陳民鋒，時(shí)建虎，蓋 建，王 敏，吳 麗

(中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京 102249)

一種評(píng)價(jià)油水井生產(chǎn)能力的新方法及其應(yīng)用研究

陳民鋒，時(shí)建虎，蓋 建，王 敏，吳 麗

(中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京 102249)

準(zhǔn)確認(rèn)識(shí)和評(píng)價(jià)油水井生產(chǎn)能力，是油田進(jìn)行合理配產(chǎn)配注和開發(fā)調(diào)整的基本依據(jù)。在綜合分析油水井基本產(chǎn)能公式和實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化的基礎(chǔ)上，建立了累積產(chǎn)液量、注入量與生產(chǎn)壓差積分的關(guān)系，并用綜合產(chǎn)液指數(shù)、綜合吸水指數(shù)，來反映油水井的實(shí)際生產(chǎn)能力；而在實(shí)際生產(chǎn)過程中，開采條件變化產(chǎn)生的影響可以直觀地反映在不同階段油水井的生產(chǎn)能力變化上，通過計(jì)算不同階段的綜合產(chǎn)液指數(shù)、綜合吸水指數(shù)，可以準(zhǔn)確分析和評(píng)價(jià)不同開發(fā)階段、不同條件下，油水井綜合生產(chǎn)能力和變化趨勢(shì)。實(shí)例應(yīng)用表明，利用本文建立的方法，計(jì)算過程簡(jiǎn)捷、分析結(jié)果準(zhǔn)確，可以為油藏開發(fā)調(diào)整和油井措施的實(shí)施奠定基礎(chǔ)。

生產(chǎn)能力 壓差積分 綜合產(chǎn)液指數(shù) 綜合吸水指數(shù)

油(水)井生產(chǎn)能力通常用日產(chǎn)(注)液量與生產(chǎn)壓差的比值來反映，準(zhǔn)確認(rèn)識(shí)和評(píng)價(jià)油(水)井生產(chǎn)能力，是油田進(jìn)行合理配產(chǎn)配注和開發(fā)調(diào)整的重要依據(jù)。但由于日產(chǎn)數(shù)據(jù)是波動(dòng)的、不穩(wěn)定的，而且油(水)井靜壓一般也難以獲取，因此直接采取這種定義法計(jì)算生產(chǎn)能力，難以準(zhǔn)確反映油(水)井在某階段的實(shí)際情況[1-8]。本文在綜合分析油水井基本產(chǎn)能公式和實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化的基礎(chǔ)上，建立累積產(chǎn)出量、注入量與生產(chǎn)壓差積分的關(guān)系，并用綜合產(chǎn)液、綜合吸水指數(shù)，來反映不同生產(chǎn)階段油(水)井生產(chǎn)能力。由于采取的是累積時(shí)間數(shù)據(jù)序列，可以有效消除日產(chǎn)數(shù)據(jù)不準(zhǔn)確引起的誤差；采用該方法，可以分析和評(píng)價(jià)油(水)井在不同開發(fā)階段的整體變化趨勢(shì)。

1 綜合生產(chǎn)能力評(píng)價(jià)方法的建立

1.1基本關(guān)系式的推導(dǎo)

在滿足達(dá)西定律條件下，基于穩(wěn)態(tài)、牛頓流體的直井徑向流產(chǎn)量基本計(jì)算公式為[9]：

(1)

(2)

則采油井產(chǎn)液量可表示為：

(3)

上式為瞬時(shí)的產(chǎn)液量，兩端分別對(duì)時(shí)間進(jìn)行積分，可得采油井累積產(chǎn)液量的表達(dá)式：

(4)

對(duì)于注水井的累積注入量，上式變?yōu)椋?/p>

(5)

式中：K，kro，krw為絕對(duì)滲透率、油相滲透率和水相滲透率，10-3μm2；h為有效厚度，m；re、rw為驅(qū)動(dòng)半徑、井筒半徑，m；S為表皮系數(shù)；μo,μw為油相、水相的粘度，mPa·s；Bo,Bw為油相、水相的體積系數(shù)；Pi，Pe，Pwf為水井井底注入壓力、地層靜壓、油井井底壓力，MPa；Qo,Qw，Ql，Qi為油井日產(chǎn)油量、日產(chǎn)水量、日產(chǎn)液量和水井日注水量，m3/d；Lp，Wi為油井累積產(chǎn)液量、水井累積注入量，104m3。

假設(shè)在油(水)井的生產(chǎn)過程中，可以劃分為多個(gè)穩(wěn)定生產(chǎn)階段(生產(chǎn)時(shí)間段足夠小就可以滿足)，而在此階段生產(chǎn)穩(wěn)定，油水的相對(duì)流動(dòng)能力隨時(shí)間的變化不大[9-10]。

令，

其中，mp，mi反映在不同生產(chǎn)階段油(水)井的綜合生產(chǎn)能力，可稱之為采油井綜合產(chǎn)液能力指數(shù)、注水井綜合吸水能力指數(shù)。

則(4)式變?yōu)椋?/p>

(6)

式(6)反映的是采油井累積產(chǎn)液量(產(chǎn)油量)與生產(chǎn)壓差積分的關(guān)系；物理意義是采油井累積產(chǎn)出一定的液量，總共消耗了多少的驅(qū)動(dòng)能量。mp的倒數(shù)，其實(shí)反映了在不同階段采油井生產(chǎn)過程中受到的綜合阻力大小。

則(5)式變?yōu)椋?/p>

(7)

式(7)反映的是注水井累積注入量與注入壓差積分的關(guān)系；物理意義是注水井累積注入一定的液量，總共消耗了多少的作用能量。mi的倒數(shù)，其實(shí)反映了不同階段注水井在生產(chǎn)過程中受到的綜合阻力大小。

在直角坐標(biāo)上，繪制出采油井、注水井累積產(chǎn)液量(產(chǎn)油量)、注水量，與生產(chǎn)壓差積分的關(guān)系曲線，就可以分析不同時(shí)間段油水井的綜合產(chǎn)液(產(chǎn)油)、吸水能力指數(shù)變化。見圖1。

圖1 累積產(chǎn)出/注入量與生產(chǎn)壓差積分關(guān)系示意

由于關(guān)系曲線采用的數(shù)據(jù)是累積生產(chǎn)數(shù)據(jù)，這樣就避免瞬時(shí)取值帶來的誤差，更能反映油(水)井生產(chǎn)過程中的整體變化趨勢(shì)。

1.2評(píng)價(jià)方法的應(yīng)用

基于前面建立的基本關(guān)系式(6)、(7)，在進(jìn)行實(shí)際油(水)井分析計(jì)算時(shí)，基本步驟為：

①根據(jù)實(shí)際有效生產(chǎn)時(shí)間整理油(水)井日產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，建立日產(chǎn)時(shí)間-累積產(chǎn)出/注入量的時(shí)間序列。

②根據(jù)實(shí)際有效生產(chǎn)時(shí)間整理油(水)井日產(chǎn)壓差數(shù)據(jù)，如沒有油井沒有流壓數(shù)據(jù)，可利用動(dòng)(靜)液面折算得到；如一段時(shí)間內(nèi)沒有靜壓數(shù)據(jù)，可利用已有的時(shí)間-壓力關(guān)系，通過對(duì)時(shí)間(日)的線性插值處理。

③繪制累積產(chǎn)出/注入量與生產(chǎn)壓差積分關(guān)系曲線，根據(jù)線段變化情況劃分出不同階段，并分階段計(jì)算直線的斜率。

利用以上方法和步驟，可對(duì)油(水)井在不同階段的生產(chǎn)變化進(jìn)行分析，其用途包括：

①圖1中直線的斜率，反映該階段油(水)井的綜合生產(chǎn)能力，可作為配產(chǎn)配注的基礎(chǔ)；

②通過分析油(水)井不同階段直線斜率的前后變化情況，可以分析、評(píng)價(jià)單井措施(儲(chǔ)層改造、產(chǎn)層調(diào)整等)的增產(chǎn)效果，以及儲(chǔ)層污染、異常變化等的影響；

③當(dāng)油(水)井生產(chǎn)正常、近期沒有采取調(diào)整措施時(shí)，對(duì)圖1直線段進(jìn)行數(shù)據(jù)分析，可以反推出油(水)井在該開發(fā)階段的地層靜壓。

2 實(shí)際應(yīng)用分析

DH油藏為砂巖油藏，采取注水開發(fā)。利用本文建立的方法，選擇DH油田典型油(水)井進(jìn)行生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析；其中采油井DH-O1位于油藏內(nèi)部區(qū)域，而DH-O2在靠近油藏邊部的位置。

DH油藏注水井(DH-W1)的累積注入量與生產(chǎn)壓差積分關(guān)系曲線見圖2。

圖2 DH-W1井累積注入量與壓差積分關(guān)系

由圖2可以看出：注水井在穩(wěn)定生產(chǎn)后，一般很少作一些較大的調(diào)整，生產(chǎn)層位穩(wěn)定；因此在整個(gè)開發(fā)階段，反映在累積注入量與生產(chǎn)壓差積分關(guān)系曲線上變化較小，生產(chǎn)能力整體呈現(xiàn)穩(wěn)定的發(fā)展趨勢(shì)，綜合吸水能力指數(shù)為0.85。這同時(shí)也反映出，該井在整個(gè)注水階段，受到的地層污染、儲(chǔ)層傷害等問題的影響較少。

DH油藏采油井(DH-O1、DH-O2)的累積產(chǎn)出液量與生產(chǎn)壓差積分關(guān)系曲線見圖3、4。

圖3 DH-O1井累積產(chǎn)液量與壓差積分關(guān)系

由圖3可以看出：DH-O1井初期綜合產(chǎn)液能力指數(shù)為0.36，但隨著開發(fā)的進(jìn)行，油井生產(chǎn)出現(xiàn)了一些的問題，在累積產(chǎn)液量與生產(chǎn)壓差積分關(guān)系曲線上變現(xiàn)為直線斜率變小；而后該油井采取儲(chǔ)層酸化處理、補(bǔ)孔和產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整等措施，使得油井產(chǎn)能得到了一定恢復(fù)和提高，表現(xiàn)在后期的關(guān)系曲線上，直線段穩(wěn)定，斜率增大到0.69，綜合產(chǎn)液能力指數(shù)提高了1.9倍。

圖4 DH-O2井累積產(chǎn)液量與壓差積分關(guān)系

由圖4可以看出：DH-O2井相比與DH-O1井，儲(chǔ)層物性相對(duì)較差，因此該油井初期綜合產(chǎn)液能力指數(shù)為0.28(相對(duì)較小)；后期油井生產(chǎn)出現(xiàn)了一定的問題，通過儲(chǔ)層酸化處理等措施，該油井生產(chǎn)能力得到一定的恢復(fù)，但一直未恢復(fù)到初始水平(綜合產(chǎn)液能力指數(shù)為0.21)，并且有進(jìn)一步降低的趨勢(shì)；這反映出物性較差的邊部油井，在開發(fā)后期綜合生產(chǎn)能力的降低，是影響其效果的重要因素。

4 主要認(rèn)識(shí)

(1)在建立的累積產(chǎn)出量、注入量與生產(chǎn)壓差積分關(guān)系的基礎(chǔ)上，提出用綜合產(chǎn)液、綜合吸水指數(shù)，來反映不同生產(chǎn)階段油(水)井生產(chǎn)能力；由于采用的數(shù)據(jù)是累積生產(chǎn)數(shù)據(jù)，有效地避免了瞬時(shí)取值帶來的誤差，更能反映油(水)井生產(chǎn)過程中的整體變化趨勢(shì)。

(2)利用本文建立的方法，可以方便地確定出在不同開發(fā)階段、不同開發(fā)條件下油(水)井的綜合生產(chǎn)能力及其變化趨勢(shì)，為油藏開發(fā)調(diào)整和油井措施的實(shí)施奠定基礎(chǔ)；實(shí)例應(yīng)用表明，該方法具有很好的適用性。

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(編輯 王建年)

A new method for evaluation of oil well production capacity and its application

Chen Minfeng,Shi Jianhu,Gai Jian,Wang Min,Wu Li

(PetroleumEngineeringFaculty,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

Based on a comprehensive analysis of the basic productivity formula and the dynamic changes in actual production performance,it was established the relationship among the cumulative fluid production,water injection volume and the integral of production pressure.The integrated liquid production index and the comprehensive water index were used to reflect the actual production capacity of oil wells.In the field,variation of the production capacity of oil wells in the different stages can reflect the impact of production-condition changes directly.By calculating the integrated liquid production index and the comprehensive water index in different production stages,the overall production capacity of oil wells and trends in different stages and under different conditions can be analyzed and evaluated exactly.The practical application showed that the proposed method has a simple calculation process and precise results to lay the foundation for the adjustment of oilfield development and the implementation of well stimulations.

production capacity;pressure differential integral;comprehensive liquid production index;comprehensive water injectivity index

TE331

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2015.01.010

2014-06-04；改回日期2014-08-05。

收稿日期：陳民鋒(1971—)，副教授，博士；主要從事油田開發(fā)系統(tǒng)理論方法和三次采油技術(shù)研究工作。電話：010-89733096，E-mail：cmfllp96@126.com。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)課題子課題《西非深水油田注采優(yōu)化及高效開發(fā)模式研究》(2011ZX05030-005-05)。