大慶油田薩爾圖中區(qū)西部合理地層壓力研究

劉音頌，姚尚空，楊二龍

（東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶163318）

在油田開發(fā)過程中，地層壓力的大小代表了地層能量的高低，將原油驅(qū)替到井底必須有足夠的能量，才能使油井具有產(chǎn)量。油田多年的開發(fā)實(shí)踐表明，油層壓力必須保持在原始壓力附近，油田才會持續(xù)高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)。如果油層壓力保持在原始壓力水平，與油井連通的注水井地層壓力將遠(yuǎn)高于原始地層壓力，很容易引起套管損壞[1-2]。如果地層壓力保持過低，能量不足，會使原油脫氣，導(dǎo)致產(chǎn)量下降，采收率降低；如果地層壓力保持過高，注入水驅(qū)替困難，影響油田的開發(fā)。因此確定合理地層壓力保持程度對于改善開發(fā)效果，提高開發(fā)效益具有重要意義[3]。

國內(nèi)外學(xué)者對地層壓力的測定做了很多的研究，H.C.Slider[4-5]提出了一種與Horner常規(guī)試井分析方法不同的壓力恢復(fù)分析方法，基于因關(guān)井而產(chǎn)生的負(fù)速率效應(yīng)引起的石油壓力變化，利用關(guān)井前壓力隨時間的變化,避免了對孔隙和壓縮性的獨(dú)立評價，給出了簡單的數(shù)學(xué)表達(dá)式，計(jì)算了壓力值，該方法只適用于生產(chǎn)時間足夠長、處于偽穩(wěn)態(tài)或穩(wěn)定流狀態(tài)的油井。羅承建等[6-7]利用物質(zhì)平衡方程和水驅(qū)特征曲線方法，并結(jié)合實(shí)際油田給出的應(yīng)用結(jié)果，建立了地層壓力保持水平及產(chǎn)液量和含水率之間的定量關(guān)系公式，證明了該方法具有一定的實(shí)用價值，給出了地層壓力保持水平數(shù)值。郭粉轉(zhuǎn)等[8]利用采油工藝基本原理與油水間相滲關(guān)系，建立了含水率、啟動壓力影響因子與合理地層壓力之間的聯(lián)系，確定了合理地層壓力保持水平值，該方法不適用于低滲透特高含水期。目前確定合理地層壓力方法有經(jīng)驗(yàn)公式法[9]、注采平衡法等，這些方法只能得出地層壓力保持的大致范圍，想要獲取具體數(shù)值需要通過其它方法輔助。相關(guān)文獻(xiàn)多從經(jīng)驗(yàn)、采油工藝、注采井?dāng)?shù)比等單一角度來確定注水砂巖油藏合理地層壓力保持水平[10-11]，但對于特高含水期的油藏研究比較少，已有的方法都未綜合考慮不同黏度、采出程度、氣油比對合理地層壓力的影響。本文綜合考慮這些影響因素，給出了中區(qū)西部合理地層壓力的確定方法，即根據(jù)3種方法所計(jì)算出的結(jié)果相互對照、相互補(bǔ)充，取其平均值，提高了結(jié)果的準(zhǔn)確性，易于確定薩爾圖中區(qū)西部合理地層壓力。

1 區(qū)塊概述

中區(qū)西部在薩爾圖背斜構(gòu)造中部，薩、葡、高油層組絕大部分?jǐn)鄬颖蔽飨蛘共?，縱向上有明顯的繼承性，薩、葡油層組發(fā)育19條斷層，其中6條主斷層貫穿整個薩、葡油層頂?shù)祝?條貫穿薩爾圖油層，11條貫穿葡萄花油層；高臺子油層組發(fā)育14條斷層，絕大部分?jǐn)鄬颖蔽飨蛘共?，縱向上有明顯的繼承性，其中7條主斷層貫穿薩、葡油層頂?shù)住?/p>

目標(biāo)區(qū)塊的含油面積為9.04 km2，垂向上可分為10個油層組、161個沉積單元，地層條件下原油的平均密度為0.86 g/cm3，體積系數(shù)為1.119。薩爾圖油層原始地層壓力為10.29 MPa，薩、葡油層組有19條斷層，高臺子油層組有14條斷層，葡萄花油層原始地層壓力為11.73 MPa，薩、葡油層飽和壓力為8.9 MPa，高臺子油層原始地層壓力為11.51 MPa，飽和壓力為9.7 MPa。中區(qū)西部1960年開始投產(chǎn)，對于薩、葡兩套層系，采用行列切割式布井。根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際資料，繪制了中區(qū)西部各個時間段的壓力，薩、葡油層的壓力基本保持在8.0～9.5 MPa，高臺子油層的壓力保持在9.0～10.5 MPa（見圖1）。

圖1 地層壓力與時間的關(guān)系Fig.1 The relationship of formation pressure and time

2 合理壓力研究

2.1 物質(zhì)平衡法

物質(zhì)平衡方程是根據(jù)物質(zhì)守恒原理，即油藏采出的流體量與油藏地下剩余的流體量之和必須與油藏原始的流體量相等，通過體積平衡推導(dǎo)。采出程度也叫目前采收率，注水井驅(qū)替到某一時刻的采出程度（R），可以表示為：

式中，Soi為原始壓力下的含油飽和度，%；Boi為原始壓力下的原油體積系數(shù)，m3/m3；Bo為目前壓力下的原油體積系數(shù)，m3/m3；So為目前壓力下的含油飽和度，%。

將極限含水率（含水率98%）下的水驅(qū)程度定義為目前水驅(qū)采收率，從式（1）可看出，當(dāng)注水開發(fā)水驅(qū)油藏達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限含水率時，采收率的主要影響因素為油藏剩余油飽和度與原油體積系數(shù)。隨著地層壓力不斷變化，溶解氣的分離程度也不斷變化，從而引起原油黏度的變化，導(dǎo)致剩余油飽和度與原油體積系數(shù)一直變化。

當(dāng)薩、葡油層地層壓力等于飽和壓力時，原油黏度最低為9.5 mPa·s；當(dāng)?shù)貙訅毫Ω哂陲柡蛪毫r，隨著地層壓力的增加，原油黏度緩慢增加。當(dāng)高臺子油層地層壓力等于飽和壓力時，原油黏度最低為9.4 mPa·s；當(dāng)?shù)貙訅毫Ω哂陲柡蛪毫r，隨著地層壓力的增加，原油黏度緩慢增加（見圖2）。

根據(jù)目標(biāo)油田的注水開發(fā)狀況，把油水滲流近似為穩(wěn)定流，用分流方程就可以將含水率表示為：

式中，μw、μo分別為水、油黏度；kro、krw分別為水、油滲透率。

由此可以得到含水率達(dá)到極限含水率時，油水相對滲透率比值與原油黏度的關(guān)系為：

圖2 原油黏度和壓力的關(guān)系Fig.2 Relation between crude oil viscosity and pressure

在極限含水率下，油水相對滲透率曲線與原油黏度呈正相關(guān)。結(jié)合式（3），可以得到薩、葡油田剩余油飽和度隨原油黏度的變化。當(dāng)原油黏度增大時，在極限含水率情況下的剩余油飽和度也隨之增大（見圖3）。

結(jié)合大慶油田中區(qū)西部高壓物性資料，得出了原油體積系數(shù)與油層壓力關(guān)系為：

式中，P為油層壓力，Pb為飽和壓力。

再根據(jù)式（1）—（4），計(jì)算地層壓力與含水率達(dá)到98%時的采收率。隨著壓力不斷變化，采收率曲線趨勢基本一致，當(dāng)?shù)貙訅毫υ陲柡蛪毫Ω浇鼤r，采收率達(dá)到最大。因此薩、葡油層合理的地層壓力為9.07 MPa，高臺子油層合理地層壓力為10.12 MPa（見圖 4）。

圖3 不同油水相對滲透率下剩余油飽和度與原油黏度的關(guān)系Fig.3 Relationship between residual oil saturation and crude oil viscosity under different relative permeability

圖4 不同滲透率下地層壓力對采收率的影響Fig.4 The effect of formation pressure on oil recovery at different permeability

2.2 氣油比動態(tài)資料分析法

動態(tài)資料分析法是根據(jù)油田詳細(xì)的生產(chǎn)資料，建立氣油比與地層壓力關(guān)系的一種方法。當(dāng)氣油比變化比較大時，表明地層采油井周圍大面積脫氣[11]，原油黏度升高，流動性差，造成采油井驅(qū)替出的產(chǎn)量低，從而降低了原油的采收率。在采油井脫氣期間，會存在一個臨界壓力，當(dāng)?shù)貙訅毫π∮谶@個臨界壓力時，氣油比會急劇升高，引起產(chǎn)量變化，這個臨界壓力即為合理地層壓力。根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，再結(jié)合薩、葡、高地層壓力和生產(chǎn)氣油比資料，最終繪制出散點(diǎn)圖，找出了拐點(diǎn)所對應(yīng)的壓力（見圖5）。通過此方法，得出了中區(qū)西部薩、葡油層的合理地層壓力為9.24 MPa，高臺子油層的合理壓力為10.14 MPa。

圖5 氣油比與地層壓力的關(guān)系Fig.5 The relationship of gas-oil ratio and formation pressure

2.3 數(shù)值模擬法

首先對大慶油田中區(qū)西部的地質(zhì)進(jìn)行建模，然后將地質(zhì)模型數(shù)據(jù)導(dǎo)入到數(shù)模軟件中，采用三維三相黑油模型，初始狀態(tài)設(shè)為油氣兩相，建立了中區(qū)西部SⅡ油層模型，采用角點(diǎn)網(wǎng)格建模，全隱式求解，最后進(jìn)行數(shù)值模擬計(jì)算。其中x方向網(wǎng)格數(shù)156，y方向網(wǎng)格數(shù)241，縱向上4個模擬層，網(wǎng)格平均步長20 m，有效網(wǎng)格數(shù)90 160個。采用五點(diǎn)法布置100口生產(chǎn)井，100口注水井，注采井?dāng)?shù)比為1，注采井距250 m（見圖6）。

圖6 中區(qū)西部沉積相模型Fig.6 Sedimentary facies model in the west of central area

對于中區(qū)西部薩、葡二類油層，通過數(shù)值模擬方法，設(shè)計(jì)地層壓力分別保持在 5.5、6.5、7.5、8.5、9.5、10.5 MPa。對于高臺子油層，通過數(shù)值模擬，設(shè)計(jì)地層壓力分別保持在 7.5、8.5、9.5、10.0、10.5、11.0 MPa。通過3組方案使地層壓力保持在不同水平，繪制出地層壓力和采收率的關(guān)系曲線（見圖7）。

圖7 地層壓力與采收率的影響Fig.7 Theeffectofformation pressureand recovery rate

由圖7可知，改變地層壓力之后，三組方案中的采收率曲線趨勢基本一致，即不管是定注入井流壓方案，還是定油井液壓方案，還是定注采壓差方案，采收率的形態(tài)大體一致，且當(dāng)?shù)貙訅毫υ陲柡蛪毫驮嫉貙訅毫χg時，產(chǎn)量最大，采收率最高。結(jié)果表明，薩、葡油層地層壓力保持在9.01 MPa左右時，高臺子油層地層壓力保持在10.11 MPa左右時，油田的采收率達(dá)到最大。

2.4 對比分析

合理的地層壓力，對油藏后期的注水開發(fā)效果具有很大的影響。地層壓力過高引起能量損耗、套管損壞、注入水沿著相對高滲層竄流程度增加等問題；壓力過低，地層能量不足又會引起脫氣、采液速度不合理等問題。因此，對于注水開發(fā)補(bǔ)充能量的儲層，保持地層壓力在合理區(qū)間至關(guān)重要。針對中區(qū)西部特定的物性參數(shù)條件，運(yùn)用3種方法，分別計(jì)算了薩、葡、高油層合理地層壓力。對比結(jié)果表明，物質(zhì)平衡法和動態(tài)資料分析法所計(jì)算的結(jié)果，取決于動態(tài)數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性；動態(tài)資料分析法所計(jì)算的結(jié)果偏高；用物質(zhì)平衡法和數(shù)值模擬法分析所得出的結(jié)果接近，可以為薩爾圖中區(qū)西部油田的生產(chǎn)提供指導(dǎo)。為了滿足工程需要，根據(jù)這3種方法所計(jì)算的結(jié)果，取三者的平均值，從而得出了薩、葡油層合理地層壓力為9.11 MPa，高臺子油層合理地層壓力為10.12 MPa。

3 結(jié) 論

(1)介紹了3種方法考察滲透率、黏度、溶解氣對地層壓力的影響變化，建立了不同滲透率下剩余油飽和度與原油黏度的關(guān)系曲線，得出了合理地層壓力在飽和壓力附近時，產(chǎn)量最高，采收率最大，注水開發(fā)效果最好。

(2)物質(zhì)平衡法依賴的地質(zhì)資料較少，能避免某些復(fù)雜地質(zhì)因素給計(jì)算結(jié)果帶來的困難，同時考慮了溶解氣油比，計(jì)算的合理地層壓力值與數(shù)值模擬的結(jié)果相近，可以用來指導(dǎo)高含水期油藏的注水后期開發(fā)。

(3)薩、葡油層的合理地層壓力為9.11 MPa，高臺子合理地層壓力為10.12 MPa，薩、葡、高油層保持合理的地層壓力后，油田取得了很好的開發(fā)效益，為后期油田的開發(fā)調(diào)整提供了借鑒。