大庆油田萨尔图中区西部合理地层压力研究

刘音颂，姚尚空，杨二龙

（东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318）

在油田开发过程中，地层压力的大小代表了地层能量的高低，将原油驱替到井底必须有足够的能量，才能使油井具有产量。油田多年的开发实践表明，油层压力必须保持在原始压力附近，油田才会持续高产、稳产。如果油层压力保持在原始压力水平，与油井连通的注水井地层压力将远高于原始地层压力，很容易引起套管损坏[1-2]。如果地层压力保持过低，能量不足，会使原油脱气，导致产量下降，采收率降低；如果地层压力保持过高，注入水驱替困难，影响油田的开发。因此确定合理地层压力保持程度对于改善开发效果，提高开发效益具有重要意义[3]。

国内外学者对地层压力的测定做了很多的研究，H.C.Slider[4-5]提出了一种与Horner常规试井分析方法不同的压力恢复分析方法，基于因关井而产生的负速率效应引起的石油压力变化，利用关井前压力随时间的变化,避免了对孔隙和压缩性的独立评价，给出了简单的数学表达式，计算了压力值，该方法只适用于生产时间足够长、处于伪稳态或稳定流状态的油井。罗承建等[6-7]利用物质平衡方程和水驱特征曲线方法，并结合实际油田给出的应用结果，建立了地层压力保持水平及产液量和含水率之间的定量关系公式，证明了该方法具有一定的实用价值，给出了地层压力保持水平数值。郭粉转等[8]利用采油工艺基本原理与油水间相渗关系，建立了含水率、启动压力影响因子与合理地层压力之间的联系，确定了合理地层压力保持水平值，该方法不适用于低渗透特高含水期。目前确定合理地层压力方法有经验公式法[9]、注采平衡法等，这些方法只能得出地层压力保持的大致范围，想要获取具体数值需要通过其它方法辅助。相关文献多从经验、采油工艺、注采井数比等单一角度来确定注水砂岩油藏合理地层压力保持水平[10-11]，但对于特高含水期的油藏研究比较少，已有的方法都未综合考虑不同黏度、采出程度、气油比对合理地层压力的影响。本文综合考虑这些影响因素，给出了中区西部合理地层压力的确定方法，即根据3种方法所计算出的结果相互对照、相互补充，取其平均值，提高了结果的准确性，易于确定萨尔图中区西部合理地层压力。

1 区块概述

中区西部在萨尔图背斜构造中部，萨、葡、高油层组绝大部分断层北西向展布，纵向上有明显的继承性，萨、葡油层组发育19条断层，其中6条主断层贯穿整个萨、葡油层顶底，2条贯穿萨尔图油层，11条贯穿葡萄花油层；高台子油层组发育14条断层，绝大部分断层北西向展布，纵向上有明显的继承性，其中7条主断层贯穿萨、葡油层顶底。

目标区块的含油面积为9.04 km2，垂向上可分为10个油层组、161个沉积单元，地层条件下原油的平均密度为0.86 g/cm3，体积系数为1.119。萨尔图油层原始地层压力为10.29 MPa，萨、葡油层组有19条断层，高台子油层组有14条断层，葡萄花油层原始地层压力为11.73 MPa，萨、葡油层饱和压力为8.9 MPa，高台子油层原始地层压力为11.51 MPa，饱和压力为9.7 MPa。中区西部1960年开始投产，对于萨、葡两套层系，采用行列切割式布井。根据现场实际资料，绘制了中区西部各个时间段的压力，萨、葡油层的压力基本保持在8.0～9.5 MPa，高台子油层的压力保持在9.0～10.5 MPa（见图1）。

图1 地层压力与时间的关系Fig.1 The relationship of formation pressure and time

2 合理压力研究

2.1 物质平衡法

物质平衡方程是根据物质守恒原理，即油藏采出的流体量与油藏地下剩余的流体量之和必须与油藏原始的流体量相等，通过体积平衡推导。采出程度也叫目前采收率，注水井驱替到某一时刻的采出程度（R），可以表示为：

式中，Soi为原始压力下的含油饱和度，%；Boi为原始压力下的原油体积系数，m3/m3；Bo为目前压力下的原油体积系数，m3/m3；So为目前压力下的含油饱和度，%。

将极限含水率（含水率98%）下的水驱程度定义为目前水驱采收率，从式（1）可看出，当注水开发水驱油藏达到经济极限含水率时，采收率的主要影响因素为油藏剩余油饱和度与原油体积系数。随着地层压力不断变化，溶解气的分离程度也不断变化，从而引起原油黏度的变化，导致剩余油饱和度与原油体积系数一直变化。

当萨、葡油层地层压力等于饱和压力时，原油黏度最低为9.5 mPa·s；当地层压力高于饱和压力时，随着地层压力的增加，原油黏度缓慢增加。当高台子油层地层压力等于饱和压力时，原油黏度最低为9.4 mPa·s；当地层压力高于饱和压力时，随着地层压力的增加，原油黏度缓慢增加（见图2）。

根据目标油田的注水开发状况，把油水渗流近似为稳定流，用分流方程就可以将含水率表示为：

式中，μw、μo分别为水、油黏度；kro、krw分别为水、油渗透率。

由此可以得到含水率达到极限含水率时，油水相对渗透率比值与原油黏度的关系为：

图2 原油黏度和压力的关系Fig.2 Relation between crude oil viscosity and pressure

在极限含水率下，油水相对渗透率曲线与原油黏度呈正相关。结合式（3），可以得到萨、葡油田剩余油饱和度随原油黏度的变化。当原油黏度增大时，在极限含水率情况下的剩余油饱和度也随之增大（见图3）。

结合大庆油田中区西部高压物性资料，得出了原油体积系数与油层压力关系为：

式中，P为油层压力，Pb为饱和压力。

再根据式（1）—（4），计算地层压力与含水率达到98%时的采收率。随着压力不断变化，采收率曲线趋势基本一致，当地层压力在饱和压力附近时，采收率达到最大。因此萨、葡油层合理的地层压力为9.07 MPa，高台子油层合理地层压力为10.12 MPa（见图 4）。

图3 不同油水相对渗透率下剩余油饱和度与原油黏度的关系Fig.3 Relationship between residual oil saturation and crude oil viscosity under different relative permeability

图4 不同渗透率下地层压力对采收率的影响Fig.4 The effect of formation pressure on oil recovery at different permeability

2.2 气油比动态资料分析法

动态资料分析法是根据油田详细的生产资料，建立气油比与地层压力关系的一种方法。当气油比变化比较大时，表明地层采油井周围大面积脱气[11]，原油黏度升高，流动性差，造成采油井驱替出的产量低，从而降低了原油的采收率。在采油井脱气期间，会存在一个临界压力，当地层压力小于这个临界压力时，气油比会急剧升高，引起产量变化，这个临界压力即为合理地层压力。根据现场实际生产数据，再结合萨、葡、高地层压力和生产气油比资料，最终绘制出散点图，找出了拐点所对应的压力（见图5）。通过此方法，得出了中区西部萨、葡油层的合理地层压力为9.24 MPa，高台子油层的合理压力为10.14 MPa。

图5 气油比与地层压力的关系Fig.5 The relationship of gas-oil ratio and formation pressure

2.3 数值模拟法

首先对大庆油田中区西部的地质进行建模，然后将地质模型数据导入到数模软件中，采用三维三相黑油模型，初始状态设为油气两相，建立了中区西部SⅡ油层模型，采用角点网格建模，全隐式求解，最后进行数值模拟计算。其中x方向网格数156，y方向网格数241，纵向上4个模拟层，网格平均步长20 m，有效网格数90 160个。采用五点法布置100口生产井，100口注水井，注采井数比为1，注采井距250 m（见图6）。

图6 中区西部沉积相模型Fig.6 Sedimentary facies model in the west of central area

对于中区西部萨、葡二类油层，通过数值模拟方法，设计地层压力分别保持在 5.5、6.5、7.5、8.5、9.5、10.5 MPa。对于高台子油层，通过数值模拟，设计地层压力分别保持在 7.5、8.5、9.5、10.0、10.5、11.0 MPa。通过3组方案使地层压力保持在不同水平，绘制出地层压力和采收率的关系曲线（见图7）。

图7 地层压力与采收率的影响Fig.7 Theeffectofformation pressureand recovery rate

由图7可知，改变地层压力之后，三组方案中的采收率曲线趋势基本一致，即不管是定注入井流压方案，还是定油井液压方案，还是定注采压差方案，采收率的形态大体一致，且当地层压力在饱和压力和原始地层压力之间时，产量最大，采收率最高。结果表明，萨、葡油层地层压力保持在9.01 MPa左右时，高台子油层地层压力保持在10.11 MPa左右时，油田的采收率达到最大。

2.4 对比分析

合理的地层压力，对油藏后期的注水开发效果具有很大的影响。地层压力过高引起能量损耗、套管损坏、注入水沿着相对高渗层窜流程度增加等问题；压力过低，地层能量不足又会引起脱气、采液速度不合理等问题。因此，对于注水开发补充能量的储层，保持地层压力在合理区间至关重要。针对中区西部特定的物性参数条件，运用3种方法，分别计算了萨、葡、高油层合理地层压力。对比结果表明，物质平衡法和动态资料分析法所计算的结果，取决于动态数据的准确性；动态资料分析法所计算的结果偏高；用物质平衡法和数值模拟法分析所得出的结果接近，可以为萨尔图中区西部油田的生产提供指导。为了满足工程需要，根据这3种方法所计算的结果，取三者的平均值，从而得出了萨、葡油层合理地层压力为9.11 MPa，高台子油层合理地层压力为10.12 MPa。

3 结 论

(1)介绍了3种方法考察渗透率、黏度、溶解气对地层压力的影响变化，建立了不同渗透率下剩余油饱和度与原油黏度的关系曲线，得出了合理地层压力在饱和压力附近时，产量最高，采收率最大，注水开发效果最好。

(2)物质平衡法依赖的地质资料较少，能避免某些复杂地质因素给计算结果带来的困难，同时考虑了溶解气油比，计算的合理地层压力值与数值模拟的结果相近，可以用来指导高含水期油藏的注水后期开发。

(3)萨、葡油层的合理地层压力为9.11 MPa，高台子合理地层压力为10.12 MPa，萨、葡、高油层保持合理的地层压力后，油田取得了很好的开发效益，为后期油田的开发调整提供了借鉴。