王　爽

(大庆油田有限责任公司 第七采油厂，黑龙江 大庆 163517)

合理的地层压力与井底流压对注水开发油藏的开发效果具有很大的影响。然而，随着油田开发的深入，受井网加密、含水率持续上升、平面及层间干扰等因素影响，试井资料不出径向流直线段的井越来越多，现有解释方法无法评价地层平均压力，使地质开发人员无法了解油井的真实地层压力。此外，地质开发人员对各区块合理地层压力保持水平认识也不统一。目前研究地层压力保持水平的方法有最小流压法、合理注采压力系统研究法、地层原油损失函数法、物质平衡法、注采平衡法、经验方法等[1]。相关文献多从经验、采油工艺、注采井数比等单一角度来确定注水砂岩油藏合理地层压力保持水平[2]，有的虽然是从油藏综合水驱的角度来考虑，但是没有压力保持水平变化规律的深入研究。本文综合考虑了这些因素,对葡萄花油田葡北区块的合理地层压力与合理流动压力进行了界定，并给出了调整方案。应用表明，葡萄花油田葡北区块经过压力系统调整后，压力系统趋于合理，生产效益达到了最大化。

1　试验区压力系统概况

葡萄花油田葡北区块位于大庆油田长垣南部。根据106口相同油井压力资料对比，2016年下半年平均地层压力8.03 MPa，流动压力2.67 MPa。与2015年下半年相比，地层压力下降0.07 MPa，流动压力下降0.05 MPa。从不同含水级别看，含水率小于70%的井9口，地层压力下降0.07 MPa；含水率在70%～85%的井5口，地层压力下降0.49 MPa；含水率大于85%的井92口，地层压力下降0.04 MPa，见表1所示。

表1　葡北地区2016年含水率级别压力变化表Table 1　The pressure change table of water cut level in Pubei area in 2016

注：*为加权平均所得。

表2为葡北地区2016年不同压力级别在不同时间的变化。由表2可知，从不同压力级别看[3]，2016年葡北地区低于饱和压力的井7口，占测压井数的6.6%，平均地层压力5.64 MPa；饱和压力-(原始压力减1 MPa)的井93口，占测压井数的87.7%，平均地层压力8.05 MPa；低于原始地层压力1 MPa以内的井6口，占测压井数的5.7%，平均地层压力10.55 MPa。

表2　葡北地区2016年压力级别压力变化Table 2　The pressure level change table in Pubei area in 2016

2　地层压力评价

2.1　合理地层压力的图版法简易确定

从开发效果角度确定合理地层压力最小值，可以从区块的含水率与采出程度关系入手，根据经验公式确定合理地层压力最小值。童宪章[4]经过大量现场数据分析得出了合理地层压力最小值经验公式为：

(1)

式中 ，fw为综合含水率，%；R为采出程度，%；Rm为目标采出程度，%。

分别做出了Rm为15%、25%、35%时的含水率与采出程度关系理论图版，按照理论图版制作方法将葡北区块的实际含水率和采出程度连接成图与理论曲线对比[5]，实际曲线上最为接近理论曲线的点所对应的地层压力值即为油藏的合理地层压力，如图1所示。

从图1可以看出，葡北地区后期采出程度接近30%，可确定葡北地区相应的时间内合理地层压力最小值为7.9 MPa，而葡北地区原始地层压力为10.8 MPa，说明本地区地层压力保持水平仅为72%。

图1　葡北区块含水率与采出程度的关系曲线Fig.1　The relationship curve of water content and recovery degree in Pubei area

2.2　合理地层压力综合计算方法研究

图版法仅仅考虑了含水率与采出程度对合理地层压力的影响，确定的合理地层压力仅为估算值。文章将在葡北地区地层压力变化规律基础上结合童宪章图版法[4]，研究葡北地区合理地层压力计算方法。

2.2.1葡北地区地层变化规律研究图2为地层压力随时间、含水率、采出程度的变化曲线。

图2　地层压力随时间、含水率、采出程度的变化曲线Fig.2　The variation curve of formation pressure with time,water cut and the degree of extraction

从图2(a)可看出，随着开发时间的增加葡北地区地层压力下降为7～11 MPa，地层压力缓慢降低。从图2(b)可看出，随着含水率的增加地层压力缓慢降低，在低含水率阶段地层压力变化幅度较大，在高含水率阶段地层压力变化幅度较小[6]。从图2(c)可看出，随着采出程度的增加地层压力缓慢降低。采出程度在0～20%时，地层压力变化幅度较大；采出程度大于20%，地层压力变化幅度较小。图3为葡北注采比与地层压力随时间变化曲线。从图3可看出，地层压力与注采比的变化趋势基本一致，注采比降低地层压力下降，注采比增加地层压力也相应的升高，葡北区块注采比变化为1～2。

图3　葡北注采比与地层压力随时间变化曲线Fig.3　The curve of injection production ratio and formation pressure with time in Pubei area

2.2.2合理注采比与合理地层压力的关系研究注采比是注水开发油田合理配置注水量的重要依据，注采比的高低直接影响地层压力的大小，因此还存在一个合理注采比的问题[7]。合理的注采比既能保持一定的地层压力，又不至于使油井含水率上升速度过快。将葡北地区开发效果较好的那段生产、压力等数据提取出来进行回归处理，如表3所示，得到葡北地区各区块合理注采比和合理地层压力。

表3　葡北地区各区块合理地层压力与合理注采比Table 3　The reasonable formation pressure and reasonable injection production ratio in each block in Pubei area

通过整理葡北地区各区块合理注采比和合理地层压力可以得到不同区块的合理注采比与地层压力的关系曲线，见图4。

根据葡北地区合理地层压力与合理注采比的关系曲线，可以回归出对数公式，见式(2)：

p=5.607 2ln(IPR)+6.918

(2)

式中，p为地层压力，MPa；IPR为注采比，无因次。

图4　葡北地区合理地层压力与合理注采比关系曲线Fig.4　The relation curve of reasonable formation pressure and reasonable injection production ratio in Pubei area

利用葡北地区各区块含水率与注采比的数据进行拟合，得到水油比和注采比的关系曲线(见图5)，y=a+bx，其中a=0.803 3，b=0.340 3，则葡北地区注采比的预测公式为：

(3)

式中 ，RWO为水油比，无因次；Bo为地层油体积系数，无因次；γo为地面原油相对密度，无因次。

整理式(2)、(3)，得式(4):

(4)

图5　葡北地区水油比和注采比关系曲线Fig.5　The relation curve of water to oil ratio and injection production ratio in Pubei area

式(4)即为考虑注采比的合理地层压力与含水率关系式。综合以上各方面的研究成果，给出了葡北地区合理压力水平及压力调整方案，见表4。

表4　葡北地区各区块合理压力水平及调整方案Table 4　The Summary of reasonable pressure levels and adjustment opinions in different districts in Pubei area

3　流动压力评价

3.1　IPR曲线的建立

文献研究表明[8-9]，当井底压力低于饱和压力时，油井的流入动态方程可以通过式(1)或式(3)对油井的初始流动能力进行修正而得到，即油的流入动态方程为：

(5)

式中 ：qo为产油量，m3/d；Jo为采油指数，t/(MPa·d)；pwf为流动压力，MPa。

式(5)既适用于井底压力低于饱和压力的计算，也适用于井底压力高于饱和压力的计算，使油井流入动态的计算更符合实际。由于实际油井的物性参数、压力、含水率等是不同的，所以要对给出的流入动态方程进行修正[10]，使修正后的流入动态方程能应用在现场实际。首先，对葡北地区的产量进行了修正(见表5)，得到修正后的IPR曲线方程。

通过表5可得q实/q理的比值C，C值与含水率有关，做C值与含水率回归曲线，得到回归公式(6)：

C=-0.006 7fw+1.660 2

(6)

葡北地区的修正公式见式(7)、(8)：

qo=(-0.006 7fw+1.660 2)·

(8)

表5　葡北地区部分区块产量表Table 5　The partial block production table in Pubei area

根据式(8)画出葡北地区各区块的IPR曲线见图6。

图6　葡北地区产量与流压的关系Fig.6　The relationship between yield and flow pressure in Pubei area

3.2　合理流压界限确定

通过各区块IPR曲线及目前含水率、产量等数据，计算了各区块合理流压。表6为葡北地区各区块合理流压。从表6可知，葡北地区合理流压在2.5～3.5 MPa。葡北D、E、F区块的合理流压要比目前流压大，理论产量比实际产量小，其他区块根据合理流压范围做适当的调整。

表6　葡北地区各区块合理流压Table 6　The reasonable flow pressure in each block in Pubei area

3.3　单井合理流动压力计算方法

3.3.1图版法单井合理流压可以用图版法求取，也可以用解析法确定[11-13]。单井合理流压是流入动态曲线上最大产量点所对应的流动压力，建立了葡北地区各种连通情况下的修正公式。

葡北地区的单向连通修正公式见式(9)：

qo=(-0.006 5fw+1.671 5)·

(9)

二向连通修正公式见式(10)：

qo=(-0.008 7fw+1.866 1)·

(10)

多向连通修正公式见式(11)：

qo=(-0.006 7fw+1.600 1)·

(11)

3.3.2解析法单井合理流压计算公式见式(12)：

(12)

其中，

(13)

式中：pwfmin为最低允许流动压力，MPa；pR为原始地层压力，MPa；n为修正系数，无量纲；α为原油溶解系数,m3/(m3·MPa)；t为油层温度，℃。

式(12)是利用已有的三相流体产液量和流动压力方程，通过产液量对流动压力取导数获得产液量最大状况下流压值，流压方程为0时，该方程是一个四阶方程，因此，必然存在一个产量的最大值，通过代入具体的单井数据，可以求得该单井的最大产液量，以及该产液量对应的流动压力，即为该单井的合理流压。

选取葡北地区一部分单井进行合理流压的计算，给出了单井的合理流压(见表7)。从表7可以看出葡北单井的合理流压在1.5～4.0 MPa。

表7　葡北地区部分单井合理流压Table 7　The reasonable flow pressure in partial single well in Pubei area

4　现场应用效果

4.1　压力不合理区块综合调整

根据葡北地区各区块合理压力水平及调整方案，2016年共调整33口注水井的39个注水层段，31口油井地层压力介于建议的合理地层压力7.68～8.23 MPa，平均单井日产油增加0.2 t，含水率下降0.9%。

针对低压区，实施老油井转注3口，新增水驱砂岩厚度18.1 m，有效厚度13.8 m，新增水驱方向砂岩厚度14.2 m，有效厚度10.5 m。5口油井见到调整效果，平均单井日增油0.3 t。

针对异常高压区和套损区，通过注水方案调整及注水周期调整，共实施注水井方案调整7口井，注水周期调整24口井。10口油井见到调整效果，日增油0.1 t，综合含水率下降1.5%。

4.2　气影响井综合治理现场试验

2016年针对沉没度低于区块合理沉没度下限井应用降参数方法进行沉没度恢复，共试验36口井。通过低沉没度治理，将气影响井沉没度由合理沉没度下限以下提高到合理区内，油井平均沉没度上升了91.9 m，平均泵效提高了11.1%，有29口井功图由气影响恢复至正常。针对参数大于4.5次/min沉没度高于合理沉没度下限气影响井实施降参数提高泵效试验，共试验60口井，通过降低油井冲次，油井平均冲次由试验前的5.15次/min降低到4.00次/min，平均沉没度仍保持146.2 m，平均泵效由34.6%提高到41.1%，提高了6.5%，试验后有41口井功图恢复正常，证明高参数对油井泵效有一定影响，可通过降低参数措施提高油井泵效。

5　结论

(1) 根据油藏实际含水率和采出程度绘制的曲线与童宪章图版法确定的合理地层压力只考虑了含水率的影响；而根据油藏生产数据、考虑注采比等求取的合理地层压力比童宪章图版法确定的合理地层压力更合理，计算了葡北各区块合理地层压力最小值，并与目前地层压力对比，给出了调整方案。

(2) 考虑产量与含水率影响，由修正的油藏实际IPR曲线计算合理流压新方法更合理，并给出了不同区块的合理流压范围。建立的单井不同连通状况条件下的IPR曲线计算方法和合理流压计算方法，为葡北区块单井合理流压调整提供了重要参考依据。

(3)葡北地区各区块经过地层压力和流动压力调整后，地层压力逐渐恢复至合理地层压力范围，部分产油井流动压力合理，气影响得到有效控制，泵效得到提高。