利用注采平衡法确定水驱油藏合理地层压力

张宏友

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津塘沽 300459）

利用注采平衡法确定水驱油藏合理地层压力

张宏友

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津塘沽 300459）

针对在实际矿场应用过程中，现有注采平衡法确定水驱油藏合理地层压力存在的不足，提出了一种新方法：在一定注采井网、生产参数条件下，首先应用注采平衡法求取极限生产条件时注采平衡对应的地层压力PR；再结合实际油田对最大产液量需求确定合理地层压力区间；按照0.85PR＜P＜PR、PR＜P＜1.15PR、P＜0.85PR、P＜1.15PR四种情况，系统描述了注采平衡法确定合理地层压力的基本原理。实例应用表明该方法简单可靠，确定的地层压力可同时满足水驱油藏油井提高产液量的需求和与注水井增大注水量的需求目前该方法已在渤海油田全面推广应用，成功指导了合理地层压力的确定，为油田下一步调整挖潜提供依据。

注采平衡法；合理地层压力；最大注入压力；幽静最小井底流压

对于水驱油藏来说，地层压力保持过低，不能满足油井提高产液量的需求，影响油田产油量；地层压力过高，则需要提高注水井注入压力，增大注水量，增加开发投资，影响开发经济效益以及注水安全，因此确定合理地层压力至关重要。目前，合理地层压力确定方法主要有物质平衡法[1]、最小流压法[2]、注采平衡法[3-7]等。其中，注采平衡法是普遍采用的方法，但现有注采平衡法直接以极限生产条件下注采平衡对应地层压力PR作为合理地层压力，在实际应用过程中，发现不同油田实际地层压力与注采平衡法确定的合理地层压力偏离程度各不相同，难以判断目前地层压力是否合理；而且，现有文献也未描述注采平衡法确定合理地层压力的基本原理，从而影响了该方法在矿场上的实际应用效果。

本文从水驱油藏合理地层压力应满足的两个前提条件出发：油井满足提高产液量的需求、注水井满足增大注水量的需要，首先确定油井最小井底流压、注水井最大注入压力，再应用注采平衡原理，求取极限生产条件下注采平衡对应地层压力PR，并取（0.85～1.15）PR作为合理地层压力区间，从而判断目前地层压力是否合理。同时，利用注采平衡图系统描述注采平衡法确定合理地层压力基本原理，指导该方法在矿场推广应用。

1 注采平衡原理

油井产液量的计算公式：

注水井注水量的计算公式：

将油井产液量换算成地下体积，（1）式变换为：

根据注采平衡原理，得到：

将（2）、（3）式带入（4）式，得到注采平衡时的地层压力：

式中：

（5）式表明，在一定的注采井网、生产参数条件下，当油井井底流压、注水井注入压力确定后，注采平衡条件下的地层压力就被唯一确定了。

在直角坐标系中，应用（2）、（3）式分别绘制不同井底流压条件下油井产液量与地层压力关系曲线（采出曲线）、不同注入压力条件下注水井注水量与地层压力关系曲线（注入曲线），得注采平衡图（图1）。注采平衡图中的采出曲线和注入曲线的交点即为注采平衡点，表示油井产液量、注水井注水量、油井井底流压、注水井注入压力和地层压力之间的平衡关系，对应的地层压力为注采平衡压力。

图1 注采平衡法示意图

2 合理地层压力确定

2.1 油井最小井底流压计算

油井井底流压由泵吸入口压力、泵挂深度与油层中部液柱压力组成。在保证一定沉没度，达到合理泵效所需的泵吸入口压力下限值的前提下，计算油井最小井底流压，泵最小沉没度一般取300 m。

式中：

2.2 注水井最大注入压力确定

注水井最大注入压力既能充分满足注水量的需要，又要确保地层不被压裂：

其中安全系数a取0.8～0.9。地层破裂压力可以按照钻井破裂压力测试法、小型压裂测试法、经验公式计算法得到。

2.3 合理地层压力确定

在目前注采井网、生产参数条件下，油井产液量为QL、地层压力为P。在此基础上，分别绘制最小井底流压条件下的采出曲线、最大注入压力条件的注入曲线，即得到极限生产条件下的注采平衡图（图1）。注采平衡点对应的地层压力为极限生产条件下注采平衡地层压力PR，此时，油井将达到极限最大产液量QLRmax。结合油田对最大产液量的实际需求，以渤海油田为例，取0.85PR～1.15PR为合理地层压力区间，当P等于 0.85PR、1.15PR时，注采平衡条件下对应极限最大产液量分别为QLmax1、QLmax2，显然 QLmax1＜QLRmax、QLmax2＜QLRmax。下面分 4 种情况分别描述注采平衡法确定合理地层压力的基本原理：

（1）0.85PR＜P＜PR: 保持目前地层压力P不变，通过降低油井井底流压、增大注水井注入压力，按照注采平衡条件油井提液生产，当油井井底流压降低至最小井底流压时，油井将达到最大产液量 QL1（图2a），且QL1＞QLmax1，表明目前地层压力处于合理地层压力区间,不仅能够满足油井提高产液量的需求，也能够满足注水井增大注水量的需要。

（2）PR＜P＜1.15PR: 保持目前地层压力P不变，通过降低油井井底流压、增大注水井注入压力，按照注采平衡条件油井提液生产，当注水井注入压力达到最大注入压力时，油井将达到最大产液量 QL2（图2b），且QL2＞QLmax2，表明目前地层压力处于合理地层压力区间,不仅能够满足油井提高产液量的需求，也能够满足注水井增大注水量的需要。

（3）P＜0.85PR: 保持目前地层压力P不变，通过降低油井井底流压、增大注水井注入压力，按照注采平衡条件油井提液生产，当油井井底流压降低至最小井底流压时，油井只能达到最大产液量 QL3（图2c），但QL3＜QLmax1，表明目前地层压力小于合理地层压力，已不能满足油井提高产液量的需求；油井如需进一步提液，只能通过增大注水井注入量，此时，注采比大于1.0，地层压力提高，直到达到新的注采平衡，最终满足油井提高产液量的需求。

（4）P ＞1.15PR: 保持目前地层压力P不变，降低油井井底流压、增大注水井注入压力，按照注采平衡条件油井提液生产，当注水井注入压力达到最大注入压力时，油井只能达到最大产液量QL4（图2d），但 QL4＜QLmax2，表明目前地层压力大于合理地层压力，已不能满足注水井增大注水量的需求，并最终影响油井最大产液量。如果油井继续降低井底流压提液生产，就会受注水井注入量的限制，注采比小于1.0，地层压力降低，直到达到新的注采平衡，最终满足注水井增大注水量的需要以及油井提高产液量的需求。

3 实例应用

秦皇岛A油田含油层系位于明下段，油藏平均埋深1 130 m，目前共有开发井100口，油井日产液量16 284 m3，综合含水率73.1%，注水井日注水量17 701 m3，目前地层压力9.0 MPa。其中，定向井油井27口，平均米采液指数6.1 m3/（MPa·d·m），平均井底流压7.3 MPa；水平井油井27口，平均米采液指数13.0 m3/（MPa·d·m），平均井底流压7.4 MPa；定向井注水井26口，平均米吸水指数5.1 m3/（MPa·d·m），平均注入压力17.0 MPa。油井最小井底流压为5.8 MPa，注水井最大注入压力22.7 MPa。应用注采平衡法计算极限生产条件下注采平衡地层压力8.8 MPa，从图3可以看出，目前地层压力处于合理地层压力区间，如果保持目前地层压力P不变，按照注采平衡条件油井提液生产，油井最大产液量将达到30 000 m3/ d，表明目前地层能力能够满足油井不断提高排液量的需要，也能够满足注水量的需要。

图2 利用注采平衡法确定合理地层压力示意图

同样，应用注采平衡法计算渤中B油田极限生产条件下注采平衡地层压力9.0 MPa，目前地层压力10.9 MPa，从图4可以看出，目前地层压力大于合理地层压力，不能满足注水井增大注水量的需求。主要原因是该油田注水井井数相对较少、受水质影响注水井吸水指数低，导致目前注水井注入压力较高，注入压力进一步增大幅度有限，并最终影响油井提高产液量的需求。因此，建议该油田后期增大注采井数比，实施注水井酸化改善吸水能力，提升油田注水能力，改善油田开发效果。

图3 秦皇岛A油田注采平衡图

图4 渤中B油田注采平衡图

4 结论

（1）应用注采平衡法求取水驱油藏极限生产条件下注采平衡对应地层压力PR，并取（0.85～1.15）PR作为合理地层压力区间，从而满足油井提高产液量的需求、注水井增大注水量的需要。

（2）实例应用结果，注采平衡法确定合理地层压力方法简单，适用性强，值得矿场推广应用。

符号注释

QL为地面油井产液量，m3/d； JL为油井平均米采液指数，m3/（MPa·d·m）； hp为油井平均射开有效厚度，m；np为油井井数，口；P为目前地层压力，MPa； Pw f为油井井底流压，MPa； Qi为注水井注水量，m3/d； Ii为注水井平均米吸水指数，m3/（MPa·d·m）； hi为注水井平均射开有效厚度，m； ni为注水井井数，口； Piwf为注水井注入压力，MPa； QL′为地下油井产液量，m3/d； fw为含水率，%； Bo为原油体积系数； Bw为地层水体积系数； Pw fmin为油井最小井底流压，MPa； Pp为泵吸入口压力，MPa； Ph为泵挂深度与油层中部之间液柱压力，MPa； ρo为油相对密度；ρw为水相对密度； Dc为泵最小沉没度，m；Dm为油层中部深度，m；Dp为泵挂深度，m； Pt为套压，MPa； Piwfmax为注水井最大注入压力，MPa；P破为地层破裂压力，MPa；a为安全系数，取0.8～0.9；RP为极限生产条件下注采平衡对应地层压力，MPa。

[1] 朱洁，张亚敏，朱圣举．满足水驱规律的合理地层压力保持水平[J]．西安石油大学学报（自然科学版），2015，30（1）：38–41．

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TE355

A

1673–8217（2017）06–0121–04

2017–06–19

张宏友，1980年生，2005年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，现从事油气田开发工程研究工作。

岑志勇