王　爽

(大慶油田有限責任公司 第七采油廠，黑龍江 大慶 163517)

合理的地層壓力與井底流壓對注水開發(fā)油藏的開發(fā)效果具有很大的影響。然而，隨著油田開發(fā)的深入，受井網(wǎng)加密、含水率持續(xù)上升、平面及層間干擾等因素影響，試井資料不出徑向流直線段的井越來越多，現(xiàn)有解釋方法無法評價地層平均壓力，使地質(zhì)開發(fā)人員無法了解油井的真實地層壓力。此外，地質(zhì)開發(fā)人員對各區(qū)塊合理地層壓力保持水平認識也不統(tǒng)一。目前研究地層壓力保持水平的方法有最小流壓法、合理注采壓力系統(tǒng)研究法、地層原油損失函數(shù)法、物質(zhì)平衡法、注采平衡法、經(jīng)驗方法等[1]。相關文獻多從經(jīng)驗、采油工藝、注采井數(shù)比等單一角度來確定注水砂巖油藏合理地層壓力保持水平[2]，有的雖然是從油藏綜合水驅(qū)的角度來考慮，但是沒有壓力保持水平變化規(guī)律的深入研究。本文綜合考慮了這些因素,對葡萄花油田葡北區(qū)塊的合理地層壓力與合理流動壓力進行了界定，并給出了調(diào)整方案。應用表明，葡萄花油田葡北區(qū)塊經(jīng)過壓力系統(tǒng)調(diào)整后，壓力系統(tǒng)趨于合理，生產(chǎn)效益達到了最大化。

1　試驗區(qū)壓力系統(tǒng)概況

葡萄花油田葡北區(qū)塊位于大慶油田長垣南部。根據(jù)106口相同油井壓力資料對比，2016年下半年平均地層壓力8.03 MPa，流動壓力2.67 MPa。與2015年下半年相比，地層壓力下降0.07 MPa，流動壓力下降0.05 MPa。從不同含水級別看，含水率小于70%的井9口，地層壓力下降0.07 MPa；含水率在70%～85%的井5口，地層壓力下降0.49 MPa；含水率大于85%的井92口，地層壓力下降0.04 MPa，見表1所示。

表1　葡北地區(qū)2016年含水率級別壓力變化表Table 1　The pressure change table of water cut level in Pubei area in 2016

注：*為加權平均所得。

表2為葡北地區(qū)2016年不同壓力級別在不同時間的變化。由表2可知，從不同壓力級別看[3]，2016年葡北地區(qū)低于飽和壓力的井7口，占測壓井數(shù)的6.6%，平均地層壓力5.64 MPa；飽和壓力-(原始壓力減1 MPa)的井93口，占測壓井數(shù)的87.7%，平均地層壓力8.05 MPa；低于原始地層壓力1 MPa以內(nèi)的井6口，占測壓井數(shù)的5.7%，平均地層壓力10.55 MPa。

表2　葡北地區(qū)2016年壓力級別壓力變化Table 2　The pressure level change table in Pubei area in 2016

2　地層壓力評價

2.1　合理地層壓力的圖版法簡易確定

從開發(fā)效果角度確定合理地層壓力最小值，可以從區(qū)塊的含水率與采出程度關系入手，根據(jù)經(jīng)驗公式確定合理地層壓力最小值。童憲章[4]經(jīng)過大量現(xiàn)場數(shù)據(jù)分析得出了合理地層壓力最小值經(jīng)驗公式為：

(1)

式中 ，fw為綜合含水率，%；R為采出程度，%；Rm為目標采出程度，%。

分別做出了Rm為15%、25%、35%時的含水率與采出程度關系理論圖版，按照理論圖版制作方法將葡北區(qū)塊的實際含水率和采出程度連接成圖與理論曲線對比[5]，實際曲線上最為接近理論曲線的點所對應的地層壓力值即為油藏的合理地層壓力，如圖1所示。

從圖1可以看出，葡北地區(qū)后期采出程度接近30%，可確定葡北地區(qū)相應的時間內(nèi)合理地層壓力最小值為7.9 MPa，而葡北地區(qū)原始地層壓力為10.8 MPa，說明本地區(qū)地層壓力保持水平僅為72%。

圖1　葡北區(qū)塊含水率與采出程度的關系曲線Fig.1　The relationship curve of water content and recovery degree in Pubei area

2.2　合理地層壓力綜合計算方法研究

圖版法僅僅考慮了含水率與采出程度對合理地層壓力的影響，確定的合理地層壓力僅為估算值。文章將在葡北地區(qū)地層壓力變化規(guī)律基礎上結合童憲章圖版法[4]，研究葡北地區(qū)合理地層壓力計算方法。

2.2.1葡北地區(qū)地層變化規(guī)律研究圖2為地層壓力隨時間、含水率、采出程度的變化曲線。

圖2　地層壓力隨時間、含水率、采出程度的變化曲線Fig.2　The variation curve of formation pressure with time,water cut and the degree of extraction

從圖2(a)可看出，隨著開發(fā)時間的增加葡北地區(qū)地層壓力下降為7～11 MPa，地層壓力緩慢降低。從圖2(b)可看出，隨著含水率的增加地層壓力緩慢降低，在低含水率階段地層壓力變化幅度較大，在高含水率階段地層壓力變化幅度較小[6]。從圖2(c)可看出，隨著采出程度的增加地層壓力緩慢降低。采出程度在0～20%時，地層壓力變化幅度較大；采出程度大于20%，地層壓力變化幅度較小。圖3為葡北注采比與地層壓力隨時間變化曲線。從圖3可看出，地層壓力與注采比的變化趨勢基本一致，注采比降低地層壓力下降，注采比增加地層壓力也相應的升高，葡北區(qū)塊注采比變化為1～2。

圖3　葡北注采比與地層壓力隨時間變化曲線Fig.3　The curve of injection production ratio and formation pressure with time in Pubei area

2.2.2合理注采比與合理地層壓力的關系研究注采比是注水開發(fā)油田合理配置注水量的重要依據(jù)，注采比的高低直接影響地層壓力的大小，因此還存在一個合理注采比的問題[7]。合理的注采比既能保持一定的地層壓力，又不至于使油井含水率上升速度過快。將葡北地區(qū)開發(fā)效果較好的那段生產(chǎn)、壓力等數(shù)據(jù)提取出來進行回歸處理，如表3所示，得到葡北地區(qū)各區(qū)塊合理注采比和合理地層壓力。

表3　葡北地區(qū)各區(qū)塊合理地層壓力與合理注采比Table 3　The reasonable formation pressure and reasonable injection production ratio in each block in Pubei area

通過整理葡北地區(qū)各區(qū)塊合理注采比和合理地層壓力可以得到不同區(qū)塊的合理注采比與地層壓力的關系曲線，見圖4。

根據(jù)葡北地區(qū)合理地層壓力與合理注采比的關系曲線，可以回歸出對數(shù)公式，見式(2)：

p=5.607 2ln(IPR)+6.918

(2)

式中，p為地層壓力，MPa；IPR為注采比，無因次。

圖4　葡北地區(qū)合理地層壓力與合理注采比關系曲線Fig.4　The relation curve of reasonable formation pressure and reasonable injection production ratio in Pubei area

利用葡北地區(qū)各區(qū)塊含水率與注采比的數(shù)據(jù)進行擬合，得到水油比和注采比的關系曲線(見圖5)，y=a+bx，其中a=0.803 3，b=0.340 3，則葡北地區(qū)注采比的預測公式為：

(3)

式中 ，RWO為水油比，無因次；Bo為地層油體積系數(shù)，無因次；γo為地面原油相對密度，無因次。

整理式(2)、(3)，得式(4):

(4)

圖5　葡北地區(qū)水油比和注采比關系曲線Fig.5　The relation curve of water to oil ratio and injection production ratio in Pubei area

式(4)即為考慮注采比的合理地層壓力與含水率關系式。綜合以上各方面的研究成果，給出了葡北地區(qū)合理壓力水平及壓力調(diào)整方案，見表4。

表4　葡北地區(qū)各區(qū)塊合理壓力水平及調(diào)整方案Table 4　The Summary of reasonable pressure levels and adjustment opinions in different districts in Pubei area

3　流動壓力評價

3.1　IPR曲線的建立

文獻研究表明[8-9]，當井底壓力低于飽和壓力時，油井的流入動態(tài)方程可以通過式(1)或式(3)對油井的初始流動能力進行修正而得到，即油的流入動態(tài)方程為：

(5)

式中 ：qo為產(chǎn)油量，m3/d；Jo為采油指數(shù)，t/(MPa·d)；pwf為流動壓力，MPa。

式(5)既適用于井底壓力低于飽和壓力的計算，也適用于井底壓力高于飽和壓力的計算，使油井流入動態(tài)的計算更符合實際。由于實際油井的物性參數(shù)、壓力、含水率等是不同的，所以要對給出的流入動態(tài)方程進行修正[10]，使修正后的流入動態(tài)方程能應用在現(xiàn)場實際。首先，對葡北地區(qū)的產(chǎn)量進行了修正(見表5)，得到修正后的IPR曲線方程。

通過表5可得q實/q理的比值C，C值與含水率有關，做C值與含水率回歸曲線，得到回歸公式(6)：

C=-0.006 7fw+1.660 2

(6)

葡北地區(qū)的修正公式見式(7)、(8)：

qo=(-0.006 7fw+1.660 2)·

(8)

表5　葡北地區(qū)部分區(qū)塊產(chǎn)量表Table 5　The partial block production table in Pubei area

根據(jù)式(8)畫出葡北地區(qū)各區(qū)塊的IPR曲線見圖6。

圖6　葡北地區(qū)產(chǎn)量與流壓的關系Fig.6　The relationship between yield and flow pressure in Pubei area

3.2　合理流壓界限確定

通過各區(qū)塊IPR曲線及目前含水率、產(chǎn)量等數(shù)據(jù)，計算了各區(qū)塊合理流壓。表6為葡北地區(qū)各區(qū)塊合理流壓。從表6可知，葡北地區(qū)合理流壓在2.5～3.5 MPa。葡北D、E、F區(qū)塊的合理流壓要比目前流壓大，理論產(chǎn)量比實際產(chǎn)量小，其他區(qū)塊根據(jù)合理流壓范圍做適當?shù)恼{(diào)整。

表6　葡北地區(qū)各區(qū)塊合理流壓Table 6　The reasonable flow pressure in each block in Pubei area

3.3　單井合理流動壓力計算方法

3.3.1圖版法單井合理流壓可以用圖版法求取，也可以用解析法確定[11-13]。單井合理流壓是流入動態(tài)曲線上最大產(chǎn)量點所對應的流動壓力，建立了葡北地區(qū)各種連通情況下的修正公式。

葡北地區(qū)的單向連通修正公式見式(9)：

qo=(-0.006 5fw+1.671 5)·

(9)

二向連通修正公式見式(10)：

qo=(-0.008 7fw+1.866 1)·

(10)

多向連通修正公式見式(11)：

qo=(-0.006 7fw+1.600 1)·

(11)

3.3.2解析法單井合理流壓計算公式見式(12)：

(12)

其中，

(13)

式中：pwfmin為最低允許流動壓力，MPa；pR為原始地層壓力，MPa；n為修正系數(shù)，無量綱；α為原油溶解系數(shù),m3/(m3·MPa)；t為油層溫度，℃。

式(12)是利用已有的三相流體產(chǎn)液量和流動壓力方程，通過產(chǎn)液量對流動壓力取導數(shù)獲得產(chǎn)液量最大狀況下流壓值，流壓方程為0時，該方程是一個四階方程，因此，必然存在一個產(chǎn)量的最大值，通過代入具體的單井數(shù)據(jù)，可以求得該單井的最大產(chǎn)液量，以及該產(chǎn)液量對應的流動壓力，即為該單井的合理流壓。

選取葡北地區(qū)一部分單井進行合理流壓的計算，給出了單井的合理流壓(見表7)。從表7可以看出葡北單井的合理流壓在1.5～4.0 MPa。

表7　葡北地區(qū)部分單井合理流壓Table 7　The reasonable flow pressure in partial single well in Pubei area

4　現(xiàn)場應用效果

4.1　壓力不合理區(qū)塊綜合調(diào)整

根據(jù)葡北地區(qū)各區(qū)塊合理壓力水平及調(diào)整方案，2016年共調(diào)整33口注水井的39個注水層段，31口油井地層壓力介于建議的合理地層壓力7.68～8.23 MPa，平均單井日產(chǎn)油增加0.2 t，含水率下降0.9%。

針對低壓區(qū)，實施老油井轉注3口，新增水驅(qū)砂巖厚度18.1 m，有效厚度13.8 m，新增水驅(qū)方向砂巖厚度14.2 m，有效厚度10.5 m。5口油井見到調(diào)整效果，平均單井日增油0.3 t。

針對異常高壓區(qū)和套損區(qū)，通過注水方案調(diào)整及注水周期調(diào)整，共實施注水井方案調(diào)整7口井，注水周期調(diào)整24口井。10口油井見到調(diào)整效果，日增油0.1 t，綜合含水率下降1.5%。

4.2　氣影響井綜合治理現(xiàn)場試驗

2016年針對沉沒度低于區(qū)塊合理沉沒度下限井應用降參數(shù)方法進行沉沒度恢復，共試驗36口井。通過低沉沒度治理，將氣影響井沉沒度由合理沉沒度下限以下提高到合理區(qū)內(nèi)，油井平均沉沒度上升了91.9 m，平均泵效提高了11.1%，有29口井功圖由氣影響恢復至正常。針對參數(shù)大于4.5次/min沉沒度高于合理沉沒度下限氣影響井實施降參數(shù)提高泵效試驗，共試驗60口井，通過降低油井沖次，油井平均沖次由試驗前的5.15次/min降低到4.00次/min，平均沉沒度仍保持146.2 m，平均泵效由34.6%提高到41.1%，提高了6.5%，試驗后有41口井功圖恢復正常，證明高參數(shù)對油井泵效有一定影響，可通過降低參數(shù)措施提高油井泵效。

5　結論

(1) 根據(jù)油藏實際含水率和采出程度繪制的曲線與童憲章圖版法確定的合理地層壓力只考慮了含水率的影響；而根據(jù)油藏生產(chǎn)數(shù)據(jù)、考慮注采比等求取的合理地層壓力比童憲章圖版法確定的合理地層壓力更合理，計算了葡北各區(qū)塊合理地層壓力最小值，并與目前地層壓力對比，給出了調(diào)整方案。

(2) 考慮產(chǎn)量與含水率影響，由修正的油藏實際IPR曲線計算合理流壓新方法更合理，并給出了不同區(qū)塊的合理流壓范圍。建立的單井不同連通狀況條件下的IPR曲線計算方法和合理流壓計算方法，為葡北區(qū)塊單井合理流壓調(diào)整提供了重要參考依據(jù)。

(3)葡北地區(qū)各區(qū)塊經(jīng)過地層壓力和流動壓力調(diào)整后，地層壓力逐漸恢復至合理地層壓力范圍，部分產(chǎn)油井流動壓力合理，氣影響得到有效控制，泵效得到提高。