劉洪杰，戴衛(wèi)華，康 凱

（中海石油（中國(guó)）天津分公司，天津塘沽 300452）

1 油田概況

渤海PL油田主要生產(chǎn)層位為館陶組，地層厚度大，油藏埋深淺。館陶組儲(chǔ)層巖性以含礫中細(xì)砂巖、中細(xì)砂巖為主，夾薄層泥巖，具有中高孔、高滲的特征，孔隙度分布在20.6%～32.6%，平均25.6%；滲透率分布范圍為（50～1000）×10－3μm2，平均859×10－3μm2。

地面原油具有密度大、粘度高、膠質(zhì)含量高、凝固點(diǎn)低、含蠟量低以及含硫量低等特點(diǎn)，平均地面密度為0.935 g／cm3。地層原油具有飽和壓力高、地飽壓差較小、溶解氣油比低、粘度變化大等特點(diǎn)，原油粘度10.9～142.0mPa·s。

PL油田館陶組采用二套層系、350 m井距、反九點(diǎn)面積井網(wǎng)注水開(kāi)發(fā)，油井以定向井為主，完井方式主要為礫石充填和裸眼篩管簡(jiǎn)易防砂，采取電潛泵機(jī)械采油。

渤海PL油田館陶組儲(chǔ)集層膠結(jié)疏松、流體攜砂能力強(qiáng)，油井以較大壓差生產(chǎn)或產(chǎn)液量較高時(shí)，均可造成地層出砂。為了提高PL油田的開(kāi)發(fā)效果，本文對(duì)合理生產(chǎn)壓差進(jìn)行研究。

2 合理生產(chǎn)壓差研究

2.1 地飽壓差法

PL油田主要生產(chǎn)層位館陶組地層原油地飽壓差較小，在0.1～5.1 MPa之間，生產(chǎn)過(guò)程中容易出現(xiàn)地層脫氣問(wèn)題。當(dāng)?shù)貙用摎猬F(xiàn)象主要出現(xiàn)在生產(chǎn)井近井地帶時(shí)，屬于溶解氣驅(qū)范疇，這一時(shí)期油井產(chǎn)能隨生產(chǎn)壓差的增大而增加，但受多相流影響，單位壓差油井產(chǎn)能增加幅度小于井底流壓高于飽和壓力階段的增加值。而當(dāng)脫氣規(guī)模過(guò)大時(shí)，生產(chǎn)井形成氣竄，原油流動(dòng)能力降低、油井產(chǎn)能下降，脫氣嚴(yán)重可導(dǎo)致油井無(wú)法正常生產(chǎn)，出現(xiàn)增加壓差不增油的現(xiàn)象。因此地飽壓差也成為確定油井合理生產(chǎn)壓差的一個(gè)重要參考。

生產(chǎn)過(guò)程中為獲得較高的油井產(chǎn)能，允許一定程度的地層脫氣，即近井地帶的脫氣。根據(jù)中國(guó)石油天然氣行業(yè)《油田開(kāi)發(fā)水平分級(jí)》標(biāo)準(zhǔn)中關(guān)于能量保持水平的論述，地層壓力在飽和壓力的85%以上，能滿(mǎn)足油井不斷提高排液量的需要。PL油田館陶組各油層地層壓力與飽和壓力85%的差值在1.6～5.8 MPa之間，平均3.0MPa。

2.2 油井流入動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)法

近年來(lái)，越來(lái)越多的穩(wěn)定試井資料證實(shí)，注水保持壓力開(kāi)發(fā)的油田，當(dāng)井底流動(dòng)壓力低于飽和壓力以后，由于井底附近油層中滲流條件發(fā)生了變化，無(wú)因次產(chǎn)量與壓力關(guān)系曲線(xiàn)中，指示曲線(xiàn)向壓力軸偏轉(zhuǎn)，并出現(xiàn)最大產(chǎn)量點(diǎn)，此時(shí)達(dá)西公式和沃格爾方程計(jì)算油井產(chǎn)量不在適用。大慶油田王俊魁等人推導(dǎo)出了同時(shí)適用于井底壓力低于飽和壓力和井底壓力高于飽和壓力的流入動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)方程［1］。

對(duì)（1）式求一階導(dǎo)數(shù)并令其為零，得到最低允許流動(dòng)壓力方程，可以計(jì)算脫氣狀態(tài)下的生產(chǎn)井最低允許井底流動(dòng)壓力Pwfmin。

式中：qL——油井產(chǎn)液量，t／d；Jo——采油指數(shù)，t／（d·MPa）；Pwf——井底流動(dòng)壓力，MPa；R——井下氣油體積比；Pb——飽和壓力，MPa；PR——地層壓力，MPa；α——天然氣溶解系數(shù)，m3／（m3·MPa）；fw——油井含水率，小數(shù)；Bo——原油體積系數(shù)，無(wú)因次；T——油層溫度，K。

根據(jù)狀態(tài)方程可知：隨著天然氣溶解系數(shù)的增加，生產(chǎn)井最低允許井底流動(dòng)升高；隨著含水率的增加，生產(chǎn)井最低允許井底流動(dòng)降低。

對(duì)于PL油田，取油層平均深度－1225 m，平均地層壓力12.25 MPa，飽和壓力使用平均值10.5 MPa，平均地飽壓差為1.80 MPa，目前油田生產(chǎn)氣油比80.0m3／m3，原油溶解系數(shù)取值6.5 m3／（m3·MPa），油田平均含水率48.0%。取天然氣溶解系數(shù)6.53及含水率0%、48.0%，分別計(jì)算脫氣狀態(tài)下生產(chǎn)井最低井底流動(dòng)壓力Pwfmin。計(jì)算結(jié)果為：在不含水情況下，油井最低井底流動(dòng)壓力Pwfmin為5.5 MPa，最大生產(chǎn)壓差6.7 MPa；含水48.0%情況下，油井最低井底流動(dòng)壓力Pwfmin為4.5 MPa，最大生產(chǎn)壓差7.8 MPa（表1）。流入動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)法計(jì)算的極限壓差大于地飽壓差，長(zhǎng)期維持該極限壓差將導(dǎo)致地層嚴(yán)重脫氣，導(dǎo)致流體性質(zhì)的變化及采收率的降低，應(yīng)結(jié)合其他方法共同確定合理生產(chǎn)壓差。

2.3 臨界出砂壓差法

油層出砂一般分為充填砂（游離砂）出砂和骨架出砂。生產(chǎn)過(guò)程中，儲(chǔ)層充填砂適度出砂可疏通地層孔隙喉道、提高原油流動(dòng)能力，對(duì)于油井生產(chǎn)是有利的，而巖石骨架出砂，就可能導(dǎo)致地層坍塌、油井報(bào)廢，因此生產(chǎn)過(guò)程中需要防止儲(chǔ)層巖石骨架出砂［2］。充填砂出砂主要是開(kāi)采過(guò)程中流體作用于地層顆粒上的拖曳力所致，與過(guò)大的流體速度有關(guān)。巖石骨架出砂是由地應(yīng)力和壓差所引起，一般出現(xiàn)在井眼流壓較低的膠結(jié)強(qiáng)度差的地層。巖石所受剪切應(yīng)力超過(guò)其固有抗剪切強(qiáng)度時(shí)，發(fā)生剪切破壞，產(chǎn)生破裂面，當(dāng)?shù)叵铝黧w作用于破裂面巖石顆粒上的拖曳力超過(guò)巖石內(nèi)聚力時(shí)，將破裂面上的砂子攜帶出來(lái)，導(dǎo)致巖石骨架出砂。將巖石骨架剛剛出砂的壓差定義為臨界出砂壓差。預(yù)測(cè)臨界出砂生產(chǎn)壓差，是制定疏松砂巖油藏油井工作制度、實(shí)施精細(xì)化管理的關(guān)鍵內(nèi)容之一。

表1 PL油田考慮脫氣油井最大生產(chǎn)壓差理論計(jì)算

Mohr－Coulomb準(zhǔn)則認(rèn)為，當(dāng)巖石破裂面上的剪切應(yīng)力τ，等于巖石材料本身的抗剪強(qiáng)度C（亦稱(chēng)為內(nèi)聚力或粘聚力）與作用于該破裂面上的法向應(yīng)力σ引起的內(nèi)摩擦阻力σtgθ（θ為地層內(nèi)摩擦角）之和時(shí)，發(fā)生剪切破壞，造成巖石骨架出砂，并給出了開(kāi)始出砂時(shí)的臨界生產(chǎn)壓差公式［3－5］。

利用測(cè)井資料計(jì)算巖石力學(xué)參數(shù)，并運(yùn)用Mohr－Coulomb破壞準(zhǔn)則，計(jì)算了PL油田館陶組L50～L100油組出砂臨界井底流壓Pwcr及臨界生產(chǎn)壓差ΔPcr（表2），其中，內(nèi)摩擦角均取25°，孔隙彈性介質(zhì)Biot常數(shù)取1.0。

從計(jì)算結(jié)果看，PL油田館陶組L50、L70、L100油組粘土含量低、巖石密度小，相對(duì)容易出砂，臨界出砂生產(chǎn)壓差較低，在4.2～4.7 MPa之間；L60油組泥質(zhì)含量較高，各項(xiàng)參數(shù)顯示該油組儲(chǔ)層膠結(jié)性較好，出砂臨界生產(chǎn)壓差計(jì)算值達(dá)到12.7 MPa，明顯高于其他油組。多油組合采情況下，PL油田油井臨界生產(chǎn)壓差取各油組下限值，應(yīng)在4.2 MPa左右。對(duì)于實(shí)際生產(chǎn)壓差接近或超過(guò)臨界生產(chǎn)壓差的油井，需加強(qiáng)生產(chǎn)監(jiān)測(cè)，及時(shí)調(diào)整，預(yù)防地層出砂。

表2 PL油田不同油組臨界出砂井底流壓及臨界生產(chǎn)壓差

2.4 實(shí)際生產(chǎn)壓差評(píng)價(jià)法

A平臺(tái)所屬的1區(qū)及E平臺(tái)所屬的4區(qū)投產(chǎn)時(shí)地層壓力基本維持原始地層壓力附近，且兩個(gè)區(qū)塊斷層相對(duì)較少，區(qū)塊含油面積較大，注采井網(wǎng)相對(duì)完善，故選取A、E平臺(tái)油井分析生產(chǎn)壓差對(duì)于開(kāi)發(fā)效果的影響。

A、E平臺(tái)典型油井選取原則：①選擇地層能量充足，生產(chǎn)氣油比相對(duì)穩(wěn)定的油井；②選擇含水率低于2%油井，避免由于含水引起的地層敏感性問(wèn)題對(duì)于油井開(kāi)發(fā)效果分析的干擾；③選擇井況正常，開(kāi)發(fā)效果與生產(chǎn)壓差關(guān)系明確的油井。

從統(tǒng)計(jì)結(jié)果看：①投產(chǎn)后，迅速建立較大生產(chǎn)壓差的油井沒(méi)有穩(wěn)產(chǎn)期，產(chǎn)量直接進(jìn)入快速遞減段，開(kāi)發(fā)效果較差。這類(lèi)油井的初期生產(chǎn)壓差均超過(guò)5 MPa。②投產(chǎn)后，初期壓差較小時(shí)，油井產(chǎn)量穩(wěn)定，隨生產(chǎn)壓差逐步升高，在超過(guò)3.9～5.2 MPa之后油井開(kāi)始進(jìn)入出砂遞減狀態(tài)（表3）。③投產(chǎn)后生產(chǎn)壓差相對(duì)較小，生產(chǎn)壓差升高緩慢，生產(chǎn)制度穩(wěn)定的油井，開(kāi)發(fā)效果好。

為了確保油井穩(wěn)定生產(chǎn)，并使油井具備一定抗生產(chǎn)制度變化能力，抗壓力波動(dòng)能力，提高開(kāi)發(fā)效果，油井生產(chǎn)壓差建議控制在4.0～5.0MPa。

表3 PL油田部分油井出砂生產(chǎn)壓差統(tǒng)計(jì)

3 合理生產(chǎn)壓差確定

油井合理壓差確定原則：產(chǎn)量穩(wěn)定、滿(mǎn)足一定的采油速度；地層壓力維持在飽和壓力85%以上；考慮脫氣對(duì)滲流能力的影響，生產(chǎn)壓差應(yīng)低于脫氣臨界生產(chǎn)壓差；控制儲(chǔ)層出砂，生產(chǎn)壓差需保持在臨界生產(chǎn)壓差范圍內(nèi)。

PL油田地飽壓差、脫氣臨界壓差、臨界出砂壓差、油井實(shí)際生產(chǎn)壓差計(jì)算結(jié)果表明（表4），各層位臨界出砂生產(chǎn)壓差計(jì)算結(jié)果與油井實(shí)際出砂生產(chǎn)壓差基本一致，說(shuō)明巖石力學(xué)方法計(jì)算結(jié)果準(zhǔn)確性較高。根據(jù)合理壓差選擇原則，推薦PL油田合理生產(chǎn)壓差3.0～5.0MPa，平均4.0MPa。實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，油井生產(chǎn)壓差還需要根據(jù)具體情況進(jìn)行深入分析，選擇最佳生產(chǎn)制度，以達(dá)到精細(xì)油藏管理的目的。該項(xiàng)研究成果已應(yīng)用于PL油田生產(chǎn)管理中，通過(guò)優(yōu)化油井生產(chǎn)壓差，油井出砂現(xiàn)象明顯下降，取得較好開(kāi)發(fā)效果。

表4 PL油田館陶組合理生產(chǎn)壓差確定值 MPa

4 結(jié)論與建議

（1）綜合分析地層原油物性、流入動(dòng)態(tài)曲線(xiàn)特征、出砂臨界生產(chǎn)壓差及油井實(shí)際生產(chǎn)狀況等因素，建議PL油田館陶組合理生產(chǎn)壓差界限為3.0～5.0 MPa。

（2）根據(jù)巖石力學(xué)理論方法計(jì)算得到PL油田館陶組出砂臨界生產(chǎn)壓差4.2～4.7 MPa，計(jì)算結(jié)果與油井實(shí)際出砂生產(chǎn)壓差基本一致，計(jì)算結(jié)果可滿(mǎn)足油田日常生產(chǎn)管理需要。

（3）合理生產(chǎn)壓差研究對(duì)確保疏松砂巖油藏油井正常生產(chǎn)、提高油田開(kāi)發(fā)效果具有重要意義。

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