致密油藏開發合理轉抽時機

湯傳意　辛驊志　趙明　劉鑫　馬俊

摘? 要：本文基于對瑪湖油田的基礎研究，采用井筒脫氣時的停噴流壓公式對其停噴壓力進行計算，同時利用RTA軟件預測井底流壓，通過趨勢線擬合確定了瑪131井區生產井轉抽時機平均在340-350天左右，瑪18井區生產井轉抽時機在360-370天之間。其研究過程及結果有利于瑪湖油田的高產穩產，并對此類礫巖油氣藏開發具有重要指導意義。

關鍵詞：井筒脫氣;停噴壓力;RTA;轉抽時機

Abstract：Based on the basic research of the Mahu Oilfield，the stoppage pressure is calculated by the formula of the stop-flow pressure when the wellbore is degassed. At the same time，the bottom-hole flow pressure is predicted by RTA software，and the well 131 is determined by trend line fitting. The average production time of the production wells in the district is about 340-350 days，and the production wells in the May 18 well area are between 360-370 days. The research process and results are conducive to the high and stable yield of the Mahu oilfield，and have important guiding significance for the development of such conglomerate reservoirs. Key words：wellbore degassing;stoppage pressure;RTA;pumping timing

1.地質特征

1.1構造特征

瑪湖油田位于準噶爾盆地瑪湖凹陷中心區，是世界上最大的礫巖油氣藏。其中瑪北油田瑪131井區塊，區域構造位于盆地中央坳陷瑪湖凹陷北斜坡區。瑪131井區三疊系百口泉組主要發育近源快速堆積的扇三角洲相沉積體系，基本表現為東南傾的平緩單斜，局部發育低幅度平臺、背斜或鼻狀構造，逆斷裂較發育。該區發育北東向和北西向兩組不同方向斷裂。百口泉組地層分布較穩定，厚度為112～175m，平均厚度130m，油層孔隙度主要為7.50%～14.30%，平均為9.58%，滲透率主要為0.03 mD～17.20mD，平均為0.96mD。三疊系百口泉組儲層為特低孔、特低滲儲層。

1.2油藏特征

研究區三疊系百口泉組油藏主要受構造控制、局部受巖性、物性影響、無邊底水的巖性-構造油藏。百三段（T1b3）劃分為3個油藏，百二段一砂組（T1b21）劃分為3個油藏。百三段（T1b3）油藏中部埋深2718m～3278m，中部溫度68.07℃～79.61℃，中部地層壓力23.95MPa～40.22MPa;地面原油密度0.7607g/cm3～0.8640g/cm3，凝固點2.24℃;百二段一砂組（T1b21）油藏中部埋深2838m～3298m，中部溫度69.10℃～80.03℃，中部地層壓力24.32MPa～35.97MPa;地面原油密度0.7936g/cm3～0.8814g/cm3，凝固點8.98℃。

1.3生產特征

（1）瑪18井區具有初期產量高，產量遞減較慢，井區綜合含水較低的開發特征，但生產氣油比相對較高，井區脫氣較為嚴重;

（2）瑪131井區具有初期產量低，產量遞減慢，井區綜合含水相對較高的開發特征，生產氣油比高，原油脫氣嚴重，溶解氣驅開發效果差;

（3）艾湖2井區具有初產產量相對較高，生產氣油比低的特點，但井區產量遞減塊，綜合含水高，開發效果差。

2.轉抽時機

瑪湖油田瑪131井區屬于低滲透油藏，在進行自噴開采的過程中會造成地層能量緩慢下降，若進行能量補充，則地層能量視為保持穩定。當油井無法維持要求配產下的穩定自噴時可轉入人工舉升。為了使油井進行正常生產，需要根據要求的配產量，對不同含水率下的井底流壓進行計算，在含水率增大到最大值之前轉入人工舉升方式進行開采。

2.1停噴流壓計算

關于停噴流壓的計算，孫國明等人提出了一種按照產能方程計算某氣井井底流壓條件下的停噴壓力，該方法在氣井中能夠得到應用，而黃炳光教授等人則找到了能夠在應用于直井的停噴流壓計算方法，但是水平井生產過程中無法完全利用該計算方法。只能在測得直井的井底流壓后，利用梯度法計算深部流壓。計算得出的井底流壓是自噴井停噴的上限壓力，即自噴井低于這個壓力就不能正常生產。實際中采用以下公式進行計算：

式中：Pwf停噴流壓，MPa;H油藏中深，m;Hb脫氣中深，m;Pb飽和壓力，MPa;fw含水率，1;γw水的相對密度（地面），1;γo原油相對密度（地面），1;Bo原油體積因數，1;λ比摩阻，MPa/m;0.00980665為重力系數，KN/Kg。

在井筒內壓力低于飽和壓力時，原油在井筒中脫氣，脫氣深度Hb公式為：

式中：Py井口壓力，MPa;α溶解氣系數，m3/（m3·MPa）;γg天然氣相對密度，1。

由于比摩阻難以計算且對計算結果影響不大，所以不考慮比摩阻系數。選取瑪131井區四口典型井計算停噴流壓。

2.2流壓預測

為了準確確定瑪湖油田的轉抽時機，還需要對井底流壓進行合理預測，才能實現瑪湖油田的長期穩定生產。首先在軟件中輸入相關基礎數據，其次對油藏參數（井信息、初始壓力、初始溫度、孔隙度、飽和度等）和油井的井身參數（油套管的內外徑、井口流動溫度等）進行設定，最后選擇一種合理的壓力損失關系，方可得到一段時間內井底流壓隨時間的變化曲線。

以瑪131井區中典型井MaHW1152的RTA的運行結果為例，可得出井底流壓隨著開采時間的增加呈現指數遞減趨勢，在2018年底逐漸趨于穩定，說明油井的自噴能力在逐漸減弱。

2.3轉抽天數

在計算出停噴流壓和流壓預測的基礎上，利用RTA計算出的井底流壓數據和生產天數繪制成圖，擬合出井底流壓的變化趨勢線，該趨勢線與停噴流壓水平線的交點即為油井的轉抽天數。在確定轉抽時機時還應該符合最大限度地增加油井的彈性產量;合理調整自噴井油嘴，最大限度地延長自噴周期;及時采取有效措施，縮短停噴前的低產期;不影響生產計劃指標等原則。以瑪131井區中NAHW6114井的轉抽天數預測為例（如圖2-2），對已計算出的井底流壓數據進行擬合后得到的指數曲線，發現該井的轉抽天數為215天，即在自噴生產215天后開始上設備進行開采。

使用相同的方法對瑪131井區和瑪18井區中的其他典型井的轉抽天數進行預測后，發現瑪131井區生產井轉抽時機平均在340-350天左右，瑪18井區生產井轉抽時機在360-370天之間。

3.結論

（1）停噴壓力預測方法在瑪湖油田的礫巖油藏中應用較好，在考慮了含水率、原油相對密度、原油體積系數等參數的基礎上對瑪湖油田中典型井的停噴壓力進行了計算，發現自噴井的停噴壓力普遍分布在40MPa左右，為轉抽天數的確定提供了依據。

（2）通過對瑪湖油田中的部分井進行了井底流壓預測和轉抽時間的確定，最終結果顯示瑪131井區生產井轉抽時機平均在340-350天左右，瑪18井區生產井轉抽時機在360-370天之間。確定油井的轉抽時機能夠有效提高生產效率，延長采收年限。

參考文獻

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作者簡介：湯傳意（1982-），男，河南新縣人，畢業于中國地質大學（武漢），目前就職于中石油新疆油田公司。