一種合理注采壓力系統(tǒng)關(guān)系圖版的建立
——以A油田為例

程 立，劉 川，林火養(yǎng)

（中國石油大港油田分公司勘探開發(fā)研究院，天津 300280）

合理注采壓力系統(tǒng)[1]是指水驅(qū)油藏能夠最大限度地發(fā)揮出油層生產(chǎn)能力時的注采關(guān)系體系。整個注采單元從井口到井底再到地層，由多節(jié)點控制構(gòu)成，壓力、產(chǎn)量、注入量之間存在著有條件的平衡關(guān)系（圖1），這一關(guān)系貫穿油藏開發(fā)各個階段。研究注采壓力系統(tǒng)就是要確定油水井合理的產(chǎn)注能力、注水時機(jī)[2]、合理的地層壓力保持水平，這就需要建立一套完善的注采壓力系統(tǒng)判別圖版，對合理的注采壓力關(guān)系進(jìn)行優(yōu)選。

1 不同地層壓力水平、不同含水階段的采油井產(chǎn)量

圖1 合理注采壓力系統(tǒng)論證研究路線

1.1 不同開發(fā)階段的米采油指數(shù)

針對不同含水階段的米采油指數(shù)[3]，通常采用油水兩相相滲資料獲取不同含水階段的無因次米采油指數(shù)，綜合采油井初期米采油指數(shù)，即可得到不同含水階段的米采油指數(shù)：

1.2 不同開發(fā)階段的合理生產(chǎn)壓差

應(yīng)用泵口壓力法[4]，在保證泵效的基礎(chǔ)上，利用泵效與泵口壓力對應(yīng)關(guān)系，確定合理的泵口壓力，通常泵效要求不低于70%。在此基礎(chǔ)上考慮下泵深度等相關(guān)參數(shù)，可以計算出不同含水期的最小合理流動壓力。

式中：φ為抽油井充滿視泵效，%；Bo為原油地層體積系數(shù)，無因次；γo為地面原油密度，g/cm3；R為原始?xì)庥捅龋琺3/m3；bP為泵口壓力，MPa；oP為飽和壓力，MPa；α為天然氣溶解系數(shù)，m3/(m3·MPa)；fo為含油率，%；Pwfmin為油井最低允許流動壓力，MPa；LH、Lp分別為油層深度、泵掛深度，m；D為泵口以下混合液柱密度，g/cm3；db、do、dm分別為泵口處、飽和壓力下、地面條件下的原油密度，g/cm3；Gw為采出水密度，g/cm3。

在獲得不同含水階段的油井最小允許流壓的條件下，保持不同地層壓力水平穩(wěn)定開發(fā)，可以獲取不同壓力水平、不同含水階段的合理生產(chǎn)壓差，同時參考油層實際動用厚度及不同開發(fā)階段的米采油指數(shù)，即可計算出油井不同壓力水平、不同含水階段的日產(chǎn)油量：

式中：Qo為日產(chǎn)油量，t；為米采油指數(shù)，t/（MPa·m·d）；h為油層厚度，m；PR為地層壓力，MPa。

2 合理注水壓力的確定

2.1 注采平衡關(guān)系的建立

在獲得單井日產(chǎn)油量的基礎(chǔ)上，給定油藏合理注采比、注采井?dāng)?shù)比，通過注采平衡關(guān)系換算，即可確定不同開發(fā)階段、不同壓力水平條件下的單井日注量：

式中：Qin為單井日注水量，m3；X為注采比，f；Y為注采井?dāng)?shù)比，f。

2.2 米吸水指數(shù)的確定

米吸水指數(shù)是判別儲層吸水能力的重要指標(biāo)。

在無注水實驗的條件下，通常采用米吸水指數(shù)為米采油指數(shù)與流度比的乘積。而流度比計算過程中的選擇至關(guān)重要，應(yīng)用油水相滲資料[5]繪制出水的分流量曲線（圖2），過A點向曲線做切線，延至含水等于100%時相應(yīng)的含水飽和度所對應(yīng)的水相相對滲透率即為

圖2 水的分流量曲線

2.3 注水井井口及井底壓力

在獲得單井日注入量和米吸水指數(shù)的條件下，可計算出注水井注水壓差，考慮注水啟動壓差[6]，可以得到注水井井底流壓。同時，考慮油管摩擦壓力損失及水嘴壓力損失等因素[7]，即可計算出注水井井口最大注入壓力：

式中：Pwfin為注水井井底流壓，MPa；Pq為注水啟動壓力，MPa；Pfmax為注水井井口最大注入壓力，MPa；Ptl為油管摩擦壓力損失，MPa；Pmc為水嘴壓力損失，MPa；ρw為注入水密度，g/cm3。

3 構(gòu)建合理注采壓力系統(tǒng)判別圖版

獲取不同開發(fā)時期、不同壓力水平、不同注采平衡關(guān)系條件下注采井相關(guān)參數(shù)，同時以采油井單井日產(chǎn)油量為橫坐標(biāo)、注水井注水壓力為縱坐標(biāo)，創(chuàng)建合理注采壓力系統(tǒng)判別圖版。其說明的是以地層破裂壓力和注水設(shè)備許用壓力為控制界限，不同含水階段及不同壓力水平條件下，油井產(chǎn)量與注水井注水壓力之間的對應(yīng)關(guān)系。為保障注水開發(fā)的安全性和高效性，用地層破裂壓力控制注水井最大井底流壓，用注水設(shè)備許用壓力[8]控制注水井井口壓力，在此基礎(chǔ)上判定注采壓力系統(tǒng)的合理性（圖3）。

圖3 合理注采壓力系統(tǒng)優(yōu)選圖版

以A油田為例，該油田為注水開發(fā)油藏，儲層平均孔隙度17.5%，平均滲透率20.5×10-3μm2，屬低孔、低滲儲層。油藏埋深3610 m，下泵深度3110 m，油層厚度27 m；地層壓力37.90 MPa，壓力系數(shù)1.05，飽和壓力30.79 MPa，采油井最大泵口壓力25.00 MPa，注水井最大井口壓力36.00 MPa；飽和壓力下原油密度0.53 g/cm3，地面原油密度0.82 g/cm3，水油流度比1.25。在確定不同含水階段米采油指數(shù)和合理生產(chǎn)壓差的基礎(chǔ)上，可以計算出相對應(yīng)的不同壓力水平下的油井產(chǎn)量（表1）。

在此基礎(chǔ)上考慮注采平衡關(guān)系，代入合理的注采井?dāng)?shù)比及注采比，計算注水井單井日注入量（表2）。結(jié)合米吸水指數(shù)及油管摩擦壓力損失、水嘴壓力損失等因素，計算注水井井底流壓及井口壓力（表3、表 4）。

注采壓力系統(tǒng)論證的原則：① 保持壓力水平高，但最高注水井底壓力不高于破裂壓力；②注采比高，滿足開發(fā)管理綱要要求，實現(xiàn)低滲油藏有效注水。

表1 不同壓力水平、不同含水率采油井產(chǎn)量 t

表2 不同壓力水平、不同含水率注水井注水量 m3

表3 不同壓力水平、不同含水條件下注水井井底流壓 MPa

表4 不同壓力水平、不同含水條件下注水井井口壓力 MPa

研究結(jié)果顯示，A油田地層破裂壓力70.31 MPa，注水啟動壓力16.19 MPa，注水井最大井口壓力35.32 MPa，注水井最大井底壓力69.61 MPa，推薦優(yōu)選注采比1.20，保持地層壓力穩(wěn)定注水（圖3），可保證A油田安全高效地注水開發(fā)。

4 結(jié)論

（1）建立合理注采壓力系統(tǒng)判別圖版，可以直觀地判別在滿足單井高產(chǎn)油量、高注采比條件下，在不同含水階段、不同地層壓力水平基礎(chǔ)上，油井產(chǎn)量與注水壓力之間的對應(yīng)關(guān)系。

（2）研究過程中要充分考慮各約束條件，建立在不同的注采平衡條件下壓力、產(chǎn)量、注入量間的平衡關(guān)系，優(yōu)選出最佳注采比及地層壓力水平，確保油田安全高效地注水開發(fā)。