广适水驱曲线在海相油田产液结构调整中的应用<br/>——以南海A油田为例

广适水驱曲线在海相油田产液结构调整中的应用
——以南海A油田为例

2017-06-19许家峰耿站立

石油地质与工程 2017年3期

关键词：增油口井提液

张伟，许家峰，焦婷，耿站立

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；2. 中海石油研究总院)

广适水驱曲线在海相油田产液结构调整中的应用
——以南海A油田为例

张伟1,2，许家峰1,2，焦婷1,2，耿站立1,2

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；2. 中海石油研究总院)

广适水驱特征曲线适用范围广，预测精度高，但在应用过程中需要确定q值，将广适水驱特征曲线和产液结构调整方法应用于海相砂岩油田，提出了根据累产水和含水率拟合曲线、参考其他水驱曲线计算结果和根据技术采收率计算结果确定q值的3种方法。将理论计算方案用于确定海上高含水油田合理提液幅度和合理生产压差，取得较好效果。应用结果表明，产液结构调整方法成本低、收益高，为海上类似油田提供了借鉴。

广适水驱特征曲线；产液结构调整；合理提液幅度；合理生产压差

水驱特征曲线是研究水驱开发油田产量、含水率和含水上升率变化规律的重要手段，张金庆基于相渗曲线出发，将近似理论水驱曲线简化为广适水驱特征曲线[1-2]，该曲线适用范围广，预测精度高。基于该曲线与分流量方程建立的产液结构调整数学模型[3]，对于海上平台液处理能力受到限制的高含水油田的提液增油控水具有重要的指导意义。但在应用过程中，需要确定q值，解决与生产实际相结合等问题。本文将广适水驱特征曲线和产液结构调整方法应用于南海A油田产液结构调整过程中，就重点关注的如q值的选取、提液井合理提液幅度、实际生产中泵排量限制、合理生产压差等问题进行探讨[4-8]，确保产液结构调整方案的可行性及有效性。

1 广适水驱曲线q值的确定

广适水驱曲线表达式：

(1)

由式(1)转换得到的累产油与累产液关系式：

(2)

标准化后的相渗曲线指数表达式：

Kro(Sw)=(1-Sw)no

(3)

Krw(Sw)=Krw(Sor)Swnw

(4)

判断单井是否有提液能力的无因次产液指数：

(5)

式中：NP——累产油，104m3；NR——可动油储量(极限可采)，104m3；WP——累产水，104m3；LP——累产液，104m3；Sw——含水饱和度；no——油相指数；nw——水相指数；μo——原油黏度，mPa·s；μw——水黏度，mPa·s；Bo——地下原油体积系数；a，q——水驱特征参数。

由式(1)可知，广适水驱曲线表达式比一般水驱曲线多了一个参数q，在增加准确性的同时，也增加了多解性；式(2)～(5)等关键计算步骤与q值息息相关，需要准确求取才能保证结果的可靠性。本文根据大量井的应用实践，推荐3种确定q值的方法。

(1)根据累产水及含水率拟合曲线来判定。与常规曲线一样，理论上每一口井都可以采用拟合历史数据的方式求取水驱特征参数。实践证明，投产之后生产平稳，累产油与含水率曲线平滑的井拟合效果最好，求取的参数最可靠。以海相砂岩A油田06H井为例，选取最近9个月的数据得到的水驱曲线、累产水及含水率拟合曲线(图1)拟合程度非常高，预测含水率达到98%时的可采储量与其他方法计算结果相互验证。

(2)参考其他水驱曲线(常用甲型)结果来判定。

图1 A油田06H井水驱曲线及累产水/含水率拟合曲线

在对A油田单井水驱特征参数的求取过程中发现，部分井用方法1取不同的q值，曲线拟合程度相差无几，但NR值差异很大，需要借助第三方结果来进行判断。与其他常用水驱曲线相比，甲型水驱曲线最适合描述各类油田的含水上升规律，但含水超过98%以后会上翘，预测的可采储量偏大[9-10]，含水在98%以下时预测的可采储量是可靠的。因此，采用给定液量方式预测不同q值含水为98%时的可采储量，与同等条件下甲型曲线预测结果进行对比，选取最相近值。

(3)根据技术采收率的计算来判定。从图1可以看出，选取拟合段数据后线性回归的截距为单井的可动油储量NR，因此，可以选取递减规律好的单井，采用Arps递减预测出产量递减到0时的可采储量即为可动油储量，以此为标杆选取最接近的NR对应的q值。

2 理论计算产液结构调整方案

A油田为海相砂岩油田，边底水能量充足，采用天然水驱开发，根据公式(3)～(5)计算的该油田无因次采油、采液指数与含水率的关系如图2所示。从图中可知，随着含水的上升，油田的无因次采液指数快速上升，表明油田自身具有极强的提液能力。

图2 A油田无因次采油采液指数与含水率关系

截至目前，A油田共有生产井20口，日产油2 700 m3，含水94.1%，运用广适水驱曲线及高含水油田产液结构调整方法,计算得到A油田参与产液结构调整的12口井的水驱特征参数见表1。理论计算方案表明，在12口井日产液2.95×104m3的条件下，通过产液结构优化，未来5年将有2口井降液，2口井维持液量不变，8口井提液，5年累计增油9.5×104m3，最大年增油2.1×104m3；如果日产液增加到3.5×104m3，5年累计增油18×104m3，表明该油田具有很好的提液潜力，但现场提液通常采用提高泵频率或放大油嘴放大生产压差。本文认为，选择提液井时，既要考虑泵频率和生产压差的合理性，还要考虑现场工作量，提液倍数较低的井不应纳入提液范围，理论产液结构调整方案需要与实际优化相结合。

3 确定合理提液幅度

生产实践表明，油井提液幅度与增油幅度不完全一致，有时油井在提液后甚至不增油。油井增油效果还与提液时机、提液幅度、油井所处的构造位置及井型等因素有关[11-14]。海相砂岩油田的构造相对简单，地层天然能量充足，提液措施的实施效果最明显。据统计，历史上提液效果最好的8个油田、61井次提液措施提液一年的生产动态数据表明，大部分井的提液幅度小于100%，多数井的提液幅度为50%左右(表2)。

从提液幅度与增油幅度关系曲线图来看(图3)，并非提液幅度愈大增油效果愈好，特别是在油井提液幅度大于200%的情况下，增油效果并不明显，大多数井在提液50%时能保证比较好的增油效果和成功率。因此，将海相砂岩油田合理提液幅度定为50%。

4 确定电泵参数及合理生产压差

海相砂岩油田地层能量充足，产液量高，生产中采用大排量的电潜泵。提液本质上是放大生产压差，选定合理排量的泵，通过调节泵频率和油嘴大小来控制。因此，需要考虑生产压差、泵排量、泵频率等因素的限制[15-16]。

表1 A油田单井水驱特征参数及提液倍数

表2 海相砂岩油田提液井提液幅度统计

图3 提液幅度与增油幅度关系

(1)生产压差。计算合理生产压差的方法很多[17]，其中油田稳定生产时的实际测压资料说服力较强。从A油田参与产液结构调整计算的12口井最近4次测压资料统计(表3)可以看出，12口井最近5年生产压差最高3.9 MPa，因此，确定生产压差不超过4 MPa为宜。

(2)泵排量(最大产液量)及泵频率。据统计，上述12口井4个时间点生产压差对应的产液量如图4所示，单井最大产液量3 318 m3，确定泵排量不超过3 600 m3，同时,泵频率不超过60 Hz为宜。

5 优化后产液结构调整方案

通过综合分析，制定如下优化原则：日产液不超过3 600 m3，生产压差不超过4.0 MPa，提液后液量倍数不超过1.5，考虑调频的限制，未来5年平均产液能力倍数应大于1.1。按照上述原则，A油田理论计算能够进行产液结构调整的12口井中，A05H井和A20H井未来5年平均产液能力倍数为1.02～1.05，推荐维持现状；A03井和A09H1井为降液井，其他8口井作为优选提液井，提液前后的各项参数如表4所示；8口井目前日产液1.8×104m3，提液后日产液2.4×104m3，提液后增油12×104m3，平均单井年增油1.5×104m3。从8口井目前的含水率、生产压差以及受限因素来分析，A02H1井(64.1%)和A18ST1井(85.6%)目前含水相对较低，通过阶段提液后仍有较大提液潜力；A07井和A17H井目前生产压差较低且受泵排量限制，后续更换大泵仍有较大的提液潜力。