红河油田37 井区IPR 曲线研究及合理生产参数确定

胡艾国，熊 佩，姚昌宇

（中石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州 450006）

红河油田构造位于鄂尔多斯盆地天环向斜南部，属于低孔、特低渗油藏，2010 年以来，油田开发方式从直井注水转为水平井开发，截止2012 年7 月水平井占开井总数17 %，日产油量占总数75 %，水平井开发取得了良好的效果。其中，红河37 井区是目前水平井开发的主要井区，开发层位长8 层，区块含油面积49.96 km2，地质储量1 792.3×104，平均孔隙度为10.8%，平均渗透率为0.4×10-3μm2，目前已投产水平井21 口，单井平均试油产量22.83 t，生产6 个月单井平均稳定日产油量6.46 t。然而在水平井开发试验过程中，呈现出初期产量高，递减快，主要原因是由于工作制度不合理导致油井含水上升快、生产不稳定。为了控制油井递减速度、降低含水上升速度，确保水平井稳定生产，需要制定合理生产参数，而水平井合理流压是合理生产参数确定的基础。本文通过对现有的水平井合理流压公式研究，发现该公式计算结果与实际结果不符，进而从研究IPR 曲线特点为出发点，通过拟合对比，找到红河37 井区长8 层油井稳定生产的井底合理流压分布范围，为下一步水平井制定合理生产参数提供重要的指导作用。

1 水平井现有最小合理流压公式应用与分析

合理流压是生产参数设计的依据，目前水平井合理流压计算应用比较多的是靳博文[1]在外围低渗透油田水平井合理流压研究中提出的最低允许流压公式。

1.1 水平井最小合理流压公式

经矿场系统试井资料表明: 当井底流动压力大于饱和压力时，随着井底流压的降低，油井产量随之增加；当流压降到一定界限以后，再降低流压，油井产量反而会减少，这一流压值即为采油井的合理流压下限值。

靳博文[1]推导出了油气水三相渗流时的油井流入动态方程，并给出了最低允许流动压力与饱和压力和地层压力之间的定量关系式，即水平井产量公式为：

对方程（1）求一阶导数并令其为零，可得到最低允许流压方程：

解方程（2），得到合理流压底限表达式：

式中：J—水平井采液指数，m3/d/MPa；Pwfmin—油井最低允许流动压力，MPa；Pr—地层压力，MPa；Pb—饱和压力，MPa；α—原油溶解系数，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。

1.2 公式应用

红河37 井区长8 油藏深度2 100 m，地层压力19.74 MPa，地层原油密度为0.79 g/cm3，原油粘度为3.2 mPa·s，原油饱和压力为6.5 MPa，地层原油体积系数为1.122，气油比为39.9 m3/m3，原油溶解系数为6.045（m3/m3）/MPa，油井含水率40%，油藏温度为69 ℃。应用上述公式可以确定不同地层压力和含水率下油井的最低允许流动压力，即红河37 井区长8 储层的合理流压界限值为5.81 MPa。

1.3 公式适应性分析

从红河37 井区投产见油后且生产稳定的19 口水平井流压分布图（见图1）看出，其日产液量最大时对应的最小合理流压均处于10 MPa 左右，且主要分布在8.2～11.7 MPa。而应用上述公式计算得到红河37 井区长8 层油井最小合理流压为5.81 MPa，计算公式得到的数值与实际拟合差异很大，公式不适应红河油田特低渗油藏水平井长8 储层。

2 IPR 曲线研究与合理生产参数的确定

红河37 井区目前生产的21 口水平井，排除投产后由于压窜、砂堵以及生产时间短等因素后，对15 口供液充足，生产稳定的井进行IPR 曲线分析，通过拟合对比，找出该区长8 层油井稳定生产的井底合理流压分布范围，并制定合理生产参数。

图1 红河37 井区水平井流压分布图

2.1 IPR 曲线特征分析

对15 口井进行流入动态曲线分析研究，均能发现以下特征，并以其中三口井HH37P1、HH37P4 和HH37P20（见图2）为例，可以看出曲线主要分为直线段和曲线段两部分：

Ⅰ.直线段范围内：采油指数稳定不变，油层中的流动符合达西公式，井底流压大于饱和压力，油层中的渗透率、粘度等因素相对稳定，生产压差是影响油井产量的主要因素。

Ⅱ.指示曲线弯曲部分:（1）第一个点是直线开始弯曲的始点（A 点），当流动压力低于该点后，气体开始从原油中分离出来，油层中的流动不符合达西公式，气相饱和度的增加降低了液相渗透率，增加了地层原油的粘度，使得油气通过油层岩石孔喉的阻力大大增加，既增加了动力，同时又增加了阻力，当动力的增量大于阻力的增量时，产量仍然随着地层压力的降低而增加。（2）第二个特征点所对应的压力称为最低允许井底压力（B 点），流动压力低于该点后，动力增量小于阻力增量，产量随着地层压力的降低反而下降，产量不仅不增加，而且还要下降。

通过曲线分析，由于井底附近地层中渗流条件发生变化，指示曲线出现拐点，三口井产量最大点对应的井底流压分别为10.56 MPa 和7.62 MPa 和9.75 MPa，继续降低流压，产量下降。

2.2 拟合曲线

通过IPR 曲线拟合与前述通过公式计算得到最小合理流压数据相对比（见表1），可以看出计算值和实际拟合值不一致。

不一致的原因在于：低渗透油藏水平井开发与常规油藏的生产特征存在较大差异，根据相关文献可知，流压受到油藏范围、物性参数等的影响[3]，因此应根据实际油藏地质特征，得到相应的修正公式，为后期确定合理的流压提供依据。

2.3 IPR 曲线的应用及合理生产参数的确定

红河油田属于低孔、特低渗油藏且采用水平井压裂方式投产，流压可能受启动压力梯度、压力敏感、裂缝参数等的影响[4]，同时由于无合适的低渗压裂水平井的优化模型可以应用，故需要通过IPR 曲线的应用与实际生产情况分析和研究，进一步确定红河37 井区长8 层的合理生产参数。

2.3.1 生产特点分析 根据满足配产井流压与产量分布图（见图3）看出：Ⅰ区为投产初期和部分地层能量足高产井；Ⅱ区为生产稳定井，流压主要分布在8～12 MPa。对于这类水平井，需根据液面变化情况及时调整生产参数，保持油井长期稳产。

图2 HH37P1、HH37P4 和HH37P20 流入动态曲线

表1 3 口井最低合理流动压力与曲线拟合值对比表

由低效井流压与日产液量关系图（见图4）可知，Ⅰ区为投产初期，地层能量较足，为定产降压阶段；Ⅱ区表现出地层能量不足，液面多在泵口，表现为定压降产。对于这类水平井，扩大生产压差不能实现提产，补充地层能量实现基质驱油是水平井稳产、高产的关键。综上所述，流压大小影响高产井稳产，而对于低产低效井影响不明显。

图3 满足配产井产量、含水与流压关系图

图4 低效井流压与日产液量关系图

2.3.2 流压的确定 从水平井流入动态曲线（见图5）统计分析可以看出，日产油低于5 t 时，流压一般低于7 MPa，流压低于8 MPa 后降低流压日产油不再增加。因此对于裂缝发育区高产井保持流压8 MPa 以上能较好的维持水平井稳产，控制采油速度、保持地层压力是保证高产井稳产的关键因素。

图5 水平井流入动态曲线

2.3.3 沉没度的确定 从沉没度与泵效关系图（见图6）可以看出，沉没度50～250 m 满足泵效40 %～60 %，能满足高泵效生产；沉没度与系统效率关系图（见图7）可以看出，随着沉没度增加，机采效率增加，当超过500 m 时，随着沉没度增加，机采效率降低，沉没度不宜超过500 m。

图6 沉没度与泵效关系图

图7 沉没度与系统效率关系图

通过以上分析可知，流压大小影响高产井稳产，而对于低产低效井影响不明显。对于裂缝发育区高产井应保持流压8 MPa 以上能较好的维持水平井稳产；沉没度50～250 m 能满足泵效40%～60%，较高的系统效率。

3 结论与建议

（1）针对红河油田低渗透油藏水平井开发的渗流和生产特征，通过IPR 曲线的研究，可以对油井产能预测、采油工程设计提供有力的科学依据。

（2）油井生产时不能无限制地降低流压来扩大生产压差，而流压有一个界限，依据IPR 曲线可求出低渗透油藏油井允许的最小流压，生产时流压应控制在允许的最小流压以上，以充分发挥油井的生产能力。

（3）对于裂缝发育区高产井保持流压8 MPa 以上能较好的维持水平井稳产，控制采油速度、保持地层压力是保证高产井稳产的关键因素；沉没度50～250 m 能满足泵效40 %～60 %，进一步通过沉没度与系统效率的关系可知，沉没度不易超过500 m。

随着红河油田水平井井数的增加，为了提高油井开发效果，需要进一步研究不同区块储层工程地质特征和原油高压物性，形成鄂南不同区块水平井的合理生产压差，实现地层能量的合理利用，延长水平井的稳产期，建议如下：

（1）开展水平井生产试井，求取目前地层压力和水平井的最大产能，为制定合理的开发政策提供依据；求取地层表皮因子，分析影响水平井产能的主导生产因素，为工作制度的优化提供依据。

（2）加强理论研究与室内试验，明确储层应力敏感的强弱；通过多因素分析并与现场实际结合，形成不同储层物性和不同生产阶段的合理流压范围。

［1］ 张琪.采油工程原理与设计［M］.北京：石油工业出版社，2009.

［2］ 靳博文.外围低渗透油田水平井合理流压研究［J］.油气田地面工程，2011，30（3）:30-32.

［3］ 赵静.低渗透油藏水平井流入动态及影响因素［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2009，31（2）:90-92.

［4］ 杨满平.低渗透变形介质油藏合理生产压差研究［J］.油气地质与采收率，2004，5（11）:41-43.

［5］ 姚军.低渗透油藏水平井流入动态关系的建立［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2008，32（4）:64-67.

［6］ 马辉.水平井压裂产能预测方法研究与应用［J］.油气田地面工程，2009，28（5）:8-10.