油田油藏動態分析與調整方案設計

李強

(中海石油(中國)有限公司秦皇島32-6作業公司，天津 300459)

0 引言

隨著社會的發展，人們對石油的需求量與日劇增，如何實施油藏注水開發獲取更大的利益成為了全球油田開發的關注點之一。多年來，油田一線生產技術人員為了解決注水開發中的問題，結合實際情況，展開了對這一技術的研究與探討，并不斷進行修正改進，確保石油原油品質符合標準，順利投入后續作業中。

1 國內注水開發技術地應用現狀

為更好滿足國民生產需求，我國油田行業發展迅速，海上油田組塊也隨著技術提升滾動開發，注水開發技術的重要地位不言而喻。為了更方便、更詳盡地對石油的開發過程進行分析，注水開發油藏的動態分析技術日益趨于成熟[1]。相關工作人員在獲取了油田開發過程中大量第一手數據資料的基礎上，合理采用判斷方法，并根據油藏生產過程中各項參數的變化特點、規律以及各項參數間的相互作用與制約關系，通過數值模擬、遞減規律、物質平衡、水驅特征曲線、圖版、試井6種技術方法對油藏進行動態分析。從而根據實際情況，針對性地提出規劃方案，并采取科學合理的調整措施，有效避免或減緩油田開發過程中不必要的故障發生，以此達到更高的最終采收率和開發水平，獲取更好的經濟效益[2]。

2 油氣田簡介

某油氣田位于某海域西南部，其中WHPA井口平臺處水深20.1 m，WHPB井口平臺處水深21.6 m，年平均氣溫13.6 ℃[3]。

該油氣田投產后雖生產形勢較好，但也暴露出油田井網不完善、儲量動用程度低，井控程度低，水驅控制程度低等矛盾，同時油田還存在一定潛力單位等問題。為了改善油田的開發效果，公司成立了該油氣田綜合調整開發前期研究項目組，并通過增加生產水工藝流程的方式實現平臺就地脫水，提前釋放部分提液增油量。目前，該油氣田綜合調整前期研究項目再次啟動，并完成建造和投產。

該油氣田縱向上分為N1mL和N1g，N1mL油組邊底水能量弱，地飽壓差較小，同時經過9年的開發，各主力砂體地層壓力均低于原始地層壓力，開發時需實施人工注水補充能量開發。因此推薦立足注水開發，保持合理地層壓力。N1g油組為底水油藏，地層能量充足，因此其開發方式為依靠天然能量進行開發。

3 該油氣田C13油井運行概括

3.1 C13油井基本情況概述

C13H井生產層位油田北塊NmⅢ22-1油組1618砂體。投產日期2021年9月17日，該井油層厚度7 m，水平段長569 m，完鉆井深2739 m，泵掛深度1695 m，地層供液較充足，原始靜壓11.74 MPa，設置井下泵工況儀。完井作業采用優質篩管礫石充填，下入普合管柱。該井投產至今，未發生過異常關?；虮脵C組故障等問題。

3.2 井故障情況描述

C13H于2022年1月15日20:40出現井口溫度突然下降情況，正常運行溫度45 ℃降至38 ℃，現場井口取樣無產出，計量無液?，F場打開套氣進閉排流程后產能恢復。第二天化驗含水波動較大且上漲(上午化驗含水78%，下午化驗59.6%，正?；炛禐?5%)。

3.3 異常工況原因分析

異常工況的發生，通常是由于部分因素的改變，使得其原有工作環境發生了變化。石油的開采開發過程中，由于地層具有滲透性，井間作用較為明顯，因此，有必要進行本井、相連通水井以及相鄰生產井的工況分析。明確本井是否存在工作制度變化、設備運行異常、措施調整等，連通水井和相鄰生產井工作狀況是否正常、設備運行是否變化、是否存在工作制度以及措施調整等。以此為基礎，根據現場數據資料，分析變化參數。

井口溫度下降，無產出原因主要有：井底能量不足(通過井底流壓進行判斷)、氣鎖(通過電流變化確定，活動油嘴、升降頻可緩解)、泵沉沒度低(通過動液面深度進行判斷，放套壓可減輕)、電泵做功差(故障前后電泵參數對比，電氣人員對變頻器進行檢測)、管柱漏失(通過正擠是否起壓判斷)、泵吸入口堵塞(通過電流變化判斷，升降頻解堵)。針對C13H異常工況，獲取其異常前后相鄰生產井產能變化、工作狀況等。分析可知該井相鄰生產井C11H/C12H產能無明顯變化，注水井B15因配合鉆完井作業停注，且放套壓后該井恢復產能，可確認原因為泵沉沒度高于動液面以上。根據生產開發系統數據統計，可得到如圖1所示的對應層位注水量曲線圖。

3.4 延伸資料

套壓是地面施加到井內套管的壓力，套壓的波動直接影響著油井的沉沒度、原油產量、泵效等。套壓過高，動液面會被迫下降，當動液面下降幅度過大，到達深井泵吸入口時，由于壓差作用，氣體會泵入泵內，造成泵效降低，嚴重時將發生氣鎖現象；套壓較低時，原油會出現嚴重脫氣，井筒溫度也會隨之降低，造成設備損壞。要想實現油田生產井穩定高產，必須合理的控制套壓，從而保持一個較好的動液面[4]。合理的套壓應能使動液面滿足于泵的抽汲能力達到較高水平。套壓太高，迫使油套環形空間中的動液面下降，當動液面下降到電泵吸入口時，氣體竄入電泵內，泵效降低，油井減產。發生這種情況，應當適當地放掉部分套管氣，使套壓降低，動液面上升，提高泵效(圖2)。

3.5 C13H井調整方案

對于C13H井故障，采取了以下調整方案：(1)在B15停注期間，C13H放套壓生產，加密化驗含水；(2)與實施鉆井作業的船舶進行溝通，盡快恢復B15注水；(3)及時與陸地油藏溝通，確認現場處置措施并嚴格執行；(4)關注其他注水井運行狀態，并嚴格按照配注量注水；(5)監控生產流程穩定運行，保證注水水質良好；(6)B15注水恢復后，及時恢復C13H原有生產制度。

4 分析及措施

通過以上動態分析確認C13H井異常工況原因為：電泵沉沒度低，受益注水井停注。通過控制套壓生產，使油井產能得到恢復。

當有鉆完井作業需要或其他原因關停注水井時，現場需加密關注相應受益油井的產能變化，根據油水井關聯性，對油井產能變化做出預判并及時進行調整。現場應嚴格執行注水任務，并將真實油井數據反饋給陸地油藏，以此確定油水井注采聯通關系，并根據現場產出情況優化調整井組生產制度。

現場生產員工需加強對油藏方面知識學習，了解油藏各項資料，掌握油水井關聯及地下砂體特性，并及時開展油井分析，特別是注水井與受效井的關聯性，以指導油水井精細化管理工作。同時加強現場油井巡檢，確保第一時間發現油井異常情況，及時與陸地油藏溝通并反饋現場真實狀態，及時調整油井工作制度，延長電泵壽命周期，提高油田產能。

另附陸地油藏單井配注調整目的解釋，了解注水井配注量調整的原因，由于當前注水井聯通關系并未明朗，仍需要現場與陸地配合確認油井受益情況，同時現場員工可以學習補充油水井聯通關系網，以便更好地開展現場工作。

5 結語

本文以某油氣田開發井C13H為例，進行了油藏動態分析和事故分析，并采取以下調整方案。

(1)該油氣田B09井單井配注量從750 m3/d調整至850 m3/d，調整目的：目前1710砂體對應采油井為B08H、B10H井，增注以平衡井組注采比，提高地層壓力，為后續實施的油井大泵措施做準備；

(2)該油氣田B15井整井段配注量從740 m3/d調整至800 m3/d，調整目的：鑒于B15井第三注水層段1618砂體注采比偏低，補充開發井(C11H、C13H)B3H井地層能量供應，暫時籠統上調B15井整井段配注，近期需求安排B15井測調工作，上調第三注水層段注水量(上調第三段注水后，需關注C13H產能變化情況)；

(3)該油氣田C5整井段配注量從200 m3/d調整至350 m3/d，調整目的：C5井注入NmI-1227、NmII-1420砂體，提高單井注水量，給開發井C4H、C8H井補充地層能量(C04H自2022.1.6含水大幅上漲后，含水仍有持續上漲趨勢，目前采取提頻提液方式提高產量，所以需要提高受益注水井的配注量)；

(4)該油氣田C7整井段配注量從200 m3/d調整至350 m3/d，調整目的：C7井注入NmI-1254、NmII-1383、NmII-1420砂體，提高單井注水量，給開發井C6H、C8H及B5、B24井補充地層能量(C6H/C8H提頻生產，為保證井底能量穩定，需要提高受益注水井的配注量)；

(5)該油氣田C15井整井段配注量從200 m3/d調整至300 m3/d，調整目的：C15井注入NmIII-1618砂體，對應油井B3H、C14H，從前期增注效果看，C14H井尚沒有明顯注水見效表現，動態進一步提高單井配注(關注C14H產能變化，確定C15/C14H的油水井聯通關系情況)；

(6)該油氣田C23井整井段配注量從300 m3/d調整至350 m3/d，調整目的：C23井注入NmIII-1743砂體，對應油井C24H井，C24H井目前尚沒有明顯注水見效表現，且流壓有持續下降趨勢，動態進一步提高單井配注(關注C24H產能變化，確定C23/C24H的油水井聯通關系情況)。