水驱砂岩油藏高含水期单井动态分析及提液时机研究——以沈84-安12块为例

柳 东

(中国石油辽河油田分公司沈阳采油厂，辽宁新民 110316)

1 研究区概况

2 油井单井生产状态研究

通过对油井的示功图分析和泵的有效排量计算，来确认油井生产状态。

油井在正常生产状态下示功图动态表现为两种：一种是油井供液充足，功图充满度高；一种是油井供液不足，功图充满度不高。可利用示功图的有效排量计算确定油井的生产状态[2]，确定有效排量前提是确定有效冲程。根据泵示功图、阀开闭点的位置与柱塞有效冲程三者之间关系,确定有效冲程。有效冲程：L=(L1/L2)×S；有效排量= (L1/L2)×KSN(其中:L1为有效冲程横坐标；L2为最大冲程横坐标；K为泵径系数；S为最大冲程；N为冲次)。现场用15%波动代替混合液体积系数变化和密度变化及其它各种因素产生的误差，以减少计算步骤和提高分析效率[3]。

实例1：静69-261(图1)。测试日期：2011-01-05；泵型：44，冲次：2.94 r/min，最大冲程:5.59 m,实际计量液量为28.9 t。根据功图计算:有效冲程4.8 m,有效液量30.9 t，有效泵效93.5%。

图1 静69-269示功图

实例2：静73-161(图2)。测试日期：2011-01-28；泵型70；冲次4.08 r/min；最大冲程4.76 m,实际计量液量为48.1 t;根据功图计算有效冲程为2.13 m;有效液量48.1 t;有效泵效为100%。

由于油管内混合物具有可压缩性,根据柱塞有效冲程计算出的井下排液量并不等于地面产液量。利用示功图计算液量可以确定油井单井生产状态是不是正常的。有效泵效分三类：第一类是0.85≤Q实/Q有效≤1.15，当示功图充满度高时为供液充足；当示功图充满度不高时为供液不足。第二类是Q实/Q有效>1.15，当示功图充满度高时为连抽带喷，当示功图充满度不高时为计量不准确。第三类是Q实/Q有效<0.85，油井处于不正常生产状态，示功图充满度高，功图面积变小，认为是管漏；当增载线或卸载线变长，认为是泵漏[1-4]；当0.5≤Q实/Q有效≤0.85，建议进行地面维护(洗井，碰泵，控套压等)，维持生产；当Q实/Q有效<0.5时建议修井作业。

图2 静73-161示功图

3 油井沉没度确定

通过对油井液面的研究确立合理沉没度，合理沉没度确立后可以有效决定油井提液分界线。

当油井处于正常生产状态时，通过泵效与含水关系确定在泵效最大情况下的沉没度。将油井的含水按照10%的级别进行递增，划分为60%～70%,70%～80%,80%～90%,90%以上4个含水区间，在抽油泵正常生产前提下，对相同含水级别的抽油机井以沉没度为横坐标，泵效为纵坐标，绘制了泵效随沉没度变化的关系曲线[5]。从图3中看出，随着沉没度的增加，泵效增加，当沉没度达到一定值时，泵效曲线逐渐变缓最终不再上升；沉没度相同时，含水越高，泵效越高。最终确定：当含水大于90%时，沉没度为200～250 m即可满足要求，再增加沉没度，泵效不增加；当含水为80%～90%时，泵效达到最大时，所需沉没度为250～300 m；当含水70%～80%时，泵效最大时所需沉没度为300～350 m；当含水为60%～70%时，泵效最大时所需沉没度为350～400 m。

沈84-安12块综合含水为93.83%，其中95%以上油井含水在80%以上，在油井保持正常生产状态下，以200～300m为界分段对油井供举关系进行分析。当沉没度低于200 m时，认为供液不足[7]，供举不匹配，供弱于举，产液速度小[8]；当沉没度处于200～300 m时，认为供液产出合理，供举匹配[9]；当沉没度大于300 m以上，认为供液过足，供强于举，产液速度大[6]。

图3 沉没度与泵效关系曲线

4 水油井注采关系确认

注采比是注入水的地下体积与采出液的地下体积之比。注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况,反映产液量、注水量与地层压力之间联系的综合指标。在注水开发过程中,油水井要进行配产配注。沈84-安12块进入高含水开发期,合理的注采比可以有效地缓解平面、层间和层内矛盾,并使地层保持一定的压力, 保证油井正常生产。

4．1 合理注采比确定

当油藏产液量基本稳定时，确定地层压降与注采比关系。沈84-安12块注采比与压降曲线见图4，计算出目前合理注采比应为1.07左右。参照油藏描述及关于合理注采比理论研究，确定1.1作为合理注采比。

图4 沈84-安12块注采比与地层压降关系

4．2 单井注采比确定

在油田开发初期，认为注水井注入水是均匀向四周扩散的，油井产液是周边液体均匀流入井筒内，并以此制定合理的配产和配注；在实际开发中，注水井首先与周边一线油井存在注采对应关系，在水井水驱方向和油井产液量来源于注水井的方向比例系数不确定下，将注水井水量平均劈分给周边一线有注采对应的油井，同时将油井液量平均劈分给周边一线有注采对应关系水井。这样由于每口水井注入量不同，每口油井产液量不同，产生的注采比并不相同。由于沈84-安12块油水井多，在单井注采比研究中存在一定误差，把合理注采比放大范围，认为当注采比范围在0.9～1.3是注采合理[10]；当注采比大于1.3时认为是注强于采；当注采比小于0.9时认为是注弱于采。

5 单井动态分析及提液时机确定

结合沈84-安12块基本情况和生产经验，根据示功图、沉没度和注采比三者之间的关系，确定了12种提液时机分类，见表1。

6 结论

(1)利用示功图、沉没度、注采比三者之间关系分析单井动态及提液时机，在现场中很实用，有效提升了油井生产时率和泵效。

表1 十二种动态关系分类

(2)在单井状态确认时要充分考虑各因素带来的不确性，合理确认误差范围。

(3)由于储层的非均质性，注水量和产液量的劈分较难确定，明确注水井各层注水量方向比例,确定生产井产液量来源于个注水井的方向比例系数，从而最大限度解决高含水后期的层间矛盾和平面矛盾,满足油田稳油控水的需要。

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