深水揮發(fā)性油田自噴生產(chǎn)井停噴時機(jī)預(yù)測方法
——以西非尼日爾盆地Akpo油田為例

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(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院，北京 100083；2.中海油研究總院有限責(zé)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(fā)投資大、風(fēng)險高，地質(zhì)認(rèn)識、開發(fā)政策、油藏管理以及最終可采儲量都存在著較大的風(fēng)險和不確定性。盡管如此，由于全球經(jīng)濟(jì)對能源長期強(qiáng)烈的需求，深水油田勘探與開發(fā)一直是近些年來的熱點與難點。經(jīng)過不懈的努力與技術(shù)創(chuàng)新，深水油田開發(fā)在墨西哥灣、巴西和西非等地已經(jīng)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(fā)原油舉升、運輸及處理系統(tǒng)非常復(fù)雜，對管線各節(jié)點處壓力界限尤其對生產(chǎn)井井口壓力的下限值有著非常嚴(yán)格的要求[3]，尤其是深水揮發(fā)性油田自噴生產(chǎn)井進(jìn)入中高含水階段以后，由于受到含水持續(xù)上升的影響，原油舉升過程中井筒內(nèi)的壓力損失日益增加，導(dǎo)致井口壓力大幅下降，管線內(nèi)的流動安全問題凸顯，油井潛力難以發(fā)揮，部分生產(chǎn)井因壓力不足而關(guān)?；驈U棄，油田產(chǎn)量無法保障。因此，油田管理者需要有效評估生產(chǎn)井停噴風(fēng)險程度，準(zhǔn)確預(yù)測各井停噴時機(jī)，盡早預(yù)防、整體調(diào)整，從而到達(dá)延長生產(chǎn)井自噴壽命、改善深水油田開發(fā)效果，提高經(jīng)濟(jì)效益的目的。

深水油田開發(fā)由于測試、作業(yè)難度大、費用高，較大限制了測試、作業(yè)的次數(shù)及調(diào)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(dǎo)致分離器處理能力無法滿足全油田正常生產(chǎn)的需求，因此，為了最大限度降低停噴風(fēng)險、減少產(chǎn)量損失，充分發(fā)揮油井潛力，就迫切需要展開深水揮發(fā)性油田中高含水階段生產(chǎn)井停噴時機(jī)預(yù)測方法研究。目前，針對揮發(fā)性流體自噴生產(chǎn)油井停噴時機(jī)的研究，常采用油藏數(shù)值模擬方法，但由于受到深水濁積儲層連通關(guān)系復(fù)雜、非均質(zhì)性刻畫難度大的影響[4-7]，單井生產(chǎn)動態(tài)規(guī)律復(fù)雜多樣，數(shù)模方法的計算精度尚不能滿足現(xiàn)場停噴時機(jī)預(yù)測精度的要求，導(dǎo)致一級分離器改造時機(jī)無法確定，停噴應(yīng)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(fā)性油田——Akpo油田為例，基于濁積水道儲層構(gòu)型研究成果，通過油藏工程結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)分析，綜合考慮地質(zhì)因素、油藏動態(tài)和工程條件限制等諸多方面，建立一種適用于深水揮發(fā)性油田的自噴生產(chǎn)井井口壓力變化規(guī)律及停噴時機(jī)定量預(yù)測方法，具有較強(qiáng)的現(xiàn)場適用性和可操作性，為海外深水油田后期調(diào)整工作提供理論基礎(chǔ)和技術(shù)支持。

1 油田概況

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

Akpo油田地層流體為揮發(fā)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(zhì)略有差異，油田環(huán)境、儲層特征和流體性質(zhì)的特殊性使Akpo油田成為研究深水揮發(fā)性油田生產(chǎn)動態(tài)規(guī)律的代表性區(qū)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(fù)合水道沉積砂體圖2 Akpo油田A油組不同期復(fù)合水道間地球物理響應(yīng)[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(chǎn)，始終貫穿少井高產(chǎn)的理念，對主力油藏采用注水保壓的方式開發(fā)，注采井距大(1 500～2 000 m)，單井初期產(chǎn)量高(約2 000 m3/d)，穩(wěn)產(chǎn)時間長。截至2018年年底，主力油藏含水率已達(dá)55%，動用地質(zhì)儲量采出程度達(dá)42%，已有11口油井見水，其中，高含水井6口，占總油井?dāng)?shù)的46%，多口高含水井因含水過高導(dǎo)致井口壓力不足出現(xiàn)停噴，產(chǎn)量損失較大，隨著含水的進(jìn)一步上升，將有更多油井面臨停噴風(fēng)險，油田產(chǎn)量無法保證。為了最大限度降低停噴風(fēng)險、充分發(fā)揮油井潛力，迫切需要展開Akpo油田中高含水階段停噴時機(jī)預(yù)測以及降壓增產(chǎn)可行性研究。

基于目前深水濁積水道儲層構(gòu)型研究成果，以動態(tài)相滲規(guī)律研究為手段，通過對油田開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行系統(tǒng)分析，預(yù)測不同儲層特征下生產(chǎn)井含水、液量及井口壓力的變化規(guī)律，并結(jié)合深水管網(wǎng)工程限制條件評估Akpo油田生產(chǎn)井停噴時機(jī)，確定一級分離器最佳降壓改造時間，確保既能實現(xiàn)延長低壓井自噴時間的目的，又滿足其他生產(chǎn)井正常生產(chǎn)需求，實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益最大化的目的。

2 含水上升規(guī)律預(yù)測

2.1 動態(tài)相滲規(guī)律分析

根據(jù)目前研究認(rèn)識，深水濁積油田復(fù)合水道沉積體系中根據(jù)水道砂體疊置關(guān)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(fù)合連通型3類[9-10]。對于一貫采用大井距或超大井距開發(fā)(1 500～2 000 m)、注采對關(guān)系復(fù)雜的深水濁積儲層而言，油水的宏觀運動規(guī)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(zhì)性的影響顯著，造成各井含水變化規(guī)律呈差異化、多樣化，預(yù)測難度大[11]。根據(jù)筆者前期研究成果[12]，按照見水時機(jī)和含水上升形態(tài)可將Akpo油田生產(chǎn)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(chǎn)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(jù)開發(fā)實踐經(jīng)驗，通過油田實際數(shù)據(jù)所求取的動態(tài)相滲反映的是油水相對運動和分布的宏觀規(guī)律，實則為注采井間的儲層連通狀況、儲層非均質(zhì)性及微觀油水流動能力的綜合響應(yīng)特征[13]，尤其是對于一貫采用大井距開發(fā)、注采對應(yīng)關(guān)系復(fù)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(zhì)性對油水的宏觀運動規(guī)律有著更加顯著的影響，因此，利用動態(tài)相滲預(yù)測深水濁積儲層的單井生產(chǎn)動態(tài)規(guī)律更為準(zhǔn)確合理。根據(jù)相關(guān)研究成果[13]，通過利用水相運動系數(shù)γ可定量評價動態(tài)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(shù)，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(shù)，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(qiáng)度；γ越大，相同含水飽和度下，水相運動能力相對越強(qiáng)，注入水波及能力越強(qiáng)，相同注入量情況下波及范圍也越廣。

統(tǒng)計Akpo油田11口中高含水井動態(tài)相滲規(guī)律及儲層特征參數(shù)，發(fā)現(xiàn)不同類型生產(chǎn)井水相運動系數(shù)γ與注采井間不連通系數(shù)Ω[13-14]、儲層非均質(zhì)系數(shù)Tk具有良好的負(fù)相關(guān)性(圖3、圖4)，即儲層連通性越好或非均質(zhì)性越弱，水相運動能力相對越強(qiáng)，注入水波及范圍越廣。

A01～A11為生產(chǎn)井名圖3 水相運動系數(shù)γ與儲層不連通系數(shù)Ω相關(guān)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(shù)γ與儲層非均質(zhì)系數(shù)Tk相關(guān)性分析Fig.4 Analysis of correlation between water phase motion coefficient γ with reservoir heterogeneity coefficient Tk

通過相關(guān)性分析及多元擬合建立水相運動系數(shù)γ與井間不連通系數(shù)Ω[13-14]、儲層非均質(zhì)系數(shù)Tk的相關(guān)關(guān)系式可預(yù)測水相運動系數(shù)：

γ=0.45ln[ln(1+ΩTk)]+0.42

(2)

式(2)中:Ω為井間不連通系數(shù)，無因次；Tk為儲層非均質(zhì)系數(shù)，無因次。

由圖3、圖4可知，水相運動系數(shù)γ的取值范圍不同，生產(chǎn)井含水上升類型不同，當(dāng)0.3<γ<0.8，屬Ⅰ類井；當(dāng)0.1<γ<0.3，屬Ⅱ類井；當(dāng)0<γ<0.1，屬Ⅲ類井。通過對儲層連通性和非均質(zhì)情況進(jìn)行分析，可預(yù)測水相運動系數(shù)的值，進(jìn)而準(zhǔn)確判斷目標(biāo)井含水上升類型。

2.2 含水上升規(guī)律預(yù)測

現(xiàn)場實踐經(jīng)驗表明，即使是同一類型的生產(chǎn)井含水上升速度也存在較大差別，為了更加準(zhǔn)確地預(yù)測目標(biāo)井含水變化規(guī)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(biāo)井實際含水上升速度與此類井基準(zhǔn)含水上升速度的比值，用以描述同類型生產(chǎn)井之間含水上升速度的差異。

(3)

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

基準(zhǔn)含水率是根據(jù)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(chǎn)井實際數(shù)據(jù)進(jìn)行歸一化擬合處理后建立的基準(zhǔn)含水率預(yù)測模型(表1)，表征了這類井整體的含水變化規(guī)律，模型推導(dǎo)過程參看文獻(xiàn)[15]。

(4)

式(4)中：α、β、δ為模型參數(shù)，無因次。

表1 Akpo油田生產(chǎn)井基準(zhǔn)含水上升曲線參數(shù)Table 1 Parameters of base water cut raising curve of production wells in Akpo oilfield

統(tǒng)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(chǎn)井水相運動系數(shù)γ與相對含水上升速度Vr之間呈良好的正相關(guān)性。水相運動系數(shù)γ越大，注入水波及能力越強(qiáng)，范圍越大，生產(chǎn)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(shù)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(shù)γ與相對含水上升速度Vr相關(guān)性分析Fig.5 Analysis of correlation between water motion coefficient γ and relative water cut rising velocity Vr

通過相關(guān)性分析建立水相運動系數(shù)γ與相對含水上升速度Vr定量關(guān)系[式(5)]，利用水相運動系數(shù)γ可計算出生產(chǎn)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(yù)測參數(shù)。

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(shù)，無因次。

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

對式(5)兩邊進(jìn)行積分處理得到修正后的單井含水預(yù)測模型：

(6)

fw=fwbVr(γ)+fw0

(7)

式中:fw0為目標(biāo)井初始含水率，%。

根據(jù)式(5)計算出相對含水上升速度Vr代入式(7)可精確地預(yù)測目標(biāo)井見水后的含水變化規(guī)律?，F(xiàn)場應(yīng)用過程中，為進(jìn)一步提高預(yù)測精度，對已見水井的初始含水率可采用實際數(shù)據(jù)進(jìn)行端點值校正，對于未見水井可參考周邊儲層發(fā)育狀況接近的已見水井的初始含水情況進(jìn)行端點值校正。

3 液量變化規(guī)律預(yù)測

對于揮發(fā)性油田而言，中高含水井生產(chǎn)壓差基本保持穩(wěn)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(chǎn)井液量將出現(xiàn)持續(xù)降低的現(xiàn)象，液量的降低也會對井口壓力變化規(guī)律產(chǎn)生一定影響。

無因次采液指數(shù)是指生產(chǎn)井在某一含水率下的采液指數(shù)與無水采油期采液指數(shù)的比值，油田現(xiàn)場常用于評價生產(chǎn)井不同含水階段的采液能力變化規(guī)律[16]：

(8)

式(8)中:JL為無因次采液指數(shù)，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(jù)分流量方程可得綜合含水率為[17]

(9)

將式(9)與式(10)聯(lián)立，可得無因次采液指數(shù)JL與含水率fw的關(guān)系式：

(10)

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

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

(11)

式(11)中:C3、C4為模型參數(shù)。

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

表3 Akpo油田生產(chǎn)井無因次采液指數(shù)預(yù)測參數(shù)Table 3 Prediction parameters of dimensionless production index for production wells in Akpo oilfield

根據(jù)儲層發(fā)育特征判斷目標(biāo)井所屬含水上升類型，進(jìn)一步預(yù)測其含水上升規(guī)律，將預(yù)測結(jié)果代入式(11)中即可得到目標(biāo)井采液速度QL隨生產(chǎn)時間t的變化規(guī)律。

4 停噴風(fēng)險評估

4.1 井口壓力預(yù)測

受油水密度差異影響，隨生產(chǎn)井含水、液量變化，井口壓力也會發(fā)生相應(yīng)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(chǎn)井在相同含水況下，舉升單位液量所產(chǎn)生的井筒壓降基本接近。因此，根據(jù)井型、射孔深度及井斜角等進(jìn)行對Akpo油田11口中高含水井進(jìn)行分類，選取典型井壓力監(jiān)測數(shù)據(jù)通過相關(guān)性分析建立井筒壓降與含水、液量關(guān)系[式(12)]，預(yù)測其他生產(chǎn)井井筒壓降變化規(guī)律(表4)。

(12)

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

表4 Akpo油田生產(chǎn)井井筒壓降預(yù)測參數(shù)Table 4 Prediction parameters of wellbore pressure drop in production wells of Akpo oilfield

將含水、液量預(yù)測結(jié)果代入式(12)，可得井筒壓降隨生產(chǎn)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(wěn)定，平面壓力分布略有差異，根據(jù)目標(biāo)井區(qū)靜壓測量數(shù)據(jù)，可實現(xiàn)目標(biāo)井井口壓力變化規(guī)律的準(zhǔn)確預(yù)測。

4.2 停噴時機(jī)預(yù)測

根據(jù)Akpo油田管網(wǎng)工程設(shè)計要求，并結(jié)合現(xiàn)場停噴井實際情況，確定Akpo油田生產(chǎn)井井口壓力下限值約為13 MPa，結(jié)合井口壓力變化預(yù)測結(jié)果，可得各井停噴時機(jī)，其中，典型井(A-07、A-10)預(yù)測結(jié)果如圖6所示。由圖6可知，A-07井停噴時機(jī)為2019年2月，A-10井停噴時機(jī)為2020年5月，與實際動態(tài)數(shù)據(jù)對比，整體預(yù)測結(jié)果精度較高。

圖6 A-07井、A-10井井口壓力及停噴時機(jī)預(yù)測結(jié)果Fig.6 Prediction results of wellhead pressure and stop flowing timing in well A-07，A-10

4.3 現(xiàn)場調(diào)整策略

圖7 Akpo油田高壓轉(zhuǎn)中壓生產(chǎn)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(yè)費用高、風(fēng)險大[18]，下泵、氣舉等施工難度很大。Akpo油田開發(fā)實踐經(jīng)驗表明，通過及時實施一級分離器改造，有針對性地進(jìn)行降壓生產(chǎn)是深水揮發(fā)性油田后期階段應(yīng)對停噴風(fēng)險較為合理有效的方法：初期停噴風(fēng)險井較少的情況下，可通過測試分離器降壓生產(chǎn)確保其自噴生產(chǎn)；后期隨著停噴風(fēng)險井增多，測試分離器液(氣)處理能力達(dá)到上限后對一級分離器實施降壓改造，接入停噴風(fēng)險井，延長其自噴壽命。但由于深水油田工程設(shè)施非常復(fù)雜，各方面限制條件很多，油田管理者需根據(jù)各井停噴時機(jī)預(yù)測結(jié)果以及停噴時各井含水、液量情況，充分考慮油田現(xiàn)場各方面限制條件，制定合理的生產(chǎn)井轉(zhuǎn)接計劃，確定一級分離器最佳改造時機(jī)，以實現(xiàn)油田經(jīng)濟(jì)效益最大化(圖7)。

利用本文方法預(yù)測Akpo油田各井含水、液量變化規(guī)律，確定單井停噴時機(jī)，并結(jié)合工程、經(jīng)濟(jì)等各方面限制條件，制定合理的生產(chǎn)井轉(zhuǎn)接計劃，最終確定一級分離器最佳改造時機(jī)為2020年11月。按此計劃，2018年Akpo油田已有7～8口停噴風(fēng)險井先后接入測試分離器調(diào)整為中壓模式進(jìn)行生產(chǎn)，增油效果顯著(圖8)。

圖8 2018年Akpo油田7口停噴風(fēng)險井生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.8 Production of 7 wells with stop flowing risk in Akpo oilfield in MP，2018

5 結(jié)論

(1)深水揮發(fā)性油田自噴生產(chǎn)井中高含水階段停噴風(fēng)險大，在準(zhǔn)確預(yù)測單井停噴時機(jī)的基礎(chǔ)上，可通過初期轉(zhuǎn)接測試分離器，后期改造一級分離器的方式延長生產(chǎn)井自噴壽命，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

(2)深水揮發(fā)性油田自噴生產(chǎn)井井口壓力變化規(guī)律主要受到含水、液量的影響，不同儲層特征的生產(chǎn)井動態(tài)變化規(guī)律差異明顯，需要更加有針對性地開展分析研究。

(3)研究方法考慮因素全面，預(yù)測精度較高，現(xiàn)場實用性強(qiáng)，同時，研究思路及工作流程為其他深水油田的后期調(diào)整工作提供了很好的借鑒。