海洋石油開發(fā)是目前的重點開發(fā)對象，而如何才能夠評估產井井下風險呢？下面小編就為大家?guī)�來了產井井下風險評估方法，感興趣的朋友可以看一看哦！

摘要：目前海洋石油開發(fā)時間長，調整井數量多，海上油氣產出量大，井下風險難以評估，海洋石油開采的安全問題受到極大的挑戰(zhàn)。針對上述問題，采用ＰＨＡＳＴ軟件計算油藏能量進行油井自溢能力分析；在分析海上油田井下風險影響因素的基礎上，綜合油藏能量和自溢能力分析，提出一種適用于在產井井下風險定性定量評估方法。該方法可進行井下風險等級劃分，提出了對應的控制措施。將該方法成功應用于海上某油田，為該油田的安全開發(fā)提供了保障。

隨著油氣資源的持續(xù)開采，海上井網密集，井下油氣壓力海上石油開采的安全形勢越發(fā)嚴峻。國家關于海洋石油勘探開發(fā)作業(yè)的法規(guī)不斷更新，對安全提出了更高更遠的要求。海上油氣開采主要風險主要來自地層油藏特點、井下流體性質。目前多采用一或兩個指標簡單判斷風險等級，這樣往往會導致高估或低估事故風險。而采用風險定義的評價方法，利用事故發(fā)生頻率和事故嚴重程度的乘積來判斷風險的大小，同樣存在一定的局限性。針對這一問題，筆者認為需要從在產井井下風險最根本的因素考慮，研究最本質的影響因素，更好的控制風險源頭。因此需要建立一種定量劃分井下風險等級方法，對不同的生產井進行風險等級劃分，根據風險等級合理配置井控設備和工具，避免浪費巨大的人力和物力。

１在產井井下風險因素

對生產油氣井進行井下風險影響調研和分析，按照類型分為油藏地質條件、設備設施［１］、管理制度與體系、人員技術與操作［２～５］四方面。目前影響井下風險的主要因素有：油藏地層壓力系數、油氣比、井網開發(fā)方式、油藏溫度、儲層深度等油藏地質條件因素，以及井口裝置功能失效、套管環(huán)空封隔失效、安全儀表失效、井下安全閥、過電纜封隔器失效、井控系統(tǒng)失效等設備設施因素。從最根本的因素評估井下風險，要評估油藏自身的風險狀況，因此選取地層壓力、地層壓力系數、油氣比、產氣量、油藏溫度、井筒流體壓力系數等主要影響因素［６］，定量的評估井下風險。

２定量評估井下風險

油氣井能否發(fā)生自溢或自噴，本質上主要是取決于油井的自溢能量［７］的大小。因此從油藏能量角度出發(fā)，研究井下風險。在流體上升過程中，由于壓力的降低，不可避免的會有油藏氣體的析出，氣竄是發(fā)生井噴事故的主要因素之一，因而在確定井下風險影響因素時，選定在產井自溢能量和油井油藏氣體能量為主要影響因素，綜合評定井下風險。

２．１自溢能力的確定

自溢能量主要是流體從井底運移到井口過程中，井底流體克服自身重力和運移過程中的阻力需要的最小能量。影響自溢能量的因素主要是油藏壓力系數和井筒流體的壓力系數。自溢能力反映了地層壓力系數與流體壓力系數的差值。地層壓力在相對一定時間內保持穩(wěn)定，井筒流體壓力系數越低，自溢能力相對越強。因此計算井筒流體壓力系數是研究的關鍵。油藏開采過程中，整個井筒的壓力系數根據流體的流動狀態(tài)和組成不同而異，主要的影響因素為開采過程中的含水率、氣油比、開采類型、地層壓力［８～９］。隨著開采的進行，地層壓力下降，含水率升高，井筒中的壓力梯度值相應增加。整個井筒的流體壓力隨著井深不同而變化，因此要收集和整理整個井筒流體壓力，尋找其變化規(guī)律。油井流體自溢能量的計算主要是根據靜壓測試報告、產能試井和壓力恢復測試成果報告，靜壓測試反映了井筒不同深度的靜壓梯度，通過靜壓梯度實質反映了不同井深流體的靜壓系數。資料梳理和計算的步驟如圖１。通過不同區(qū)域的幾口井的自溢能量的計算，得出不同區(qū)域油井的流體壓力系數，結合地層壓力系數衡量自溢能力。下面通過一口井的例子，說明如何計算自溢能力。以ＸＸ井為例，ＸＸ井Ⅰ油組靜壓測試數據如表１所示。＋表１反映了油層段靜壓流體的分布和特點，數據中只反映了油層段的靜壓力梯度值，并不能反映全井筒不同深度的壓力梯度值。為了了解全井井筒靜壓梯度變化趨勢，需要對測試的原始數據進行整理，按照每１００ｍ梳理對應的壓力值，結合測試的原始數據形成５０～１６５０ｍ井段的流體狀態(tài)的數據。將不同井深的壓力梯度值與對應的井深進行線性擬合，通過擬合曲線可以反映井筒流體壓力梯度的變化規(guī)律，如圖２所示。壓力梯度值與深度的擬合曲線公式為：ｙ＝－０．１２９ｘ３＋０．３１７ｘ２－０．０８２ｘ＋０．８２２Ｒ２＝０．９８４（１）根據公式計算井筒流體的相對均值壓力系數，由于特定的井深對應相應的壓力梯度值，通過對擬合曲線的積分，然后與垂深、清水的壓力進行比值，得出了全井筒流體的權重壓力系數。（２）將Ｈ０＝５１．５×１０－３、Ｈ１＝１６５１．５×１０－３代入上面公式（２）得出井筒的流體壓力系數為０．８９３，而根據油藏測試的數據得出，目前的地層壓力系數在０．８～０．８４之間變化，地層壓力系數低于井筒的流體壓力系數。根據此方法對某油田１００余口井的的井筒流體壓力系數進行統(tǒng)計、計算，從而尋找油田區(qū)塊的流體壓力系數分布狀態(tài)。通過對在產井井筒流體壓力系數進行計算，經統(tǒng)計后發(fā)現大多數的井筒壓力系數在０．８５～０．９０之間，最低的壓力系數是０．８，如圖３所示。綜合油田區(qū)域油井自溢能量計算結果和統(tǒng)計的結果，發(fā)現目前的地層壓力隨開發(fā)的時間逐漸降低，開發(fā)過程的含水量也在逐漸升高。根據風險“二八”定律原則分析得出：當油井的地層壓力系數低于０．８０，油井幾乎沒有自溢能力；當地層壓力系數在０．８～０．９０５之間，油井自溢能力很��；當地層壓力系數高于０．９０５時，油井自溢能力較大。

２．２油藏氣體能量的確定

隨著流體減壓，在產井中的氣體逐漸脫離而出，氣體本身具有壓縮性，在開采過程中蘊含中巨大的破壞力，也是井控破壞的主要原因之一。因此我們也要計算油藏氣體能量。通過梳理生產資料，目前油井的產油量和產氣量在逐漸減少，油水比越來越高。因此只要利用近年來日常生產時產氣量最大的數據，不但代表氣體的最大量，也代表了近年來氣體最大破壞風險。將油田的壓力、溫度、產油量、產氣量、油層套管尺寸等參數輸入到ＰＨＡＳＴ軟件中，采用泄漏模型進行氣體的能量計算，根據各個油井的參數計算油井氣體的噴發(fā)的動力能，動能的大小就反映了油井氣體本身的破壞能力。油井氣體的能量主要跟油井油藏壓力、產氣量、油井的溫度、泄漏的尺寸等參數相關，通過定量計算軟件（ＰＨＡＳＴ）算出氣體的做功能量。統(tǒng)計在產井的氣體做功能量變化區(qū)間為（７９５６．５５，２１５９５４．５７）ＭＪ，按照風險“二八”定律理論要求和風險等級劃分要求，指定當油井氣體能量小于２６０００ＭＪ時屬于低能量，２６０００～５００００ＭＪ屬于中等能量，大于５００００ＭＪ屬于高能量。

３井下風險判別

油井井下井控風險評估從井控的本質安全因素—油井地層能量著手研究，通過計算油井自溢能力和油井油藏氣體能量，綜合評定井下井控的風險。以自溢能量為主，結合油藏氣體做功能量形成風險矩陣，從而對在產井井下風險進行等級劃分。圖４為井下井控風險評判矩陣圖，紅色的區(qū)域代表高風險，黃色代表中風險，綠色的代表低風險。根據風險矩陣圖的要求，按照上述方法算出地層壓力系數和含氣油井的油藏氣體做功能量，根據風險矩陣原則綜合判定在產井井下井控風險等級。海上某油田有１００余口在產井，并進行井下風險等級劃分。按照高、中、低等級進行統(tǒng)計分析：油田井下風險高的井占２４％；井下風險中等的井占４７％；井下風險低的井占２９％。針對高風險井，企業(yè)要進行高投入，列入日常生產重點關注井，定期監(jiān)測并記錄井底壓力、井口壓力、溫度等生產參數，參數波動大時縮短監(jiān)測周期，掌握井底壓力、環(huán)空帶壓狀況和發(fā)展趨勢變化，確保井上井下井控設備完好。針對中、低風險井，了解井底壓力狀況和發(fā)展趨勢，監(jiān)測并記錄井底壓力、井口壓力、溫度等生產參數，若井口裝置、安全儀表、井下安全閥等井控設施失效，適時維修或更換。

４結論及建議

①分析了影響在產井井下風險的多種因素，從基于本質安全角度出發(fā)，建立在產井井下風險分析評估方法。②提出的評估方法綜合地層壓力系數、油藏汽油比、油氣生產量等因素，建立在產井井下風險評估分級模型。從本質安全出發(fā)，得出井下風險狀況，并劃分了風險等級，該評估方法在實際應用時簡單有效，對現場的井下風險管理工作有很好的指導意義。

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