分层测压资料在油田开发中的应用

2014-06-27赵海英中石油大庆油田有限责任公司第八采油厂第二油矿技术队黑龙江大庆163511

长江大学学报(自科版) 2014年20期

赵海英 (中石油大庆油田有限责任公司第八采油厂第二油矿技术队,黑龙江大庆 163511)

分层测压资料在油田开发中的应用

赵海英 (中石油大庆油田有限责任公司第八采油厂第二油矿技术队,黑龙江大庆 163511)

随着油田开采对象逐渐向差油层转变,现有的笼统测压资料不能满足于油田开发的需要,制约了各种措施的增产效果。分层段压力资料可反映出不同油层的真实压力水平,是了解油田开发过程中油田分层系统动态变化的有效手段,是确定分层调整措施的根本条件。为正确评价油田各类油层的潜力,制定合理的开发政策,必须加强分层测压资料在油田开发中应用。通过分层测压资料在油田开发中应用实例,总结分层测压资料在油田开发中的认识,采取有针对性进行调整,如对高压层进行补孔、压裂、酸化放压,对低压层进行增加注水等,减少层间的差异,降低压力的非均衡性,预防套管的损坏。为油田的各种增产增注措施的提供理论依据和实践经验。

分层测压;分布特点;现场应用

油层压力是反映油藏驱油能量大小及其开发状态的指标,是油田开发采取各种挖潜措施的重要依据。怎样控制好油层平面和层间的压力系统的关系,对油田的开发起着举足轻重的作用。

外围低渗透注水开发的油田,现有的笼统测压资料已经不能提供准确的分层压力资料,无法有效地指导各种措施的实施,制约了各种措施的增产效果,不能满足于油田开发的需要。分层段压力资料可反映出不同油层的真实压力水平,是了解油田开发过程中油田分层系统动态变化的有效手段,是确定分层调整措施的根本条件[1]。在油田生产中受生产任务、成本和油水井自身井况的变化的影响,油层分层压力资料显得弥足珍贵,因此必须加强分层测压资料在油田开发中的应用,不断提高认识,为正确评价油田各类油层的潜力,制定合理的开发政策,为油田的各种增产增注措施提供理论依据和实践经验。

1 分层测压工艺原理

1)利用封隔器将油层按照地质开发的需要,综合考虑油层发育、管柱工艺以及作业施工等方面的因素分成若干油层段或层段。当带测试密封段的测试仪坐到偏心孔后,对准测试密封段2组皮碗之间的中心管进液孔,测试密封段内的压力、流量等参数。该技术基本可以应用于分层注水管柱。对于水井,分层段测压的油层段可以和分层注水层段相结合,节约分层段测压的费用,保证原注采关系。

2)抽油井分层测试管柱是符合生产要求现状的分层测试与生产配套管柱,基本原理是将目前的分层测试管柱的工艺和生产中的偏心井口配合,将抽油管柱和分层测试管柱分离,采用小直径测试仪器通过偏心井口下入井筒,绕过泵体 (抽油管柱),经过反向喇叭口进入分层测试管柱,达到分层段测压的目的[2]。

2 应用

2.1 了解不同类型油层的压力水平

通过分层测压资料,可反映出不同油层的真实压力水平,联系周围油井开发实际与水井配合分析,为油田开发采取各种挖潜措施的重要依据。

从表1可以看出,合测压力为12.03MPa,而层段中PⅠ4～PⅠ5层段为13.05MPa,比合测压力要高1.02MPa,并且全井中最高压力与最低压力相差2.22MPa,说明分层测压才能真正反映出不同油层的真实压力水平。

统计2013年8口井的分层测压资料(见表2),每口井最高压力层与最低压力层的平均压差为1.19MPa,最大的压差为2.95MPa,最小的压差为0.05MPa。平均压力较高油层为PⅠ7～PⅠ9层及PⅠ1～PⅠ2层,平均压力较低油层为PⅠ3～PⅠ4层。其中芳33井区油层压力低于其他4个井区。

表1 卫1-2-6井分层测压结果

表2 卫11区块注水井分层测压情况对比

2.2 了解不同类型油层的压力分布特点

1)动用状况最好的油层压力较低,动用程度低油层压力较高。统计8口注水井,主力注水层PⅠ3～PⅠ6平均压力为14.87～16.48MPa,非主力注水层段PⅠ1～PⅠ2及PⅠ7～PⅠ9的平均压力为18.97～19.61MPa,非主力注水层段压力要高于主力注水层段压力3.23MPa。

通过统计同一区块不同注水井的各层厚度、吸水厚度、未吸水厚度及厚度百分比变化,分析水驱动用状况最好的是PⅠ3～PⅠ5层,其次是PⅠ2、PⅠ7层,PⅠ1、PⅠ6、PⅠ8～PⅠ9层最差。结合吸水剖面图及连通情况确定PⅠ2～PⅠ5为主力油层,层段厚度大,且砂体发育连续,连通关系好。PⅠ6～PⅠ7层为油水过渡层,PⅠ8～PⅠ9层多为同层和水层,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层水驱效果最差是由于部分井在该层缺失,连通关系变差。而测压资料表明动用状况最好的油层压力较低,动用程度低油层压力较高。油层压力高层PⅠ1、PⅠ6、PⅠ8～PⅠ9层未吸水比较高,富含剩余油,后期调整中应加强各注水井PⅠ1、PⅠ6层平面调整,结合生产实际对油井PⅠ7～PⅠ9同层及水层实施挖潜,减少注水井PⅠ7～PⅠ9层无效注水,降低油层注水压差。而对主力注水层段PⅠ2～PⅠ4层段应加强注水层段调整,控制油井含水上升[2]。

2)从不同沉积相类型油层的压力分布特点来看,发育均匀的油层,渗透性好,连通性好的油层压差小,连续性资料对比变化不大,反之压差大,变化大。

从钻遇砂体发育状况看,卫星油田共划分为12个沉积单元,属三角洲内前缘亚相沉积,河道砂比较发育,全区钻遇河道砂有效厚度为1146m,占总有效厚度的89.3%。从小层发育条件看PⅠ3、PⅠ41、PⅠ52、PⅠ6、PⅠ7钻遇河道砂比例较高,厚度大、砂体连片性好为主力油层。PⅠ1～PⅠ2、PⅠ8、PⅠ9钻遇非主体河间砂比例较高,砂体连片性较差,厚度较小。

分流河道砂储层钻遇率占64.2%左右,砂体规模和厚度比较大,渗透性,连通性较好,压力传导性能强,层间及平面压力差异较小。PⅠ52沉积单元:以三角洲内前缘相沉积为主,砂体呈枝状、网状、小片状延展,砂体连续性较好,厚度大,渗透率高,连通性好,层间压差较小,从2012年2013年2次测压资料来看,2个层间压力差异分别为1.05MPa和1.44MPa。

非主体河间砂储层钻遇率占25%左右,主要分布于PⅠ1～PⅠ2、PⅠ51层在主体带和非主体带仍表现出一定的条带方向性,平面非均质严重,且渗透率极差,压力传导能力差,压力分布很不均衡。如PⅠ2层,注水井最高压力16.58MPa,最低压力为9.45MPa。

主体河间砂储层钻遇率占10.1%左右,主要分布于PⅠ7～PⅠ9层,油层的渗透性和连通性介于上述2种之间,分层测压结果表明这类油层整体压力水平较高。

3)各层发育差异大,各层间压力差大,矛盾突出,反之,各层发育差异小,则各层间压力差小。

从分层测压资料可以看出,油层厚,连通性好,导压能力强,各小层的压力差异就小,芳33井、卫112井区平均压差较低,而扩边井区芳24井、芳18井、芳5井要偏高些(见表3)。

2.3 进一步优化注水井调整方案

注水井调整的一个重要目的就是通过调整各注水层段注水量,减小层间及平面的压力差异。笼统测压测得的全井压力值,不能反映出各层段的真实压力水平,因此水井调整的针对性不十分明确。而通过分层测压资料可以清楚地了解各层段的压力状况,使水井调整做到有的放矢。

表3 各井区压力差异

表4 卫1-3-7井调整前后分层测压资料

从表4中可以看出,卫1-3-7井偏Ⅳ层段PⅠ7层为全井中最低压力层段,偏Ⅰ层段PⅠ2层为全井中最高压力层段,主力吸水层段PⅠ5油层压力17.32MPa,层间压力相差6.46MPa。从连通关系分析PⅠ2、PⅠ41～PⅠ42油层压力高原因是连通层单一,泄压点少,油层蹩压。PⅠ5层是全井组主要注水层多向连通且层段发育较好,注水驱动好,油层压力中等。PⅠ7层连通油井为同层连通且厚度较大,油层压力较低。于2013年10月对偏Ⅰ、Ⅱ段下调配注量由15m3下调至10m3,偏Ⅲ保持不变,偏Ⅳ层段上调配注由10m3上调至15m3,为低压层补充能量,减少层间压力差异。从调后分层测压资料可以明显看出,层间差异缩小,同时连通油井含水下降产液层数增加。

2.4 可为注水井措施增注提供依据

根据分层试井曲线形态 (见图1),计算参数判断油层完善程度,再根据分层压力分析注采平衡状况,可以提高注水井增注措施的准确性,减少低效或无效井。

图1 芳3-斜20井生产曲线

如芳3-斜20井,从2012年12月份后吸水能力变差,注入压力由16.2MPa上升至17.8MPa,配注15m3,日实注由15m3下降至11m3。从分层测压资料来看,多个层段的曲线没有出现直段,偏II段表皮系数由-3.89上升为10.156,分析认为,该井吸水变差是因油层污染造成的。因此对该井在2013年06月采取酸化增注措施,措施后注水压力由17.8MPa下降至14.5MPa,日实注上升到20m3。并且措施后各层段注水均达到方案要求,明显见到措施效果。

2.5 为油井挖潜提供依据

地层压力是判断油井是否受到注水效果,选择合理压裂时机的重要依据。目前压裂井选择主要依据所测得的全井地层压力,有了分层测压资料,再结合剩余油测井资料或产出剖面,使压裂层位的确定由定性分析、经验判断发展为定量选择,对油井压力高的层段进行压裂。但是从目前油田监测情况看,油井无法实现分层测压,监测资料过于单一。