埕岛油田馆陶组油藏合理地层压力研究

牛明超

（中国石化胜利油田分公司，山东东营 257237）

埕岛油田馆陶组油藏合理地层压力研究

牛明超

（中国石化胜利油田分公司，山东东营 257237）

从埕岛油田馆陶组油藏实际资料出发，结合数值模拟分析研究，认为馆陶组合理地层压力保持水平应为11.5 MPa左右，矿场试验也证明了这一点，对馆陶组油藏下步注水开发具有重要的指导意义。

埕岛油田；馆陶组；合理地层压力；合理流压

埕岛油田馆陶组油藏为河流相沉积的高渗透、高饱和、疏松砂岩层状岩性稠油油藏［1］，储层物性好，平均孔隙度31.3%，平均空气渗透率2504×10－3μm2，碳酸盐含量1.2%，泥质含量7.6%，地下原油密度0.893 g／cm3，粘度50.4 mPa·s，原始地层压力13.5 MPa，饱和压力10.1 MPa，地饱压差3.4 MPa。目前馆陶组地层压力水平10.5 MPa，生产压差1.5 MPa左右。

油井的合理压力保持水平既要满足油田采油速度的要求，又要保证较长的稳产期，还要不影响总体开发效果。海上埕岛油田原方案设计地层压力保持在饱和压力附近时开发效果最好，但实际开发中由于油井井底附近地层压力低于饱和压力，近井地带出现油、气、水三相渗流［2］，导致油井液量较低、提液困难、作业过程中漏失严重、产量恢复慢等问题比较突出，地层压力保持在饱和压力附近并不合理。

本文利用试井资料分析和数值模拟方法，对埕岛馆陶组油藏合理地层压力保持水平进行了研究。

1 油藏实际资料分析

根据埕岛油田馆陶组油藏实际动态和监测资料绘制了关系图版，从生产压差采液指数关系曲线看（图1），当生产压差大于2 MPa时，每米采液指数均比较低，从一定程度说明单纯依靠提高生产压差来提高液量并不可行；从流压－日产液关系曲线看，流压低于9 MPa时，产量呈明显的下降趋势。综合分析认为：如果生产压差过大，流压过低，会造成井底附近地层脱气严重，原油粘度增大，有效渗透率降低（图2），导致产能降低，如埕北25A－9井，2001年测试地层压力10.59 MPa，生产压差1.88 MPa，有效渗透率555×10－3μm2，日产油量67.6 t，每米采油指数1.19 t／（d·MPa·m），2003年测试地层压力9.58 MPa，生产压差5.37 MPa，有效渗透率118×10－3μm2，日产油量22 t，每米采油指数为0.14 t／（d·MPa·m）。实际资料分析表明，合理油井流压保持水平10 MPa左右，若生产压差按1.5 MPa考虑，则地层压力需保持在11.5 MPa左右，即略高于地层饱和压力。

图1 油井采液指数－生产压差关系曲线

图2 油井试井解释有效渗透率－时间变化曲线

2数值模拟研究

2.1 单井理论模型研究

利用馆陶组油藏的实际资料，设计了一个单井径向模型来研究不同压力状况下的无因次采液指数变化，网格数100×1×1，厚度20m，设计了35个方案，计算不同条件下的开发效果来研究单井生产机理问题，找出地层压力、井底流压和生产压差与单井产量的关系。计算过程中定义地层压力13MPa，生产压差1MPa时的无因次采液指数为1，未考虑含水及泵效的影响，最低井底流压定为5MPa。

计算结果（图3）表明，在相同的地层压力条件时，当井底流压高于泡点压力时，随着生产压差的放大，油井无因次采液指数呈直线上升，但当井底流压低于泡点压力时，随着生产压差的放大，上升趋势变缓，甚至开始出现下降。如果地层压力已经等于或低于泡点压力，油井无因次采液指数与生产压差已不存在线性关系，简单放大生产压差对增加单井产液量的作用已非常有限，甚至会起到负作用。目前工艺水平下油井实际生产压差为1.5～2.0MPa，地层压力保持在11～12MPa比较合适；地层压力低于11MPa，无因次采液指数下降较大，尤其是低于9MPa，呈急剧下降状态；地层压力高于12MPa，无因次采液指数没有增加。

图3 无因次产液量和生产压差关系曲线

国内外油田开发实际也证明了这一点。如大港马西油田，当流压降至泡点压力39 MPa以下25 MPa以上时，随着流压的降低，生产压差的放大，无因次采油指数基本不变，但当流压降至25MPa以下时，无因次采油指数随流压的下降而急剧下降［3］。

2.2 大模型研究

在单井径向模型对影响机理及影响程度研究的基础上，选择有代表性的埕北11－22－25井区进行数值模拟研究，对合理地层压力保持水平进行了进一步优化。模型区包括15个开发井组83口井，动用含油面积20.6 km2，地质储量7182×104t，平均孔隙度31.5%，平均空气渗透率2613×10－3μm2，地下原油粘度41 mPa·s，具有代表性。设计地层压力分别保持在10.5 MPa、11.5 MPa、12.5 MPa、13.5 MPa（原始地层压力），研究结果表明（表1），地层压力保持在11.5MPa比较合理，累油、累水、累注、含水、采出程度几项指标最好。

表1 埕北11－22－25井区不同压力保持开发指标预测

3 矿场试验效果

根据上述研究成果，2005年起在注采对应完善、地层压力保持水平11.5MPa的埕北11－22－25井区开始了提液试验并取得成功。至今共实施17口井，提液前后对比，平均电泵排量由65.3m3／d提升至114.7m3／d，平均单井日产液量由58.9t提高到95.6t，平均单井日产油量由17.2t提高到28.4t，综合含水由70.8%下降为70.3%，生产压差由0.88MPa提高到1.70MPa，采液指数由2.88提高到5.35达到了放大压差提液的目的。

4 结论和建议

（1）研究结果及矿场试验表明，埕岛馆陶组合理地层压力保持水平为11.5MPa左右。

（2）目前馆陶组地层压力10.5MPa，低于合理地层压力保持水平，井组注采比0.9左右，显然不符合恢复地层能量的要求，下步应研究确定合理的恢复注采比，并尽快实施。

［1］ 高喜龙，杨鹏飞，纪玉民.埕岛油田油气藏类型及成藏模式［J］.中国海上油气（地质），2000，14（2）：104－107.

［2］ 孙欣华.温五区自喷流压下限地层压力保持研究［J］.特种油气藏，2006，13（4）：65－68.

［3］ 林玉秋，王树华.采油井合理流动压力的界限［J］.石油勘探与开发，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，高级工程师，1976年生，1997年毕业于石油大学（华东）采油工程专业，现从事海上油气田开发动态工作。

李金华