曹妃甸11-1油田地面地下一体化稳产挖潜技术研究

(中海石油(中国)有限公司曹妃甸作业公司，天津 300452)

曹妃甸11-1油田位于渤海西部海域，是曹妃甸油田群主力油田之一，区域构造位于沙垒田凸起。油田主要开发层系为新近系明化镇组、馆陶组，为高孔、高渗储层。油藏主要埋深640～1 750 m，地层温度梯度3.3 ℃/100 m，地层压力梯度为1.0 MPa/100 m，属正常温压系统。原油性质变化较大，地层原油粘度2.1～425.2 mPa·s，地面原油密度0.87～0.92 g/cm3[1]。

该油田自2004年7月投产，经过近10年的高速开发，目前已全面进入高含水期，其主要开发方式是依靠强边、底水驱动的天然能量开采，以水平井开发为主，主要生产特征表现为油井含水高，单井产液量大。油田产出液在地面主要依托海管经单点系泊系统送FPSO(浮式储油处理装置)处理。2012年11月单点系泊系统出现故障，油田生产面临液量、电量受限导致油田生产全面受限等问题。因此，有必要开展相关研究，寻找适合曹妃甸11-1油田在液电受限阶段的调整对策，优化油田生产。

1 开发生产中面临的问题

曹妃甸11-1油田大部分油井投产后含水上升快，产量递减迅速，老井提液是实现油田稳产的主要手段之一。但随着油田含水量升高，油田产液面临越来越多的问题，突出表现在：①海上设备液处理能力达到极限，主力平台海管外输能力受限，限制了油井提液的幅度，单点故障导致地面设施的液处理能力和供电能力进一步降低；②产液结构不合理，高含水井产液能力大，低含水井及地下有潜力井提液空间不足；③井筒举升能力与地下潜力和地面设施能力不匹配，生产制度有待优化。

2 一体化稳产挖潜技术

根据单点故障后油田液量、电量受限的特殊生产条件，分析认为油田优化生产的关键在于如何优化产液结构，即将目前有限的产液空间科学合理地分配到单井，从而实现油田产量的最大化。为此综合考虑地面设备处理能力、地下油藏潜力、井筒电泵生产能力之间的制约关系，确立了以地面生产能力(管输能力)决定油田最佳产液量规模、以地下油藏潜力确定单井合理产液量水平、以井筒举升能力衔接地面地下系统的一体化优化调整技术思路，实现在维持液量、电量一定的情况下油田的最优化生产。

2.1 油田最佳产液量规模确定

重审地面生产工艺流程后发现，受单点故障影响，海管输送能力成为限制油田产液规模的主要瓶颈。单方面的增加产液量会导致海管压力大幅度上升，从而导致井口回压升高，反而影响油井的产量。为此采用数学统计和拟合的方法，通过建立油田产油量、海管压力与产液量的关系曲线，优化确定油田的最佳产液量，最大限度地发挥海管外输能力。由此确定的产液规模及海管压力可作为后续地下及井筒参数计算的边界条件。

通过单点故障后一段时间内油田产液量与海管压力、产液量与产油量的实时监测数据发现(见图1、图2)，海管压力随液量的增加成指数上升关系，油田的日产油与液量成二次函数关系。当液量增加到24 000 m3/d～25 000 m3/d时，产油量达到高峰，此时对应海管压力在2.5 MPa左右，随后产液量增加而产油量无明显增加，主要原因是井口油压在2.5 MPa左右的在线油井产量占油田总产量的近一半。为保证低油压井稳定生产并充分发挥产能，最终确定油田最佳产液量在24 000 m3/d～25 000 m3/d之间，海管压力维持在2.5 MPa左右比较合理。

图1 海管压力与日产液关系曲线

图2 日产油与日产液关系曲线

2.2 基于地下油藏潜力的产液结构调整

2.2.1 油井潜力评价

油井潜力评价是以优化产液结构为目的，从地质油藏角度出发，以单井的地下剩余可采储量分析为基础，结合提液时机和提液幅度的综合判断，研究单井合理产液水平，进而筛选出备选提液潜力井和限液井。

研究单井剩余可采储量的方法较多，本文主要采用适用性较广的张金庆广适水驱特征曲线[2-3]，其余水驱特征曲线(甲型、丙型和俞启泰水驱特征曲线)辅之，同时结合静态数据及生产动态特征综合判断。考虑油田边底水能量发育、油柱高度小等特点，初步筛选出剩余可采储量大于10×104m3且含水率低于90%的井(生产特征上表现为生产压差小、含水上升快、动用程度低)作为具备油藏提液潜力井；对剩余可采储量少于10×104m3且含水率高于90%的井可作为适当限液或关停的目标井。以Lm943砂体17口油井为例，见图3。

图3 Lm943砂体各单井剩余可采储量与含水关系

提液时机和提液幅度主要参考动态法[4-5]，利用水驱规律对单井目前所处的生产阶段和提液潜力进行进一步判断，其主要原理是利用单井的生产动态数据进行水驱曲线去噪，得到水驱特征曲线和相对渗透率曲线，结合单井静态数据计算无因次采液、采油指数，分析确定各单井的最佳提液时机。该方法可以更准确地对单井的提液时机进行实时判定，即油井无因次采液指数大于1并开始快速上升、无因次采油指数加速下降之前为最佳提液时机。在确定最佳提液时机的基础上，以目前日产液能力为基准，将无因次采液指数进行标准化处理，得到油井的经济提液幅度(见表1)。

2.2.2 受限条件下油井产液提限优化

在上述工作基础上，根据油田最佳产液量规模，以液量平衡为原则，进行具体的单井提液及限液设计。因各提液井地下潜力、提液幅度不同，需采取有效的评价方法对备选井进一步排序对比，为此引入提液效率判断因子α(t)，该参数采用优化算法结合广适水驱预测曲线计算单井不同提液幅度下的提液增油量，表征单井在时间t时刻每产出单位体积的液量能采出的油量，用于判断单井提液增油效率。

α(t)=ΔNP/ΔLP

(1)

式中：α(t)——提液效率判断因子，无量纲；

表1 预测Lm943砂体各单井提液时机和提液幅度

ΔNP——产油量变化值，104m3；

ΔLP——产液量变化值，104m3。

将单井按照α(t)的大小进行排序，在总液量范围内对排序较前的油井由大到小进行分批提液，对α(t)较小的油井进行逐井降液甚至关井来满足提液井对液量的需求，在液量平衡的原则下实现提液增油最大化。以Lm943砂体的17口油井为例，其分析结果见表1。

2.3 井筒生产能力评价

油井地下潜力的释放受制于井筒生产能力，在液电受限生产条件下，井筒生产能力的评价主要考虑地面设备裕量和油井能耗水平。

曹妃甸油田采用“一对一”变频控制，通过改变地面变频器参数和变压器的档位位置，可以实现电泵运行频率在一定范围内调整，进而实现产量的调整。频率调整范围取决于配套地面设备裕量，即指电泵在当前运行状况下电压、电流的富余量。实际生产过程中，根据电泵的各类基础参数和实际运行参数，建立“提频潜力评估表”，见表2。

表2 提液井提频潜力评估表

可以得到各油井在当前设置参数下的可直接提频量和潜在提频量，其计算方式如下，矫正系数参考范围见表3。

ΔfU0=fUmax-fU0，ΔfI0=(Imax-I0)/KI

(2)

Δf0=min(ΔfU0，ΔfI0)，Δfx=average(ΔfU0，ΔfI0)

(3)

表3 矫正系数参考范围

式中：ΔfU0——当前电压裕量可直接提频量，Hz；

fUmax——最大设置频率，Hz；

fU0——变频器当前频率，Hz；

ΔfI0——当前电流裕量可直接提频量，Hz；

Imax——变频器电流极限，A；

I0——当前变频器输出电流，A；

KI——矫正系数，根据生产历史统计得出，见表3；

Δf0——当前设置下可直接提频量，Hz；

Δfx——当前设置下潜在提频量，Hz；

β——单位频率的电流变量，A/Hz；

特殊限电条件下，如海底电缆容量受限时，还需考虑油井能耗水平。以油井的生产历史为基础，通过逐一分析油井产油、气、水量与油井耗电量的关系，得出各井在单位能耗下的产油效率(即单位消耗功率下的日产油量)[6]。在初步选择的地下有提液潜力及井筒设备有能力的提液井中，结合电泵机组特征，优先筛选出产油效率高(Qoe大于1)、单井能耗低、且含水率低于90%的油井作为优先备选提液潜力井；同时将产油效率低(Qoe小于1)、单井耗能高、含水率高于95%的油井作为优先备选限液井。

Qoe=1 000Qo/1.732UeIecosφ

(4)

式中：Qoe——单位消耗功率下的日产油量，m3/(d·kW)；

Qo——日产油量，m3/d；

Ue——变频器输出电压，V；

Ie——变频器输出电流，A；

cosφ——变频器当前的功率因数。

2.4 建立“地下-井筒-地面”一体化系统

综合以上研究成果，在确定地面管网压力限制条件、单井合理产液水平和井筒生产能力后，运用Autograph和Wellflo软件，以节点分析理论为基础，建立“地下—井筒—地面”联动的井筒流动模型对生产流程实时优化。模型综合考虑地下油藏物性参数、井筒机组特性和地面管网参数，以设计产液量和井口管汇压力为控制参数，通过优化电泵生产制度，确保单井提液和限液的有效实施，最终满足油田最佳产液规模下的单井最优化生产，其流程见图4。

图4 地下-井筒-地面联动流程示意

以A60H井为例，建立“地下-井筒-地面”一体化模型，结合生产数据和高频数据，对地层流体物性进行拟合计算和ESP频率敏感性分析。从ESP频率敏感性曲线上看，该井在35 Hz下运转，排量效率较低，随着频率的提升，排量效率逐步升高，在60 Hz下电泵运行效果最佳。结合地面变频柜、管汇压力和油嘴信息等，使油井产液量在电泵曲线的推荐范围之内进行适当提频，合理缩小油嘴，保持电泵较好的运行。通过多次提频，日产液量由提频前的238 m3/d增加到548 m3/d，增油量为86 m3/d。

3 应用效果

2013年曹妃甸11-1油田在单点故障后液量、电量、海管压力等受限情况下，运用“地下-井筒-地面”一体化优化系统，通过产液结构优化调整，共实施了76井次提液和52井次限液，实现无措施增油1.7×104m3，产水量减少4.3×104m3，油田生产时率达到近4年最高值的94.9%。

4 结束语

曹妃甸11-1油田在液电受限条件下通过地面地下一体化研究，优化液量电量分配，油井提限结合释放产能，总结出了一套曹妃甸11-1油田在

高含水阶段进行产液结构优化调整的思路和方法，为油田长期高效开发提供了技术保证，也为同类高含水阶段液电受限油田的产液结构优化调整提供了借鉴。

[1] 田 楠，范海燕，马团校.井下油水分离技术在曹妃甸油田的应用[J].油气田地面工程，2011，30(12)：95-97.

[2] 孔祥宇.升平油田葡萄花油层高含水期提液机理研究[D].大庆：大庆石油学院，2009.

[3] 张金庆.水驱油田产量预测模型[M].北京：石油工业出版社，2013.

[4] 徐 兵，代 玲，谢明英，等.水平井单井提液时机选择[J].科学技术与工程，2013，13(1)：153.

[5] 李 敏，喻高明，郑 可.LH11-1油田动态法计算单井提液时机实例研究[J].石油地质与工程，2010，24(3)：65.

[6] 梅思杰，邵永实，刘 军，等.潜油电泵技术[M].北京：石油工业出版社，2004.