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，結合數值模擬分析研究，認為館陶組合理地層壓力保持水平應為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具有重要的指導意義。

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，又要保證較長的穩產期，還要不影響總體開發效果。海上埕島油田原方案設計地層壓力保持在飽和壓力附近時開發效果最好，但實際開發中由于油井井底附近地層壓力低于飽和壓力，近井地帶出現油、氣、水三相滲流［2］，導致油井液量較低、提液困難、作業過程中漏失嚴重、產量恢復慢等問題比較突出，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值模擬方法，對埕島館陶組油藏合理地層壓力保持水平進行了研究。

1 油藏實際資料分析

根據埕島油田館陶組油藏實際動態和監測資料繪制了關系圖版，從生產壓差采液指數關系曲線看（圖1），當生產壓差大于2 MPa時，每米采液指數均比較低，從一定程度說明單純依靠提高生產壓差來提高液量并不可行；從流壓－日產液關系曲線看，流壓低于9 MPa時，產量呈明顯的下降趨勢。綜合分析認為：如果生產壓差過大，流壓過低，會造成井底附近地層脫氣嚴重，原油粘度增大，有效滲透率降低（圖2），導致產能降低，如埕北25A－9井，2001年測試地層壓力10.59 MPa，生產壓差1.88 MPa，有效滲透率555×10－3μm2，日產油量67.6 t，每米采油指數1.19 t／（d·MPa·m），2003年測試地層壓力9.58 MPa，生產壓差5.37 MPa，有效滲透率118×10－3μm2，日產油量22 t，每米采油指數為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－生產壓差關系曲線

圖2 油井試井解釋有效滲透率－時間變化曲線

2數值模擬研究

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變化，網格數100×1×1，厚度20m，設計了35個方案，計算不同條件下的開發效果來研究單井生產機理問題，找出地層壓力、井底流壓和生產壓差與單井產量的關系。計算過程中定義地層壓力13MPa，生產壓差1MPa時的無因次采液指數為1，未考慮含水及泵效的影響，最低井底流壓定為5MPa。

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

圖3 無因次產液量和生產壓差關系曲線

國內外油田開發實際也證明了這一點。如大港馬西油田，當流壓降至泡點壓力39 MPa以下25 MPa以上時，隨著流壓的降低，生產壓差的放大，無因次采油指數基本不變，但當流壓降至25MPa以下時，無因次采油指數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上，選擇有代表性的埕北11－22－25井區進行數值模擬研究，對合理地層壓力保持水平進行了進一步優化。模型區包括15個開發井組83口井，動用含油面積20.6 km2，地質儲量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、采出程度幾項指標最好。

表1 埕北11－22－25井區不同壓力保持開發指標預測

3 礦場試驗效果

根據上述研究成果，2005年起在注采對應完善、地層壓力保持水平11.5MPa的埕北11－22－25井區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，平均單井日產液量由58.9t提高到95.6t，平均單井日產油量由17.2t提高到28.4t，綜合含水由70.8%下降為70.3%，生產壓差由0.88MPa提高到1.70MPa，采液指數由2.88提高到5.35達到了放大壓差提液的目的。

4 結論和建議

（1）研究結果及礦場試驗表明，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，顯然不符合恢復地層能量的要求，下步應研究確定合理的恢復注采比，并盡快實施。

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

［2］ 孫欣華.溫五區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，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年畢業于石油大學（華東）采油工程專業，現從事海上油氣田開發動態工作。

李金華