已開(kāi)發(fā)油田異常高壓層識(shí)別方法研究及應(yīng)用

薛云飛

(大慶油田有限責(zé)任公司 第九采油廠，黑龍江 大慶163853)

0 引言

注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，受構(gòu)造、砂體形態(tài)、注采關(guān)系和非均質(zhì)性的影響，部分油層逐漸形成異常高壓層，易造成套損等，影響油田開(kāi)發(fā)效果。而異常高壓層往往集中到注水井附近和注采不完善區(qū)域，這給異常高壓層的判斷和識(shí)別帶來(lái)難度。為準(zhǔn)確確定油層壓力，可對(duì)油層進(jìn)行RFT測(cè)試，但是這種方法成本高，并且只有打開(kāi)油層后才知道。為此，通過(guò)開(kāi)發(fā)調(diào)整井的測(cè)井信息了解鉆井區(qū)域油層壓力狀況，具有重要意義。

1 識(shí)別方法研究

已開(kāi)發(fā)油田在不同的開(kāi)發(fā)階段，受儲(chǔ)層條件、注采結(jié)構(gòu)匹配和調(diào)整的影響，油層孔隙壓力不斷變化，在開(kāi)發(fā)調(diào)整井裸眼測(cè)井時(shí)，測(cè)井曲線顯示特征同開(kāi)發(fā)初期井差別較大，為此可利用調(diào)整井的測(cè)井信息研究孔隙壓力。

1.1 孔隙壓力與聲波時(shí)差值量化關(guān)系

當(dāng)油層孔隙壓力發(fā)生變化，改變了原始沉積時(shí)期的孔隙結(jié)構(gòu)、巖石顆粒間的作用力和巖石顆粒的接觸關(guān)系，導(dǎo)致異常高壓層井段巖石聲波時(shí)差發(fā)生明顯變化。以往研究表明，鉆井液液柱壓力與儲(chǔ)層壓力之間差值越小，地層有效應(yīng)力也小，聲波時(shí)差增大，因此異常高壓層聲波時(shí)差增大明顯。將RFT測(cè)試得到的油層壓力信息和裸眼測(cè)井的到聲波時(shí)差信息，利用交繪圖法作出二者的交繪圖板，得到定量關(guān)系，如式(1)所示。

P=a1Δt+b1

(1)

式中：p為孔隙壓力,MPa；Δt為聲波時(shí)差,s/m。

1.2 孔隙壓力與自然電位值量化關(guān)系

砂泥巖中產(chǎn)生的自然電位主要由擴(kuò)散吸附電位和過(guò)濾電位疊加而成，油田開(kāi)發(fā)初期，地層孔隙壓力接近原始?jí)毫Γ瑢娱g壓差小，滲透性巖石的自然電位值主要反映的是擴(kuò)散吸附電位，過(guò)濾電位較小可忽略。注水開(kāi)發(fā)后，層間壓差變大，儲(chǔ)層的泥質(zhì)含量和流體性質(zhì)發(fā)生了變化，過(guò)濾電位增大到不可忽略的程度，致使異常高壓層的自然電位增大明顯，可識(shí)別異常高壓層，并可得到二者的定量關(guān)系。

P=a2spc2+b2

(2)

1.3 孔隙壓力與聲波時(shí)差、自然電位二者的量化關(guān)系

聲波時(shí)差和自然電位都是從某一側(cè)面反映油層注水開(kāi)發(fā)后異常高壓層的測(cè)井信息，但是，低滲透儲(chǔ)層的自然電位也表現(xiàn)為高壓層的特征，為此將二者結(jié)合起來(lái)可以更為準(zhǔn)確表征注水開(kāi)發(fā)后的高壓層。將異常高壓層的孔隙壓力與聲波時(shí)差、自然電位二者的量化關(guān)系公式(1)和(2)，采用逐步判別分析法，確立了最佳變量的數(shù)學(xué)模型，選取了125個(gè)點(diǎn)進(jìn)行了計(jì)算壓力與RFT實(shí)測(cè)對(duì)比，兩種方式得到的壓力值吻合較好如圖2和式(3)。

圖1 計(jì)算壓力與RFT實(shí)測(cè)壓力對(duì)比圖

(3)

應(yīng)用該方法，利用3口井的RFT測(cè)井資料，對(duì)該數(shù)學(xué)模型進(jìn)行了圖版驗(yàn)證，平均絕對(duì)誤差±0.96MPa，如圖2所示。

圖2 X2-331-24井計(jì)算壓力與實(shí)測(cè)壓力對(duì)比圖

2 識(shí)別方法的檢驗(yàn)及應(yīng)用

2.1 識(shí)別方法的檢驗(yàn)

為了檢驗(yàn)利用測(cè)井曲線判斷高壓層的準(zhǔn)確性，首先對(duì)測(cè)井曲線判斷的X7-丁1-144井異常高壓層段薩Ⅱ1～4和薩Ⅱ7～9進(jìn)行射孔R(shí)FT測(cè)試，結(jié)果證實(shí)射孔層位壓力系數(shù)均高于1.2，屬異常高壓層，驗(yàn)證測(cè)井曲線判斷準(zhǔn)確。

表1 X7-J1-144井射孔R(shí)FT測(cè)試成果

其次，對(duì)測(cè)井曲線判斷的X5-31-607和X5-40-610井異常高壓層段進(jìn)行射孔生產(chǎn)，結(jié)果表明在射孔層位物性比油田平均要差的情況下，采液強(qiáng)度比油田平均高4.7t/d.m和14.5t/d.m，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表明射孔層位壓力水平高，進(jìn)一步證明測(cè)井曲線判斷準(zhǔn)確。

表2 油井異常高壓層補(bǔ)孔效果

2.2 識(shí)別方法的應(yīng)用

應(yīng)用上述識(shí)別方法，對(duì)某油田中含油面積7.44Km2的區(qū)塊異常高壓層進(jìn)行評(píng)價(jià)，其中涉及216口加密調(diào)整井、6289個(gè)油層，通過(guò)將測(cè)井曲線信息轉(zhuǎn)化成孔隙壓力信息，搞清了該區(qū)塊異常高壓層分布狀況。

2.2.1 應(yīng)用加密調(diào)整井評(píng)價(jià)異常高壓層分布

從一次加密調(diào)整井油層壓力計(jì)算結(jié)果看，油層壓差(孔隙壓力與原始地層壓力之差)>2.0MPa(壓力系數(shù)大于1.2的高壓層)層數(shù)比例為28.7%。

表3 一次加密調(diào)整井油層孔隙壓力統(tǒng)計(jì)表

從平面上異常高壓層分布區(qū)域來(lái)看，主要分布在注水井排附近和斷層附近，占到77.9%，說(shuō)明注水井排附近壓力高是共性，斷層附近，受斷層遮擋影響，注采關(guān)系不易完善。從異常高壓層的成因來(lái)看，以單砂體注采關(guān)系不完善為主，注大于采占異常高壓層總層數(shù)的66.7%，有注無(wú)采占15.9%，兩項(xiàng)合計(jì)占82.6%。說(shuō)明異常高壓層的形成主要是單砂體注采關(guān)系不完善造成的。

2.2.2 依據(jù)異常高壓層分布進(jìn)行開(kāi)發(fā)調(diào)整

根據(jù)異常高壓層分布狀況，以治理異常高壓層、預(yù)防套損、控制套損加劇，調(diào)整層間及平面壓力結(jié)構(gòu)、改善套損區(qū)開(kāi)發(fā)效果為目的，進(jìn)行異常高壓層治理方案的編制。單層砂體上有注無(wú)采和注大于采形成異常高壓層時(shí)，采取注水井停注單層和控制注水，油井采取補(bǔ)孔和措施改造進(jìn)行泄壓。注采井距與砂體配置關(guān)系不適應(yīng)造成水井排附近憋壓時(shí)，應(yīng)適當(dāng)選擇距注水井排兩側(cè)的采油井補(bǔ)孔或措施改善油層滲流條件加速泄壓。注采系統(tǒng)嚴(yán)重不協(xié)調(diào)形成高壓區(qū)時(shí)，只能采取補(bǔ)鉆泄壓井，完善單層砂體注采關(guān)系。已成片套損且套損嚴(yán)重的井區(qū)，受井況條件限制，應(yīng)及時(shí)采取修井措施或鉆更新調(diào)整井，才能從根本上改善成片套損區(qū)塊的開(kāi)發(fā)效果。連續(xù)進(jìn)行開(kāi)發(fā)調(diào)整5年，依據(jù)二次加密調(diào)整井異常高壓層評(píng)價(jià)，區(qū)塊的異常高壓層數(shù)明顯減少，由28.7%減少到19.8%；套損井比例明顯下降，由82.0%下降到50.2%。

表4 調(diào)整前后異常高壓層和套損井比例對(duì)照表

3 結(jié)語(yǔ)

1)將開(kāi)發(fā)調(diào)整井裸眼測(cè)井中的聲波時(shí)差、自然電位的測(cè)井信息轉(zhuǎn)化成孔隙壓力信息，進(jìn)行異常高壓層的識(shí)別判斷，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)和開(kāi)發(fā)調(diào)整驗(yàn)證該方法可靠。

2)注水開(kāi)發(fā)后異常高壓層的形成主要是由于單砂體注采關(guān)系不完善和注采強(qiáng)度不協(xié)調(diào)造成的。

3)注水開(kāi)發(fā)造成的異常高壓層具有一定的階段性和繼承性，開(kāi)采過(guò)程中，在切實(shí)精細(xì)到“單砂體管理”，加強(qiáng)注水壓力監(jiān)測(cè)和油水井方案的及時(shí)跟蹤調(diào)整，做好層間、平面壓力結(jié)構(gòu)調(diào)整。

[參考文獻(xiàn)]

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