渤海PL油田合理生產壓差研究

劉洪杰，戴衛華，康 凱

（中海石油（中國）天津分公司，天津塘沽 300452）

1 油田概況

渤海PL油田主要生產層位為館陶組，地層厚度大，油藏埋深淺。館陶組儲層巖性以含礫中細砂巖、中細砂巖為主，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、膠質含量高、凝固點低、含蠟量低以及含硫量低等特點，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，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、反九點面積井網注水開發，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易防砂，采取電潛泵機械采油。

渤海PL油田館陶組儲集層膠結疏松、流體攜砂能力強，油井以較大壓差生產或產液量較高時，均可造成地層出砂。為了提高PL油田的開發效果，本文對合理生產壓差進行研究。

2 合理生產壓差研究

2.1 地飽壓差法

PL油田主要生產層位館陶組地層原油地飽壓差較小，在0.1～5.1 MPa之間，生產過程中容易出現地層脫氣問題。當地層脫氣現象主要出現在生產井近井地帶時，屬于溶解氣驅范疇，這一時期油井產能隨生產壓差的增大而增加，但受多相流影響，單位壓差油井產能增加幅度小于井底流壓高于飽和壓力階段的增加值。而當脫氣規模過大時，生產井形成氣竄，原油流動能力降低、油井產能下降，脫氣嚴重可導致油井無法正常生產，出現增加壓差不增油的現象。因此地飽壓差也成為確定油井合理生產壓差的一個重要參考。

生產過程中為獲得較高的油井產能，允許一定程度的地層脫氣，即近井地帶的脫氣。根據中國石油天然氣行業《油田開發水平分級》標準中關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 油井流入動態曲線法

近年來，越來越多的穩定試井資料證實，注水保持壓力開發的油田，當井底流動壓力低于飽和壓力以后，由于井底附近油層中滲流條件發生了變化，無因次產量與壓力關系曲線中，指示曲線向壓力軸偏轉，并出現最大產量點，此時達西公式和沃格爾方程計算油井產量不在適用。大慶油田王俊魁等人推導出了同時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態曲線方程［1］。

對（1）式求一階導數并令其為零，得到最低允許流動壓力方程，可以計算脫氣狀態下的生產井最低允許井底流動壓力Pwfmin。

式中：qL——油井產液量，t／d；Jo——采油指數，t／（d·MPa）；Pwf——井底流動壓力，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，m3／（m3·MPa）；fw——油井含水率，小數；Bo——原油體積系數，無因次；T——油層溫度，K。

根據狀態方程可知：隨著天然氣溶解系數的增加，生產井最低允許井底流動升高；隨著含水率的增加，生產井最低允許井底流動降低。

對于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，目前油田生產氣油比80.0m3／m3，原油溶解系數取值6.5 m3／（m3·MPa），油田平均含水率48.0%。取天然氣溶解系數6.53及含水率0%、48.0%，分別計算脫氣狀態下生產井最低井底流動壓力Pwfmin。計算結果為：在不含水情況下，油井最低井底流動壓力Pwfmin為5.5 MPa，最大生產壓差6.7 MPa；含水48.0%情況下，油井最低井底流動壓力Pwfmin為4.5 MPa，最大生產壓差7.8 MPa（表1）。流入動態曲線法計算的極限壓差大于地飽壓差，長期維持該極限壓差將導致地層嚴重脫氣，導致流體性質的變化及采收率的降低，應結合其他方法共同確定合理生產壓差。

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。生產過程中，儲層充填砂適度出砂可疏通地層孔隙喉道、提高原油流動能力，對于油井生產是有利的，而巖石骨架出砂，就可能導致地層坍塌、油井報廢，因此生產過程中需要防止儲層巖石骨架出砂［2］。充填砂出砂主要是開采過程中流體作用于地層顆粒上的拖曳力所致，與過大的流體速度有關。巖石骨架出砂是由地應力和壓差所引起，一般出現在井眼流壓較低的膠結強度差的地層。巖石所受剪切應力超過其固有抗剪切強度時，發生剪切破壞，產生破裂面，當地下流體作用于破裂面巖石顆粒上的拖曳力超過巖石內聚力時，將破裂面上的砂子攜帶出來，導致巖石骨架出砂。將巖石骨架剛剛出砂的壓差定義為臨界出砂壓差。預測臨界出砂生產壓差，是制定疏松砂巖油藏油井工作制度、實施精細化管理的關鍵內容之一。

表1 PL油田考慮脫氣油井最大生產壓差理論計算

Mohr－Coulomb準則認為，當巖石破裂面上的剪切應力τ，等于巖石材料本身的抗剪強度C（亦稱為內聚力或粘聚力）與作用于該破裂面上的法向應力σ引起的內摩擦阻力σtgθ（θ為地層內摩擦角）之和時，發生剪切破壞，造成巖石骨架出砂，并給出了開始出砂時的臨界生產壓差公式［3－5］。

利用測井資料計算巖石力學參數，并運用Mohr－Coulomb破壞準則，計算了PL油田館陶組L50～L100油組出砂臨界井底流壓Pwcr及臨界生產壓差ΔPcr（表2），其中，內摩擦角均取25°，孔隙彈性介質Biot常數取1.0。

從計算結果看，PL油田館陶組L50、L70、L100油組粘土含量低、巖石密度小，相對容易出砂，臨界出砂生產壓差較低，在4.2～4.7 MPa之間；L60油組泥質含量較高，各項參數顯示該油組儲層膠結性較好，出砂臨界生產壓差計算值達到12.7 MPa，明顯高于其他油組。多油組合采情況下，PL油田油井臨界生產壓差取各油組下限值，應在4.2 MPa左右。對于實際生產壓差接近或超過臨界生產壓差的油井，需加強生產監測，及時調整，預防地層出砂。

表2 PL油田不同油組臨界出砂井底流壓及臨界生產壓差

2.4 實際生產壓差評價法

A平臺所屬的1區及E平臺所屬的4區投產時地層壓力基本維持原始地層壓力附近，且兩個區塊斷層相對較少，區塊含油面積較大，注采井網相對完善，故選取A、E平臺油井分析生產壓差對于開發效果的影響。

A、E平臺典型油井選取原則：①選擇地層能量充足，生產氣油比相對穩定的油井；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題對于油井開發效果分析的干擾；③選擇井況正常，開發效果與生產壓差關系明確的油井。

從統計結果看：①投產后，迅速建立較大生產壓差的油井沒有穩產期，產量直接進入快速遞減段，開發效果較差。這類油井的初期生產壓差均超過5 MPa。②投產后，初期壓差較小時，油井產量穩定，隨生產壓差逐步升高，在超過3.9～5.2 MPa之后油井開始進入出砂遞減狀態（表3）。③投產后生產壓差相對較小，生產壓差升高緩慢，生產制度穩定的油井，開發效果好。

為了確保油井穩定生產，并使油井具備一定抗生產制度變化能力，抗壓力波動能力，提高開發效果，油井生產壓差建議控制在4.0～5.0MPa。

表3 PL油田部分油井出砂生產壓差統計

3 合理生產壓差確定

油井合理壓差確定原則：產量穩定、滿足一定的采油速度；地層壓力維持在飽和壓力85%以上；考慮脫氣對滲流能力的影響，生產壓差應低于脫氣臨界生產壓差；控制儲層出砂，生產壓差需保持在臨界生產壓差范圍內。

PL油田地飽壓差、脫氣臨界壓差、臨界出砂壓差、油井實際生產壓差計算結果表明（表4），各層位臨界出砂生產壓差計算結果與油井實際出砂生產壓差基本一致，說明巖石力學方法計算結果準確性較高。根據合理壓差選擇原則，推薦PL油田合理生產壓差3.0～5.0MPa，平均4.0MPa。實際生產過程中，油井生產壓差還需要根據具體情況進行深入分析，選擇最佳生產制度，以達到精細油藏管理的目的。該項研究成果已應用于PL油田生產管理中，通過優化油井生產壓差，油井出砂現象明顯下降，取得較好開發效果。

表4 PL油田館陶組合理生產壓差確定值 MPa

4 結論與建議

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

（2）根據巖石力學理論方法計算得到PL油田館陶組出砂臨界生產壓差4.2～4.7 MPa，計算結果與油井實際出砂生產壓差基本一致，計算結果可滿足油田日常生產管理需要。

（3）合理生產壓差研究對確保疏松砂巖油藏油井正常生產、提高油田開發效果具有重要意義。

［1］王俊魁，李艷華，趙貴仁.油井流入動態曲線與合理井底壓力的確定［J］.新疆石油地質，1999，20（5）：414－417.

［2］梁 丹，曾祥林，房茂軍.適度出砂技術在海上稠油油田的應用研究［J］.西南石油大學學報（自然科學版），2009，31（3）：99－102.

［3］王勤田，趙彥超，楊晶，等.油井出砂臨界井底流壓計算模型及應用［J］.江漢石油學院學報，2002，24（2）：75－76.

［4］王德新，侯明勛.油層出砂預測模型研究［J］.石油大學學報（自然科學版），2000，24（5）：17－19.

［5］李天太，張益，張寧生，等.地層力學特性參數求解及其在蘇里格地區的應用［J］.西安石油大學學報（自然科學版），2005，20（5）：22－24.