深水挥发性油田自喷生产井停喷时机预测方法——以西非尼日尔盆地Akpo油田为例

康博韬, 顾文欢, 肖 鹏, 景至一, 郜益华, 陈国宁, 李晨曦

(1.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083；2.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028； 3.中国海洋石油国际有限公司，北京 100027)

深水油田勘探开发投资大、风险高，地质认识、开发政策、油藏管理以及最终可采储量都存在着较大的风险和不确定性。尽管如此，由于全球经济对能源长期强烈的需求，深水油田勘探与开发一直是近些年来的热点与难点。经过不懈的努力与技术创新，深水油田开发在墨西哥湾、巴西和西非等地已经取得了重要的成功，并成为满足世界能源需求的重要组成部分[1-2]。深水油田开发原油举升、运输及处理系统非常复杂，对管线各节点处压力界限尤其对生产井井口压力的下限值有着非常严格的要求[3]，尤其是深水挥发性油田自喷生产井进入中高含水阶段以后，由于受到含水持续上升的影响，原油举升过程中井筒内的压力损失日益增加，导致井口压力大幅下降，管线内的流动安全问题凸显，油井潜力难以发挥，部分生产井因压力不足而关停或废弃，油田产量无法保障。因此，油田管理者需要有效评估生产井停喷风险程度，准确预测各井停喷时机，尽早预防、整体调整，从而到达延长生产井自喷寿命、改善深水油田开发效果，提高经济效益的目的。

深水油田开发由于测试、作业难度大、费用高，较大限制了测试、作业的次数及调整空间[3]，目前改造一级分离器、降低其入口压力是解决油井停喷问题的主要手段，但一级分离器实施降压改造后，其油气水的处理能力也随之降低，过早改造将导致分离器处理能力无法满足全油田正常生产的需求，因此，为了最大限度降低停喷风险、减少产量损失，充分发挥油井潜力，就迫切需要展开深水挥发性油田中高含水阶段生产井停喷时机预测方法研究。目前，针对挥发性流体自喷生产油井停喷时机的研究，常采用油藏数值模拟方法，但由于受到深水浊积储层连通关系复杂、非均质性刻画难度大的影响[4-7]，单井生产动态规律复杂多样，数模方法的计算精度尚不能满足现场停喷时机预测精度的要求，导致一级分离器改造时机无法确定，停喷应对策略难以制定，油田管理水平受到限制。

针对上述问题，以西非典型深水挥发性油田——Akpo油田为例，基于浊积水道储层构型研究成果，通过油藏工程结合生产动态分析，综合考虑地质因素、油藏动态和工程条件限制等诸多方面，建立一种适用于深水挥发性油田的自喷生产井井口压力变化规律及停喷时机定量预测方法，具有较强的现场适用性和可操作性，为海外深水油田后期调整工作提供理论基础和技术支持。

1 油田概况

Akpo油田位于尼日利亚深水OML130合同区(图1)，2000年4月被发现，2009年3月投产。油田范围内水深1 300～1 450 m，为世界级深水油田，中海油权益为45%，为中海油目前最大的海外在生产深水油田。油田主体区为深水浊积扇沉积，主力层系为新近系中新统中上段的Agbada组，既属于工程意义上的深水区，也属于地质意义上的深水沉积[8]。

Akpo油田地层流体为挥发性原油，地层原油黏度0.21 mPa·s，原油地面密度为0.8 g/cm3，纵向流体性质略有差异，油田环境、储层特征和流体性质的特殊性使Akpo油田成为研究深水挥发性油田生产动态规律的代表性区域[8](图2)。

图1 Akpo油田地理位置Fig.1 Geographic location of Akpo oilfield

A1～A7代表A油组不同期次的复合水道沉积砂体图2 Akpo油田A油组不同期复合水道间地球物理响应[8]Fig.2 Geophysical response features among channel complexes in the A formation of Akpo oilfield[8]

Akpo油田于2009年3月投产，始终贯穿少井高产的理念，对主力油藏采用注水保压的方式开发，注采井距大(1 500～2 000 m)，单井初期产量高(约2 000 m3/d)，稳产时间长。截至2018年年底，主力油藏含水率已达55%，动用地质储量采出程度达42%，已有11口油井见水，其中，高含水井6口，占总油井数的46%，多口高含水井因含水过高导致井口压力不足出现停喷，产量损失较大，随着含水的进一步上升，将有更多油井面临停喷风险，油田产量无法保证。为了最大限度降低停喷风险、充分发挥油井潜力，迫切需要展开Akpo油田中高含水阶段停喷时机预测以及降压增产可行性研究。

基于目前深水浊积水道储层构型研究成果，以动态相渗规律研究为手段，通过对油田开发指标进行系统分析，预测不同储层特征下生产井含水、液量及井口压力的变化规律，并结合深水管网工程限制条件评估Akpo油田生产井停喷时机，确定一级分离器最佳降压改造时间，确保既能实现延长低压井自喷时间的目的，又满足其他生产井正常生产需求，实现经济效益最大化的目的。

2 含水上升规律预测

2.1 动态相渗规律分析

根据目前研究认识，深水浊积油田复合水道沉积体系中根据水道砂体叠置关系不同，可将注采连通类型可划分为同层连通型、跨层连通型和复合连通型3类[9-10]。对于一贯采用大井距或超大井距开发(1 500～2 000 m)、注采对关系复杂的深水浊积储层而言，油水的宏观运动规律受不同期次砂体间的连通状况及储层平面和纵向的非均质性的影响显著，造成各井含水变化规律呈差异化、多样化，预测难度大[11]。根据笔者前期研究成果[12]，按照见水时机和含水上升形态可将Akpo油田生产井分为三类：Ⅰ类井见水最晚，无水期可采储量采出程度50%～60%，见水后含水呈“凸形”快速上升；Ⅱ类井见水较晚，无水期可采储量采出程度40%～50%，见水后含水呈“S形”变化；Ⅲ类生产井见水最早，无水期可采储量采出程度小于40%，见水后含水呈“凹型”缓慢上升。

根据开发实践经验，通过油田实际数据所求取的动态相渗反映的是油水相对运动和分布的宏观规律，实则为注采井间的储层连通状况、储层非均质性及微观油水流动能力的综合响应特征[13]，尤其是对于一贯采用大井距开发、注采对应关系复杂的深水浊积油田而言，不同期次砂体间的连通状况及储层非均质性对油水的宏观运动规律有着更加显著的影响，因此，利用动态相渗预测深水浊积储层的单井生产动态规律更为准确合理。根据相关研究成果[13]，通过利用水相运动系数γ可定量评价动态相渗所反映出的油水宏观运动能力差异程度：

(1)

式(1)中:no、nw为油水相指数，无因次；Krw(Sor)为残余油饱和度下的水相相对渗透率，无因次；γ为水相运动系数，其物理意义为相同含水饱和度下水相相对于油相运动能力的强度；γ越大，相同含水饱和度下，水相运动能力相对越强，注入水波及能力越强，相同注入量情况下波及范围也越广。

统计Akpo油田11口中高含水井动态相渗规律及储层特征参数，发现不同类型生产井水相运动系数γ与注采井间不连通系数Ω[13-14]、储层非均质系数Tk具有良好的负相关性(图3、图4)，即储层连通性越好或非均质性越弱，水相运动能力相对越强，注入水波及范围越广。

A01～A11为生产井名图3 水相运动系数γ与储层不连通系数Ω相关性分析Fig.3 Analysis of correlation between water phase motion coefficient γ with reservoir disconnection coefficient Ω

图4 水相运动系数γ与储层非均质系数Tk相关性分析Fig.4 Analysis of correlation between water phase motion coefficient γ with reservoir heterogeneity coefficient Tk

通过相关性分析及多元拟合建立水相运动系数γ与井间不连通系数Ω[13-14]、储层非均质系数Tk的相关关系式可预测水相运动系数：

γ=0.45ln[ln(1+ΩTk)]+0.42

(2)

式(2)中:Ω为井间不连通系数，无因次；Tk为储层非均质系数，无因次。

由图3、图4可知，水相运动系数γ的取值范围不同，生产井含水上升类型不同，当0.3<γ<0.8，属Ⅰ类井；当0.1<γ<0.3，属Ⅱ类井；当0<γ<0.1，属Ⅲ类井。通过对储层连通性和非均质情况进行分析，可预测水相运动系数的值，进而准确判断目标井含水上升类型。

2.2 含水上升规律预测

现场实践经验表明，即使是同一类型的生产井含水上升速度也存在较大差别，为了更加准确地预测目标井含水变化规律，引入相对含水上升速度Vr的概念[式(3)]，其物理意义为目标井实际含水上升速度与此类井基准含水上升速度的比值，用以描述同类型生产井之间含水上升速度的差异。

(3)

式(3)中:fw为目标井含水率，%；fwb为同类井基准含水率，%；t为生产时间，a。

基准含水率是根据高文君等[15]所建立的新型含水率模型[式(4)]分别对Akpo油田三类生产井实际数据进行归一化拟合处理后建立的基准含水率预测模型(表1)，表征了这类井整体的含水变化规律，模型推导过程参看文献[15]。

(4)

式(4)中：α、β、δ为模型参数，无因次。

表1 Akpo油田生产井基准含水上升曲线参数Table 1 Parameters of base water cut raising curve of production wells in Akpo oilfield

统计Akpo油田11口中高含水井相对含水上升速度Vr(图5)可知，同类生产井水相运动系数γ与相对含水上升速度Vr之间呈良好的正相关性。水相运动系数γ越大，注入水波及能力越强，范围越大，生产井见水越晚，但见水后含水上升速度也越快，说明水相运动系数γ越大，无水采油期可采储量越大，含水阶段剩余可采储量越少。

图5 水相运动系数γ与相对含水上升速度Vr相关性分析Fig.5 Analysis of correlation between water motion coefficient γ and relative water cut rising velocity Vr

通过相关性分析建立水相运动系数γ与相对含水上升速度Vr定量关系[式(5)]，利用水相运动系数γ可计算出生产井的相对含水上升速度Vr。表2为Akpo油田三类井相对含水上升速度预测参数。

Vr=C1lnγ+C2

(5)

式(5)中：Vr为相对含水上升速度，无因次；C1，C2为模型参数，无因次。

表2 Akpo油田三类井相对含水上升速度预测参数Table 2 Prediction parameters of relative water cut rising rate of three types of wells in Akpo oilfield

对式(5)两边进行积分处理得到修正后的单井含水预测模型：

(6)

fw=fwbVr(γ)+fw0

(7)

式中:fw0为目标井初始含水率，%。

根据式(5)计算出相对含水上升速度Vr代入式(7)可精确地预测目标井见水后的含水变化规律。现场应用过程中，为进一步提高预测精度，对已见水井的初始含水率可采用实际数据进行端点值校正，对于未见水井可参考周边储层发育状况接近的已见水井的初始含水情况进行端点值校正。

3 液量变化规律预测

对于挥发性油田而言，中高含水井生产压差基本保持稳定，但由于受到地层中油水流动能力差异特殊性的影响，中高含水阶段生产井液量将出现持续降低的现象，液量的降低也会对井口压力变化规律产生一定影响。

无因次采液指数是指生产井在某一含水率下的采液指数与无水采油期采液指数的比值，油田现场常用于评价生产井不同含水阶段的采液能力变化规律[16]：

(8)

式(8)中:JL为无因次采液指数，无因次；Kro(Swi)为束缚水饱和度下的油相相对渗透率，无因次；M为油水黏度比，无因次。

不考虑重力和毛管力影响的条件下，根据分流量方程可得综合含水率为[17]

(9)

将式(9)与式(10)联立，可得无因次采液指数JL与含水率fw的关系式：

(10)

由于式(10)中水相相对渗透率Krw(Sw)也为fw的函数。为了便于现场应用，通过统计Akpo油田实际相渗资料发现，除去特高含水阶段(fw>95%)，Krw(Sw)与fw的关系可近似处理为幂函数的形式，简化后可得无因次采液指数JL与含水率fw的相关式：

JL(t)=C3fw(t)C4+1

(11)

式(11)中:C3、C4为模型参数。

基于Akpo油田11口中高含水井实际无因次采液指数拟合式(11)确定不同类型生产井无因次采液指数式中参数C3、C4(表3)。

表3 Akpo油田生产井无因次采液指数预测参数Table 3 Prediction parameters of dimensionless production index for production wells in Akpo oilfield

根据储层发育特征判断目标井所属含水上升类型，进一步预测其含水上升规律，将预测结果代入式(11)中即可得到目标井采液速度QL随生产时间t的变化规律。

4 停喷风险评估

4.1 井口压力预测

受油水密度差异影响，随生产井含水、液量变化，井口压力也会发生相应的变化。一般而言，在温度不变的情况下，井型、垂深、井斜角以及井筒尺寸、射孔位置等较为接近的生产井在相同含水况下，举升单位液量所产生的井筒压降基本接近。因此，根据井型、射孔深度及井斜角等进行对Akpo油田11口中高含水井进行分类，选取典型井压力监测数据通过相关性分析建立井筒压降与含水、液量关系[式(12)]，预测其他生产井井筒压降变化规律(表4)。

(12)

式(12)中:ΔP′为井筒内压降，MPa；QL为采液速度，m3/d；C5、C6为模型参数。

表4 Akpo油田生产井井筒压降预测参数Table 4 Prediction parameters of wellbore pressure drop in production wells of Akpo oilfield

将含水、液量预测结果代入式(12)，可得井筒压降随生产时间的变化，同时，考虑到Akpo油田长期保持注采平衡，地层压力基本保持稳定，平面压力分布略有差异，根据目标井区静压测量数据，可实现目标井井口压力变化规律的准确预测。

4.2 停喷时机预测

根据Akpo油田管网工程设计要求，并结合现场停喷井实际情况，确定Akpo油田生产井井口压力下限值约为13 MPa，结合井口压力变化预测结果，可得各井停喷时机，其中，典型井(A-07、A-10)预测结果如图6所示。由图6可知，A-07井停喷时机为2019年2月，A-10井停喷时机为2020年5月，与实际动态数据对比，整体预测结果精度较高。

图6 A-07井、A-10井井口压力及停喷时机预测结果Fig.6 Prediction results of wellhead pressure and stop flowing timing in well A-07，A-10

4.3 现场调整策略

图7 Akpo油田高压转中压生产流程示意Fig.7 Technological process of Akpo oilfield HP/MP production mode

深水油田钻完井及工程作业费用高、风险大[18]，下泵、气举等施工难度很大。Akpo油田开发实践经验表明，通过及时实施一级分离器改造，有针对性地进行降压生产是深水挥发性油田后期阶段应对停喷风险较为合理有效的方法：初期停喷风险井较少的情况下，可通过测试分离器降压生产确保其自喷生产；后期随着停喷风险井增多，测试分离器液(气)处理能力达到上限后对一级分离器实施降压改造，接入停喷风险井，延长其自喷寿命。但由于深水油田工程设施非常复杂，各方面限制条件很多，油田管理者需根据各井停喷时机预测结果以及停喷时各井含水、液量情况，充分考虑油田现场各方面限制条件，制定合理的生产井转接计划，确定一级分离器最佳改造时机，以实现油田经济效益最大化(图7)。

利用本文方法预测Akpo油田各井含水、液量变化规律，确定单井停喷时机，并结合工程、经济等各方面限制条件，制定合理的生产井转接计划，最终确定一级分离器最佳改造时机为2020年11月。按此计划，2018年Akpo油田已有7～8口停喷风险井先后接入测试分离器调整为中压模式进行生产，增油效果显著(图8)。

图8 2018年Akpo油田7口停喷风险井生产动态曲线Fig.8 Production of 7 wells with stop flowing risk in Akpo oilfield in MP，2018

5 结论

(1)深水挥发性油田自喷生产井中高含水阶段停喷风险大，在准确预测单井停喷时机的基础上，可通过初期转接测试分离器，后期改造一级分离器的方式延长生产井自喷寿命，经济效益显著。

(2)深水挥发性油田自喷生产井井口压力变化规律主要受到含水、液量的影响，不同储层特征的生产井动态变化规律差异明显，需要更加有针对性地开展分析研究。

(3)研究方法考虑因素全面，预测精度较高，现场实用性强，同时，研究思路及工作流程为其他深水油田的后期调整工作提供了很好的借鉴。