31638胜利王莉莉PEOffice在油田开发与动态管理中的应用.docx
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31638胜利王莉莉PEOffice在油田开发与动态管理中的应用
PEOffice在油田开发与动态管理中的应用
王莉莉
（胜利油田有限公司滨南采油厂）
摘要：
滨南采油厂是胜利油田PEOffice重点推广的试点单位，目前我厂已经把PEOffice应用到油田开发与动态管理中。
本文介绍了应用PEOffice各模块对王庄新区郑41块稠油油藏开发效果进行了评价、对利津老区调整中的措施效果进行了分析以及应用，对老井进行了生产故障诊断和优化生产参数，改善低效井生产现状，提高抽油井系统效率。
关键词：
PEOffice开发效果评价措施效果分析生产故障诊断优化生产参数
前言
PEOffice是面向井位图操作的综合油气开采管理与优化设计软件平台，目前我们主要应用的是
（1）面向井位图操作的模块：
WellMap－井位图编辑、WellInfo－油气井信息管理、Wellstring-管柱图制作；
（2）油藏工程模块：
ProdAna-生产动态分析模块；（3）采油工程模块：
FieldAssis－宏观生产状态评价，ProdDiag－生产故障诊断模块，ProdDesign－生产参数优化设计。
通过系统的学习并经过一段时间的应用后，能够将PEOffice较好地运用到实际工作中，解决生产中存在的问题，分析生产潜力，一方面为制定区块的综合调整方案及开发指标预测提供了依据，另一方面提高了对老油田生产的技术管理水平和工作效率。
1应用油藏工程模块进行郑41块开发效果评价
1.1郑41块概况：
1.1.1构造特征
王庄油田郑41块位于陈家庄凸起南斜坡，构造上处于王庄地区三个次级构造单元的宁海鼻状构造带，为两条断层间夹持的封闭断块。
2004年产能建设规划部署动用含油面积1.01Km2，动用石油地质储量208×104t，采用200m井距的反九点方形井网，共部署开发井27口（新钻井25口，老井2口），平均单井控制储量8.2×104t
图1郑41块构造井位图
郑41块沙一段为高孔隙度，单层孔隙度在20.9-42.9%，平均34.4%，郑41块主力小层孔隙度相差不大，均在33.8-35.5%之间；渗透率一般610-3200×10-3μm2，平均1780×10-3μm2，为中高渗，主力小层渗透率均在1600×10-3μm2以上，15小层最好，渗透率平均1970×10-3μm2，14小层次之为1694×10-3μm2，13小层油层段渗透率平均800×10-3μm2，表现为非主力小层物性较差。
据原油性质资料分析，郑41块50℃原油粘度在8554-28504mPa.s，原油密度在0.953-0.989g/cm3，平均0.974g/cm3，油藏类型为受构造、岩性控制的层状强水敏普通－特稠油油藏。
图2郑41块孔隙度等值图
图3郑41块渗透率等值图
图4郑41块原油粘度等值图
1.1.2油层特征
郑41块沙一段一砂组储层以层状为主，是主要的含油层段。
I砂组划分为5个含油小层，期中1、2、3小层油层局部发育，分布范围小，油层厚度薄，砂体连通性差；油层主要集中于4、5小层，占沙一段储量的95.8%。
图5郑41块沙一段1砂组油层剖面图
1.2开发现状
1.2.1生产现状
郑41块2004年9月开始投入开发，至2006.3共投产油井27口，其中注蒸汽吞吐26口，冷采1口。
开井22口，日液363t/d，日油215t/d，综合含水39.9%，平均单井日液t/d，日油9.7t/d，采油速度3.02％，累计采油8.5884万吨，累计采水5.5323万吨。
从2006.3月开采现状图看，东部油井生产现状要好于西部。
图6郑41块开采现状图
1.2.2抽油井采油工艺现状
郑41块全部采用皮带式抽油机采油，采用φ56mm泵，下泵深度1085-1380m，开井22口抽油井的冲程皆为6m，冲次为0.5-2次/min，其中11口井冲次为2次/min，2口井冲次为1.8次/min，2口井冲次为1.6次/min，4口井冲次为1.5次/min，1口井冲次为1.4次/min，1口井冲次为1.3次/min，1口井冲次为1.2次/min，2口井冲次为0.5次/min。
郑41块采取长冲程慢冲次的工作制度符合稠油常规开采规律，可以有效地提高油井泵效及油井产能。
图7郑41块工作参数开采现状图
图8郑41块冲次开采现状图
1.2.3开采状况分析
对比投产初期与2006.3月产能分析：
断块日液由投产初期的437.1t/d下降到363t/d，日油由投产初期的267t/d下降至215t/d，减少了52t/d，平均单井日油下降2.1t/d。
图9投产初期-2006.3月日产油、产水开采现状图
从断块开发曲线看产能递减趋势，随着断块开发的逐渐完善，断块总体呈现出含水上升和动液面呈持续下降趋势。
图10郑41块开采曲线图
1.2.4产量递减分析
应用WellMap做各数据等值图和用ProdAna做出分布表，分析产能递减因素。
从日液等值图分析：
断块产液量变化较大，日液分布存在不均衡性，部分井日产液水平偏低。
图11郑41块投产初期日液等值图
图122006.3月日液等值图
从日产液分布表看，目前与投产初期相比，<10t/d的井增加了4口，10-30t/d的井数减少了5口。
而从构造上分析日液变化趋势，断块南部部分井产量一直偏低
表1郑41块投产初期日液分布表
日液09
井数
日油合计
日油比例
<10
10
25.9
12.99%
10-20
9
73.1
36.66%
20-30
4
35.8
17.95%
>=30
3
64.6
32.40%
表2郑41块2006.3月日液分布表
日液初
井数
日油合计
日油比例
<10
6
28
10.49%
10-20
11
90.1
33.75%
20-30
7
111.2
41.65%
>=30
2
37.7
14.12%
从日产油等值图分析断块西部部分井产能递减较大。
图13郑41块投产初期日油等值图
图142006.3月日油等值图
从日油分布表看，目前与投产初期相比，<5t/d的井增加了7口，5-10t/d的井少了2口，10-20t/d的井数减少了5口，高产能井递减较快。
表3郑41块投产初期日油分布表
日油初
井数
井数比例
<5
3
11.54%
5-10
12
46.15%
10-15
5
19.23%
15-20
5
19.23%
>=20
1
3.85%
表4郑41块2006.3月日油分布表
日油
井数
井数比例
<5
10
38.46%
5-10
10
38.46%
10-15
2
7.69%
15-20
3
11.54%
>=20
1
3.85%
分析产量递减因素：
从断块综合和含水等值图分析，平面上含水分布变化较大，位于断块中部部分井含水上升，含水上升引起产能下降，从单井来看，变化较明显的是郑41-0X21和郑41-3X17两口井。
图15郑41块初期含水分布等值图
图16郑41块2006.3月含水分布等值图
表5郑41块初期含水分布表
含水初
井数
日油合计
日油比例
<20
3
30.5
11.42%
20-40
11
134.4
50.34%
40-60
9
90.6
33.93%
60-80
3
11.5
4.31%
表6郑41块2006.3月含水分布表
含水
井数
日油合计
日油比例
<20
9
69.3
34.75%
20-40
8
48.7
24.42%
40-60
5
58.4
29.29%
60-80
3
22.7
11.38%
>=80
1
0.3
0.15%
图17郑41-3X17井采油曲线
由此分析断块产能分布不均衡与含水有一定关系，虽然部分井含水受蒸汽吞吐影响，但断块中部部分井产液量高，而产油量却偏低，主要是由于含水偏高所致。
总体看，目前郑41断块生产主力为低含水主力层生产井。
产量变化因素：
断块平均动液面由758米下降到957米，从动液面等值图分析，断块西南部井能量一直偏低，而中部井能量变化明显，只有靠近断块四周边部几口井动液面较浅，地层能量较高，大部分井动液面较深，地层能量偏低。
图18郑41块投产初期动液面等值图
图19郑41块2006.3月动液面等值图
从动液面分布表看，动液面<500米的井由投产初期的9口减少到目前的2口，500-1000米的井由6口减少到5口，而>1000米的井则由11口增加到19口。
地层能量下降快，引起产能降低。
表7郑41块投产初期动液面分布表
动液面初
井数
日油合计
日油比例
<500
9
108.7
40.71%
500-1000
6
72.7
27.23%
>=1000
11
85.6
32.06%
表8郑41块投产初期动液面分布表
动液面
井数
日油合计
日油比例
<500
2
18.6
9.33%
500-1000
5
60.9
30.54%
>=1000
19
119.9
60.13%
图20郑41-1-15井采油曲线
应用WellMap模块做出郑41块日油、动液面与沉没度等值图，分析产量与能量的分布对应关系：
从目前产能分布状况与地层能量关系对比看，目前日产能力较好的几口井动液面都很浅，沉没度也大。
由此可看地层能量是影响油井产能的一个比较突出的因素，而动液面则是一个比较重要的参数。
图21郑41块日产油分布等值图
图22郑41块动液面分布等值图
图23郑41块沉没度分布等值图
1.3注汽吞吐效果分析
1.3.1注汽效果分析
用WellMap做出注汽井初期与目前注汽产能等值图，分析注汽效果：
郑41块初期有24口井注汽开采，其中热采效果较好的油井有13口，初期平均单井日油18.2t，从等值图看基本位于断块东北部；热采效果较差的井有11口，初期平均单井日油6.9，从图看基本位于断块西南部。
总体来看，注汽初期效果较好，但单井产能递减快。
图24郑41块注汽井初期产能等值图
图25郑41块注汽井目前产能等值图
1.3.2注汽影响因素分析
应用WellMap做出各参数等值图，应用ProdAna做出单井采油曲线，分析单井产能递减与各参数之间的关系，寻找影响注汽质量的主要因素：
（1）油层发育对注汽效果影响：
从单井曲线分析郑41-1X11井注汽后产能递减快。
图26郑41-1X11井采油曲线
从断块等厚图分析，在平面上，油层东北部较厚，而向西、向南方向变薄，41-1-X11井生产层有4层11.4米,平均单层有效厚度仅2.85米,层多层薄造成蒸汽热量损失大,生产效果差。
由此分析油层发育差影响注汽效果，使热采低效，油层厚度对注汽效果有影响。
图27郑41块油层等厚图
（2）地层出砂对注汽效果的影响：
从单井采油曲线分析，郑41-4X15和郑41-6X19井注汽后产能低且递减快。
取砂样筛析表明，2口井砂样粒度中值≤0.09mm，而区块粒度中值为0.38mm，单井储层物性差，地层砂分选差，2口井虽然都采取了防砂措施，但防砂效果差。
由此分析地层出砂也影响热采效果
图28郑41-4X15井采油曲线
图29郑41-6X19井采油曲线
（3）地层物性对注汽效果的影响：
从地层泥质含量分析，郑41-3-19、4-17两口井泥质含量高达18.7%，比平均13.8%高出4.9%。
2口井泥质含量高造成注汽过程中粘土矿物膨胀堵塞孔道，致使注汽压力升高，注汽效果变差。
由此分析泥质含量也对注汽效果产生一定的影响。
图30郑41块泥质含量分布图
图31郑41-4X17井采油曲线
图32郑41-3X19井采油曲线
（4）粘度对注汽效果的影响：
从粘度等值图分析，Z41块原油粘度自北向南逐步抬升,11口热采效果较差的油井平均原油粘度20402mPa.s，与冷、热采效果均较好的油井相比粘度高6212mPa.s，造成生产效果差，生产周期短。
图33郑41块原油粘度等值图
从粘度与日油因素分布表看：
粘度5000-10000的井只有4口，但占日油比例最大，随着粘度的逐步增大所占日油比例逐次降低，粘度越大，产量越低。
由此分析原油粘度是影响郑41块注汽效果的主要因素。
表9郑41块原油粘度单因素分布表
（5）注汽质量：
从注汽干度看，东北部油井干度高，注汽效果好，西南及西北部干度偏低，干度越大注汽效果越好，油井产量越高。
从注汽干度分布图分析：
郑41块开发效果好的井，平均注汽干度多大于60%，多数井的注汽压力低于19MPa;而开发效果不理想的11口井，注汽压力多高于19MPa，注汽干度均低于60%，4口井的注汽干度不足10%。
从分析可知，影响郑41块注汽效果的主要因素是注汽质量。
除了较难改变的静态条件外，影响产量下降的主要原因是供液能力差动液面低，而造成供液能力差的原因主要是注汽干度低，致使井内温度下降快，从而导致产油量下降。
图34郑41块注汽干度等值图
（6）试验注采一次性管柱，提高蒸汽吞吐效果：
郑41块超稠油开采基本采用常规蒸汽吞吐生产方式，由于频繁作业且生产工序较多，导致热损失较大、生产运行时间较长，致使部分油井开井后回采温度低、产液量低生产效果较差。
为此，我们在郑41-1超稠油井进行了注采一次管柱的现场实验，注采一次性管柱避免了二次作业，减少了热量损失，取得了良好的吞吐效果。
图35应用WellString所做郑41-1井措施前后管柱图
1.3.3通过以上分析取得开发效果认识如下：
（1）断块产能下降主要是由地层能量下降影响，原油粘度是影响天然能量开发的主要因素。
（2）油层物性影响了部分井的热采效果，但井不是影响断块整体热采效果的主要因素
（3）注汽质量是影响郑41块开发效果有差异的主要原因之一，注汽工艺有待改进
（4）高温防膨剂能有效防止注汽过程中油层的敏感性伤害；针对泥质含量高的低效井，注汽过程中加大高温防膨剂使用量，扩大防膨剂波及范围。
（5）注采工艺的影响
郑41块热采效果差的部分井存在防砂量偏低的问题；物性比较差的油井防砂，应推广应用陶粒砂复合充填防砂。
2FieldAssis宏观生产状态评价在利7块的应用
2.1利用FieldAssis宏观生产状态评价做利7块宏观动态控制图
利用FieldAssis模块对利津油田利7断块的46口正在生产的油井进行宏观诊断，从宏观控制图上可以看出，有6口井处于参数偏大区，有1口井处于断脱漏失区，有7口井处于参数偏小区，合理区有19口井，工况合理率为41.3%，还有2口油井因泵效高抽喷而落入图外。
针对该块目前单井生产中存在问题及断块下步挖潜方向，我们采取了不同的措施以改善断块开发效果。
图36利7块调整前宏观动态控制图
表10利7块宏观动态分析统计表
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
%
46
46
44
95.65
19
41.3
6
13.04
1
2.17
7
15.2
11
23.9
2.2措施效果分析
2.2.1水井调剖效果分析
利7块由于层间矛盾突出，地层动用程度差异大，为进一步缓解层间矛盾，挖掘层间潜力，改善断块开发效果，我们选取2个井组进行堵水调剖措施。
21-1井组有油井8口，主力层生产3口井,高含水高能量,而非主力层生产井能量低,生产潜力受抑制,首先对21-1井进行了调剖。
11-29井组油有油井6口，为了缓解层间矛盾，2006.1.10-1.27对11-29井进行了调剖
图37利21-1井组栅状图
图38利11-29井组栅状图
从注水曲线上看,调剖后地层压力上升，油压上升,套压上升。
调剖后，21-40、-14、11-1见效，3.6调配50到100和150方/天,目前还未见到明显效果,有待继续观察。
图39利21-1注水井单井注水曲线
图40利11-29注水井单井注水曲线
图41利21－1调剖前含水等值线图
图42利21-1调剖后含水等值线图
从油井单井曲线上看，利11-29井组中利11-1井见效明显，且一直有效。
从构造图上看，该井位于构造高部位，且位于构造边部，水淹较轻，剩余油富集，初增油1.5吨，累增油79吨。
利21-1井组中利21-40井见效。
初增油1.5吨，累增油65吨，但含水不稳定，液量有下降趋势，从2005.11-2006.3液面变化值看，能量稳中有降，分析原因与21-1调剖，作业停注有关。
图43对应见效油井采油曲线
2.2.2加强注水井调配工作
保持合理地层压差，有效控制油层水淹，改变水线推进方向，提高断块水驱效果，达到控水稳油的目的。
实施水井脉冲及调配2井次：
X75、X77调配后，对应油井见效，日增油2.7t/d，累计增油426吨。
图44X77、X75井注水曲线
2.2.3单井措施
优化工作制度，合理调整参数，延长油井免修期，增加油井产能。
实施油井措施3井次，包括泵升级2井次和泵加深1井次，此外还实施调参3井次。
通过以上措施的实施，各项生产指标都得到了改善。
整个单元液量上升，油量稳中有升，含水下降，达到了提高区块开发效果的目的。
图45利7断块总采油起线
2.2.4措施后宏观动态评价
措施实施后从控制图分析，2006.3月46口单井上图率达到100%，参数偏小区减少了3口井，参数偏大区减少了1口，合理区增加了6口，该区块的抽油机井合理率由41.6%上升到54.35%，但仍有部分井工况不合理，下一步应进一步进行合理工况的改进。
图46利7块调整后工矿图
表11利7块工矿图统计表
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
%
46
46
46
100
25
54.4
5
10.87
1
2.17
4
8.7
11
23.9
将宏观控制图与构造井位图映射，可直接从井位图上看出各单井工况分布状况，从图可看出参数偏大区的井都是位于构造边部的非主力层生产井，下步可通过调整工作参数及注采完善来进行治理
图47利7断块宏观控制图与构造井位图映射
2.3精细水井管理，提高水驱动用储量的潜力
从利7块ProdForecast生产动态预测模块做水驱规律曲线看：
从1996年开始，利7块采取水井调剖、脉冲、动态调配等措施，确实提高了水驱油效率，增加了水驱储量。
因此，今后，做好水井治理工作，精细水井管理，是今后挖潜增效的主攻方向。
图48利7断块水驱规律曲线
3工程ProdDiag和ProdDesign模块的应用
3.1生产诊断分析
首先应用ProdDiag生产故障诊断模块对油井进行生产诊断分析：
以利371-2井为例，功图量化分析结果和泵功图信息分析结果，从泵效来看，利371-2井实际泵效62.888％，从泵效分析结果显示，对泵效影响因素较大的是冲程影响，从抽油杆柱应力分析显示，3级抽油杆应力基本平衡，但第2级杆应力百分数相对较大，吃力较多，而且从杆应力百分比分析，杆柱应力较小，没必要使用3级杆柱，再次作业时可予以适当调整。
图49功图量化分析结果
图50泵功图信息分析结果
图51泵效结果显示图
图52抽油杆应力分析图
今年利371-2井作业检泵，开井后再用ProdDiag模块对该井进行了诊断，与检泵前相比，泵效由62.888％上升至70.89％，泵效分析结果显示影响泵效的主要因素仍是冲程影响，作业后改为2级杆，两级杆应力均匀，应力百分数相差不大，上冲程最大扭距为57KN*m，下冲程最大扭距为42KN*m，平衡率为74％，平衡率稍低。
图53泵效结果显示图
图54抽油杆应力分析图
图55利371-2井扭据曲线
3.2低效井治理效果分析
利津油田共有33口油井日液<10t/d，平均动液面>1000米，泵效低而且偏磨严重，造成检泵周期短，油井生产效率低。
针对这个现状，我们采用ProdDiag模块通过诊断油井泵况，并利用ProdDesign模块优化生产参数，提出合理的解决措施，提高油井泵效。
3.2.1利853-1井示功图诊断
示功图诊断分析结果为供液不足，泵效分析结果显示泵效仅有12.7%，影响泵效最大的因素是气体影响，该井供液不足严重，原油脱气严重，三级杆受力基本均匀，但一级杆应力百分比与二级杆相差大，易造成二、三级杆的疲劳断脱，由图中可以看出目前该井上冲程最大扭矩值35KN*m，下冲程最大扭矩值28KN*m，因此该井平衡率为80％，平衡较好。
图56利853-1诊断结果
图57抽油杆应力分析图
图58抽油杆应力分析图
图59利853-1井扭矩曲线
3.2.2利用ProdDesign模块优化生产参数
（1）当前生产参数节点分析：
数据选取2005.6月该井正常生产时
生产参数
泵径：
44mm
泵挂：
1805.32m
冲程：
3.0m
冲次：
2.5次/min
协调点产油量：
2.348t/d，
2005年6月月报显示，该井产油量为2.4t/d，计算值与实际值相差0.052t/d，表明所建立的计算模型准确可靠，符合该井的实际特征。
图60当前生产参数节点分析
（2）利用ProdDesign生产参数优化设计做出利853-1井参数优化：
通过节点分析计算及生产参数设计，对单井进行优化设计：
保持当前工作制度不变，对冲程进行敏感性分析。
从图、表可看出，虽然随冲程增加产油量增加，但当冲程接近3m后井下系统效率降低，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
图61利853-1井冲程敏感性分析图62利853-1井冲程敏感性分析
表12利853-1井冲程敏感性分析表
冲程
产油量
井下系统效率
1.5
0
-1
2
1.316
26.558
2.5
2.143
28.065
3
2.603
27.04
3.6
2.926
25.176
（3）保持当前工作制度不变进行冲次敏感性分析。
由图和数据表可看出，随着冲次增加产油量增加，但增加幅度不大，而井下系统率降幅较大，由此说明低沉没度的油井不能通过调整冲次来提高产量
图63利853-1井冲次敏感性分析图64利853-1井冲次敏感性分析
表13利853-1井冲次敏感性分析表
冲次
产油量
井下系统效率
2.5
2.522
26.671
3
2.76
25.535
4
2.965
22.923
5
3.09
20.69
6
3.179
18.802
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