地层压力分布（共7篇）
地层压力分布 篇1
地层压力是油田开发中的灵魂,地层压力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[1]。不合理的地层压力会给钻加密井、修井工作和油田稳产等带来很大困难,甚至降低油田采收率。因此研究油田开发中地层压力分布规律是十分必要的。
1 葡萄花油层压力状况分析
1.1 葡萄花油层原始压力系数
葡萄花油层原始地层压力系数和原油高压物性参数如表1所示。
从表1可知,葡萄花油层原始地层压力为13.38—14.35 MPa,压力系数为0.84—0.95,同时储层中原油物性较差,地层原油黏度为(5.68—11.9) MPa·s,饱和压力低((4.7—7.0) MPa),原始气油比低((18.0～25.1) m3/t)。因此,保持一定压力水平条件下进行开发显得十分必要。
1.2 油田压力水平变化状况
葡萄花油层原始油藏压力系数0.91,同时饱和压力和原始气油比低,油层物性差,对于这类油藏应保持压力开发。根据油井相对采油指数与饱和压力关系,保持地层压力可以在很大程度上控制井底脱气范围和气油比大小,从而保持油井生产能力的相对稳定。为保持油井具有较大的生产压差和较高的产能,油藏总压差不应低于原始压力1.0 MPa。
从2006年上半年油田地层压力看,全厂地层压力10.74 MPa,总压差-2.88 MPa。其中2006年总压差小于-1.5 MPa井53口,占统计井数的55.79%,总压差在-0.51—-1.5 MPa井9口,占统计井数9.47%;总压差大于1.0 MPa井5口,占统计井数5.26%;总压差在-0.5—+0.5 MPa井14口,占统计井数14.74%;总体上看油田低压井比例较高,如表2所示。
从表2中可以看出,从分油田地层压力看,注水开发时间较长、累积注采比较高的宋芳屯油田、永乐油田、徐家围子油田地层压力较高,分别为10.88 MPa、11.98 MPa和11.55 MPa;卫11区块由于油水井数比高(3.6∶1),累积注采比低(0.86),地层压力仅为7.48 MPa,总压差-6.34 MPa,地层压力偏低,测压井全部处于低压区。
2003—2006年各油层地层压力数据如表3所示。
从表3中可以看出,通过注采系统调整、低压区加强注水等方法,不断提高油田地层压力。2003～2006年地层压力总体上呈上升趋势,由2003年的10.39 MPa上升到2006年上半年的10.74 MPa,年上升幅度0.14 MPa左右。从单井总压差分级构成看,总压差在-0.5～+0.5 MPa井比例不断提高,由2003年的11.79%增加到2006年上半年的14.74%;总压差小于-1.5 MPa低压井比例不断下降,由2003年的67.21%下降到2006年上半年的55.79%。目前油田压力水平仍偏低,且分布不均衡,但呈逐渐上升趋势,压力系统趋向合理。
2 影响地层压力不平衡因素分析
2.1 连通层沉积特征
表4给出了2005年测压井主力层沉积特征统计数据。
从表4可以看出,测压井与连通水井层为“河道砂—河道砂”(1类)连通关系时,地层压力保持水平为80.34%;当连通水井层沉积特征变差,即“河道砂—主体河间砂”、“河道砂—非主体河间砂”时,地层压力保持水平分别降低到76.16%、62.19%。
当测压井主力层为主体河间砂沉积时,随着水井连通层沉积分别为河道砂、主体河间砂和非主体河间砂,地层压力保持水平分别为82.77%、81.51%和73.00%。
油水井连通层发育好,地层压力较高,随着连通层沉积特征变差,地层压力呈下降趋势。
2.2 区块注采比高,地层压力较高
统计2006年106口井地层压力资料,随着连通水井累积注采比的不断增加,采油井地层压力呈上升趋势。累积注采比在1.0以下的14个井组平均地层压力只有8.35 MPa,如表5所示。
2.3 注采关系不完善或位于砂体变差部位的井,地层压力较低
总压差小于-1.0 MPa的57口低压井中,有30口井位于断层附近,平均单井有效厚度3.5 m,地层系数210.6×10-3 μm2.m,平均连通水井数为1.7口,与水井平均连通有效厚度2.7 m,地层系数172.7×10-3 μm2.m,地层压力仅8.18 MPa,总压差-5.24 MPa,压力保持水平为60.95%,如表6所示。注采关系不完善(断层影响)或砂体变差部位的井地层压力较低。
2.4 开发调整及生产时率
统计2005～2006年压差变化大于0.5 MPa的井可以看出,油井转注、水井水量上调及油井生产时率低,地层压力增加;水井时率低、水量下调,地层压力下降,如表7所示。
3 地层压力分析应用
3.1 注水调整
如芳138-80井,有效厚度9.0 m,地层系数99.0×10-3 m2·m,连通2口水井芳136-80、138-82,2004年9月测压,地层压力14.46 MPa,总压差0.97 MPa,地层压力偏高,分析为芳138-80位于PI4砂体发育较好部位,平面上成为芳136-80主要水驱受效井点,造成压力偏高。后对芳136-80井偏I水量下调,全井日注水由30 m3下调到25 m3。注采比由1.98下调到1.65,2005年3月测压地层压力由14.46 MPa下降到12.58 MPa,总压差-0.91 MPa,保持在较合理压力水平。井组2口正常生产井日产液由5.7t下降到5.3t,日产油由0.6t增加到0.9t,含水由89.5%下降到83.5%,液面由1344 m降到1 398 m[2]。
3.2 注采系统调整,改善开发效果
如升403井区共有油水井6口(油井5口,水井1口),油水井数比5∶1,3口井靠天然能量弹性开采,油井均已严重供液不足,根据井区升50-36井2004年下半年测压资料,地层压力仅4.53 MPa,总压差达-9.13 MPa,压力水平偏低,分析原因主要是注采关系不完善,转注升403井后,升50-36井2005年测压资料,压力已由4.53 MPa上升到6.10 MPa[3]。如图1所示。
从转注前后生产曲线可以看出,井组日产油由2.0 t增加到2.8 t,含水由20.8%下降到12.0%,效果较好。
3.3 指导优选措施井层
如徐88-16井,全井发育小层6个,有效厚度4.7 m,地层系数167.5×10-3 μm2.m,连通水井徐88-14、88-18;2003年6月日产油2.3 t,含水23%,液面1547 m(泵挂);采油强度仅0.49 t/d·m,与区块采油强度0.75 t/d·m比,明显偏低;2003年3月测压地层压力13.73 MPa,总压差-0.27 MPa,压力保持水平较高;分析为近井地带油层污染导致产能水平低;同年7月对该井实施压裂措施;压裂后日产油达6.7 t,日增油4.4 t,日增油强度0.94 t/d·m,压裂有效期472 d;累计增油1 164 t。
4 结论及认识
(1)葡萄花油层原始油藏压力系数低,属于欠压油藏;油田压力系统整体水平仍偏低,且不均衡,但经过加强开发调整,地层压力呈逐渐上升趋势,压力系统趋向合理。
(2)测压井沉积特征是影响压力水平的主要因素,注采比及开发调整也影响地层压力。
(3)压力分析有利于明确开发方向和调整潜力;注水调整和注采系统调整是压力系统调整的主要有效手段;对局部压力异常井点可实施局部井区注水调整,对压力分布矛盾较突出区块,可考虑区块整体注采系统调整;对受砂体发育特点影响,现井网控制程度较低,压力系统调整难度大区块,可考虑结合井网加密实施注采系统调整。
参考文献
[1]方凌云.砂岩油藏动态分析方法.北京:石油工业出版社,1999
[2]周锡生.朝阳沟、头台油田注水开发综合调整技术研究.大庆油田油田开发研究报告集,2010;(33):78—94
[3]田晓东.不同油田开发趋势及技术政策界限研究.大庆油田油田开发研究报告集,2010;(32):145—152
地层漏失压力计算模型优化研究 篇2
(1) 基础参数 (地层岩石力学和地应力参数) 不够准确, 这主要在于实验手段和测量技术的局限性, 同时利用测井资料研究漏失层的方法有待改进。
(2) 现有的理论计算模型不完善, 有一定的局限性, 缺乏对漏失控制因素、漏失影响程度及规律的描述, 从而影响到漏失压力及漏失量的准确计算和评价分析。
(3) 漏失理论研究不完善。指导现场堵漏的理论主要是静平衡压力法, 其次还有单向压力封堵和桥塞充填法等, 并且封堵的力学机理并不清楚。
(4) 对于漏失压力的机理目前停留在定性描述阶段, 并没有从孔隙地层或裂缝地层的特征出发进行深入系统的研究。钻井液性能、漏失通道、施工参数等对井漏的影响, 缺乏较准确的定量评价模型, 需要进一步深化井漏机理的研究和认识。
(5) 从大量的现场井漏资料分析得出的基于统计的漏失压力计算模型Q=K∆Pn, 该模型中漏强系数K的值由多种因素影响, 且各种因素的具体影响规律尚不明确, 现场实际应用中都是根据经验来确定K值, 具有很大的不可靠性, 有待进一步研究。
2 漏失压力计算模型的推导
2.1 地下裂缝的特征
(1) 地层裂缝具有很大的随机性和非均匀性;
(2) 裂缝的组成、发育程度、网络结构、几何尺寸、壁面粗糙程度、倾角等不同, 形成千变万化的漏失通道。
2.2 推导漏失速率uy
用当量裂缝尺寸来表示众多裂缝的尺寸, 它们的漏失规律看作是等价的, 这将有助于研究裂缝漏失规律。裂缝模型如下:
L——当量裂缝长度, m
H——当量裂缝高度, m
b——当量裂缝宽度, m
当量裂缝高度之半, m
根据上述模型建立数学方程, 为研究的方便, 现作以下三点假设:
①由于H相对于L是极小量, 裂缝中流体一般呈层流流动;
②假设裂缝壁面是非参透的, 即流体在裂缝中流动时遵循物质守恒定律;
③漏失时, 假设流体的流动是常流动。
由压力平衡关系, 得:
3 对于漏失压力计算模型应用的建议
在钻井过程中发生井漏, 除了必须及时了解漏失地层的具体位置和漏失地层的孔隙压力等之外, 还必须对漏失地层特性和裂缝的几何尺寸进行评价。目前常用的堵漏技术之一就是屏蔽暂堵工艺技术。如果桥接堵剂中颗粒状材料的尺寸偏大, 桥接浆液的浓度偏高, 容易形成“封门”[4]。准确预测裂缝宽度和优选堵漏材料尺寸是该技术的核心。本模型将为选择堵漏方法和堵漏剂及颗粒大小提供可靠的依据。
现场使用的钻井液性能是可以知道的, 进行堵漏的关键就是确定裂缝高度h, 我们可以应用模型式 (4) 反算裂缝高度h, 对于裂缝的宽度b和长度L就无需进行具体分析和求解了。井漏发生后, 漏失地层的具体位置H1可以通过相关仪器进行确定, 我们知道漏失后的漏失静液面位置H2是很容易确定的, 在确定漏层位置和液面高度后, 相应的漏失地层的孔隙压力Pp可以通过式 (5) 确定。
式中ρm为钻井液密度, g/cm3;H 1为漏层位置, m;H2为静液面位置, m。
确定裂缝高度h的具体步骤如下:
①井漏发生后, 使用钻井液进行循环, 钻井液性能是已知的, 即k、n为已知, 可作为常数。
②使用A钻井液, 其钻井液性能参数为n1和k1, 采用排量Ql1进行循环, 即:
③使用B钻井液, 其钻井液性能参数为n2和k2, 采用排量Ql2进行循环, 即:
④代入公式 (4) , 计算裂缝当量开度
式中L需要根据现场临近井资料确定一个范围值。
⑤根据裂缝高度便可选择桥塞颗粒与漏失层裂缝相匹配的堵漏剂。架桥粒子的粒径与裂缝的有效流动宽度之间的匹配关系为 (0.5~1) :1。对不同有效宽度的裂缝, 可按 (0.5~1) :1的匹配关系选用不同的架桥粒子进行暂堵[7]。
4 结论
(1) 地层漏失受多因素影响, 在确定地层漏失压力时, 要对地层情况有充分的认识和研究。
(2) 漏失模拟实验中测量漏失量的时间, 这个时间一定存在着一个合理值, 本文取的是5分钟, 可以通过实验来比较确定这个合理值。
(3) 利用模型可以确定裂缝高度h, 指导现场进行堵漏操作, 为选择合适尺寸的堵漏剂提供依据, 使一次性成功堵漏成为可能, 当然这里面还有很多工作要做。
(4) 漏失压力计算模型现场应用中存在一个问题, 那就是裂缝长度L的确定。目前都是根据经验取一个范围, 但其比较准确的确定方法尚未发现, 有待进一步的研究。
摘要：本文介绍了应用工程流体力学的理论来建立地层岩石漏失压力计算模型, 考虑裂缝尺寸和钻井液性能对漏失量的影响, 优化了基于统计的漏失压力计算模型。在此基础上提出了漏失安全压差的概念, 以便在实际的钻井过程中准确确定钻井液安全密度窗口。同时, 该计算模型确定的裂缝高度可以为选择堵漏方法和堵漏剂固相颗粒大小提供确实可行的依据, 便于更高效地指导现场防漏堵漏。
关键词：井漏,堵漏,漏失压力,计算模型
参考文献
[1]朱亮, 张春阳, 楼一珊, 孙文化, 李忠慧.两种漏失压力计算模型的比较分析[J].天然气工业, 2008 (12) :60-61
彩135井区合理地层压力的确定 篇3
根据彩135井区不稳定试井成果, 三工河组储层对地层压力较为敏感, 地层压力下降, 储层有效渗透率损失明显, 生产条件变差 (图1) , 当地层压力低于17.0MPa, 有效渗透率快速下降, 地层压力回升, 渗透率有所上升。因此, 合理地层压力下限为17.0MPa。
2 无因次采液油指数和采油指数法
依据2006年-2010年测压资料, 统计彩135井区压力保持程度与无因次采液指数、无因次采油指数关系曲线上 (图2) 发现, 压力保持程度94%以上, 可保持相对较高的采液和采油指数。
3 合理地层压力数值模拟论证
彩1 3 5井区油藏原始地层压力为17.86M P a, 饱和压力为15.86M P a, 属于高饱和程度的未饱和油藏, 从水驱开采的经验来说, 合理地层压力应大于饱和压力, 为了确定油藏合理的压力保持水平, 应用数值模拟方法, 通过计算不同压力保持水平下的开发指标来研究这一问题。合理的压力保持水平研究是在目前井网基础上进行的, 计算了压力保持水平分别为95%、100%、105%、110%四种方案的开发指标:方案采取平稳过渡到目标压力后, 保持注采平衡开采。从开发指标看 (表1) , 压力保持水平越高, 十五年末累积产油越少, 而且含水率也越高。
这主要是由于随着压力保持水平越高, 注入水越易从高渗透带和油层突进, 造成层内干扰越严重。从不同压力水平时, 含水与采出程度关系图中 (图3) 可以看出, 当压力保持程度在0.95~1.0, 含水上升速度控制平稳, 采出程度相对较高, 压力保持水平由100%提高到110%, 在相同采出程度的情况下, 含水上升较快。同时考虑到, 当油藏进入开发中期后, 随着油井含水不断上升, 产油量逐渐递减, 为了保持必要的原油产量和速度, 低渗透油藏往往靠放大生产压差来提高油井排液量等措施, 这些都要求油藏保持较高的压力水平, 保持较高压力水平有利于今后的开发调整。
4 结论
综合以上分析, 彩135井区合理地层压力在17~17.86Mpa, 该油藏2010年下半年地层压力为17.56MPa左右, 在合理的地层压力界限内。
参考文献
[1]罗承建, 徐华义, 李留仁.地层压力水平和注采比与含水率的定量关系[J].西安石油学院学报 (自然科学版) .1999 (04) [1]罗承建, 徐华义, 李留仁.地层压力水平和注采比与含水率的定量关系[J].西安石油学院学报 (自然科学版) .1999 (04)
[2]杨海涛, 寸向玲.地层压力评价新方法[J].内蒙古石油化工.2009 (02) [2]杨海涛, 寸向玲.地层压力评价新方法[J].内蒙古石油化工.2009 (02)
[3]王富平, 黄全华, 杨海波, 赵长征, 陈林.利用生产数据计算气井地层压力方法优选[J].断块油气田.2009 (01) [3]王富平, 黄全华, 杨海波, 赵长征, 陈林.利用生产数据计算气井地层压力方法优选[J].断块油气田.2009 (01)
地层压力预测方法应用性分析 篇4
目前, 地层压力解释方法主要有Horner方程、MBH法和修正Horner曲线[2]等方法, 都要求测试的压力资料出现径向流直线段。本文引入等轴双曲线方程[1]:
以公式 (2) 为基础, 作出Pws~ (PwsPwf) /∆t的关系图, 进行线性回归。
2 地层压力预测方法分析
2.1 不同试井解释方法对比分析
引入长庆安塞油田应用等轴双曲线的对比分析数据表 (表1) [3], 通过表1中不同压力计算方法的比较, 可以看出一般情况下MDH法计算的地层压力更接近真实地层压力, 等轴双曲线线性分析方法具备应用价值。
2.2 长关井地层压力分析
实验井拟合分析, 拟合分析见图1, 拟合结果见表2。长关井是针对低渗的特殊流体特征延长关井时间, 通过适当延长关井时间, 出现径向流直线段。应用等轴双曲线的线性分析法与常规分析方法测得的地层压力进行比较分析。
从表2中看出线性回归压力与常规方法偏差不大, 其结果是可信的。其中L8井未出现径向流, 曲线的线性关系比较差。进行对比分析时采用的是150h-240h之间的压力数据。
3 原始压力预测分析
F17在2003年9月份投产, 以F17井为例原始压力测试结果为12.31MPa。2004年和2005年分别进行了偏心测压, 应用等轴双曲线线性分析, 见图2。
拟合结果预测的地层压力分别为12.12MPa, 与原始压力比较, 基本一致。图2F17等轴双曲线压力预测 (2004)
4 结论和建议
(1) 低渗透油田因关进时间短未出直线段的井, 应用等轴双曲线预测地层压力, 拟合效果好的压力资料, 预测结果更接近地层压力。
(2) 流动压力的选取对曲线的拟合结果影响大, 因此, 测试资料稳定的流压直接影响预测结果的精确性。
参考文献
[1]Azari M et al, Acomplete set of Laplace transforms for finite-conductivitity vertical fracture under bilinear and trilinear flow.Paper SPE 20556, the 65th SPE annual Technical Conference and Exihibition, New Orleans, Sept:23-36, 1990
[2]J.F.斯坦尼斯拉维, C.S.卡比尔压力不稳定试井分析北京:石油工业出版社, 1995P169-181
[3]李恕军, 胡建国等.安塞油田低渗透油藏试井技术[M].油田动态监测技术进展, 2001P273-278
试井资料地层压力变化原因的探讨 篇5
1 注聚后压力变化的原因分析
注聚合物后水井注入压力升高、流动压力上升、静压上升:
通过对杏4区16口注入井注聚前后注入压力、流动压力、地层压力, 的对比可以看出, 注入压力上升情况虽然有些不同, 但普遍比水驱时明显提高。这个区块2001年8月开始注聚。16口井平均注入压力由6.68MPa上升到12.45MPa, 上升了5.7MPa。日注入量由1120m3到756m3。流压由20.4MPa上升到23.6MPa, 上升了3.2MPa。静压由11.5MPa上升到16.4MPa, 流动系数由0.1806μm2·m/m Pa.s降到0.0795μm2·m/m Pa.s, 这表明注聚合物后地层渗透率降低, 渗流阻力增大, 注采压差增大。
2 推算平均压力偏低的影响因素
2.1 驱动方式及注采比对推算压力的影响
“松I”法是在油田开发初期, 纯弹性驱条件下推导出来的。随着油田的大面积注水开发, 油田综合含水不断上升, 油藏已不在是纯弹性驱动, 而应是水压弹性驱动, 尤其是目前综合含水达90%以上, 水压驱动是不能忽视的, 水压驱动与弹性驱动平均压力、水压驱动边界压力与弹性驱动平均压力计算差为:
可以看出, 斜率越大, 压力差则越大, 二次、三次加密井网井压力恢复曲线斜率较大, 因而推算的压力偏低值较大。如果考虑注采比R的影响, 则平均地层压力差、水压驱动边界压力与平均压力差分别相差:
2.2 流体相态变化对压力计算的影响
随着油井大面积转抽, 不断放大生产压差生产, 大部分井在正常生产情况下, 井底及其附近地层的压力低于饱和压力, 井筒内乃至井筒附近地层内流体出现了脱气现象, 产生油、气、水三相流动。由于气相的存在, 使井筒及附近地层内流体的压缩性增大, 井筒储存系数也增大, 导致压力恢复早期时间延长, 部分井无法测出径向流直线段。更重要的是“松I”法公式中, 对数项中的7.17是与油藏压缩系数密切相关的系数, 即:
当时考虑流体为单相 (纯油) 弱可压缩, 同时代入油田实际参数Φ=0.26, B0=1.12, R0=0.855t/m3, , Ct=3.79×10-5atm-1并t取1000分钟时, 得相关系数为7.17。然而当附近地层出现脱气, 使流体的压缩性增大, 这时的压缩系数是与地层压力呈反比的, 压力越低, 压缩系数越大。气相压缩系数可表示为:
式中:P——油层压力, MPa;
Z——气相压缩因子, 无因次。
以上表明, 影响“松I”法计算平均压力的因素较多, 尤其是三次加密井, 属于不均衡布井, 其开采对象具有高度零散性, 自身不构成独立的井网, 在压力计算时无法给出“松I”法公式中的油藏及流体参数, 使得用“松I”法推算的平均压力值低于关井末点的幅度值较大。
3 区块压力偏低的原因分析
大庆油田开发初期主要靠油藏弹性能量进行开发, 对区块压力评价一直采用油井压力的算术平均值, 这在油田开发初期, 注水井较少的情况下是完全适用的, 然而随着油田的大面积一次加密、二次加密、三次加密井的开发, 为降低注采压差、不断降低油水井数比的情况下, 部分区块油藏在累计注采比大于1.00的情况下, 总压差仍然为负值, 这是与物质平衡原理不符的, 这就说明在评价区块油藏压力水平时, 注水井的地层压力是不可忽略的。杏北开发区各套井网油藏压力见表1。
对于基础井网由于受套损的影响, 注采比较低, 导致地层压力降低, 遵守物质平衡原理。但是其它井网注采比均大于1.00, 而地层压力仍然低于原始地层压力, 说明在目前为降低有效注采压差, 不断降低油水井数比的开发形式下, 应同时考虑油水井平均压力的区块油藏压力评价方法, 能够为油田开发提供真实的压力资料。
4 结论
1) 基础井网可以延用“松I”法压力评价压力水平。2) 一次加密、二次加密、三次加密井网采用水驱边界压力进行压力评价更为合理。3) 同时考虑油水井平均压力的区块油藏压力评价方法, 能够为油田开发提供可靠的压力资料。4) 聚驱井网建议采用“速度”法进行压力评价。
摘要：地层压力是油田开发中的灵魂, 合理的地层压力是油田保持旺盛开发生产能力的基础, 杏北油田经过多年的注水开发, 地层条件发生了较大的变化, 近年来有些井的地层压力变化异常, 影响外报率, 本文分析了影响地层压力变化的因素, 从而对测试中出现的地层压力变化现象有了进一步的了解和认识。
关键词：地层压力,单井,区块,分析
参考文献
[1]F.斯坦尼斯拉维、C.S.比尔.压力不稳定试井分析.石油工业出版社出版, 1996.
[2]试井手册.石油工业出版社出版, 1993.
[3]非均质地层试井.黑龙江省石油工程学会测试专业委员会, 1992.
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[5]渗流力学.石油工业出版社, 1998.
呼和诺仁油田地层压力状况分析 篇6
1 地层压力状况分析
1.1 地层压力下降明显, 恢复速度缓慢
贝301区块经过近5年的开采, 地层能量损失严重, 地层压力由原来的11.59MPa下降到7.15MPa。全面注水开发后, 通过注采系统的调整, 地层累计亏空逐渐减少, 地层压力得到缓慢回升, 但是其总体水平还是比较低。部分油井周围压力降到饱和压力以下, 造成地层油脱气, 由于贾敏效应, 产生的小气泡增加了油层中油水流动的“气阻”效应, 影响了开发效果。
1.2 压力分布不均衡
一般上讲, 各油层中单一小层的压力一般是连续分布的, 多油层油田所反应的压力是各小层的叠加压力, 因此多油层油田的压力分布也应该是连续的, 由于贝301区块断层较为发育, 各小层间的不均匀性及延伸范围的不同, 造成压力分布的不均衡性。从贝301区块地层压力的分布来看, 以平面分布不均衡为主, 存在着高、低压井区, 而且低压井区占较大的比例。统计测压13口油井中, 压力较高的井3口, 占23.1%, 平均地层压力9.07MPa;压力较低的井7口, 占53.8%, 平均地层压力4.38MPa。
2 原因分析探讨
2.1 地层压力下降较快, 恢复速度缓慢的原因探讨
该区块在开发初期采用弹性开采, 地层压力下降较快;注水受效后, 由于开采强度大, 地层严重亏空, 虽然加大了注入力度, 但是地层压力恢复的还是比较慢, 究其原因主要有以下几个方面:
(1) 油井流动压力影响
在注采井网一定的条件下, 地层压力受采油井和注水井的流动压力影响较大, 尤其是采油井流动压力的影响。据李道品等研究, 油井合理的流压值不应低于饱和压力的2/3。贝301区块饱和压力为3.69MPa, 合理流压值为2.46MPa, 由于该区块产量压力一直比较大, 大部分井流压低于合理流压值。
(2) 注采比对地层压力恢复的影响
合理的注采比是保持油藏合理的地层压力, 使油田具有旺盛产液能力, 降低无效能耗, 并取得较高原油采收率的重要保证, 从贝301区块注采比和地层压力关系看, 虽然注采比稳步逐年的增加, 但是地层压力恢复的不是太好, 其总体平还是比较低。
根据物质平衡原理, 地层压力的恢复速度和注采比有如下关系
假定水的体积系数为Bw=1, 那么上式可以变为
假定油田的年产油量为, 将原油田的原始地质储量以及高压物性参数带入上式可以得到不同注采比下的压力恢复速度, 很明显压力的恢复速度与注采比呈线性关系。
将贝301区块有关物性参数带入上式, 年产油量按16.5×104t计算, 要保持地层压力的恢复速度为1.5MPa/a, 则需要的年注采比为1.32, 考虑储层发育较差, 非均质性强等因素影响, 实际的注采比要比这个数值大。因此, 应该在合理调整注采比的情况下, 加大注入水量。
(3) 油水井间压力梯度的影响
根据水井静压测试结果, 注水井周围的地层压力均高于饱和压力, 部分注水井周围流体由于排泄不通畅, 造成水井“憋压”。目前顶破裂压力注水井数已经增至8口, 占全水井数的36.4%, 需要尽快完善注采井网, 增加注水 (井点) 提高注采井数比, 增加区块注入量, 从而达到提高注采比来逐步恢复地层压力的目的。
2.2 压力分布不均衡原因探讨
(1) 高压区形成的原因
形成高压的根本原因在于注大于采。从高压井点分布情况来看, 高压井一般连通2口以上的注水井, 注水量大, 且这类井层之间的连通性好, 油层渗透性好, 压力较高, 此外有些井天然裂缝比较发育。
(2) 低压形成的原因
通过对低压井点的分析, 形成低压的原因主要是注采不完善, 而注采不完善的主要原因是由于断层的遮挡。贝301区块断层比较发育, 各断层形成的时间不同, 断层间相互切割, 断层封闭性较好, 注入水不能流向断层另一侧, 造成另一侧油井压力较低。
3 措施建议
在开发初期由于注采不完善等因素造成地层压力结构不合理、恢复缓慢和分布不均衡等现象, 需进行产液结构调整、完善注采井网。
3.1 优化注水井调整方案
针对地层压力较低, 应该根据合理的注水强度, 适时的调整注采情况, 达到注采平衡, 并有效的控制含水的上升, 来恢复地层压力。贝301区块属于正方形井网, 根据低渗透油田开发经验, 在含水20-50%时, 注采井数比应增至0.5以上, 而目前注采井数比只有0.37, 所以在保持注采平衡的基础上, 建议增加注水井点或部分油井转注, 以平衡注采之间的矛盾。
3.2 以注水井调整为主, 高压层减水, 低压层提水
注水井调整的就是通过调整各注水层段注水量, 减少层间以及平面地层压力的差异, 近而达到逐步恢复地层压力的目的。静压测试资料表明, 与贝52-54和贝48-52连通的油井贝50-54, 通过注水方案调整后, 在与该井连通的52-54和48-52井平均日增水40m3, 油层压力上升了1.15MPa, 通过分层提水, 压力恢复效果比较明显。
4 结论和认识
(1) 根据物质平衡原理, 要使该区块地层压力的恢复速度达到1.5MPa/a, 则年注采比为1.32, 由于该区块储层发育较差, 非均质性强, 实际注采比要大于这个值。
(2) 压力分布不均衡与断层和裂缝等地质因素引起的注采不完善密切相关。
(3) 贝301区块要在保持注采平衡的基础之上, 根据合理的注水强度, 优化注水井调整方案, 并有效的控制含水的上升, 来逐步恢复地层压力。
参考文献
[1]罗承健, 徐华义, 李留仁.地层压力水平和注采比与含水率的关系.西安石油学院学报.1999
地层压力分布 篇7
关键词：地应力,破裂压力,注水压力界限
1.1 两向不等地应力计算方法
1.1.1 水平地应力计算方法
由于构造应力在各个方向上都存在, 而且是不相等的, 石油大学的在多年研究基础上得出了以下表示地应力大小的关系式:
式中:β和γ为反应两个水平方向上构造应力大小的两个常数, 对于给定的地区是一个定值, 但因地区而异;sμ为岩石静态泊松比。
1.1.2 用压裂数据进行地应力反演计算
为了用压裂数据进行地应力反演, 首先要建立地应力与破裂压力之间的关系;对于直井, 设远场地应力为:最大水平地应力为σH、最小水平地应力为σh、井内液柱压力为Pw, 则井壁周围岩石受力分布计算公式为:
在压裂过程中, 记录了破裂压力Pf、瞬时停泵压力Ps和裂缝重张压力Pr的值。破裂岩层的抗张强度σt可以从Pf和Pr之差近似求解。瞬时停泵地面压力加上井内压裂液的液柱压力应等于作用在已压开的垂直裂缝上并保持裂缝张开状态所需的压力, 它又恰好和最小水平地应力相平衡。因此可以确定:
将确定好的Hσ和hσ代入式 (1-1) 和式 (1-2) , 即可确定β和γ值。
1.1.3 用密度测井数据确定上覆岩层应力
应用朝阳沟油田岩层密度测井数据, 进行回归分析, 得到井深与密度的函数关系, 其回归关系如图1-1。
将式 (1-7) 进行积分, 可以得到不同井深的上覆岩层应力的计算公式。
1.1.4 确定水平地应力构造系数
根据破裂压力曲线, 可以确定破裂压力和瞬时停泵压力, 从而确定朝阳沟油田水平地应力及其构造应力系数。将计算的最大水平应力、最小水平应力和由岩石实验得到的岩石泊松比=2.0sμ, 代入式 (1-6) 可以计算出地层构造应力系数β和γ。
将计算得到的构造应力系数β和γ值代入到式 (1-1) 和 (1-2) , 就得到计算该地区地应力计算公式通过已知泊松比、构造应力系数、上覆地层应力 (和地层压力) , 就可计算水平地应力。
朝阳沟油田地应力计算公式:
2.1地层破裂压力研究
2.1.1理论计算方法
地层的破裂是由井壁上的应力状态决定的;考虑了非均质的地应力场的作用;考虑了地层本身强度的影响。根据拉伸破坏准则, 可得地层破裂时的条件为:
结合 (1-1) 和 (1-2) 将最大和最小水平地应力带入上式, 整理可得
通过岩石抗拉强度的室内试验, 得到该区块岩石的平均抗拉强度为4.89MPa。
3.1 朝阳沟油田破裂压力及允许最高注水压力计算
3.1.1 地层破裂压力以及相关参数确定
该油田泊松比是根据三轴应力实验确定, 朝阳沟油田在其应力状态下的泊松比为0.2.破裂压力系数由最大β、最小γ构造应力系数确定为0.631;岩石的抗拉强度4.89。
3.1.2 朝阳沟油田允许注水压力值计算
对于注水开发油田, 为了保证注入水不致因地层压裂而使水窜入上、下泥岩层, 必须使注水压力小于地层破裂压力。如果超过上覆地层压力, 则在地层内易形成水平裂缝, 从而将地层抬起, 使水窜入泥岩层。这样会严重影响了注水效率和资源浪费, 因此, 控制注水压力应该两方面考虑, 即初始破裂压力和上覆地层压力。
考虑初始破裂压力时的允许注水压力值为:
考虑上覆地层压力时的允许注水压力值为:
结论:
1、朝阳沟油田均为压裂投产, 根据破裂压力曲线, 可以确定破裂压力和瞬时停泵压力, 从而确定朝阳沟油田水平地应力及其构造应力系数。
2、通过岩石抗拉强度的室内试验, 考虑非均质地应力场的作用, 以及地层本身强度等因素的影响, 给出了地层破裂压力计算公式。
3、按照给出的允许注水压力计算公式进行注水, 可以保证在低于破裂压力下注水, 可以提高注水效率和减少资源浪费。
参考文献
[1]《地应力与油气勘探开发》李志明张金珠编著石油工业出版社1997.9
[2]《砂岩油藏注水开发动态分析》方凌云万新德等编著石油工业出版社1998.7