現場資料擬合調諧研究

本研究除了進行水錐問題的基礎研究之外，也進行了現場資料擬 合調諧分析，以研究地層參數對出水時間及大小之影響，換言之，間

接研究影響出水之原因。

本研究主要蒐集台灣中油在國外的礦區之油田的水平井生產資 料進行研究，所蒐集的水平井主要有B-16H、B-17H 及 B-21H（圖 3-38），這些水平井皆在 M-1A 生產層中（地層深度介於 6762 ft 及 6812ft 之間）進行穿孔生產石油。各井所蒐集的生產資料皆包含石油 生產率及水生產率資料（圖3-39）。以下主要以 B-17H 井為例進行 說明。

B-17H 井所生產的 M-1A 層，油層厚度約為 40-50 ft，B-17H 井 水平孔段（穿孔）長度約為630 ft，水平孔段高度與 M-1A 層底部距 離30 ft，假設水層位於 M-1A 層底部。利用 CMG 公司 IMEX(2007) 油層模擬軟體，本研究設計與現場地質條件相似之單井數值模式。給 定已知之地層參數資料(如：滲透率、孔隙率)（表 3-9）、地層構造 資料(如：深度、厚度)、岩石及流體特性(如：壓力-體積-溫度(PVT) 資料、相對滲透率等)、以及生產資料(如：完井區間、石油生產率、

生產時間等)，而建立數值模擬模式。

在歷史資料擬合調諧中，我們主要給固定石油生率資料，經由數 值模擬計算水生產率(q_w)，並將計算所得之水生產率結果與現場之水 生產率資料進行比對。在歷史資料調諧過程中，依序微調垂向滲透率

(k_v)、水層厚度(h_w)及相對滲透率曲線(kr curves)等地層參數，觀察各 項調整參數對所計算之水生產率之影響（例如，垂向滲透率由大變 小，進行水生產率之計算後可知，水生產率也隨之由大變小），逐步 進行各項地層參數之調整，使計算所得之水生產率逐漸符合於水生產 率現場資料之生產趨勢。

由生產資料之比對調諧研究中得知，垂向滲透率越低，生產初期 水生產率越低；水層厚度越大，水生產率越高；而水相對滲透率曲線 較高，水生產率也較大。經過調整垂向滲透率(k_v)為 15 md、水層厚 度(h_w)為 200 ft 及調整相對滲透率曲線(kr curves)（圖 3-40）之後，本 研究完成B-17H 井之現場水生產率資料歷史調諧工作（圖 3-41）。由 B-17H 井之現場水生產率資料歷史調諧結果（圖 3-41）可看出，利用 B-17H 單井數值模式所計算出之水生產率（圖 3-41 之實線資料）與 現場所得之水生產率（圖3-41 之點狀資料）相當擬合。在應用方面，

我們可以利用已完成歷史調諧的數值模式，進行外來的生產預測，研 究增加石油生產量之策略。

六、結論

本計畫在本年度的水平井壓力分析及水錐問題研究中，所獲

之主要成果與結論如下：

1. 本研究已建立水平井單井暫態壓力分析之解析模式，並繪製不 同完井參數之壓力典型曲線。本研究所建立之壓力典型曲線，

可提供給現場單位分析現場井壓測試資料，以推求滲透率等地 層參數及完井參數。

2. 本研究已建立水平井之水錐數值模式，研究不同水平孔段長 度、不同水平孔段高程及不同生產操作條件對水錐出水之影 響，並繪製了不同鑽井條件之水錐貫穿時間典型曲線。

3. 在含有水層的儲油層裡，水平井的水錐貫穿時間（或出水時間）

隨著生產石油的產率之增加而減小。當水錐貫穿（或出水）後，

生產的水油比（WOR）及水切（water cut）增加速度隨著石油 的生產率之增加而增加。

4. 水平井的臨界產率（特定時間內的不出水產率）隨著水平井的 水平孔段長度的增加及水平孔段之高度的提高（遠離油水界 面）而增加，換言之，水平孔段長度越長或是水平孔段高度越 高，都會使井口較晚出水，臨界產率也較高。

5. 水平井在固定井底壓力生產時，最佳的無因次水平孔段高度

（z_wD）位置為0.6（大約位於油水界面與生產層頂部的中間偏 上方位置），可得最高的累積石油生產量。

6. 在相同的生產率之下，水平井比垂直井更晚出水，且水平井的 臨界產率較高；水平井可較為延緩井口出水而擁有比垂直井更 佳的生產效能。

7. 本研究利用歷史調諧法，分析國外礦區油田之水平井的出水生 產資料，可獲得很好的結果（計算值與現場之出水量很吻合），

由研究過程中得知，該油田的垂直滲透率、水層厚度及相對滲 透率曲線之資料對出水量之影響很大。

七、計畫成果自評

本研究計畫主要研究如何利用水平井增進油氣之生產，計畫全程

（二年度）之研究目的是：（1）研究水平井的單井壓力分析技術，

建立暫態壓力分析之解析模式及數值模式以分析現場井壓測試資 料；（2）研究單口水平井地層之水錐問題，估算水錐貫穿時間及臨 界產率，研究如何減少出水量及增加油氣生產量；以及（3）研究多 口水平井地層之水錐現象，研究多口井同時生產時對水錐之影響，並 研究多井之生產設計以增加產油量。

在本年度(計畫第一年，計畫期間為96 年 1 月 1 日至 96 年 12 月31 日)，本研究已建立水平井單井暫態壓力分析之解析模式及數值 模式，繪製不同完井參數之壓力典型曲線。本研究所建立之壓力典型

曲線，可提供給現場單位分析現場井壓測試資料，以推求滲透率等地 層參數及完井參數之用。本研究也完成不同水平孔段長度、不同水平 孔段高程及不同生產操作條件對水錐出水之影響研究，並繪製不同鑽 井條件之水錐貫穿時間典型曲線。

本研究得知，在含有水層的儲油層裡，水平井的水錐貫穿時間隨 著石油生產率之增加而減小。當水錐貫穿後，生產井的水油比及水切 增加速度會隨著石油生產率之增加而增加。另外，水平井的臨界產率 也會隨著水平井的水平孔段長度的增加及水平孔段高度的提高而增 加。

在增進油氣採收量的建議上，若地層以水平井進行生產，本研究 建議在油層中間偏上方位置(亦即，無因次水平孔段高程為 0.6 之位 置)進行生產，可得最高的累積石油生產量。在未來，台灣油氣田的 鑽井計畫中，可以考慮利用水平井進行油氣採收，因為水平井的臨界 產率較高且可延緩井口出水，水平井擁有比垂直井更佳的生產效能。

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表3-1 地層基本參數

Parameters(unit) Values Parameters (unit) Values k (md) 1000 p_i(psi) 3112 μ_o(cp) 60 h_o(ft) 50 c_t(psi^-1) 6.51×10^-6 B_o(bbl/stb) 1.06

 (frac.) 0.20 q_o(STB/day) 50 r_w(ft) 0.35 z_w(ft) 25 L (ft) 1000 S_wi(frac.) 0.16

表3-2 不同含水飽和度準則所分析之水錐形成時間（L=1000 ft，

z_wD=0.5）

△Sw

分析準則

0.00001 0.0001 0.001 無因次水錐形成時

間(t_D) 2.92×10^-3 1.05×10^-2 7.32×10^-2 水錐形成時間(t)

(days) 0.009 0.0323 0.2258

表3-3 不同無因次壓力差準則所分析之水錐形成時間（L=1000 ft，

z_wD=0.5）

△P_D 分析準則

0.001 0.005 0.01 0.1 無因次水錐形成時

間(t_D) 2.31×10^-3 3.28×10^-3 4.06×10^-3 1.81×10^-2 水錐形成時間(t)

(days) 0.0071 0.010 0.0125 0.056

表 3-4 水錐貫穿時間估算結果（L=1000 ft，z_wD=0.5）

(days) 210

表3-5 不同生產率之水錐貫穿時間（L=1000 ft，z_wD=0.5）

生產率(q) (stb/day)

水錐貫穿時 間（t_bt）(day)

無因次生產率(q_D)

（Dimensionless）

無因次水錐貫穿時間

（t_btD）

（Dimensionless）

16 9796 0.93 153.09

20 5600 1.16 87.52

30 2100 1.74 32.82

50 500 2.9 7.81

70 210 4.06 3.28

100 73.3 5.8 1.15

表3-6 不同水平孔段高度之水錐形成時間 - 含水飽和度準則研究

（L=1000 ft）

△S_w 分析準則

zwD(zw) 0.00001 0.0001 0.001 0.4(20 ft) t=0.0057

t_D=1.84×10^-3

t=0.0232 t_D=7.50×10^-3

t=0.01689 t_D=5.47×10^-2 0.5(25 ft) t=0.009

t_D=7.32×10^-2

t=0.0323 t_D=1.05×10^-2

t=0.2258 t_D=7.32×10^-2 0.6(30 ft) t=0.0125

t_D=4.05×10^-3

t=0.043 t_D=1.39×10^-2

t=0.2978 t_D=9.65×10^-2 0.8(40 ft) t=0.0362

t_D=1.17×10^-2 究（L=1000 ft）

△PD

分析準則

z_wD(z_w)` 0.001 0.005 0.01 0.1

0.4(20 ft) t=0.0041 tD=1.34×10^-3

t=0.0061 tD=1.98×10^-3

t=0.079 tD=2.56×10^-3

t=0.0457 tD=1.48×10^-2 0.5(25 ft) t=0.0071

tD=2.31×10^-3

t=0.01 tD=3.28×10^-3

t=0.01253 tD=4.06×10^-3

t=0.056 tD=1.818×10^-2 0.6(30 ft) t=0.0102

tD=3.29×10^-3

t=0.0131 tD=4.25×10^-3

t=0.0168 tD=5.45×10^-3

t=0.0655 tD=2.12×10^-2 0.8(40 ft) t=0.0307

tD=9.96×10^-3

t=0.03377 tD=1.09×10^-2

t=0.0374 tD=1.21×10^-2

t=0.0943 tD=3.06×10^-2

表3-8 不同水平孔段高度之水錐貫穿時間估算結果（L=1000 ft）

△S_w 分析準則

z_wD(zw)` 0.00001

0.4(20ft) t=100(day) t_D=32.41

0.5(25ft) t=210(day) t_D=68.05

0.6(30ft) t=350(day) t_D=113.42

0.8(40ft) t=560(day) t_D=181.47

表3-9 國外礦區的油田之岩石及流體基本參數

Parameters (unit) values Parameters (unit) Values k (md) 2000 p_i(psi) 3112 μ_o(cp) 53.4 h_o(ft) 50

μw(cp) 1 hw(ft) 20

μ_g(cp) 0.1639  (frac.) 0.20 Cw(psi^-1) 2.6×10^-6 Bo(bbl/stb) 1.07 Cf (psi-1) 4.51×10^-6 Bw(bbl/stb) 1.0423 Co(psi-1) 7.86E×10^-6 o (lb/ft³) 60

r_w(ft) 0.3 w (lb/ft³) 62.83

L (ft) 630 z_w(ft) 30

Ti(°F) 190 Swi (%) 13 Dpi(psi) 6812 Sor (%) 2

P_B(psi) 347 OWC (ft) 6812

圖2-1 簡要水平井示意圖

h

x z

y

HORIZONTAL WELL

L/2 zw

圖2-2 水平井三維立體示意圖

圖2-3 水平井示意圖

h

水平井側視圖 well

水平井前視圖 Oil reservoir

zw

L

rw

x z y

rw

zw

L ho

圖 2-4 混合細切網格（Hybrid refinements grid）

1.E-01 1.E+00 1.E+01

1.E-06 1.E-05 1.E-04 1.E-03 1.E-02 1.E-01 1.E+00 1.E+01 1.E+02 1.E+03 1.E+04

tD

PD

PD (ZWD=0.5) PD (ZWD=0.6) PD (ZWD=0.7) PD (ZWD=0.8) PD (ZWD=0.9)

圖3-1 由解析模式所得，無因次水平孔段高度（zwD）為 0.5、0.6、

0.7、0.8 及 0.9 之水平井壓力典型曲線（LD=10，RwD=10^-4）

zwD=0.9

zwD=0.5

0.01 0.1 1 10

1.0E-06 1.0E-04 1.0E-02 1.0E+00 1.0E+02 1.0E+04

t_D

P

D

rwD=5*10E-5 rwD=10E-4 rwD=5*10E-4

圖3-2 水平井壓力典型曲線（R_wD=5*10^-4、10^-4、5*10^-5）

0.01 0.1 1 10

1.0E-06 1.0E-04 1.0E-02 1.0E+00 1.0E+02 1.0E+04 tD

PD

LD=10 LD=20 LD=30

圖3-3 水平井壓力典型曲線（L_D=10、20、30）

1.E-01 1.E+00 1.E+01

1.E-04 1.E-03 1.E-02 1.E-01 1.E+00

tD

PD

PD (ZWD=0.5) PD (ZWD=0.8) PD (ZWD=0.9)

圖 3-4 典型曲線分析法調諧現場壓力資料 （將現場資料與典型曲 線進行調諧，可直接求得無因次鑽井高度為0.5，再利用 match point

可算出滲透率為 50 md）

1.E+00 1.E+01 1.E+02

1.E-02 1.E-01 1.E+00 1.E+01 1.E+02

time (hr)

Pi-Pwf(psi)

3200 3210 3220 3230 3240 3250 3260 3270

0 200 400 600 800 1000

time(hr)

Pwf,psi

pwf_opt. cal.

pwf_field data

圖3-5 最佳化分析法自動擬合井壓測試資料

1.E-02 1.E-01 1.E+00 1.E+01

1.E-07 1.E-06 1.E-05 1.E-04 1.E-03 1.E-02 1.E-01 1.E+00 1.E+01 1.E+02 1.E+03 1.E+04 tD

PD

Ozkan solution ZwD=0.5 IMEX simulation ZwD=0.5 Ozkan solution ZwD=0.9 IMEX simulation ZwD=0.9

圖3-6 數值模式計算結果與解析模式之比較（驗證）（z_wD = 0.5 及 0.9）

2940 2960 2980 3000 3020

0 2 4 6 8 10 12

Time, days

Pressure,psi

Simulation result (k=150) Field data

Simulation result (k=100) Simulation result (k=200)

圖3-7 利用數值模擬推估地層參數（滲透率調整為 150 md 時，模 擬所得之壓力資料（曲線資料）與現場壓力資料（點狀資料）比對良

好）

1.E-02 1.E-01 1.E+00 1.E+01

1.E-06 1.E-05 1.E-04 1.E-03 1.E-02 1.E-01 1.E+00 1.E+01 1.E+02 1.E+03 1.E+04 tD

PD

CMG calculated PD ozkan 10-4 ozkan 5*10-5 ozkan 5*10-4

圖 3-8 水錐數值模式之簡化模式（單相模式）驗證

1.E-02 1.E-01 1.E+00 1.E+01

1.E-06 1.E-05 1.E-04 1.E-03 1.E-02 1.E-01 1.E+00 1.E+01 1.E+02 1.E+03 1.E+04

t_D PD

圖3-9 油水厚度比（AOHR）為 0.01、1、5、10、20 之水平井壓力 典型曲線與單相地層壓力典型曲線之比較

單相地層壓力典型曲線

AOHR=1

AOHR=10 AOHR=5

AOHR=20

水錐開始形成

1.E-02 1.E-01 1.E+00 1.E+01

1.E-06 1.E-05 1.E-04 1.E-03 1.E-02 1.E-01 1.E+00 1.E+01 1.E+02 1.E+03 1.E+04

tD

PD

圖3-10 水錐形成時間與水錐貫穿時間分析準則

水錐貫穿時間分析準則

△Sw=0.00001 水錐形成時間分析準則

△PD=0.001、0.005、0.01、0.1 (箭頭由左至右)

水錐形成時間分析準則

△Sw=0.00001、0.0001、0.001 (箭頭由左至右)

圖3-11 水錐貫穿時間典型曲線 0

0.5 1 1.5

0 5 10 15 20

D

t )bt

(

qD

出水區

安全區

水錐貫穿時間典型曲線

臨界產率

在文檔中 利用水平井增進油氣生產之研究(I) (頁 41-99)