分层测压资料在动态分析中的应用

分层测压资料在动态分析中的应用

宋佳璇

大庆油田第三采油厂第二油矿技术工区黑龙江大庆163113

摘要：油田进入高含水开发后期，层间矛盾、层内矛盾和平面矛盾突出。在动态分析过程中，充分利用分层测压资料，可以查明不同类型油层的压力水平和分布特点，进而优化注水井方案调整，优选油水井的增产增注措施，为预防和治理油水井套损提供科学依据。

关键词：分层测压；动态分析；方案调整

以往对注水井测压采用合层测试方法，所得结果主要反映全井主力注水层段的特性，无法准确反映各油层的实际压力，尤其是表外低渗透油层的压力变化。随着油田开发模式由精细到精准的转变，分层测压技术资料在油藏动态分析中应用得越来越多。

1、分层测压资料的分析

1.1不同类型油层压力分布特点

某油藏开发区块射开井段长、油层数多，油层之间物性差异大，层间矛盾突出，通过分层测压数据能够清楚地了解不同类型油层压力的差异。

统计该区块18口注水井的分层测压资料，各井最高压力层段与最低压力层段平均压差达3.05MPa，其中注水井压差最大的甲井，压力差为4.11MPa，基础井最大压力差高于二次加密井。

分析不同渗透率油层的分层测压资料可以发现，高渗透层压力较低，低渗透层压力较高。低渗透层和表外层的压力明显高于高渗透层段，这主要与近些年强化对薄差油层的注水、控制高水淹层注水强度有关。

1.2油层压力平面分布特点

对18口井分层压力分析，主力油层压差低于非主力油层，主力油层段的压力为11.75MPa，说明主力油层的压力平面分布较均匀，其原因是油层厚、渗透率高，连通好，导压能力强；而非主力油层段的平面压力分布很不均衡，压力为13.22MPa，这是由于渗透率低、平面非均质性严重。

从不同沉积相油层的压力统计资料看，平面上油层压力的分布各不相同。高弯曲分流河道砂体沉积，如AI7油层，河道砂体规模比较大，内部散布有许多河间沉积；单一曲流河砂体为带状，砂体边界圆滑曲折，有许多向内弯曲的废弃河道（牛轭湖）沉积，由于废弃河道的增加，使砂体的侧向连续性和连通程度比辫状河砂体明显变差。这类砂体的渗透率较高，连通性较好，厚度较大，测试结果反应平均压力为12.54MPa。

内前缘相过渡状三角洲沉积砂体，如AI8油层，呈更窄的条带状，且方向性明显，为南北向，它被同样条带性分布的主体席状砂所包围或相互连接，共同组成更为明显的条带状砂体，它的规模和厚度都相对较小。河道砂体间分布大面积物性较差的薄层席状砂、表外储层成为这类砂体的主体。这类砂体形成时，水体仍然很浅，但河流作用相对减弱，而湖浪的改造作用增强。分层测压结果表明，该层压力较高，水井平均压力为15.57MPa。

分层测压和全井笼统测压结果对比表明，笼统测压和分层测压结果差异较大，笼统测试压力与分层测压最高压力和最低压力间的差值平均为1.93MPa和-1.13MPa。其中注水井甲井笼统测试压力为15.779MPa，和分层测试测得的其最低压力相差4.127MPa，和最高压力相差2.571MPa。可见，笼统测压与分层测压结果之间的差别很大，在注水井调整和油水井措施选井选层时应用分层测压资料会更有针对性。

2、分层测压资料的应用

在油田开发后期，由于压力结构不合理、驱替压力梯度低，注采井网不完善区、多口油井或注水井之间的滞留区和压力平衡区易形成剩余油富集区，挖潜需借助注水、产液结构的调整。

2.1优化注水井调整方案

注水并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。分层测压资料可以清楚、准确地反映各层段的垂向和平面的压力状况，使水井调整有的放矢。采油井乙井与注水井丙井为成对测压井组，其BI1油层连通较好，油井的BI1层和BI2层压力均较低（分别为10.OOMPa和9.98MPa），注水井的BI1层压力也低，只有9.98MPa。油井的产出剖面表明，BI1和BI2层产出状况较差。为提高BI1和BI2层的压力，对注水井的BI1和BI2-BI4+5两个层段实施了提水，结果油井这两个层段的产出状况有了一定的改善，压力分别提高了1.47MPa和0.92MPa。由此可见，以分层压力资料为依据，丙井的提水是成功的。

2.2优化油、水井增产增注措施

当前单井单层的增注增产挖潜工作已是精益求精，分层测压力资料在帮助人们掌握大量油层动、静态数据，了解剩余油分布方面取得了明显成效。

注水井丁井吸水变差。分层测压资料表明，其偏I-偏V层段压力分别为15.28MPa、17.33MPa、10.26MPa、15.17MPa和10.68MPa，偏V段表皮系数为14.17，认为吸水变差是油层污染所致。与其连通的3口油井压力较低，平均总压差为-0.66MPa，流压3.54MPa，认为有必要对其实施酸化增注。酸化后该层段实注由15m3/d增加到45m3/d，油压上升，达到并超过了配注量，其它层段的注水量也都达到方案要求。酸化后，各分层段均提前出现径向流动，偏V的油层表皮系数变为-4.68，措施效果明显。

采油井戊井的BI1-AI2、BI3-BI4+5、BIII2-BIII3+4层段的压力分别为12.51MPa、13.79MPa、13.69MPa，而物性最好的BIII5-8-BIII10层段的压力较低（11.60MPa）。为治理层间压力差异，对压力较高的3个油层段实施了压裂，措施后日产液提高71t，含水由95.45%降至90.14%，增产效果明显。又如，采油井己井的笼统测压结果表明其作为措施井压力偏低，但从分层测压资料看，有些小层或与之连通的注水井对应层段压力较高，于是对该井实施了压裂，改造了高压层，提高了油层的渗流能力，措施后日产液稳定在39t，日产油10t，效果也很显著。

3、为预防套损提供科学依据

地层压力不均衡是套损的主要原因之一，对易套损层位的高压井区采取压裂或补孔泄压能够预防套损并挖掘高压油层的潜力。分层测压有助于了解层间的压力差异，为预防套损提供重要依据。从分层测压资料看，BI油层组、水井加权平均压力12.78MPa，但分布不均衡，注水井的平均压差高达8.786MPa；油井庚井的分层压力资料表明其全井压力为正常压力（11.18MPa），但BI2层的压力为异常高压（14.47MPa），为此对与其连通较好的辛井BI2层实施了补孔泄压，半年后该层压力降为10.48MPa，成功地预防了套损。

4、结论及建议

研究表明，利用分层测压资料可以准确掌握不同类型油层的压力变化与分布特点，评价油田开发效果，指导油、水井的增产增注和其它调整方案，预防套损。目前老油田的管理正由粗放的井网、层系管理向精细的单片、单砂层管理转变，分层测压技术将发挥越来越重要的作用，在油藏高含水开发后期有较为广阔的应用前景，建议进一步完善测试工艺，在全油田推广。