海上LH4-α生物礁灰?guī)r油田含水率計算方法探討

劉 平，寧玉萍，張 偉，吳浩武，程 佳

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司研究院，廣東廣州 510240)

海上LH4-α生物礁灰?guī)r油田含水率計算方法探討

劉 平，寧玉萍，張 偉，吳浩武，程 佳

(中海石油(中國)有限公司深圳分公司研究院，廣東廣州 510240)

海上LH4-α生物礁灰?guī)r油田開采難度大，受工程設(shè)施限制，現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)難于實時監(jiān)測，因而單井含水率計算困難，為此，在大量調(diào)研相關(guān)文獻和充分類比地質(zhì)油藏條件類似的LH11-α油田3井區(qū)的基礎(chǔ)上，提出了一種礁灰?guī)r油田單井含水率計算實用方法：通過相滲曲線繪制理論無因次采油指數(shù)隨含水率的變化曲線，并回歸公式，然后根據(jù)單井投產(chǎn)初期電潛泵運行參數(shù)及泵的特性曲線計算單井初期產(chǎn)能，并得到實際無因次采油指數(shù)，從而計算單井含水率。實際測試數(shù)據(jù)證實該方法在LH4-α油田礁后區(qū)有很好的實用性。

礁灰?guī)r油田；含水率計算；采油指數(shù)；無因次采油指數(shù)

礁灰?guī)r油藏的復(fù)雜性體現(xiàn)在儲層內(nèi)部微裂縫發(fā)育，礁體局部生長、橫縱向非均質(zhì)性強，原油黏度高等，這些都給成功開發(fā)礁灰?guī)r油藏提出了巨大的挑戰(zhàn)。LH4-α油田作為南海東部海域第一個自營并采用水下井口開發(fā)的礁灰?guī)r油田，目前受工程設(shè)施限制，難以實時計量單井含水率，因此探索礁灰?guī)r油田單井含水率計算實用方法具有重要的意義。針對含水率計算，不少學(xué)者提出了各種方法，其中包括Logistic模型[1-3]、Gompertz模型[4]、改進童憲章圖版[5]、改進灰色預(yù)測模型[6]等，這些方法均是通過擬合生產(chǎn)數(shù)據(jù)后再對含水率上升趨勢進行預(yù)測，并不適應(yīng)LH4-α油田的實際情況。因此，本文在充分類比地質(zhì)油藏條件類似的LH11-α油田3井區(qū)的基礎(chǔ)上，針對LH4-α油田礁后區(qū)提出了一種計算單井含水率新方法。

1 LH4-α油田概況及存在問題

LH4-α油田為礁灰?guī)r塊狀底水油田，目前共有8口開發(fā)井，這8口開發(fā)井在平面上的位置(見圖1)為：A1H、A6H位于裂縫發(fā)育的礁核部位(構(gòu)造高部位)；A2H、A8M、A4H、A5H位于孔隙發(fā)育的礁后(構(gòu)造低部位)西北部；A7H、A3H位于孔隙發(fā)育相對較差的礁后(構(gòu)造低部位)東南部。8口井主力生產(chǎn)層位為B層。

油田依托LH11-α已有的工程設(shè)施，采用水下井口開發(fā)，8口開發(fā)井的產(chǎn)出液通過一根管道混輸至LH11-α油田水下井口管匯，然后通過壓力分配自動流入兩根生產(chǎn)海管train1和train2，與此同時LH11-α油田A、D系列井流入train1，B、C系列井流入train2，這樣兩個油田的產(chǎn)出液通過兩根生產(chǎn)海管混輸至油輪，每天在油輪端可計量到兩個油田總的產(chǎn)油、產(chǎn)水、產(chǎn)氣量。如果單獨計量LH4-α油田單井含水率，需要將該井導(dǎo)入生產(chǎn)海管，剩余井降液后導(dǎo)入另外一根海管(海管輸送能力限制)，因此影響油田產(chǎn)量，現(xiàn)場操作困難。

圖1 LH4-α油田B層構(gòu)造井位圖

目前LH4-α油田只有水平雙分支井A8M安裝有油、氣、水三相流量計，其余井均沒有安裝。除了只能計量A8M產(chǎn)量數(shù)據(jù)外，還能獲得與生產(chǎn)動態(tài)相關(guān)的數(shù)據(jù)是這8口井電潛泵的傳感器檢測到的泵吸入口壓力、泵出口壓力、泵吸入口溫度、馬達溫度以及井口溫度和井口壓力，對LH4-α油田單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)難以實時監(jiān)測，這對后續(xù)的單井乃至油藏的動態(tài)分析、最大效益化開采油田都帶來了很大的困難。

2 LH4-α油田與LH11-α油田地質(zhì)油藏類比

2.1 地質(zhì)油藏類比

LH11-α和LH4-α油田地理位置相近，兩個油田相距約10 km。兩個油田的區(qū)域地質(zhì)背景相同，均為背斜構(gòu)造，儲層都為生物礁灰?guī)r，儲層非均質(zhì)性強；原油均屬高密度、高黏度的重質(zhì)原油。LH11-α油田于1996年3月投入開發(fā)，具有豐富的靜態(tài)資料和生產(chǎn)動態(tài)資料。

通過對LH4-α-2井所在的礁后區(qū)與LH11-α油田3井區(qū)油藏特征的類比可以得出：①兩個油田均為生物礁地層圈閉的塊狀底水油藏；②溫度和壓力系統(tǒng)極為相似，均為正常壓力系統(tǒng)；③含油面積及儲量豐度等相近；④原油性質(zhì)比較類似，屬于普通稠油，但也存在一定的差別，相比而言，LH4-α油田礁后區(qū)的地下原油黏度要比3井區(qū)??；⑤驅(qū)動類型均為天然底水驅(qū)動。

綜合前面的研究結(jié)果來看，LH4-α油田的礁后區(qū)與LH11-α油田3井區(qū)地質(zhì)油藏特征類似，因此可以通過分析LH11-α油田3井區(qū)井含水上升規(guī)律來探索計算LH4-α油田礁后區(qū)單井含水上升規(guī)律。

2.2 無因次采油曲線的繪制與應(yīng)用

油井采油指數(shù)是指單位壓差下油井的產(chǎn)油量，表明油井生產(chǎn)能力的大小，是一個反映油層性質(zhì)、厚度、流體參數(shù)等與產(chǎn)油量之間關(guān)系的綜合指標(biāo)。

單井某一時刻含水率時的采油指數(shù)與含水率為0時的采油指數(shù)之比為無因次采油指數(shù)。根據(jù)LH11-α油田3井區(qū)的評價井LH11-α-3取得的相對滲透率曲線資料，可得到無因次采油指數(shù)隨含水率變化曲線，見圖2。

圖2 LH11-α油田3井區(qū)理論與實際無因次采油指數(shù)對比曲線

LH11-α油田3井區(qū)初期投產(chǎn)的大位移井實際無因次采油指數(shù)隨含水率變化關(guān)系情況可以通過生產(chǎn)動態(tài)資料獲得。由于動態(tài)監(jiān)測到的為泵吸入口壓力數(shù)據(jù)而非井底流壓數(shù)據(jù)，因此在獲得實際的無因次采油指數(shù)隨含水率變化關(guān)系曲線之前應(yīng)通過泵吸入口壓力數(shù)據(jù)準(zhǔn)確計算井底流壓。

Beggs&Brill[8-10]方法是可用于水平、垂直和任意傾斜氣液兩相管流計算的方法，也是目前用于斜直井、定向井和水平井筒多相流計算的一種普遍方法?；贐eggs&Brill方法，采用專業(yè)軟件Pipesim來通過泵吸入口壓力準(zhǔn)確計算井底流壓。

最終將初期投產(chǎn)大位移井的實際無因次采油指數(shù)曲線與由相對滲透率曲線推導(dǎo)得到的理論無因次采油指數(shù)曲線進行對比，如圖2所示。從圖中可以看出，實際的無因次采油指數(shù)隨含水率變化曲線基本與理論曲線相符。

3 單井含水率計算

通過前面的類比研究可知，LH4-α油田礁后區(qū)與LH11-α油田3井區(qū)具有類比性，因此可以通過繪制LH4-α油田礁后區(qū)理論無因次采油指數(shù)隨含水率變化曲線來計算單井含水率。

3.1 單井初產(chǎn)計算

通過電潛泵吸入口壓力和泵出口壓力，并結(jié)合電潛泵運行特性曲線，可以計算單井投產(chǎn)時日產(chǎn)油量。具體步驟如下：①通過監(jiān)測的泵吸入口壓力和泵出口壓力計算總揚程H；②計算單級泵揚程h；③根據(jù)電潛泵特性曲線，查找泵揚程h對應(yīng)的理論排量q；④根據(jù)圖版進行黏度校正；⑤最終得到校正后的單井日產(chǎn)油量Qo。

表1是LH4-α-A5H井投產(chǎn)后的生產(chǎn)狀態(tài)數(shù)據(jù)。從表中可以計算出總揚程H=418.83 m。

該井選用的電潛泵泵型是HN13500/74，因此單級泵揚程為：h=5.66 m。

根據(jù)HN13500型電潛泵運行特性曲線，單級泵揚程5.66 m對應(yīng)的理論排量為：q=1081 m3/d。

由于泵特性曲線是采用純水作為流體介質(zhì)通過大量實驗繪制的，而實際生產(chǎn)中，電潛泵輸送的是油、氣、水混合液，因此需要進行流體黏度的校正。通過查找圖版后，可知校正系數(shù)為0.71，因此該井投產(chǎn)時的日產(chǎn)油量為：Q0=767 m3/d。

3.2 理論無因次采油指數(shù)曲線

LH4-α油田評價井LH4-α-2位于礁后區(qū)西北部，通過取心實驗獲得7條相滲曲線，并通過數(shù)學(xué)方法對相對滲透率曲線進行歸一化處理。

表1 LH4-α-A5H井生產(chǎn)狀態(tài)數(shù)據(jù)表

根據(jù)歸一化的相滲曲線，得到理論無因次采油指數(shù)曲線(如圖3所示)，并回歸得到以下公式：

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

909.9fw+1582)

(6)

圖3 LH4-α油田礁后區(qū)理論無因次采油指數(shù)曲線

3.3 含水率計算

根據(jù)該井的實際無因次采油指數(shù)Jo，結(jié)合理論無因次采油指數(shù)曲線回歸的公式，可計算該井的含水率。見圖4。

圖4 LH4-α-A5H井計算含水率與井口溫度隨時間變化關(guān)系曲線

通過A5H井計算含水率與實測含水率對比分析可知(見表2)，計算含水率與實測含水率相比誤差小，預(yù)測準(zhǔn)確度高；而且計算含水率與井口溫度隨時間的變化趨勢基本一致，這也從側(cè)面印證了該方法的可靠性。

表2 LH4-α-A5H井含水率對比

4 結(jié)論

針對LH4-α油田單井難以實時監(jiān)測生產(chǎn)數(shù)據(jù)的狀況，探索出了單井含水率的計算方法。實例表明，A5H井計算含水率與實測含水率相比誤差小，預(yù)測準(zhǔn)確度高，而且計算含水率與井口溫度隨時間的變化趨勢基本一致，這也從側(cè)面印證該方法的可靠性。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)05-0075-03

2015-03-16

劉平，工程師，碩士，1987年生，2007年畢業(yè)于中國石油大學(xué) (華東)石油工程系，現(xiàn)從事南海礁灰?guī)r油田開發(fā)研究工作。

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