注水压降资料处理新方法与应用_姚俊波.pdf

2023 年 第 5 期 化学工程与装备 2023 年 5 月 Chemical Engineering&Equipment 65 注水压降资料处理新方法与应用 注水压降资料处理新方法与应用 姚俊波，韩 宇，杨永吉，贾旭锐，刘 伟（中国石油化工股份有限公司西北油田分公司采油二厂，新疆 轮台 841604）摘 要：摘 要：传统压降试井方法费用高、测试条件苛刻，机抽井受制于管柱结构影响，无法通过测试方式录取地层静压和压降试井资料，使我们无法获取真实储层信息以评价注水及储改措施效果。前期在液面恢复曲线方法研究及定量化应用方面取得了丰硕的成果，通过液面恢复曲线可模拟远端地层能量和地层流动系数，而注水压降过程与液面恢复过程为镜像关系，原理具有相似性，依托液面恢复产能方程，结合实际注入过程中压力变化，处理注水压降资料，与液面恢复曲线计算的参数进行对比，即可实现裂缝定量化表征，评估注水、措施效果，指导开发方案调整。关键词：关键词：碳酸盐岩；注水；压降处理；生产压差；合理产能 1 研究背景 1 研究背景 塔河碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性极强，在缝洞结构上通常为洞-缝-洞组合，随着新井由主干断裂逐步转向次级断裂，油井能量保持程度下降，多数井需通过注水替油补充地层能量，注水井占比已达到 67%，开发方式以注水替油为主1。目前塔河油田采油二厂机采井逐年上升，目前井数占比达到 56%，受制于管柱结构影响，机抽有杆泵井无法录地层静压资料，且注水压降试井资料难以获得，对制定开发对策造成一定困扰。缝洞型油藏主要储层结构为裂缝-孔洞结构，基岩为碳酸盐岩，无有效储集空间，注水过程中，水主要沿裂缝从井周流向远端储层2。通常来说，注水初期，井底压力快速升高，形成短暂憋压现象，停止注水后，井底高压注入水沿裂缝持续向外围扩散，一段时间后，井口压力基本保持平稳不再下降，可近似认为井底、裂缝、远端地层达到压力平衡，地层间流体流动减少3，焖井初期与焖井末期的压力差值与时间变化数据资料录取较为全面，但利用率不高，可尝试摸索两者间的变化规律，计算注入水扩散过程中的关键参数，描述水体流动的阻力大小，反之在后续生产过程中，流体由远端流向井周，通过注水压降过程中的压差等参数计算生产过程中的合理产能，指导合理工作制度制定，提升油井稳定生产期4。2 计算步骤 2 计算步骤 利用霍纳不稳定渗流叠加思路，首先建立压降过程的霍纳方程，建立压降过程中的井底综合流动方程，指导合理产能；（1）利用叠加原理，计算注水后压降霍纳方程：（1）Pws：井底压力 Pi：远端地层压力；q：井口流量 tp：注水时间 ts：焖井时间 根据实际录得的井口压力、注水时间、压降数据转化为霍纳方程参数，将参会绘制成图，当时间对数等于 0 时，Pws=Pi，曲线截距即最终平衡后的远端地层压力 5。图 1 注水压降霍纳曲线 图 1 注水压降霍纳曲线 方程系数包含流动系数表达式：令曲线斜率 m=khqu4，流动系数简写为=ukhmq4 （2）（2）利用流体体积压缩公式，计算井底流量：)(4-pssptttttkhquVCQ+=（3）（3）联立霍纳方程与流体体积压缩公式，得到压降过程的综合流动方程：PqukhttkhVquCQespf=4-4-2 （4）DOI:10.19566/35-1285/tq.2023.05.03966 姚俊波：注水压降资料处理新方法与应用 Q：井底流量，Cf：综合压缩系数，P：井底压差，即P=Pws-Pi 对方程简化：令 ukhqqukhttkhquVCCbspt4442=（5）联立方程，即可推得压降过程的产能方程 pbCeQ=（6）Q：井底流量，Cf：综合压缩系数，b：流动系数简写 P：井底压差，即 Pws-Pi 根据实际油井的原油物性制定合理压缩系数，结合注水后焖井过程中的实际压降情况，对数据作图，可计算注水过程中流量-压差拟合图，即压降过程的产能方程，可求得 m和 Q-P 两个数值。实际应用中，利用压降霍纳方程与压降过程中的井底综合流动方程，可结合实际注水情况计算机抽井不同产量下对应的生产压差，解决机抽井动态资料难录取的影响，根据不同产量下的生产压差，指导泵型设计及优化。同时结合措施前后压差变化评价通道是否改善，指导后续措施方案论证。3 矿场实际应用 3 矿场实际应用 3.1 评价注水后合理产能 以 TH121133 为例，该井进山 137m，酸压完井，利用液面恢复曲线外推地层压力 54MPa，计算流动系数 1.15，排除井筒污染，分析能量下降后地层供液不足，根据开发需求预计日产需求为 20 方/天，利用产能方程计算应至少补充7.3MPa 地层能量，利用自喷期能量曲线，计算理论注水量为 4700 方，实际注水 5000 方。图 2 TH121133 注水前霍纳曲线与综合流动曲线 图 2 TH121133 注水前霍纳曲线与综合流动曲线 注水 5000 方后，利用注水压降曲线外推注水后地层压力 66MPa，实际补充地层压力 12MPa，利用注水压降产能方程推算日产 20 方合理压差 7.4MPa，与压力恢复产能方程相差 0.1MPa，具有一致性。注水开井后日产 21 方，与设定值相差 1 方，达到预期要求。图 3 TH121133 注水压降霍纳曲线与综合流动方程 图 3 TH121133 注水压降霍纳曲线与综合流动方程 3.2 评价过饱和注水效果 以 TH12264 为例，该井位于主干断裂边部，前期注水替油失效，根据液面恢复外推地层压力 57MPa，日产 10t/d 的情况下压差需维持在 13.45MPa 以上，流动系数 0.22，通道压差大，导流能力差。尝试过饱和注水与主干断裂沟通，注水压降外推地层压力 85MPa，10 方压差 11.9MPa，导流系数0.79，注水后通道有所改善，过饱和注水有效。姚俊波：注水压降资料处理新方法与应用 67 图 4 TH12264 过饱和前霍纳曲线与综合流动曲线 图 4 TH12264 过饱和前霍纳曲线与综合流动曲线 图 5 TH12264 过饱和后霍纳曲线与综合流动曲线 图 5 TH12264 过饱和后霍纳曲线与综合流动曲线 3.3 评价复合挖潜效果 TH121128 井沟通断裂表层小缝洞，前期供液差。液面恢复数据外推地层压力 57MPa，地层能量不足；流动系数0.28，日产 20t/d 所需压差 20MPa，供液通道较差。采取复合挖潜，过饱和注水补充远端能量，深穿透酸化改善供液通道。利用压降霍纳方程计算远端地层能量 66.98 MPa，补充 9.98MPa，流动系数 8.1（因井筒液体，井底压力较大导致管流占优势，流动系数较大），日产 20t/d 所需压差 15MPa，通道得到改善。间开井变连续生产井。图 6 TH121128 井生产曲线 图 6 TH121128 井生产曲线 4 结 论 4 结 论（1）注水压力扩散下降与生产过程中能量下降是可逆的两个过程，可利用不同的压力变化数据，基于霍纳方程可计算两个过程中的地层压力、导流系数、生产压差参数。（2）通过三个参数可计算注水后的地层压力评价注水补充能量效果，计算流动系数评价储改效果，评价合理产能与生产压差的关系，指导泵型选择。（3）考虑碳酸盐岩基岩、水的压缩系数远低于油，本方法计算过程中忽略基岩和水的压缩，导致部分井计算参数与实际生产过程中存在一定偏差，以纯裂缝型井为主，后续需持续改善方法，提升不同储集体的适应性。参考文献 参考文献 1 张世亮.袁飞宇,等.注水指示曲线在碳酸盐岩油藏措施挖潜中的应用及认识J.化学装备与工程,2014,12(12):161-168.2 海涛,姚俊波,李柏颉,等.塔河油田 12 区中下奥陶统储层特征及发育控制因素J.石油实验地质,2015,37(1):16-19.3 熊艳梅,梅胜文,贾建国.浅析碳酸盐岩油藏注水指示曲线在油田开发中的应用J.大陆桥视野,2012(24):128-130.4 梅胜文,陈小凡,乐平,等.缝洞型碳酸盐岩注水指示曲线理论改进新模型J.石油天然气学报,2015.5 杨晨曦.油井液面恢复曲线及其应用的初步探讨J.新疆石油地质,1998.