埕島油田館陶組油藏合理地層壓力研究

牛明超

（中國石化勝利油田分公司，山東東營 257237）

埕島油田館陶組油藏合理地層壓力研究

牛明超

（中國石化勝利油田分公司，山東東營 257237）

從埕島油田館陶組油藏實際資料出發(fā)，結(jié)合數(shù)值模擬分析研究，認(rèn)為館陶組合理地層壓力保持水平應(yīng)為11.5 MPa左右，礦場試驗也證明了這一點，對館陶組油藏下步注水開發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義。

埕島油田；館陶組；合理地層壓力；合理流壓

埕島油田館陶組油藏為河流相沉積的高滲透、高飽和、疏松砂巖層狀巖性稠油油藏［1］，儲層物性好，平均孔隙度31.3%，平均空氣滲透率2504×10－3μm2，碳酸鹽含量1.2%，泥質(zhì)含量7.6%，地下原油密度0.893 g／cm3，粘度50.4 mPa·s，原始地層壓力13.5 MPa，飽和壓力10.1 MPa，地飽壓差3.4 MPa。目前館陶組地層壓力水平10.5 MPa，生產(chǎn)壓差1.5 MPa左右。

油井的合理壓力保持水平既要滿足油田采油速度的要求，又要保證較長的穩(wěn)產(chǎn)期，還要不影響總體開發(fā)效果。海上埕島油田原方案設(shè)計地層壓力保持在飽和壓力附近時開發(fā)效果最好，但實際開發(fā)中由于油井井底附近地層壓力低于飽和壓力，近井地帶出現(xiàn)油、氣、水三相滲流［2］，導(dǎo)致油井液量較低、提液困難、作業(yè)過程中漏失嚴(yán)重、產(chǎn)量恢復(fù)慢等問題比較突出，地層壓力保持在飽和壓力附近并不合理。

本文利用試井資料分析和數(shù)值模擬方法，對埕島館陶組油藏合理地層壓力保持水平進(jìn)行了研究。

1 油藏實際資料分析

根據(jù)埕島油田館陶組油藏實際動態(tài)和監(jiān)測資料繪制了關(guān)系圖版，從生產(chǎn)壓差采液指數(shù)關(guān)系曲線看（圖1），當(dāng)生產(chǎn)壓差大于2 MPa時，每米采液指數(shù)均比較低，從一定程度說明單純依靠提高生產(chǎn)壓差來提高液量并不可行；從流壓－日產(chǎn)液關(guān)系曲線看，流壓低于9 MPa時，產(chǎn)量呈明顯的下降趨勢。綜合分析認(rèn)為：如果生產(chǎn)壓差過大，流壓過低，會造成井底附近地層脫氣嚴(yán)重，原油粘度增大，有效滲透率降低（圖2），導(dǎo)致產(chǎn)能降低，如埕北25A－9井，2001年測試地層壓力10.59 MPa，生產(chǎn)壓差1.88 MPa，有效滲透率555×10－3μm2，日產(chǎn)油量67.6 t，每米采油指數(shù)1.19 t／（d·MPa·m），2003年測試地層壓力9.58 MPa，生產(chǎn)壓差5.37 MPa，有效滲透率118×10－3μm2，日產(chǎn)油量22 t，每米采油指數(shù)為0.14 t／（d·MPa·m）。實際資料分析表明，合理油井流壓保持水平10 MPa左右，若生產(chǎn)壓差按1.5 MPa考慮，則地層壓力需保持在11.5 MPa左右，即略高于地層飽和壓力。

圖1 油井采液指數(shù)－生產(chǎn)壓差關(guān)系曲線

圖2 油井試井解釋有效滲透率－時間變化曲線

2數(shù)值模擬研究

2.1 單井理論模型研究

利用館陶組油藏的實際資料，設(shè)計了一個單井徑向模型來研究不同壓力狀況下的無因次采液指數(shù)變化，網(wǎng)格數(shù)100×1×1，厚度20m，設(shè)計了35個方案，計算不同條件下的開發(fā)效果來研究單井生產(chǎn)機理問題，找出地層壓力、井底流壓和生產(chǎn)壓差與單井產(chǎn)量的關(guān)系。計算過程中定義地層壓力13MPa，生產(chǎn)壓差1MPa時的無因次采液指數(shù)為1，未考慮含水及泵效的影響，最低井底流壓定為5MPa。

計算結(jié)果（圖3）表明，在相同的地層壓力條件時，當(dāng)井底流壓高于泡點壓力時，隨著生產(chǎn)壓差的放大，油井無因次采液指數(shù)呈直線上升，但當(dāng)井底流壓低于泡點壓力時，隨著生產(chǎn)壓差的放大，上升趨勢變緩，甚至開始出現(xiàn)下降。如果地層壓力已經(jīng)等于或低于泡點壓力，油井無因次采液指數(shù)與生產(chǎn)壓差已不存在線性關(guān)系，簡單放大生產(chǎn)壓差對增加單井產(chǎn)液量的作用已非常有限，甚至?xí)鸬截?fù)作用。目前工藝水平下油井實際生產(chǎn)壓差為1.5～2.0MPa，地層壓力保持在11～12MPa比較合適；地層壓力低于11MPa，無因次采液指數(shù)下降較大，尤其是低于9MPa，呈急劇下降狀態(tài)；地層壓力高于12MPa，無因次采液指數(shù)沒有增加。

圖3 無因次產(chǎn)液量和生產(chǎn)壓差關(guān)系曲線

國內(nèi)外油田開發(fā)實際也證明了這一點。如大港馬西油田，當(dāng)流壓降至泡點壓力39 MPa以下25 MPa以上時，隨著流壓的降低，生產(chǎn)壓差的放大，無因次采油指數(shù)基本不變，但當(dāng)流壓降至25MPa以下時，無因次采油指數(shù)隨流壓的下降而急劇下降［3］。

2.2 大模型研究

在單井徑向模型對影響機理及影響程度研究的基礎(chǔ)上，選擇有代表性的埕北11－22－25井區(qū)進(jìn)行數(shù)值模擬研究，對合理地層壓力保持水平進(jìn)行了進(jìn)一步優(yōu)化。模型區(qū)包括15個開發(fā)井組83口井，動用含油面積20.6 km2，地質(zhì)儲量7182×104t，平均孔隙度31.5%，平均空氣滲透率2613×10－3μm2，地下原油粘度41 mPa·s，具有代表性。設(shè)計地層壓力分別保持在10.5 MPa、11.5 MPa、12.5 MPa、13.5 MPa（原始地層壓力），研究結(jié)果表明（表1），地層壓力保持在11.5MPa比較合理，累油、累水、累注、含水、采出程度幾項指標(biāo)最好。

表1 埕北11－22－25井區(qū)不同壓力保持開發(fā)指標(biāo)預(yù)測

3 礦場試驗效果

根據(jù)上述研究成果，2005年起在注采對應(yīng)完善、地層壓力保持水平11.5MPa的埕北11－22－25井區(qū)開始了提液試驗并取得成功。至今共實施17口井，提液前后對比，平均電泵排量由65.3m3／d提升至114.7m3／d，平均單井日產(chǎn)液量由58.9t提高到95.6t，平均單井日產(chǎn)油量由17.2t提高到28.4t，綜合含水由70.8%下降為70.3%，生產(chǎn)壓差由0.88MPa提高到1.70MPa，采液指數(shù)由2.88提高到5.35達(dá)到了放大壓差提液的目的。

4 結(jié)論和建議

（1）研究結(jié)果及礦場試驗表明，埕島館陶組合理地層壓力保持水平為11.5MPa左右。

（2）目前館陶組地層壓力10.5MPa，低于合理地層壓力保持水平，井組注采比0.9左右，顯然不符合恢復(fù)地層能量的要求，下步應(yīng)研究確定合理的恢復(fù)注采比，并盡快實施。

［1］ 高喜龍，楊鵬飛，紀(jì)玉民.埕島油田油氣藏類型及成藏模式［J］.中國海上油氣（地質(zhì)），2000，14（2）：104－107.

［2］ 孫欣華.溫五區(qū)自噴流壓下限地層壓力保持研究［J］.特種油氣藏，2006，13（4）：65－68.

［3］ 林玉秋，王樹華.采油井合理流動壓力的界限［J］.石油勘探與開發(fā)，1995，22（6）：51－53.

Begin with the real data of the Guantao formation reservoir in Chengdao Oilfield，combined with the numerical simulation，it is thought that Guantao formation reasonable strata pressure level should be about 11.5 MPa，field test also proved this point，which has important guiding significance on the following water injection development of Guantao formation reservoir.

91Study on reasonable strata pressure of Guantao formation reservoir in Chengdao Oilfield

Niu Mingchao（Shengli Oilfield Branch Company，Sinopec，Dongying，Shandong 257237）

Chengdao oilfield；Guantao formation；reasonable strata pressure；reasonable fluid pressure

TE357

A

1673－8217（2012）04－0091－02

2011－12－20

牛明超，高級工程師，1976年生，1997年畢業(yè)于石油大學(xué)（華東）采油工程專業(yè)，現(xiàn)從事海上油氣田開發(fā)動態(tài)工作。

李金華