渤海PL油田合理生产压差研究

2014-10-25刘洪杰戴卫华

石油地质与工程 2014年1期

刘洪杰，戴卫华，康凯

（中海石油（中国）天津分公司，天津塘沽 300452）

1 油田概况

渤海PL油田主要生产层位为馆陶组，地层厚度大，油藏埋深浅。馆陶组储层岩性以含砾中细砂岩、中细砂岩为主，夹薄层泥岩，具有中高孔、高渗的特征，孔隙度分布在20.6%～32.6%，平均25.6%；渗透率分布范围为（50～1000）×10－3μm2，平均859×10－3μm2。

地面原油具有密度大、粘度高、胶质含量高、凝固点低、含蜡量低以及含硫量低等特点，平均地面密度为0.935 g／cm3。地层原油具有饱和压力高、地饱压差较小、溶解气油比低、粘度变化大等特点，原油粘度10.9～142.0mPa·s。

PL油田馆陶组采用二套层系、350 m井距、反九点面积井网注水开发，油井以定向井为主，完井方式主要为砾石充填和裸眼筛管简易防砂，采取电潜泵机械采油。

渤海PL油田馆陶组储集层胶结疏松、流体携砂能力强，油井以较大压差生产或产液量较高时，均可造成地层出砂。为了提高PL油田的开发效果，本文对合理生产压差进行研究。

2 合理生产压差研究

2.1 地饱压差法

PL油田主要生产层位馆陶组地层原油地饱压差较小，在0.1～5.1 MPa之间，生产过程中容易出现地层脱气问题。当地层脱气现象主要出现在生产井近井地带时，属于溶解气驱范畴，这一时期油井产能随生产压差的增大而增加，但受多相流影响，单位压差油井产能增加幅度小于井底流压高于饱和压力阶段的增加值。而当脱气规模过大时，生产井形成气窜，原油流动能力降低、油井产能下降，脱气严重可导致油井无法正常生产，出现增加压差不增油的现象。因此地饱压差也成为确定油井合理生产压差的一个重要参考。

生产过程中为获得较高的油井产能，允许一定程度的地层脱气，即近井地带的脱气。根据中国石油天然气行业《油田开发水平分级》标准中关于能量保持水平的论述，地层压力在饱和压力的85%以上，能满足油井不断提高排液量的需要。PL油田馆陶组各油层地层压力与饱和压力85%的差值在1.6～5.8 MPa之间，平均3.0MPa。

2.2 油井流入动态曲线法

近年来，越来越多的稳定试井资料证实，注水保持压力开发的油田，当井底流动压力低于饱和压力以后，由于井底附近油层中渗流条件发生了变化，无因次产量与压力关系曲线中，指示曲线向压力轴偏转，并出现最大产量点，此时达西公式和沃格尔方程计算油井产量不在适用。大庆油田王俊魁等人推导出了同时适用于井底压力低于饱和压力和井底压力高于饱和压力的流入动态曲线方程［1］。

对（1）式求一阶导数并令其为零，得到最低允许流动压力方程，可以计算脱气状态下的生产井最低允许井底流动压力Pwfmin。

式中：qL——油井产液量，t／d；Jo——采油指数，t／（d·MPa）；Pwf——井底流动压力，MPa；R——井下气油体积比；Pb——饱和压力，MPa；PR——地层压力，MPa；α——天然气溶解系数，m3／（m3·MPa）；fw——油井含水率，小数；Bo——原油体积系数，无因次；T——油层温度，K。

根据状态方程可知：随着天然气溶解系数的增加，生产井最低允许井底流动升高；随着含水率的增加，生产井最低允许井底流动降低。

对于PL油田，取油层平均深度－1225 m，平均地层压力12.25 MPa，饱和压力使用平均值10.5 MPa，平均地饱压差为1.80 MPa，目前油田生产气油比80.0m3／m3，原油溶解系数取值6.5 m3／（m3·MPa），油田平均含水率48.0%。取天然气溶解系数6.53及含水率0%、48.0%，分别计算脱气状态下生产井最低井底流动压力Pwfmin。计算结果为：在不含水情况下，油井最低井底流动压力Pwfmin为5.5 MPa，最大生产压差6.7 MPa；含水48.0%情况下，油井最低井底流动压力Pwfmin为4.5 MPa，最大生产压差7.8 MPa（表1）。流入动态曲线法计算的极限压差大于地饱压差，长期维持该极限压差将导致地层严重脱气，导致流体性质的变化及采收率的降低，应结合其他方法共同确定合理生产压差。

2.3 临界出砂压差法

油层出砂一般分为充填砂（游离砂）出砂和骨架出砂。生产过程中，储层充填砂适度出砂可疏通地层孔隙喉道、提高原油流动能力，对于油井生产是有利的，而岩石骨架出砂，就可能导致地层坍塌、油井报废，因此生产过程中需要防止储层岩石骨架出砂［2］。充填砂出砂主要是开采过程中流体作用于地层颗粒上的拖曳力所致，与过大的流体速度有关。岩石骨架出砂是由地应力和压差所引起，一般出现在井眼流压较低的胶结强度差的地层。岩石所受剪切应力超过其固有抗剪切强度时，发生剪切破坏，产生破裂面，当地下流体作用于破裂面岩石颗粒上的拖曳力超过岩石内聚力时，将破裂面上的砂子携带出来，导致岩石骨架出砂。将岩石骨架刚刚出砂的压差定义为临界出砂压差。预测临界出砂生产压差，是制定疏松砂岩油藏油井工作制度、实施精细化管理的关键内容之一。

表1 PL油田考虑脱气油井最大生产压差理论计算

Mohr－Coulomb准则认为，当岩石破裂面上的剪切应力τ，等于岩石材料本身的抗剪强度C（亦称为内聚力或粘聚力）与作用于该破裂面上的法向应力σ引起的内摩擦阻力σtgθ（θ为地层内摩擦角）之和时，发生剪切破坏，造成岩石骨架出砂，并给出了开始出砂时的临界生产压差公式［3－5］。

利用测井资料计算岩石力学参数，并运用Mohr－Coulomb破坏准则，计算了PL油田馆陶组L50～L100油组出砂临界井底流压Pwcr及临界生产压差ΔPcr（表2），其中，内摩擦角均取25°，孔隙弹性介质Biot常数取1.0。

从计算结果看，PL油田馆陶组L50、L70、L100油组粘土含量低、岩石密度小，相对容易出砂，临界出砂生产压差较低，在4.2～4.7 MPa之间；L60油组泥质含量较高，各项参数显示该油组储层胶结性较好，出砂临界生产压差计算值达到12.7 MPa，明显高于其他油组。多油组合采情况下，PL油田油井临界生产压差取各油组下限值，应在4.2 MPa左右。对于实际生产压差接近或超过临界生产压差的油井，需加强生产监测，及时调整，预防地层出砂。

表2 PL油田不同油组临界出砂井底流压及临界生产压差

2.4 实际生产压差评价法

A平台所属的1区及E平台所属的4区投产时地层压力基本维持原始地层压力附近，且两个区块断层相对较少，区块含油面积较大，注采井网相对完善，故选取A、E平台油井分析生产压差对于开发效果的影响。

A、E平台典型油井选取原则：①选择地层能量充足，生产气油比相对稳定的油井；②选择含水率低于2%油井，避免由于含水引起的地层敏感性问题对于油井开发效果分析的干扰；③选择井况正常，开发效果与生产压差关系明确的油井。

从统计结果看：①投产后，迅速建立较大生产压差的油井没有稳产期，产量直接进入快速递减段，开发效果较差。这类油井的初期生产压差均超过5 MPa。②投产后，初期压差较小时，油井产量稳定，随生产压差逐步升高，在超过3.9～5.2 MPa之后油井开始进入出砂递减状态（表3）。③投产后生产压差相对较小，生产压差升高缓慢，生产制度稳定的油井，开发效果好。

为了确保油井稳定生产，并使油井具备一定抗生产制度变化能力，抗压力波动能力，提高开发效果，油井生产压差建议控制在4.0～5.0MPa。

表3 PL油田部分油井出砂生产压差统计

3 合理生产压差确定

油井合理压差确定原则：产量稳定、满足一定的采油速度；地层压力维持在饱和压力85%以上；考虑脱气对渗流能力的影响，生产压差应低于脱气临界生产压差；控制储层出砂，生产压差需保持在临界生产压差范围内。

PL油田地饱压差、脱气临界压差、临界出砂压差、油井实际生产压差计算结果表明（表4），各层位临界出砂生产压差计算结果与油井实际出砂生产压差基本一致，说明岩石力学方法计算结果准确性较高。根据合理压差选择原则，推荐PL油田合理生产压差3.0～5.0MPa，平均4.0MPa。实际生产过程中，油井生产压差还需要根据具体情况进行深入分析，选择最佳生产制度，以达到精细油藏管理的目的。该项研究成果已应用于PL油田生产管理中，通过优化油井生产压差，油井出砂现象明显下降，取得较好开发效果。