海上油田特高含水期油井大幅提液研究

張忠哲，張強(qiáng)，潘彬，王輝，李文軍

海上油田特高含水期油井大幅提液研究

張忠哲，張強(qiáng)，潘彬，王輝，李文軍

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

渤海C油田為典型的海上強(qiáng)邊底水油藏，開發(fā)方式為單砂體水平井天然水驅(qū)開發(fā)，具有水體能量充足、含水上升極快的特點。針對油田這一特征，通過開展大幅提液增油可行性研究，分析了特高含水期油井提液機(jī)理，充分論證了油井地下產(chǎn)液能力，與現(xiàn)場井筒、地面實際情況相結(jié)合確定油井提液幅度。在此基礎(chǔ)上，選擇C油田A33井進(jìn)行特高含水期油井大幅提液試驗，在渤海油田范圍內(nèi)首次成功下入3 000 m3·d-1超大排量電泵，取得了良好的提液增油效果，對同類型油井大幅提液增油工作具有較好的借鑒意義。

海上油田； 強(qiáng)邊底水油藏； 特高含水； 大泵提液； 現(xiàn)場應(yīng)用

渤海C油田地理位置位于渤海西部海域，是典型的海上強(qiáng)邊底水油藏，開發(fā)方式為單砂體水平井天然水驅(qū)開發(fā)。由于具有低幅強(qiáng)邊底水的地質(zhì)油藏特征，油井在生產(chǎn)過程中含水上升速度極快，通常投產(chǎn)半年含水即突破80%。目前，渤海C油田已進(jìn)入特高含水階段，含水高于95%的油井?dāng)?shù)量占總油井?dāng)?shù)的九成以上，油井提液已成為油田改善開發(fā)效果、實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)的重要手段。

1 油井提液的主要機(jī)理

C油田底水能量充足，長期以來保持天然水驅(qū)模式開發(fā)。通常油井投入生產(chǎn)后很快進(jìn)入高含水階段，絕大多數(shù)油井的產(chǎn)量也都來自高含水或特高含水階段。根據(jù)滲流力學(xué)裘比公式，油井的產(chǎn)液量是由儲層物性、流體性質(zhì)以及生產(chǎn)壓差3個關(guān)鍵因素決定的。因此，對于含水上升速度受生產(chǎn)壓差影響很小的海上特高含水期油井，增大生產(chǎn)壓差可以獲得更高的產(chǎn)油量[1-3]。

滲流力學(xué)裘比公式：

式中：—油井產(chǎn)量，10-3m3·s-1；

—滲透率，D；

—油層厚度，m；

e—地層壓力，MPa；

wf—井底壓力，MPa；

—流體黏度，mPa·s；

e—供油半徑，m；

w—井筒半徑，m。

2 油井大幅提液潛力分析

C油田儲層厚度大，非均質(zhì)性較強(qiáng)，邊底水活躍。經(jīng)過多年的天然能量開發(fā)，主力砂體地層壓力無明顯變化（如圖1所示），油藏天然能量充足，具備油井提液基礎(chǔ)。但是，該油田儲層埋深較淺，碎屑巖儲層較為疏松，需考慮油井提液后地層出砂、地下原油脫氣等風(fēng)險。目前，渤海區(qū)域其他油田暫無排量大于2 000 m3·d-1的油井提液經(jīng)驗作為借鑒，需要從油田本身入手，重點從地層、井筒、地面配套設(shè)備等多個方面的限制因素綜合考慮，確定油井最大產(chǎn)液能力[4]。

圖1 主力砂體地層壓力變化情況

2.1 地層產(chǎn)液能力分析

目前，常用的水平井產(chǎn)能公式多數(shù)針對短水平井提出，如果油井水平段長度與泄油區(qū)域尺寸相當(dāng)，則可定義為長水平井。李傳亮等采用等效滲流阻力法，推導(dǎo)了長水平井產(chǎn)能計算公式[4-7]：

式中：—油井產(chǎn)量（地下），10-3m3·s-1；

—滲透率，D；

—油層厚度，m；

e—地層壓力，MPa；

wf—井底壓力，MPa；

—流體黏度，mPa·s；

e—供油半徑，m；

w—井筒半徑，m；

—水平段長度，m。

此外，C油田主力油層采用礫石充填方式防砂，理論出砂臨界壓差約7.0 MPa。PVT分析結(jié)果表明，儲層飽和壓力相對較高，地飽壓差僅為2.7～3.0 MPa，溶解氣油比約12～17 m3·m-3。油田長期開發(fā)經(jīng)驗表明，該油田油井在生產(chǎn)壓差大于3 MPa后，通常出現(xiàn)氣油比升高情況，脫氣后原油黏度增大將導(dǎo)致提液增油效果不明顯[8]。

2.2 電泵與地面設(shè)備能力分析

C油田油井井口配備變頻設(shè)備，但因地面變頻器為油田早期ODP方案實施期間購置安裝，平臺現(xiàn)有變頻器的最大容量為520 kV·A，后期進(jìn)一步更換更大容量變頻器難度較大。因此，為保證潛油電泵正常運轉(zhuǎn)，提液選取潛油電泵的實際功率應(yīng)小于變頻器的額定容量，即：

式中：—潛油電泵實際功率，W；

—潛油電泵額定功率，W；

—潛油電泵泵效，一般在80%以內(nèi)；

cos—功率因數(shù)；

N—變壓器容量，W；

—電機(jī)額定電壓，V；

?—電纜壓降損失，V；

—電機(jī)額定電流，A。

此外，所選潛油電泵的額定電壓應(yīng)小于變頻器的最大副邊電壓值的90%，潛油電泵的額定電流應(yīng)小于變頻器該檔位的最大副邊電流值。

3 應(yīng)用實例

在油井提液機(jī)理研究與合理提液幅度分析的基礎(chǔ)上，綜合考慮構(gòu)造部位較高、油層厚度大、儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)、處于邊水位置具有充足的提液物質(zhì)基礎(chǔ)的油井進(jìn)行提液[9]，如表1所示。

表1 C油田單井最大產(chǎn)液能力表

以A33井為例，該井為C油田的一口水平井，通過核算電泵機(jī)組尺寸、井斜、泵掛深度、地面變頻器容量等多方面限制因素，最終選取并更換排量3 000 m3·d-1、揚(yáng)程600 m大泵機(jī)組進(jìn)行提液先導(dǎo)性試驗。措施作業(yè)結(jié)束后，頻率由30 Hz緩慢提至 60 Hz。提液期間，該井生產(chǎn)壓差由0.25 MPa逐漸放大至1.74 MPa，日產(chǎn)液由初期的621 m3大幅度提升至2 759 m3，日產(chǎn)油由初期的22 m3增加至122 m3，單井含水略有下降。整個提液過程中，現(xiàn)場化驗監(jiān)測未見出砂，油井氣油比未見明顯升高，提液增油效果明顯，如圖2所示。

4 結(jié) 論

1）海上強(qiáng)邊底水油藏油井含水上升迅速，產(chǎn)量遞減快，但天然水體能量充足，油藏壓力保持穩(wěn)定，需適時放大油井生產(chǎn)壓差，通過提高產(chǎn)液量實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)、上產(chǎn)。

2）渤海C油田儲層厚度大、滲透率高、特高含水期生產(chǎn)壓差小，具備大幅提液物質(zhì)基礎(chǔ)。在考慮實際地質(zhì)、油藏、流體特征等問題的同時，需要分析機(jī)采井電泵功率、地面配套設(shè)備等因素對提液幅度的影響。

圖2 A33井生產(chǎn)曲線

3）以渤海C油田A33井為例，該井現(xiàn)場試驗表明，渤海C油田特高含水期油井大幅提液措施增油效果明顯。該油井3 000 m3·d-1超大排量電泵在渤海油田的首次現(xiàn)場應(yīng)用，也為渤海油田其他油井大幅提液工作提供了借鑒。

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［3］ 陳林，彭彩珍，孫雷，等.水驅(qū)油藏開發(fā)后期提液穩(wěn)產(chǎn)研究[J].石油地質(zhì)與工程，2007（6）：47-49.

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Research on Large Magnitude of Enhanced Liquid for Ultra-High Water Cut Oil-wells in Offshore Oilfields

（CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co., Ltd., Tianjin 300452, China）

Bohai C Oilfield is a typical offshore oil reservoir with strong edge and bottom water. The development method is single sand body horizontal well natural water flooding development, which has the characteristics of sufficient water body energy and extremely rapid water cut. According to the characteristics of the oilfield, a feasibility study on large magnitude of enhanced liquid was carried out to increase the oil yield. By analyzing the mechanism of enhanced liquid for oil-wells with ultra-high water cut, the underground fluid production capacity of oil wells was fully demonstrated. The magnitude of enhanced liquid for oil-wells was determined by combining with the wellbore condition and the actual situation on the ground. Based on this study, well A33 in C oilfield was selected to make field test, which had resulted in good effects of production increasing by the successfully installation of a 3000m3·d-1super-displacement ESP for the first time in the Bohai Oilfield. The paper could provide reference and guidance for similar big-pump enhanced liquid work.

Offshore oilfield; Reservoir with active edge-bottom water; Big-pump enhanced liquid; Ultra-high water cut; Field application

2021-05-12

張忠哲（1900-），男，工程師，碩士，遼寧省盤錦市人，2015年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)（北京），研究方向：油藏動態(tài)研究。

TE53

A

1004-0935（2021）11-1685-03