胡艾國，熊 佩，姚昌宇

（中石化華北分公司工程技術(shù)研究院，河南鄭州 450006）

紅河油田構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地天環(huán)向斜南部，屬于低孔、特低滲油藏，2010 年以來，油田開發(fā)方式從直井注水轉(zhuǎn)為水平井開發(fā)，截止2012 年7 月水平井占開井總數(shù)17 %，日產(chǎn)油量占總數(shù)75 %，水平井開發(fā)取得了良好的效果。其中，紅河37 井區(qū)是目前水平井開發(fā)的主要井區(qū)，開發(fā)層位長8 層，區(qū)塊含油面積49.96 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1 792.3×104，平均孔隙度為10.8%，平均滲透率為0.4×10-3μm2，目前已投產(chǎn)水平井21 口，單井平均試油產(chǎn)量22.83 t，生產(chǎn)6 個(gè)月單井平均穩(wěn)定日產(chǎn)油量6.46 t。然而在水平井開發(fā)試驗(yàn)過程中，呈現(xiàn)出初期產(chǎn)量高，遞減快，主要原因是由于工作制度不合理導(dǎo)致油井含水上升快、生產(chǎn)不穩(wěn)定。為了控制油井遞減速度、降低含水上升速度，確保水平井穩(wěn)定生產(chǎn)，需要制定合理生產(chǎn)參數(shù)，而水平井合理流壓是合理生產(chǎn)參數(shù)確定的基礎(chǔ)。本文通過對現(xiàn)有的水平井合理流壓公式研究，發(fā)現(xiàn)該公式計(jì)算結(jié)果與實(shí)際結(jié)果不符，進(jìn)而從研究IPR 曲線特點(diǎn)為出發(fā)點(diǎn)，通過擬合對比，找到紅河37 井區(qū)長8 層油井穩(wěn)定生產(chǎn)的井底合理流壓分布范圍，為下一步水平井制定合理生產(chǎn)參數(shù)提供重要的指導(dǎo)作用。

1 水平井現(xiàn)有最小合理流壓公式應(yīng)用與分析

合理流壓是生產(chǎn)參數(shù)設(shè)計(jì)的依據(jù)，目前水平井合理流壓計(jì)算應(yīng)用比較多的是靳博文[1]在外圍低滲透油田水平井合理流壓研究中提出的最低允許流壓公式。

1.1 水平井最小合理流壓公式

經(jīng)礦場系統(tǒng)試井資料表明: 當(dāng)井底流動(dòng)壓力大于飽和壓力時(shí)，隨著井底流壓的降低，油井產(chǎn)量隨之增加；當(dāng)流壓降到一定界限以后，再降低流壓，油井產(chǎn)量反而會(huì)減少，這一流壓值即為采油井的合理流壓下限值。

靳博文[1]推導(dǎo)出了油氣水三相滲流時(shí)的油井流入動(dòng)態(tài)方程，并給出了最低允許流動(dòng)壓力與飽和壓力和地層壓力之間的定量關(guān)系式，即水平井產(chǎn)量公式為：

對方程（1）求一階導(dǎo)數(shù)并令其為零，可得到最低允許流壓方程：

解方程（2），得到合理流壓底限表達(dá)式：

式中：J—水平井采液指數(shù)，m3/d/MPa；Pwfmin—油井最低允許流動(dòng)壓力，MPa；Pr—地層壓力，MPa；Pb—飽和壓力，MPa；α—原油溶解系數(shù)，m3/（m3·MPa）；fw—油井含水率，小數(shù)；Bo—原油體積系數(shù)，無因次；T—油層溫度，K。

1.2 公式應(yīng)用

紅河37 井區(qū)長8 油藏深度2 100 m，地層壓力19.74 MPa，地層原油密度為0.79 g/cm3，原油粘度為3.2 mPa·s，原油飽和壓力為6.5 MPa，地層原油體積系數(shù)為1.122，氣油比為39.9 m3/m3，原油溶解系數(shù)為6.045（m3/m3）/MPa，油井含水率40%，油藏溫度為69 ℃。應(yīng)用上述公式可以確定不同地層壓力和含水率下油井的最低允許流動(dòng)壓力，即紅河37 井區(qū)長8 儲(chǔ)層的合理流壓界限值為5.81 MPa。

1.3 公式適應(yīng)性分析

從紅河37 井區(qū)投產(chǎn)見油后且生產(chǎn)穩(wěn)定的19 口水平井流壓分布圖（見圖1）看出，其日產(chǎn)液量最大時(shí)對應(yīng)的最小合理流壓均處于10 MPa 左右，且主要分布在8.2～11.7 MPa。而應(yīng)用上述公式計(jì)算得到紅河37 井區(qū)長8 層油井最小合理流壓為5.81 MPa，計(jì)算公式得到的數(shù)值與實(shí)際擬合差異很大，公式不適應(yīng)紅河油田特低滲油藏水平井長8 儲(chǔ)層。

2 IPR 曲線研究與合理生產(chǎn)參數(shù)的確定

紅河37 井區(qū)目前生產(chǎn)的21 口水平井，排除投產(chǎn)后由于壓竄、砂堵以及生產(chǎn)時(shí)間短等因素后，對15 口供液充足，生產(chǎn)穩(wěn)定的井進(jìn)行IPR 曲線分析，通過擬合對比，找出該區(qū)長8 層油井穩(wěn)定生產(chǎn)的井底合理流壓分布范圍，并制定合理生產(chǎn)參數(shù)。

圖1 紅河37 井區(qū)水平井流壓分布圖

2.1 IPR 曲線特征分析

對15 口井進(jìn)行流入動(dòng)態(tài)曲線分析研究，均能發(fā)現(xiàn)以下特征，并以其中三口井HH37P1、HH37P4 和HH37P20（見圖2）為例，可以看出曲線主要分為直線段和曲線段兩部分：

Ⅰ.直線段范圍內(nèi)：采油指數(shù)穩(wěn)定不變，油層中的流動(dòng)符合達(dá)西公式，井底流壓大于飽和壓力，油層中的滲透率、粘度等因素相對穩(wěn)定，生產(chǎn)壓差是影響油井產(chǎn)量的主要因素。

Ⅱ.指示曲線彎曲部分:（1）第一個(gè)點(diǎn)是直線開始彎曲的始點(diǎn)（A 點(diǎn)），當(dāng)流動(dòng)壓力低于該點(diǎn)后，氣體開始從原油中分離出來，油層中的流動(dòng)不符合達(dá)西公式，氣相飽和度的增加降低了液相滲透率，增加了地層原油的粘度，使得油氣通過油層巖石孔喉的阻力大大增加，既增加了動(dòng)力，同時(shí)又增加了阻力，當(dāng)動(dòng)力的增量大于阻力的增量時(shí)，產(chǎn)量仍然隨著地層壓力的降低而增加。（2）第二個(gè)特征點(diǎn)所對應(yīng)的壓力稱為最低允許井底壓力（B 點(diǎn)），流動(dòng)壓力低于該點(diǎn)后，動(dòng)力增量小于阻力增量，產(chǎn)量隨著地層壓力的降低反而下降，產(chǎn)量不僅不增加，而且還要下降。

通過曲線分析，由于井底附近地層中滲流條件發(fā)生變化，指示曲線出現(xiàn)拐點(diǎn)，三口井產(chǎn)量最大點(diǎn)對應(yīng)的井底流壓分別為10.56 MPa 和7.62 MPa 和9.75 MPa，繼續(xù)降低流壓，產(chǎn)量下降。

2.2 擬合曲線

通過IPR 曲線擬合與前述通過公式計(jì)算得到最小合理流壓數(shù)據(jù)相對比（見表1），可以看出計(jì)算值和實(shí)際擬合值不一致。

不一致的原因在于：低滲透油藏水平井開發(fā)與常規(guī)油藏的生產(chǎn)特征存在較大差異，根據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)可知，流壓受到油藏范圍、物性參數(shù)等的影響[3]，因此應(yīng)根據(jù)實(shí)際油藏地質(zhì)特征，得到相應(yīng)的修正公式，為后期確定合理的流壓提供依據(jù)。

2.3 IPR 曲線的應(yīng)用及合理生產(chǎn)參數(shù)的確定

紅河油田屬于低孔、特低滲油藏且采用水平井壓裂方式投產(chǎn)，流壓可能受啟動(dòng)壓力梯度、壓力敏感、裂縫參數(shù)等的影響[4]，同時(shí)由于無合適的低滲壓裂水平井的優(yōu)化模型可以應(yīng)用，故需要通過IPR 曲線的應(yīng)用與實(shí)際生產(chǎn)情況分析和研究，進(jìn)一步確定紅河37 井區(qū)長8 層的合理生產(chǎn)參數(shù)。

2.3.1 生產(chǎn)特點(diǎn)分析 根據(jù)滿足配產(chǎn)井流壓與產(chǎn)量分布圖（見圖3）看出：Ⅰ區(qū)為投產(chǎn)初期和部分地層能量足高產(chǎn)井；Ⅱ區(qū)為生產(chǎn)穩(wěn)定井，流壓主要分布在8～12 MPa。對于這類水平井，需根據(jù)液面變化情況及時(shí)調(diào)整生產(chǎn)參數(shù)，保持油井長期穩(wěn)產(chǎn)。

圖2 HH37P1、HH37P4 和HH37P20 流入動(dòng)態(tài)曲線

表1 3 口井最低合理流動(dòng)壓力與曲線擬合值對比表

由低效井流壓與日產(chǎn)液量關(guān)系圖（見圖4）可知，Ⅰ區(qū)為投產(chǎn)初期，地層能量較足，為定產(chǎn)降壓階段；Ⅱ區(qū)表現(xiàn)出地層能量不足，液面多在泵口，表現(xiàn)為定壓降產(chǎn)。對于這類水平井，擴(kuò)大生產(chǎn)壓差不能實(shí)現(xiàn)提產(chǎn)，補(bǔ)充地層能量實(shí)現(xiàn)基質(zhì)驅(qū)油是水平井穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)的關(guān)鍵。綜上所述，流壓大小影響高產(chǎn)井穩(wěn)產(chǎn)，而對于低產(chǎn)低效井影響不明顯。

圖3 滿足配產(chǎn)井產(chǎn)量、含水與流壓關(guān)系圖

圖4 低效井流壓與日產(chǎn)液量關(guān)系圖

2.3.2 流壓的確定 從水平井流入動(dòng)態(tài)曲線（見圖5）統(tǒng)計(jì)分析可以看出，日產(chǎn)油低于5 t 時(shí)，流壓一般低于7 MPa，流壓低于8 MPa 后降低流壓日產(chǎn)油不再增加。因此對于裂縫發(fā)育區(qū)高產(chǎn)井保持流壓8 MPa 以上能較好的維持水平井穩(wěn)產(chǎn)，控制采油速度、保持地層壓力是保證高產(chǎn)井穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵因素。

圖5 水平井流入動(dòng)態(tài)曲線

2.3.3 沉沒度的確定 從沉沒度與泵效關(guān)系圖（見圖6）可以看出，沉沒度50～250 m 滿足泵效40 %～60 %，能滿足高泵效生產(chǎn)；沉沒度與系統(tǒng)效率關(guān)系圖（見圖7）可以看出，隨著沉沒度增加，機(jī)采效率增加，當(dāng)超過500 m 時(shí)，隨著沉沒度增加，機(jī)采效率降低，沉沒度不宜超過500 m。

圖6 沉沒度與泵效關(guān)系圖

圖7 沉沒度與系統(tǒng)效率關(guān)系圖

通過以上分析可知，流壓大小影響高產(chǎn)井穩(wěn)產(chǎn)，而對于低產(chǎn)低效井影響不明顯。對于裂縫發(fā)育區(qū)高產(chǎn)井應(yīng)保持流壓8 MPa 以上能較好的維持水平井穩(wěn)產(chǎn)；沉沒度50～250 m 能滿足泵效40%～60%，較高的系統(tǒng)效率。

3 結(jié)論與建議

（1）針對紅河油田低滲透油藏水平井開發(fā)的滲流和生產(chǎn)特征，通過IPR 曲線的研究，可以對油井產(chǎn)能預(yù)測、采油工程設(shè)計(jì)提供有力的科學(xué)依據(jù)。

（2）油井生產(chǎn)時(shí)不能無限制地降低流壓來擴(kuò)大生產(chǎn)壓差，而流壓有一個(gè)界限，依據(jù)IPR 曲線可求出低滲透油藏油井允許的最小流壓，生產(chǎn)時(shí)流壓應(yīng)控制在允許的最小流壓以上，以充分發(fā)揮油井的生產(chǎn)能力。

（3）對于裂縫發(fā)育區(qū)高產(chǎn)井保持流壓8 MPa 以上能較好的維持水平井穩(wěn)產(chǎn)，控制采油速度、保持地層壓力是保證高產(chǎn)井穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵因素；沉沒度50～250 m 能滿足泵效40 %～60 %，進(jìn)一步通過沉沒度與系統(tǒng)效率的關(guān)系可知，沉沒度不易超過500 m。

隨著紅河油田水平井井?dāng)?shù)的增加，為了提高油井開發(fā)效果，需要進(jìn)一步研究不同區(qū)塊儲(chǔ)層工程地質(zhì)特征和原油高壓物性，形成鄂南不同區(qū)塊水平井的合理生產(chǎn)壓差，實(shí)現(xiàn)地層能量的合理利用，延長水平井的穩(wěn)產(chǎn)期，建議如下：

（1）開展水平井生產(chǎn)試井，求取目前地層壓力和水平井的最大產(chǎn)能，為制定合理的開發(fā)政策提供依據(jù)；求取地層表皮因子，分析影響水平井產(chǎn)能的主導(dǎo)生產(chǎn)因素，為工作制度的優(yōu)化提供依據(jù)。

（2）加強(qiáng)理論研究與室內(nèi)試驗(yàn)，明確儲(chǔ)層應(yīng)力敏感的強(qiáng)弱；通過多因素分析并與現(xiàn)場實(shí)際結(jié)合，形成不同儲(chǔ)層物性和不同生產(chǎn)階段的合理流壓范圍。

［1］ 張琪.采油工程原理與設(shè)計(jì)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2009.

［2］ 靳博文.外圍低滲透油田水平井合理流壓研究［J］.油氣田地面工程，2011，30（3）:30-32.

［3］ 趙靜.低滲透油藏水平井流入動(dòng)態(tài)及影響因素［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2009，31（2）:90-92.

［4］ 楊滿平.低滲透變形介質(zhì)油藏合理生產(chǎn)壓差研究［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2004，5（11）:41-43.

［5］ 姚軍.低滲透油藏水平井流入動(dòng)態(tài)關(guān)系的建立［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2008，32（4）:64-67.

［6］ 馬輝.水平井壓裂產(chǎn)能預(yù)測方法研究與應(yīng)用［J］.油氣田地面工程，2009，28（5）:8-10.