渤海高含水油田出水规律分析与控水建议

2023-11-15张启龙张晓诚王晓鹏

能源与环保 2023年10期

张启龙,张晓诚,王晓鹏,龚宁,李进,王菲

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司海洋石油高效开发国家重点实验室,天津 300459; 2.中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249)

随着渤海油田开采程度的逐渐加深,以S油田为代表的疏松砂岩油田经过井网加密调整后,油田平面矛盾得到缓解,但随着油田进入高含水期,其纵向矛盾突出,厚层内部普遍存在水淹不均的现象,剩余油在层内的富集程度不均,制约开采效率[1-3]。渤海S油田因高含水问题大幅降低油井产量,增加平台水处理负荷,高流量水冲蚀防砂管柱,造成防砂失效、井下管柱损害以及电泵设备过载等问题,严重影响油井正常生产和油田采收率,同时增加处理成本,逐渐成为制约该油田高效开发的主要因素。由于该油田出水井数较多,各井出水规律存在较大差别,且无明显规律,无法有效指导生产措施或控水手段,导致高含水趋势进一步加强,急需对该油田高含水井进行统计分析,研究该油田井的出水规律,以此为基础对控水措施提供指导。

为解决以上问题,本文对渤海S油田107口水平生产井进行统计,采用无因次累计产油量—含水率曲线法对其出水规律进行归类和分析,总结归纳出5种出水模式。以此为基础,分析了高含水的原因,从而选出了影响高含水的5个因素。利用灰色关联法对各因素敏感性进行了分析,提出了相关控水建议,对渤海S油田及其他类似高含水油田有较好的指导意义。

1 渤海S油田出水现状分析

对渤海S油田107口水平生产井的生产情况进行统计,采用无因次累计产油量—含水率曲线法对其出水规律进行归类和分析。

1.1 无因次累计产油量—含水率曲线法

由于各井投产时间不同,统计各井累计产量与含水率之间的关系时,需将累计产油量进行归一化处理,采用无因次累计采油量表征单井累计产出情况[4],见式(1)。

(1)

式中,λ为无因此累计产油量;T为油田正常生产总时间;Q(t)为油田t时刻的产量。

1.2 出水规律统计与分析

通过对各井无因次累计产油量—含水率进行计算并绘制曲线,根据曲线形状特征总结了该油田的5种出水类型[5-6]。

(1)未定义类型。部分井由于出砂修井、生产年限不足或者频繁调泵,未形成长期稳定的生产周期,导致其生产曲线无明显规律,无法提取有效信息。

(2)凸形曲线。35口井在无因次累计产油量—含水率曲线中呈现凸形,以C15H1、C28H2、C35H和N22H井为例,如图1所示。该类型井投产即见水,基本不存在无水采油期,中低含水期的单井含水率上升速度较快,很快进入高含水期,但高含水期含水率上升速度减缓。其主要采油期集中在中高含水阶段,需提前考虑控水措施[7]。

(3)凹形曲线。15口井在无因次累计产油量—含水率曲线中呈现凹型形,以C37H、E33H和H32H1井为例,如图2所示。该类型井有一定低含水采油期,且低含水期内的含水率上升缓慢,40%以上的产量可在低含水期内产出,生产后期含水率快速上升,该类型井应精细化控制生产制度,尽量延长低含水期。

图1 凸形曲线生产动态Fig.1 Production dynamics of convex curves

图2 凹形曲线生产动态Fig.2 Production dynamics of concave curves

(4)S形曲线。12口井在无因次累计产油量—含水率曲线中呈现S形,以E14H1、G38H和C28H2井为例,如图3所示。该类型井存在一定时间的低含水采油期、较长时间的含水率直线上升期以及一定时间的高含水平缓期,控水措施在快速上升期作用有限,应尽量在低含水期采取措施。

(5)平行直线形。21口井在无因次累计产油量—含水率曲线中呈现平行直线型,以C26H1、C28H和H32H1井为例,如图4所示。该类型井投产即高含水,一般钻遇暴性水淹储层,该类型井应采用较大排量泵,并提高平台水处理能力,采用大泵提液方式采出剩余油。

图4 平行直线形生产动态Fig.4 Parallel linear production dynamics

1.3 各出水类型比例分析

通过对以上5种出水类型的井进行统计,各类型井所占比例如图5所示。渤海S油田水平井含水率曲线以凸形为主,其次是平行直线形、S形、凹形。其中,较为理想的生产类型(S形、凹形)占比为25%,出水严重的生产类型(凸形、平行直线形)占比57%。因此,总体上渤海S油田的高含水形式较为严峻,急需采取有效的控水措施,以保证该油田剩余油的有效开采。

图5 各出水类型井数占比Fig.5 Proportion of wells of each water outlet type

2 水平井高含水原因分析

引起水平生产井快速见水的原因较多,通过对渤海S油田高含水原因的分析[8-9],可将因素概括为非均质类因素和均质类因素2类。

2.1 非均质类因素

所谓非均质类见水,主要是指井筒或井筒周边产液剖面不均匀造成的井筒部分点发生局部水淹的现象。根据其发生的原因,可以分为渗透率非均质性和井筒压力非均质性。

渤海S油田水平井沿井段渗透率非均质性分布可分为多段式、两段式、均质性。多段式指渗透率沿水平井渗透率呈多段式分布,开井前根据测井结果所有层为油层,开井后见水时间短,含水上升速度快;两段式是指井筒沿水平方向成2段分布,其见水快慢取决于2段的渗透率差值;均匀式是指渗透率沿水平井筒均匀分布,与前2类相比,其见水速度相对较慢,此时占据主导影响的不是渗透率,需要考虑其他因素影响。为了表征渗透率的非均质性,引入渗透率离散系数V,见式(2)—式(4)。V值越大,表明地层非均质性越强;V值越小,表明地层均质特征越明显;V=0,表征地层渗透率完全相等。

(2)

(3)

(4)

井筒压力非均质性是指井筒内沿水平方向压力的逐渐增高,易导致油水剖面在水平井低压点率先突破,从而造成单井含水率的快速上升,即水平井跟趾效应。其本质在于,井筒内的流体产生的摩阻、流体撞击井壁产生的回压力等综合效应造成井筒内根部、趾部压力不一致,水平段井筒压降使得跟端生产压差较大,跟端见水速度高于趾端。水平井的跟趾效应是无法避免的,利用水平井段长度表征跟趾效应的强弱。水平井段越长,则沿程摩阻越大,导致跟趾段压差越大,当水平段长度为0时,表征不存在井筒压力差异性。

2.2 均质类因素

所谓均质类见水,主要是指随着生产时间的逐渐累计,油水剖面均匀地进入井筒造成水平井见水,其见水速度较非均质类见水快,主要受地层平均渗透率、产液强度和投产时间的影响。

平均渗透率是指水平段各点渗透率的加权平均值,表征水平井段油水界面的整体推进速度。平均渗透率大的井表明油水界面推进的速度快,其见水速度也就更大。因此,平均渗透率与见水速度呈正相关。

除了地层性质的影响外,单井的生产制度也是影响见水速度的重要因素。生产制度主要包括产液量、生产压差、射孔打开程度等。在进行影响因素分析时,可将上述开采因素归结于一个综合性的开采指标“采液强度”,即单位油层有效厚度的日产油量。高采液强度易造成油水剖面均匀推进速度的加快,引发单井含水率的快速上升。因此,在满足产量要求的基础上,应适当控制单井的采液强度。

投产时间主要体现水平井投产时所处的开发环境,相同条件下投产较晚的井,其油水剖面在前期生产的基础上,已经有了一定程度的整体推进,其见水速度较之前投产的井有所增加。

3 敏感性分析与措施建议

通过对水平井非均质类因素和均质类因素的分析,总结出了影响水平井见水速度的5个因素,即渗透率离散系数、平均渗透率、采液强度、水平井段长度和投产时间。利用灰色关联度方法对五个因素的敏感性进行分析,优选影响见水速度的主控因素,以此为依据提出控水措施建议。

3.1 基于灰色关联度的敏感性分析

为了充分利用历史作业数据,采用灰色关联法研究各因素对见水速度的影响敏感性[10-13],选取渗透率离散系数、平均渗透率、采液强度、水平井段长度和投产时间5个因素为比较序列,构建见水速度指标为参考序列,表征单井含水率上升的速度,见式(5)。

(5)

式中,vw为见水速度;w1为投产初期的含水率;w2为目前的含水率;t1为投产初期时间;t2为目前时间。

灰色关联度的基本步骤如下[14-15]。

(1)搜集历史井的参考序列和比较序列数据,构建分析序列,见表1。

表1 基于历史数据分析序列Tab.1 Analyzing sequences based on historical data

(2)对数据进行无量纲化处理,消除单位的影响。主要方法有初值法、极差法、均值法等,本文采用适用范围最广的均值法进行处理,即序列元素值(和)除以序列平均值(和),见式(6)、式(7)。

(6)

(7)

(3)计算各因素关联度系数。利用式(8)—式(10)依次计算差序列、两极最小差和最大差,再利用式(11)求取关联度系数。

Δi=|y(k)-xi(k)|

(8)

(9)

(10)

ξi(k)=

(11)

(4)计算各因素的灰色关联度,表征各因素影响权重,以此为依据进行关联度排序,见表2。根据计算结果,各因素对见水速度影响的关联度排序为:投产时间>渗透率离散系数>水平井段长度>平均渗透率>采液强度。其中,非均质因素的平均关联度为0.784 5,均质因素的平均关联度为0.780 5,因此非均质因素对高含水的影响程度大于均质因素,控水应重点考虑消除因素的非均质性。

表2 灰色关联度排序Tab.2 Grey correlation degree sorting

3.2 控水措施与建议

根据以上因素对高含水影响方向性的分析结果,渗透率离散系数、平均渗透率、采液强度、水平井段长度和投产时间5个因素均与油田高含水呈正相关,即各因素均加剧了油田的高含水进程。基于对渤海S油田出水规律的分析与影响因素敏感性研究结论,形成以下控水措施与建议[16-19]。

(1)基于油藏认识和配产数据,提前判断单井的见水类型。当井为理想的生产类型(S形、凹形)时,提前在完井阶段下入控水工具,如ICD、AICD等,尽量延长无水或者低水采油期;当井为出水严重的生产类型(凸形、平行直线形)时,机械控水措施起到的作用有限,建议采用大排量泵提高平台水处理能力,采用大泵提液方式采出剩余油。

(2)根据各因素敏感性研究结果,投产时间、渗透率离散系数、水平井段长度为主要影响因素。由于投产时间与油田高含水呈正相关,而采用整体开发模式可以使后期调整储量的投产时间前移,从而缩短了各井的投产时间间隔,可以起到抑制油田含水率上升的作用;针对渗透率离散系数的影响,建议将控水措施场景由井筒扩展到井筒外,如“连续封隔体技术+ICD/AICD”技术[20],通过井筒外充填亲油疏水颗粒降低油水的轴向运移,配合井筒内的阻力限流作用,降低渗透率差异性对出水的影响;针对水平井段长度的影响,尽量在满足产量的前提下,控制水平井段的长度,并在井筒内下入中心管以平衡井筒内的压力分布,降低水平井段的跟趾效应。

(3)根据敏感性研究结果,采液强度对见水速度的影响相对较小。在该油田调整开发阶段,适当加大采液强度,尽早采出井下剩余油,提前收回开发成本,提高该油田开发的净现值和内部收益率。