CN108518219A - 一种基于天然能量开发油田规模提液选井的评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于天然能量开发油田规模提液选井的评价方法，该评价方法包括步骤为：1)基础数据分析；2)地层能量及提液可行性分析；3)提液有利井位筛选；4)单井提液潜力评价方法建立；5)提液方式及生产制度优化；6)动态跟踪及调整。该评价方法中天然能量开发油田规模提液单井潜力评价提出和建立，为实现天然能量开发油田在规模提液选井时井位优选提供科学依据，并提供较长时间的稳产。该方法能够充分利用开发区块中的地质、油藏、工艺信息，且具有考虑因素全面，操作简单，较符合实际情况的特点，能够实现天然能量开发油田规模提液选井工作，为油气勘探开发提供技术支撑。
Description
技术领域
本发明涉及一种油田规模提液选井评价方法，具体为一种天然能量开发油田提液选井新技术评价方法，属于石油勘探开发应用技术领域。
背景技术
对于有较好天然能量的油田，一般初期采取天然能量开发，并根据早期获取的相关资料，制定单井的生产制度来进行生产。由于在初期资料相对较少，对于油藏认识程度有限，所以随着油田开发的进行，为了保证油田的长期高产稳产,就要开展油田的合理提液井位及提液方式研究。
目前的提液选井技术，一般是针对油田开发中后期，利用无因次产油、产液指数来确定合理提液时机(谢晓庆，2011)，或者单纯根据油井生产动态来确定能否进行提液(罗佳丰，2008)，或者人为指定影响提液参数和给定权重系数来进行提液潜力评价(张继成，2006)，传统提液方法或只从较少探井的相渗数据入手，或是单纯考虑油井生产动态特征，或是人为指定参数来进行评价，引起考虑因素不周全，造成提液效果难以保持长久等问题。综上所述，目前尚无综合考虑地质、油藏、工艺因素，来研究天然能量开发油田如何进行合理规模提液的技术与方法。
发明内容
针对上述问题，本发明提出了一种区块单井提液潜力评价标准，以确定合适的提液方式，解决了以前对油井提液潜力评价的片面性。确定单井的地质潜力，油藏潜力、工艺潜力，进而制定合理的提液方式，为油田实际的开发工作提供经济有效、切实可行的技术支持。
本发明通过以下技术方案来实现上述目的，一种基于天然能量开发油田规模提液选井的评价方法，包括以下步骤：
步骤A、基础数据分析。所述基础数据包括：地质、化验、试油、试井、原油性质、生产动态、举升工艺等数据；
步骤B、地层能量及提液可行性分析。评价油田天然能量级别，物性级别，考虑对于天然能量充足的中高渗油藏可以考虑规模提液；
步骤C、提液有利井位筛选。分析生产动态，对于液面保持较高的井可以考虑提液，其他井不考虑提液；
步骤D、单井提液潜力评价。综合考虑单井含水，沉积相位置，以及沉没度情况，对单井进行提液潜力评价；
步骤E、提液方式优选。一井一策，优选合理的举升方式和生产制度，潜力高井换大泵提液生产，潜力中等井采取放大生产制度等方式提液；
步骤F、动态跟踪，微调生产制度。跟踪单井的生产情况，动态微调生产制度，控制动液面在一个合理的水平，维持较长时期稳产。
优选的，在步骤B中，评价油田天然能量级别，可根据公式来进行计算：
式中：Dpr-采出1％地质储量压力下降值；
QE-弹性产量比；
Np-阶段累积产油量，t；N-油藏原始地质储量，t；
Ct-油藏总压缩系数，1/MPa；
Pi-油藏原始地层压力，MPa；P-阶段末油藏地层压力，MPa；
Bo,Boi-原始条件下，目前地层条件下原油体积系数。
优选的，在步骤D中，综合考虑单井含水，沉积相位置，以及动液面情况，对单井进行提液潜力评价。可用下列公式来进行计算；
对于油井目前实际产量可用公式来计算：
Qoa＝Joa(fwa)·Hea·ΔPa
式中：Qoa-实际产量，m3/d；Joa-实际不同含水下米采油指数，m3/(d.m.MPa)；Hea-实际动用有效厚度，m；ΔPa-实际生产压差，MPa，fwa-实际含水，无因次；
对于油井的潜在产量，可用下式进行计算：
Qop＝Jop(fw)·Hep·ΔP
式中：Qop：潜在产量，m3/d；Jop(fw)：不同含水下的潜在米采油指数，m3/(d.m.MPa)；Hep：潜在动用有效厚度，m；ΔP：合理生产压差，MPa；fw：理论含水，无因次；
这样油井的无因次提液潜力比可用公式来计算：
式中：ILP-无因次提液潜力比，无因次；
令：
式中：ILP：提液潜力，无因次；Jop，HP，ΔPP：分别为米采油指数提液潜力、有效厚度提液潜力、生产压差提液潜力，无因次；
提液潜力可以简化为：
ILP＝Jp·HP·ΔPP
其中：
式中：Jo(fw)，JL(fw)：不同含水下无因次采油、采液指数，无因次；
Kro(Sw)、Krw(Sw)：不同含水饱和度的油相、水相相对渗透率，无因次；
Kromax：油相最大相对渗透率，无因次；
fw：含水，无因次；
μw、μo：水、油粘度，mPa.s；
这样无因次米采油指数提液潜力比又可用公式来计算：
这样无因次生产压差提液潜力比又可用公式来计算：
式中：ρL：井筒液体密度，g/cm3；h：油层中深，m；DFL，DFLa：分比为合理动液面，实际动液面，m。
提液潜力实际为：
这样提液潜力比就是与含水相关的米采油指数提液潜力、与沉积相相关的有效厚度提液潜力、以及与动液面相关的生产压差提液潜力，分别是含水、沉积相、以及动液面的函数，进而可以进行潜力计算。
本发明的有益效果是：该评价方法以确定单井提液潜力、以及合适的提液方式，解决了以前对油井提液潜力评价的片面性。确定单井的地质潜力、油藏潜力、工艺潜力，进而可以制定合理的提液方式。该方法能够充分利用开发区块中的地质、油藏、工艺信息，且具有考虑因素全面，操作简单，较符合实际情况的特点，为油气勘探开发提供技术支撑，有良好的经济效益和社会效益，适合推广使用。
附图说明
图1为本发明流程示意图；
图2为本发明某区块井位构造图；
图3为本发明中天然能量评价图；
图4为本发明中高渗油井无因次采液、采油曲线图；
图5为本发明中中渗油井无因次采液、采油曲线图；
图6为本发明中低渗油井无因次采液、采油曲线图；
图7为本发明中某区块沉积微相图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
请参阅图1所示，一种基于天然能量开发油田规模提液选井的评价方法，，包括以下步骤：
步骤A、基础数据分析。所述基础数据包括：地质、化验、试油、试井、原油性质、生产动态、举升工艺等数据；
步骤B、地层能量及提液可行性分析。评价油田天然能量级别，物性级别，考虑对于天然能量充足的中高渗油藏可以考虑规模提液；
步骤C、提液有利井位筛选。分析生产动态，对于液面保持较高的井可以考虑提液，其他井不考虑提液；
步骤D、单井提液潜力评价。综合考虑单井含水，沉积相位置，以及沉没度情况，对单井进行提液潜力评价；
步骤E、提液方式优选。一井一策，优选合理的举升方式和生产制度，潜力高井换大泵提液生产，潜力中等井采取放大生产制度等方式提液；
步骤F、动态跟踪，微调生产制度。跟踪单井的生产情况，动态微调生产制度，控制动液面在一个合理的水平，维持较长时期稳产。
步骤A中：基础数据的收集和分析
地质数据，原油性质数据，岩芯化验数据，举升工艺数据，测井曲线数据，试油、试井数据，本区及邻区试井数据等是主要数据来源。
1.1构造
利用地震精细解释资料，分析区块构造情况，该区构造(图2)较开阔，构造内部小断层断距较小，封闭性较差，边部存在的水体可为油藏提供较好的能量补充。
1.2储层物性
根据对该区块取芯井的岩芯化验分析，岩芯为油斑含砾中砂岩，储层孔隙度达到31.6％，渗透率为877×10-3μm2，储层物性较好。
1.3相渗化验数据
该区块在不同井位进行了岩芯取样，并进了行相对渗透率化验(表1-表3)。
表1某井岩芯相渗试验数据
| 含水饱和度 | 油相相对渗透率 | 水相相对渗透率 |
| Sw | Kro | Krw |
| 0.3 | 1 | 0 |
| 0.34 | 0.7875 | 0.0114 |
| 0.38 | 0.5714 | 0.0214 |
| 0.42 | 0.4357 | 0.0329 |
| 0.46 | 0.3287 | 0.0443 |
| 0.5 | 0.2571 | 0.0629 |
| 0.54 | 0.1887 | 0.0814 |
| 0.58 | 0.1428 | 0.1018 |
| 0.62 | 0.0971 | 0.1171 |
| 0.66 | 0.0571 | 0.1400 |
| 0.7 | 0.0286 | 0.1631 |
| 0.74 | 0.0043 | 0.1828 |
| 0.76 | 0.0000 | 0.1857 |
表2某井岩芯相渗试验数据
| 含水饱和度 | 油相相对渗透率 | 水相相对渗透率 |
| Sw | Kro | Krw |
| 0.34 | 1 | 0 |
| 0.38 | 0.8286 | 0.0057 |
| 0.42 | 0.6714 | 0.0129 |
| 0.46 | 0.5229 | 0.0214 |
| 0.5 | 0.4143 | 0.0357 |
| 0.54 | 0.3143 | 0.0571 |
| 0.58 | 0.2286 | 0.0857 |
| 0.62 | 0.1571 | 0.1206 |
| 0.66 | 0.1003 | 0.1500 |
| 0.7 | 0.0643 | 0.1929 |
| 0.74 | 0.0314 | 0.2429 |
| 0.78 | 0.0114 | 0.2857 |
| 0.8 | 0.0000 | 0.3143 |
表3某井岩芯相渗试验数据
| 含水饱和度 | 油相相对渗透率 | 水相相对渗透率 |
| Sw， | Kro， | Krw， |
| 0.34 | 1 | 0 |
| 0.38 | 0.8000 | 0.0171 |
| 0.42 | 0.6000 | 0.0314 |
| 0.46 | 0.4286 | 0.0437 |
| 0.5 | 0.2929 | 0.0571 |
| 0.54 | 0.1786 | 0.0736 |
| 0.58 | 0.0857 | 0.0957 |
| 0.62 | 0.0400 | 0.1171 |
| 0.64 | 0.0243 | 0.1271 |
| 0.66 | 0.0171 | 0.1400 |
| 0.68 | 0.0114 | 0.1543 |
| 0.7 | 0.0029 | 0.1674 |
| 0.72 | 0.0000 | 0.1714 |
1.4生产动态数据
在对该区块基础资料整理的过程中，该区块于2011/9/30投产，共投产12口井，从探井试油试采认为，该区原油为常规油，有较好的储层物性和一定的天然能量。利用探井取得的相关资料，进行了配产下泵开采，采取利用天然能量开发。从投产到2012年12月生产数据看，该区块油井液面较高(10-480m)，含水处于中含水期，因此可以考虑提液开发，以提高区块综合效益。
表4某区块开发基础信息
步骤B中：评价油田天然能量级别，可根据公式来进行计算：
式中：Dpr-采出1％地质储量压力下降值；
QE-弹性产量比；
Np-阶段累积产油量，t；N-油藏原始地质储量，t；
Ct-油藏总压缩系数，1/MPa；
Pi-油藏原始地层压力，MPa；P-阶段末油藏地层压力，MPa；
Bo,Boi-原始条件下，目前地层条件下原油体积系数。
经过计算，该区弹性产量比为49.2，每采出1％地质储量压力下降0.065MPa，属于天然能量的范畴，可以考虑提液生产(表5，图3)。
表5天然能量评价表
步骤C中：提液有利井位筛选。分析生产动态，对于液面保持较高的井可以考虑提液。
统计该区的生产情况以及液面情况，该区块投产以来，所有井动液面都较高，可以考虑提液生产。
步骤D中：单井提液潜力评价。综合考虑单井含水，沉积相位置，以及沉没度情况，对单井进行提液潜力评价。
对于油井目前实际产量可用公式来计算：
Qoa＝Joa(fwa)·Hea·ΔPa
式中：Qoa-实际产量，m3/d；Joa-实际不同含水下米采油指数，m3/(d.m.MPa)；Hea-实际动用有效厚度，m；ΔPa-实际生产压差，MPa，fwa-实际含水，无因次；
对于油井的潜在产量，可用下式进行计算：
Qop＝Jop(fw)·Hep·ΔP
式中：Qop：潜在产量，m3/d；Jop(fw)：不同含水下的潜在米采油指数，m3/(d.m.MPa)；Hep：潜在动用有效厚度，m；ΔP：合理生产压差，MPa；fw：理论含水，无因次；
这样油井的无因次提液潜力比可用公式来计算：
式中：ILP-无因次提液潜力比，无因次；
令：
式中：ILP：提液潜力，无因次；Jop，HP，ΔPP：分别为米采油指数提液潜力、有效厚度提液潜力、生产压差提液潜力，无因次；
提液潜力可以简化为：
ILP＝Jp·HP·ΔPP
其中：
式中：Jo(fw)，JL(fw)：不同含水下无因次采油、采液指数，无因次；
Kro(Sw)、Krw(Sw)：不同含水饱和度的油相、水相相对渗透率，无因次；
Kromax：油相最大相对渗透率，无因次；
fw：含水，无因次；
μw、μo：水、油粘度，mPa.s；
这样无因次米采油指数提液潜力比又可用公式来计算：
这样无因次生产压差提液潜力比又可用公式来计算：
式中：ρL：井筒液体密度，g/cm3；h：油层中深，m；DFL，DFLa：分比为合理动液面，实际动液面，m。
提液潜力实际为：
这样提液潜力比就是与含水相关的米采油指数提液潜力、与沉积相相关的有效厚度提液潜力、以及与动液面相关的生产压差提液潜力，分别是含水、沉积相、以及动液面的函数，进而可以进行潜力计算。
首先进行无因次采液、采油能力计算，计算结果如图4-图6，对于低渗油层，整体提液潜力较小，特别是中含水时。对于中高渗油层，在含水小于10％，提液潜力较好，含水高于70％，提液能力次之，在含水10～70％时，提液能力相对较弱。
其次刻画该区的沉积相，明确研究区沉积体系、沉积环境，然后依据岩心描述、岩心分析及测井等资料中的沉积相标志和测井相特征划分各沉积单元的沉积微相类型；最后从单井、平面上阐述沉积微相的特征及分布规律。
根据沉积微相来看，该区主要分布有分流河道，河道间，席状砂沉积相。该区有6口井位于分流河道沉积微相，4口井位于河道间沉积微相，2口井位于席状砂沉积微相(图7、表6)。总体来说，分流河道微相具有较好的有效厚度；河道间微相有效厚度次之；席状砂微相有效厚度相对较差。
表6该区各井所处沉积微相位置表
第三利用生产动液面，与理论动液面进行比较，进行生产压差提液潜力评价。
最后根据三个因素，得出单井综合提液潜力评价(表7)。总共有4口井提液潜力较低，4口井提液潜力中等，4口井提液潜力较大。
步骤E、提液方式优选。
一井一策，优选合理的举升方式和生产制度，高潜力油井换大泵提液生产，中等潜力油井调大生产制度提液生产，潜力相对较小的井不提液或者降液。总共有4口井换大泵提液生产，4口井采取调参放大生产制度提液生产，有3口井不提液、保持原生产制度生产，1口井降低液量生产(表7)。
表7该区单井提液潜力评价表
发明应用效果：
通过研究，针对S油田进行了规模提液评价，优选了S-9、S-10、S-13、S-14进行了换大泵提液生产，S-2、S-4、S-6、S-12调大生产制度生产，S-8井调小生产制度生产。调整效果显著，日产油从1564.40m3/d提高到1883.67m3/d，日增油319.27m3/d，而含水基本保持不变。并随着生产的进行，对油井进行了动态管理，当动液面较高时，适当增加电泵频率或者调大油嘴增加产量；而当动液面降低较大时，适当降低频率或调小油嘴降低产量，将动液面基本控制在合理的范围。该方法实行以来，该区块提液后维持了3年左右的高产稳产，表明该方法是可行的，经济有效的。
表4某油田规模提液效果表
对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。不应将权利要求中的任何附图标记视为限制所涉及的权利要求。
此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。
Claims (5)
1.一种基于天然能量开发油田规模提液选井的评价方法，其特征在于：所述评价方法包括以下步骤：
步骤A、基础数据分析，所述基础数据包括：地质、化验、试油、试井、原油性质、生产动态、举升工艺数据；
步骤B、地层能量及提液可行性分析，评价油田天然能量级别，物性级别，考虑对于天然能量充足的中高渗油藏可以考虑规模提液；
步骤C、提液有利井位筛选，分析生产动态，对于液面保持较高的井可以考虑提液，其他井不考虑提液；
步骤D、单井提液潜力评价，综合考虑单井含水，沉积相位置，以及沉没度情况，对单井进行提液潜力评价；
步骤E、提液方式优选，一井一策，优选合理的举升方式和生产制度，潜力高井换大泵提液生产，潜力中等井采取放大生产制度方式提液；
步骤F、动态跟踪，微调生产制度，跟踪单井的生产情况，动态微调生产制度，控制动液面在一个合理的水平，维持较长时期稳产。
2.根据权利要求1所述的一种基于天然能量开发油田规模提液选井的评价方法，其特征在于：其中，在步骤B中，评价油田天然能量级别，可根据公式来进行计算：
式中：Dpr：采出1％地质储量压力下降值；
QE：弹性产量比；
Np：阶段累积产油量，t；N：油藏原始地质储量，t；
Ct：油藏总压缩系数，1/MPa；
Pi：油藏原始地层压力，MPa；P：阶段末油藏地层压力，MPa；
Bo,Boi：原始条件下，目前地层条件下原油体积系数。
3.根据权利要求1所述的一种基于天然能量开发油田规模提液选井的评价方法，其特征在于：在步骤D中，综合考虑单井含水，沉积相位置，以及动液面情况，对单井进行提液潜力评价，用下列公式来进行计算；
对于油井目前实际产量，用下式来计算：
Qoa＝Joa(fwa)·Hea·ΔPa
式中：Qoa-实际产量，m3/d；Joa-实际不同含水下米采油指数，m3/(d.m.MPa)；Hea-实际动用有效厚度，m；ΔPa-实际生产压差，MPa，fwa-实际含水，无因次。
4.根据权利要求3所述的一种基于天然能量开发油田规模提液选井的评价方法，其特征在于：在步骤D中，综合考虑单井含水，沉积相位置，以及动液面情况，对单井进行提液潜力评价，可用下列公式来进行计算；
对于油井的潜在产量，用下式来计算：
Qop＝Jop(fw)·Hep·ΔP
式中：Qop：潜在产量，m3/d；Jop(fw)：不同含水下的潜在米采油指数，m3/(d.m.MPa)；Hep：潜在动用有效厚度，m；ΔP：合理生产压差，MPa；fw：理论含水，无因次。
5.根据权利要求4所述的一种基于天然能量开发油田规模提液选井的评价方法，其特征在于：
油井的无因次提液潜力比用公式来计算：
式中：ILP:提液潜力比，无因次；
令：
式中：Jop，HP，ΔPP：分别为米采油指数提液潜力、有效厚度提液潜力、生产压差提液潜力，无因次；
提液潜力可以简化为：
ILP＝Jp·HP·ΔPP
其中：
式中：Jo(fw)，JL(fw)：不同含水下无因次采油、采液指数，无因次；
Kro(Sw)、Krw(Sw)：不同含水饱和度的油相、水相相对渗透率，无因次；
Kromax：油相最大相对渗透率，无因次；
fw：含水，无因次；
μw、μo：水、油粘度，mPa.s；
无因次米采油指数提液潜力比又可用公式来计算：
无因次生产压差提液潜力比又可用公式来计算：
式中：ρL：井筒液体密度，g/cm3；h：油层中深，m；DFL，DFLa：分比为合理动液面，实际动液面，m，
提液潜力计算实际为：
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