高含水期油井合理流压计算分析与生产实践作者：郑云拓王春宝邵延红赵光波刘霞
来源：《科学与财富》2017年第23期
摘要：通过评价目前油井实际使用的动液面折算井底流压的计算方法并修正，以及开展不同类型油层、不同井距、不同含水条件下的水驱合理流压界限研究，确定油井合理流压，使沉没度保持在合理水平，是目前油田急需解决的开发难题。
关键词：特高含水期；油井；流压；确定方法；现场应用
经过多年的开发，油田已经进入特高含水期开发阶段，油井呈现采出程度高、含水高的特点。通过加强注水、提高注水质量、加密井网、多次布井、调整注采系统、改变生产方式以及大面积推广驱油技术，可采储量不断增加，保持了旺盛的生产能力，取得了较好的开发效果。随着开发条件发生重大变化，水驱含水上升控制难度加大，传统的合理流压确定方法已经不适应目前开发和现场生产需要。
1 原流压计算方法，不能满足油田开发调整的需要
三段法多数将井底流压分为三段：套压、泵上混缺点：该方法计算简单，数据精确，但是在计算过程中没有充分考虑不同流态，不同产气量的影响致使最后计算结果有较大误差。通过流压计算（扣除不合理数据），结果与实际测试流压对比误差较大，数值误差大于20%的井点占到统计井点的26.7%。
2 合理流压计算方法研究
通过低渗透油藏拟稳定非线性流流入动态曲线法、最高经济效益计算法、仿真计算方法、系统优化算法、系统效率最大值与合理流压计算方法及分析生产气油比，产层出砂，应力敏感和层间干扰等4个因素对合理井底流压影响规律的基础上的综合判定法，分别对合理流压进行计算评价。结合现场实际，合理流压界限主要考虑的两个方面因素：①从地层供液角度，研究地层的最大供液量；②从泵的排液角度研究流压对泵效影响问题，井底流压低于饱和压力时，井底附近脱气，影响泵效；因此，合理井底流压除了要保证产液量最大外，还要保证泵入口处自由气不超过要求的自由气量。
2.1油井流入动态计算最小流压界限
油井最低允许流动压力为
利用已有的三相流体产液量和流动压力方程，通过产液量对流动压力取导数获得产液量最大状况下流动压力的数值，明确流压方程为0时，存在一个产量的最大值，通过代入具体的单井的最大产液量，以及该产液量对应的流动压力，即为该单井的合理流动压力。根据油层实际
开发资料，现应用上面得到的油井流入动态关系计算流压。根据油层目前开发状况，由流入动态法计算得到各个含水阶段最小允许井底流压。从实际单井流压数据看出，实际流压值高于计算得出的最小允许流压值，满足开发调整的井数比例达到87.0%。
分别考虑综合含水，溶解气系数，饱和压力，地层压力单因素影响下的井底合理流压。同一地层压力，不同含水阶段所需的流压不同，随着含水的上升，油井的合理流压降低；含水定值后，其他条件不变，改变原油溶解气系数。油井的合理流压随原油溶解气系数的增大而升高；含水定值后，其他条件不变，改变饱和压力。油井的合理流压随油藏饱和压力的升高而升高；含水定值后，其他条件不变，改变地层压力。油井的合理流压随地层压力的升高而升高。
通过对比分析，当含水由93%上升到95%时，合理流压变为1.22Mpa，分别考虑通过单因素变化（其他因素不变时），合理流压为1.22Mpa时，单因素的变化率，来确定各因素对合理流为1.22Mpa时来确定各因素对合理流压影响的权重。
a0，a1，a2，a3，b0，b1，b2，b3—回归系数，各开发区取值不同。
2.3数值模拟研究实际开发条件下的合理流压
数值模拟考虑层间干扰等因素，研究分层的压力和含水数据，进而确定合理的流压。
二类油层不同井距不同含水阶段合理井底流压：同时综合考虑阶段采出程度等指标，确定不同油层不同井距不同含水条件下的合理流压，随含水的增加，合理井底流压也随之降低；含水相同时井距越小。
3结论
①开发实际中合理流压界限应考虑多因素影响，减少计算计算误差，以满足开发调整需要。②研究表明同一地层压力，不同含水阶段所需的流压不同，随着含水的上升，油井的合理流压降低；含水定值后，其他条件不变，改变原油溶解气系数。油井的合理流压随原油溶解气系数的增大而升高；含水定值后，其他条件不变，改变饱和压力。油井的合理流压随油藏饱和压力的升高而升高；含水定值后，其他条件不变，改变地层压力。油井的合理流压随地层压力的升高而升高。③随含水的增加，合理井底流压也随之降低；含水相同时井距越小合理井底流压越大；相同井距和含水条件下，油层性质越差合理井底流压越大。
参考文献
[1]杨力争.萨中开发区特高含水期开发规律的研究[D].东北石油大学，2015.
