楊文明（中石油塔里木油田分公司塔北經(jīng)理部，新疆 庫爾勒 841000）

李靜（中石油華北油田分公司塔里木項目部，河北 任丘 062552）

高春海（中石油塔里木油田分公司塔北經(jīng)理部，新疆 庫爾勒 841000）

陳洪（中石油華北油田分公司塔里木項目部，河北 任丘 062552）

王宏（中石油塔里木油田分公司塔北經(jīng)理部，新疆 庫爾勒 841000）

魯明（中石油華北油田分公司塔里木項目部，河北 任丘 062552）

哈拉哈塘油田哈＊區(qū)塊的奧陶系油藏，為典型的縫洞型碳酸鹽巖油藏［1，2］，油藏中深6800m，平均地層溫度160℃。投產(chǎn)初期自噴產(chǎn)量較高，平均單井日產(chǎn)油75t，但隨著地層能量的衰竭，含水不斷上升，油井自噴能力減弱，甚至停噴。目前，自噴井?dāng)?shù)占全油藏的25.6%，而產(chǎn)量占總產(chǎn)量的78.1%，自噴井產(chǎn)量的變化對油藏的影響較大。因此，預(yù)測油井在不同階段的井底壓力，計算停噴流壓，進而確定停噴時間及自噴期累計產(chǎn)油量，對于轉(zhuǎn)換采油方式、保證油田正常生產(chǎn)具有重要的意義［3，4］。

1 停噴時間預(yù)測

停噴流壓的計算方法，在任丘油田裂縫型碳酸鹽巖油藏和塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏均有廣泛的應(yīng)用，具有較好的適用性［5～9］。但針對哈拉哈塘油田流壓測試資料少，且對于計算停噴流壓的關(guān)鍵參數(shù)——比摩阻沒有相關(guān)試驗數(shù)據(jù)。因此在實際應(yīng)用中，采取了一些創(chuàng)新的方法得到所需參數(shù)，實現(xiàn)了停噴時間的準(zhǔn)確預(yù)測。

1.1 停噴流壓計算方法

影響油井自噴能力大小因素有油藏飽和壓力的高低、油氣比大小、原油相對密度、油井產(chǎn)量、井深和壓力系數(shù)、比摩阻等。停噴流壓公式［5］：

式中：pwf為停噴流壓，MPa；H為油藏中深，m；Hb為脫氣中深，m；pb為飽和壓力，MPa；fw為含水率，1；γw為水的相對密度（地面），1；γo為原油相對密度（地面），1；Bo為原油體積因數(shù)，1；λ為比摩阻，MPa／m；0.00980665為重力系數(shù)，kN／kg。

在井筒內(nèi)壓力低于飽和壓力時，原油在井筒中脫氣，脫氣深度Hb公式［5］為：

式中：py為井口壓力，MPa；α為溶解氣系數(shù)，m3／（m3·MPa）；γg為天然氣相對密度，1。

1.2 比摩阻計算

式（1）、（2）中的計算參數(shù)大多可由高壓物性試驗和生產(chǎn)數(shù)據(jù)中獲得；而計算比摩阻所需的參數(shù)，比如管壁粗糙度、沿程阻力系數(shù)、流速等很難獲得。因此采取了應(yīng)用已停噴井的實際資料反算比摩阻的方法，與塔河、華北油田的比摩阻取值較為接近，可以用于停噴流壓的計算。

由式（1）得到比摩阻λ的計算公式為：

選取哈拉哈塘油田已經(jīng)停噴的、流壓測試資料較多的9口井，反算比摩阻，結(jié)果如表1所示，均為10－4級別；同時參考塔河油田及華北油田對比摩阻的計算，最終取6口井平均值，得出比摩阻為6.82×10－4MPa／m。

表1 哈6區(qū)塊油井比摩阻計算表

1.3 計算方法和參數(shù)的驗證

為了驗證上述方法和參數(shù)在哈拉哈塘油田的適用性，選取已停噴井的實際生產(chǎn)情況進行驗證，計算得到的停噴流壓與實際單井流壓預(yù)測線相交點為停噴時間。

以HAx井為例（圖1），計算得到的停噴流壓為49.41MPa。根據(jù)測試的4個中深流壓點擬合一條指數(shù)曲線，指數(shù)曲線與計算的停噴流壓相交的點為停噴時間，從圖1中看到計算結(jié)果與實際情況基本相符，說明研究采用的方法和參數(shù)是可靠的。

1.4 停噴時間預(yù)測

采用上述方法對目前正常生產(chǎn)的25口自噴井進行了停噴時間預(yù)測，其中生產(chǎn)歷史較長的井流壓資料較多，可以進行準(zhǔn)確預(yù)測；而對于近期投產(chǎn)的井，大多只有1個甚至無流壓測試點，對這部分井無法通過實測流壓點預(yù)測流壓變化趨勢。分析發(fā)現(xiàn)流壓與油壓存在相關(guān)性，通過統(tǒng)計、回歸不同儲集體類型單井流壓與油壓的關(guān)系曲線，應(yīng)用連續(xù)的油壓數(shù)據(jù)折算流壓值，來進行停噴時間的預(yù)測。從回歸結(jié)果看，洞穴型儲集體油壓與流壓相關(guān)性好，裂縫孔洞型儲集體油壓與流壓也存在線性關(guān)系，但各井有一定的差異（圖2、3），因此該方法的計算結(jié)果對洞穴型儲集體更適宜。

以HAxx井為例（見圖4），該井未做流壓測試，根據(jù)鉆井、試油、生產(chǎn)動態(tài)等資料判斷該井為洞穴型儲集體。為提高預(yù)測準(zhǔn)確度，選擇了哈601縫洞帶的洞穴型儲集體的流壓與油壓關(guān)系式：

式中：py為井口油壓，MPa；pwf為中深流壓，MPa。

圖1 HAx井停噴期預(yù)測

圖2 洞穴型儲層油壓與流壓關(guān)系

圖3 裂縫－孔洞儲層油壓與流壓關(guān)系

該井停噴流壓計算為34.5MPa，根據(jù)式（4）計算兩個中深流壓點（表2）得到流壓預(yù)測曲線，與停噴流壓相交點為2013年10月，實際停噴時間為10月10日，準(zhǔn)確度較高。

表2 HAxx井油壓折算中深流壓計算表

圖4 HAxx井停噴預(yù)測

2 自噴期產(chǎn)量計算

在停噴時間確定的基礎(chǔ)上進行自噴期產(chǎn)量預(yù)測，對區(qū)塊開發(fā)形勢分析和產(chǎn)量規(guī)劃具有一定的意義。根據(jù)油井的開發(fā)現(xiàn)狀，可分為以下2種類型。

2.1 出現(xiàn)產(chǎn)量遞減趨勢的單井

根據(jù)單井遞減規(guī)律，選擇遞減趨勢明顯的生產(chǎn)階段作為產(chǎn)量預(yù)測段，根據(jù)指數(shù)回歸曲線計算自噴期累計產(chǎn)油量。以HAxxx井為例（見圖5），于2011年9月出現(xiàn)產(chǎn)量遞減趨勢，選取2011年9月～2013年5月作為產(chǎn)量遞減回歸段，預(yù)測產(chǎn)量至該井停噴時間點2016年2月，計算該井自噴期累計產(chǎn)量為15.1×104t。

2.2 目前產(chǎn)量穩(wěn)定的單井

由于該類型井尚未出現(xiàn)穩(wěn)定的遞減規(guī)律，無法進行產(chǎn)量的預(yù)測，因此需要對該類型井進行遞減出現(xiàn)時間點和遞減率的確定。根據(jù)8口井無量綱產(chǎn)量和采出程度的關(guān)系曲線可以看出，自噴井基本上在采出程度2%～4%開始遞減，出現(xiàn)遞減后的平均年遞減率為40%左右［10，11］（見圖6）。

以HAxxxx為例（見圖7），2013年2月投產(chǎn)，動態(tài)地質(zhì)儲量72.7×104t，至2013年10月產(chǎn)量穩(wěn)定在65t左右，累計采油1.63×104t，采出程度達到2.2%。預(yù)計到2014年3月出現(xiàn)遞減，至停噴時間2015年1月，階段年遞減率40%，該井預(yù)計自噴期累計產(chǎn)量3.87×104t，彈性采出程度5.3%。

3 結(jié)論

1）哈拉哈塘油田儲層埋藏深、測壓資料少，利用統(tǒng)計、回歸等方法，總結(jié)自噴井生產(chǎn)規(guī)律，獲取相關(guān)計算參數(shù)的方法是切實可行的，彌補監(jiān)測資料不足的問題；但同時也注意到，部分無流壓監(jiān)測資料的單井，停噴時間預(yù)測誤差較大，說明對自噴井加強壓力資料的錄取，對提高預(yù)測精度具有重要的作用。

圖5 HAxxx井產(chǎn)量預(yù)測

圖6 停噴井無量綱產(chǎn)量與采出程度關(guān)系曲線

圖7 HAxxxx產(chǎn)量預(yù)測

2）采用以上方法對哈拉哈塘油田25口自噴井進行了停噴時間和自噴期產(chǎn)量的預(yù)測，根據(jù)預(yù)測結(jié)果對8口井提前進行轉(zhuǎn)抽，有效的提高了油井生產(chǎn)時率。

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