一种获取油藏静压的新方法——以渤海P油田为例

刘 军，郭培培，孟宪伟，张 浩，张 兵

（1.中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司，天津 300457；2.康菲石油中国有限公司，北京 100010）

在油田开发过程中，油藏静压是衡量地层能量的重要指标，合理的地层压力是油田稳产和调整挖潜的重要条件。地层压力保持过低，则地层能量不足，其产量达不到要求；地层压力保持过高，就需 要提高注入压力，增加注水量，势必增加投资，影响开发效益。因此，地层压力监测和管理在油藏动态管理过程中非常重要。随着油田不断加密调整和稳油控水等一系列措施的实施，主要开采对象从单一主力油层逐渐过渡为主力油层、次主力油层和差油层同时开采，由于各类储层的物性差异，层间压力差异矛盾越来越突出。通过油水井分层测试资料可以反映出各个油层的压力变化，结合相应的产出剖面资料可以更加准确的为油田开发调整提供依据。但现有测试分层压力技术和研究方法误差较大，尤其是多层开采过程中，油藏静压一般采用的是各层压力反馈到同一深度的折算值，影响因素非常多，给油藏静压预测的准确性带来非常大的困难。目前各专业均有相应的储层压力预测方法，但适用条件各异[1–5]（表1）。

渤海P油田开发主要采取大段多层合采方式，薄层占比大，储层压力复杂，使得目前层间压力差异性强，油藏静压预测难度大。在多年的开发过程中，集合油藏理论和实践经验形成了一系列油藏静压预测技术方法，有助于加深多层油藏井底压力和变化规律研究，从而选择合理生产压差，最终在改善开发效果的基础上，实现产量最大化。其主要技术方法包括：基于随钻测压资料与油藏储层物性相结合的折算油藏静压方法（随钻测压技术法）；基于油井压力恢复资料或水井压力降落资料获取油藏静压的方法（不稳定试井法）；基于注采平衡、物质平衡方法，分层测压以及周边井随钻测压的油藏动态经验法。

表1 各学科储层压力预测方法

由于油田经过较长时间的强注强采，多层开采过程中各层压力差异逐渐增大，且目前新钻井随钻测压资料和可供采用关井压力恢复解释的不稳定试井数据越来越少，仅凭动态经验获取的静压数据，其准确性很难保证。本文首次提出基于起泵阶段井底压力变化特征，利用井筒储集效应下压力管流和渗流耦合点理论，确定直线回归系数（R2）极大值，从而获取油藏静压的方法（直线回归R2极大值法）。

1 渤海P 油田预测油藏静压方法

1.1 随钻测压技术法

随钻测压技术（MDT）进行地层压力测试所依据的基本原理是渗流力学原理。利用液压探测器把探针送入地层，采用人为的方式让地层产生一个小的压力扰动，同时使地层液体进入测试器，并在地面实时控制流体的流速和体积，以最佳的方式逐点测量地层压力值[6]。利用MDT地层压力测试资料针对某个特定区块进行不同开发阶段多井跟踪测试，可以准确地研究该区域地层压力梯度变化及储层能量衰竭情况，并有效指导后期采油井所采取的合理工作制度，明确注水井需要加强注水的层位，提高区域开发效果。基于渤海P油田不同深度随钻测压数据、完整的区块压力梯度资料，将压力通过加权地层系数折算到井下压力计位置，得到相对准确的油藏静压数据。

油田经过十来年的开发，致使多层开采过程中各层压力差异较大，给新井随钻测压带来较大挑战。且反映到同一深度的影响因素更加复杂，加之新钻井随钻测压资料越来越少，该方法获取折算静压的难度逐年增加，准确度逐年降低。如表2所示，2013—2018年，新投产井随钻测压占比由70.6%下降到27.6%，可用于折算油藏静压的数据明显减少。

表2 渤海P 油田历年新井随钻测压资料统计

1.2 不稳定试井法

不稳定试井法推断油井整井的静压相对可靠，但对数据质量要求高，且需要关井测压，影响生产。渤海P油田压力恢复资料可拟合出明显的径向流特征，但至少需要关井2～3 d，且受数据质量影响严重。如2015—2018年共开展随钻测压62口井，仅9口井在投产后有可用压力恢复数据。

1.3 油藏动态经验法

油藏动态经验法是在没有任何随钻测压、起泵阶段压力状态和不稳定试井资料的情况下，利用系列油井本身所处井组和区域的动态资料确定油藏静压的方法。一般情况下，结合物质平衡法和注采平衡法[7–10]可以反算出注采不平衡状况下的井组或区块压力状态。但由于渤海P油田开发主要采用大段合采合注，含油井段长，层数多，该方法理论计算误差较大，经验性较强。

2 直线回归R2极大值法预测油藏静压

为保证新投产井的安全，新投产油井在起泵前，井筒环形空间中一般充满密度相对较高的完井液并处于高压弹性状态，此时井下泵工况监测到的压力一般高于实际地层压力，与注水井停注瞬间类似，井筒内流体处于一种弹性压缩状态。直线回归R2极大值法主要基于起泵初期井筒储集效应下井底压力管流和渗流耦合理论[11–12]，根据井筒内流体从弹性泄压结束瞬间到地层流体开始流入井筒的过程，采用直线回归R2极大值法确定该交汇点的方法来预测油藏静压。

2.1 管流力学构建井下压力与时间的关系

油井起泵瞬间（0t t= ），井口流量从0变为q，井筒环形空间内的流体从弹性压缩开始泄压。假设这是一个纯弹性变化过程，则流出井筒的流体体积与井下压力计监测到的压力值（井底流压）为线性关系，该压力在新投采井的起泵瞬间呈线性递减：

式中：q 为油井产量，m3/d；t 为时间，d；V 为井筒的容积即井筒中的流体体积，m3；LC 为井筒流体的压缩系数，m3/MPa；WfP 为井底流压，MPa；C 为井筒的储集常数，m3/MPa； PΔ 为压差，MPa。

2.2 渗流力学构建井底压力与时间的关系

对于无限大地层，若地层均质、等厚、水平，注入水从井筒到地层渗流是一个完全的平面径向流过程[16]。满足下列关系：

式中：η 为导压系数，10–3μm2·MPa/（mPa·s）；r 为泄油半径，cm；P 为压力，MPa；μ 为原油黏度，mPa·s；K 为渗透率，10–3μm2；tC 为综合压缩系数，MPa-1。

通过Boltzmann变换，井底流压的变化规律为压降渗流曲线。

2.3 管渗耦合

由上述可知，当新投采井起泵后，井筒环形空间内的流体高度（沉没度）折算的压力数值逐渐下降到与地层压力一致时，储层流体开始以渗流的方式进入井筒。在 1t t= 时出现的压力曲线拐点为弹性变化和渗流过程的叠加，即为油井的油藏静压（图1）。

图1 弹性变化和渗流过程的叠加示意分析

2.4 借助R2判断拐点的数学方法

R2（回归平方和与总平方和的比值）反映两个变量间是否存在相关关系，当趋势线的R2等于1或接近1时，其可靠性最高；反之，则可靠性较低。通过取不同数据阶段R2的极大值对应的压力数据，即可认为是油藏静压。

弹性泄压到井筒开始流入的交点确定方法：①根据实测数据，确定准确起泵时间；②以第一个起泵时间下的井底压力实时数据P0为起点，与P1、P2…Pn做曲线；③不同阶段下P0–P1、P0–P2…P0–Pn的所有数据点拟合成直线，在Excel中求出R2（图2）；④根据R2曲线分布图，求极值（图3）；⑤根据极大值得出弹性泄压到井筒开始流入的交点A，即为拐点。

图2 根据实际数据求R2示例

图3 C14 井不同阶段（P0–Pn）直线回归R2数据

通过总结近年来油井起泵阶段的实时井底流压数据，管渗耦合的拐点多在十几分钟内便出现。

2.5 方法验证

2015—2018年，渤海P油田共对62口油井开展了随钻测压，其中38口井由于起泵初期压力数据受到干扰波动较大无法采用，余下24口井的起泵初期压力数据正常，可以利用直线回归R2极大值法进行油藏静压预测。其预测结果与随钻测压折算油藏静压偏差0.13 MPa，偏差约1%（表3），表明没有随钻测压资料的油井，油井静压可以利用起泵阶段的压力拐点值采用直线回归R2极大值法来确定。

表3 2015—2018 年不同方法预测油藏静压对比

3 结论

（1）基于管渗耦合理论，结合油井起泵阶段的实时井底流压监测曲线，提出了利用直线回归R2极大值法开展油藏压力预测的方法，该方法解决了多层砂岩油藏静压预测难的问题，为新钻井压力预测提供了一种新方法。

（2）根据渤海P油田近年来资料较全，且可互相印证的24口井数据，证实利用直线回归R2极大值法预测的油藏静压结果和随钻测压折算油藏静压、试井解释静压结果以及油藏动态经验获取的静压结果具有较高吻合度，表明针对无随钻测压资料和动态认识较困难的油井，可利用该方法进行油藏静压预测，且该方法具有短时、高效、成本低的特点。