7==[63-73][胜利-蔡玲玲]PEOffice软件在B72断块中的综合应用

63PEOffice软件在B72断块中的综合应用蔡玲玲(胜利油田有限公司孤岛采油厂)摘要:B72断块于1973年6月正式投入开发，1977年6月投入注水开发，2003年12月转入交联聚合物驱开发，目前已进入注聚高效期。本文主要利用PEOffice软件进行动态分析，确定该区注聚井见效规律，并利用注聚见效的最佳时期采取提液引效、调参等措施增油。同时利用该软件进行管柱优化、参数优化、油井故障诊断等，改善各项生产指标，达到了提高区块开发效果的目的。关键词:PEOffice软件、动态分析、故障诊断、开发效果前言随着计算机的普及和网络的高速发展，油田开发数据库日益完善，油藏动态分析的手段也日益更新，但目前应用的石油软件基本上是油藏工程类的软件，且零散、功能单一，而采油工程类应用的软件则是少之又少，PEOffice软件的出现为油田提供了一个开采综合技术平台，对油藏管理人员来说是个福音。PEOffice软件是面向井位图操作的综合油气生产管理与优化设计软件，功能强大。该软件自2005年11月应用到现在，可根据现场的需要，进行工艺设计、参数优化和数据管理分析等工作，极大地提高油气生产的技术管理水平和工作效率，更好地挖掘油水井生产潜力。现以管理505队B72断块为例展示该软件的综合应用情况。1应用油藏工程模块进行B72断块开发效果评价1.1B72断块简介1.1.1地质概况B72断块位于孤岛油田南区西北部，它的西、南、北面分别被三条断层切割，东为N20-1和N20-2的连线,北部与中一区相邻，东、南、西分别与B64、B82、B61相邻。含油面积1.515Km2，地质储量471*104t。图1B72断块井位图B72断块主要以砾岩为主，主要生产层位为Ng3-6，其中32、42、44、53、54、55是主要的含油层段占总储量的71.3％。其余油层厚度薄，砂体连通性差。64图2井组栅状图2.1.2开发简历B72断块于1973年6月正式投入开发，1977年6月投入注水开发，2003年12月转入交联聚合物驱开发。2005年4月注聚开始见效。图3B72断块开发曲线2.2开发现状及形势分析2.2.1开发现状管理505队B72断块截止到2006年5月共有油井总井29口，开井28口，日液1850.4t/d，日油354.7t/d，综合含水80.5%，累积产油162.5515万吨，累积产水879.718万吨，采出程度34.5％。其中注聚井总井26口，开25口，日液1783.9t/d，日油329.9t/d，含水81.5％。从图4和图5可以看出，B72断块北部与中部油井生产现状比较好。图4B72断块2006年5月开采现状图图5B72断块累油等值图注水开发阶段注聚开发阶段注聚见效阶段65图6B72断块2006年5月日液、日油等值图7B72断块2006年5月含水、液面等值图从图6和图7可以看出，2006年5月该断块中部产量比较高，含水低，液面浅，开发形势好。图8B72断块累增油分布图从图8也可以看出，断块中部注聚效果比较好，增油较多。2.2.2机采现状表12006年5月生产参数统计表6626口井全部采用抽油机采油，从表1可以看出采用44mm泵1口，56泵12口，70泵7口，83泵6口，下泵深度大多数在1000m以内。抽油井的冲程以3m居多，冲次为3-9次/min，其中9口井冲次为9次/min，14口井冲次为6次/min，采取大泵径、高冲次的工作制度符合注聚见效区的开采规律，可以利用有效的见效期来提高油井泵效及产能。2.2.3开发形势分析图9B72断块采油曲线从B72断块采油曲线可以看出，该曲线表现为“两升两降”即产液量与产油量呈上升趋势，含水与动液面下降。利用ProdAna模块做出2005年12月与2006年5月日产液量差值对比表并映射到井位图上，液量增加0-10m3/d的井（粉色）5口，10-20m3/d的井（绿色）2口，20m3/d以上的井（蓝色）9口。图10日产液量差值映射图下面挑选有代表性的、产量变化大的4口井重点分析产量上升的原因：1)调参井图11GDN14-0井采油曲线67我们在2005年10月对GDN14-0井实施了低检，在提液初期，为了避免日液上升过快，引起地层激动出砂，开抽初期我们把参数由9次下调到6次，提液后含水变化不大，我们对该井密切观察，到2006年2月发现该井含水在缓慢下降到了提液引效的时机，在2月24日对该井调参（6次上调到9次）起到了较好的增油效果，日增油5t。2)注聚见效井图12GDN14N1井采油曲线GDN14N1井注聚见效明显，表现为日液、日油上升，含水下降。3)扶长停井图13GDN16NB4井采油曲线GDN16NB4井于2006年3月7日检复合防砂管开井，正常生产，日液47.6t/d，日油3.8t/d，含水92％。4)措施井图14GDN17X0井采油曲线GDN17X0井于2006年2月检拔滤下割缝管，效果明显，措施前日液33.5t/d，日油1.3t/d，含水96.1％，措施后日液64.6t/d，日油2.7t/d，含水95.8％。68图156GDN17X0生产管柱示意图2.2.4开发效果评价1)B72断块处于注聚见效期，增油效果明显。通过分析，发现该断块中部油井见效快，生产效果比较好。2)利用注聚见效的最佳时期采取提液引效、调参等措施增油效果明显。3)在提液的同时注意防砂，以免地层激动出砂造成躺井。3采油工程模块在B72断块的应用3.1FieldAssis模块3.1.1现场应用情况利用该模块对B72断块的25口正在生产的注聚井绘制出2006年5月与2005年12月的宏观控制图，并进行对比分析。图162005年12月抽油机井宏观动态控制图表52005年12月评价结果数据表总井数开井数统计数上图率(%)合理区参数偏大区断脱漏失区参数偏小区待落实区井数%井数%井数%井数%井数%2525218413520041614312依据2005年12月宏观控制图，我们在2006年上半年对油井进行了综合治理，除正常维护外，还进行了大泵提液、调参、措施等工作。作业前作业后69图172006年5月抽油机井宏观动态控制图表62006年5月工况评价结果数据表总井数开井数统计数上图率(%)合理区参数偏大区断脱漏失区参数偏小区待落实区井数%井数%井数%井数%井数%2525239212482814286243.1.2应用效果3.1.2.1措施前后效果对比通过2005年12月与2006年5月工况图对比，上图率由84％上升到92％，合理区虽然减少了1口井，但断脱漏失区减少了3口。部分井在图上位置变化比较大，分析原因如下：表7工况原因分析2005年2006年2005年2006年2005年2006年12月5月12月5月12月5月1GDN12X0断脱漏失区参数偏大区29.1431.518.785.55供液不足2GDN16-0待落实区图框外52.3625.271.97-0.46供液不足3GDN14NB0图框外参数偏大区1.9412.48-1.531.66供液不足4GDN13X0合理区图框外168.96220.2912.4813.96措施后产量增加5GDN17X0合理区待落实区33.32634.078.71措施后产量增加6GDN14-202断脱漏失区合理区14.3842.2910.5210.33注聚见效7GDN14N1断脱漏失区参数偏小区93.06134.259.9512.84注聚见效8GDN16N2断脱漏失区待落实区40.9582.4511.469.78注聚见效9GDN16-02图框外合理区100.6468.739.788.99液面下降10GDN16-202合理区待落实区31.7936.7810.438.24液面下降11GDN15XN03待落实区合理区64.9953.148.547.19重新录取资料流压(MPa)原因分析序号井号油井工况日产液量(m3/d)从表7可以看出，有3口井因供液不足、1口井资料不准、2口井液面下降导致上图位置有所变化，5口井由于产量的增加工况有所好转。3.1.2.2面向井位图操作，制定下步措施将2006年5月宏观控制图面向井位图操作，可直接从井位图上看出各单井工况分布状况，可根据各井所在位置提出相应的措施治理。70图182006年5月工况映射图根据图19，制定以下措施：表8下步措施意见表下步措施GDN12X0参数偏大区798.14786.80.375.5531.5931.51防砂GDN14NB0参数偏大区952.781097.92.711.6619.5512.4856泵换44泵GDN16N3断脱漏失区694.85379.41.611.2554.01113.62检泵GDN16X03参数偏小区751.78335.33.412.7980.89121.0370泵换83泵井号油井工况泵挂(m)动液面(m)套压(MPa)流压(MPa)泵效(%)日产液量(m3/d)以上分析可以看出，通过措施的实施，进行前后效果对比，使得各项生产指标都得到了改善。整个单元产量呈上升趋势，达到了提高区块开发效果的目的。3.2ProdDesign模块3.2.1现场应用情况利用该模块的节点分析计算及生产参数设计，对单井进行优化设计。现以单井GDN16-01为例具体分析。GDN16-01油井基本参数:生产参数敏感性分析：3.2.1.1冲程敏感性分析原油密度：0.967g/cm3天然气相对密度：0.59地层水密度：1.01g/cm3含水率：96.6％气油比：74m3/m3饱和压力：10.5MPa饱和温度：71℃油藏中部深度：1271.8m平均油藏压力：12.57MPa地温梯度：0.05℃/m套管外径(mm):177.8套管下入深度(m):1394.13一级油管(mm):76一级油管长度(m):1182.47一级抽油杆(mm):22一级抽油杆长度(m):908.71井口温度：32℃井口油压：0.54Mpa泵径：56mm冲次：9次/min冲程：3m泵挂：921m71图19产油量与冲程关系曲线表9产油量与冲程关系数据表冲程m产油量m3/d井下系统效率％2.11.3648.1912.41.5928.0262.71.8197.96232.0467.91保持当前工作制度不变，对冲程进行敏感性分析，从图20、表9可看出，随冲程增加产油量增加，井下系统效率降低，但下降幅度不大，说明3m冲程比较适合目前开采现状，无需通过调整冲程来提高产量。3.2.1.2冲次敏感性分析图20产油量与冲次关系曲线表10产油量与冲次关系数据表冲次产油量m3/d井下系统效率％30.81933.9261.62632.58492.098.826保持当前工作制度不变进行冲次敏感性分析，由图20和表10可看出，随着冲次增加产油量增加幅度较大，但井下系统率降幅较大，由此说明当前生产参数9次可以适当下调也可不调。3.2.1.3泵径敏感性分析72图21产油量与泵径关系曲线表11产油量与泵径关系数据表泵径mm产油量m3/d井下系统效率％441.368.792562.0437.931572.1418.461702.9557.926保持当前工作制度不变对泵径进行敏感性分析，从图21和表11可看出，随着泵径增加产量大幅度增加，但井下系统效率变化不大，因此可通过增大泵径来增加产量。3.2.1.4泵深敏感性分析图22产油量与泵深关系曲线表12产油量与泵深关系数据表保持当前工作制度不变对泵挂深度进行敏感性分析，从图22和表12中可看出随着泵深的增大产量变化不大，但是井下系统效率有所降低，因此无需通过加深泵挂来进行增产。通过以上分析对该井进行下大泵由56泵换为70泵增产，另外考虑井下系统效率和出砂的因素，将该井冲次由9次下调到6次，泵深由900m上提到700m。3.2.2应用效果该井于2006年5月下70泵*698.5m，参数由3*9下调到3*6，增油效果明显。该模块实现了基层采油队生产参数的优化。下泵深度m产油量m3/d井下系统效率％6002.0089.7998002.0648.59310002.0528.26873图23GDN16-01井采油曲线3.3Pro