==深圳-熊书权陆丰13-2油田开发井投产生产压力系统节点分析

陆丰13-2油田开发井投产生产压力系统节点分析

熊书权 闫正和

中海石油(中国)有限公司深圳分公司开发生产部

摘 要 油田开发过程中油井的供液能力不断的变化，如何紧密结合油藏资料，做好油井的生产动态预测工作，采取合理的工艺设计和生产参数，对于高效开采油田及充分发挥油井潜能具有重要的意义。本文通过利用PEOffice软件对陆丰13-2油田三口水平井进行节点分析与优化设计，分析油井的潜能，选择合理的工作制度，并进行生产动态预测，以指导下步油井投产和日常管理工作。

主题词：PEOffice 自喷 电泵 生产参数 节点分析 工作制度

1 概况

陆丰13-2油田位于珠江口盆地，2005年10月即将投产三口水平井A1h、A2h及A3h井，此三口水平井需要进行投产前的产能分析、系统优化分析以及人工举升设计。为保证三口水平井优化开采，利用PEOffice软件对陆丰13-2油田的三口水平井进行进行节点分析与优化设计，分析油井的潜能，选择合理的工作制度，并进行生产动态预测，以达到指导油井顺利投产及今后油井日常管理工作的目的。内容主要包括计算方法选择、油井产能分析、油井自喷能力评价、油井电泵生产参数合理性评价、电泵生产参数设计、油井工作制度推荐6个部分。 2 计算方法选择

2.1 PVT高压物性计算方法优选

根据该区块油藏流体高压物性测试数据，利用ProdDesign模块的PVT拟合功能，选择相关的PVT物性计算模型，计算结果如下：

溶解气油比：Lasater，修正系数：1.2976； 原油体积系数：Standing ，修正系数：1.002；

原油粘度（见图1）：死油粘度：Beggs-Robinson，饱和原油：Khan，未饱和原油：Vasquez-Beggs，修正系数：0.9033；

图1 LF13-2油田原油粘度拟合曲线

2.2 井筒多相流计算方法优选

利用ProdDesign的井筒压力拟合功能，分别用Orkiszewski方法、Beggs-Brill方法及Hagedorn-Brown方法进行单井井筒压力分布拟合计算，油井投产测试数据及拟合情况如表1所示：

表1 三口水平井井筒压力拟合结果表

实际生产数据 井号 产液量3拟合计算值 泵入口压力MPa 12.8 13.3 12.7 地层压力MPa 24.9 25.37 25.04 井口压力MPa 4.937 4.826 4.808 泵入口压力MPa 12.77 13.25 12.73 含水井口温度℃ 78 72 81 井口油压MPa 4.79 4.65 4.93 相对 误差 % 1.04 1.32 0.68 （m/d） 率 % A1h A2h A3h 1061.2 1112.9 1112.9 0.0 0.0 0.0 拟合结果看，三种方法计算结果基本一致，但考虑到陆丰13-2油田三口油井均为水平井，且Beggs-Brill方法能很好的计算倾斜多相管流，因而选用Beggs-Brill方法进行井筒压力拟合。 3 油井产能分析 3.1 流入动态计算分析

油井投产初期由于缺乏油井现场测试数据，同时在进行单井产能计算上Joshi公式需要参数相对简单，也能反映水平井向井流动特点，因此选择该方法作为IPR计算方法。该方法表达式见下：

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结合陆丰13-2油田开发井物性统计表（表2）

表2 LF13-2油田开发井物性统计表 井段 井号 m A1h A2h A3h 2980-3432 2640-3090 2758-3348 m 452 450 590 mD 1975.6 1000.3 1091.5 % 24.9 21.3 21.6 % 11.7 10.5 13.7 水平段长度 渗透率 孔隙度 含水饱和度 根据LF13-2-1井相关资料可知，油层有效厚度：A1h井及A3h井：17.6m，A2h井：22.2m，结合油井2005年11月至2005年12月油井测试数据，运用ProdDesign进行产能计算分析得到三口水平井无阻流量及采液指数如下：

表3 LF13-2油田三口水平井采液能力结果表 无阻流量 井号 A1h A2h A3h Joshi 计算方法 m3/d 采液指数 m3/d.MPa 2671.05 2435.50 1576.47 65292.3 60776.5 39166.6 3.2 单井产量拟合

在高压物性、井筒多相流及流入动态计算基础上结合油井实际生产数据，运用节点分析方法计算单井产量。通过与实际产量对比，误差在3%以内，建立模型符合油井实际生产情况。

表4 LF13-2油田三口水平井产量拟合结果表

井号 A1h A2h A3h 时间 20051226 20051228 20051229 井口油压 井口温度 日产液量 计算日产液量 MPa 4.69 4.83 4.83 C 80.00 80.00 76.00 m3/d 906.20 1216.22 1069.95 m3/d 923.63 1216.38 1038.44 误差 % 1.92 0.01 2.95

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4 油井自喷能力评价 4.1 油井自喷期分析

根据陆丰13-2油田水平井配产方案，分别计算三口油井不同产量，不同含水率下井口油压与油管内径的关系曲线。由于海上油田投产初期已将电潜泵下入，而且该油田三口油井钻井造斜点在1000m左右，泵下深受到此限制，因而油管下入深度统一考虑1000m。

表5 LF13-2油田三口水平井自喷计算条件 油管下入深度 m 1000 油管内径 mm 62、76、88、100.5、114 含水率 % 0、10、30、40、50、60、70

以A1井计算结果图2、图3为例（A2、A3井略），从图中可以看出随着油管内径的增大，井口油压增加，但增幅逐渐减小，油管内径到达100.5mm后井口油压基本保持不变。同时随着含水率的上升，井口油压逐渐减小。考虑到今后作业施工配套工具等因素，推荐使用内径为100.5mm油管生产。

当该井含水大于40%，油井在日产液量1000m3/d情况下，井口油压普遍低于外输压力（2.5MPa）要求，不能满足自喷条件，此时为保证外输应转人工举升方式采油。

附图2 A1井不同油管尺寸下井口油压与含水率关系曲线

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（自喷日产液量：1908m/d）

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附图3 A1井不同油管尺寸下井口油压与含水率关系曲线

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（自喷日产液量：1000m/d）

4.2 油嘴尺寸敏感分析

由上可知油井在初期是可以自喷生产的，因此对于油嘴的选择十分必要，在此通过计算不同条件下自喷日产液量与油嘴关系，为实际生产提供参考。

表6 LF13-2油田三口水平井油嘴敏感分析条件 油管下入深度 m 1000 油管内径 mm 100.5 井口回压 MPa 2.0、2.5 含水率 % 0、5、10、15、20、25、30、40

图4 A1井不同含水率下日产液量与油嘴尺寸关系曲线

（自喷井口回压：2.0MPa）

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