海上埕岛油田提液认识及下步规划研究

2014-08-20张胜利中石化胜利油田分公司海洋采油厂山东东营257237

石油天然气学报 2014年11期

张胜利（中石化胜利油田分公司海洋采油厂，山东东营257237）

埕岛油田馆陶组上段由于实际开发过程中受环境、钻采和海工工程施工能力等条件限制，产能建设及注水配套不能完全按开发方案设计进度实施，导致油田开发存在单井液量低、采油速度低等问题[1～4]；同时受海上平台寿命限制，在尽可能少的时间内多采出油，是油田开发的重要策略[5，6]。近年来，通过加强注水，提高注采比恢复地层压力，同时通过不断实践和开展合理产液能力研究，为埕岛老区整体提液提供储备，并使现场根据其研究成果结合设备使用寿命及工程实施进度，合理提液，以实现地下、地面资源最佳利用，有效提高了整体开发效果和经济效益。

1 提液影响因素认识

油田进行提液生产时，由于地层压力及井底流动压力的降低会出现油气水三相渗流，气相的存在对提液有影响：气相堵塞孔喉通道使油水相对渗透率下降，引起油相流动能力下降。基于此，建立了油气水三相渗流模型。该模型建立过程中主要考虑了以下2个因素的变化：一是原油在地层脱气的影响；二是地层渗透率下降的影响。

油气水三相流动的定量关系模型如下：

式中：pwf为流动压力，MPa；α为天然气溶解系数，m3/（m3·MPa）；fw为油井含水率，1；qo为日产油量，m3；ql为日产液量，m3；pR为目前地层压力，MPa；αk渗透率变化系数，MPa－1；Ko为油相渗透率，D；h为油层有效厚度，cm；μ为原油黏度，mPa·s；re为供油半径，m；rw为井底半径，m。

根据埕岛油田提液井资料，选取CB11D－2提液井为实例分析渗透率变化、井底流动压力（压差）、含水率（提液时机）、地层压力对油井产量的影响。

1.1 渗透率变化对提液的影响

根据式（1）计算当含水率为0.6时，渗透率变化对油井流入动态（泡点压力为11.50MPa）影响，如图1所示。考虑渗透率变化后，在相同井底流动压力下，油井日产油量降低；且油井最低允许流动压力变大，不利于提液生产。

1.2 油井井底流动压力对提液的影响

根据式（1）计算CB11D－2提液井（泡点压力为11.50MPa，地层压力为14.06MPa）含水率分别为 0.60、0.65、0.70、0.75、0.80时油井流入动态，如图2所示，随油井井底流动压力的降低（生产压差的增大）油井产油量逐渐增大，但存在最大值点，流动压力低于该点以后，产量开始降低。曲线上最大产量点所对应的流动压力即为最低流动压力。主要原因是：流动压力下降到一定程度后，井底出现油气水三相流动，气相堵塞孔喉通道使油水相对渗透率下降，油相的流动能力急剧下降，生产压差对产量的贡献已经小于采油指数下降对产量所产生的影响。

图1 渗透率变化对油井流入动态影响

1.3 含水率对提液的影响

根据式（1）计算CB11D－2提液井井底流动压力分别为 13.0、12.0、11.5 （泡点压力）、10.5、9.50MPa时，含水率与油井产量的关系，如图3所示。在地层压力不变、井底流动压力一定的条件下，随含水率的增加油井产油量逐渐减小。

图2 不同含水率下油井流入动态曲线

1.4 最低允许流动压力对提液的影响

根据式（2）计算CB11D－2提液井在不同地层压力下（分别为14.06（原始地层压力）、11.50 （泡点压力）、8.00、5.75（泡点压力的0.5倍）MPa），不同含水率（0.00～0.95）时最低允许流动压力，作最低允许流动压力与含水率关系曲线，如图4所示。饱和压力一定的条件下，油井见水后，随含水率的上升，油井最低允许流动压力随之下降，地层压力越高，其下降幅度也越大。最低允许流动压力下降，主要原因是由于含水率上升，原油脱气影响相对减小的结果。

1.5 地层压力对提液的影响

根据式（1）计算含水率为0.6时CB11D－2提液井在不同地层压力下油井流入动态曲线，如图5所示。在含水率相同、饱和压力一定的条件下，随地层压力的下降，油井最大产量亦随之下降。

图3 不同井底流动压力下含水率与油井产量关系曲线

根据式（2）计算，CB11D－2提液井在不同含水率下，不同地层压力时最低允许流动压力，作最低允许流动压力与地层压力关系曲线如图6所示。在含水率相同、饱和压力一定的条件下，随油层压力的上升，油井最低允许流动压力亦随之升高。

在含水率相同、饱和压力一定的条件下，随油层压力的上升，油井最低允许流动压力亦随之升高。

通过研究对埕岛油田12口提液油井逐井分析，得到以下结论：

图4 不同地层压力下最低允许流动压力与含水率关系曲线

1）根据建立模型绘制的油井流入动态曲线，曲线可以分为直线段和曲线段两个部分，从曲线分析得到，随油井井底流动压力的降低（生产压差的增大）油井产油量存在最大值点，该点对应的压力即为油井最低允许流动压力，流动压力低于该点以后，产量开始降低；直线开始弯曲的点所对应的流动压力等于饱和压力，流动压力低于该点以后，采油指数降低，产量增长速度减慢。

2）对埕岛油田馆陶组12口提液井根据建立模型进行了计算分析，地层渗透率变化、含水率变化、地层压力、油井井底流动压力对提液生产产液量均有影响；影响油井提液生产的关键因素是，由于压力下降出现油气水三相渗流，气相的存在引起油水相对渗透率的下降。

图5 含水率为0.6时不同地层压力下油井流入动态曲线

3）油井提液生产时，应在努力保持地层压力稳定或压力下降量不大于地层饱和压差的前提下，降低油井井底流动压力以放大生产压差提高产液量，但井底流动压力应不低于由油气水三相渗流模型计算得出的最低允许流动压力。在目前生产情况下，选择在含水率越低时提液生产效果越好，即提液时机选择越早越好。

图6 不同含水率下最低允许流动压力与地层压力关系曲线

2 提液效果分析及实践认识

埕岛馆上段主体先后有32口老井实施了提液措施（不包括补孔井），从这32口井提液前后的生产情况来看，无论是老井换大泵提液还是新井调参逐步提液，都可以放大生产压差，解放油层产能，达到降水增油的目的。

1）生产压差有所放大（4口有测压资料井）。平均生产压差由0.9MPa增加到了1.7MPa，增长了近1倍。

2）提液效果非常明显。电泵平均排量由62m3/d增大到了102m3/d，增幅64.5%，平均单井日产液能力由37.7t增长到100.7t，增幅167%，平均采液强度由1.8t/ （d·m）增大到5.5t/ （d·m），增幅206%。

3）含水率基本保持稳定。提液后随着生产压差放大，原来的次动层甚至未动层开始供液，油井含水率保持稳定。根据提液前后对比，32口井平均含水率由66.6%变为67.7%，其中对于动用油层多、层间矛盾突出的油井来说提液后生产压差增大，含水率有所下降，这就说明提液大大地减缓了层间矛盾。

4）油量增长较明显。提液后平均单井日产油能力由12.6t增加到32.5t，增长了1.6倍，主要是因为提液后液量上升较大、含水率基本未变所致。

5）为了验证实际生产井提液能力，采油厂筛选了4口井（2口井含水率大于80%，2口井含水率小于40%）不断调参进行提液试验，其中2口水平井，2口定向井。调参提液前4口井日产液585.7t，日产油214t，含水率63.5%，基本不出砂；逐步调参或调频放大生产参数达最大液量时，日产液899.8t，日产油322.5t，含水率64.2%，出砂情况加重，部分井生产波动，几天后逐步下调参数结束试验。通过试验认识如下：一是高含水率（含水率大于80%）的水平井和定向井日产液量可以达到240t左右；二是50%以下含水率较低的井日产液量也可达到170～230t；三是液量提升，对防砂的要求提高。

3 下步提液规划

针对海上单井液量低、实测采液指数低，部分井提液效果不理想，油藏纵向及平面储层非均质严重，层系细分后纵向仍存在层间干扰，上下层系井网不同，平面井距不均匀，受效方向多变，加之海上投产、注水及综合调整实施周期长，整体注采比低，地层压力水平低，平面压力不均衡等情况，近年来，通过选择具有代表性的井区开展合理产液能力研究[7]，取得了如下认识：明确了油藏产液能力及影响因素；形成了单元差异化提液技术政策；建立了合理产液量矢量优化方法；优化设计了运行方案及先导方案。为埕岛老区整体提液提供技术储备，并使现场根据其研究成果结合设备使用寿命及工程实施进度，合理提液，有效提高了整体开发效果和经济效益。

3.1 提液井选取及实施顺序规划思路

1）查阅图版确定出全区所有井目前含水率条件下的合理液量。

2）未达到合理液量的油井，从污染、地层压力、泵排量、油嘴、周围水井等方面分析原因。

3）根据液量低的原因，确定出需要作业的井。

4）依据海上作业力量，安排年均作业井数50口左右。

5）综合分析认为提液潜力大的油井优先作业。

6）对液量、油量低且含水率高的油井优先作业。

7）同一平台需作业的油井统一安排作业。

8）刚完钻新井的作业时间适当后移。

9）未进行综合调整井区的井尽量安排在方案实施年度进行作业。

3.2 区块提液开发指标预测思路

1）新井投产初期液量较老井高，因此新老井分开排，然后得出区块总体指标。

2）参考埕北11井区的数值模拟结果，首先排定先导试验井区指标。

3）根据埕北11井区指标变化规律，其他区块依据厚度和实际生产状况差异排定指标；适当控制平均单井液量年增长速度，初期年增长在15～20t/d，后期控制在2～3t/d。

由于各区块有序提液，初期单井油量年递减率较小，提液结束后逐渐增大到8%，后随着含水率上升又减小至4%～5%；初期含水率上升3%～4%，后逐渐减小至0.1%～0.2%。

3.3 单井油量递减规划原则

全区已实施提液单井液量由37.7t/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%，液量为提液前2.7倍，油量为2.6倍，含水率上升1.1%。液量与油量增幅相近，含水率上升幅度较小。

考虑目前已实施提液的单井基本为开发效果较差的井，且广泛分布在全区，而先导试验井区为全区统一实施，液量由目前的101t/d提至134t/d，为提液前的1.3倍，含水率上升幅度参考数模结果上升3.8%，因此确定出平均单井油量为提液前的1.1倍。提液后初期年递减率较大，为8%～10%，后期逐渐减小至4%～5%；参考数模结果，2030年最终平均单井产量取值10t/d左右。