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中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452

渤海A油田是位于渤海南部海域的大型复杂河流相窄河道砂体的稠油油田，主要含油层位集中在明化镇组，具有河道宽度窄(100～300m)、单砂体油层厚度薄(2～8m)、储层横向变化快、纵向上多期河道砂体相互交错叠置的特征[1]。渤海A油田于2004年8月开始投产，投产初期为衰竭开发，生产上表现为地层压力下降快，产油量递减大的特征。2005年5月转为注水开发后，地层压力下降速度和产油量递减率均明显减缓。由于海上生产设施的限制，渤海A油田在注水开发期间有近5年的时间注入水量不够，油田累计注采比仅为0.46，生产上又出现了明显的地层压力下降速度快、产油量递减大的特征。在海上生产设施问题解决后，渤海A油田的合理地层压力保持水平及合理的地层压力恢复速度成为了生产过程中必须要解决的问题。笔者以渤海A油田生产实际为研究背景，提出了渤海A油田的合理地层压力保持水平，并提出了合理地层压力恢复计划，在渤海A油田注水开发过程中取得了比较好的效果。

1 开发面临的挑战

渤海A油田因飓风原因临时复产后，由于海上生产设施处理能力的限制，有近5年的时间处于欠注的状态，这段特殊的生产历史，给渤海A油田的开发带来了较大的问题和挑战。

1.1 地层压力下降快

渤海A油田主体区原始地层压力为16.6MPa，因海上生产设施处理能力的限制，大部分注水井都处于欠注的状态，截止到2019年，累计注采比仅为0.46，月注采比仅为0.6，目前油田主体区平均地层静压仅为11MPa，地层压降高达5.6MPa。

1.2 产油量递减加大

由于渤海A油田注入水补充地层能量不足，油田地层压力下降快，较多生产井都出现了日产液量和日产油量持续降低的情况，油田自然递减从11%上升至14.8%。

2 合理地层压力保持水平研究

参考陆地油田合理地层压力保持水平的研究结果，结合渤海A油田的生产实际，提出了渤海A油田合理地层压力保持水平及合理地层压力恢复速度研究的思路：首先，渤海A油田油井均为电泵生产，为了满足电泵的正常生产，需要满足泵的沉没度大于300m及泵吸入口的气液比小于30%的2个限制条件，据此用油藏工程的方法计算出了满足海上油田电泵正常生产的最低井底流压；其次，以计算的该最低井底流压为界限，建立了海上窄河道砂体稠油油藏生产的数值模拟模型，通过生产历史及压力的拟合，计算得出油田合理的地层压力保持水平及地层压力恢复速度与采收率的关系曲线；最后结合渤海A油田实际的注水开发情况，提出了渤海A油田合理的地层压力恢复速度。

2.1 资料调研

大庆萨尔图油田制定早期内部注水保持地层压力开发的方案，压力界限定为原始压力附近[2～4]；孤岛油田将地层静压保持在饱和压力附近，生产压差保持在1～3MPa[5，6]；羊三木油田由于边底水能量比较活跃，投产初期依靠天然能量开采，在地层压力接近饱和压力时开始注水，保持在饱和压力以上，原始地层压力以下，这样既充分利用了天然能量，又不失时机补充了地层能量，是行之有效的，开发水平位于全国常规稠油油藏开发的先进之列[7，8]。

2.2 各区块最低井底压力保持水平的计算

渤海A油田油井均为电泵生产，采油井井底流压不仅与下泵深度有关, 还与含水率的变化有关, 其表达式为：

pwf=pp+ρmixg(Hm-Hp)

要使泵正常生产一般需要满足2个条件：①泵的沉没度大于300m；②泵吸入口的气液比小于30%。泵吸入口的压力及气液比的经验公式为：

式中：pwf为油井井底流压，MPa；pp为泵吸入口压力，MPa；ρmix为油水混合液的密度，kg/m3；Hm为油层中部深度，m；Hp为泵挂深度，m；G为泵吸入口的气液比，1；Vg、Vo、Vw分别为气、油、水的体积，m3；R为生产气油比，m3/m3；Rs为吸入口压力下溶解气油比，m3/m3；fw为综合含水率，1；Bo为原油体积因数，1；Bg为天然气体积因数，1；Z为天然气压缩因数，1；T为吸入口温度，K。

图1 渤海A油田最低井底流压与含水率关系图版

计算得出渤海A油田不同泵挂深度下最低井底流压与含水率关系图版(见图1)，当渤海A油田泵挂深度1500m，综合含水率62%时，通过图版得出目前渤海A油田应保持的最低井底流压为6.3MPa。

2.3 各区块合理地层压力保持水平的计算

建立宽度300m、长度2100m、厚度10m的窄河道模型[9～13]，其网格划分为20m×20m×1m；河道中心最厚，储层物性最好，向河道边部等差变差；PVT、相渗数据分别取自渤海A油田主体区的实际数据；沿河道中心部署2注3采井网，井距500m；模型原始地层压力16.6MPa。模型控制条件为：①导入油田主体区的PVT及相渗数据；②油井控制条件，依照主体区实际生产情况，设定生产压差为3MPa，限制最小井底流压为6.3MPa；③注水井控制条件，2005～2014年期间采用不同注采比将地层压力分别降至14、12、10、8MPa，之后注采比维持在1保持地层压力水平，持续生产至2039年；④生产时率为0.95；⑤经济限制条件，单井极限含水率98%。

通过保持在不同地层静压下的采出程度对比，计算渤海A油田主体区维持地层静压为12MPa时采出程度最高，推荐渤海A油田主体区合理的地层静压保持水平为12MPa(见图2)。

图2 不同地层静压下采出程度随时间变化关系曲线

3 合理地层压力恢复速度研究

在合理地层压力保持水平研究的基础上，用机理模型计算合理地层压力恢复速度的方案设计条件为：①导入主体区的PVT和相渗数据；②依照目前各井区压力保持水平，通过2005～2014年间的生产，将地层压力降为11MPa；③油井控制条件，依照主体区实际生产情况，设定生产压差为3MPa，限最小井底流压为6.3MPa；④注水井控制条件，以不同注采比，分别通过1～3年时间将地层压力调整至12MPa，之后注采比维持在1保持地层压力水平，持续生产至2039年；⑤生产时率为0.95；⑥经济限制条件，单井极限含水率98%。

在合理的地层压力保持水平和地层压力恢复速度确定的情况下，依据物质守恒原理及稠油油田逐步提高注采比的原则，参考等比数列的原理，分别计算出了在1、2、3年时间内将地层压力恢复至12MPa的注采比。油田目前的累计注采比仅为0.46，月注采比为0.5，如果是在1年内将地层压力恢复至12MPa，油田最大的月注采比需要增高至2.25；如果是在2年内将地层压力恢复至12MPa，油田最大的月注采比需要增高至1.7；如果是3年内将地层压力恢复至12MPa，油田最大的月注采比需要增高至1.4。因渤海A油田为窄薄砂体的稠油油藏，储层横向及纵向的非均质性较强，从油田历年的注水开发情况来看，快速地提高注采比易导致注入水沿单层或单向突进，油田含水上升率快速升高，不利于窄薄砂体稠油油藏的开发[14～16]。

图3 渤海A油田D20井组分布图

以渤海A油田D20井组为例，D20井组分布图如图3所示。在2006年的注水试验中，将D20井组明化镇四油组8小层上的注采比从1.0提高至1.5时，D20井的注入水快速向D21s井波及，导致D21s井的含水率从40%迅速上升至80%，而另外一个方向的油井D14井因注入水能量补充不足，日产液量及日产油量呈明显的下降趋势，这个井组中2口油井的开发效果均明显变差(见图4)。

结合渤海A油田的开发实际，推荐以3年的时间来恢复渤海A油田的地层压力。在确定地层压力恢复目标及恢复速度后，利用等比数列的原理，提出了未来3年渤海A油田主体区各月的注采比计划，为渤海A油田海上生产设施的进一步改造提供了科学依据。

图4 渤海A油田D20井组注采曲线

4 应用效果

在渤海A油田合理地层压力保持水平及合理地层压力恢复速度研究结论的基础上，按照未来3年主体区各月的注采比计划，在渤海A油田41口注水井中筛选出20口，通过采取提高注采比办法，油田部分井组的地层压力呈逐步上升趋势，主体区部分油井的日产液量和日产油量逐步稳定，部分油井日产液量和日产油量逐步上升，油田的自然递减率从2015年的14.8%逐步减缓至2017年的12.9%，油田含水率上升稳定，开发效果明显变好。

5 结论

1)利用油藏工程及数值模拟的方法，提出了渤海A油田合理的地层压力保持水平和合理地层压力恢复速度计划，解决了海上油田因海上设施处理能力限制导致油田累计注采比低，油田地层压力下降快，油田下一步该如何恢复地层压力的问题。

2)渤海A油田注水井按照以3年的时间将地层压力恢复至12MPa的计划，逐步提高注水井的注采比。在实践中，油田局部地层压力逐步恢复，部分油井日产液量和日产油量逐步上升，油田自然递减率明显减缓，取得了较好的开发效果，对其他类似油田的注水开发具有一定的借鉴意义。