渤海中部油田合理生产负压界限研究

渤海中部油田合理生产负压界限研究

在实施odp时，渤海中部25-1号油田d和e平台大规模使用平面井和水平分支井进行油田开发。此外，这些不同的开发类型通常采用“裸眼检测和管道保护”，以避免砂和生产差异。这种防砂方法需要对生产差异进行详细的管理，否则沙子将直接影响钻头的寿命。因此,如何寻找生产压差的精细管理与产能最大化的平衡点,是特殊井型的合理产能评价的主要任务,也是油田生产管理的关键所在。对这些特殊井型和特殊完井方式和油井的合理评价,不仅可以指导油田的生产动态管理,使油田高效合理地开发;而且也将推动水平井、水平分支井及“裸眼+筛管”完井方式在渤海地区的成功应用。通过建立不同井型产能评价方法,利用各种测试资料及实际生产动态,对渤中25—1南油田不同井型油井的合理产能进行分析;通过岩石力学计算、数值模拟计算分析,结合相近油田开发经验、油田评价井测试结果,提出了渤中25—1南油田油井合理的生产压差界限指导油田的生产动态管理。一、油藏地面原油渤中25—1南油田主要目的层段为明化镇组下段,为河流—浅水三角洲平原沉积。岩性特征为一套泥岩与砂岩的不等厚互层,砂岩单层厚度2～20m不等。明下段储层埋藏浅,成岩程度低,具有粒间孔发育、连通喉道大、连通性好的特点,油层埋深主要在1650～1850m。储层孔隙度变化在20%～40%;渗透率变化在(300～6000)×10-3μm2范围内。油藏地面原油具有密度高、粘度高、胶质沥青质含量中等、含蜡量低、凝固点低的特点,属常规稠油。渤中25—1南油田全面动用明化镇Ⅳ、Ⅴ油组地质储量,采用一套层系、400m井距、反九点法面积井网早期注水开发,机械采油方式开采。明化镇开发井采用∅244套管,防砂完井;生产井按2～3段防砂,注水井按3～4段防砂。明化镇部分没有底水的生产井采用管内压裂充填防砂,具有底水的生产井采用管内高速水充填防砂。注水井采用预充填筛管防砂,水源井采用优质筛管防砂。渤中25—1南油田属于疏松砂岩地层,当油井生产压差较大或产液量较高时,地层微粒被流体带向井筒方向,造成油层出砂。根据目前油田生产测试结果分析,渤中25—1南油田四口评价井生产压差在1.167～4.742MPa,平均2.76MPa,全区目前有8口井微量出砂。二、不同井油储量分析根据生产资料统计,油井实际平均日产量为ODP配产的70%～80%。因此准确地确定每口油井的产能大小,是油藏配产、配注的基础。1.预测产量的方法根据渤中25—1南油田油藏基本情况,选择合适的产能预测方法。1.1水平井排驱椭圆半长度的确定Joshi非均质油藏水平井产量公式、:qh=2πΚhhΔΡ/(μoBo)ln[a+√a2-(L/2)2L/2〗+(βhL)ln(βh2πrw)+S(1)qh=2πKhhΔP/(μoBo)ln[a+a2−(L/2)2√L/2〗+(βhL)ln(βh2πrw)+S(1)水平井的泄油半径可采用式(2)计算:reh=√r2ev+2⋅L⋅rev/π(2)reh=r2ev+2⋅L⋅rev/π−−−−−−−−−−−−−√(2)对于水平井来说,产量的影响主要来自于水平段的长度,而不在于水平段的末端所形成的球型流。假定水平井泄油区域在平面上为一椭圆,利用椭圆的面积与圆形的水平井泄油面积相等,椭圆的短半轴为直井的泄油半径rev,假定椭圆的焦距等于L/2,则水平井排驱椭圆半长轴a:a=√(L/2)2+r2e(3)a=(L/2)2+r2e−−−−−−−−−√(3)上述各式中:ΔP—生产压差,MPa;Kh、Kv—水平井的水平、垂向渗透率,10-3μm2;μo—地下原油的粘度,mPa·s;Bo—原油的体积系数,m3/m3;L—水平井的水平段长度,m;reh—水平井的泄油半径,m;rw—水平井的井筒半径,m;h—油层厚度,m;a—水平井排驱椭圆的半长轴,m;β—地层的各向异性系数,β=√Κh/Κvβ=Kh/Kv−−−−−−√;S—钻井、完井等造成的表皮系数。1.2noboln考虑平面非均质性的存在,多分支水平井产能计算公式为、:qn=2πΚhhΔΡ/(μoBo)ln(41/nreL)+(hβnL)ln[hβ/sin(πa/h)2πrw〗+S(4)式中:n—分支井的井筒数;a—井眼中心到油层底部的距离,m;re—供液半径,m;rw—井筒半径,m;S—钻井、完井等造成的表皮系数。1.3生产层长ks的要求Giger定向井产能公式为、:q=2πΚhhΔΡ/(μB)ln(rerw)+Sθ+Sd+SFJ(5)Sθ=|1-cosθγ|ln|4rwL⋅1βγ|+cosθγln|2√γcosθ1+γ|(6)γ=√cos2θ+1β2sin2θ(7)Sd=(ΚhΚs-1)ln√2β1/33(1+1γ)|r2sr2w+rsrw+1|(8)式中:Sθ—由于由垂直井变成斜井而产生的拟表皮系数;L—有效生产层段长,m;θ—井斜角;Sd—储层损害造成的附加表皮系数;Kh—未受损害区域油藏的渗透率;Ks—损害区域油藏的渗透率,取值为1/3Kh～1/6Kh;rs—最大损害半径,取值为0.4m;SFJ—其它原因造成的附加表皮系数。2.储层精细指标分析油井投产后,实际初期产能的确定不能仅依靠理论计算,必须考虑其他因素的影响,主要包括:钻井、完井等作业过程对油层的伤害;储层渗透率、非均质程度的不确定性等。这些因素导致油井产能预测值与实际产能存在一定的差异。根据油藏实际储层参数(见表1),利用不同井型的理论模型进行计算,并对比试井解释资料,以验证理论计算结果的可信程度,结果见表1。由表1可以看出,对比3口水平井、1口分支井、7口定向井的理论计算结果——总表皮,与试井解释结果对应得比较好,这说明选用的计算模型及计算结果比较可靠。3.理论产能与实际产能比值比较通过统计、分析不同井型预测产能与实际产能结果,得到实际投产平均产能与计算产能的比值,可将其作为对不同井型产能不确定因素的校正系数,使预测的结果更符合实际(见表1)。由表1可以看出,理论产能与实际产能的比值,对于水平井平均为1.76;对于分支井平均为1.07;对于定向井,砾石充填完井方式平均为1.08,裸眼筛管完井方式平均为0.89,压裂砾石充填完井方式平均为0.81。单次采动覆岩地层渗透率下降(1)参数取值的准确性。在理论计算时,各井储层物性和流体性质取值是一近似参考值,难以准确、完全反映该井实际生产区域的状况。(2)油井生产对储层、流体的影响。由于注采速度过高、生产压差过大,使地层中松散的粘土颗粒发生运移,造成近井地带地层渗透率大大降低;当生产压差过大时,如果油井井底附近压力长时间远低于饱和压力,可以造成井底附近油层脱气,出现三相流引起油相渗透率降低。(3)稠油流体性质的影响。在大生产压差和高速开采条件下,稠油中的重质组份(石蜡、胶质沥青质)可能出现沉淀现象,从而堵塞地层孔道,造成孔隙度和渗透性降低,使油井产能降低。(4)多层合采层间干扰的影响。在多层合采时,各油层的物性差异较大,势必存在一定的层间干扰问题;如果采用放大生产压差的办法,可以在某些油井收到降低回压、解放低渗低压油层的效果,但是避免不了高压层向低压层“倒灌”的现象,影响油井最大生产潜力的发挥。三、油藏储层的临界砂差1.油藏地层压力对井底生产压差的影响出砂现象是指油气开有过程中砂粒随流体从油层中运移出来的现象,油层出砂可分为充填砂(游离砂)和骨架砂。当流体流速达到一定值时,首先使得近井壁附近充填于油层孔道中的未胶结砂粒产生移动,储层内填充砂随流体进入井内,油井开始出砂,其出砂比和地层出砂范围的大小取决于储层物性、流体流速和粘度,出砂比和地层出砂范围随流速和粘度的增大而增加。目前,解释岩石骨架破坏出砂的机理有剪切破坏、拉伸破坏和剥蚀。剪切破坏是由地应力和压差所引起,一般出现在井眼流压较低的胶结强度差的松软地层。若油层发生剪切破坏,产生破裂面,同时由于地下流体的拖拽作用,作用在岩石颗粒表面上的拖曳力超过岩石内聚力时,将破裂面上的砂子携带出来,导致出砂。摩尔—库仑准则认为,当岩石破裂面上的剪应力τ等于岩石材料本身的抗剪强度(即内聚力Se)和作用于该破裂面上的正应力σ引起的内摩擦阻力σtgθ(θ为内摩擦角)之和时,将发生剪切破坏。如图1所示。其数学关系式表示为:Bruce和Coates给出了砂岩的内聚力Se与声波速度的关系:Se=5.44×10-3ρ2(1-2v)(1+v1-v)2V4p(1+0.78Vd)(10)Vp=1Δtp×103‚(km/s)(11)σzo=ρ⋅Η(12)根据Mohr-Coulomb准则,得到油井不出砂最小井底压力,即临界井底流压:Ρwcr=[2vσzo+(1-2v)βΡe1-vsinθ+2Secosθ-2vσzo1-v-1-2v1-vβΡe〗[(1-2v1-v+sinθ1-v)β-2〗(13)所以,油井开始出砂时的临界压差为:ΔPcr=Pe-Pwcr(14)式中:Δtp—是纵波声波时差,μs/ft;Vd—是泥质含量;θ—内摩擦角;ϕ—岩层孔隙度;ρ—砂岩密度,g/cm3;H—油藏中部深度,m;v—泊松比,一般取小于0.25的值;σzo—上覆岩层压力,MPa;Pe—油藏外边界处的压力,MPa;β—孔隙弹性介质Biot常数。对于渤中25—1南油田,岩石平均密度取ρ=2.5g/cm3,对于疏松砂岩,取泊松比v=0.13;内摩擦角取θ=25°;孔隙弹性介质Biot常数取β=0.9。由前面公式计算渤中25—1南油田部分井的临界生产压差,计算结果见表2。油藏地层压力变化对油井最大安全生产压差的影响见图2。表2计算结果表明,渤中25—1南油田最大安全生产压差分布在2.0～3.0MPa。油田实际生产统计结果显示,油井防砂后的生产压差较理论计算的生产压差可以增大10%～15%。在最大安全生产压差下生产,油井产量一般可以提高2倍以上(B12井除外)。由图2可以看出,临界生产压差随油层压力下降而减小,这是由于油藏压力降低,增大了孔眼周围的有效应力,使油层更容易出砂;因此保持较高地层压力水平,有利于放大压差生产。2.临界出砂半径油井出砂最终表现为自由砂(包括原始地层的游离砂)在流体的携带下而进入井筒。流体携带细小颗粒的粘滞拖拽力的大小取决于流体流动的速度。在层流条件下,作用在单位微粒截面积上的拖曳力FD为:FD=μV√18ϕΚ=μQ2πrh√18ϕΚ(15)式中:μ—流体粘度,mPa·s;V—流体速度,m/s;K—渗透率,10-3μm2;ϕ—孔隙度,小数;FD—拖曳力,106N/m2;Q—日产液量,m3;r—出砂半径,m;h—油层有效厚度,m。细小颗粒运移半径是由不同过流断面的流速计算其拖曳力,并与临界拖曳力相比较而确定。在流体从地层向井筒流入过程中,过流断面逐渐减小,流动速度逐渐增大,当地层中某一点的速度所对应的拖曳力达到其临界值时,该点到井点处的距离则为细小颗粒运移半径。渤中25—1南油田临界出砂半径与日产液量、地层渗透率的关系见图3,油井临界出砂半径分布见表2。可以看出,渤中25—1南油田不同油井临界出砂半径一般在0.5～2.0m;出砂半径随着日产液量的增大而线性增加。四、合理选择石油生产高差的选择1.累积产量和地层压力损耗的关系根据渤中25—1南油田不同井型资料,选取具有代表性的井,建立油藏数值模拟模型,确定油井的日产液量(确定井底流压),分析累积产量和地层压力损耗(泄油区域地层压力～油井井底流压)的关系。累积产量和地层压力损耗的关系曲线,水平井(D9H)见图4;分支井(E31m)见图5;定向井(D13)见图6。图中ˉΡ和Pb分别为平均地层压力和泡点压力,Q1为产液量,单位为t3/d。可以看出,对于不同井型来说,油井累积产量和地层压力损耗的变化规律基本一致,即随着地层压力损耗的增加,累积产量增加;而在较小的日产液量(井底流压较高)情况下,在相同的地层压力损耗下可以获得较高的累积产量;在小于临界出砂压差和井底流压大于饱和压力情况下,不同制度下累积产量和地层压力损耗的变化趋势基本相同。2.井区出砂压力在进行油井合理压差选择时,需要考虑以下原则:产量稳定、满足一定的采油速度和地层压力递减速度;阶段时间内累积产量较高,地层压力保持水平较高(近井区域地层压力大于饱和压力,油藏地层压力大于可能引起储层发生不可逆塑性形变的压力);该工作制度下的生产压差小于该井区临界出砂压差。因此,根据以上研究结果和综合分析,确定渤中25—1南油田油井合理压差应保持在临界出砂压差以内(小于3.0MPa),油井最低井底流压控制在饱和压力附近。五、井型产能预测(1)通过不同井型产能理论模型计算结果与实际试井资料想对比,验证了理论计算结果的可信性。由于多种因素的影响,造成了理论计算产能与实际产能存在较大的差异