油田水驱开发动态分析管理系统探索与应用

2023-10-11闵丽霏

油气田地面工程 2023年9期

闵丽霏

大庆油田有限责任公司第一采油厂

近年来，大庆油田加快推进数字油田建设，地面工程、油藏开发等领域相继应用新的管理系统软件辅助办公，信息化管理水平不断提升。水驱开发动态分析管理系统由大庆油田自主研发，着力解决油田特高含水阶段开发动态变化快、单井调整频率高导致管理人员人工分析工作量增加、决策低效、管理粗放的问题，通过生产数据互联、智能分析计算以及建立新井专项管理等功能，辅助管理人员可准确掌握开发动态，提升工作效率，深化动态非均质认识[1]，提出有效的综合调整对策、精准挖掘剩余油潜力，推动地面建设与油藏开发有序衔接[2]，落实油田“一稳三增两提升”的工作目标。

水驱开发动态分析管理系统及油田建设概况、动态分析决策和水驱日常管理于一体，综合了油田基本情况、生产动态分析、水驱开发专项管理和数据查询四大模块，实现了总体开发形势、计划完成情况、注水量状况分析、产油量状况分析、产液量状况分析、含水率状况分析、压力状况分析七个动态跟踪和新井、钻控井、提捞井、套损井、封堵井、问题井、长关低产井七个专项管理，适用于油田开发管理全过程，能全面分析油水井注采状况、油层动用状况和压力状况，确保生产动态分析、油藏动态分析和措施调整工作的及时性、准确性，进一步提升油田开发精细化、信息化管理水平。

1 功能设计

水驱开发动态分析管理系统具有油田开发形势动态分析、生产运行计划动态跟踪、措施调整效果动态评价、重点常态业务动态管理和油田开发资料动态查询五项功能。

1.1 油田开发形势动态分析

系统由管理人员自定义工区，从区块整体开发形势出发，全面展示区块注水量、产油量、产液量、含水率、压力等生产指标变化。管理人员能任意选取时间点或时间段进行对比，按照工作需求设置对比规则，实时对比分析区块动态变化（图1）。日注水量变化情况分为注水量上升、注水量下降、注水量稳定、开井、关井、措施六类，其中注水量上升可以进一步设置对比规则，例如T2 时间段干线压力平均值与T1 时间段干线压力平均值差值大于零，可自动筛选由于泵压上升导致注水量上升的注水井。系统按照管理人员设置的不同规则自动诊断影响每口注水井注水量变化的主要因素，直观展示区块内受不同因素影响的所有注水井注水量变化情况，有针对性地进行重点分析、制定对策以及对措施效果跟踪评价。

图1 灵活配置对比分析规则Fig.1 Flexible configuration of comparative analysis rules

1.2 生产运行计划动态跟踪

系统内管理人员可以自定义不同时段、管理层级和属地单位，展示相应的生产运行计划完成情况，辅助组织生产决策。管理人员需要在数据准备时分别选择计划所属年度、区块名称和数据类型，其中数据类型分为产量构成月度计划、注水量构成月度计划、油井措施工作量月度计划、水井措施工作量月度计划四类，管理人员分别导入区块的计划数据和生产数据后，利用系统后台内置相应的表格模版，可实现分时间、分层级、分单位显示产量变化，跟踪原油生产动态，及时掌握超产欠产情况[3]，有序、高效组织生产。

1.3 措施调整效果动态评价

系统能够通过措施指令调整初期、阶段、有效期时间、技术类型、调整目的、井组注采状况变化等方面进行多维度对比，管理人员可以按照工作需要进行多维度配置对比前后油水井的取值条件及规则（图2）。

图2 采油井措施效果取值条件配置界面Fig.2 Configuration interface for the value condition of the effect of production well measures

1.4 重点常态业务动态管理

对于日常工作中经常需要单独进行分析统计的特殊类型井，通过系统宏观掌握其分布特征，分析形成原因，调查治理潜力，跟踪治理效果，可促进开发管理水平的提高。对于问题井、钻控井等影响生产变化的常态业务实施专项管理[4]，自动跟踪各类单井基本情况及其对注水量和产量统计，统计影响注采量变化趋势，跟踪治理效果，指导下步潜力分析和调整措施的制定。

1.5 油田开发资料动态查询

系统可以对油田和区块的整体构造特征、储层特征[5]、流体特征、开发概况[6]进行统计，自动生成相关地质图幅，也可以对任意区块、井组和单井的油藏、油藏工程、测井、化验分析等资料进行分类查询。系统内置的检索规则和定制功能可以根据实际需要任意设置检索条件，对任意时间点、任意时段进行油水井关联检索，实现单井生产数据动态检索、快速查询。

2 应用特点

2.1 直观展示区块基本情况

区块基本情况涵盖地质概况和开发概况，其中地质概况包括构造特征、储量情况、储层特征、流体特征、渗流特征、应力与裂缝特征、压力与温度特征以及区块地质分类；开发概况包括开发历程、井网演化和开发现状。管理人员可以应用系统绘制各类图表，直观展示区块基本情况，为精准开展动态分析、调整措施和开发规律的研究奠定基础。例如日产油量差值等值图（图3），在系统中选择构造特征中的等值图和动态数据中的日产油量差值，并确定相应的断层及边界范围，提取不同时段数据进行对比，在自定义色标及日产油量分级后，生成日产油量差值等值图。管理人员通过查看等值图，重点关注日产油量下降大的区域，及时分析调整。

图3 日产油量差值等值图Fig.3 Isogram of daily oil production difference

2.2 强化水驱开发专项管理

系统对新井、钻控井、提捞井、套损井、封堵井、问题井和长关低产井进行专项管理，做到因井施策[7]。以油田产能区块地面工程建设的新井为例，油井投产效果包括投产油井单井信息、采油曲线及产出剖面。系统依据管理人员选定的时段统计相关数据累积产液量、累积产油量、年产液量、年产油量等，并可以直接查询单井数据以了解详细情况，例如投产油井产出剖面及单井信息，管理人员可以掌握产液强度、砂岩厚度产液比例、有效厚度产液比例等新井开发动态，制定相应的治理对策。

2.3 简化开发指标动态分析

为便于管理人员使用，系统内预设动态分析管理流程内置算法。以判断注水量下降井为例，可根据系统预设的注水量下降判断流程及因素配置公式，筛选、归类下降原因，在满足相应条件时可判断为事件影响，若存在多个主要事件影响，则按照事件优先级进行判定，否则将进行下步判断，逐级排除（图4）。如T2 阶段与T1 阶段日注水量差值大于或等于水量稳定判断标准下限或T2 阶段日注水量等于零时，查看是否为时率影响，并查找主要关井事件，例如钻关、故障关井、测压关井、作业降压关井、作业占井、套损影响关井、冬季关井等，确定对应原因。如果不是时率影响，则继续查找存在影响注水量下降的事件。当事件结束时间大于T2 阶段开始时间时，查看起止时间段内日注水量是否大于或等于T1 阶段日注水量；当事件结束时间小于T2 开始时间时，需要系统进一步逐级判断是否存在调剖、油井控液、措施递减及油层污染，如果均不是上述原因，则判定为资料问题。

图4 注水量下降井判断流程Fig.4 Judgment process for wells with decreased water injection rate

系统内生产动态分析模块可以灵活设置对比规则，实现注水量、产液量、产油量等开发指标动态分析。管理人员通过自定义对比及分析时段来查询分区块、分井网条件下指标变化情况，包括日注水量变化情况，例如井数、油压、日配注量、日实注量、日产液量和日产油量变化情况。对井数、日产液量、日产油量、含水、流压、沉没度，应用系统应进一步分析开发指标变化原因，管理人员可以通过参数构建表达式，设置适用于区块的对比规则，由系统完成分类统计，针对性强、效率高，有效代替人工对比计算，在节约时间的同时保证工作质量。

2.4 细化功能模块关联及转换

系统内集成的功能模块种类丰富、切换便捷，井数、井号与生产数据链接，可直接穿透到单井信息界面，迅速查看单井的动、静态数据。单井井号可链接到数据查询功能模块，查询动态数据、静态数据、监测数据、注采关系、动用状况、井下状况等资料。进入数据查询界面后（图5），系统可自动展示以该井为中心的井位图，并通过功能导航直接查询该井的相关资料，不需要手动选井，且资料档案全面、分类有序，易于查找和分析。单井调整措施初步制定后，仍可结合系统内注采剖面、水淹资料等优化方案选井选层[8]，实现高效、精准地质设计方案。

图5 数据查询窗口Fig.5 Data query window

2.5 优化措施效果统计及预测

系统可以自动统计综合调整措施效果，完成分区块、分井网、分措施类别条件下的措施调整前后对比，直观展示生产变化情况，并生成措施效果曲线，例如正常曲线、每日、旬度、月度、季度、年度拉齐曲线，既可以查看整体措施效果，又可以详细查看单井措施效果，对措施效果不理想的井和有调整空间的井做好措施跟踪调整与保护[9]，保障措施效果、延长措施有效期。

管理人员在开发指标变化单井信息表中可以结合生产数据及油水井连通关系初步制定措施，选择下步措施后，可在下步调整工作模块中查询整体措施情况及措施单井信息，掌握油水井下步措施工作量，预测措施实施时间及增产增注量。

3 应用效果

为验证水驱开发动态分析管理系统在油田信息化管理中的应用效果，推进油田地面建设与水驱开发有效衔接，以萨中油田东部过渡带为例开展系统应用并实践。2021 年该区块计划地面建设并投产加密油水井140 口，为加强开发管理，可在系统内查询区块开发概况等基本情况。从构造图看，东部过渡带西高东低，发育一条断层；从沉积相图看，萨Ⅱ1～3、萨Ⅱ7～8 河道比较发育，其余沉积单元主要以表内、表外砂为主，储层整体发育状况较差[10]；从开发历程看，东部过渡带1961 年投入开发，开采萨、葡两套油层组，开采层位萨Ⅰ1-葡Ⅱ10；从开发曲线看，目前区块地面建设总井数907 口，包括油井553 口、水井354 口，全面掌握产能区加密基本情况。

随着新井投产、井数增加，根据地面建设进度及时在系统中添加井号、完善井号库，进行数据关联衔接，建立完整工区，为后续开发调整奠定基础[11]。新井试运行投产后，及时跟踪各开发指标变化情况，分析变化原因，制定下步措施。通过生产动态分析模块下的注水量状况分析、产油量状况分析子模块，实现分井网条件下日注水量变化、日产油量变化对比及原因分类，迅速了解影响日注水量、日产油量升降的主要因素，并在系统中的因素分类选项选择注水量、日产油量下降类别，对该类别进行单井信息查询，通过井号可查看该井动态数据，了解该井日注水量、日产油量变化、实施措施情况及措施的效果，并结合静态数据、监测数据、井下状况等资料，找到吸水量、产液量较差的小层，优化设计方案，制定下步对策[12]。保存措施后，可在下步调整工作模块中查询油水井单井的下步措施信息，同时预测措施效果。应用系统查找区块水井低效井及完不成配注量井辅助分析决策，制定合理的调整措施。同时，通过系统筛选及时发现产量下降的单井及低效油井，结合系统数据查询功能，实现油水井同步调整[13]。通过应用该系统软件，管理人员对东部过渡带陆续建成投产的140 口三次加密井进行综合分析和调整[14]，从新井采油曲线上看，在新井全部投产后产量持续走高，含水率得到有效控制，单井日产油量达到方案设计要求（图6），区块超计划产油3.3×104t，效益明显。