李傳亮，朱蘇陽

（西南石油大學石油與天然氣工程學院，成都610599）

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特殊情況下的壓力系數(shù)和自噴系數(shù)計算方法

李傳亮，朱蘇陽

（西南石油大學石油與天然氣工程學院，成都610599）

摘要：壓力系數(shù)是油氣藏評價的基本參數(shù)，可以用來評價油氣藏的壓力狀態(tài)。但是，在地形起伏較大的地區(qū)或高油氣柱油氣藏，用傳統(tǒng)方法計算的壓力系數(shù)會出現(xiàn)較大偏差。研究了壓力系數(shù)計算出現(xiàn)偏差的原因，對于地形起伏較大的地區(qū)，主要是靜水壓力的計算出了偏差，把計算起始深度由地面改為潛水面，即可消除計算偏差。對于高油氣柱油氣藏，選取油氣柱中部深度計算壓力系數(shù)，即可消除計算偏差。油氣藏壓力—深度關系曲線的截距值，即油氣藏流體流到地面的剩余壓力，定義為油氣藏流體的自噴系數(shù)，自噴系數(shù)越大，油氣藏流體的自噴能力就越強。

關鍵詞：油氣藏；地層壓力；靜水壓力；壓力系數(shù)；異常高壓；自噴系數(shù)

油氣藏的壓力狀態(tài)可用絕對壓力和相對壓力（壓力系數(shù)）2個指標進行評價。按地層壓力（絕對壓力）可以將油氣藏分為低壓油氣藏（地層壓力低于20 MPa）、中等壓力油氣藏（地層壓力20～40 MPa）、高壓油氣藏（地層壓力40～60 MPa）和超高壓油氣藏（地層壓力大于60 MPa）[1]。壓力系數(shù)定義為實測地層壓力與相同深度處靜水壓力的比值[2]。按壓力系數(shù)可以將油氣藏分為異常低壓油氣藏（壓力系數(shù)小于0.8）、正常壓力油氣藏（壓力系數(shù)0.8～1.2）和異常高壓油氣藏（壓力系數(shù)大于1.2）[3]。地層流體的自噴能力與絕對壓力沒有直接關系，而與相對壓力有一定的關系，即壓力系數(shù)越高，地層流體的自噴能力就越強。在過去相當長的時間內(nèi)，壓力系數(shù)的使用一直未出現(xiàn)問題[4-8]。但是，隨著山區(qū)和塬上油氣資源的開發(fā)，壓力系數(shù)出現(xiàn)了令人匪夷所思的現(xiàn)象，一個油氣藏的壓力系數(shù)變化范圍很大，即可以是異常高壓，同時又可以是正常壓力，有時候甚至還可以是異常低壓，讓開發(fā)管理人員無所適從。因此，需要對這一問題進行深入的研究。

1　壓力系數(shù)

靜水壓力的計算公式為[1]

計算靜水壓力時，地層水的密度取1.0 g/cm3.靜水壓力隨深度的變化趨勢為一條直線（圖1a）。

圖1　靜水壓力和油氣藏壓力與深度關系曲線

實測地層壓力偏離靜水壓力的程度用壓力系數(shù)來衡量，計算公式為[3]

壓力系數(shù)為相對壓力，數(shù)值越高，說明地層流體的能量越強，其自噴能力也就越強。

2　自噴系數(shù)

把油氣藏每一點的實測地層壓力繪制在直角坐標系中，將得到一條直線（圖1b），回歸后得油氣藏的壓力與深度關系方程為

Gp為曲線的斜率，為油氣藏流體密度與重力加速度的乘積。

可以通過（4）式確定油氣藏的流體密度，然后判斷油氣藏的流體類型[1]。若ρL>1.0 g/cm3，則為水；若ρL為0.5～1.0 g/cm3，則為油；若ρL<0.5 g/cm3，則為氣。

（3）式中的p0為壓力—深度關系曲線的外推截距，即D=0時的地層壓力，也即流體從地下流到地面的剩余壓力[1]。若p0低于或等于大氣壓，油氣藏流體則不能自噴；若p0高于大氣壓，則能夠自噴，而且數(shù)值越大，自噴能力就越強。筆者將油氣藏的剩余壓力p0定義為油氣藏流體的自噴系數(shù)。p0<5 MPa時，油氣井的自噴能力弱；p0為5～15 MPa時，自噴能力中等；p0> 15 MPa時，自噴能力強。

壓力系數(shù)只能定性反映油氣藏的能量，有些異常低壓油氣藏不能自噴，而有些卻能夠自噴。自噴系數(shù)則能定量反映油氣藏的能量，不會出現(xiàn)模棱兩可的情況，因而對生產(chǎn)實踐具有直接的指導意義。

3　地形起伏大的情況

壓力系數(shù)的計算公式是針對平坦地形而言的，靜水壓力的計算起點是地表，即產(chǎn)生靜水壓力的水柱高度與地層埋深相同。但是，當把（2）式用于起伏較大的地形時就會出現(xiàn)偏差，起伏較大的地形有2種：一是像鄂爾多斯盆地的塬上地區(qū)；二是像四川盆地的山區(qū)。

在塬上地區(qū)大部分油氣井位于塬上的平臺區(qū)，少部分油氣井位于塬上的侵蝕溝里（圖2）。

圖2　塬上地形及油氣井位置示意

若圖2中油氣藏的地層壓力為7.00 MPa，B井的地層埋深為0.7 km，由（1）式計算的靜水壓力為6.96 MPa，由（2）式計算的壓力系數(shù)為1.01，為正常壓力油氣藏；若A井的地層埋深為1.0 km，由（1）式計算的靜水壓力為9.90 MPa，由（2）式計算的壓力系數(shù)為0.707，為異常低壓油氣藏。

A井和B井位于同一個油氣藏，兩井的壓力狀態(tài)卻截然不同。

若圖2中油氣藏的海拔為-0.5 km，油氣藏的流體密度為0.4 g/cm3，則油氣藏壓力與海拔的關系方程為

圖2中A井的地面海拔為0.5 km，B井的地面海拔為0.2 km，代入（5）式計算得A井和B井的自噴系數(shù)分別為3.08 MPa和4.26 MPa.兩口井的自噴能力很接近，皆為弱自噴能力。而由壓力系數(shù)的計算結(jié)果可以看出，A井為異常低壓，B井為正常壓力，差別甚大?？梢?，在地形起伏較大情況下壓力系數(shù)的計算出了偏差。之所以出現(xiàn)這種情況，是因為靜水壓力的計算不正確。

用（1）式計算靜水壓力時是從地面起算的，實際上靜水壓力應該從潛水面起算，因為靜水壓力是由地下靜水柱產(chǎn)生的。由于實際的潛水面很難確定，為了計算方便，選取區(qū)域最低點作為潛水面的基準面，其他井都參考該基準面進行計算。因此，可將（1）式改寫為

圖2中A井的潛水面深度為0.3 km，B井的潛水面深度為0 km.將潛水面深度代入（6）式，計算A井和B井的靜水壓力均為6.96 MPa，代入（2）式計算的壓力系數(shù)均為1.01，為正常壓力油氣藏。

對于四川盆地的山區(qū)，大部分油氣井位于山下平地，少部分油氣井位于山上（圖3）。在計算壓力系數(shù)和自噴系數(shù)時，采用與塬上相同的方法即可。

圖3　山區(qū)地形及油氣井位置示意

4　高油氣柱的情況

即使在平原地區(qū)，若地層的油氣柱較大，計算壓力系數(shù)時也會出現(xiàn)偏差。圖4中E井地層埋深為1.0 km，靜水壓力為9.90 MPa；F井地層埋深為0.7 km，靜水壓力為6.96 MPa.

圖4　高油氣柱地層

若E井的實測地層壓力為10.00 MPa，則壓力系數(shù)為1.01，為正常壓力。

若地層流體的密度為0.4 g/cm3，可以得出油氣藏的壓力—深度關系方程為

由于地勢平坦，為了方便起見，（7）式采用了深度，而非海拔。由（7）式計算的F井的地層壓力為8.82 MPa，壓力系數(shù)為1.27，為異常高壓。

同一個地層，也出現(xiàn)了兩種截然不同的壓力狀態(tài)。由（7）式計算的E井和F井的自噴系數(shù)相同，皆為6.08 MPa，兩口井的自噴能力均為中等。但是，兩井的壓力系數(shù)相差較大。之所以出現(xiàn)這種情況，是因為油氣藏的油氣柱較高所致，E井位于油氣柱的底部，而F井位于油氣柱的頂部，兩口井的井底出現(xiàn)了較大的高差。

為了避免出現(xiàn)因為高差帶來的壓力系數(shù)計算偏差，在高油氣柱的情況下，壓力系數(shù)的計算選點應定在油氣柱的中部，只有這樣才能代表油氣藏的平均壓力狀態(tài)。由E井和F井計算的油氣藏中部深度為0.85 km，代入（1）式得靜水壓力為8.43 MPa.由（7）式計算出該深度處的地層壓力為9.41 MPa，代入（2）式，得該油氣藏的壓力系數(shù)為1.12，為正常壓力。

5　結(jié)論

（1）靜水壓力是地下靜水柱產(chǎn)生的壓力，計算靜水壓力時應從潛水面起算，而不應簡單地從地面起算。

（2）對于存在地形起伏的山區(qū)和塬上來說，若從地面計算靜水壓力，將會導致壓力系數(shù)的計算結(jié)果出現(xiàn)偏差，進而導致油氣藏壓力狀態(tài)的誤判。

（3）對于油氣柱較高的油氣藏，應該選取油氣柱中部深度計算壓力系數(shù)，否則將會出現(xiàn)偏差。

（4）油氣藏壓力—深度關系方程的截距壓力（剩余壓力）定義為油氣藏的自噴系數(shù)，該數(shù)值越大，油氣藏流體的自噴能力就越強。

符號注釋

D——油氣藏埋藏深度，km；

Dw——潛水面深度，km；

Gp——油氣藏壓力梯度，MPa/km；

g——重力加速度，m/s2；

H——海拔，km；

p0——油氣藏剩余壓力，自噴系數(shù)，MPa；

pair——大氣壓，MPa；

pf——實測地層壓力，MPa；

pi——油氣藏原始地層壓力，MPa；

pw——靜水壓力，MPa；

α——壓力系數(shù)，無因次；

ρL——油氣藏流體密度，g/cm3；

ρw——地層水密度，g/cm3.

參考文獻：

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（編輯葉良）

Calculation of Pressure Factor and Spontaneous Production Factor under Special Conditions

LI Chuanliang,ZHU Suyang
(School of Petroleum Engineering，Southwest Petroleum University，Chengdu,Sichuan 610599,China)

Abstract:Pressure factor is a basic parameter for petroleum reservoir evaluation,which can be used to analyze the pressure status of reser?voirs.However,in an area or reservoir with uneven surface and/or high hydrocarbon column,the calculation of pressure factor may lead to result with large deviations.This paper studies the reasons for the phenomena above.For the area with uneven surface,it is the calculation of hydrostatic pressure that leads to the deviations,which can be eliminated by replacing the depth from surface with depth from water lev?el.For the reservoir with high hydrocarbon column,it is the mischoice of calculation datum depth of pressure factor that results in deviated pressure factors,which can be eliminated by using the middle depth rather than the top or bottom depth of hydrocarbon column.The inter?cept pressure of hydrostatic pressure-depth curve,a surplus pressure of reservoir fluids flowing from underground to surface,is defined as spontaneous production factor of reservoir fluids.The larger the spontaneous production factor,the stronger the ability of reservoir fluids to flow spontaneously.

Keywords:reservoir；formation pressure；hydrostatic pressure；pressure factor；abnormal high pressure；spontaneous production factor

作者簡介：李傳亮（1962-），男，山東嘉祥人，教授，博士，油藏工程，（Tel）028-83033291（E-mail）cllipe@qq.com

收稿日期：2015-08-26

文章編號：1001-3873（2016）02-0246-03

DOI：10.7657/XJPG20160223

中圖分類號：TE618.13

文獻標識碼：A