dòng)直接影響著油井的沉沒度、原油產(chǎn)量、泵效等。套壓過高，動(dòng)液面會(huì)被迫下降，當(dāng)動(dòng)液面下降幅度過大，到達(dá)深井泵吸入口時(shí)，由于壓差作用，氣體會(huì)泵入泵內(nèi)，造成泵效降低，嚴(yán)重時(shí)將發(fā)生氣鎖現(xiàn)象；套壓較低時(shí)，原油會(huì)出現(xiàn)嚴(yán)重脫氣，井筒溫度也會(huì)隨之降低，造成設(shè)備損壞。要想實(shí)現(xiàn)油田生產(chǎn)井穩(wěn)定高產(chǎn)，必須合理的控制套壓，從而保持一個(gè)較好的動(dòng)液面[4]。合理的套壓應(yīng)能使動(dòng)液面滿足于泵的抽汲能力達(dá)到較高水平。套壓太高，迫使油套環(huán)形空間中的動(dòng)液面下降，當(dāng)動(dòng)液面下降到電泵吸入口時(shí)，氣體竄入電泵內(nèi)，泵效降低，油井減產(chǎn)。發(fā)生這種情況，應(yīng)當(dāng)適當(dāng)?shù)胤诺舨糠痔坠軞?，使套壓降低，?dòng)液面上升，提高泵效(圖2)。

3.5 C13H井調(diào)整方案

對(duì)于C13H井故障，采取了以下調(diào)整方案：(1)在B15停注期間，C13H放套壓生產(chǎn)，加密化驗(yàn)含水；(2)與實(shí)施鉆井作業(yè)的船舶進(jìn)行溝通，盡快恢復(fù)B15注水；(3)及時(shí)與陸地油藏溝通，確認(rèn)現(xiàn)場(chǎng)處置措施并嚴(yán)格執(zhí)行；(4)關(guān)注其他注水井運(yùn)行狀態(tài)，并嚴(yán)格按照配注量注水；(5)監(jiān)控生產(chǎn)流程穩(wěn)定運(yùn)行，保證注水水質(zhì)良好；(6)B15注水恢復(fù)后，及時(shí)恢復(fù)C13H原有生產(chǎn)制度。

4 分析及措施

通過以上動(dòng)態(tài)分析確認(rèn)C13H井異常工況原因?yàn)椋弘姳贸翛]度低，受益注水井停注。通過控制套壓生產(chǎn)，使油井產(chǎn)能得到恢復(fù)。

當(dāng)有鉆完井作業(yè)需要或其他原因關(guān)停注水井時(shí)，現(xiàn)場(chǎng)需加密關(guān)注相應(yīng)受益油井的產(chǎn)能變化，根據(jù)油水井關(guān)聯(lián)性，對(duì)油井產(chǎn)能變化做出預(yù)判并及時(shí)進(jìn)行調(diào)整。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)嚴(yán)格執(zhí)行注水任務(wù)，并將真實(shí)油井?dāng)?shù)據(jù)反饋給陸地油藏，以此確定油水井注采聯(lián)通關(guān)系，并根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)產(chǎn)出情況優(yōu)化調(diào)整井組生產(chǎn)制度。

現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)員工需加強(qiáng)對(duì)油藏方面知識(shí)學(xué)習(xí)，了解油藏各項(xiàng)資料，掌握油水井關(guān)聯(lián)及地下砂體特性，并及時(shí)開展油井分析，特別是注水井與受效井的關(guān)聯(lián)性，以指導(dǎo)油水井精細(xì)化管理工作。同時(shí)加強(qiáng)現(xiàn)場(chǎng)油井巡檢，確保第一時(shí)間發(fā)現(xiàn)油井異常情況，及時(shí)與陸地油藏溝通并反饋現(xiàn)場(chǎng)真實(shí)狀態(tài)，及時(shí)調(diào)整油井工作制度，延長(zhǎng)電泵壽命周期，提高油田產(chǎn)能。

另附陸地油藏單井配注調(diào)整目的解釋，了解注水井配注量調(diào)整的原因，由于當(dāng)前注水井聯(lián)通關(guān)系并未明朗，仍需要現(xiàn)場(chǎng)與陸地配合確認(rèn)油井受益情況，同時(shí)現(xiàn)場(chǎng)員工可以學(xué)習(xí)補(bǔ)充油水井聯(lián)通關(guān)系網(wǎng)，以便更好地開展現(xiàn)場(chǎng)工作。

5 結(jié)語

本文以某油氣田開發(fā)井C13H為例，進(jìn)行了油藏動(dòng)態(tài)分析和事故分析，并采取以下調(diào)整方案。

(1)該油氣田B09井單井配注量從750 m3/d調(diào)整至850 m3/d，調(diào)整目的：目前1710砂體對(duì)應(yīng)采油井為B08H、B10H井，增注以平衡井組注采比，提高地層壓力，為后續(xù)實(shí)施的油井大泵措施做準(zhǔn)備；

(2)該油氣田B15井整井段配注量從740 m3/d調(diào)整至800 m3/d，調(diào)整目的：鑒于B15井第三注水層段1618砂體注采比偏低，補(bǔ)充開發(fā)井(C11H、C13H)B3H井地層能量供應(yīng)，暫時(shí)籠統(tǒng)上調(diào)B15井整井段配注，近期需求安排B15井測(cè)調(diào)工作，上調(diào)第三注水層段注水量(上調(diào)第三段注水后，需關(guān)注C13H產(chǎn)能變化情況)；

(3)該油氣田C5整井段配注量從200 m3/d調(diào)整至350 m3/d，調(diào)整目的：C5井注入NmI-1227、NmII-1420砂體，提高單井注水量，給開發(fā)井C4H、C8H井補(bǔ)充地層能量(C04H自2022.1.6含水大幅上漲后，含水仍有持續(xù)上漲趨勢(shì)，目前采取提頻提液方式提高產(chǎn)量，所以需要提高受益注水井的配注量)；

(4)該油氣田C7整井段配注量從200 m3/d調(diào)整至350 m3/d，調(diào)整目的：C7井注入NmI-1254、NmII-1383、NmII-1420砂體，提高單井注水量，給開發(fā)井C6H、C8H及B5、B24井補(bǔ)充地層能量(C6H/C8H提頻生產(chǎn)，為保證井底能量穩(wěn)定，需要提高受益注水井的配注量)；

(5)該油氣田C15井整井段配注量從200 m3/d調(diào)整至300 m3/d，調(diào)整目的：C15井注入NmIII-1618砂體，對(duì)應(yīng)油井B3H、C14H，從前期增注效果看，C14H井尚沒有明顯注水見效表現(xiàn)，動(dòng)態(tài)進(jìn)一步提高單井配注(關(guān)注C14H產(chǎn)能變化，確定C15/C14H的油水井聯(lián)通關(guān)系情況)；

(6)該油氣田C23井整井段配注量從300 m3/d調(diào)整至350 m3/d，調(diào)整目的：C23井注入NmIII-1743砂體，對(duì)應(yīng)油井C24H井，C24H井目前尚沒有明顯注水見效表現(xiàn)，且流壓有持續(xù)下降趨勢(shì)，動(dòng)態(tài)進(jìn)一步提高單井配注(關(guān)注C24H產(chǎn)能變化，確定C23/C24H的油水井聯(lián)通關(guān)系情況)。