王昆劍 劉鵬飛 李 進 王 偉 龔 寧

1. 海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室, 天津 300459;2. 中海石油(中國)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

曹妃甸油田屬于渤海典型的高含水油田[1-5],地質(zhì)特征表現(xiàn)為含油層系多、縱向上含油井段長、沉積類型多樣、河流相儲層分布復(fù)雜、平面和縱向上存在多套油水系統(tǒng),部分區(qū)塊斷層發(fā)育[6-7]。油藏類型受構(gòu)造和儲層雙重因素控制,主要表現(xiàn)為構(gòu)造背景下的巖性構(gòu)造油藏和層狀構(gòu)造油藏,其次為巖性油藏[8-9]。平面上儲層物性差異大、非均質(zhì)性較強,邊底水發(fā)育,以底水油藏為主[10]。油田主要采用單砂體水平井開發(fā),具有初期產(chǎn)能高、幾乎沒有無水采油期、投產(chǎn)后含水率上升快、產(chǎn)量遞減快等特點,油田綜合含水率高達95.7%,因高含水導(dǎo)致的油井低產(chǎn)低效問題突出[11-12]。油田從2004年建成投產(chǎn)以來,先后經(jīng)歷了產(chǎn)能遞減、局部調(diào)整、限液生產(chǎn)等階段,目前處于井網(wǎng)加密調(diào)整階段,側(cè)鉆或新鉆調(diào)整井是治理低產(chǎn)低效井的主要技術(shù)手段[13-14]。受多年開發(fā)和復(fù)雜油藏條件的影響,曹妃甸油田儲層壓力體系越發(fā)復(fù)雜,調(diào)整井實施過程中,受周邊油井的影響,鉆井復(fù)雜情況和安全事故時有發(fā)生。常明沏等人[15]建立了基于測井資料的地層壓力計算方法,但欠壓層計算精度較差。肖國益、高志華、張?zhí)m江等人[16-18]分別針對中原油田、長慶油田和文東油田特點,建立了適應(yīng)各自油田需求的調(diào)整井地層壓力預(yù)測方法。趙寧基于儲層異常壓力和油水間的復(fù)雜關(guān)系，對傳統(tǒng)壓力預(yù)測方法進行了改進和優(yōu)化[19]。張允真等人采用有限元法對加密井、調(diào)整井地層壓力場進行了擬合，建立加密井位地層壓力計算模型[20]。但上述方法較為復(fù)雜,不適用于曹妃甸油田,同時利用壓力預(yù)測結(jié)果進行周邊井關(guān)調(diào)的研究較少。為了保障曹妃甸油田調(diào)整井鉆井作業(yè)安全,減少復(fù)雜情況的發(fā)生,亟需開展井間壓力預(yù)測研究,制定合理的油井關(guān)調(diào)制度,滿足油田開發(fā)生產(chǎn)需求。

1 模擬關(guān)調(diào)下的井間壓力變化規(guī)律

1.1 物模實驗下的井間壓力變化

為了研究井間壓力變化規(guī)律,基于相似準(zhǔn)則制備大型油藏物理模型,采用非穩(wěn)態(tài)方法測定模擬原油在模擬地層溫度下的水驅(qū)油壓力、飽和度分布及其變化過程,見圖1。圖1中1#為模擬注入井,2#為采出井,4#～15#為測壓點,模型規(guī)格為59 cm×58.3 cm×2.36 cm。

圖1 物理實驗?zāi)Ｐ蛨DFig.1 Physical experiment model diagram

采用圖1所示油藏物理模型,模擬研究均值、非均值油藏模型條件下的壓力調(diào)控井間壓力變化規(guī)律及影響,結(jié)果表明:

1)對于均值油藏水平井水驅(qū)關(guān)調(diào)時,注水井流量降低幅度越大,井間壓力降低越明顯。流量調(diào)整降低1/4三次調(diào)整降幅分別為21.9%、18.3%、17.2%,流量調(diào)整降低3/4三次調(diào)整降幅分別為49.4%、53.4%、50.4%,見圖2-a)。

2)直井注入水平井采出時,注入井的流量降低幅度越大,開發(fā)井的壓降越明顯。注入井流量降低1/4三次調(diào)整降幅分別為58.6%、28.4%、19.6%,流量調(diào)整降低 3/4 三次調(diào)整降幅分別為74.0%、50.5%、42.1%,見圖2-b)。

3)加密井位于沉積內(nèi)外對壓力調(diào)控降幅影響不大,不同滲透率級差條件下壓降幅度變化并不大,但在不同調(diào)控階段壓降幅度影響較大。當(dāng)滲透率級差為5時,三次調(diào)控壓降幅度分別為8.2%、25.8%、31.1%。隨著開采時間的延長,含水率增大,關(guān)調(diào)后壓降幅度增加,見圖2-c)、圖3。

4)黏度增大,關(guān)調(diào)后壓力降低速度趨緩。隨著開采時間的延長,含水率增大,關(guān)調(diào)后壓降幅度也變大。以非均質(zhì)河道沉積內(nèi)黏度20 mPa·s的三次調(diào)整為例,三次調(diào)整降幅分別為4.4%、14.5%、28.8%,見圖2-d)。

a)均質(zhì)模型水平井水驅(qū)關(guān)調(diào)井間壓力變化a)Pressure change between water drive shut in wells in homogeneous model horizontal wells

b)直井-水平井不同注入量調(diào)控井間壓力變化b)Pressure change between vertical and horizontal wells controlled by different injection rates

c)非均質(zhì)河道不同級差沉積井間壓力變化c)Pressure changes between wells with different levels of sediment in heterogeneous channel

d)不同黏度非均質(zhì)模型關(guān)調(diào)井間壓力變化d)Pressure change between shut in wells with different viscosity heterogeneous model

a)關(guān)井前a)Before shut in

b)關(guān)井后b)After shut in

1.2 數(shù)模條件下的井間壓力變化

為了在油藏尺度下研究不同地質(zhì)和生產(chǎn)條件下的采出井關(guān)調(diào)規(guī)律,根據(jù)曹妃甸油田地質(zhì)和開發(fā)特點,建立理想的底水模型和邊底水模型,研究分析日產(chǎn)液量、原油黏度、滲透率、井距和水體半徑等對注采井關(guān)調(diào)后開發(fā)井地層壓力的影響規(guī)律,見圖4，結(jié)果表明:

1)日產(chǎn)液量越大,油井與開發(fā)井所在位置的壓差越大,采油井關(guān)井后壓力恢復(fù)越快;日產(chǎn)液量越小,地層壓力可恢復(fù)的程度越高,日產(chǎn)液量達到1 000 m3/d時,地層壓力最高恢復(fù)至14.4 MPa,無法恢復(fù)至原始地層壓力;隨著開采時間延長,油藏含水逐漸增大,油井與開發(fā)井所在位置的壓差逐漸減小并趨于穩(wěn)定,采油井關(guān)井后,地層壓力恢復(fù)量也降低,油藏整體處于虧壓狀態(tài),見圖4-a)。

2)地層滲透率越低,油井的井底壓力越低,開發(fā)井虧壓情況越嚴(yán)重,采油井關(guān)井后,地層壓力恢復(fù)性越強;地層滲透率越低,含水率越高,采出井關(guān)井后地層壓力上升速度越快,見圖4-b)。

a)不同產(chǎn)液量均質(zhì)油藏關(guān)井后井間壓力變化a)Pressure change between wells in homogeneous reservoir with different liquid production after shut in

b)不同滲透率均質(zhì)油藏關(guān)井后井間壓力變化b)Pressure change between wells in homogeneous reservoirs with different permeability after shut in

c)不同原油黏度均質(zhì)油藏關(guān)井后井間壓力變化c)Pressure change between wells in homogeneous reservoirs with different crude oil viscosity after shut in

d)不同井距均質(zhì)油藏關(guān)井后井間壓力變化d)Pressure change between wells in homogeneous reservoir with different well spacing after shut in

e)不同水體半徑均質(zhì)油藏關(guān)井后井間壓力變化e)Pressure change between wells in homogeneous reservoirs with different water body semidiameter after shut in

3)原油黏度越高,油井的井底壓力越低,開發(fā)井虧壓情況越嚴(yán)重,油井與開發(fā)井所在位置的壓差越大,采油井關(guān)井后,壓力恢復(fù)能力越強,見圖4-c)。

4)底水能量充足時,井距對地層壓力恢復(fù)性的影響不大,井距越小,油井的井底壓力越低,開發(fā)井虧壓情況越嚴(yán)重,關(guān)閉采出井后,壓力恢復(fù)不到原始壓力水平;井距大于400 m時,井間地層的壓力下降幅度很小,關(guān)井后,地層壓力迅速恢復(fù);生產(chǎn)時間越長,井距小的地層壓力越低,虧壓越嚴(yán)重,見圖4-d)。

5)水體半徑越小,井底壓力越小,開發(fā)井虧壓情況越嚴(yán)重,關(guān)閉采油井后,地層壓力水平有所提升,但恢復(fù)不到原始地層壓力;隨著開采時間延長,油井與開發(fā)井間壓差越來越小,水體半徑越小,地層壓力恢復(fù)性越差,見圖4-e)。

6)對于底水油藏,采出井關(guān)井后開發(fā)井地層壓力恢復(fù)速度按大小次序依次為滲透率、原油黏度、井距、水體半徑和產(chǎn)液量。其中,滲透率和原油黏度對采出井關(guān)井后地層壓力恢復(fù)速度的影響最大。

2 井間壓力預(yù)測及注采關(guān)系分析

2.1 井間壓力預(yù)測模型

由物模實驗和數(shù)模分析結(jié)論可知,調(diào)整井地層壓力與周邊注水井和采出井密切相關(guān)?；谧⑺畨毫Α⒘髁?、地層滲透率等參數(shù),可計算井間最大地層壓力,見式(1):

pmax=max(p+p-p-Δpj),j=1,2,…,n

(1)

p=ρgH

(2)

(3)

2.2 注采關(guān)系分析

基于現(xiàn)場實踐效果,提出利用生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)來判斷注采關(guān)系的新方法,基于注采井歷史數(shù)據(jù),采用產(chǎn)液指數(shù)和注水指數(shù)兩個參數(shù)分別表征油井產(chǎn)液和注水井注入能力。其中,注水指數(shù)由式(4)計算:

Iw

(4)

產(chǎn)液指數(shù)由式(5)計算:

Io

(5)

利用一定時間內(nèi)(通常為1年)注水井注水指數(shù)變化時采油井產(chǎn)液指數(shù)響應(yīng)大小來估算注采井間注采相關(guān)性,可用注采關(guān)系IPR值表示。

(6)

為了避免產(chǎn)液指數(shù)和注入指數(shù)受干擾和噪聲的影響而失真,采用卡爾曼濾波算法(KFA算法)進行最優(yōu)優(yōu)化,消除噪聲的影響。綜合生產(chǎn)數(shù)據(jù)、管柱結(jié)構(gòu)、射孔參數(shù)等資料,預(yù)測計算油井和注水井之間的相關(guān)性,采用一年內(nèi)的相關(guān)性平均值作為判斷油井和注水井之間相關(guān)性的依據(jù)。以“多注一采”模型為例介紹卡爾曼濾波算法的思路,如式(7):

(8)

其中:αj=e-ajt,γj=bjαjt。

(9)

3 注采井關(guān)調(diào)制度研究

3.1 強邊底水油藏

綜合數(shù)值模擬和動靜態(tài)分析的結(jié)果可知,強邊底水油藏具有較強的能量供給,此類油藏幾乎沒有注水井,在采油井關(guān)調(diào)后,地層能量可以在短時間內(nèi)恢復(fù)。結(jié)合CFD11-1油田和CFD11-6油田等目標(biāo)油田的地質(zhì)和開發(fā)特點,制定了強邊底水油藏調(diào)整井周邊采出井關(guān)調(diào)原則,見表1。

表1 強邊底水油藏調(diào)整井周邊采出井關(guān)調(diào)方案設(shè)計原則表

3.2 弱邊底水油藏

對于弱邊底水油藏而言,調(diào)整井周邊往往有注水井,因此在周邊井關(guān)調(diào)前,首先應(yīng)按照2.2節(jié)卡爾曼濾波算法確定調(diào)整井與周邊注水井之間的注采相關(guān)性級別,在注水井壓降規(guī)律基礎(chǔ)上,明確注水井關(guān)井時機,制定合理的關(guān)調(diào)制度,具體流程見圖5。

圖5 注水井和采油井關(guān)調(diào)制度設(shè)計流程圖Fig.5 Design process of shut in system for injection wellsand production wells

4 現(xiàn)場應(yīng)用

上述井間壓力預(yù)測及關(guān)調(diào)技術(shù)已在曹妃甸油田X平臺X 1 H、X 2 H井2口加密調(diào)整井中進行了應(yīng)用,關(guān)調(diào)技術(shù)方案見表2。通過對這2口井周邊采出井的合理關(guān)調(diào),這2口井鉆完井施工作業(yè)過程安全順利,無復(fù)雜情況發(fā)生,2口井投產(chǎn)后的產(chǎn)量超過配產(chǎn)。相比調(diào)整井周邊500 m范圍內(nèi)采出井全部關(guān)停的籠統(tǒng)關(guān)調(diào)方式,表2中X 1 H和X 2 H井周邊采出井均在500 m范圍內(nèi),采用本文研究提出的關(guān)調(diào)制度,調(diào)整井鉆井期間只需對D 41 H、D 14 H和D 30 H等3口井進行關(guān)調(diào)即可,分別降低關(guān)調(diào)量62%和54.5%,應(yīng)用效果良好。應(yīng)用表明,采用本文新建立的周邊注采井關(guān)調(diào)制度,可以在確保新鉆調(diào)整井鉆井安全的同時,最大限度地減少周邊采出井的關(guān)停,降低關(guān)調(diào)量,保障周邊采出井的正常生產(chǎn)。

表2 曹妃甸油田X平臺加密調(diào)整井周邊井關(guān)調(diào)方案表

5 結(jié)論

1)采用物模實驗和數(shù)值模擬的手段,研究分析了不同關(guān)調(diào)制度下的井間壓力變化規(guī)律,分析了滲透率、原油黏度、井距、水體半徑和產(chǎn)液量等因素對井間壓力變化的影響規(guī)律。研究表明,調(diào)整井井間壓力其周邊注水井和采出井密切相關(guān),儲層滲透率和原油黏度對采出井關(guān)調(diào)后地層壓力恢復(fù)速度的影響最大。

2)基于調(diào)整井間壓力變化規(guī)律及預(yù)測模型,建立了基于卡爾曼濾波算法的注采關(guān)系確定新方法,結(jié)合曹妃甸油田地質(zhì)和開發(fā)特點,研究建立了強邊底水油藏和弱邊底水油藏調(diào)整井周邊注采井關(guān)調(diào)制度或設(shè)計方法,現(xiàn)場應(yīng)用2口井。

3)應(yīng)用表明,該技術(shù)可有效預(yù)測加密調(diào)整井井間壓力,通過對周邊注采井的合理關(guān)調(diào),可有效避免調(diào)整井鉆井溢流、漏失等復(fù)雜情況,對確保加密調(diào)整井鉆完井作業(yè)安全具有重要意義。