分層測壓資料在油田開發(fā)中的應(yīng)用

趙海英 (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠第二油礦技術(shù)隊,黑龍江大慶 163511)

分層測壓資料在油田開發(fā)中的應(yīng)用

趙海英 (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠第二油礦技術(shù)隊,黑龍江大慶 163511)

隨著油田開采對象逐漸向差油層轉(zhuǎn)變,現(xiàn)有的籠統(tǒng)測壓資料不能滿足于油田開發(fā)的需要,制約了各種措施的增產(chǎn)效果。分層段壓力資料可反映出不同油層的真實壓力水平,是了解油田開發(fā)過程中油田分層系統(tǒng)動態(tài)變化的有效手段,是確定分層調(diào)整措施的根本條件。為正確評價油田各類油層的潛力,制定合理的開發(fā)政策,必須加強分層測壓資料在油田開發(fā)中應(yīng)用。通過分層測壓資料在油田開發(fā)中應(yīng)用實例,總結(jié)分層測壓資料在油田開發(fā)中的認(rèn)識,采取有針對性進(jìn)行調(diào)整,如對高壓層進(jìn)行補孔、壓裂、酸化放壓,對低壓層進(jìn)行增加注水等,減少層間的差異,降低壓力的非均衡性,預(yù)防套管的損壞。為油田的各種增產(chǎn)增注措施的提供理論依據(jù)和實踐經(jīng)驗。

分層測壓;分布特點;現(xiàn)場應(yīng)用

油層壓力是反映油藏驅(qū)油能量大小及其開發(fā)狀態(tài)的指標(biāo),是油田開發(fā)采取各種挖潛措施的重要依據(jù)。怎樣控制好油層平面和層間的壓力系統(tǒng)的關(guān)系,對油田的開發(fā)起著舉足輕重的作用。

外圍低滲透注水開發(fā)的油田,現(xiàn)有的籠統(tǒng)測壓資料已經(jīng)不能提供準(zhǔn)確的分層壓力資料,無法有效地指導(dǎo)各種措施的實施,制約了各種措施的增產(chǎn)效果,不能滿足于油田開發(fā)的需要。分層段壓力資料可反映出不同油層的真實壓力水平,是了解油田開發(fā)過程中油田分層系統(tǒng)動態(tài)變化的有效手段,是確定分層調(diào)整措施的根本條件[1]。在油田生產(chǎn)中受生產(chǎn)任務(wù)、成本和油水井自身井況的變化的影響,油層分層壓力資料顯得彌足珍貴,因此必須加強分層測壓資料在油田開發(fā)中的應(yīng)用,不斷提高認(rèn)識,為正確評價油田各類油層的潛力,制定合理的開發(fā)政策,為油田的各種增產(chǎn)增注措施提供理論依據(jù)和實踐經(jīng)驗。

1 分層測壓工藝原理

1)利用封隔器將油層按照地質(zhì)開發(fā)的需要,綜合考慮油層發(fā)育、管柱工藝以及作業(yè)施工等方面的因素分成若干油層段或?qū)佣?。?dāng)帶測試密封段的測試儀坐到偏心孔后,對準(zhǔn)測試密封段2組皮碗之間的中心管進(jìn)液孔,測試密封段內(nèi)的壓力、流量等參數(shù)。該技術(shù)基本可以應(yīng)用于分層注水管柱。對于水井,分層段測壓的油層段可以和分層注水層段相結(jié)合,節(jié)約分層段測壓的費用,保證原注采關(guān)系。

2)抽油井分層測試管柱是符合生產(chǎn)要求現(xiàn)狀的分層測試與生產(chǎn)配套管柱,基本原理是將目前的分層測試管柱的工藝和生產(chǎn)中的偏心井口配合,將抽油管柱和分層測試管柱分離,采用小直徑測試儀器通過偏心井口下入井筒,繞過泵體 (抽油管柱),經(jīng)過反向喇叭口進(jìn)入分層測試管柱,達(dá)到分層段測壓的目的[2]。

2 應(yīng)用

2.1 了解不同類型油層的壓力水平

通過分層測壓資料,可反映出不同油層的真實壓力水平,聯(lián)系周圍油井開發(fā)實際與水井配合分析,為油田開發(fā)采取各種挖潛措施的重要依據(jù)。

從表1可以看出,合測壓力為12.03MPa,而層段中PⅠ4～PⅠ5層段為13.05MPa,比合測壓力要高1.02MPa,并且全井中最高壓力與最低壓力相差2.22MPa,說明分層測壓才能真正反映出不同油層的真實壓力水平。

統(tǒng)計2013年8口井的分層測壓資料(見表2),每口井最高壓力層與最低壓力層的平均壓差為1.19MPa,最大的壓差為2.95MPa,最小的壓差為0.05MPa。平均壓力較高油層為PⅠ7～PⅠ9層及PⅠ1～PⅠ2層,平均壓力較低油層為PⅠ3～PⅠ4層。其中芳33井區(qū)油層壓力低于其他4個井區(qū)。

表1 衛(wèi)1-2-6井分層測壓結(jié)果

表2 衛(wèi)11區(qū)塊注水井分層測壓情況對比

2.2 了解不同類型油層的壓力分布特點

1)動用狀況最好的油層壓力較低,動用程度低油層壓力較高。統(tǒng)計8口注水井,主力注水層PⅠ3～PⅠ6平均壓力為14.87～16.48MPa,非主力注水層段PⅠ1～PⅠ2及PⅠ7～PⅠ9的平均壓力為18.97～19.61MPa,非主力注水層段壓力要高于主力注水層段壓力3.23MPa。

通過統(tǒng)計同一區(qū)塊不同注水井的各層厚度、吸水厚度、未吸水厚度及厚度百分比變化,分析水驅(qū)動用狀況最好的是PⅠ3～PⅠ5層,其次是PⅠ2、PⅠ7層,PⅠ1、PⅠ6、PⅠ8～PⅠ9層最差。結(jié)合吸水剖面圖及連通情況確定PⅠ2～PⅠ5為主力油層,層段厚度大,且砂體發(fā)育連續(xù),連通關(guān)系好。PⅠ6～PⅠ7層為油水過渡層,PⅠ8～PⅠ9層多為同層和水層,受射孔限制和注水方案限制未吸水有效厚度比例稍高。而PⅠ1層水驅(qū)效果最差是由于部分井在該層缺失,連通關(guān)系變差。而測壓資料表明動用狀況最好的油層壓力較低,動用程度低油層壓力較高。油層壓力高層PⅠ1、PⅠ6、PⅠ8～PⅠ9層未吸水比較高,富含剩余油,后期調(diào)整中應(yīng)加強各注水井PⅠ1、PⅠ6層平面調(diào)整,結(jié)合生產(chǎn)實際對油井PⅠ7～PⅠ9同層及水層實施挖潛,減少注水井PⅠ7～PⅠ9層無效注水,降低油層注水壓差。而對主力注水層段PⅠ2～PⅠ4層段應(yīng)加強注水層段調(diào)整,控制油井含水上升[2]。

2)從不同沉積相類型油層的壓力分布特點來看,發(fā)育均勻的油層,滲透性好,連通性好的油層壓差小,連續(xù)性資料對比變化不大,反之壓差大,變化大。

從鉆遇砂體發(fā)育狀況看,衛(wèi)星油田共劃分為12個沉積單元,屬三角洲內(nèi)前緣亞相沉積,河道砂比較發(fā)育,全區(qū)鉆遇河道砂有效厚度為1146m,占總有效厚度的89.3%。從小層發(fā)育條件看PⅠ3、PⅠ41、PⅠ52、PⅠ6、PⅠ7鉆遇河道砂比例較高,厚度大、砂體連片性好為主力油層。PⅠ1～PⅠ2、PⅠ8、PⅠ9鉆遇非主體河間砂比例較高,砂體連片性較差,厚度較小。

分流河道砂儲層鉆遇率占64.2%左右,砂體規(guī)模和厚度比較大,滲透性,連通性較好,壓力傳導(dǎo)性能強,層間及平面壓力差異較小。PⅠ52沉積單元:以三角洲內(nèi)前緣相沉積為主,砂體呈枝狀、網(wǎng)狀、小片狀延展,砂體連續(xù)性較好,厚度大,滲透率高,連通性好,層間壓差較小,從2012年2013年2次測壓資料來看,2個層間壓力差異分別為1.05MPa和1.44MPa。

非主體河間砂儲層鉆遇率占25%左右,主要分布于PⅠ1～PⅠ2、PⅠ51層在主體帶和非主體帶仍表現(xiàn)出一定的條帶方向性,平面非均質(zhì)嚴(yán)重,且滲透率極差,壓力傳導(dǎo)能力差,壓力分布很不均衡。如PⅠ2層,注水井最高壓力16.58MPa,最低壓力為9.45MPa。

主體河間砂儲層鉆遇率占10.1%左右,主要分布于PⅠ7～PⅠ9層,油層的滲透性和連通性介于上述2種之間,分層測壓結(jié)果表明這類油層整體壓力水平較高。

3)各層發(fā)育差異大,各層間壓力差大,矛盾突出,反之,各層發(fā)育差異小,則各層間壓力差小。

從分層測壓資料可以看出,油層厚,連通性好,導(dǎo)壓能力強,各小層的壓力差異就小,芳33井、衛(wèi)112井區(qū)平均壓差較低,而擴邊井區(qū)芳24井、芳18井、芳5井要偏高些(見表3)。

2.3 進(jìn)一步優(yōu)化注水井調(diào)整方案

注水井調(diào)整的一個重要目的就是通過調(diào)整各注水層段注水量,減小層間及平面的壓力差異?；\統(tǒng)測壓測得的全井壓力值,不能反映出各層段的真實壓力水平,因此水井調(diào)整的針對性不十分明確。而通過分層測壓資料可以清楚地了解各層段的壓力狀況,使水井調(diào)整做到有的放矢。

表3 各井區(qū)壓力差異

表4 衛(wèi)1-3-7井調(diào)整前后分層測壓資料

從表4中可以看出,衛(wèi)1-3-7井偏Ⅳ層段PⅠ7層為全井中最低壓力層段,偏Ⅰ層段PⅠ2層為全井中最高壓力層段,主力吸水層段PⅠ5油層壓力17.32MPa,層間壓力相差6.46MPa。從連通關(guān)系分析PⅠ2、PⅠ41～PⅠ42油層壓力高原因是連通層單一,泄壓點少,油層蹩壓。PⅠ5層是全井組主要注水層多向連通且層段發(fā)育較好,注水驅(qū)動好,油層壓力中等。PⅠ7層連通油井為同層連通且厚度較大,油層壓力較低。于2013年10月對偏Ⅰ、Ⅱ段下調(diào)配注量由15m3下調(diào)至10m3,偏Ⅲ保持不變,偏Ⅳ層段上調(diào)配注由10m3上調(diào)至15m3,為低壓層補充能量,減少層間壓力差異。從調(diào)后分層測壓資料可以明顯看出,層間差異縮小,同時連通油井含水下降產(chǎn)液層數(shù)增加。

2.4 可為注水井措施增注提供依據(jù)

根據(jù)分層試井曲線形態(tài) (見圖1),計算參數(shù)判斷油層完善程度,再根據(jù)分層壓力分析注采平衡狀況,可以提高注水井增注措施的準(zhǔn)確性,減少低效或無效井。

圖1 芳3-斜20井生產(chǎn)曲線

如芳3-斜20井,從2012年12月份后吸水能力變差,注入壓力由16.2MPa上升至17.8MPa,配注15m3,日實注由15m3下降至11m3。從分層測壓資料來看,多個層段的曲線沒有出現(xiàn)直段,偏I(xiàn)I段表皮系數(shù)由-3.89上升為10.156,分析認(rèn)為,該井吸水變差是因油層污染造成的。因此對該井在2013年06月采取酸化增注措施,措施后注水壓力由17.8MPa下降至14.5MPa,日實注上升到20m3。并且措施后各層段注水均達(dá)到方案要求,明顯見到措施效果。

2.5 為油井挖潛提供依據(jù)

地層壓力是判斷油井是否受到注水效果,選擇合理壓裂時機的重要依據(jù)。目前壓裂井選擇主要依據(jù)所測得的全井地層壓力,有了分層測壓資料,再結(jié)合剩余油測井資料或產(chǎn)出剖面,使壓裂層位的確定由定性分析、經(jīng)驗判斷發(fā)展為定量選擇,對油井壓力高的層段進(jìn)行壓裂。但是從目前油田監(jiān)測情況看,油井無法實現(xiàn)分層測壓,監(jiān)測資料過于單一。

3 認(rèn)識與結(jié)論

1)油層壓力是評價油層潛力的一個重要指標(biāo),一口井的平均地層壓力很難反映該井中的各小層的潛力。搞清小層壓力后,針對油層潛力方向及高、低壓層,配合單井小層的完善程度計算,有針對性地對低油層進(jìn)行措施前的培養(yǎng),提高油層措施準(zhǔn)確性,改善油層的開發(fā)效果,使各小層壓力保持在合理水平。

2)分層測壓對研究注采關(guān)系不平衡的井區(qū)、井層有較直觀可視的效果,以便采取相應(yīng)的措施,對水井及時調(diào)整,完善注采關(guān)系。

3)分析油層壓力分布是制定下一步開發(fā)方案和指標(biāo)的基礎(chǔ)。分層壓力資料可以真實地反映出單井、單井對應(yīng)某單元內(nèi)的壓力變化情況,對開發(fā)方案的制定具有指導(dǎo)意義。

4)通過分層測壓可知縱向上不同油層之間壓力差異,采取有針對性進(jìn)行調(diào)整,如對高壓層進(jìn)行補孔、壓裂、酸化放壓,對低壓層進(jìn)行增加注水等,減少層間的差異,降低壓力的非均衡性,預(yù)防套管的損壞。

[1]董憲章.壓力恢復(fù)曲線在油氣田開發(fā)中的應(yīng)用[M].北京:石油工業(yè)出版社,1976.

[2]趙秀娟,錢志鑫,程云霞.分層段壓力監(jiān)測系統(tǒng)在大慶油田中的應(yīng)用[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2002,21(3):58-60.

[編輯] 洪云飛

TE353

A

1673-1409(2014)20-0096-03

2014-03-01

趙海英(1980-),女,助理工程師,現(xiàn)主要從事油田油藏分析方面的研究工作。