水驅砂巖油藏高含水期單井動態(tài)分析及提液時機研究
——以沈84-安12塊為例

柳 東

(中國石油遼河油田分公司沈陽采油廠，遼寧新民 110316)

1 研究區(qū)概況

2 油井單井生產狀態(tài)研究

通過對油井的示功圖分析和泵的有效排量計算，來確認油井生產狀態(tài)。

油井在正常生產狀態(tài)下示功圖動態(tài)表現(xiàn)為兩種：一種是油井供液充足，功圖充滿度高；一種是油井供液不足，功圖充滿度不高?？衫檬竟D的有效排量計算確定油井的生產狀態(tài)[2]，確定有效排量前提是確定有效沖程。根據(jù)泵示功圖、閥開閉點的位置與柱塞有效沖程三者之間關系,確定有效沖程。有效沖程：L=(L1/L2)×S；有效排量= (L1/L2)×KSN(其中:L1為有效沖程橫坐標；L2為最大沖程橫坐標；K為泵徑系數(shù)；S為最大沖程；N為沖次)?，F(xiàn)場用15%波動代替混合液體積系數(shù)變化和密度變化及其它各種因素產生的誤差，以減少計算步驟和提高分析效率[3]。

實例1：靜69-261(圖1)。測試日期：2011-01-05；泵型：44，沖次：2.94 r/min，最大沖程:5.59 m,實際計量液量為28.9 t。根據(jù)功圖計算:有效沖程4.8 m,有效液量30.9 t，有效泵效93.5%。

圖1 靜69-269示功圖

實例2：靜73-161(圖2)。測試日期：2011-01-28；泵型70；沖次4.08 r/min；最大沖程4.76 m,實際計量液量為48.1 t;根據(jù)功圖計算有效沖程為2.13 m;有效液量48.1 t;有效泵效為100%。

由于油管內混合物具有可壓縮性,根據(jù)柱塞有效沖程計算出的井下排液量并不等于地面產液量。利用示功圖計算液量可以確定油井單井生產狀態(tài)是不是正常的。有效泵效分三類：第一類是0.85≤Q實/Q有效≤1.15，當示功圖充滿度高時為供液充足；當示功圖充滿度不高時為供液不足。第二類是Q實/Q有效>1.15，當示功圖充滿度高時為連抽帶噴，當示功圖充滿度不高時為計量不準確。第三類是Q實/Q有效<0.85，油井處于不正常生產狀態(tài)，示功圖充滿度高，功圖面積變小，認為是管漏；當增載線或卸載線變長，認為是泵漏[1-4]；當0.5≤Q實/Q有效≤0.85，建議進行地面維護(洗井，碰泵，控套壓等)，維持生產；當Q實/Q有效<0.5時建議修井作業(yè)。

圖2 靜73-161示功圖

3 油井沉沒度確定

通過對油井液面的研究確立合理沉沒度，合理沉沒度確立后可以有效決定油井提液分界線。

當油井處于正常生產狀態(tài)時，通過泵效與含水關系確定在泵效最大情況下的沉沒度。將油井的含水按照10%的級別進行遞增，劃分為60%～70%,70%～80%,80%～90%,90%以上4個含水區(qū)間，在抽油泵正常生產前提下，對相同含水級別的抽油機井以沉沒度為橫坐標，泵效為縱坐標，繪制了泵效隨沉沒度變化的關系曲線[5]。從圖3中看出，隨著沉沒度的增加，泵效增加，當沉沒度達到一定值時，泵效曲線逐漸變緩最終不再上升；沉沒度相同時，含水越高，泵效越高。最終確定：當含水大于90%時，沉沒度為200～250 m即可滿足要求，再增加沉沒度，泵效不增加；當含水為80%～90%時，泵效達到最大時，所需沉沒度為250～300 m；當含水70%～80%時，泵效最大時所需沉沒度為300～350 m；當含水為60%～70%時，泵效最大時所需沉沒度為350～400 m。

沈84-安12塊綜合含水為93.83%，其中95%以上油井含水在80%以上，在油井保持正常生產狀態(tài)下，以200～300m為界分段對油井供舉關系進行分析。當沉沒度低于200 m時，認為供液不足[7]，供舉不匹配，供弱于舉，產液速度小[8]；當沉沒度處于200～300 m時，認為供液產出合理，供舉匹配[9]；當沉沒度大于300 m以上，認為供液過足，供強于舉，產液速度大[6]。

圖3 沉沒度與泵效關系曲線

4 水油井注采關系確認

注采比是注入水的地下體積與采出液的地下體積之比。注采比是表征油田注水開發(fā)過程中注采平衡狀況,反映產液量、注水量與地層壓力之間聯(lián)系的綜合指標。在注水開發(fā)過程中,油水井要進行配產配注。沈84-安12塊進入高含水開發(fā)期,合理的注采比可以有效地緩解平面、層間和層內矛盾,并使地層保持一定的壓力, 保證油井正常生產。

4．1 合理注采比確定

當油藏產液量基本穩(wěn)定時，確定地層壓降與注采比關系。沈84-安12塊注采比與壓降曲線見圖4，計算出目前合理注采比應為1.07左右。參照油藏描述及關于合理注采比理論研究，確定1.1作為合理注采比。

圖4 沈84-安12塊注采比與地層壓降關系

4．2 單井注采比確定

在油田開發(fā)初期，認為注水井注入水是均勻向四周擴散的，油井產液是周邊液體均勻流入井筒內，并以此制定合理的配產和配注；在實際開發(fā)中，注水井首先與周邊一線油井存在注采對應關系，在水井水驅方向和油井產液量來源于注水井的方向比例系數(shù)不確定下，將注水井水量平均劈分給周邊一線有注采對應的油井，同時將油井液量平均劈分給周邊一線有注采對應關系水井。這樣由于每口水井注入量不同，每口油井產液量不同，產生的注采比并不相同。由于沈84-安12塊油水井多，在單井注采比研究中存在一定誤差，把合理注采比放大范圍，認為當注采比范圍在0.9～1.3是注采合理[10]；當注采比大于1.3時認為是注強于采；當注采比小于0.9時認為是注弱于采。

5 單井動態(tài)分析及提液時機確定

結合沈84-安12塊基本情況和生產經(jīng)驗，根據(jù)示功圖、沉沒度和注采比三者之間的關系，確定了12種提液時機分類，見表1。

6 結論

(1)利用示功圖、沉沒度、注采比三者之間關系分析單井動態(tài)及提液時機，在現(xiàn)場中很實用，有效提升了油井生產時率和泵效。

表1 十二種動態(tài)關系分類

(2)在單井狀態(tài)確認時要充分考慮各因素帶來的不確性，合理確認誤差范圍。

(3)由于儲層的非均質性，注水量和產液量的劈分較難確定，明確注水井各層注水量方向比例,確定生產井產液量來源于個注水井的方向比例系數(shù)，從而最大限度解決高含水后期的層間矛盾和平面矛盾,滿足油田穩(wěn)油控水的需要。

[1] 孫衛(wèi)娟,馬來增,湯恒斌.有桿泵抽油系統(tǒng)常見井下故障分析[J].石油礦場機械,2002,(4):85-87.

[2] 吳偉,王瑋.機械式有桿泵抽油井示功圖的識別[J].石油礦場機械,2007,(4):44-46.

[3] 歐陽傳湘,劉一江,李媚,等.一種識別抽油機井示功圖的新方法[J].江漢石油學院學報,2000,(3):76-78.

[4] 張楠.基于示功圖分析的抽油機故障診斷系統(tǒng)[D].遼寧大連，大連理工大學,2009.

[5] 陳德春，薛建泉,廖建貴，等.抽油泵合理沉沒壓力的確定方法[J].石油鉆采工藝，2003，25(5)：75-78.

[6] 盧建平，劉文業(yè).抽油機井合理沉沒度與泵效關系探討[J].河南石油，2002，16(2)：43-44.

[7] 付長江，楊樹泉，楊鳳波.抽油機井上調參技術界限的確定[J].油氣田地面工程，2005，24(4)：29-30.

[8] 張興海.調小參數(shù)對低沉沒度抽油機井的影響[J].油氣田地面工程，2006，25(9)：17-18.

[9] 盛國富.合理沉沒度及泵況控制圖的確定[J].國外油田工程，2006，22(9)：34-36.

[10] 林日億，孫茂盛，張邵東.有桿抽油泵沉沒度的優(yōu)化設計方法[J].石油大學學報(自然科學版)，2005，29(4)：87-90.