胡艾國，熊 佩，姚昌宇

（中石化華北分公司工程技術研究院，河南鄭州 450006）

紅河油田構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，地質儲量1 792.3×104，平均孔隙度為10.8%，平均滲透率為0.4×10-3μm2，目前已投產水平井21 口，單井平均試油產量22.83 t，生產6 個月單井平均穩(wěn)定日產油量6.46 t。然而在水平井開發(fā)試驗過程中，呈現(xiàn)出初期產量高，遞減快，主要原因是由于工作制度不合理導致油井含水上升快、生產不穩(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，需要制定合理生產參數(shù)，而水平井合理流壓是合理生產參數(shù)確定的基礎。本文通過對現(xiàn)有的水平井合理流壓公式研究，發(fā)現(xiàn)該公式計算結果與實際結果不符，進而從研究IPR 曲線特點為出發(fā)點，通過擬合對比，找到紅河37 井區(qū)長8 層油井穩(wěn)定生產的井底合理流壓分布范圍，為下一步水平井制定合理生產參數(shù)提供重要的指導作用。

1 水平井現(xiàn)有最小合理流壓公式應用與分析

合理流壓是生產參數(shù)設計的依據(jù)，目前水平井合理流壓計算應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

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

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

對方程（1）求一階導數(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式：

式中：J—水平井采液指數(shù)，m3/d/MPa；Pwfmin—油井最低允許流動壓力，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壓力，即紅河37 井區(qū)長8 儲層的合理流壓界限值為5.81 MPa。

1.3 公式適應性分析

從紅河37 井區(qū)投產見油后且生產穩(wěn)定的19 口水平井流壓分布圖（見圖1）看出，其日產液量最大時對應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。而應用上述公式計算得到紅河37 井區(qū)長8 層油井最小合理流壓為5.81 MPa，計算公式得到的數(shù)值與實際擬合差異很大，公式不適應紅河油田特低滲油藏水平井長8 儲層。

2 IPR 曲線研究與合理生產參數(shù)的確定

紅河37 井區(qū)目前生產的21 口水平井，排除投產后由于壓竄、砂堵以及生產時間短等因素后，對15 口供液充足，生產穩(wěn)定的井進行IPR 曲線分析，通過擬合對比，找出該區(qū)長8 層油井穩(wěn)定生產的井底合理流壓分布范圍，并制定合理生產參數(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 口井進行流入動態(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：采油指數(shù)穩(wěn)定不變，油層中的流動符合達西公式，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，生產壓差是影響油井產量的主要因素。

Ⅱ.指示曲線彎曲部分:（1）第一個點是直線開始彎曲的始點（A 點），當流動壓力低于該點后，氣體開始從原油中分離出來，油層中的流動不符合達西公式，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，既增加了動力，同時又增加了阻力，當動力的增量大于阻力的增量時，產量仍然隨著地層壓力的降低而增加。（2）第二個特征點所對應的壓力稱為最低允許井底壓力（B 點），流動壓力低于該點后，動力增量小于阻力增量，產量隨著地層壓力的降低反而下降，產量不僅不增加，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，三口井產量最大點對應的井底流壓分別為10.56 MPa 和7.62 MPa 和9.75 MPa，繼續(xù)降低流壓，產量下降。

2.2 擬合曲線

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

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

2.3 IPR 曲線的應用及合理生產參數(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，流壓可能受啟動壓力梯度、壓力敏感、裂縫參數(shù)等的影響[4]，同時由于無合適的低滲壓裂水平井的優(yōu)化模型可以應用，故需要通過IPR 曲線的應用與實際生產情況分析和研究，進一步確定紅河37 井區(qū)長8 層的合理生產參數(shù)。

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

圖2 HH37P1、HH37P4 和HH37P20 流入動態(tài)曲線

表1 3 口井最低合理流動壓力與曲線擬合值對比表

由低效井流壓與日產液量關系圖（見圖4）可知，Ⅰ區(qū)為投產初期，地層能量較足，為定產降壓階段；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。對于這類水平井，擴大生產壓差不能實現(xiàn)提產，補充地層能量實現(xiàn)基質驅油是水平井穩(wěn)產、高產的關鍵。綜上所述，流壓大小影響高產井穩(wěn)產，而對于低產低效井影響不明顯。

圖3 滿足配產井產量、含水與流壓關系圖

圖4 低效井流壓與日產液量關系圖

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

圖5 水平井流入動態(tài)曲線

2.3.3 沉沒度的確定 從沉沒度與泵效關系圖（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；沉沒度與系統(tǒng)效率關系圖（見圖7）可以看出，隨著沉沒度增加，機采效率增加，當超過500 m 時，隨著沉沒度增加，機采效率降低，沉沒度不宜超過500 m。

圖6 沉沒度與泵效關系圖

圖7 沉沒度與系統(tǒng)效率關系圖

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

3 結論與建議

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

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

（3）對于裂縫發(fā)育區(qū)高產井保持流壓8 MPa 以上能較好的維持水平井穩(wěn)產，控制采油速度、保持地層壓力是保證高產井穩(wěn)產的關鍵因素；沉沒度50～250 m 能滿足泵效40 %～60 %，進一步通過沉沒度與系統(tǒng)效率的關系可知，沉沒度不易超過500 m。

隨著紅河油田水平井井數(shù)的增加，為了提高油井開發(fā)效果，需要進一步研究不同區(qū)塊儲層工程地質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壓差，實現(xiàn)地層能量的合理利用，延長水平井的穩(wěn)產期，建議如下：

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

（2）加強理論研究與室內試驗，明確儲層應力敏感的強弱；通過多因素分析并與現(xiàn)場實際結合，形成不同儲層物性和不同生產階段的合理流壓范圍。

［1］ 張琪.采油工程原理與設計［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態(tài)及影響因素［J］.西南石油大學學報（自然科學版），2009，31（2）:90-92.

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

［5］ 姚軍.低滲透油藏水平井流入動態(tài)關系的建立［J］.中國石油大學學報（自然科學版），2008，32（4）:64-67.

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