L H11-1油田动态法计算单井提液时机实例研究

2010-08-31喻高明

石油地质与工程 2010年3期

关键词：提液单井时机

李敏,喻高明,郑可

(1.油气钻采工程湖北省重点实验室·长江大学,湖北荆州434023;2.长江大学石油工程学院 ,)

L H11-1油田动态法计算单井提液时机实例研究

李敏1,2,喻高明1,2,郑可1,2

(1.油气钻采工程湖北省重点实验室·长江大学,湖北荆州434023;2.长江大学石油工程学院 ,)

针对海上油田的开发现状与开采特征,以L H11-1油田为例,利用动态法计算单井最佳提液时机。通过与油田常规计算提液时机方法的对比分析,得出动态法计算单井提液时机更准确,提液效果更明显。因此运用动态法计算单井最佳提液时机是快速有效的方法,为海上油田提高采收率,调整单井工作制度提供了可靠的依据。

海上油田;动态法;提液时机;计算方法

我国海上油田目前已进入中高含水期开发阶段,产量开始递减,为了减缓递减趋势,一种比较理想的方法是采取提液措施[1],而提液措施涉及到最佳时间点问题。目前油田主要利用岩心、测井等静态资料来获取无因次采油和采液指数,进而确定最佳提液时间,而采用区域资料来分析单井,很可能造成提液时机判断失误。为了提高对提液时机判断的准确性,采用动态法来研究单井最佳提液时机[2]。

1 动态法的介绍及其原理

该方法的主要原理是利用单井的动态生产数据进行甲型去噪,得到水驱特征曲线和相对渗透率曲线,结合单井静态数据得出无因次采油、采液指数,进行最佳提液时机的分析确定。具体步骤如下:

第一步:线性回归得出甲型水驱曲线[3],选取出现直线趋势的直线段进行预测(累积采油和产水的选择在含水率50%～95%)。

式中:Np——累积产油,104m3;Wp——累积产水,104m3;fw——含水率。

根据(1)式确定a、b值(其中a,b为常数系数),由公式(2)计算fw/(1-fw)的值,并与实际的fw/(1-fw)进行拟合,从而判断前面选取预测直线段的可靠性。

第二步:由前面计算的fw/(1-fw)值,利用最小二乘法得出公式(前后数据段保持一致):

式中:no、nw——油、水相系数。利用公式(1)、(2)反推计算fw/(1-fw)。又根据

推出Krw(Sor)的计算公式,并根据已得出的数据计算出Krw(Sor)值。a1,b1,a2为常数系数。

第三步:试调油相指数no、水相指数nw值,使得由公式(1)～(2)及公式(1)～(3)反推出的fw/(1-fw)残差的平方和最小,确定no、nw的值。

第四步:主要是计算出某含水饱和度下的无因次采油指数JDO和无因次采液指数JDL:

式中:Swd——含水饱和度;Sor——残余油饱和度;Kro(Swd)——某含水饱和度下的油相相对渗透率;Krw(Swd)——某含水饱和度下的水相相对渗透率;Krw(Sor)——残余油饱和度下的水相相对渗透率;μo——油的粘度;μw——水的粘度;Bo——油的体积系数;Bw——水的体积系数;

2 相渗曲线分析与实例分析

根据上述方法,研究海上目标油田的产液、产油指数变化情况,对比分类把所有的曲线分为四类,各类型曲线描述见表1,各类型曲线见图1。

以L H11-1油田为例。统计实际提液前后3个月的平均含水、日产液能力、日产油能力,对比评价提液效果和时机[3],将利用相渗曲线法判断的最佳提液时机与实际的提液效果对比分析(表2)。表2显示,19口井27井次提液中,平均增液幅度为47.7%,平均增油幅度为21.44%,最大增液幅度为193.14%,最大增油幅度为217.49%,其中10井次,虽然液量上升,但产油下降,提液失败。

图1 无因次相渗、采油、采液指数曲线

表1 不同类型产液、产液指数曲线描述

利用相渗曲线法求得的最佳提液含水率与实际提液时的含水率对比,27井次中9井次提液早,14井次提液晚,4井次提液刚好在最佳提液最佳时期。

L H11-1-A5井由相渗曲线法得到无因次采油采液指数如图2所示,最佳提液时机为含水率60%～90%,实际提液三次,对比表2,图2可以看出第一次提液为最佳时机。

L H11-1-C3井由相渗曲线法得到无因次采油采液指数如图3所示,图中显示,含水率低于60%时产液指数小于1,没有提液能力,该井在低含水期也尝试过提液,但始终提不起来。相渗曲线法判断最佳提液时机含水率90%以上,实际提液三次,第一次提液效果好是因为大幅度放大压差,其余两次提液前后流压下降不到1MPa,在含水90%以上,提液效果明显好很多,增油幅度大于增液幅度。