摘 要：本文将 IPR 曲线理论应用于水平井开采的动态分析中，通过实际生产数据进行分析得到的结果可靠，说明应用IPR曲线理论能有效评价预测油井产能和确定油井允许的最小流压界限及合理生产制度，为充分发挥油井生产能力、合理高效开发提供了理论依据。
关键词：IPR 曲线、庄**区、合理生产参数
庄**井区位于甘肃省庆阳、合水及宁县境内，属于低孔、超低渗油藏，庄**区是目前水平井开发的主要井区，开发层位长6层，区块含油面积7.3 k㎡，地质储量 400×104t，平均孔隙度为11.9%，平均渗透率为0.19×10-3μ㎡，目前店子已投产水平井 69 口，单井平均产量 3.5t。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，找到庄**区长6层油井稳定生产的井底合理流压分布范围，为下一步优化生产参数提供重要依据。
1.理论计算
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。
利用靳博文[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：
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1.1.1公式应用
**井区长6油藏深度 1780 m，原始地层压力14.5MPa，地层原油密度为0.841 g/cm3，原油粘度为1.09 mPa·s，原油饱和压力为10.3 MPa，地层原油体积系数为1.30，气油比为 111.8m3/m3，原油溶解系数为6.045（m3/m3）/MPa，油井含水率 32.6%，油藏温度为59.6℃。得到合理流压底线4.99Mpa（压缩因子取1时）。
1.2初期IPR曲线
根据流入动态曲线可以确定该区的合理流压为5.9MPa附近（36%含水）。
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根据低渗透油藏的开发经验，采油井合理流压应不低于饱和压力的2/3。
庄**井区长6油层饱和压力为10.3MPa，因此，该区油井合理流压5.5MPa～6.5MPa。
1.3理论合理流压
综合上述各种方法，优化庄**井区油井合理流压为5.5～5.8MPa。
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2.实际生产中的流压
2.1多口井实际生产中流压和产量的分布关系：
由动液面计算油层中深流压的方法：
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对于供液充足的10口井绘制流压—液量散点图，发现液量与流压并无明显的关系，原因在于高液面井供液充足，地层向井底的渗流关系较好。
对液面在泵口的低沉没度31口井绘制流压—液量散点图，受改造规模、注水受效、泵效等多种变量控制，也无法得到明确的关系，但流压落在4Mpa～7Mpa之间占比77.4%，说明本区开发符合前期规划。
2.2对于单一井控制变量分析
2.2.1固平*-27单井（油藏中深1774m）
对固平*-27井做IPR曲线，流压高于6Mpa增加流压后产量不升反降。因此对于本井保持流压6MPa附近（合理流压5.5MPa～5.8MPa）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素。
在此保持合理流压在5.5Mpa～5.8Mpa时，动液面范围应在1280m～1220m，因泵深在1175m，考虑泵效，合理的参数应为保持50m～100m沉没度生产。
2.2.2固平*-20单井（油藏中深1545m）
对固平*-20井做IPR曲线，流压4Mpa时产量达到峰值，不符合区域合理流压（5.5MPa～5.8MPa），但合理流压附近点较少，认为在5.8Mpa即900m沉没度附近可能达到高产。
通过以上两口井分析可知，流压大小影响非高液面井稳产。
①对于我区同类型井应保持流压 5.5MPa～5.8MPa 能较好的维持水平井稳产；且为达到合理流压不能牺牲泵效，应保持沉没度在50m～100 m之间。
②部分井因油藏中深较浅实际生产中未达到合理流压，造成数据缺失。
3 .结论与建议
（1）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，实际计算庄**油藏合理流压应在5.5Mpa～5.8Mpa生产时，流压应接近并控制在这个值以上，以充分发挥油井的生产能力。
（2）对区域内所有水平井研究，受多种控制因素对比，并不是在合理流压附近就能达到高产：
①高沉没度井受高沉没度影响，体现出流压越大产量越高且地层到井筒的平面径向流较为充足，流压并非是制约油井产量的主要矛盾。
②低沉没度井受多种变量控制，横向对比无明确的关系，目前实际运行流压还是在合理流压附近，占比77.4%。
（3）对2口非高液面单井分析，数据表明在合理流压附近产量达到峰值。要想达到最优产量就要在保持目前套压的基础上通过地面参数降低液面，且要考虑泵效沉没度不能低于50m。
随着庄**区的持续开发，为实现地层能量的合理利用，保持水平井高效开发；积累地质经验现建议如下：
①实际流压值分析，使用单一变量，较为简单，下步建议开展校企合作，选定部分水平井开展多因素数值模拟，并与现场实际结合，逐步形成适用于现阶段的合理流压范围。
②对部分井在征得厂里同意前提下开展现场试验，下步拟计划对2口低流压低产的固平*-20、固平*-19井调整参数（在其他参数不变的前提下，降低冲次，保持900m的液面，使流压达到5.8Mpa）以提高认识；如有效果，逐步对低产流压井调参。
参考文献：
【1】屈亚光，刘月田，丁祖鹏.受岩性作用影响复杂断块油藏剩余油分布研究［J］ 断块油气田，2011，18（5）:634-636，640.
【2】王晓光，贺陆明，吕建荣，等.克拉玛依油田冲积扇构型及剩余油控制模式［J］.断块油气田，2012，19（4）:493-496.
【3】杨承林，许春娥，石书灿.应用数值模拟法研究复杂断块油藏剩余油分布［J］ 断块油气田，2007，14（2）：36-39.