提高油田开发系统效率方法与流程

本发明涉及水驱开发油田技术领域，特别是涉及到一种提高油田开发系统效率、降低油田开发能耗的方法。

背景技术：

在油田开发过程中，所有水驱开发油藏都不可避免的面对含水升高、水油比上升、采出单位油量所需成本不断增加的趋势，这是油田开发的必然规律。地质油藏工作人员通过各种各样的办法，延缓这种局面，主要是通过降低含水、提高液量，从而增加油量，通过油量的增加摊薄已有成本的方式降低吨油成本，提高油田采收率并增加经济效益。但是到了特高含水后期，提高液量或者降低含水方案难度越来越大、风险也更高。为此，我们发明了一种提高油田开发系统效率方法，能够低风险降低油田开发吨油成本。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种具有很好的实用性和效果，能够大幅降低能耗、从而大幅降低水驱特高含水期老油田的开发成本，提高经济可采储量、提高经济寿命期的提高油田开发系统效率方法。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：一种提高油田开发系统效率方法，该提高油田开发系统效率方法包括：步骤1，进行油藏特征研究；步骤2，对注水系统进行评价；步骤3，分析层系井网适应性；步骤4，评价方案实施效益。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，在研究地质资料的基础上，结合油田开发生产资料，研究油藏地质条件，对油藏适应性评价。

在步骤1中，在进行油藏适应性评价时，该油藏适应性研究包括在精细地质资料的基础上，结合开发历史资料着重对油藏连通性和加压适应性评价。

在步骤2中，该注水系统评价包括对注入水资源、地面注水系统和注水井注入能力进行评价，评价是否能满足加大油藏注水、存水增加、压力增加的要求。

在步骤3中，层系井网适应性分析包括，在连通性分析的基础上，对注采对应和储量控制程度进行分析，评价层系井网适应性。

在步骤3中，在需要调整井网时，在采出端采出系统大幅简化情况下，考虑下一步井网调整的便利性。

在步骤4中，在进行动力费变化分析时，以有效能量的消耗为基础，根据方法实施前后举升系统和注入系统对整个油田开发注采过程作用大小的变化，分析输出能量的变化，从而计算得出动力费的变化。

在步骤4中，从地面注水系统调整、加强注入、层系井网调整、采出端设施简化、能耗变化情况，对这些变化产生的投资、成本变化进行效益分析，确定调整的可行性。

在步骤4中，在分析采出端设施简化时，考虑现井口设备的再利用、作业措施增减、油井井况要求变低和井口设备简化后的维护费用降低的综合节支增效作用。

在步骤4中，在进行经济分析时，考虑近期的投资收益，以及降低经济极限成本造成的极限含水提高，从而形成经济可采储量的增加，以及经济寿命期的提高、工作量减少和节能降耗形成的社会效益的提高。

本发明中的一种提高油田开发系统效率方法，通过对油藏地质资料分析，结合开发资料，分析其油藏特征，注重分析连通性和加压适应性。在油藏适用发明方法的情况下，对注入水资源、地面注水系统和注水井井况进行分析，评价是否能满足油藏加大注水的要求。对注采对应和储量控制分析，评价层系井网适应性。对前期工作量如：地面注水系统调整、加强注入、层系井网调整等所需的投资和动力费降低、井口设备的再利用、作业措施增减和井口设备简化后的维护费用降低所带来的成本降低，所产生的效益变化进行分析，考虑其形成的经济极限成本降低带来的经济可采储量提高、经济寿命期的提高、工作量减少和节能降耗形成的效益的提高，确定调整的规模、调整程度、调整时机。该发明开展的一种提高油田开发系统效率方法研究，可以大大减小调整风险、降低运行成本、提高油田经济寿命期。

附图说明

图1为本发明的一种提高油田开发系统效率方法的流程图；

图2为本发明的背景技术中油田开发基本过程示意图；

图3为本发明的背景技术中开发涉及空间示意图；

图4为本发明的一具体实例中油藏储层发育图；

图5为本发明的一具体实例中连通性试验结果图。

具体实施方式

为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。

基于吨油运行成本的计算公式，本发明方法从地质油藏的角度将降低吨油成本研究方向，从增大分目：获得更多油量，转到降低分子：降低油田开发各个过程所需的直接成本，即提高油田开发系统效率。

水驱油田所需直接成本，主要来自油田开发中的基本过程：如图2所示，水井注入、油井采出、地面油水处理消耗能量带来的动力费用，在此，本发明方法只从注入端水井注入和采出端油井采出两方面考虑降低能耗，不影响油水处理系统。如何降低这一过程的能耗，通常是采油工艺领域、机械设备领域和地面储建领域对采出系统和注入系统分别单独研究系统效率问题。由于注入系统与采出系统的设备作用方式、复杂程度不同，两者的能量转化效率即系统效率差距较大，资料表明，我国注入端注水系统效率一般不低于50％，我国采出端抽油机井的系统效率平均在24％左右，采出系统效率远低于注入系统效率。在此，本发明创新性的从地质油藏的角度出发，将注入系统和采出系统作为一个整体考虑，研究出了一种降低这一过程能耗的方法。

油水井两者之间的油藏是一个封闭的低弹性空间(综合压缩系数在10^-4mpa^-1级别)，因此可以把水井井筒、油井井筒加上其间的油藏，三者构成的空间看成是一个底部宽大的巨型u形管(图3)，当此u形管充满足够流体静止时，油水井液面都能够到达井口，当注入端施加大于启动压力的力注入流体，油井端地面能够不用任何设备和动力采到油藏流体，因此，水驱油藏可以只采用注入动力进行开发，从而提高采出系统的系统效率。

如果油藏现状和自喷后注采速度相同，即每口油水井的采液和注入量相同，同一油藏流体流动所需的压力差将相同，根据达西定律可知，需要注采系统克服流体流动的阻力将一样，即开发系统输出的有效动力相同；因此，可以在采液速度相同的情况下，讨论有效动力相同时，开发注采系统效率的变化。

另外，如果该方法在实际应用中因为某些无法预料的原因不能达到提高系统效率效果或者最终目的无法达到，之前增强注入、加大地层能量的投入完全能够在后期通过降压、减少注入利用到之前的投资，所以本发明方法增加成本的风险非常低。

因此，该发明方法将油田开发所需能量从由两套设备提供，最终变成只需要一套系统效率更高的设备提供，取得提高油田开发系统效率、节省设备设施及维护、延长油井寿命等优势，能够低风险降低油田开发成本、提高经济可采储量，达到进一步节能降耗、提质增效、延长油田经济寿命期的目的。

具体来说，如图1所示，图1为本发明的一种提高油田开发系统效率方法的一具体实施例的流程图。该方法考虑油藏地质状况、注入系统和井网的适应性，还考虑了经济效益变化情况。

在步骤101，开展油藏地质研究，进行油藏条件分析，结合各种开发历史资料，对油藏连通性评价。流程进入到步骤102。

在步骤102，对注水系统评价，包括对注入水资源、地面注水系统和注水井井况进行评价，评价是否能满足油藏存水增加、压力升高的要求。流程进入到步骤103。

在步骤103，对层系井网适应性分析，包括对注采对应和储量控制进行分析，如有必要调整井网，在条件满足情况下，进行一定程度的调整层系井网，同时兼顾下一步调整方便。流程进入到步骤104。

在步骤104，从地面注水系统调整、层系井网调整、加强注入、油井井口设施变化、能耗降低、可采储量提高等方面，对这些变化产生的投资、成本、效益进行经济分析，确定调整的可行性。

在一实施例中，在进行动力费变化分析时，以有效能量的消耗为基础，根据方法实施前后举升系统和注入系统对整个油田开发注采过程作用大小的变化，分析输出能量的变化，从而计算得出动力费的变化。

在一实施例中，在分析油井设施变化时，考虑现油井设备的再利用、作业措施增减、能量提高和油井设备简化后的维护费用降低的综合节支增效作用。

在一实施例中，在进行经济分析时，如果近期成本增高则要继续考虑其降低成本造成经济极限含水提高，从而带来经济可采储量的提高，以及经济寿命期的延长、工作量减少和节能降耗形成的效益的提高。流程结束。

为使本发明的上述内容能更明显易懂，下面以胜利油田河口采油厂的埕东油田东区为实际案例作详细说明如下：

区块简介：埕东油田东区含油面积16.1km²，地质储量3372万吨，油藏埋深1100-1220m，原始地层压力11.7mpa，渗透率：2526md，孔隙度34％，地层原油粘度平均46mpa.s，属于高孔高渗普通稠油油藏。

1、油藏地质评价：该区块储量93.8％集中在主力层，如图4所示，主力层(如ng2⁵²和ng3³¹)河心砂坝和辫状河道发育，连片或条带状展布，且纵贯全区。埕东东区于2005年9月10日开始进行了三井组示踪剂试验，截止到2006年1月19日(131天)，共11口井见到了示踪剂(图5)。以上资料充分显示，埕东东区总体来说连通性比较好。

2、注采系统分析：目前，埕东东区总油井139口，开油井111口，总水井123口，开水井109口，累计注采比1.04，综合含水98.8％，采出程度58.3％，日液水平17715t/d，日注水平24280m³/d，平均单井日液160t/d，平均单井日注223m³/d，属于高液量，高含水，高采出程度区块。随着地层能量的不断补充，目前平均动液面已经上升到275m。从目前注采比和累计注采比都超过1来看，地面注水系统和注入水资源(帮助埕东西区消化污水)能够满足注入要求。从埕东东区注入系统历史注入数据看，区块平均干线压力历史高值在14mpa以上，相邻的埕东西区干压大约13mpa，埕东东区目前为10.1mpa，以此来看，井网和地面设施能够满足注入压力继续增高的要求。

3、层系井网适应性分析：目前东区的厚度注采对应率达到93.3％，其中两向及以上注采对应率59.8％，水驱控制程度达到91.9％，油水井数比为1.13，平均动液面275米，注采对应整体较好，控制程度高，井网适应性较好。

4、效益分析：

补充地层能量，同时维持油井的采液速度不变，需要水井增注，水井增注时油井的变化分成两个过程，下面分别进行效益分析：

1)、增强注入端的水井注入，采出端采液速度维持稳定的话，地层能量升高，油井液面将会不断上升，此过程的能耗变化情况如下分析：

区块抽油机井平均百米吨液耗电为0.697kw.h/100m.t，即将一吨液量举升100米耗电量平均为0.697kw.h；单位兆帕压力下向油藏注入吨水平均耗电为0.346kw.h/m³.mpa，即在每兆帕压力下将一立方米水(一吨)注入地层需要耗电为0.346kw.h。在设备和井况条件相同的情况下，随着泵深增加(液面越低)，举升成本将增加；随着注入压力增加，注入成本将增加，是正相关关系。可以计算出，在注水补充地层能量的过程中，注水井增加2mpa注入压力(相当于大约200米高水柱的压力)增加的单位流体能耗，只需要油井液面上升大约100米(减少克服100米高的重力需要输出的功率)降低的单位流体举升能耗就能够抵消。

2)、继续增强注入端的水井注入压力，采出端采液速度仍旧维持稳定的话，地层能量进一步补充，液面继续上升，当液面到达井口后形成了质变：自喷。

埕东东区目前以保持单井高液量及消化污水为目的，注采比高使地层能量不断增高，非目的性的自喷井已达到了22口，2016年自喷油井累计采液324016吨，按照埕东东区平均吨液耗电3.9kw.h计算，与机械采油井相比，自喷油井直接减少耗电量126.4*10⁴kw.h。

注采系统油井全部实现自喷前后，保持油藏中流体流速相同，即整个流场注采压差(压力梯度)不变，相当于注入端和采出端同时提高相同压力值，提高的值等于液面上升到井口需要的压力值。埕东东区目前举升系统平均效率30.2％，注水系统效率为55.8％。不考虑无水井对应的油井(液量和采出能耗占比很低、不消耗水井注入能量)。注入采出这一驱替油藏流体到地面的过程由目前的两端提供动力输出能量(t原总输出能量＝x注入有效能量/55.8％+y举升有效能量/30.2％)，全部自喷之后，只需要系统效率更高的注入一端提供动力输出能量。但是由于注入端压力提高和输出能量的增加，在保持原状态(不进行投资改进优化)的情况下，有可能会使注水系统效率有所降低，现场情况较为复杂无法确定降低的定值，但是根据目前设备性能、工艺设计水平和相似注水压力水平的油田情况，在注入压力增加2.7mpa(目前平均液面275m)的情况下，系统效率降低值最高不会超过3％。由于自喷前后注采速度相同，因此油藏自身消耗的有效能量相同，即总输出有效能量将相同，但油田开发注采效率最低变成52.8％，其中举升系统效率提高22％以上、注水系统效率将会降低3％，因此注采系统输出能量最高将变成(t自喷后总输出能量＝(x注入有效能量+y举升有效能量)/(55.8％-3％))，即油井全部自喷后，总输出能量将会降低1.42x注入有效能量-0.10y举升有效能量。以2016年埕东东区的生产参数计算，全部自喷后，由于注采系统效率的提高，年耗电量将至少降低894.5*10⁴kw.h。

实现自喷后将不需要举升相关设备如抽油机、抽油杆、抽油泵等，设备可以再利用从而节省一大笔成本。以抽油机为例，抽油机型号不同价格不同，以最常见的有杆泵为例，较便宜的一套设备价格一般也都在十万元左右，其它的如皮带机、电潜泵价格更高。

举升相关设备需要各种各样的维护，消耗人力物力。以检泵作业为例，虽然平均检泵周期延长到了1003天，但是每次检泵的作业花费大约在2万元左右(随井深和井况的不同而不同)，自喷后将不需要举升设备，也就不需要维护，节省了作业费用。

随着油田开发时间的延长，井龄的增长，井况问题越来越大(套变、套弯等)，油井自喷后将不需要抽油杆和泵、作业也将减少，因此对油井的井况要求将会变低。在不需要修井作业的情况下，有利于很多老油井的起死回生或者有利于这些井发挥更大作用。