陈民锋，时建虎，盖 建，王 敏，吴 丽

(中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

一种评价油水井生产能力的新方法及其应用研究

陈民锋，时建虎，盖 建，王 敏，吴 丽

(中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

准确认识和评价油水井生产能力，是油田进行合理配产配注和开发调整的基本依据。在综合分析油水井基本产能公式和实际生产动态变化的基础上，建立了累积产液量、注入量与生产压差积分的关系，并用综合产液指数、综合吸水指数，来反映油水井的实际生产能力；而在实际生产过程中，开采条件变化产生的影响可以直观地反映在不同阶段油水井的生产能力变化上，通过计算不同阶段的综合产液指数、综合吸水指数，可以准确分析和评价不同开发阶段、不同条件下，油水井综合生产能力和变化趋势。实例应用表明，利用本文建立的方法，计算过程简捷、分析结果准确，可以为油藏开发调整和油井措施的实施奠定基础。

生产能力 压差积分 综合产液指数 综合吸水指数

油(水)井生产能力通常用日产(注)液量与生产压差的比值来反映，准确认识和评价油(水)井生产能力，是油田进行合理配产配注和开发调整的重要依据。但由于日产数据是波动的、不稳定的，而且油(水)井静压一般也难以获取，因此直接采取这种定义法计算生产能力，难以准确反映油(水)井在某阶段的实际情况[1-8]。本文在综合分析油水井基本产能公式和实际生产动态变化的基础上，建立累积产出量、注入量与生产压差积分的关系，并用综合产液、综合吸水指数，来反映不同生产阶段油(水)井生产能力。由于采取的是累积时间数据序列，可以有效消除日产数据不准确引起的误差；采用该方法，可以分析和评价油(水)井在不同开发阶段的整体变化趋势。

1 综合生产能力评价方法的建立

1.1基本关系式的推导

在满足达西定律条件下，基于稳态、牛顿流体的直井径向流产量基本计算公式为[9]：

(1)

(2)

则采油井产液量可表示为：

(3)

上式为瞬时的产液量，两端分别对时间进行积分，可得采油井累积产液量的表达式：

(4)

对于注水井的累积注入量，上式变为：

(5)

式中：K，kro，krw为绝对渗透率、油相渗透率和水相渗透率，10-3μm2；h为有效厚度，m；re、rw为驱动半径、井筒半径，m；S为表皮系数；μo,μw为油相、水相的粘度，mPa·s；Bo,Bw为油相、水相的体积系数；Pi，Pe，Pwf为水井井底注入压力、地层静压、油井井底压力，MPa；Qo,Qw，Ql，Qi为油井日产油量、日产水量、日产液量和水井日注水量，m3/d；Lp，Wi为油井累积产液量、水井累积注入量，104m3。

假设在油(水)井的生产过程中，可以划分为多个稳定生产阶段(生产时间段足够小就可以满足)，而在此阶段生产稳定，油水的相对流动能力随时间的变化不大[9-10]。

令，

其中，mp，mi反映在不同生产阶段油(水)井的综合生产能力，可称之为采油井综合产液能力指数、注水井综合吸水能力指数。

则(4)式变为：

(6)

式(6)反映的是采油井累积产液量(产油量)与生产压差积分的关系；物理意义是采油井累积产出一定的液量，总共消耗了多少的驱动能量。mp的倒数，其实反映了在不同阶段采油井生产过程中受到的综合阻力大小。

则(5)式变为：

(7)

式(7)反映的是注水井累积注入量与注入压差积分的关系；物理意义是注水井累积注入一定的液量，总共消耗了多少的作用能量。mi的倒数，其实反映了不同阶段注水井在生产过程中受到的综合阻力大小。

在直角坐标上，绘制出采油井、注水井累积产液量(产油量)、注水量，与生产压差积分的关系曲线，就可以分析不同时间段油水井的综合产液(产油)、吸水能力指数变化。见图1。

图1 累积产出/注入量与生产压差积分关系示意

由于关系曲线采用的数据是累积生产数据，这样就避免瞬时取值带来的误差，更能反映油(水)井生产过程中的整体变化趋势。

1.2评价方法的应用

基于前面建立的基本关系式(6)、(7)，在进行实际油(水)井分析计算时，基本步骤为：

①根据实际有效生产时间整理油(水)井日产动态数据，建立日产时间-累积产出/注入量的时间序列。

②根据实际有效生产时间整理油(水)井日产压差数据，如没有油井没有流压数据，可利用动(静)液面折算得到；如一段时间内没有静压数据，可利用已有的时间-压力关系，通过对时间(日)的线性插值处理。

③绘制累积产出/注入量与生产压差积分关系曲线，根据线段变化情况划分出不同阶段，并分阶段计算直线的斜率。

利用以上方法和步骤，可对油(水)井在不同阶段的生产变化进行分析，其用途包括：

①图1中直线的斜率，反映该阶段油(水)井的综合生产能力，可作为配产配注的基础；

②通过分析油(水)井不同阶段直线斜率的前后变化情况，可以分析、评价单井措施(储层改造、产层调整等)的增产效果，以及储层污染、异常变化等的影响；

③当油(水)井生产正常、近期没有采取调整措施时，对图1直线段进行数据分析，可以反推出油(水)井在该开发阶段的地层静压。

2 实际应用分析

DH油藏为砂岩油藏，采取注水开发。利用本文建立的方法，选择DH油田典型油(水)井进行生产动态分析；其中采油井DH-O1位于油藏内部区域，而DH-O2在靠近油藏边部的位置。

DH油藏注水井(DH-W1)的累积注入量与生产压差积分关系曲线见图2。

图2 DH-W1井累积注入量与压差积分关系

由图2可以看出：注水井在稳定生产后，一般很少作一些较大的调整，生产层位稳定；因此在整个开发阶段，反映在累积注入量与生产压差积分关系曲线上变化较小，生产能力整体呈现稳定的发展趋势，综合吸水能力指数为0.85。这同时也反映出，该井在整个注水阶段，受到的地层污染、储层伤害等问题的影响较少。

DH油藏采油井(DH-O1、DH-O2)的累积产出液量与生产压差积分关系曲线见图3、4。

图3 DH-O1井累积产液量与压差积分关系

由图3可以看出：DH-O1井初期综合产液能力指数为0.36，但随着开发的进行，油井生产出现了一些的问题，在累积产液量与生产压差积分关系曲线上变现为直线斜率变小；而后该油井采取储层酸化处理、补孔和产液结构调整等措施，使得油井产能得到了一定恢复和提高，表现在后期的关系曲线上，直线段稳定，斜率增大到0.69，综合产液能力指数提高了1.9倍。

图4 DH-O2井累积产液量与压差积分关系

由图4可以看出：DH-O2井相比与DH-O1井，储层物性相对较差，因此该油井初期综合产液能力指数为0.28(相对较小)；后期油井生产出现了一定的问题，通过储层酸化处理等措施，该油井生产能力得到一定的恢复，但一直未恢复到初始水平(综合产液能力指数为0.21)，并且有进一步降低的趋势；这反映出物性较差的边部油井，在开发后期综合生产能力的降低，是影响其效果的重要因素。

4 主要认识

(1)在建立的累积产出量、注入量与生产压差积分关系的基础上，提出用综合产液、综合吸水指数，来反映不同生产阶段油(水)井生产能力；由于采用的数据是累积生产数据，有效地避免了瞬时取值带来的误差，更能反映油(水)井生产过程中的整体变化趋势。

(2)利用本文建立的方法，可以方便地确定出在不同开发阶段、不同开发条件下油(水)井的综合生产能力及其变化趋势，为油藏开发调整和油井措施的实施奠定基础；实例应用表明，该方法具有很好的适用性。

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(编辑 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：陈民锋(1971—)，副教授，博士；主要从事油田开发系统理论方法和三次采油技术研究工作。电话：010-89733096，E-mail：cmfllp96@126.com。

国家科技重大专项课题子课题《西非深水油田注采优化及高效开发模式研究》(2011ZX05030-005-05)。