油田油藏动态分析与调整方案设计

李强

(中海石油(中国)有限公司秦皇岛32-6作业公司，天津 300459)

0 引言

随着社会的发展，人们对石油的需求量与日剧增，如何实施油藏注水开发获取更大的利益成为了全球油田开发的关注点之一。多年来，油田一线生产技术人员为了解决注水开发中的问题，结合实际情况，展开了对这一技术的研究与探讨，并不断进行修正改进，确保石油原油品质符合标准，顺利投入后续作业中。

1 国内注水开发技术地应用现状

为更好满足国民生产需求，我国油田行业发展迅速，海上油田组块也随着技术提升滚动开发，注水开发技术的重要地位不言而喻。为了更方便、更详尽地对石油的开发过程进行分析，注水开发油藏的动态分析技术日益趋于成熟[1]。相关工作人员在获取了油田开发过程中大量第一手数据资料的基础上，合理采用判断方法，并根据油藏生产过程中各项参数的变化特点、规律以及各项参数间的相互作用与制约关系，通过数值模拟、递减规律、物质平衡、水驱特征曲线、图版、试井6种技术方法对油藏进行动态分析。从而根据实际情况，针对性地提出规划方案，并采取科学合理的调整措施，有效避免或减缓油田开发过程中不必要的故障发生，以此达到更高的最终采收率和开发水平，获取更好的经济效益[2]。

2 油气田简介

某油气田位于某海域西南部，其中WHPA井口平台处水深20.1 m，WHPB井口平台处水深21.6 m，年平均气温13.6 ℃[3]。

该油气田投产后虽生产形势较好，但也暴露出油田井网不完善、储量动用程度低，井控程度低，水驱控制程度低等矛盾，同时油田还存在一定潜力单位等问题。为了改善油田的开发效果，公司成立了该油气田综合调整开发前期研究项目组，并通过增加生产水工艺流程的方式实现平台就地脱水，提前释放部分提液增油量。目前，该油气田综合调整前期研究项目再次启动，并完成建造和投产。

该油气田纵向上分为N1mL和N1g，N1mL油组边底水能量弱，地饱压差较小，同时经过9年的开发，各主力砂体地层压力均低于原始地层压力，开发时需实施人工注水补充能量开发。因此推荐立足注水开发，保持合理地层压力。N1g油组为底水油藏，地层能量充足，因此其开发方式为依靠天然能量进行开发。

3 该油气田C13油井运行概括

3.1 C13油井基本情况概述

C13H井生产层位油田北块NmⅢ22-1油组1618砂体。投产日期2021年9月17日，该井油层厚度7 m，水平段长569 m，完钻井深2739 m，泵挂深度1695 m，地层供液较充足，原始静压11.74 MPa，设置井下泵工况仪。完井作业采用优质筛管砾石充填，下入普合管柱。该井投产至今，未发生过异常关停或泵机组故障等问题。

3.2 井故障情况描述

C13H于2022年1月15日20:40出现井口温度突然下降情况，正常运行温度45 ℃降至38 ℃，现场井口取样无产出，计量无液。现场打开套气进闭排流程后产能恢复。第二天化验含水波动较大且上涨(上午化验含水78%，下午化验59.6%，正常化验值为45%)。

3.3 异常工况原因分析

异常工况的发生，通常是由于部分因素的改变，使得其原有工作环境发生了变化。石油的开采开发过程中，由于地层具有渗透性，井间作用较为明显，因此，有必要进行本井、相连通水井以及相邻生产井的工况分析。明确本井是否存在工作制度变化、设备运行异常、措施调整等，连通水井和相邻生产井工作状况是否正常、设备运行是否变化、是否存在工作制度以及措施调整等。以此为基础，根据现场数据资料，分析变化参数。

井口温度下降，无产出原因主要有：井底能量不足(通过井底流压进行判断)、气锁(通过电流变化确定，活动油嘴、升降频可缓解)、泵沉没度低(通过动液面深度进行判断，放套压可减轻)、电泵做功差(故障前后电泵参数对比，电气人员对变频器进行检测)、管柱漏失(通过正挤是否起压判断)、泵吸入口堵塞(通过电流变化判断，升降频解堵)。针对C13H异常工况，获取其异常前后相邻生产井产能变化、工作状况等。分析可知该井相邻生产井C11H/C12H产能无明显变化，注水井B15因配合钻完井作业停注，且放套压后该井恢复产能，可确认原因为泵沉没度高于动液面以上。根据生产开发系统数据统计，可得到如图1所示的对应层位注水量曲线图。

3.4 延伸资料

套压是地面施加到井内套管的压力，套压的波动直接影响着油井的沉没度、原油产量、泵效等。套压过高，动液面会被迫下降，当动液面下降幅度过大，到达深井泵吸入口时，由于压差作用，气体会泵入泵内，造成泵效降低，严重时将发生气锁现象；套压较低时，原油会出现严重脱气，井筒温度也会随之降低，造成设备损坏。要想实现油田生产井稳定高产，必须合理的控制套压，从而保持一个较好的动液面[4]。合理的套压应能使动液面满足于泵的抽汲能力达到较高水平。套压太高，迫使油套环形空间中的动液面下降，当动液面下降到电泵吸入口时，气体窜入电泵内，泵效降低，油井减产。发生这种情况，应当适当地放掉部分套管气，使套压降低，动液面上升，提高泵效(图2)。

3.5 C13H井调整方案

对于C13H井故障，采取了以下调整方案：(1)在B15停注期间，C13H放套压生产，加密化验含水；(2)与实施钻井作业的船舶进行沟通，尽快恢复B15注水；(3)及时与陆地油藏沟通，确认现场处置措施并严格执行；(4)关注其他注水井运行状态，并严格按照配注量注水；(5)监控生产流程稳定运行，保证注水水质良好；(6)B15注水恢复后，及时恢复C13H原有生产制度。

4 分析及措施

通过以上动态分析确认C13H井异常工况原因为：电泵沉没度低，受益注水井停注。通过控制套压生产，使油井产能得到恢复。

当有钻完井作业需要或其他原因关停注水井时，现场需加密关注相应受益油井的产能变化，根据油水井关联性，对油井产能变化做出预判并及时进行调整。现场应严格执行注水任务，并将真实油井数据反馈给陆地油藏，以此确定油水井注采联通关系，并根据现场产出情况优化调整井组生产制度。

现场生产员工需加强对油藏方面知识学习，了解油藏各项资料，掌握油水井关联及地下砂体特性，并及时开展油井分析，特别是注水井与受效井的关联性，以指导油水井精细化管理工作。同时加强现场油井巡检，确保第一时间发现油井异常情况，及时与陆地油藏沟通并反馈现场真实状态，及时调整油井工作制度，延长电泵寿命周期，提高油田产能。

另附陆地油藏单井配注调整目的解释，了解注水井配注量调整的原因，由于当前注水井联通关系并未明朗，仍需要现场与陆地配合确认油井受益情况，同时现场员工可以学习补充油水井联通关系网，以便更好地开展现场工作。

5 结语

本文以某油气田开发井C13H为例，进行了油藏动态分析和事故分析，并采取以下调整方案。

(1)该油气田B09井单井配注量从750 m3/d调整至850 m3/d，调整目的：目前1710砂体对应采油井为B08H、B10H井，增注以平衡井组注采比，提高地层压力，为后续实施的油井大泵措施做准备；

(2)该油气田B15井整井段配注量从740 m3/d调整至800 m3/d，调整目的：鉴于B15井第三注水层段1618砂体注采比偏低，补充开发井(C11H、C13H)B3H井地层能量供应，暂时笼统上调B15井整井段配注，近期需求安排B15井测调工作，上调第三注水层段注水量(上调第三段注水后，需关注C13H产能变化情况)；

(3)该油气田C5整井段配注量从200 m3/d调整至350 m3/d，调整目的：C5井注入NmI-1227、NmII-1420砂体，提高单井注水量，给开发井C4H、C8H井补充地层能量(C04H自2022.1.6含水大幅上涨后，含水仍有持续上涨趋势，目前采取提频提液方式提高产量，所以需要提高受益注水井的配注量)；

(4)该油气田C7整井段配注量从200 m3/d调整至350 m3/d，调整目的：C7井注入NmI-1254、NmII-1383、NmII-1420砂体，提高单井注水量，给开发井C6H、C8H及B5、B24井补充地层能量(C6H/C8H提频生产，为保证井底能量稳定，需要提高受益注水井的配注量)；

(5)该油气田C15井整井段配注量从200 m3/d调整至300 m3/d，调整目的：C15井注入NmIII-1618砂体，对应油井B3H、C14H，从前期增注效果看，C14H井尚没有明显注水见效表现，动态进一步提高单井配注(关注C14H产能变化，确定C15/C14H的油水井联通关系情况)；

(6)该油气田C23井整井段配注量从300 m3/d调整至350 m3/d，调整目的：C23井注入NmIII-1743砂体，对应油井C24H井，C24H井目前尚没有明显注水见效表现，且流压有持续下降趋势，动态进一步提高单井配注(关注C24H产能变化，确定C23/C24H的油水井联通关系情况)。