深水揮發性油田自噴生產井停噴時機預測方法
——以西非尼日爾盆地Akpo油田為例

2020-06-30 09:08:00康博韜顧文歡景至一郜益華陳國寧李晨曦

科學技術與工程 2020年15期

康博韜, 顧文歡, 肖鵬, 景至一, 郜益華, 陳國寧, 李晨曦

(1.中國地質大學(北京)能源學院，北京 100083；2.中海油研究總院有限責任公司，北京 100028； 3.中國海洋石油國際有限公司，北京 100027)

深水油田勘探開發投資大、風險高，地質認識、開發政策、油藏管理以及最終可采儲量都存在著較大的風險和不確定性。盡管如此，由于全球經濟對能源長期強烈的需求，深水油田勘探與開發一直是近些年來的熱點與難點。經過不懈的努力與技術創新，深水油田開發在墨西哥灣、巴西和西非等地已經取得了重要的成功，并成為滿足世界能源需求的重要組成部分[1-2]。深水油田開發原油舉升、運輸及處理系統非常復雜，對管線各節點處壓力界限尤其對生產井井口壓力的下限值有著非常嚴格的要求[3]，尤其是深水揮發性油田自噴生產井進入中高含水階段以后，由于受到含水持續上升的影響，原油舉升過程中井筒內的壓力損失日益增加，導致井口壓力大幅下降，管線內的流動安全問題凸顯，油井潛力難以發揮，部分生產井因壓力不足而關停或廢棄，油田產量無法保障。因此，油田管理者需要有效評估生產井停噴風險程度，準確預測各井停噴時機，盡早預防、整體調整，從而到達延長生產井自噴壽命、改善深水油田開發效果，提高經濟效益的目的。

深水油田開發由于測試、作業難度大、費用高，較大限制了測試、作業的次數及調整空間[3]，目前改造一級分離器、降低其入口壓力是解決油井停噴問題的主要手段，但一級分離器實施降壓改造后，其油氣水的處理能力也隨之降低，過早改造將導致分離器處理能力無法滿足全油田正常生產的需求，因此，為了最大限度降低停噴風險、減少產量損失，充分發揮油井潛力，就迫切需要展開深水揮發性油田中高含水階段生產井停噴時機預測方法研究。目前，針對揮發性流體自噴生產油井停噴時機的研究，常采用油藏數值模擬方法，但由于受到深水濁積儲層連通關系復雜、非均質性刻畫難度大的影響[4-7]，單井生產動態規律復雜多樣，數模方法的計算精度尚不能滿足現場停噴時機預測精度的要求，導致一級分離器改造時機無法確定，停噴應對策略難以制定，油田管理水平受到限制。

針對上述問題，以西非典型深水揮發性油田——Akpo油田為例，基于濁積水道儲層構型研究成果，通過油藏工程結合生產動態分析，綜合考慮地質因素、油藏動態和工程條件限制等諸多方面，建立一種適用于深水揮發性油田的自噴生產井井口壓力變化規律及停噴時機定量預測方法，具有較強的現場適用性和可操作性，為海外深水油田后期調整工作提供理論基礎和技術支持。

1 油田概況

Akpo油田位于尼日利亞深水OML130合同區(圖1)，2000年4月被發現，2009年3月投產。油田范圍內水深1 300～1 450 m，為世界級深水油田，中海油權益為45%，為中海油目前最大的海外在生產深水油田。油田主體區為深水濁積扇沉積，主力層系為新近系中新統中上段的Agbada組，既屬于工程意義上的深水區，也屬于地質意義上的深水沉積[8]。

Akpo油田地層流體為揮發性原油，地層原油黏度0.21 mPa·s，原油地面密度為0.8 g/cm3，縱向流體性質略有差異，油田環境、儲層特征和流體性質的特殊性使Akpo油田成為研究深水揮發性油田生產動態規律的代表性區域[8](圖2)。

圖1 Akpo油田地理位置Fig.1 Geographic location of Akpo oilfield

A1～A7代表A油組不同期次的復合水道沉積砂體圖2 Akpo油田A油組不同期復合水道間地球物理響應[8]Fig.2 Geophysical response features among channel complexes in the A formation of Akpo oilfield[8]

Akpo油田于2009年3月投產，始終貫穿少井高產的理念，對主力油藏采用注水保壓的方式開發，注采井距大(1 500～2 000 m)，單井初期產量高(約2 000 m3/d)，穩產時間長。截至2018年年底，主力油藏含水率已達55%，動用地質儲量采出程度達42%，已有11口油井見水，其中，高含水井6口，占總油井數的46%，多口高含水井因含水過高導致井口壓力不足出現停噴，產量損失較大，隨著含水的進一步上升，將有更多油井面臨停噴風險，油田產量無法保證。為了最大限度降低停噴風險、充分發揮油井潛力，迫切需要展開Akpo油田中高含水階段停噴時機預測以及降壓增產可行性研究。

基于目前深水濁積水道儲層構型研究成果，以動態相滲規律研究為手段，通過對油田開發指標進行系統分析，預測不同儲層特征下生產井含水、液量及井口壓力的變化規律，并結合深水管網工程限制條件評估Akpo油田生產井停噴時機，確定一級分離器最佳降壓改造時間，確保既能實現延長低壓井自噴時間的目的，又滿足其他生產井正常生產需求，實現經濟效益最大化的目的。

2 含水上升規律預測

2.1 動態相滲規律分析

根據目前研究認識，深水濁積油田復合水道沉積體系中根據水道砂體疊置關系不同，可將注采連通類型可劃分為同層連通型、跨層連通型和復合連通型3類[9-10]。對于一貫采用大井距或超大井距開發(1 500～2 000 m)、注采對關系復雜的深水濁積儲層而言，油水的宏觀運動規律受不同期次砂體間的連通狀況及儲層平面和縱向的非均質性的影響顯著，造成各井含水變化規律呈差異化、多樣化，預測難度大[11]。根據筆者前期研究成果[12]，按照見水時機和含水上升形態可將Akpo油田生產井分為三類：Ⅰ類井見水最晚，無水期可采儲量采出程度50%～60%，見水后含水呈“凸形”快速上升；Ⅱ類井見水較晚，無水期可采儲量采出程度40%～50%，見水后含水呈“S形”變化；Ⅲ類生產井見水最早，無水期可采儲量采出程度小于40%，見水后含水呈“凹型”緩慢上升。

根據開發實踐經驗，通過油田實際數據所求取的動態相滲反映的是油水相對運動和分布的宏觀規律，實則為注采井間的儲層連通狀況、儲層非均質性及微觀油水流動能力的綜合響應特征[13]，尤其是對于一貫采用大井距開發、注采對應關系復雜的深水濁積油田而言，不同期次砂體間的連通狀況及儲層非均質性對油水的宏觀運動規律有著更加顯著的影響，因此，利用動態相滲預測深水濁積儲層的單井生產動態規律更為準確合理。根據相關研究成果[13]，通過利用水相運動系數γ可定量評價動態相滲所反映出的油水宏觀運動能力差異程度：

(1)

式(1)中:no、nw為油水相指數，無因次；Krw(Sor)為殘余油飽和度下的水相相對滲透率，無因次；γ為水相運動系數，其物理意義為相同含水飽和度下水相相對于油相運動能力的強度；γ越大，相同含水飽和度下，水相運動能力相對越強，注入水波及能力越強，相同注入量情況下波及范圍也越廣。

統計Akpo油田11口中高含水井動態相滲規律及儲層特征參數，發現不同類型生產井水相運動系數γ與注采井間不連通系數Ω[13-14]、儲層非均質系數Tk具有良好的負相關性(圖3、圖4)，即儲層連通性越好或非均質性越弱，水相運動能力相對越強，注入水波及范圍越廣。

A01～A11為生產井名圖3 水相運動系數γ與儲層不連通系數Ω相關性分析Fig.3 Analysis of correlation between water phase motion coefficient γ with reservoir disconnection coefficient Ω

圖4 水相運動系數γ與儲層非均質系數Tk相關性分析Fig.4 Analysis of correlation between water phase motion coefficient γ with reservoir heterogeneity coefficient Tk

通過相關性分析及多元擬合建立水相運動系數γ與井間不連通系數Ω[13-14]、儲層非均質系數Tk的相關關系式可預測水相運動系數：

γ=0.45ln[ln(1+ΩTk)]+0.42

(2)

式(2)中:Ω為井間不連通系數，無因次；Tk為儲層非均質系數，無因次。

由圖3、圖4可知，水相運動系數γ的取值范圍不同，生產井含水上升類型不同，當0.3<γ<0.8，屬Ⅰ類井；當0.1<γ<0.3，屬Ⅱ類井；當0<γ<0.1，屬Ⅲ類井。通過對儲層連通性和非均質情況進行分析，可預測水相運動系數的值，進而準確判斷目標井含水上升類型。

2.2 含水上升規律預測

現場實踐經驗表明，即使是同一類型的生產井含水上升速度也存在較大差別，為了更加準確地預測目標井含水變化規律，引入相對含水上升速度Vr的概念[式(3)]，其物理意義為目標井實際含水上升速度與此類井基準含水上升速度的比值，用以描述同類型生產井之間含水上升速度的差異。

(3)

式(3)中:fw為目標井含水率，%；fwb為同類井基準含水率，%；t為生產時間，a。

基準含水率是根據高文君等[15]所建立的新型含水率模型[式(4)]分別對Akpo油田三類生產井實際數據進行歸一化擬合處理后建立的基準含水率預測模型(表1)，表征了這類井整體的含水變化規律，模型推導過程參看文獻[15]。

(4)

式(4)中：α、β、δ為模型參數，無因次。

表1 Akpo油田生產井基準含水上升曲線參數Table 1 Parameters of base water cut raising curve of production wells in Akpo oilfield

統計Akpo油田11口中高含水井相對含水上升速度Vr(圖5)可知，同類生產井水相運動系數γ與相對含水上升速度Vr之間呈良好的正相關性。水相運動系數γ越大，注入水波及能力越強，范圍越大，生產井見水越晚，但見水后含水上升速度也越快，說明水相運動系數γ越大，無水采油期可采儲量越大，含水階段剩余可采儲量越少。

圖5 水相運動系數γ與相對含水上升速度Vr相關性分析Fig.5 Analysis of correlation between water motion coefficient γ and relative water cut rising velocity Vr

通過相關性分析建立水相運動系數γ與相對含水上升速度Vr定量關系[式(5)]，利用水相運動系數γ可計算出生產井的相對含水上升速度Vr。表2為Akpo油田三類井相對含水上升速度預測參數。

Vr=C1lnγ+C2

(5)

式(5)中：Vr為相對含水上升速度，無因次；C1，C2為模型參數，無因次。

表2 Akpo油田三類井相對含水上升速度預測參數Table 2 Prediction parameters of relative water cut rising rate of three types of wells in Akpo oilfield

對式(5)兩邊進行積分處理得到修正后的單井含水預測模型：

(6)

fw=fwbVr(γ)+fw0

(7)

式中:fw0為目標井初始含水率，%。

根據式(5)計算出相對含水上升速度Vr代入式(7)可精確地預測目標井見水后的含水變化規律。現場應用過程中，為進一步提高預測精度，對已見水井的初始含水率可采用實際數據進行端點值校正，對于未見水井可參考周邊儲層發育狀況接近的已見水井的初始含水情況進行端點值校正。

3 液量變化規律預測

對于揮發性油田而言，中高含水井生產壓差基本保持穩定，但由于受到地層中油水流動能力差異特殊性的影響，中高含水階段生產井液量將出現持續降低的現象，液量的降低也會對井口壓力變化規律產生一定影響。

無因次采液指數是指生產井在某一含水率下的采液指數與無水采油期采液指數的比值，油田現場常用于評價生產井不同含水階段的采液能力變化規律[16]：

(8)

式(8)中:JL為無因次采液指數，無因次；Kro(Swi)為束縛水飽和度下的油相相對滲透率，無因次；M為油水黏度比，無因次。

不考慮重力和毛管力影響的條件下，根據分流量方程可得綜合含水率為[17]

(9)

將式(9)與式(10)聯立，可得無因次采液指數JL與含水率fw的關系式：

(10)

由于式(10)中水相相對滲透率Krw(Sw)也為fw的函數。為了便于現場應用，通過統計Akpo油田實際相滲資料發現，除去特高含水階段(fw>95%)，Krw(Sw)與fw的關系可近似處理為冪函數的形式，簡化后可得無因次采液指數JL與含水率fw的相關式：

JL(t)=C3fw(t)C4+1

(11)

式(11)中:C3、C4為模型參數。

基于Akpo油田11口中高含水井實際無因次采液指數擬合式(11)確定不同類型生產井無因次采液指數式中參數C3、C4(表3)。

表3 Akpo油田生產井無因次采液指數預測參數Table 3 Prediction parameters of dimensionless production index for production wells in Akpo oilfield

根據儲層發育特征判斷目標井所屬含水上升類型，進一步預測其含水上升規律，將預測結果代入式(11)中即可得到目標井采液速度QL隨生產時間t的變化規律。

4 停噴風險評估

4.1 井口壓力預測

受油水密度差異影響，隨生產井含水、液量變化，井口壓力也會發生相應的變化。一般而言，在溫度不變的情況下，井型、垂深、井斜角以及井筒尺寸、射孔位置等較為接近的生產井在相同含水況下，舉升單位液量所產生的井筒壓降基本接近。因此，根據井型、射孔深度及井斜角等進行對Akpo油田11口中高含水井進行分類，選取典型井壓力監測數據通過相關性分析建立井筒壓降與含水、液量關系[式(12)]，預測其他生產井井筒壓降變化規律(表4)。

(12)

式(12)中:ΔP′為井筒內壓降，MPa；QL為采液速度，m3/d；C5、C6為模型參數。

表4 Akpo油田生產井井筒壓降預測參數Table 4 Prediction parameters of wellbore pressure drop in production wells of Akpo oilfield

將含水、液量預測結果代入式(12)，可得井筒壓降隨生產時間的變化，同時，考慮到Akpo油田長期保持注采平衡，地層壓力基本保持穩定，平面壓力分布略有差異，根據目標井區靜壓測量數據，可實現目標井井口壓力變化規律的準確預測。

4.2 停噴時機預測

根據Akpo油田管網工程設計要求，并結合現場停噴井實際情況，確定Akpo油田生產井井口壓力下限值約為13 MPa，結合井口壓力變化預測結果，可得各井停噴時機，其中，典型井(A-07、A-10)預測結果如圖6所示。由圖6可知，A-07井停噴時機為2019年2月，A-10井停噴時機為2020年5月，與實際動態數據對比，整體預測結果精度較高。

圖6 A-07井、A-10井井口壓力及停噴時機預測結果Fig.6 Prediction results of wellhead pressure and stop flowing timing in well A-07，A-10

4.3 現場調整策略

圖7 Akpo油田高壓轉中壓生產流程示意Fig.7 Technological process of Akpo oilfield HP/MP production mode

深水油田鉆完井及工程作業費用高、風險大[18]，下泵、氣舉等施工難度很大。Akpo油田開發實踐經驗表明，通過及時實施一級分離器改造，有針對性地進行降壓生產是深水揮發性油田后期階段應對停噴風險較為合理有效的方法：初期停噴風險井較少的情況下，可通過測試分離器降壓生產確保其自噴生產；后期隨著停噴風險井增多，測試分離器液(氣)處理能力達到上限后對一級分離器實施降壓改造，接入停噴風險井，延長其自噴壽命。但由于深水油田工程設施非常復雜，各方面限制條件很多，油田管理者需根據各井停噴時機預測結果以及停噴時各井含水、液量情況，充分考慮油田現場各方面限制條件，制定合理的生產井轉接計劃，確定一級分離器最佳改造時機，以實現油田經濟效益最大化(圖7)。

利用本文方法預測Akpo油田各井含水、液量變化規律，確定單井停噴時機，并結合工程、經濟等各方面限制條件，制定合理的生產井轉接計劃，最終確定一級分離器最佳改造時機為2020年11月。按此計劃，2018年Akpo油田已有7～8口停噴風險井先后接入測試分離器調整為中壓模式進行生產，增油效果顯著(圖8)。