协调点分析在多层合采井产量劈分中的应用

2020-02-27张连枝袁丙龙孟令强唐慧敏

石油化工应用 2020年1期

张连枝，袁丙龙，孟令强，唐慧敏，舒杰

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

多层合采井产量劈分关系到各小层产能确定、动态分析及后期调整挖潜可行性研究，因此合采井产量劈分对油田开发调整至关重要。目前多层合采井产量劈分方法主要有KH 值劈分法、产出剖面测试法、数模法及突变法等[1-6]。受限于海上油田作业难度大、成本高的特点一般产出剖面测试较少，通常用KH 值劈分来确定各层产出。该方法仅考虑储层物性及厚度进行产量劈分，考虑因素单一，准确性受储层非均质性影响较大，结果准确性较低。数模法综合考虑地质油藏特征，但拟合结果受模型、拟合过程等影响，多解性强，结果仅供参考。突变法考虑因素较全，应用效果较好，但针对不同区块要建立不同的模型进行产量劈分，模型普适性不强。

虽不同举升方式采油井的生产系统不同，但节点分析方法相同。对任何井，尽管地质油藏特征、完井方式、工作制度等不同，但可用协调点分析综合考虑，根据流入流出曲线可确定任何井在某一工作制度下的产量[7-9]。本文将协调点分析引入到多层合采井产量劈分中，根据协调点分析计算某一工作制度下各油组的产量，从而得到不同工作制度下各油组的产量劈分系数。

1 协调点分析理论方法

1.1 油井流入动态计算

油井流入动态是油井产量与井底流压的关系，最常用的油气两相流入动态计算方程为Vogel 方程，本文采用Vogel 方程计算采油井的流入动态。

当PR≥Pb时,采用广义Vogel 方程来描述油井流入动态：

当PR＜Pb时，采用标准Vogel 方程来描述溶解气驱时油井流入动态：

式中：q0-产量，m3/d；qmax-最大产量，m3/d；J-采液指数，m3/（d·MPa）；Jpb-饱和压力下采液指数，m3/（d·MPa）；PR-地层压力，MPa；Pb-饱和压力，MPa；Pwf-井底流压，MPa。

1.2 油井流出动态计算

无论哪种举升方式的油井在井筒中流动大多是油-气或油-气-水三相混合物，即井筒多相流。关于多相垂直管流在实际中应用较多的是Orkiszewski 和Beggs-Brill 方法[10]，本文采用Beggs-Brill 方法。

流动压降计算公式：

式中：p-压力，MPa；ρ-气液混合物平均密度，g/cm3；g-重力加速度，m/s2；v-混合物平均流速，m/s；dE-单位质量的气液混合物的机械能力损失；Z-流动方向；θ-管线与水平方向的夹角，°；λ-流动阻力系数；D-管内径，mm。

2 实例应用

W 油田平面多块、纵向多层，各井均多层合采，由于该油田PLT 测试资料少，产量劈分基本按KH 值劈分，导致各层产出不明、潜力不明，为下一步油田各油组潜力分析带来困难，以A1 井为例。A1 井2003 年后一直合采W3、W4 油组，W3 油组衰竭开发、W4 油组初期衰竭开发，2008 年以后转为注气开发。按KH 值劈分78 %产出来自W3 油组、W4 油组产出量少，与W4 油组邻井A2、A3 井单采时初期产量及稳产期产量均很高存在矛盾。

选取A1 井2003 年和2019 年这2 段生产数据运用协调点分析进行产出剖面分析。

2.1 产能敏感性分析

类比A1 井W3 油组产能为17.90 m3/（d·MPa）和44.22 m3/（d·MPa），W4 油组产能为31.83 m3/（d·MPa），2003 年实际生产时井口压力为1.48 MPa，W3 油组地层压力系数为1.0，W4 油组地层压力系数为0.76，由图1 可知，当井口压力1.48 MPa 时，A1 井在W4 油组无产出。若A1 井在W3 油组产能取17.90 m3/（d·MPa）时，由图2 可知该井在W3 油组产出为58 m3/d 小于投产初期平均产量200 m3/d。若A1 井在W3 油组产能取44.22 m3/（d·MPa）时，由图3 可知该井在W3 油组产出为202 m3/d 与投产初期平均产量200 m3/d 一致，综上分析认为A1 井在W3 油组产能为44.22 m3/（d·MPa），且2003 年产出全部来自W3 油组。

2.2 地层压力敏感性分析

将地层压力作为敏感分析对象：A1 井W3 油组产能为41.22 m3/（d·MPa），W4 油组产能为31.83 m3/（d·MPa），2019 年A1 井井口压力1.30 MPa～1.45 MPa，W3油组地层压力系数为0.61，W4 油组地层压力系数为0.94（见图4、图5）。由图4 和图5 可知，W3 油组在目前地层压力下无产出，W4 油组在目前地层压力下，A1井产出量为80 m3/d，与2019 年平均日产76 m3基本一致，即2019 年A1 井产出全部来自W4 油组。