海上LH4-α生物礁灰岩油田含水率计算方法探讨

刘 平，宁玉萍，张 伟，吴浩武，程 佳

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司研究院，广东广州 510240)

海上LH4-α生物礁灰岩油田含水率计算方法探讨

刘 平，宁玉萍，张 伟，吴浩武，程 佳

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司研究院，广东广州 510240)

海上LH4-α生物礁灰岩油田开采难度大，受工程设施限制，现场生产数据难于实时监测，因而单井含水率计算困难，为此，在大量调研相关文献和充分类比地质油藏条件类似的LH11-α油田3井区的基础上，提出了一种礁灰岩油田单井含水率计算实用方法：通过相渗曲线绘制理论无因次采油指数随含水率的变化曲线，并回归公式，然后根据单井投产初期电潜泵运行参数及泵的特性曲线计算单井初期产能，并得到实际无因次采油指数，从而计算单井含水率。实际测试数据证实该方法在LH4-α油田礁后区有很好的实用性。

礁灰岩油田；含水率计算；采油指数；无因次采油指数

礁灰岩油藏的复杂性体现在储层内部微裂缝发育，礁体局部生长、横纵向非均质性强，原油黏度高等，这些都给成功开发礁灰岩油藏提出了巨大的挑战。LH4-α油田作为南海东部海域第一个自营并采用水下井口开发的礁灰岩油田，目前受工程设施限制，难以实时计量单井含水率，因此探索礁灰岩油田单井含水率计算实用方法具有重要的意义。针对含水率计算，不少学者提出了各种方法，其中包括Logistic模型[1-3]、Gompertz模型[4]、改进童宪章图版[5]、改进灰色预测模型[6]等，这些方法均是通过拟合生产数据后再对含水率上升趋势进行预测，并不适应LH4-α油田的实际情况。因此，本文在充分类比地质油藏条件类似的LH11-α油田3井区的基础上，针对LH4-α油田礁后区提出了一种计算单井含水率新方法。

1 LH4-α油田概况及存在问题

LH4-α油田为礁灰岩块状底水油田，目前共有8口开发井，这8口开发井在平面上的位置(见图1)为：A1H、A6H位于裂缝发育的礁核部位(构造高部位)；A2H、A8M、A4H、A5H位于孔隙发育的礁后(构造低部位)西北部；A7H、A3H位于孔隙发育相对较差的礁后(构造低部位)东南部。8口井主力生产层位为B层。

油田依托LH11-α已有的工程设施，采用水下井口开发，8口开发井的产出液通过一根管道混输至LH11-α油田水下井口管汇，然后通过压力分配自动流入两根生产海管train1和train2，与此同时LH11-α油田A、D系列井流入train1，B、C系列井流入train2，这样两个油田的产出液通过两根生产海管混输至油轮，每天在油轮端可计量到两个油田总的产油、产水、产气量。如果单独计量LH4-α油田单井含水率，需要将该井导入生产海管，剩余井降液后导入另外一根海管(海管输送能力限制)，因此影响油田产量，现场操作困难。

图1 LH4-α油田B层构造井位图

目前LH4-α油田只有水平双分支井A8M安装有油、气、水三相流量计，其余井均没有安装。除了只能计量A8M产量数据外，还能获得与生产动态相关的数据是这8口井电潜泵的传感器检测到的泵吸入口压力、泵出口压力、泵吸入口温度、马达温度以及井口温度和井口压力，对LH4-α油田单井生产数据难以实时监测，这对后续的单井乃至油藏的动态分析、最大效益化开采油田都带来了很大的困难。

2 LH4-α油田与LH11-α油田地质油藏类比

2.1 地质油藏类比

LH11-α和LH4-α油田地理位置相近，两个油田相距约10 km。两个油田的区域地质背景相同，均为背斜构造，储层都为生物礁灰岩，储层非均质性强；原油均属高密度、高黏度的重质原油。LH11-α油田于1996年3月投入开发，具有丰富的静态资料和生产动态资料。

通过对LH4-α-2井所在的礁后区与LH11-α油田3井区油藏特征的类比可以得出：①两个油田均为生物礁地层圈闭的块状底水油藏；②温度和压力系统极为相似，均为正常压力系统；③含油面积及储量丰度等相近；④原油性质比较类似，属于普通稠油，但也存在一定的差别，相比而言，LH4-α油田礁后区的地下原油黏度要比3井区小；⑤驱动类型均为天然底水驱动。

综合前面的研究结果来看，LH4-α油田的礁后区与LH11-α油田3井区地质油藏特征类似，因此可以通过分析LH11-α油田3井区井含水上升规律来探索计算LH4-α油田礁后区单井含水上升规律。

2.2 无因次采油曲线的绘制与应用

油井采油指数是指单位压差下油井的产油量，表明油井生产能力的大小，是一个反映油层性质、厚度、流体参数等与产油量之间关系的综合指标。

单井某一时刻含水率时的采油指数与含水率为0时的采油指数之比为无因次采油指数。根据LH11-α油田3井区的评价井LH11-α-3取得的相对渗透率曲线资料，可得到无因次采油指数随含水率变化曲线，见图2。

图2 LH11-α油田3井区理论与实际无因次采油指数对比曲线

LH11-α油田3井区初期投产的大位移井实际无因次采油指数随含水率变化关系情况可以通过生产动态资料获得。由于动态监测到的为泵吸入口压力数据而非井底流压数据，因此在获得实际的无因次采油指数随含水率变化关系曲线之前应通过泵吸入口压力数据准确计算井底流压。

Beggs&Brill[8-10]方法是可用于水平、垂直和任意倾斜气液两相管流计算的方法，也是目前用于斜直井、定向井和水平井筒多相流计算的一种普遍方法。基于Beggs&Brill方法，采用专业软件Pipesim来通过泵吸入口压力准确计算井底流压。

最终将初期投产大位移井的实际无因次采油指数曲线与由相对渗透率曲线推导得到的理论无因次采油指数曲线进行对比，如图2所示。从图中可以看出，实际的无因次采油指数随含水率变化曲线基本与理论曲线相符。

3 单井含水率计算

通过前面的类比研究可知，LH4-α油田礁后区与LH11-α油田3井区具有类比性，因此可以通过绘制LH4-α油田礁后区理论无因次采油指数随含水率变化曲线来计算单井含水率。

3.1 单井初产计算

通过电潜泵吸入口压力和泵出口压力，并结合电潜泵运行特性曲线，可以计算单井投产时日产油量。具体步骤如下：①通过监测的泵吸入口压力和泵出口压力计算总扬程H；②计算单级泵扬程h；③根据电潜泵特性曲线，查找泵扬程h对应的理论排量q；④根据图版进行黏度校正；⑤最终得到校正后的单井日产油量Qo。

表1是LH4-α-A5H井投产后的生产状态数据。从表中可以计算出总扬程H=418.83 m。

该井选用的电潜泵泵型是HN13500/74，因此单级泵扬程为：h=5.66 m。

根据HN13500型电潜泵运行特性曲线，单级泵扬程5.66 m对应的理论排量为：q=1081 m3/d。

由于泵特性曲线是采用纯水作为流体介质通过大量实验绘制的，而实际生产中，电潜泵输送的是油、气、水混合液，因此需要进行流体黏度的校正。通过查找图版后，可知校正系数为0.71，因此该井投产时的日产油量为：Q0=767 m3/d。

3.2 理论无因次采油指数曲线

LH4-α油田评价井LH4-α-2位于礁后区西北部，通过取心实验获得7条相渗曲线，并通过数学方法对相对渗透率曲线进行归一化处理。

表1 LH4-α-A5H井生产状态数据表

根据归一化的相渗曲线，得到理论无因次采油指数曲线(如图3所示)，并回归得到以下公式：

Jo=(-1575fw+1576)/(fw3-513.4fw2-

909.9fw+1582)

(6)

图3 LH4-α油田礁后区理论无因次采油指数曲线

3.3 含水率计算

根据该井的实际无因次采油指数Jo，结合理论无因次采油指数曲线回归的公式，可计算该井的含水率。见图4。

图4 LH4-α-A5H井计算含水率与井口温度随时间变化关系曲线

通过A5H井计算含水率与实测含水率对比分析可知(见表2)，计算含水率与实测含水率相比误差小，预测准确度高；而且计算含水率与井口温度随时间的变化趋势基本一致，这也从侧面印证了该方法的可靠性。

表2 LH4-α-A5H井含水率对比

4 结论

针对LH4-α油田单井难以实时监测生产数据的状况，探索出了单井含水率的计算方法。实例表明，A5H井计算含水率与实测含水率相比误差小，预测准确度高，而且计算含水率与井口温度随时间的变化趋势基本一致，这也从侧面印证该方法的可靠性。

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编辑：李金华

1673-8217(2015)05-0075-03

2015-03-16

刘平，工程师，硕士，1987年生，2007年毕业于中国石油大学 (华东)石油工程系，现从事南海礁灰岩油田开发研究工作。

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