CN109356566A - 一种针对深水挥发性油田中高含水阶段自喷生产井停喷时间预测的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种针对深水挥发性油田中高含水阶段自喷生产井停喷时间预测的方法。它包括如下步骤：收集深水油田的地震解释资料及测定深水油田的实际生产动态数据，评估目标井储层连通程度及储层非均质程度；建立基于上述储层特征的单井含水上升规律精细预测模型；然后根据建立深水油田不同储层特征下中高含水阶段生产井的井口压力下降规律预测模型，然后根据生产井井口压力下限值，即能计算得到生产井停喷时间。根据上述方法得到的停喷时间，确定生产井压力模式转换时机，评估得到压力模式转换后放大生产压差的最大增油量。本发明能用于解决中高含水阶段的深水挥发性油田自喷生产过程中生产井含水上升及井口压力下降规律预测难度大，停喷时间难以确定的问题。

Description

一种针对深水挥发性油田中高含水阶段自喷生产井停喷时间 预测的方法

技术领域

本发明涉及一种针对深水挥发性油田中高含水阶段自喷生产井停喷时间预测的方法，属于石油天然气开采领域。

背景技术

深水油田开发原油举升、运输及处理系统非常复杂，对管线各节点处压力界限尤其对生产井井口压力的下限值有着严格的要求，而当深水油田进入开发阶段后期，部分生产井由于受到高含水的影响，原油举升过程中井筒内的压力损失日益增大，井口压力大幅下降，管线内的流动安全问题凸显，生产井将面临严重的停喷风险，严重影响油田的正常生产，因此，深水油田开发需要对高含水井的停喷风险有准确的预测以达到尽早预防、及时调整，从而到达延长自喷寿命、改善开发效果和提高经济效益的目的。但目前尚无有效的针对中高含水阶段的深水挥发性油田的生产井停喷时间预测方法，因此，对于自喷生产的深水油田其中高含水阶段的停喷应对策略难以制定，这一问题始终困扰着深水油田的生产管理。

发明内容

本发明的目的是提供一种针对深水挥发性油田中高含水阶段自喷生产井停喷时间预测的方法，本发明能用于解决中高含水阶段的深水挥发性油田自喷生产过程中生产井含水上升及井口压力下降规律预测难度大，停喷时间难以确定的问题。

本发明提供的一种针对深水挥发性油田中高含水阶段自喷生产井停喷时间预测的方法，包括如下步骤：(1)收集深水油田的地震解释资料及测定深水油田的实际生产动态数据，根据如下步骤1)或2)得到目标井储层连通程度及储层非均质程度；

1)当所述目标井储层为复合水道沉积储层时，根据式Ⅰ计算目标井的储层不连通系数υ以定量评价储层的连通程度；

式Ⅰ中，υ表示储层不连通系数，％；P_r表示原始地层压力，MPa；P_rmin表示地层压力下降过程中的最低值，MPa；

按式Ⅱ计算目标井储层非均质系数T_k以定量评价目标井的储层非均质程度；

T_k＝K_max/K_mean 式Ⅱ

式Ⅱ中，T_k表示储层非均质系数；K_mean表示储层平均渗透率，mD；K_max表示储层最大渗透率，mD；

2)当所述目标井储层为朵叶沉积储层时，所述朵叶沉积储层为连续发育，注采井间储层连通性好，储层非均质性弱；

(2)通过多元非线性回归的方法建立基于步骤(1)中得到所述储层连通程度及储层非均质程度储层特征的单井含水上升规律精细预测模型；

(3)测定深水油田目标井的实际计量压力数据，然后根据如下步骤a)或b)建立深水油田不同储层特征下中高含水阶段生产井的井口压力下降规律预测模型；

a)当测定的实际计量压力数据完整的生产井，直接通过对实际压力计量数据和实际测定的含水率进行多元非线性指数拟合；

b)当测定的实际计量压力数据不全的生产井，采用数值模拟方法建立井筒流动模型，拟合目标油田实际压力计量数据，建立深水油田井筒压降与实际测定的含水率的指数关系式，确定井筒压降随含水率的变化规律，并结合步骤(2)单井含水上升规律精细预测模型建立；

(4)结合步骤(3)中井口压力下降规律预测模型得到目标井井口压力随时间的变化规律公式，然后根据生产井井口压力下限值，即能计算得到目标油田中高含水阶段生产井停喷时间。

上述的方法步骤(2)中，所述单井含水上升规律精细预测模型的公式如式Ⅲ(a)-(d)所示，根据式Ⅲ(a)-(d)任一公式计算得到目标井含水率；

1)对于所述目标井储层为复合水道沉积储层：

当υ<5且T_k<3.5时，

当5<υ<10且T_k>3.5时，

当υ>10且T_k>3.5时，

2)对于朵叶沉积储层：

式Ⅲ(a)-(d)中，f_w表示含水率，％；T表示见水后生产时间，天；δ表示单井修正系数，由储层非均质系数T_k求得；

当所述目标井储层为复合水道沉积储层时，a)当υ<5且T_k<3.5时，δ＝-1.46ln(T_k)+2.73；

b)当5<υ<10且T_k>3.5时，δ＝-0.43ln(T_k)+2.80；

c)当υ>10且T_k>3.5时，δ＝-0.2ln(T_k)+1.30；

当所述目标井储层为朵叶沉积储层时，δ＝-1.46ln(T_k)+2.73。

本发明中，步骤(2)是在Logstic预测模型基础上通过引入单井修正系数提高单井含水上升规律预测精度，结合所述深水油田的实际生产动态数据，通过多元非线性回归的方法建立基于步骤(1)中得到所述储层连通程度及储层非均质程度储层特征的单井含水上升规律精细预测模型。

上述的方法步骤(3)中所述井口压力下降规律预测模型的公式如式Ⅳ所示；

式Ⅳ中，ΔP_well-bore表示井筒压降，MPa；γ、ω表示拟合参数，常数；f_w表示含水率，％。

上述的方法步骤(4)中目标井井口压力随时间的变化规律公式如式Ⅴ(a)-(d)所示，

1)对于复合水道沉积储层：

当υ<5且T_k<3.5时，

当υ<10且T_k>3.5时

当υ>10且T_k>3.5时

2)对于朵叶沉积储层：

式Ⅴ(a)-(d)中，P_wthp表示井口压力，MPa；P_wbhp表示井底流压，MPa；T表示见水后生产时间，天；δ表示单井修正系数；γ、ω表示拟合参数，常数；T_k表示储层非均质系数。

上述的方法中，所述深水油田的实际生产动态数据包括日产量、含水率、井口压力和井底流压。

上述的方法中，所述生产井井口压力下限值根据如下a)-b)中任一项所述深水油田的工程技术要求和/或已停喷井关井时的实际井口压力状况确定：

a)当所述深水油田没有已停喷井，直接参考工程技术要求，即深水油田对井口压力的下限值作为所述生产井井口压力下限值；

b)当所述深水油田中有已停喷井关井时，取井口压力与深水油田对井口压力的下限值中较小值作为所述生产井井口压力下限值。

本发明还提供了一种基于深水挥发性油田中高含水阶段自喷生产井停喷时间预测最大增油量的方法，包括如下步骤：根据所述深水挥发性油田中高含水阶段自喷生产井停喷时间预测的方法得到的目标油田中高含水阶段生产井停喷时间，确定生产井压力模式转换时机，评估得到所述压力模式转换后放大生产压差的最大增油量。

上述的方法中，所述方法包括如下步骤；

①根据目标井停喷时间T_stop-flowing，确定压力模式转换时机及目标生产井的日产液Q_l和日产油Q_o；

②根据实际工程技术条件确定开发模式转换后井口压力下限值P_low-new，同时，避免原油脱气气油比大幅上升，井底流压不得低于80％饱和压力P_b，根据式Ⅵ评价压力模式转换后放大生产压差的最大潜力ΔP_max；

ΔP_max＝min[(P_low-P_low-new)，(P_wbhp-80％·P_b)] 式Ⅵ

式Ⅵ中，T_stop-flowing表示停喷时间，天；P_low表示井口压力下限值，MPa；ΔP_max表示压力模式转换后放大生产压差的最大潜力，MPa；

③根据式Ⅶ评估得到压力模式转换后最大增油量ΔQ_omax；

式Ⅶ中，ΔQ_omax表示压力模式转换后最大日增油量，m³/d；ΔP表示压力模式转换前的生产压差，MPa；Q_o表示压力模式转换前的日产油量，m³/d。

本发明具有以下优点：

本发明能用于解决中高含水阶段的深水挥发性油田自喷生产过程中生产井含水上升及井口压力下降规律预测难度大，停喷时间难以确定的问题。本发明根据生产中测定的数据进行的分析，其方法简单，原理清晰、计算结果准确行高、可操作性强，能够准确预测深水挥发性油田自喷井停喷时间，为深水挥发性油田中高含水阶段的油田管理提供理论基础和技术支持。

附图说明

图1为本发明实施例1中A-01井含水上升规律预测结果。

图2为本发明实施例1中A-01井井筒压降随含水变化的拟合结果。

图3为本发明实施例1中A-01井井口压力下降规律预测结果。

图4为本发明实施例1中实际生产过程中两口已停喷井停喷时的井口压力情况。

图5为本发明实施例1中A-01井停喷时间预测结果。

图6为本发明实施例2中高含水阶段生产井停喷时间预测结果。

图7为本发明实施例2中A-06/10/32/33井压力模式转化前后产量情况对比图。

具体实施方式

下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。

下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。

下面结合附图对本发明进行进一步说明，但本发明并不局限于以下实施例。

实施例1、深水挥发性油田中高含水阶段自喷生产井停喷时间预测的方法

一种深水挥发性油田中高含水阶段自喷生产井停喷时间预测的方法包括以下步骤：

1)基于地震解释资料及实际生产动态数据，定量评价目标井储层连通程度及储层非均质性。

根据储层认识判断A-01井属于复合水道沉积储层，按式Ⅰ计算A-01井的储层不连通系数υ。

式Ⅰ中，υ表示储层不连通系数，％；P_r表示原始地层压力，MPa；P_rmin表示地层压力下降过程中的最低值，MPa；

按式Ⅱ计算A-01井储层非均质系数T_k。

式Ⅱ中，T_k表示储层非均质系数；K_mean表示储层平均渗透率，mD；K_max表示储层最大渗透率，mD；

2)根据步骤1)储层特征参数计算结果，定量预测目标井含水上升规律。

预测目标井含水上升规律模型如式Ⅲ所示：

式中，f_w-含水率，％；T-见水后生产时间，年；α、β、μ-模型参数，见表1；δ-单井修正系数，由目标井储层非均质系数T_k求得，具体计算方法见表1。

根据储层不连通系数(υ>10)与储层非均质系数(T_k>3.5)，利用式Ⅲ，根据表1选择合理参数值，预测A-01井含水率随时间的变化规律，预测结果如图1所示。

表1生产井含水变化参数统计表

3)拟合压力计量数据，建立井筒压降与含水率相关关系式。

基于该深水油田多口典型生产井的压力计量数据及数值模拟结果，通过拟合得到典型井的含水率与井筒压降的关系式(注：该油田水深1300m～1700m)，拟合效果如图2所示。

式Ⅳ中，ΔP_well-bore表示井筒压降，MPa；f_w表示含水率，％。

4)假设井底流压保持稳定，定量预测目标井井口压力随时间的变化规律。

假设井底流压保持稳定，基于储层特征参数，预测目标井井口压力随时间的变化规律，预测结果见图3。

式Ⅴ中，P_wthp表示井口压力，MPa；P_wbhp表示井底流压，MPa；T表示见水后生产时间，天。

5)结合工程技术条件，确定目标井停喷时间

一方面，根据目标油田实际工程技术要求，井口压力下限值为15MPa；另一方面，参考实际生产过程中两口已停喷井停喷时的井口压力情况，如图4所示，两者结合确定目标油田井口压力下限值约为13MPa。根据A-01井井口压力下降规律预测结果判断A-01井将于2018年12月初停喷，如图5所示。

6)计算目标井压力模式转换后的产量潜力

①根据目标井停喷时间T_stop-flowing及实际工程进度，建议该井于2018年11月初进行压力模式转换；

②根据含水及井口压力预测结果，在产液量保持稳定的条件下2018年11月初目标生产井的产液Q_l＝932m³/d，产油Q_o＝319m³/d，井口压力P_well-bore＝13.18MPa；

③根据实际工程技术条件确定开发模式转换后井口压力下限值P_low-new＝7MPa，2018年11月初压力模式转换后井口压力最大放大潜力为6.2MPa；同时，根据现场经验判断，为避免原油脱气气油比大幅上升，井底流压不得低于85％饱和压力P_b，其中P_b＝29.38MPa，目前井底流压为27.5MPa，因此，根据式Ⅵ计算压力模式转换后井底流压最大放大潜力为2.5MPa。二者兼顾，2018年11月份压力模式转换后放大生产压差的最大潜力ΔP_max为2.5MPa；

ΔP_max＝min[(P_low-P_low-new)，(P_wbhp-80％·P_b)] 式Ⅵ

式Ⅵ中，T_stop-flowing表示停喷时间，天；P_low表示井口压力下限值，MPa；ΔP_max表示压力模式转换后放大生产压差的最大潜力，MPa。

④根据式Ⅶ评估得到压力模式转换后最大增油量ΔQ_omax；

式Ⅶ中，ΔQ_omax表示压力模式转换后最大日增油量，m³/d；ΔP表示压力模式转换前的生产压差，MPa；Q_o表示压力模式转换前的日产油量，m³/d。

根据目标井的产能情况预测2018年11月初压力模式转换后产量最大放大潜力Q_lmax＝1875m³/d、Q_omax＝642m³/d，日增油323m³/d，预计产量最大可提高一倍以上。

实施例2、

在西非尼日尔盆地某深水挥发性油田现场生产中进行了应用验证。该油田水深1300～1700m，主要为复合水道沉积，局部发育朵叶砂体，属于复合水道沉积体。地层流体为挥发油，纵向流体性质略有差异，原油地面密度为0.8g/cm³，地层原油粘度0.21mPa·s。该油田目前部分井已进入中高含水阶段，井口压力下降明显，截至2017年底已有两口生产井停喷，其余中高含水井停喷风险日益增大。

通过计算准确预测该油田中高含水阶段各生产井的停喷时间，从中筛选出4口停喷风险较大的生产井A-06/10/32/33，如图6所示。

基于预测结果，该油田于2018年初针对这4口井实施了压力模式转换作业，通过模式转换有效释放了低压井的产能，日增油3000桶以上，且停喷风险降低，自喷时间延长，经济效益显著，如图7所示，预计合同期累增油6～8MMbbls。

上述各实施例仅用于对本发明的目的、技术方案和有益效果进行示例性描述，并不局限于上述具体实施方式，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种针对深水挥发性油田中高含水阶段自喷生产井停喷时间预测的方法，包括如下步骤：(1)收集深水油田的地震解释资料及测定深水油田的实际生产动态数据，根据如下步骤1)或2)得到目标井储层连通程度及储层非均质程度；

1)当所述目标井储层为复合水道沉积储层时，根据式Ⅰ计算目标井的储层不连通系数v以定量评价储层的连通程度；

式Ⅰ中，v表示储层不连通系数，％；P_r表示原始地层压力，MPa；P_rmin表示地层压力下降过程中的最低值，MPa；

按式Ⅱ计算目标井储层非均质系数T_k以定量评价目标井的储层非均质程度；

T_k＝K_max/K_mean 式Ⅱ

式Ⅱ中，T_k表示储层非均质系数；K_mean表示储层平均渗透率，mD；K_max表示储层最大渗透率，mD；

2)当所述目标井储层为朵叶沉积储层时，所述朵叶沉积储层为连续发育，注采井间储层连通性好，储层非均质性弱；

(2)通过多元非线性回归的方法建立基于步骤(1)中得到所述储层连通程度及储层非均质程度储层特征的单井含水上升规律精细预测模型；

(3)测定深水油田目标井的实际计量压力数据，然后根据如下步骤a)或b)建立深水油田不同储层特征下中高含水阶段生产井的井口压力下降规律预测模型；

a)当测定的实际计量压力数据完整的生产井，直接通过对实际压力计量数据和实际测定的含水率进行多元非线性指数拟合；

b)当测定的实际计量压力数据不全的生产井，采用数值模拟方法建立井筒流动模型，拟合目标油田实际压力计量数据，建立深水油田井筒压降与实际测定的含水率的指数关系式，确定井筒压降随含水率的变化规律，并结合步骤(2)单井含水上升规律精细预测模型建立；

(4)结合步骤(3)中井口压力下降规律预测模型得到目标井井口压力随时间的变化规律公式，然后根据生产井井口压力下限值，即能计算得到目标油田中高含水阶段生产井停喷时间。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(2)中，所述单井含水上升规律精细预测模型的公式如式Ⅲ(a)-(d)所示，根据式Ⅲ(a)-(d)任一公式计算得到目标井含水率；

1)对于所述目标井储层为复合水道沉积储层：

当υ<5且T_k<3.5时，

当5<υ<10且T_k>3.5时，

当υ>10且T_k>3.5时，

2)对于朵叶沉积储层：

式Ⅲ(a)-(d)中，f_w表示含水率，％；T表示见水后生产时间，天；δ表示单井修正系数，由储层非均质系数T_k求得；

当所述目标井储层为复合水道沉积储层时，a)当υ<5且T_k<3.5时，δ＝-1.46ln(T_k)+2.73；

b)当5<υ<10且T_k>3.5时，δ＝-0.43ln(T_k)+2.80；

c)当υ>10且T_k>3.5时，δ＝-0.2ln(T_k)+1.30；

当所述目标井储层为朵叶沉积储层时，δ＝-1.46ln(T_k)+2.73。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于：步骤(3)中所述井口压力下降规律预测模型的公式如式Ⅳ所示；

式Ⅳ中，ΔP_well-bore表示井筒压降，MPa；γ、ω表示拟合参数，常数；f_w表示含水率，％。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于：步骤(4)中目标井井口压力随时间的变化规律公式如式Ⅴ(a)-(d)所示，

1)对于复合水道沉积储层：

当υ<5且T_k<3.5时，

当υ<10且T_k>3.5时

当υ>10且T_k>3.5时

2)对于朵叶沉积储层：

式Ⅴ(a)-(d)中，P_wthp表示井口压力，MPa；P_wbhp表示井底流压，MPa；T表示见水后生产时间，天；δ表示单井修正系数；γ、ω表示拟合参数，常数；T_k表示储层非均质系数。

5.根据权利要求1-4中任一项所述的方法，其特征在于：所述深水油田的实际生产动态数据包括日产量、含水率、井口压力和井底流压。

6.根据权利要求1-5中任一项所述的方法，其特征在于：所述生产井井口压力下限值根据如下a)-b)中任一项所述深水油田的工程技术要求和/或已停喷井关井时的实际井口压力状况确定：

a)当所述深水油田没有已停喷井，直接参考工程技术要求，即深水油田对井口压力的下限值作为所述生产井井口压力下限值；

b)当所述深水油田中有已停喷井关井时，取井口压力与深水油田对井口压力的下限值中较小值作为所述生产井井口压力下限值。

7.一种基于深水挥发性油田中高含水阶段自喷生产井停喷时间预测最大增油量的方法，包括如下步骤：根据权利要求1-6中任一项所述深水挥发性油田中高含水阶段自喷生产井停喷时间预测的方法得到的目标油田中高含水阶段生产井停喷时间，确定生产井压力模式转换时机，评估得到所述压力模式转换后放大生产压差的最大增油量。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于：所述方法包括如下步骤；

①根据目标井停喷时间T_stop-flowing，确定压力模式转换时机及目标生产井的日产液Q_l和日产油Q_o；

②根据实际工程技术条件确定开发模式转换后井口压力下限值P_low-new，同时，避免原油脱气气油比大幅上升，井底流压不得低于80％饱和压力P_b，根据式Ⅵ评价压力模式转换后放大生产压差的最大潜力ΔP_max；

ΔP_max＝min[(P_low-P_low-new)，(P_wbhp-80％·P_b)] 式Ⅵ

式Ⅵ中，T_stop-flowing表示停喷时间，天；P_low表示井口压力下限值，MPa；ΔP_max表示压力模式转换后放大生产压差的最大潜力，MPa；

③根据式Ⅶ评估得到压力模式转换后最大增油量ΔQ_omax；

式Ⅶ中，ΔQ_omax表示压力模式转换后最大日增油量，m³/d；ΔP表示压力模式转换前的生产压差，MPa；Q_o表示压力模式转换前的日产油量，m³/d。