浅析影响平方王油田地层压力的几种因素

PAGEPAGE1浅析影响平方王油田地层压力的几种因素摘要：在油田注水开发过程中，地层压力始终是衡量地层水驱能量的重要指标。通过对平方王油田地层压力的分析，指出地层条件差异和注采关系差异是造成地层压力分布不平衡的客观原因，并具体分析了造成测压井压力值低于饱和压力的原因，从而指导压力系统调整方向。分析注采比、产液量、井底流压等动态资料与地层压力的关系，利用多元回归法得到地层压力与注采比、单井日产液、流压之间的关系式，并将测量值与计算值比较，误差小于3%，针对平方王油田该公式对确定合理注采比具有参考价值。关键词：地层压力；注采比；地层条件前言地层压力是油田开发中的灵魂，与油田开发效果密切相关，合理的地层压力是搞好油田稳产和调整挖潜的重要条件。因此研究油田开发中地层压力分布规律，及影响地层压力水平的因素具有重要意义。本文以平方王油田的实际动态资料为依据，总结出地层压力与注采比、产液量、流压的关系，并由此找出地层压力与上述参数的多元回归关系式，为影响油田地层压力的因素分析提供了理论基础。1平方王油田概况1.1地质概况平方王地区位于滨城区杜店开发区，管理着中区南其它、东西区沙四中、沙四下、沙二段和平南、大芦湖油田。1.2开发现状平方王油田于1993年10月投入开发，目前已开发12个断块，含油面积117.99km2，地质储量3110.65×104t。截至目前投产油水井1178口，其中采油井828口，注水井350口。累积产液2820.8228×104t，累积产油1219.1034×104t，地质储量采油速度0.59%，地质储量采出程度26.84%。可采储量采油速度1.60%，可采储量采出程度73.07%，综合含水74.60%。累积注水4764.3277×104m3，年注采比1.82，累积注采比1.47。1.3原油物性参数及压力状况平方王油田原始地层压力13.5MPa，储层中原油物性较差，地层原油粘度为5.1~12.3mPa·s，饱和压力6.99MPa，原始气油比58m3/t，统计平方王油田目前测压油井105口，平均静压8.03MPa，平均流压2.31Mpa。其中静压小于饱和压力的井24口，占统计井数的22.9%，静压在6.99~10.5MPa的井有73口，占统计井数的69.5%，静压在10.5~11.5MPa的井有7口，占统计井数的6.7%，静压大于11.5MPa的井有1口，占统计井数的1%。总体看油田低于饱和压力井比例较高。2影响地层压力水平的因素分析 地层压力客观上受地层性质影响，尤其对于处于断层边缘，注采关系不完善，地层压力偏低。在主观上则主要受注采比、产液量、流压等因素影响。2.1地层压力与注水的关系由于断层边部井区油层发育差、注采关系不完善、连通差等原因造成地下亏空，地层压力下降快，当地层压力低于饱和压力时，地层脱气影响严重，影响油层物性，使地层有效渗透率不可逆转地降低。分析造成地层压力低的原因主要有以下几点：（1）处于油藏或砂体边部、断层附近，因注水使油井难以见效造成低压井8口，平均地层压力5.96MPa；（2）与注水井连通差导致低压的井3口，平均地层压力5.91MPa；（3）对应注水井吸水差导致相关油井低压的井3口，平均地层压力6.13MPa；（4）因注采关系不完善（注水井错断关井等原因）导致低压的井有5口，平均地层压力6.04MPa；（5）因油层发育差注水难以受效井1口，平均地层压力5.64MPa；（6）平面矛盾导致注水难受效的井4口，平均地层压力6.59MPa。2.2地层压力与注采比的关系根据物质平衡方程式[1]，考虑区块间可能存在窜流，表明油井地层压力绝对变化与相对变化可分解成两部分。第一部分是累积注采比与年注采比的作用（反映整体油层亏空状况），第二部分则是产液量和油层性质所决定的油水井地层压力差别准数对改变油井地层压力的作用（反映油层内部油、水井区压力差别）。这说明了油田累积注采比或年注采比并不是决定油井地层压力的唯一因素。统计近几年平方王油田平均地层压力与年注采比关系，发现地层压力与区块年注采比具有很好的相关性。2.3地层压力与产液量、流压的关系除地层性质、注采比对地层压力有影响外，油井产液量、井底流压与地层压力也有一定的关系。目前平方王各断块累积注采比和年注采比均大于1，说明地下处于非亏空状态，随着地层压力的上升，产液量也随即上升，根据各区块情况不同，上升幅度有一定差别，但差距不大。根据研究院研究成果表明，在油田开发过程中，当生产流压不断下降时，尽管保持了注采平衡，甚至略大于采，也可能会出现油井地层压力下降的情况。胜利油田大量的开发区块生产数据也表明：尽管油田经历了多次调整和多次改造措施，区块平均地层压力与油井流压仍保持较强的相关性，地层压力与井底流压具有线性关系（如图1）。图1平方王地层压力与流压的关系图绘制各个断块进行地层压力与注采比、地层压力与产液量、地层压力与流压的关系图，发现与整个平方王油田的关系图趋势基本一致，只是各趋势线斜率略有差别。通过对地层压力影响因素的理论分析，以及在开发过程中生产数据所表现出的规律性，运用多元回归方法可以得到地层压力的定量关系式：（7）式中：，——油井平均地层压力和流动压力；——平均单井日产量；——年注采比。应用上述公式进行计算，所得出的油井地层压力与实际测得地层压力进行对比，定量计算法确定的油井地层压力与实测得的结果是很接近的。通过该方法就可以在给定的油井地层压力、流压、产量的情况下，求得该油田的合理注采比。由于各个断块的地层条件及开发情况存在差异性，地层压力关系式需根据不同情况做一定的调整才能得到适合其断块的地层压力关系式。3地层压力分析应用3.1指导注水调整如平205-771井，射开砂岩厚度5.4m，有效厚度3.8m，连通两口水井葡扶204-751、平206-771，2011年10月测压，地层压力为6.68MPa，地层压力偏低，分析为水井平206-771在平I41-5层段日注水10m3，水量多注于平I41小层内，平I5注水少，存在层间矛盾，使平I5层主要受效井平205-771受效困难。后于2011年11月对水井平206-771平I41-5层段进行细分注水，将平I41-42与平I5各注10m3。2012年5月测压地层压力由6.68MPa上升到7.16MPa。同时该井日产油由3.2t增加到3.4t，不含水，液面由979m上升到896m。3.2指导注采系统调整，改善开发效果平216-104井位于断层边部，于2005年6月投产，周围无水井，2007年6月测压地层压力7.54MPa，投产后地层压力一直处于下降趋势，至2012年4月测得地层压力6.13MPa，低于饱和压力。为提高该井组产能，保持地层压力，平218-更102于2011年9月投注，平216-104井2012年9月测得地层压力6.46MPa。平216-104井2011年8月日产液3.6t，日产油3.6t，动液面943m。2011年11月见效后日产液3.7t，日产油3.7t，动液面911m。于2012年9月报见水，目前日产液3.9t，日产油0.7t，含水81.3%，动液面937m。3.3确定合理注采比在给定的油田地层压力、流压、产量的情况下，可通过该关系式求得油田这个时期的合理注采比，其合理的注采比应为：目前地层压力为7.92MPa，按照以后每年地层压力恢复0.05MPa计算，产液量在保持稳定或者略有递减的情况下，区块后三年的注采比分别应该为1.88、1.91、1.95。4结论平方王油田压力系统整体水平仍偏低，且不均衡，压力主要集中在饱和压力与小于原始地层压力减1MPa之间，低于饱和压力井比例偏大。低于饱和压力井主要是由于井组注采关系不完善造成的，可根据具体情况进行治理。地层压力与注采比、产液量、流压存在线性关系，通过多元回归法可得到地层压力公式