曹妃甸油田井间压力预测及关调制度研究

王昆剑 刘鹏飞 李 进 王 伟 龚 宁

1. 海洋石油高效开发国家重点实验室, 天津 300459;2. 中海石油(中国)有限公司天津分公司, 天津 300459

0 前言

曹妃甸油田属于渤海典型的高含水油田[1-5],地质特征表现为含油层系多、纵向上含油井段长、沉积类型多样、河流相储层分布复杂、平面和纵向上存在多套油水系统,部分区块断层发育[6-7]。油藏类型受构造和储层双重因素控制,主要表现为构造背景下的岩性构造油藏和层状构造油藏,其次为岩性油藏[8-9]。平面上储层物性差异大、非均质性较强,边底水发育,以底水油藏为主[10]。油田主要采用单砂体水平井开发,具有初期产能高、几乎没有无水采油期、投产后含水率上升快、产量递减快等特点,油田综合含水率高达95.7%,因高含水导致的油井低产低效问题突出[11-12]。油田从2004年建成投产以来,先后经历了产能递减、局部调整、限液生产等阶段,目前处于井网加密调整阶段,侧钻或新钻调整井是治理低产低效井的主要技术手段[13-14]。受多年开发和复杂油藏条件的影响,曹妃甸油田储层压力体系越发复杂,调整井实施过程中,受周边油井的影响,钻井复杂情况和安全事故时有发生。常明沏等人[15]建立了基于测井资料的地层压力计算方法,但欠压层计算精度较差。肖国益、高志华、张兰江等人[16-18]分别针对中原油田、长庆油田和文东油田特点,建立了适应各自油田需求的调整井地层压力预测方法。赵宁基于储层异常压力和油水间的复杂关系，对传统压力预测方法进行了改进和优化[19]。张允真等人采用有限元法对加密井、调整井地层压力场进行了拟合，建立加密井位地层压力计算模型[20]。但上述方法较为复杂,不适用于曹妃甸油田,同时利用压力预测结果进行周边井关调的研究较少。为了保障曹妃甸油田调整井钻井作业安全,减少复杂情况的发生,亟需开展井间压力预测研究,制定合理的油井关调制度,满足油田开发生产需求。

1 模拟关调下的井间压力变化规律

1.1 物模实验下的井间压力变化

为了研究井间压力变化规律,基于相似准则制备大型油藏物理模型,采用非稳态方法测定模拟原油在模拟地层温度下的水驱油压力、饱和度分布及其变化过程,见图1。图1中1#为模拟注入井,2#为采出井,4#～15#为测压点,模型规格为59 cm×58.3 cm×2.36 cm。

图1 物理实验模型图Fig.1 Physical experiment model diagram

采用图1所示油藏物理模型,模拟研究均值、非均值油藏模型条件下的压力调控井间压力变化规律及影响,结果表明:

1)对于均值油藏水平井水驱关调时,注水井流量降低幅度越大,井间压力降低越明显。流量调整降低1/4三次调整降幅分别为21.9%、18.3%、17.2%,流量调整降低3/4三次调整降幅分别为49.4%、53.4%、50.4%,见图2-a)。

2)直井注入水平井采出时,注入井的流量降低幅度越大,开发井的压降越明显。注入井流量降低1/4三次调整降幅分别为58.6%、28.4%、19.6%,流量调整降低 3/4 三次调整降幅分别为74.0%、50.5%、42.1%,见图2-b)。

3)加密井位于沉积内外对压力调控降幅影响不大,不同渗透率级差条件下压降幅度变化并不大,但在不同调控阶段压降幅度影响较大。当渗透率级差为5时,三次调控压降幅度分别为8.2%、25.8%、31.1%。随着开采时间的延长,含水率增大,关调后压降幅度增加,见图2-c)、图3。

4)黏度增大,关调后压力降低速度趋缓。随着开采时间的延长,含水率增大,关调后压降幅度也变大。以非均质河道沉积内黏度20 mPa·s的三次调整为例,三次调整降幅分别为4.4%、14.5%、28.8%,见图2-d)。

a)均质模型水平井水驱关调井间压力变化a)Pressure change between water drive shut in wells in homogeneous model horizontal wells

b)直井-水平井不同注入量调控井间压力变化b)Pressure change between vertical and horizontal wells controlled by different injection rates

c)非均质河道不同级差沉积井间压力变化c)Pressure changes between wells with different levels of sediment in heterogeneous channel

d)不同黏度非均质模型关调井间压力变化d)Pressure change between shut in wells with different viscosity heterogeneous model

a)关井前a)Before shut in

b)关井后b)After shut in

1.2 数模条件下的井间压力变化

为了在油藏尺度下研究不同地质和生产条件下的采出井关调规律,根据曹妃甸油田地质和开发特点,建立理想的底水模型和边底水模型,研究分析日产液量、原油黏度、渗透率、井距和水体半径等对注采井关调后开发井地层压力的影响规律,见图4，结果表明:

1)日产液量越大,油井与开发井所在位置的压差越大,采油井关井后压力恢复越快;日产液量越小,地层压力可恢复的程度越高,日产液量达到1 000 m3/d时,地层压力最高恢复至14.4 MPa,无法恢复至原始地层压力;随着开采时间延长,油藏含水逐渐增大,油井与开发井所在位置的压差逐渐减小并趋于稳定,采油井关井后,地层压力恢复量也降低,油藏整体处于亏压状态,见图4-a)。

2)地层渗透率越低,油井的井底压力越低,开发井亏压情况越严重,采油井关井后,地层压力恢复性越强;地层渗透率越低,含水率越高,采出井关井后地层压力上升速度越快,见图4-b)。

a)不同产液量均质油藏关井后井间压力变化a)Pressure change between wells in homogeneous reservoir with different liquid production after shut in

b)不同渗透率均质油藏关井后井间压力变化b)Pressure change between wells in homogeneous reservoirs with different permeability after shut in

c)不同原油黏度均质油藏关井后井间压力变化c)Pressure change between wells in homogeneous reservoirs with different crude oil viscosity after shut in

d)不同井距均质油藏关井后井间压力变化d)Pressure change between wells in homogeneous reservoir with different well spacing after shut in

e)不同水体半径均质油藏关井后井间压力变化e)Pressure change between wells in homogeneous reservoirs with different water body semidiameter after shut in

3)原油黏度越高,油井的井底压力越低,开发井亏压情况越严重,油井与开发井所在位置的压差越大,采油井关井后,压力恢复能力越强,见图4-c)。

4)底水能量充足时,井距对地层压力恢复性的影响不大,井距越小,油井的井底压力越低,开发井亏压情况越严重,关闭采出井后,压力恢复不到原始压力水平;井距大于400 m时,井间地层的压力下降幅度很小,关井后,地层压力迅速恢复;生产时间越长,井距小的地层压力越低,亏压越严重,见图4-d)。

5)水体半径越小,井底压力越小,开发井亏压情况越严重,关闭采油井后,地层压力水平有所提升,但恢复不到原始地层压力;随着开采时间延长,油井与开发井间压差越来越小,水体半径越小,地层压力恢复性越差,见图4-e)。

6)对于底水油藏,采出井关井后开发井地层压力恢复速度按大小次序依次为渗透率、原油黏度、井距、水体半径和产液量。其中,渗透率和原油黏度对采出井关井后地层压力恢复速度的影响最大。

2 井间压力预测及注采关系分析

2.1 井间压力预测模型

由物模实验和数模分析结论可知,调整井地层压力与周边注水井和采出井密切相关。基于注水压力、流量、地层渗透率等参数,可计算井间最大地层压力,见式(1):

pmax=max(p+p-p-Δpj),j=1,2,…,n

(1)

p=ρgH

(2)

(3)

2.2 注采关系分析

基于现场实践效果,提出利用生产动态数据来判断注采关系的新方法,基于注采井历史数据,采用产液指数和注水指数两个参数分别表征油井产液和注水井注入能力。其中,注水指数由式(4)计算:

Iw

(4)

产液指数由式(5)计算:

Io

(5)

利用一定时间内(通常为1年)注水井注水指数变化时采油井产液指数响应大小来估算注采井间注采相关性,可用注采关系IPR值表示。

(6)

为了避免产液指数和注入指数受干扰和噪声的影响而失真,采用卡尔曼滤波算法(KFA算法)进行最优优化,消除噪声的影响。综合生产数据、管柱结构、射孔参数等资料,预测计算油井和注水井之间的相关性,采用一年内的相关性平均值作为判断油井和注水井之间相关性的依据。以“多注一采”模型为例介绍卡尔曼滤波算法的思路,如式(7):

(8)

其中:αj=e-ajt,γj=bjαjt。

(9)

3 注采井关调制度研究

3.1 强边底水油藏

综合数值模拟和动静态分析的结果可知,强边底水油藏具有较强的能量供给,此类油藏几乎没有注水井,在采油井关调后,地层能量可以在短时间内恢复。结合CFD11-1油田和CFD11-6油田等目标油田的地质和开发特点,制定了强边底水油藏调整井周边采出井关调原则,见表1。

表1 强边底水油藏调整井周边采出井关调方案设计原则表

3.2 弱边底水油藏

对于弱边底水油藏而言,调整井周边往往有注水井,因此在周边井关调前,首先应按照2.2节卡尔曼滤波算法确定调整井与周边注水井之间的注采相关性级别,在注水井压降规律基础上,明确注水井关井时机,制定合理的关调制度,具体流程见图5。

图5 注水井和采油井关调制度设计流程图Fig.5 Design process of shut in system for injection wellsand production wells

4 现场应用

上述井间压力预测及关调技术已在曹妃甸油田X平台X 1 H、X 2 H井2口加密调整井中进行了应用,关调技术方案见表2。通过对这2口井周边采出井的合理关调,这2口井钻完井施工作业过程安全顺利,无复杂情况发生,2口井投产后的产量超过配产。相比调整井周边500 m范围内采出井全部关停的笼统关调方式,表2中X 1 H和X 2 H井周边采出井均在500 m范围内,采用本文研究提出的关调制度,调整井钻井期间只需对D 41 H、D 14 H和D 30 H等3口井进行关调即可,分别降低关调量62%和54.5%,应用效果良好。应用表明,采用本文新建立的周边注采井关调制度,可以在确保新钻调整井钻井安全的同时,最大限度地减少周边采出井的关停,降低关调量,保障周边采出井的正常生产。

表2 曹妃甸油田X平台加密调整井周边井关调方案表

5 结论

1)采用物模实验和数值模拟的手段,研究分析了不同关调制度下的井间压力变化规律,分析了渗透率、原油黏度、井距、水体半径和产液量等因素对井间压力变化的影响规律。研究表明,调整井井间压力其周边注水井和采出井密切相关,储层渗透率和原油黏度对采出井关调后地层压力恢复速度的影响最大。

2)基于调整井间压力变化规律及预测模型,建立了基于卡尔曼滤波算法的注采关系确定新方法,结合曹妃甸油田地质和开发特点,研究建立了强边底水油藏和弱边底水油藏调整井周边注采井关调制度或设计方法,现场应用2口井。

3)应用表明,该技术可有效预测加密调整井井间压力,通过对周边注采井的合理关调,可有效避免调整井钻井溢流、漏失等复杂情况,对确保加密调整井钻完井作业安全具有重要意义。