曹妃甸11-1油田地面地下一體化穩產挖潛技術研究

(中海石油(中國)有限公司曹妃甸作業公司，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，區域構造位于沙壘田凸起。油田主要開發層系為新近系明化鎮組、館陶組，為高孔、高滲儲層。油藏主要埋深640～1 750 m，地層溫度梯度3.3 ℃/100 m，地層壓力梯度為1.0 MPa/100 m，屬正常溫壓系統。原油性質變化較大，地層原油粘度2.1～425.2 mPa·s，地面原油密度0.87～0.92 g/cm3[1]。

該油田自2004年7月投產，經過近10年的高速開發，目前已全面進入高含水期，其主要開發方式是依靠強邊、底水驅動的天然能量開采，以水平井開發為主，主要生產特征表現為油井含水高，單井產液量大。油田產出液在地面主要依托海管經單點系泊系統送FPSO(浮式儲油處理裝置)處理。2012年11月單點系泊系統出現故障，油田生產面臨液量、電量受限導致油田生產全面受限等問題。因此，有必要開展相關研究，尋找適合曹妃甸11-1油田在液電受限階段的調整對策，優化油田生產。

1 開發生產中面臨的問題

曹妃甸11-1油田大部分油井投產后含水上升快，產量遞減迅速，老井提液是實現油田穩產的主要手段之一。但隨著油田含水量升高，油田產液面臨越來越多的問題，突出表現在：①海上設備液處理能力達到極限，主力平臺海管外輸能力受限，限制了油井提液的幅度，單點故障導致地面設施的液處理能力和供電能力進一步降低；②產液結構不合理，高含水井產液能力大，低含水井及地下有潛力井提液空間不足；③井筒舉升能力與地下潛力和地面設施能力不匹配，生產制度有待優化。

2 一體化穩產挖潛技術

根據單點故障后油田液量、電量受限的特殊生產條件，分析認為油田優化生產的關鍵在于如何優化產液結構，即將目前有限的產液空間科學合理地分配到單井，從而實現油田產量的最大化。為此綜合考慮地面設備處理能力、地下油藏潛力、井筒電泵生產能力之間的制約關系，確立了以地面生產能力(管輸能力)決定油田最佳產液量規模、以地下油藏潛力確定單井合理產液量水平、以井筒舉升能力銜接地面地下系統的一體化優化調整技術思路，實現在維持液量、電量一定的情況下油田的最優化生產。

2.1 油田最佳產液量規模確定

重審地面生產工藝流程后發現，受單點故障影響，海管輸送能力成為限制油田產液規模的主要瓶頸。單方面的增加產液量會導致海管壓力大幅度上升，從而導致井口回壓升高，反而影響油井的產量。為此采用數學統計和擬合的方法，通過建立油田產油量、海管壓力與產液量的關系曲線，優化確定油田的最佳產液量，最大限度地發揮海管外輸能力。由此確定的產液規模及海管壓力可作為后續地下及井筒參數計算的邊界條件。

通過單點故障后一段時間內油田產液量與海管壓力、產液量與產油量的實時監測數據發現(見圖1、圖2)，海管壓力隨液量的增加成指數上升關系，油田的日產油與液量成二次函數關系。當液量增加到24 000 m3/d～25 000 m3/d時，產油量達到高峰，此時對應海管壓力在2.5 MPa左右，隨后產液量增加而產油量無明顯增加，主要原因是井口油壓在2.5 MPa左右的在線油井產量占油田總產量的近一半。為保證低油壓井穩定生產并充分發揮產能，最終確定油田最佳產液量在24 000 m3/d～25 000 m3/d之間，海管壓力維持在2.5 MPa左右比較合理。

圖1 海管壓力與日產液關系曲線

圖2 日產油與日產液關系曲線

2.2 基于地下油藏潛力的產液結構調整

2.2.1 油井潛力評價

油井潛力評價是以優化產液結構為目的，從地質油藏角度出發，以單井的地下剩余可采儲量分析為基礎，結合提液時機和提液幅度的綜合判斷，研究單井合理產液水平，進而篩選出備選提液潛力井和限液井。

研究單井剩余可采儲量的方法較多，本文主要采用適用性較廣的張金慶廣適水驅特征曲線[2-3]，其余水驅特征曲線(甲型、丙型和俞啟泰水驅特征曲線)輔之，同時結合靜態數據及生產動態特征綜合判斷。考慮油田邊底水能量發育、油柱高度小等特點，初步篩選出剩余可采儲量大于10×104m3且含水率低于90%的井(生產特征上表現為生產壓差小、含水上升快、動用程度低)作為具備油藏提液潛力井；對剩余可采儲量少于10×104m3且含水率高于90%的井可作為適當限液或關停的目標井。以Lm943砂體17口油井為例，見圖3。

圖3 Lm943砂體各單井剩余可采儲量與含水關系

提液時機和提液幅度主要參考動態法[4-5]，利用水驅規律對單井目前所處的生產階段和提液潛力進行進一步判斷，其主要原理是利用單井的生產動態數據進行水驅曲線去噪，得到水驅特征曲線和相對滲透率曲線，結合單井靜態數據計算無因次采液、采油指數，分析確定各單井的最佳提液時機。該方法可以更準確地對單井的提液時機進行實時判定，即油井無因次采液指數大于1并開始快速上升、無因次采油指數加速下降之前為最佳提液時機。在確定最佳提液時機的基礎上，以目前日產液能力為基準，將無因次采液指數進行標準化處理，得到油井的經濟提液幅度(見表1)。

2.2.2 受限條件下油井產液提限優化

在上述工作基礎上，根據油田最佳產液量規模，以液量平衡為原則，進行具體的單井提液及限液設計。因各提液井地下潛力、提液幅度不同，需采取有效的評價方法對備選井進一步排序對比，為此引入提液效率判斷因子α(t)，該參數采用優化算法結合廣適水驅預測曲線計算單井不同提液幅度下的提液增油量，表征單井在時間t時刻每產出單位體積的液量能采出的油量，用于判斷單井提液增油效率。

α(t)=ΔNP/ΔLP

(1)

式中：α(t)——提液效率判斷因子，無量綱；

表1 預測Lm943砂體各單井提液時機和提液幅度

ΔNP——產油量變化值，104m3；

ΔLP——產液量變化值，104m3。

將單井按照α(t)的大小進行排序，在總液量范圍內對排序較前的油井由大到小進行分批提液，對α(t)較小的油井進行逐井降液甚至關井來滿足提液井對液量的需求，在液量平衡的原則下實現提液增油最大化。以Lm943砂體的17口油井為例，其分析結果見表1。

2.3 井筒生產能力評價

油井地下潛力的釋放受制于井筒生產能力，在液電受限生產條件下，井筒生產能力的評價主要考慮地面設備裕量和油井能耗水平。

曹妃甸油田采用“一對一”變頻控制，通過改變地面變頻器參數和變壓器的檔位位置，可以實現電泵運行頻率在一定范圍內調整，進而實現產量的調整。頻率調整范圍取決于配套地面設備裕量，即指電泵在當前運行狀況下電壓、電流的富余量。實際生產過程中，根據電泵的各類基礎參數和實際運行參數，建立“提頻潛力評估表”，見表2。

表2 提液井提頻潛力評估表

可以得到各油井在當前設置參數下的可直接提頻量和潛在提頻量，其計算方式如下，矯正系數參考范圍見表3。

ΔfU0=fUmax-fU0，ΔfI0=(Imax-I0)/KI

(2)

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

(3)

表3 矯正系數參考范圍

式中：ΔfU0——當前電壓裕量可直接提頻量，Hz；

fUmax——最大設置頻率，Hz；

fU0——變頻器當前頻率，Hz；

ΔfI0——當前電流裕量可直接提頻量，Hz；

Imax——變頻器電流極限，A；

I0——當前變頻器輸出電流，A；

KI——矯正系數，根據生產歷史統計得出，見表3；

Δf0——當前設置下可直接提頻量，Hz；

Δfx——當前設置下潛在提頻量，Hz；

β——單位頻率的電流變量，A/Hz；

特殊限電條件下，如海底電纜容量受限時，還需考慮油井能耗水平。以油井的生產歷史為基礎，通過逐一分析油井產油、氣、水量與油井耗電量的關系，得出各井在單位能耗下的產油效率(即單位消耗功率下的日產油量)[6]。在初步選擇的地下有提液潛力及井筒設備有能力的提液井中，結合電泵機組特征，優先篩選出產油效率高(Qoe大于1)、單井能耗低、且含水率低于90%的油井作為優先備選提液潛力井；同時將產油效率低(Qoe小于1)、單井耗能高、含水率高于95%的油井作為優先備選限液井。

Qoe=1 000Qo/1.732UeIecosφ

(4)

式中：Qoe——單位消耗功率下的日產油量，m3/(d·kW)；

Qo——日產油量，m3/d；

Ue——變頻器輸出電壓，V；

Ie——變頻器輸出電流，A；

cosφ——變頻器當前的功率因數。

2.4 建立“地下-井筒-地面”一體化系統

綜合以上研究成果，在確定地面管網壓力限制條件、單井合理產液水平和井筒生產能力后，運用Autograph和Wellflo軟件，以節點分析理論為基礎，建立“地下—井筒—地面”聯動的井筒流動模型對生產流程實時優化。模型綜合考慮地下油藏物性參數、井筒機組特性和地面管網參數，以設計產液量和井口管匯壓力為控制參數，通過優化電泵生產制度，確保單井提液和限液的有效實施，最終滿足油田最佳產液規模下的單井最優化生產，其流程見圖4。

圖4 地下-井筒-地面聯動流程示意

以A60H井為例，建立“地下-井筒-地面”一體化模型，結合生產數據和高頻數據，對地層流體物性進行擬合計算和ESP頻率敏感性分析。從ESP頻率敏感性曲線上看，該井在35 Hz下運轉，排量效率較低，隨著頻率的提升，排量效率逐步升高，在60 Hz下電泵運行效果最佳。結合地面變頻柜、管匯壓力和油嘴信息等，使油井產液量在電泵曲線的推薦范圍之內進行適當提頻，合理縮小油嘴，保持電泵較好的運行。通過多次提頻，日產液量由提頻前的238 m3/d增加到548 m3/d，增油量為86 m3/d。

3 應用效果

2013年曹妃甸11-1油田在單點故障后液量、電量、海管壓力等受限情況下，運用“地下-井筒-地面”一體化優化系統，通過產液結構優化調整，共實施了76井次提液和52井次限液，實現無措施增油1.7×104m3，產水量減少4.3×104m3，油田生產時率達到近4年最高值的94.9%。

4 結束語

曹妃甸11-1油田在液電受限條件下通過地面地下一體化研究，優化液量電量分配，油井提限結合釋放產能，總結出了一套曹妃甸11-1油田在

高含水階段進行產液結構優化調整的思路和方法，為油田長期高效開發提供了技術保證，也為同類高含水階段液電受限油田的產液結構優化調整提供了借鑒。

[1] 田 楠，范海燕，馬團校.井下油水分離技術在曹妃甸油田的應用[J].油氣田地面工程，2011，30(12)：95-97.

[2] 孔祥宇.升平油田葡萄花油層高含水期提液機理研究[D].大慶：大慶石油學院，2009.

[3] 張金慶.水驅油田產量預測模型[M].北京：石油工業出版社，2013.

[4] 徐 兵，代 玲，謝明英，等.水平井單井提液時機選擇[J].科學技術與工程，2013，13(1)：153.

[5] 李 敏，喻高明，鄭 可.LH11-1油田動態法計算單井提液時機實例研究[J].石油地質與工程，2010，24(3)：65.

[6] 梅思杰，邵永實，劉 軍，等.潛油電泵技術[M].北京：石油工業出版社，2004.