1.本发明属于油田单井含水率检测技术领域，尤其涉及一种高含水单井原油综合含水率检测方法。
背景技术：
2.现阶段，针对油田高含水单井的原油综合含水率检测方法主要包括有蒸馏法、离心法、电脱法等，而其中采用最广泛的是蒸馏法。然而发明人在研究过程中发现，基于蒸馏法开展的原油综合含水率测定存在有如下几点问题：一是步骤繁多，操作复杂。具体的，蒸馏法测定原油综合含水率至少包括有8个步骤，其中涉及称量的步骤就有3个；二是分析时间长，单个样品检测时间长达到1个小时；三是原材料使用量大、成本高，蒸馏法测定含水过程需要使用大量溶剂汽油，每个样品添加量为（100～200）ml不等，造成检测成本高昂；并且，对溶剂汽油进行加热的过程可能造成苯类有毒有害物质挥发，对检测人员的健康存在潜在威胁。
技术实现要素：
3.本发明提供了一种高含水单井原油综合含水率检测方法，该高含水单井原油综合含水率检测方法可以简化高含水单井原油综合含水率检测流程，提高综合含水率检测工作的效率，同时可有效降低检测分析成本，具有较高应用价值。
4.为解决上述技术问题，本发明采用了如下技术方案：一种高含水单井原油综合含水率检测方法，包括有如下步骤：步骤1：采样测定高含水单井的游离含水率h；步骤2：使用蒸馏法测定高含水单井的乳化含水率h；步骤3：计算得到高含水单井的实际综合含水率ψ；步骤4：根据步骤1所得的高含水单井的游离含水率h、根据步骤2所得的高含水单井的乳化含水率h，计算得到高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'；其中，高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'满足：ψ'=h+α
×
(h-hh)；α为与高含水单井开发方式相关联的经验常数。
5.较为优选的，还包括有：步骤5：计算步骤3所得的高含水单井的实际综合含水率ψ与步骤4所得的高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'之间的绝对误差σ；当绝对误差σ不大于额定值时，则认定高含水单井的理论综合含水率ψ'对该高含水单井适用。
6.可选择的，所述绝对误差σ的额定值不大于1.0%。
7.进一步可选择的，当高含水单井的开发方式为注水驱时，α取值为1.03。
8.进一步可选择的，当高含水单井的开发方式为蒸汽驱时，α取值为1.02。
9.进一步可选择的，当高含水单井的开发方式为注聚驱时，α取值为1.01。
10.进一步可选择的，当高含水单井的开发方式为注水驱、蒸汽驱、注聚驱中任意两种或两种以上的混合开发方式时，α取值为1.05。
11.可选择的，所述步骤2中取样确定的高含水单井的游离含水率h的有效适用期为半个月或一个月。
12.本发明提供了一种高含水单井原油综合含水率检测方法，该高含水单井原油综合含水率检测方法包括有采样测定高含水单井的游离含水率h、采样测定高含水单井的乳化含水率h、计算得到高含水单井的实际综合含水率ψ、计算得到高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'、计算高含水单井的实际综合含水率ψ与高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'之间的绝对误差σ等步骤。具有上述步骤的高含水单井原油综合含水率检测方法，其可适应于多数高含水单井的原油综合含水率检测，在简化了高含水单井原油综合含水率检测流程，提高了综合含水率检测工作效率的同时，可有效降低检测分析成本，具有较高应用价值。
具体实施方式
13.本发明提供了一种高含水单井原油综合含水率检测方法，该高含水单井原油综合含水率检测方法可以简化高含水单井原油综合含水率检测流程，提高综合含水率检测工作的效率，同时可有效降低检测分析成本，具有较高应用价值。
14.实施例一本发明提供了一种高含水单井原油综合含水率检测方法，具体的，该高含水单井原油综合含水率检测方法包括有如下步骤：步骤1：采样测定高含水单井的游离含水率h；首先，对高含水单井的游离含水率h进行采样测定。其中，游离含水是指以游离形态存在于原油混合物中的部分水（区别于乳化水、结晶水）。优选的，使用常规重量法实现采样测定高含水单井的游离含水率h的过程。
15.而所以设定高含水单井的游离含水率h的有效适用期，是因为发明人发现在实际应用过程中，不同单井其数据变化的幅值以及数据变化的频率互不相同。对于数据变化幅度、频率较大的单井，其高含水单井的游离含水率h倾向选择较短的有效适用期（例如半个月）；而对于应用过程中相对稳定的单井，其高含水单井的游离含水率h则倾向选择较长的有效适用期（例如一个月）。通过上述选择，设置不同时间段的有效适用期，实现对不同高含水单井（测定模型）的验证和确认。
16.步骤2：使用蒸馏法测定高含水单井的乳化含水率h；在完成步骤1的基础上，进一步采样测定高含水单井的乳化含水率h；需要说明的是，在原油采出、集输的过程中，原油与水两者混合从而会形成w/o型乳状液。进一步分析可以发现，该乳化含水率会对油-水两相流动的流型以及摩阻有显著的影响。因此，还需要进一步对高含水单井的乳化含水率h进行测定。
17.具体的，使用常规蒸馏法实现高含水单井的乳化含水率h的测定。
18.步骤3：计算得到高含水单井的实际综合含水率ψ；在完成步骤2后，继续对高含水单井的实际综合含水率ψ进行测定。高含水单井的实际综合含水率ψ是指油井采出混合物（液体）中水所占的百分含量，用于反映油井的出水状况。
19.具体的，使用步骤1、步骤2测定得到的游离含水率h和乳化含水率h，实现对高含水单井的实际综合含水率ψ的计算过程。
20.步骤4：根据步骤1所得的高含水单井的游离含水率h、根据步骤2所得的高含水单井的乳化含水率h，计算得到高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'；其中，高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'满足：ψ'=h+α
×
(h-hh)；α为与高含水单井开发方式相关联的经验常数。
21.在完成步骤3后，结合步骤1所得的高含水单井的游离含水率h、根据步骤2所得的高含水单井的乳化含水率h，计算得到高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'。
22.需要说明的是，高含水单井开发过程中各单井所使用的开发方式互不相同（例如其开发方式至少包括有常规水驱、蒸汽吞吐、热采、聚合物驱等等），因此在计算高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'的过程中，需要对其所使用经验常数α进行修正。具体的，该经验常数α通过高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'与乳化含水率h、游离含水率h多次拟合后得到。
23.实施例二实施例二包括有实施例一中的全部技术特征，即该高含水单井原油综合含水率检测方法包括有如下步骤：步骤1：采样测定高含水单井的游离含水率h；首先，对高含水单井的游离含水率h进行采样测定。其中，游离含水是指以游离形态存在于原油混合物中的部分水（区别于乳化水、结晶水）。优选的，使用常规重量法实现采样测定高含水单井的游离含水率h的过程。
24.而所以设定高含水单井的游离含水率h的有效适用期，是因为发明人发现在实际应用过程中，不同单井其数据变化的幅值以及数据变化的频率互不相同。对于数据变化幅度、频率较大的单井，其高含水单井的游离含水率h倾向选择较短的有效适用期（例如半个月）；而对于应用过程中相对稳定的单井，其高含水单井的游离含水率h则倾向选择较长的有效适用期（例如一个月）。通过上述选择，设置不同时间段的有效适用期，实现对不同高含水单井（测定模型）的验证和确认。
25.步骤2：使用蒸馏法测定高含水单井的乳化含水率h；在完成步骤1的基础上，进一步采样测定高含水单井的乳化含水率h；需要说明的是，在原油采出、集输的过程中，原油与水两者混合从而会形成w/o型乳状液。进一步分析可以发现，该乳化含水率会对油-水两相流动的流型以及摩阻有显著的影响。因此，还需要进一步对高含水单井的乳化含水率h进行测定需要说明的是，在原油采出、集输的过程中，原油与水两者混合从而会形成w/o型乳状液。进一步分析可以发现，该乳化含水率会对油-水两相流动的流型以及摩阻有显著的影响。因此，还需要进一步对高含水单井的乳化含水率h进行测定。
26.具体的，使用常规蒸馏法实现高含水单井的乳化含水率h的测定。
27.步骤3：计算得到高含水单井的实际综合含水率ψ；在完成步骤2后，继续对高含水单井的实际综合含水率ψ进行测定。高含水单井的实际综合含水率ψ是指油井采出混合物（液体）中水所占的百分含量，用于反映油井的出水状况。
28.具体的，使用步骤1、步骤2测定得到的游离含水率h和乳化含水率h，实现对高含水
单井的实际综合含水率ψ的计算过程。
29.步骤4：根据步骤1所得的高含水单井的游离含水率h、根据步骤2所得的高含水单井的乳化含水率h，计算得到高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'；其中，高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'满足：ψ'=h+α
×
(h-hh)；α为与高含水单井开发方式相关联的经验常数。
30.在完成步骤3后，结合步骤1所得的高含水单井的游离含水率h、根据步骤2所得的高含水单井的乳化含水率h，计算得到高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'。
31.需要说明的是，高含水单井开发过程中各单井所使用的开发方式互不相同（例如其开发方式至少包括有常规水驱、蒸汽吞吐、热采、聚合物驱等等），因此在计算高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'的过程中，需要对其所使用经验常数α进行修正。具体的，该经验常数α通过高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'与乳化含水率h、游离含水率h多次拟合后得到。
32.除此之外，实施例二还进一步公开了步骤5。
33.步骤5可描述为：计算步骤3所得的高含水单井的实际综合含水率ψ与步骤4所得的高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'之间的绝对误差σ；当绝对误差σ不大于额定值时，则认定高含水单井的理论综合含水率ψ'对该高含水单井适用。
34.需要说明的是，在完成步骤1-步骤4后，还需要进行对计算所得的高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'其结果偏差情况进行评估。
35.具体的，偏差情况由高含水单井的实际综合含水率ψ与高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'之间的绝对误差σ确定。技术人员以5%的变化幅值作为间隔，建立实际综合含水率与游离含水率、乳化含水率之间的数学模型；并且依托上述计算公式，计算得到理论模型下的综合含水率ψ'。
36.作为本发明一种较为优选的实施方式，选定绝对误差σ的额定值不大于1.0%。即当计算得到理论模型下的综合含水率与实际综合含水率之间的绝对误差σ不大于1.0%时，则认定计算所得高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'对该高含水单井适用。在此过程中，发明人发现，高含水单井的实际综合含水率ψ大于80%时，其乳化含水率变化幅值不超过5%时，综合含水率ψ变化幅值不超过1%；也就是说，本发明提供的检测方法尤其于适用实际综合含水率ψ大于80%的高含水单井。
37.实施例三实施例三包括有实施例一中的全部技术特征，即该高含水单井原油综合含水率检测方法包括有如下步骤：步骤1：采样测定高含水单井的游离含水率h；首先，对高含水单井的游离含水率h进行采样测定。其中，游离含水是指以游离形态存在于原油混合物中的部分水（区别于乳化水、结晶水）。优选的，使用常规重量法实现采样测定高含水单井的游离含水率h的过程。
38.而所以设定高含水单井的游离含水率h的有效适用期，是因为发明人发现在实际应用过程中，不同单井其数据变化的幅值以及数据变化的频率互不相同。对于数据变化幅度、频率较大的单井，其高含水单井的游离含水率h倾向选择较短的有效适用期（例如半个月）；而对于应用过程中相对稳定的单井，其高含水单井的游离含水率h则倾向选择较长的
有效适用期（例如一个月）。通过上述选择，设置不同时间段的有效适用期，实现对不同高含水单井（测定模型）的验证和确认。
39.步骤2：使用蒸馏法测定高含水单井的乳化含水率h；在完成步骤1的基础上，进一步采样测定高含水单井的乳化含水率h；需要说明的是，在原油采出、集输的过程中，原油与水两者混合从而会形成w/o型乳状液。进一步分析可以发现，该乳化含水率会对油-水两相流动的流型以及摩阻有显著的影响。因此，还需要进一步对高含水单井的乳化含水率h进行测定。
40.具体的，使用常规蒸馏法实现高含水单井的乳化含水率h的测定。
41.步骤3：计算得到高含水单井的实际综合含水率ψ；在完成步骤2后，继续对高含水单井的实际综合含水率ψ进行测定。高含水单井的实际综合含水率ψ是指油井采出混合物（液体）中水所占的百分含量，用于反映油井的出水状况。
42.具体的，使用步骤1、步骤2测定得到的游离含水率h和乳化含水率h，实现对高含水单井的实际综合含水率ψ的计算过程。
43.步骤4：根据步骤1所得的高含水单井的游离含水率h、根据步骤2所得的高含水单井的乳化含水率h，计算得到高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'；其中，高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'满足：ψ'=h+α
×
(h-hh)；α为与高含水单井开发方式相关联的经验常数。
44.在完成步骤3后，结合步骤1所得的高含水单井的游离含水率h、根据步骤2所得的高含水单井的乳化含水率h，计算得到高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'。
45.需要说明的是，高含水单井开发过程中各单井所使用的开发方式互不相同（例如其开发方式至少包括有常规水驱、蒸汽吞吐、热采、聚合物驱等等），因此在计算高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'的过程中，需要对其所使用经验常数α进行修正。具体的，该经验常数α通过高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'与乳化含水率h、游离含水率h多次拟合后得到。
46.除此之外，实施例三还进一步对不同高含水单井的开发方式下所对应的经验常数取值进行了限定。具体的，当高含水单井的开发方式为注水驱时，α取值为1.03；当高含水单井的开发方式为蒸汽驱时，α为取值1.02；当高含水单井的开发方式为注聚驱时，α为取值1.01。最后，当高含水单井的开发方式为注水驱、蒸汽驱、注聚驱中任意两种或两种以上的混合开发方式时，α取值为1.05。
47.本发明提供了一种高含水单井原油综合含水率检测方法，该高含水单井原油综合含水率检测方法包括有采样测定高含水单井的游离含水率h、采样测定高含水单井的乳化含水率h、计算得到高含水单井的实际综合含水率ψ、计算得到高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'、计算高含水单井的实际综合含水率ψ与高含水单井的理论模型下的综合含水率ψ'之间的绝对误差σ等步骤。具有上述步骤的高含水单井原油综合含水率检测方法，其可适应于多数高含水单井的原油综合含水率检测，在简化了高含水单井原油综合含水率检测流程，提高了综合含水率检测工作效率的同时，可有效降低检测分析成本，具有较高应用价值。
48.以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵
盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。