高含水期油井合理流壓計算分析與生產實踐

鄭云拓+王春寶+邵延紅+趙光波+劉霞

摘要：通過評價目前油井實際使用的動液面折算井底流壓的計算方法并修正，以及開展不同類型油層、不同井距、不同含水條件下的水驅合理流壓界限研究，確定油井合理流壓，使沉沒度保持在合理水平，是目前油田急需解決的開發難題。

關鍵詞：特高含水期；油井；流壓；確定方法；現場應用

經過多年的開發，油田已經進入特高含水期開發階段，油井呈現采出程度高、含水高的特點。通過加強注水、提高注水質量、加密井網、多次布井、調整注采系統、改變生產方式以及大面積推廣驅油技術，可采儲量不斷增加，保持了旺盛的生產能力，取得了較好的開發效果。隨著開發條件發生重大變化，水驅含水上升控制難度加大，傳統的合理流壓確定方法已經不適應目前開發和現場生產需要。

1 原流壓計算方法，不能滿足油田開發調整的需要

三段法多數將井底流壓分為三段：套壓、泵上混缺點：該方法計算簡單，數據精確，但是在計算過程中沒有充分考慮不同流態，不同產氣量的影響致使最后計算結果有較大誤差。通過流壓計算（扣除不合理數據），結果與實際測試流壓對比誤差較大，數值誤差大于20%的井點占到統計井點的26.7%。

2 合理流壓計算方法研究

通過低滲透油藏擬穩定非線性流流入動態曲線法、最高經濟效益計算法、仿真計算方法、系統優化算法、系統效率最大值與合理流壓計算方法及分析生產氣油比，產層出砂，應力敏感和層間干擾等4個因素對合理井底流壓影響規律的基礎上的綜合判定法，分別對合理流壓進行計算評價。結合現場實際，合理流壓界限主要考慮的兩個方面因素：①從地層供液角度，研究地層的最大供液量；②從泵的排液角度研究流壓對泵效影響問題，井底流壓低于飽和壓力時，井底附近脫氣，影響泵效；因此，合理井底流壓除了要保證產液量最大外，還要保證泵入口處自由氣不超過要求的自由氣量。

2.1油井流入動態計算最小流壓界限

油井最低允許流動壓力為

利用已有的三相流體產液量和流動壓力方程，通過產液量對流動壓力取導數獲得產液量最大狀況下流動壓力的數值，明確流壓方程為0時，存在一個產量的最大值，通過代入具體的單井的最大產液量，以及該產液量對應的流動壓力，即為該單井的合理流動壓力。根據油層實際開發資料，現應用上面得到的油井流入動態關系計算流壓。根據油層目前開發狀況，由流入動態法計算得到各個含水階段最小允許井底流壓。從實際單井流壓數據看出，實際流壓值高于計算得出的最小允許流壓值，滿足開發調整的井數比例達到87.0%。

分別考慮綜合含水，溶解氣系數，飽和壓力，地層壓力單因素影響下的井底合理流壓。同一地層壓力，不同含水階段所需的流壓不同，隨著含水的上升，油井的合理流壓降低；含水定值后，其他條件不變，改變原油溶解氣系數。油井的合理流壓隨原油溶解氣系數的增大而升高；含水定值后 ，其他條件不變，改變飽和壓力。油井的合理流壓隨油藏飽和壓力的升高而升高；含水定值后 ，其他條件不變，改變地層壓力。油井的合理流壓隨地層壓力的升高而升高。

通過對比分析，當含水由93%上升到95%時，合理流壓變為1.22Mpa，分別考慮通過單因素變化（其他因素不變時），合理流壓為1.22Mpa時，單因素的變化率，來確定各因素對合理流為1.22Mpa時來確定各因素對合理流壓影響的權重。

a0，a1，a2，a3，b0，b1，b2，b3—回歸系數，各開發區取值不同。

2.3數值模擬研究實際開發條件下的合理流壓

數值模擬考慮層間干擾等因素，研究分層的壓力和含水數據，進而確定合理的流壓。

二類油層不同井距不同含水階段合理井底流壓：同時綜合考慮階段采出程度等指標，確定不同油層不同井距不同含水條件下的合理流壓，隨含水的增加，合理井底流壓也隨之降低；含水相同時井距越小。

3結論

①開發實際中合理流壓界限應考慮多因素影響，減少計算計算誤差，以滿足開發調整需要。②研究表明同一地層壓力，不同含水階段所需的流壓不同，隨著含水的上升，油井的合理流壓降低；含水定值后 ，其他條件不變，改變原油溶解氣系數。油井的合理流壓隨原油溶解氣系數的增大而升高；含水定值后 ，其他條件不變，改變飽和壓力。油井的合理流壓隨油藏飽和壓力的升高而升高；含水定值后 ，其他條件不變，改變地層壓力。油井的合理流壓隨地層壓力的升高而升高。③隨含水的增加，合理井底流壓也隨之降低；含水相同時井距越小合理井底流壓越大；相同井距和含水條件下，油層性質越差合理井底流壓越大。

參考文獻

[1]楊力爭.薩中開發區特高含水期開發規律的研究[D].東北石油大學，2015.endprint