合理流壓完整版本

合理流壓研究與應用一、流壓研究的必要性二、理論依據三、流壓調整技術對策四、具體實施內容提綱五、技術需求共識：流壓研究需求：新區(qū)投產合理流壓控制老區(qū)油井參數調整

1、井底壓力（流壓）高于飽和壓力時，油井流壓降低，產量線性上升；流壓低于飽和壓力且進一步降低時，產量上升速度減緩；降低到一定程度時，會出現(xiàn)產量隨生產壓差增大而減少的現(xiàn)象。

2、油田投產后，隨開發(fā)的深入，地層壓力下降、含水上升，合理流壓也隨之變化。一、流壓研究的必要性Pb薩爾圖油藏特高含水期：原油最佳流動性法一、流壓研究的必要性紅崗采油廠近年流壓研究情況：213套壓油中－動液面動液面至油中液柱較高時，套壓較小，說明油層脫氣較小

動液面下降至一定高度后，套壓開始上升較大，油層開始脫氣加大動液面逐漸下降，套壓上升但變化較小

動液面再略下降時，套壓開始大幅度上升，油層脫氣加速；后動液面降至泵掛時油層脫氣到了最大水平4薩爾圖油藏伴生氣豐富。油層出氣則套壓上升。為保持原油最佳流動性，油層應該在盡量少脫氣的情況下生產，最佳泵掛深度（即最低動液面）以控制油層較少脫氣為準。所以，研究套壓與動液面的關系可以確定最佳泵掛深度。最佳泵掛深度到油層中部液柱壓力加套壓即為合理流壓。一、流壓研究的必要性紅崗采油廠近年流壓研究情況：H75扶余油藏：直接應用理論研究結果開發(fā)初期油井流壓應該控制在飽和壓力附近最有利于油井的產出，“……井底壓力低于飽和壓力15-20%時，……，這樣不僅可以提高產量……”（高等學校教學用書，《油氣田開發(fā)與開采》，石油工業(yè)出版社）。不同泵掛深度油井產出狀況統(tǒng)計結果（27井次）：1300米泵掛井，初產略低，穩(wěn)產水平高；1800米泵掛井，初產高，穩(wěn)產水平低。一、流壓研究的必要性紅崗采油廠近年流壓研究情況：其它低滲透油藏：圖版法即：用油藏不同流壓井的流壓與產油量的關系作圖（類似穩(wěn)定試井，穩(wěn)定試井為同一井的不同流壓與產量關系），按理論曲線畫出趨勢線，找出產量最大點，對應流壓即為合理流壓。1、薩爾圖油藏：只能對流壓變化較大單井的合理流壓作出較好的結論，方法的普遍性有限。2、H75扶余油藏：以飽和壓力的80%作為最合理流壓，理論與實際結合較少。應該在80%飽和壓力附近進一步探索。3、其它低滲油藏：圖版法建立的不同油井流壓與產量的關系，考慮相關因素太少。所以，應該研究、建立一套較為完善的、可操作性強的合理流壓的確定方式，以指導油井的流壓調整工作。一、流壓研究的必要性紅崗采油廠近年流壓研究不足之處：一、流壓研究的必要性二、理論依據三、流壓調整技術對策四、具體實施內容提綱五、技術需求前人研究結果搜索：二、理論依據前人研究成果1：穩(wěn)定試井資料確定前蘇聯(lián)大慶二、理論依據

H75扶余油藏也試圖用穩(wěn)定試井得出油井流入動態(tài)曲線，但由于油井間歇性大、需長時間精確計量等因素而沒有成功。前人研究成果2：理論推導文獻[王俊魁．油井流入動態(tài)曲線與合理井底壓力的確定[A]．油氣藏工程方法研究與應用[c]．北京：石油T業(yè)版社，1998．]給出了一種新型的流人動態(tài)方程。該方程既適用于井底壓力低于飽和壓力，又適用于井底壓力高于飽和壓力下油井產量計算。（14篇中6篇）二、理論依據前人研究成果2：理論推導二、理論依據通過系列推導、求解，得出井底合理流壓PwfminBo：原油體積系數；α:原油溶解系數；Pb：飽和壓力；Z：天然氣壓縮因子。T：油層溫度；Pre：有效地層壓力；fw：油井含水率。二、理論依據1、以井底穩(wěn)定的平面徑向流為基礎推導：通過系列推導、求解，得出《低滲透油田IPR曲線與合理井底壓力的確定》王曉叢大慶職業(yè)學院石油工程系二、理論依據2、以井底油氣水三相流的流動能力為基礎推導：《安塞油田參數優(yōu)化對策及現(xiàn)場應用分析》楊印華等,中國石油長慶油田分公司第一采油廠二、理論依據應用效果：此公式在長慶安塞油田（典型三低油藏）參數優(yōu)化過程中起到很好的作用：進行63口油井進行優(yōu)化,措施后油井流壓基本在合理流壓范圍內生產,油井生產狀況明顯得到改善,液量上升的同時,含水更加穩(wěn)定,平均單井日增油量達到0.35噸。所以：紅崗采油廠將采用如下公式計算油井合理流壓，作為今后油井流壓調控的參考。一、流壓研究的必要性二、理論依據三、流壓調整技術對策四、具體實施內容提綱五、技術需求三、流壓調整技術對策A、合理流壓范圍（油量±10%）±1.5兆帕±1.0兆帕±2.5兆帕±1.0兆帕±2.0兆帕1、合理流壓認識Pb=10兆帕Pb=10.2兆帕Pb=6.0兆帕Pb=13.0兆帕Pb=6.0兆帕Pb=16.0兆帕三、流壓調整技術對策B、合理流壓隨含水的變化1、合理流壓認識三、流壓調整技術對策P合理=65%PbP合理=66%PbP合理=78%PbC、合理流壓與飽和壓力關系

1、飽和壓力越高，其合理流壓與飽和壓力差越大。

2、流壓控制在飽和壓力下以及合理流壓下生產，對產量的影響程度與飽和壓力大小無關。1、合理流壓認識三、流壓調整技術對策利用他人研究較為成熟的方法計算出最小井底流壓，在老油井目前的流壓基礎上逐步向計算流壓靠近，以摸索適合與本油藏（單井）的最合理流壓。即：

找出各油藏流壓較大或較小的井（與計算流壓對比），調整生產參數（主要是泵掛）使流壓向計算流壓逐步靠攏（考慮理論與實際的偏差）。2、合理流壓調整一、流壓研究的必要性二、理論依據三、流壓調整技術對策四、具體實施內容提綱五、技術需求四、具體實施內容開發(fā)初期油井流壓應該控制在飽和壓力附近最有利于油井的產出，“……井底壓力低于飽和壓力15-20%時，……，這樣不僅可以提高產量……”（高等學校教學用書，《油氣田開發(fā)與開采》，石油工業(yè)出版社）油田開發(fā)后，合理流壓隨地層壓力的降低、含水的上升而下降。

首先：各油藏計算各單井目前有代表性流壓。

其次：按公式計算單井合理流壓。

再次：按目前單井流壓分類流壓大于飽和壓力80%流壓在飽和壓力80%與計算流壓之間流壓在計算流壓附近流壓遠低于計算流壓采取一井一策的原則：四、具體實施內容1、流壓上限：飽和壓力的80%

理論上合理流壓低于飽和壓力，且一般都小于飽和壓力的80%。

A、除明顯水淹或注水受效需控制流壓外，井底流壓超過飽和壓力80%的一律調整，使井底流壓為飽和壓力的80%。

B、目前的流壓與計算流壓相差較大的油藏（井），流壓的調整以實驗且分步進行。調整原則注：井底流壓越高，越有利于地層能量的保持，對油井（油藏）的穩(wěn)產效果更好，但對開發(fā)不一定經濟有效。四、具體實施內容2、流壓下限：計算流壓

目前各油藏用公式計算出的合理井底流壓大多比實際流壓小。為慎重起見，計算流壓作為調整的下限。

若實際流壓遠小于計算合理流壓，可試驗性調整。3、新區(qū)塊（油藏）流壓控制：

借鑒鄰近油藏合理流壓下泵，再根據實際情況調整。包括：產量、套壓等。調整原則4、理論與實際相結合：

理論計算與實際流壓相差較大需調整時：

據原油最佳流動性原理，套壓較高者不適合降低流壓生產；為維持區(qū)域長期穩(wěn)產，區(qū)域地層壓力太低者不適合降低流壓生產；為最大限度提高采收率，若油井產出很好，應該保持地層能量、維持較高流壓生產；對于有大跨度油層生產的油井，流壓以主產層為主，兼顧次產層，不應按籠統(tǒng)油中計算。四、具體實施內容具體實施1：老井流壓調整根據目前現(xiàn)有高壓物性資料：根據合理流壓大致范圍：紅崗采油廠各油藏總體上控制流壓是合理的（老區(qū)G、D26區(qū)G、H75區(qū)高）。但由于在流壓的調控過程中，同一油藏的泵掛深度相差較大（如H75扶余油藏，最高泵掛為1100米，最低在1800米），流壓調整潛力在單井。

所以：采取一井一策、單井計算、單井分析后實施調控。四、具體實施內容具體實施1：老井流壓調整大安區(qū)：四、具體實施內容具體實施1：老井流壓調整紅崗區(qū)：對有生產SI1-3層井：有氣頂，除邊部井，大多不適用此流壓控制。四、具體實施內容具體實施2：2011年新井流壓控制葡萄花：本區(qū)高壓物性資料扶余：本區(qū)高壓物性資料高臺子：借用老區(qū)高壓物性借用老區(qū)高臺子高壓物性計算169D18-1D26D61D42D208本區(qū)高壓物性資料計算目前已經落實的新井井位中，共6個區(qū)塊：有D26區(qū)域加密（P、G、F）、D208區(qū)域扶楊油藏加密與外擴、D18-1區(qū)域（P、F同D26）、D42區(qū)域（G、F同D26）、D61區(qū)塊（G）、169區(qū)塊（G同老區(qū)）。四、具體實施內容具體實施2：2011年新井流壓控制注：在實際統(tǒng)計過程中，由于斜井的存在，油層中部位置可能也誤差，但最后結果油中與泵掛差應該