利用注采平衡法確定水驅(qū)油藏合理地層壓力

張宏友

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300459）

利用注采平衡法確定水驅(qū)油藏合理地層壓力

張宏友

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300459）

針對(duì)在實(shí)際礦場(chǎng)應(yīng)用過程中，現(xiàn)有注采平衡法確定水驅(qū)油藏合理地層壓力存在的不足，提出了一種新方法：在一定注采井網(wǎng)、生產(chǎn)參數(shù)條件下，首先應(yīng)用注采平衡法求取極限生產(chǎn)條件時(shí)注采平衡對(duì)應(yīng)的地層壓力PR；再結(jié)合實(shí)際油田對(duì)最大產(chǎn)液量需求確定合理地層壓力區(qū)間；按照0.85PR＜P＜PR、PR＜P＜1.15PR、P＜0.85PR、P＜1.15PR四種情況，系統(tǒng)描述了注采平衡法確定合理地層壓力的基本原理。實(shí)例應(yīng)用表明該方法簡(jiǎn)單可靠，確定的地層壓力可同時(shí)滿足水驅(qū)油藏油井提高產(chǎn)液量的需求和與注水井增大注水量的需求目前該方法已在渤海油田全面推廣應(yīng)用，成功指導(dǎo)了合理地層壓力的確定，為油田下一步調(diào)整挖潛提供依據(jù)。

注采平衡法；合理地層壓力；最大注入壓力；幽靜最小井底流壓

對(duì)于水驅(qū)油藏來說，地層壓力保持過低，不能滿足油井提高產(chǎn)液量的需求，影響油田產(chǎn)油量；地層壓力過高，則需要提高注水井注入壓力，增大注水量，增加開發(fā)投資，影響開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益以及注水安全，因此確定合理地層壓力至關(guān)重要。目前，合理地層壓力確定方法主要有物質(zhì)平衡法[1]、最小流壓法[2]、注采平衡法[3-7]等。其中，注采平衡法是普遍采用的方法，但現(xiàn)有注采平衡法直接以極限生產(chǎn)條件下注采平衡對(duì)應(yīng)地層壓力PR作為合理地層壓力，在實(shí)際應(yīng)用過程中，發(fā)現(xiàn)不同油田實(shí)際地層壓力與注采平衡法確定的合理地層壓力偏離程度各不相同，難以判斷目前地層壓力是否合理；而且，現(xiàn)有文獻(xiàn)也未描述注采平衡法確定合理地層壓力的基本原理，從而影響了該方法在礦場(chǎng)上的實(shí)際應(yīng)用效果。

本文從水驅(qū)油藏合理地層壓力應(yīng)滿足的兩個(gè)前提條件出發(fā)：油井滿足提高產(chǎn)液量的需求、注水井滿足增大注水量的需要，首先確定油井最小井底流壓、注水井最大注入壓力，再應(yīng)用注采平衡原理，求取極限生產(chǎn)條件下注采平衡對(duì)應(yīng)地層壓力PR，并?。?.85～1.15）PR作為合理地層壓力區(qū)間，從而判斷目前地層壓力是否合理。同時(shí)，利用注采平衡圖系統(tǒng)描述注采平衡法確定合理地層壓力基本原理，指導(dǎo)該方法在礦場(chǎng)推廣應(yīng)用。

1 注采平衡原理

油井產(chǎn)液量的計(jì)算公式：

注水井注水量的計(jì)算公式：

將油井產(chǎn)液量換算成地下體積，（1）式變換為：

根據(jù)注采平衡原理，得到：

將（2）、（3）式帶入（4）式，得到注采平衡時(shí)的地層壓力：

式中：

（5）式表明，在一定的注采井網(wǎng)、生產(chǎn)參數(shù)條件下，當(dāng)油井井底流壓、注水井注入壓力確定后，注采平衡條件下的地層壓力就被唯一確定了。

在直角坐標(biāo)系中，應(yīng)用（2）、（3）式分別繪制不同井底流壓條件下油井產(chǎn)液量與地層壓力關(guān)系曲線（采出曲線）、不同注入壓力條件下注水井注水量與地層壓力關(guān)系曲線（注入曲線），得注采平衡圖（圖1）。注采平衡圖中的采出曲線和注入曲線的交點(diǎn)即為注采平衡點(diǎn)，表示油井產(chǎn)液量、注水井注水量、油井井底流壓、注水井注入壓力和地層壓力之間的平衡關(guān)系，對(duì)應(yīng)的地層壓力為注采平衡壓力。

圖1 注采平衡法示意圖

2 合理地層壓力確定

2.1 油井最小井底流壓計(jì)算

油井井底流壓由泵吸入口壓力、泵掛深度與油層中部液柱壓力組成。在保證一定沉沒度，達(dá)到合理泵效所需的泵吸入口壓力下限值的前提下，計(jì)算油井最小井底流壓，泵最小沉沒度一般取300 m。

式中：

2.2 注水井最大注入壓力確定

注水井最大注入壓力既能充分滿足注水量的需要，又要確保地層不被壓裂：

其中安全系數(shù)a取0.8～0.9。地層破裂壓力可以按照鉆井破裂壓力測(cè)試法、小型壓裂測(cè)試法、經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算法得到。

2.3 合理地層壓力確定

在目前注采井網(wǎng)、生產(chǎn)參數(shù)條件下，油井產(chǎn)液量為QL、地層壓力為P。在此基礎(chǔ)上，分別繪制最小井底流壓條件下的采出曲線、最大注入壓力條件的注入曲線，即得到極限生產(chǎn)條件下的注采平衡圖（圖1）。注采平衡點(diǎn)對(duì)應(yīng)的地層壓力為極限生產(chǎn)條件下注采平衡地層壓力PR，此時(shí)，油井將達(dá)到極限最大產(chǎn)液量QLRmax。結(jié)合油田對(duì)最大產(chǎn)液量的實(shí)際需求，以渤海油田為例，取0.85PR～1.15PR為合理地層壓力區(qū)間，當(dāng)P等于 0.85PR、1.15PR時(shí)，注采平衡條件下對(duì)應(yīng)極限最大產(chǎn)液量分別為QLmax1、QLmax2，顯然 QLmax1＜QLRmax、QLmax2＜QLRmax。下面分 4 種情況分別描述注采平衡法確定合理地層壓力的基本原理：

（1）0.85PR＜P＜PR: 保持目前地層壓力P不變，通過降低油井井底流壓、增大注水井注入壓力，按照注采平衡條件油井提液生產(chǎn)，當(dāng)油井井底流壓降低至最小井底流壓時(shí)，油井將達(dá)到最大產(chǎn)液量 QL1（圖2a），且QL1＞QLmax1，表明目前地層壓力處于合理地層壓力區(qū)間,不僅能夠滿足油井提高產(chǎn)液量的需求，也能夠滿足注水井增大注水量的需要。

（2）PR＜P＜1.15PR: 保持目前地層壓力P不變，通過降低油井井底流壓、增大注水井注入壓力，按照注采平衡條件油井提液生產(chǎn)，當(dāng)注水井注入壓力達(dá)到最大注入壓力時(shí)，油井將達(dá)到最大產(chǎn)液量 QL2（圖2b），且QL2＞QLmax2，表明目前地層壓力處于合理地層壓力區(qū)間,不僅能夠滿足油井提高產(chǎn)液量的需求，也能夠滿足注水井增大注水量的需要。

（3）P＜0.85PR: 保持目前地層壓力P不變，通過降低油井井底流壓、增大注水井注入壓力，按照注采平衡條件油井提液生產(chǎn)，當(dāng)油井井底流壓降低至最小井底流壓時(shí)，油井只能達(dá)到最大產(chǎn)液量 QL3（圖2c），但QL3＜QLmax1，表明目前地層壓力小于合理地層壓力，已不能滿足油井提高產(chǎn)液量的需求；油井如需進(jìn)一步提液，只能通過增大注水井注入量，此時(shí)，注采比大于1.0，地層壓力提高，直到達(dá)到新的注采平衡，最終滿足油井提高產(chǎn)液量的需求。

（4）P ＞1.15PR: 保持目前地層壓力P不變，降低油井井底流壓、增大注水井注入壓力，按照注采平衡條件油井提液生產(chǎn)，當(dāng)注水井注入壓力達(dá)到最大注入壓力時(shí)，油井只能達(dá)到最大產(chǎn)液量QL4（圖2d），但 QL4＜QLmax2，表明目前地層壓力大于合理地層壓力，已不能滿足注水井增大注水量的需求，并最終影響油井最大產(chǎn)液量。如果油井繼續(xù)降低井底流壓提液生產(chǎn)，就會(huì)受注水井注入量的限制，注采比小于1.0，地層壓力降低，直到達(dá)到新的注采平衡，最終滿足注水井增大注水量的需要以及油井提高產(chǎn)液量的需求。

3 實(shí)例應(yīng)用

秦皇島A油田含油層系位于明下段，油藏平均埋深1 130 m，目前共有開發(fā)井100口，油井日產(chǎn)液量16 284 m3，綜合含水率73.1%，注水井日注水量17 701 m3，目前地層壓力9.0 MPa。其中，定向井油井27口，平均米采液指數(shù)6.1 m3/（MPa·d·m），平均井底流壓7.3 MPa；水平井油井27口，平均米采液指數(shù)13.0 m3/（MPa·d·m），平均井底流壓7.4 MPa；定向井注水井26口，平均米吸水指數(shù)5.1 m3/（MPa·d·m），平均注入壓力17.0 MPa。油井最小井底流壓為5.8 MPa，注水井最大注入壓力22.7 MPa。應(yīng)用注采平衡法計(jì)算極限生產(chǎn)條件下注采平衡地層壓力8.8 MPa，從圖3可以看出，目前地層壓力處于合理地層壓力區(qū)間，如果保持目前地層壓力P不變，按照注采平衡條件油井提液生產(chǎn)，油井最大產(chǎn)液量將達(dá)到30 000 m3/ d，表明目前地層能力能夠滿足油井不斷提高排液量的需要，也能夠滿足注水量的需要。

圖2 利用注采平衡法確定合理地層壓力示意圖

同樣，應(yīng)用注采平衡法計(jì)算渤中B油田極限生產(chǎn)條件下注采平衡地層壓力9.0 MPa，目前地層壓力10.9 MPa，從圖4可以看出，目前地層壓力大于合理地層壓力，不能滿足注水井增大注水量的需求。主要原因是該油田注水井井?dāng)?shù)相對(duì)較少、受水質(zhì)影響注水井吸水指數(shù)低，導(dǎo)致目前注水井注入壓力較高，注入壓力進(jìn)一步增大幅度有限，并最終影響油井提高產(chǎn)液量的需求。因此，建議該油田后期增大注采井?dāng)?shù)比，實(shí)施注水井酸化改善吸水能力，提升油田注水能力，改善油田開發(fā)效果。

圖3 秦皇島A油田注采平衡圖

圖4 渤中B油田注采平衡圖

4 結(jié)論

（1）應(yīng)用注采平衡法求取水驅(qū)油藏極限生產(chǎn)條件下注采平衡對(duì)應(yīng)地層壓力PR，并?。?.85～1.15）PR作為合理地層壓力區(qū)間，從而滿足油井提高產(chǎn)液量的需求、注水井增大注水量的需要。

（2）實(shí)例應(yīng)用結(jié)果，注采平衡法確定合理地層壓力方法簡(jiǎn)單，適用性強(qiáng)，值得礦場(chǎng)推廣應(yīng)用。

符號(hào)注釋

QL為地面油井產(chǎn)液量，m3/d； JL為油井平均米采液指數(shù)，m3/（MPa·d·m）； hp為油井平均射開有效厚度，m；np為油井井?dāng)?shù)，口；P為目前地層壓力，MPa； Pw f為油井井底流壓，MPa； Qi為注水井注水量，m3/d； Ii為注水井平均米吸水指數(shù)，m3/（MPa·d·m）； hi為注水井平均射開有效厚度，m； ni為注水井井?dāng)?shù)，口； Piwf為注水井注入壓力，MPa； QL′為地下油井產(chǎn)液量，m3/d； fw為含水率，%； Bo為原油體積系數(shù)； Bw為地層水體積系數(shù)； Pw fmin為油井最小井底流壓，MPa； Pp為泵吸入口壓力，MPa； Ph為泵掛深度與油層中部之間液柱壓力，MPa； ρo為油相對(duì)密度；ρw為水相對(duì)密度； Dc為泵最小沉沒度，m；Dm為油層中部深度，m；Dp為泵掛深度，m； Pt為套壓，MPa； Piwfmax為注水井最大注入壓力，MPa；P破為地層破裂壓力，MPa；a為安全系數(shù)，取0.8～0.9；RP為極限生產(chǎn)條件下注采平衡對(duì)應(yīng)地層壓力，MPa。

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TE355

A

1673–8217（2017）06–0121–04

2017–06–19

張宏友，1980年生，2005年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)工程研究工作。

岑志勇