廣適水驅曲線在海相油田產液結構調整中的應用
——以南海A油田為例

張 偉，許家峰，焦 婷，耿站立

(1.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100028；2. 中海石油研究總院)

廣適水驅曲線在海相油田產液結構調整中的應用
——以南海A油田為例

張 偉1,2，許家峰1,2，焦 婷1,2，耿站立1,2

(1.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100028；2. 中海石油研究總院)

廣適水驅特征曲線適用范圍廣，預測精度高，但在應用過程中需要確定q值，將廣適水驅特征曲線和產液結構調整方法應用于海相砂巖油田，提出了根據累產水和含水率擬合曲線、參考其他水驅曲線計算結果和根據技術采收率計算結果確定q值的3種方法。將理論計算方案用于確定海上高含水油田合理提液幅度和合理生產壓差，取得較好效果。應用結果表明，產液結構調整方法成本低、收益高，為海上類似油田提供了借鑒。

廣適水驅特征曲線；產液結構調整；合理提液幅度；合理生產壓差

水驅特征曲線是研究水驅開發(fā)油田產量、含水率和含水上升率變化規(guī)律的重要手段，張金慶基于相滲曲線出發(fā)，將近似理論水驅曲線簡化為廣適水驅特征曲線[1-2]，該曲線適用范圍廣，預測精度高?；谠撉€與分流量方程建立的產液結構調整數學模型[3]，對于海上平臺液處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導意義。但在應用過程中，需要確定q值，解決與生產實際相結合等問題。本文將廣適水驅特征曲線和產液結構調整方法應用于南海A油田產液結構調整過程中，就重點關注的如q值的選取、提液井合理提液幅度、實際生產中泵排量限制、合理生產壓差等問題進行探討[4-8]，確保產液結構調整方案的可行性及有效性。

1 廣適水驅曲線q值的確定

廣適水驅曲線表達式：

(1)

由式(1)轉換得到的累產油與累產液關系式：

(2)

標準化后的相滲曲線指數表達式：

Kro(Sw)=(1-Sw)no

(3)

Krw(Sw)=Krw(Sor)Swnw

(4)

判斷單井是否有提液能力的無因次產液指數：

(5)

式中：NP——累產油，104m3；NR——可動油儲量(極限可采)，104m3；WP——累產水，104m3；LP——累產液，104m3；Sw——含水飽和度；no——油相指數；nw——水相指數；μo——原油黏度，mPa·s；μw——水黏度，mPa·s；Bo——地下原油體積系數；a，q——水驅特征參數。

由式(1)可知，廣適水驅曲線表達式比一般水驅曲線多了一個參數q，在增加準確性的同時，也增加了多解性；式(2)～(5)等關鍵計算步驟與q值息息相關，需要準確求取才能保證結果的可靠性。本文根據大量井的應用實踐，推薦3種確定q值的方法。

(1)根據累產水及含水率擬合曲線來判定。與常規(guī)曲線一樣，理論上每一口井都可以采用擬合歷史數據的方式求取水驅特征參數。實踐證明，投產之后生產平穩(wěn)，累產油與含水率曲線平滑的井擬合效果最好，求取的參數最可靠。以海相砂巖A油田06H井為例，選取最近9個月的數據得到的水驅曲線、累產水及含水率擬合曲線(圖1)擬合程度非常高，預測含水率達到98%時的可采儲量與其他方法計算結果相互驗證。

(2)參考其他水驅曲線(常用甲型)結果來判定。

圖1 A油田06H井水驅曲線及累產水/含水率擬合曲線

在對A油田單井水驅特征參數的求取過程中發(fā)現，部分井用方法1取不同的q值，曲線擬合程度相差無幾，但NR值差異很大，需要借助第三方結果來進行判斷。與其他常用水驅曲線相比，甲型水驅曲線最適合描述各類油田的含水上升規(guī)律，但含水超過98%以后會上翹，預測的可采儲量偏大[9-10]，含水在98%以下時預測的可采儲量是可靠的。因此，采用給定液量方式預測不同q值含水為98%時的可采儲量，與同等條件下甲型曲線預測結果進行對比，選取最相近值。

(3)根據技術采收率的計算來判定。 從圖1可以看出，選取擬合段數據后線性回歸的截距為單井的可動油儲量NR，因此，可以選取遞減規(guī)律好的單井，采用Arps遞減預測出產量遞減到0時的可采儲量即為可動油儲量，以此為標桿選取最接近的NR對應的q值。

2 理論計算產液結構調整方案

A油田為海相砂巖油田，邊底水能量充足，采用天然水驅開發(fā)，根據公式(3)～(5)計算的該油田無因次采油、采液指數與含水率的關系如圖2所示。從圖中可知，隨著含水的上升，油田的無因次采液指數快速上升，表明油田自身具有極強的提液能力。

圖2 A油田無因次采油采液指數與含水率關系

截至目前，A油田共有生產井20口，日產油2 700 m3，含水94.1%，運用廣適水驅曲線及高含水油田產液結構調整方法,計算得到A油田參與產液結構調整的12口井的水驅特征參數見表1。理論計算方案表明，在12口井日產液2.95×104m3的條件下，通過產液結構優(yōu)化，未來5年將有2口井降液，2口井維持液量不變，8口井提液，5年累計增油9.5×104m3，最大年增油2.1×104m3；如果日產液增加到3.5×104m3，5年累計增油18×104m3，表明該油田具有很好的提液潛力，但現場提液通常采用提高泵頻率或放大油嘴放大生產壓差。本文認為，選擇提液井時，既要考慮泵頻率和生產壓差的合理性，還要考慮現場工作量，提液倍數較低的井不應納入提液范圍，理論產液結構調整方案需要與實際優(yōu)化相結合。

3 確定合理提液幅度

生產實踐表明，油井提液幅度與增油幅度不完全一致，有時油井在提液后甚至不增油。油井增油效果還與提液時機、提液幅度、油井所處的構造位置及井型等因素有關[11-14]。海相砂巖油田的構造相對簡單，地層天然能量充足，提液措施的實施效果最明顯。據統(tǒng)計，歷史上提液效果最好的8個油田、61井次提液措施提液一年的生產動態(tài)數據表明，大部分井的提液幅度小于100%，多數井的提液幅度為50%左右(表2)。

從提液幅度與增油幅度關系曲線圖來看(圖3)，并非提液幅度愈大增油效果愈好，特別是在油井提液幅度大于200%的情況下，增油效果并不明顯，大多數井在提液50%時能保證比較好的增油效果和成功率。因此，將海相砂巖油田合理提液幅度定為50%。

4 確定電泵參數及合理生產壓差

海相砂巖油田地層能量充足，產液量高，生產中采用大排量的電潛泵。提液本質上是放大生產壓差，選定合理排量的泵，通過調節(jié)泵頻率和油嘴大小來控制。因此，需要考慮生產壓差、泵排量、泵頻率等因素的限制[15-16]。

表1 A油田單井水驅特征參數及提液倍數

表2 海相砂巖油田提液井提液幅度統(tǒng)計

圖3 提液幅度與增油幅度關系

(1)生產壓差。計算合理生產壓差的方法很多[17]，其中油田穩(wěn)定生產時的實際測壓資料說服力較強。從A油田參與產液結構調整計算的12口井最近4次測壓資料統(tǒng)計(表3)可以看出，12口井最近5年生產壓差最高3.9 MPa，因此，確定生產壓差不超過4 MPa為宜。

(2)泵排量(最大產液量)及泵頻率。據統(tǒng)計，上述12口井4個時間點生產壓差對應的產液量如圖4所示，單井最大產液量3 318 m3，確定泵排量不超過3 600 m3，同時,泵頻率不超過60 Hz為宜。

5 優(yōu)化后產液結構調整方案

通過綜合分析，制定如下優(yōu)化原則：日產液不超過3 600 m3，生產壓差不超過4.0 MPa，提液后液量倍數不超過1.5，考慮調頻的限制，未來5年平均產液能力倍數應大于1.1。按照上述原則，A油田理論計算能夠進行產液結構調整的12口井中，A05H井和A20H井未來5年平均產液能力倍數為1.02～1.05，推薦維持現狀；A03井和A09H1井為降液井，其他8口井作為優(yōu)選提液井，提液前后的各項參數如表4所示；8口井目前日產液1.8×104m3，提液后日產液2.4×104m3，提液后增油12×104m3，平均單井年增油1.5×104m3。從8口井目前的含水率、生產壓差以及受限因素來分析，A02H1井(64.1%)和A18ST1井(85.6%)目前含水相對較低，通過階段提液后仍有較大提液潛力；A07井和A17H井目前生產壓差較低且受泵排量限制，后續(xù)更換大泵仍有較大的提液潛力。

表3 A油田單井生產壓差統(tǒng)計

圖4 A油田不同單井不同時間點日產液量

表4 優(yōu)化后提液井提液前后生產參數對比

6 結論

(1)產液結構調整方法應用的關鍵是確定廣適水驅特征曲線的q值，實際應用中可采用擬合累產水及含水率、類比其他水驅曲線計算結果以及標定技術采收率等綜合方法確定q值。

(2)海相砂巖油田的合理提液幅度為50%，在編制該類型油田產液結構調整及提液方案時，應充分結合油田生產穩(wěn)定生產時的生產壓差、電潛泵的排量與頻率限制，確保方案具有可操作性及有效性。

(3)典型油田的應用結果表明，將產液結構調整理論計算與實際相結合，成本低，收益高，在低油價時期能緩解油公司的成本壓力。

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編輯：王金旗

1673-8217(2017)03-0080-04

2017-01-06

張偉，工程師，1984年生，2009年畢業(yè)于長江大學油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現從事海上油氣田動態(tài)分析及開發(fā)規(guī)劃編制工作。

“十三五”國家科技重大專項“國內油氣開發(fā)發(fā)展戰(zhàn)略研究”(2016ZX05016-006)。

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