基于不稳定油藏探究压力梯度测量时间

（第四采油厂第七作业区技术管理室，黑龙江 大庆 163000）

摘  要： 不稳定油藏测试是计算储层相关参数的一种重要工具，但压力测量过程中的井口调试的生产时率，导致余量损失。为此，为了进一步确保计算参数的有效性和精准性，明确任务量。根据恢复曲线中展示的压力梯度，可分析出不同储层对应相同系数产生的不同影响，进而便于分析了关井时间对应的效用。由于边界的大小或检测半径的大小对关井时间会有不同程度的影响，因此通过展示不同压力曲线的数值模型，可清晰明了的计算出不稳定油藏探究压力梯度测量时间。对现场油藏研究进行指导。

关键词：储层；压力曲线；压力梯度；数值模型

引 言

我们基于现场试验的油藏模型的重要信息，建立了形象现场物理模型，这也是最具备经济效益性的获取开发储层参数的重要手段, 然而，现场试井关井是一个非常重要的问题，试井压力测量时间只能通过经验来确定，时间压力大，时间可靠性差，未能同时考虑到生产需求，存在许多局限性[1]。在低渗透油藏中，关井压力恢复持续时间更长。根据关井时间的不同，确定了影响因素和产量损失。本文以现代试井解释理论为基础，对新疆某井试井资料进行了分析。3 .北京油田3个油藏。在大庆油田生产单元，综合考虑井筒储油效果和探测半径，建立了受干扰影响的常规关井时间和合理测压时间的数学模型。该研究有助于减少不必要的压力测量时间和关井漏失造成的生产损失，具有显著的经济效益。

1  人工裂缝监测

该技术的重复性高，收集的数据质量好，为非常规油气藏的低成本连续监测提供了一个很好的选择。目前北美地区计划在水平井应用工程纤维水泥，组装8套轨道式地震器，对压裂井组开展静态应变监测和分布式应变传感工作。并在上述技术的基础上，开展裂缝识别矿场先导试验，将分布式声传感器和温度传感器结合在一起，开展裂缝识别工作。再利用井下射孔摄像、直井取芯、数值模拟等技术，结合实验室模拟裂缝导流能力及相对渗透率相关实验，确定压裂裂缝扩展形态以及页岩油气储层改造体积，该技术在北美地区页岩油气开采区块取得了较好的效果。2.巴肯富气区块提高石油采收率技术巴肯页岩气区块正在开展富含有机质的页岩富气区块渗透性及吸附特性研究，对巴肯地区页岩气流动特征、储层混合物润湿性、相对渗透率、岩石力学特征开展定量分析工作，通过前期收集的大量数据，基于多重PVT数据集分析建立巴肯气组分状态方程，结合人工智能、大数据技术手段分析适用于该地区的非常规提高采收率措施。该研究结果表明在压力21MPa时，乙烷和丙烷有效地调动较重的碳氢化合物，但压力在21MPa下时，乙烷的调动效率较低，页岩气中较重的组分，不能得到有效的动用，而甲烷气体在任何压力下都只能活化低分子量的碳氢化合物，从而使大多数中分子量和高分子量的碳氢化合物留在储层中，所以压力在21MPa以上时，乙烷和丙烷的调动效率较高，页岩气藏天然气产量相对较高，该研究还建立嵌入式离散裂缝模型，结合了传统裂缝性油藏模拟方法的优点，增加了模拟的精度。

2  现场试验

二氧化碳吞吐提高页岩油气采收率技术裂缝性非常规油气藏的采收率通常10%以下，工业开发的目标是能够大幅度提高油气采收率，但是由于非常规油气储层极低的渗透率和混合润湿性，因此常规油气开采技术很难实现提高页岩油气采收率的目的。为此美国国家能源技术实验室开展了利用二氧化碳吞吐方式提高页岩油气采收率的相关研究。该研究在常规二氧化碳吞吐采油机理（二氧化碳、石油相互扩散—油膨胀—油粘度降低—溶液气驱）的基础上，通过将非离子型表面活性剂加入到液态二氧化碳中以改变储层岩石润湿性，使储层岩石润湿性发生反转，二氧化碳更多的被储层岩石吸附，孔隙喉道中的原油被置换出来，变成游离态，从而被开采出来。该技术主要是将二氧化碳低粘度的优点与表面活性剂在多相流体中的界面张力和润湿性改变能力相结合，以此实现提高油气采收率的目的。虽然实验结果表明表面活性剂在液态二氧化碳中的溶解度较低，只有0.1-1.0%左右，但加入表面活性剂以后，油气采收率得到了一定的提升。纯二氧化碳室内吞吐实验实在温度80℃，压力28MPa条件下进行，选取伊格尔福特页岩层段天然岩心，共计开展8轮吞吐实验，最终采收率为79%。在上述温度、压力条件下，开展表活剂与二氧化碳吞吐采油实验，最终采收率为85%，实验结果表明表面活性剂配合二氧化碳吞吐有较好的提采效果。

2.1 储量拟合

储量是数值模型的基本参数，不能与地质认识偏差太大。通过修改静态模型，拟合了目的区块的地质储量，储量误差均在5%以内，达到了考核指标要求。

2.2  全区产量拟合

在产量拟合中充分考虑了措施及尽可能地利用了地层测试资料，充分考虑到油田开发生产中的各种措施。本次历史拟合采用的是定液量拟合的方式，拟合投产初期至2020年3月的产油量。从全区累产液量指标来看，单井均基本按照实际情况完成了产液量，累产油拟合误差0.97%，总体拟合效果较好，拟合精度达到了方案预测要求。

2.3 全区含水率拟合

含水率拟合首先是拟合整个油田的含水率，使其走势与实际走势基本一致。单井含水率经反复调整，采油井含水率与实际含水率走势基本一致。全区实际综合含水率为34.95%，模拟计算综合含水率31.07%，绝对误差为3.88%，按照拟合最后一个时间点含水率拟合误差小于5%计算，达到了考核指标要求。

2.4 单井含水率拟合

按每个时间步计算结果最后一点相对误差小于5%统计，单井含水拟合率达到80％以上，达到了考核指标的要求。

不同模型下的合理关井时间

根据计算得到的合理关井测时间进行现场试验，为保证分析试验情况，适当在将测压时间在合理关井时间基础上进行了延长。试验结果如下：

合理关井时间现场试验

通过查看试井曲线，对比预测合理关井时间与实际出现径向流时间，发现两者基本一致。

水平井开发技术已经成为动用薄差储层的有效技术之一，A油田随着水平井见水井数增加，含水逐步上升，水平井开发效果逐渐变差。本文在精细地质建模的基础上，采用数值模拟方法，以A油田实际地质特征为基础，对剩余油的类型及分布特征进行综合分析，提出水平井井区挖潜对策，提高开发开采效益。

3  结论

根据含油饱和度特征、水平井动态、储层特征和压裂特征等数据，分析了影响水平井见水的主要因素。综合认为，A油田水平井见水类型可分为2种，一种是含水趋于稳定的“一字形”含水，水平井含水变化幅度在10%以内，另一种是含水呈台阶式变化的“阶梯形”含水，这种含水变化快，幅度较大，主要受压裂措施，异步注水影响，2种见水类型之间相互演化，措施或注采关系改变后，“一字形”含水向“阶梯形”含水转变，措施效果消失后，“阶梯形”含水趋于稳定，呈现“一字形”特征。

参考文献

[1] 曲占庆，赵英杰，温庆志等.水平井整体压裂裂缝参数优化设计[J].油气地质与采收率，2012，19(4)：108-110.

[2] 孟展，杨胜来，王璐等.合水长6致密油体积压裂水平井产能影响因素分析[J].非常规油气，2016，3(5)：127-133.

[3] 刘赛.影响水平井开发效果的主要因素研究[J].石油地质与工程，2018，32(3)：59-63.

作者简介：曾强（1986-） ，男，助理工程师。从事工作：地质动态管理。

来源：化学工程与装备 - 官方网站 - 创刊于1972   2022年第12期   在线投稿  >>