塔里木盆地哈拉哈塘油田碳酸鹽巖油藏停噴時(shí)間預(yù)測(cè)

哈拉哈塔油田的奧陶系儲(chǔ)層是典型的縫洞碳酸鹽巖儲(chǔ)層。儲(chǔ)層深度為6800m，平均層溫160。投產(chǎn)初期自噴產(chǎn)量較高,平均單井日產(chǎn)油75t,但隨著地層能量的衰竭,含水不斷上升,油井自噴能力減弱,甚至停噴。目前,自噴井?dāng)?shù)占全油藏的25.6%,而產(chǎn)量占總產(chǎn)量的78.1%,自噴井產(chǎn)量的變化對(duì)油藏的影響較大。因此,預(yù)測(cè)油井在不同階段的井底壓力,計(jì)算停噴流壓,進(jìn)而確定停噴時(shí)間及自噴期累計(jì)產(chǎn)油量,對(duì)于轉(zhuǎn)換采油方式、保證油田正常生產(chǎn)具有重要的意義。1油田流壓測(cè)試方法停噴流壓的計(jì)算方法,在任丘油田裂縫型碳酸鹽巖油藏和塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏均有廣泛的應(yīng)用,具有較好的適用性[5~9]。但針對(duì)哈拉哈塘油田流壓測(cè)試資料少,且對(duì)于計(jì)算停噴流壓的關(guān)鍵參數(shù)———比摩阻沒有相關(guān)試驗(yàn)數(shù)據(jù)。因此在實(shí)際應(yīng)用中,采取了一些創(chuàng)新的方法得到所需參數(shù),實(shí)現(xiàn)了停噴時(shí)間的準(zhǔn)確預(yù)測(cè)。1.1井筒內(nèi)壓力設(shè)定影響油井自噴能力大小因素有油藏飽和壓力的高低、油氣比大小、原油相對(duì)密度、油井產(chǎn)量、井深和壓力系數(shù)、比摩阻等。停噴流壓公式:式中:pwf為停噴流壓,MPa;H為油藏中深,m;Hb為脫氣中深,m;pb為飽和壓力,MPa;fw為含水率,1;γw為水的相對(duì)密度(地面),1;γo為原油相對(duì)密度(地面),1;Bo為原油體積因數(shù),1;λ為比摩阻,MPa/m;0.00980665為重力系數(shù),kN/kg。在井筒內(nèi)壓力低于飽和壓力時(shí),原油在井筒中脫氣,脫氣深度Hb公式為:式中:py為井口壓力,MPa;α為溶解氣系數(shù),m3/(m3·MPa);γg為天然氣相對(duì)密度,1。1.2主要的比摩阻取值式(1)、(2)中的計(jì)算參數(shù)大多可由高壓物性試驗(yàn)和生產(chǎn)數(shù)據(jù)中獲得;而計(jì)算比摩阻所需的參數(shù),比如管壁粗糙度、沿程阻力系數(shù)、流速等很難獲得。因此采取了應(yīng)用已停噴井的實(shí)際資料反算比摩阻的方法,與塔河、華北油田的比摩阻取值較為接近,可以用于停噴流壓的計(jì)算。由式(1)得到比摩阻λ的計(jì)算公式為:選取哈拉哈塘油田已經(jīng)停噴的、流壓測(cè)試資料較多的9口井,反算比摩阻,結(jié)果如表1所示,均為10-4級(jí)別;同時(shí)參考塔河油田及華北油田對(duì)比摩阻的計(jì)算,最終取6口井平均值,得出比摩阻為6.82×10-4MPa/m。1.3主要停噴流壓為了驗(yàn)證上述方法和參數(shù)在哈拉哈塘油田的適用性,選取已停噴井的實(shí)際生產(chǎn)情況進(jìn)行驗(yàn)證,計(jì)算得到的停噴流壓與實(shí)際單井流壓預(yù)測(cè)線相交點(diǎn)為停噴時(shí)間。以HAx井為例(圖1),計(jì)算得到的停噴流壓為49.41MPa。根據(jù)測(cè)試的4個(gè)中深流壓點(diǎn)擬合一條指數(shù)曲線,指數(shù)曲線與計(jì)算的停噴流壓相交的點(diǎn)為停噴時(shí)間,從圖1中看到計(jì)算結(jié)果與實(shí)際情況基本相符,說明研究采用的方法和參數(shù)是可靠的。1.4流壓與油流壓關(guān)聯(lián)預(yù)測(cè)模型采用上述方法對(duì)目前正常生產(chǎn)的25口自噴井進(jìn)行了停噴時(shí)間預(yù)測(cè),其中生產(chǎn)歷史較長(zhǎng)的井流壓資料較多,可以進(jìn)行準(zhǔn)確預(yù)測(cè);而對(duì)于近期投產(chǎn)的井,大多只有1個(gè)甚至無流壓測(cè)試點(diǎn),對(duì)這部分井無法通過實(shí)測(cè)流壓點(diǎn)預(yù)測(cè)流壓變化趨勢(shì)。分析發(fā)現(xiàn)流壓與油壓存在相關(guān)性,通過統(tǒng)計(jì)、回歸不同儲(chǔ)集體類型單井流壓與油壓的關(guān)系曲線,應(yīng)用連續(xù)的油壓數(shù)據(jù)折算流壓值,來進(jìn)行停噴時(shí)間的預(yù)測(cè)。從回歸結(jié)果看,洞穴型儲(chǔ)集體油壓與流壓相關(guān)性好,裂縫孔洞型儲(chǔ)集體油壓與流壓也存在線性關(guān)系,但各井有一定的差異(圖2、3),因此該方法的計(jì)算結(jié)果對(duì)洞穴型儲(chǔ)集體更適宜。以HAxx井為例(見圖4),該井未做流壓測(cè)試,根據(jù)鉆井、試油、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等資料判斷該井為洞穴型儲(chǔ)集體。為提高預(yù)測(cè)準(zhǔn)確度,選擇了哈601縫洞帶的洞穴型儲(chǔ)集體的流壓與油壓關(guān)系式:式中:py為井口油壓,MPa;pwf為中深流壓,MPa。該井停噴流壓計(jì)算為34.5MPa,根據(jù)式(4)計(jì)算兩個(gè)中深流壓點(diǎn)(表2)得到流壓預(yù)測(cè)曲線,與停噴流壓相交點(diǎn)為2013年10月,實(shí)際停噴時(shí)間為10月10日,準(zhǔn)確度較高。2產(chǎn)自燃燒期間的產(chǎn)量在停噴時(shí)間確定的基礎(chǔ)上進(jìn)行自噴期產(chǎn)量預(yù)測(cè),對(duì)區(qū)塊開發(fā)形勢(shì)分析和產(chǎn)量規(guī)劃具有一定的意義。根據(jù)油井的開發(fā)現(xiàn)狀,可分為以下2種類型。2.1自噴期累計(jì)產(chǎn)油量根據(jù)單井遞減規(guī)律,選擇遞減趨勢(shì)明顯的生產(chǎn)階段作為產(chǎn)量預(yù)測(cè)段,根據(jù)指數(shù)回歸曲線計(jì)算自噴期累計(jì)產(chǎn)油量。以HAxxx井為例(見圖5),于2011年9月出現(xiàn)產(chǎn)量遞減趨勢(shì),選取2011年9月~2013年5月作為產(chǎn)量遞減回歸段,預(yù)測(cè)產(chǎn)量至該井停噴時(shí)間點(diǎn)2016年2月,計(jì)算該井自噴期累計(jì)產(chǎn)量為15.1×104t。2.2自噴井動(dòng)物量動(dòng)態(tài)變化由于該類型井尚未出現(xiàn)穩(wěn)定的遞減規(guī)律,無法進(jìn)行產(chǎn)量的預(yù)測(cè),因此需要對(duì)該類型井進(jìn)行遞減出現(xiàn)時(shí)間點(diǎn)和遞減率的確定。根據(jù)8口井無量綱產(chǎn)量和采出程度的關(guān)系曲線可以看出,自噴井基本上在采出程度2%~4%開始遞減,出現(xiàn)遞減后的平均年遞減率為40%左右(見圖6)。以HAxxxx為例(見圖7),2013年2月投產(chǎn),動(dòng)態(tài)地質(zhì)儲(chǔ)量72.7×104t,至2013年10月產(chǎn)量穩(wěn)定在65t左右,累計(jì)采油1.63×104t,采出程度達(dá)到2.2%。預(yù)計(jì)到2014年3月出現(xiàn)遞減,至停噴時(shí)間2015年1月,階段年遞減率40%,該井預(yù)計(jì)自噴期累計(jì)產(chǎn)量3.87×104t,彈性采出程度5.3%。3部分無流壓資料不適宜,部分不穩(wěn)定1)哈拉哈塘油田儲(chǔ)層埋藏深、測(cè)壓資料少,利用統(tǒng)計(jì)、回歸等方法,總結(jié)自噴井生產(chǎn)規(guī)律,獲取相關(guān)計(jì)算參數(shù)的方法是切實(shí)可行的,彌補(bǔ)監(jiān)測(cè)資料不足的問題;但同時(shí)也注意到,部分無流壓監(jiān)