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调整井地层压力预测及压力系统分析 摘 要 大庆油田这样开发时间较长的注水开发非均质油田存在着层间、 层内及平面 三大矛盾，由于大量注入水及聚合物，层系间压力梯度又比较大，这势必会造成 油藏内局部憋压而形成异常压力区，而聚合物驱井、复合驱井、三次加密调整井 等调整井钻井工作都是在已有层系井网条件下进行的，钻井时很容易发生事故。 因此，准确预测油藏地层压力是注水油田开发调整过程中的关键。 本文通过对大庆长垣的萨南油田试验井区的勘探开发、 油田地质、 储层地质、 油藏类型等方面资料的综合分析，来认识试验井区的地质特征，为准确预测调整 井地层压力提供了较完善的地质环境，进而根据渗流力学原理、油藏动态分析、 现代试井解释等方法来建立正常条件下的压力分布理论模型以及改变工作制度 的压力分布理论模型，预测出各层压力，并与实测压力进行对比，绘制出压力分 布以及压力剖面图。 进而对试验井区的压力分布特征以及储层压力的影响因素进 行系统分析，提出调整井异常压力的定量控制方法，准确预测出井口压力，提出 合适的压力剖面调整方法。 现场应用表明，采用本文压力分布模型，其储层压力预测值与测井所得实际 压力值的符合率较高；针对井区不同压力分布特征，选择其合适的异常压力的控 制方法， 进行综合压力剖面调整， 达到减小层间压差， 降低环空压差的良好效果。 关键词：动态压力；压力预测；压力分布；异常压力控制；钻关调整 prediction of formation pressure and analyses on pressure system in adjustment wells abstract there were a lot of contrariness such as interlamination contrariness, inner interference of layer and plane contrariness in anisotropic oilfields developed by injecting water for a long while like daqing oilfield.due to substantive polymer and water injection, pressure gradient was large between layers and partial pressure could not release in the reservoir,which rezulted that abnormal pressure area came into existence. drilling accidents happened frequently when drilling for adjustment well such as polymer flooding well,asp well and thrice infilling well was conducted in such condition. on this account, it was vital to exactly predict reservoir pressure in the process of drilling for adjustment well in oilfield developed by injecting water. using reservoir description data of exploration and development, geophysics and geochemistry,and reservoir type of test area in sana oilfield in north of daqing placanticline, geologic feature of the area was made certain to exactly predict reservoir pressure on drilling for adjustment well.based on theory of dynamic of fluids through porous media, reservoir performance analysis and well test analysis, theoretical model of pressure distribution was setup in different situations to predict pressure of various layers.according to calculated pressure and actual pressure,the model was used to draw picture of pressure distribution, pressure isoline and pressure traverse. through systematical analyses of distribution feature and influencing factor of reservior pressure, wellhead pressure was exactly predicted,on the basis of which quantitative control method of abnormal pressure in adjustment well and adjustment method of pressure isoline were proposed. field application rezults showed that the calculated pressure conformed to actual pressure with the theoretical model of pressure distribution in use. according to different pressure distribution feature in test area and aimd at reducing pressure drop in interlamination and annular space, proper control method of abnormal pressure should be chosen to adjust integrative pressure isoline. keywords：dynamic pressure, pressure prediction, pressure distribution, control method of abnormal pressure,adjustment of drilling and shtdown 创新点摘要创新点摘要 1、提出了复杂地层调整井异常压力定量控制以及注采井联合工作进行调整 井异常地层压力控制的思路，得出不同储层降压规律的井口剩余压力； 2、利用保压注水、钻关方案调整、井口放溢泄压等技术来综合调整压力剖 面，达到减小层间压差，降低环空压差，保护油气层等目的，为提高固井质量提 供一个稳定的地下压力环境。 目 录 前 言1 第一章 调整井试验区地质描述4 1.1 勘探开发简况4 1.2 油田地质概况5 1.2.1 地层简况.6 1.2.2 构造特征.7 1.3 储层地质特征7 1.3.1 储层沉积特征.7 1.3.2 储层物性特征.8 1.3.3 南二区概况.8 第二章 调整井地层压力模型10 2.1 调整井区块单砂体分布规律10 2.2 理想单井系统压力模型11 2.3 邻井生产的干扰影响13 2.4 定产量时的压力分布理论模型16 2.4.1 稳定渗流压力理论模型.17 2.4.2 不稳定渗流压力理论模型.18 2.5 改变工作制度的压力分布理论模型21 2.5.1 压力波在稳定生产地层中的传播.21 2.5.2 稳定生产地层中压力动态变化.22 2.5.3 产量变化引起的地层压力动态.23 2.5.4 动态压力的定量计算.24 第三章 调整井地层压力系统分析27 3.1 调整井区块储层砂体分布特征27 3.2 影响储层压力的因素分析27 3.2.1 井距、渗透率与地层压力的关系.27 3.2.2 邻井产量、渗透率与地层压力的关系.29 3.2.3 生产时间与地层压力的关系.29 3.2.4 导压系数、生产时间与地层压力的关系.30 3.3 异常压力的定量控制方法31 3.4 压力剖面调整技术32 3.4.1 保压注水技术.33 3.4.2 钻关后储层压力变化规律.34 3.4.3 钻关方案调整.37 3.4.4 放溢流泄压.39 第四章 调整井井场试验与效果评价41 4.1 调整井储层压力分布模型应用41 4.2 压力剖面调整现场试验47 4.2.1 保压注水技术应用试验.47 4.2.2 井口剩余压力预测结果.50 4.2.3 钻关泄压现场试验.51 结 论53 参考文献54 发表文章目录57 致 谢58 1 前 言 一、研究的目的和意义 大庆喇嘛甸、萨尔图、杏树岗 3 个主力油田已进入高含水后期。厚度达 200 余米的 萨尔图、葡萄花、高台子油层，为一套河流三角洲沉积，其沉积特点，在纵向上呈砂 泥交互，厚溥层交互；在平面上呈厚薄层相间、透镜状和条带状，造成的沉积非均质性。 因而导致在开发动态上出现层间矛盾和层内矛盾十分突出。 1960 年投入开发的喇萨杏油田是大庆的主体油田， 先后经历了基础井网、 一次加密、 二次加密、三次加密及聚合物驱开采阶段。几套井网开发 170 多个小层，所形成的单层 压力体系是非常复杂的，另外，通过几套井网对比证明，对砂体、隔层都有新的认识， 通过井网的加密，对砂体及非均质变化的一个不断认识的过程。经过几套井网的调整， 储层压力不断地变化，同时，造成地层压力预测难度增加1-5。 每个钻遇的单砂体，都具有特殊的砂体分布特征、特殊的物性变化特征、特殊的注 采关系，进而导致降压规律不同，降压效果不同，压力能调整的程度不同。所以，压力 剖面调整的前提， 是要预测纵向上的注采条件下的压力分布规律， 预测单井的降压规律， 预测井口压力与地层压力关系，预测钻关泄压过程当中的地层压力变化规律，这样，提 前预测各层泄压效果，针对特殊的高压层或低压层进行压力调整，进而达到减小层间压 差目的。为了保证钻完井的安全和质量，必须有效且尽可能准确地预测调整井可能钻遇 的地层及其压力分布，研究可行的压力剖面调整技术对策，科学地指导钻井施工6-7。 其研究成果主要适用于在油田开发后期，在调整井钻井区块钻井施工过程中，对多 储层多压力体系进行压力剖面调整，减小层间压差和环空压差，实现保护油气层，为提 高调整井固井质量提供一个稳定的地下环境， 并针对不同的储层物性特征和压力特征研 发了提高固井质量技术8-15，研究成果适用于大庆油田三次加密调整井钻完井施工。 二、国内外研究现状 调整井地层压力准确预测与有效控制是人们对已进入中后期开发的油田进行研究 的热点之一，在多年的研究过程中取得了一些成果，但始终没有能够很好地解决这一难 题。 1）调整井地层压力预测研究现状 调整井地层压力预测的研究大致可以分成三个阶段： （1）早期阶段（1990 年以前） 该段时期内， 开始有人注意到调整井钻井过程中出现的问题与没有预测其地层压力 有着直接的联系。 通过理论研究， 人们提出了一些简单的预测方法， 包括平均地层压力、 三角形等压图等方法。虽然这些方法的预测精度不高，但是简单方便，至今仍然有不少 油田的现场工作者在使用。 2 （2）发展阶段（1991 年1999 年） 调整井地层压力预测方法相关研究的公开报道是在二十世纪九十年代以后才大量 出现的。这段时间刚好是改革开放之后大量投入开发的油田进入中后期开发的时期，不 少中老油田都面临井网加密调整的问题， 国内已经有不少相关行业科研人员开展了这方 面的研究工作。 人们在研究调整井地层压力预测方法时， 大多数都考虑了多种相关因素， 进行综合预测。 但是，该时期出现的计算方法大多数都是建立在均质地层假设条件基础之上的，采 取简单（反）距离（平方）加权方法进行预测，其计算结果往往和实际情况存在着很大 的差距，还不能满足油田调整井钻井的需求16-21。 （3）成熟阶段（2000 年今） 该时期出现的地层压力预测方法都是将多种理论综合起来进行分析研究的， 在一定 程度上提高了预测结果的精度。但是，这些方法没有考虑调整井地层压力的动态变化过 程和压力波在地层中的传播延迟特征，使其预测结果不能满足调整井钻井的需要。 总之，目前人们预测调整井地层压力的方法主要有邻井等压图、邻井资料外推，以 及将渗流力学、测井解释和油藏数值模拟等相结合的方法22-33。这些方法不是建立在均 质地层条件基础之上，就是与操作人员的现场经验或各个油田的实际情况有很大关系， 难以在实际调整井地层压力预测中得以推广应用。而且，所有这些方法都没有考虑地层 压力的动态特征，所得的预测结果是静态的，没有考虑时间的因素，与实际情况存在着 较大差距。 准确地进行地层压力预测只是调整井地层压力研究的一个方面。 预测出地层压力之 后，为了达到调整井高效安全钻进的目的，我们必须根据实际情况对压力异常的地层采 取相应的技术措施。所有可能采用的措施可以分为两种类型：一种是被动型的，如优化 井身结构、合理设计钻井液性能以及制定严格的钻井操作规程并切实的贯彻执行下去； 另一种是主动型的，即主要通过改变异常地层压力调整井附近注采井的工作制度，将异 常地层压力控制在“安全”的范围之内。被动型的措施往往会打乱调整井的正常设计和钻 井施工，增加钻井成本，而且往往事与愿违，难以取得真正的作用。因此，本文将要重 点研究后一种类型的措施。 2）调整井异常地层压力控制研究现状 目前关于调整井异常地层压力控制方面的研究很少， 人们对异常地层压力的控制手 段非常单一。油田实际调整井钻井操作中，往往都是凭借现场工程师的经验确定哪些注 水井什么时候开始关井，以降低异常高压地层的压力。这种粗放型的处理措施通常难以 达到有效控制异常地层压力的目的，不能满足调整井高效安全钻进的需要。 三、研究的主要内容 第一，调整井试验区的综合描述。从勘探开发状况、油田地质简况、构造特征、储 层沉积特征等方面综合分析试验井区的概况。 3 第二，开展调整井地层压力模型建立方法研究。因为待钻井储层及其物性预测是储 层压力预测的物质基础，准确预测储层及其物性非常重要。因此，可根据调整井及周围 邻井的地质特征及相互关系，确定调整井地质单元大小。可行的储层压力预测定方法主 要是借助邻井或区块的静、动态开发生产资料，根据调整井与邻井的关系及渗流力学原 理，预测调整井的储层压力。利用油田的生产井静态和动态资料及其它钻采资料，分析 平面和纵向注采关系及压力分布特征，分析其储层压力成因及类型，分别采用适用的压 力预测数学模型进行压力剖面预测。 第三，地层压力系统分析。分析储层压力分布特征，并通过渗透率、邻井产量、生 产时间、导压系数等讨论与地层压力的关系，得出异常压力的定量控制方法，研究钻关 泄压规律，进而讨论压力剖面调整方案。 第四，现场试验与效果评价。利用上述压力预测模型，预测试验井区的地层压力系 数，以压力系数图为基准，进行压力剖面调整，现场效果良好。 4 第一章 调整井试验区地质描述 1.1 勘探开发简况 1959 年以前，用地震反射法及地质浅钻发现了萨尔图背斜构造形态，1959 年 9 月 26 日松辽盆地松基三井喷油。 1960 年 3 月 10 日在大庆长垣萨尔图构造上的第一口井 （萨 66 井）试油，在萨葡油层获得高产工业油流，该井试油井段 900.0938.0m，射开厚度 19.4m，日产油 22t。 萨南油田于 1964 年开始陆续投入开发，历经基础井网全面投产，一次、二次、三 次加密调整以及聚驱工业化推广阶段， 原油产量经历了由上升、 稳定到开始下降的过程。 按照油田开发技术的发展划分为四个开发阶段： 第一阶段：第一阶段：1964 年年1981 年为油田全面建设阶段年为油田全面建设阶段 1964 年南二、三区萨尔图、葡萄花油层投入开发，南二、三区面积井网开采层位为 萨+葡二组油层，采用四点法面积井网注水方式布井，注采井距 520540m。南二、三 区葡一组油层单独采用 31000500（500，300）行列井网布井。1965 年南四杏一区 萨尔图、葡萄花、高台子油层投入开发，南四杏一区基础井网开采对象为萨葡高油层 合采，其中南四区采用 3-800/500450（500，300）的行列井网布井方式；南五八区 采用 3-500300（500，300）的行列井网布井方式，中间井排缓钻，于 19661969 年陆 续投产，1976 年 9 月中间井排投入开发。1966 年1970 年，萨南东部过渡带一至三条 带自北而南三个区块分别以井距为 400m、300m、350m 的四点法面积井网开采萨葡油 层。1971 年在萨南西部过渡带一至三条带采用东西向井距 350m、南北向井距 400m 的 四点法面积井网开采萨葡油层。 随着油田开发技术的进步和生产规模的扩大，到 1981 年全区总井数达到 1210 口， 井网密度 6.6 口/km2，年注水 3329.39104m3，年产油 955.59104t，年注采比 0.98，油 田综合含水 65.1%，采油速度 1.31%，全区累计注水 25308.89104m3，累计产油 11690.46104t，采出程度 16.04%。 第二阶段：第二阶段：1982 年年1992 年为油田全面转抽及一次加密调整阶段年为油田全面转抽及一次加密调整阶段 随着油田综合含水的上升，自喷开采放大生产压差的余地不断减小，两类油层动用 状况的差异日益扩大，萨南油田进入自喷转抽和井网加密调整阶段。对三个区块先后实 施了的一次加密调整：1982 年1986 年，南四八区采用井间加井、排间加排的布井 方式，构成似反九点法面积井网。1987 年开始对南二、三区面积井网采用井间加井、排 间加排、 排间井布于上下井排油水井连线中点的布井方式， 形成新的小四点法面积井网， 注采井距 260270m；萨南东部过渡带 400m 地区采用排间加排方式布井，加密井排呈 折线型，加密井布在基础井网油水井形成的三角形中心，构成东西向井距 250m、南北 向井距 350m 的四点法面积井网。 另外南二、三区高台子油层采用 250250m 反九点法 5 面积井网布井方式，萨南东部过渡带四条带采用 300m 井距的四点法面积井网布井，均 于 1987 年开始陆续投产。 这一开发阶段，通过采油井自喷转抽和一次加密调整，实现了全区的高产稳产，不 同井网三个结构的调整，有效地控制了油田含水上升。1985 年全区年产油量突破 1000104t。截止 1992 年底，全区总井数达 3765 口，井网密度 20.59 口/km2，年注水量 5680.14104m3，年注采比 1.07，年产油量达到最高峰 1082.76104t，采油速度 1.49%， 综合含水 75.76%， 累计注水 75467.56104m3， 累计产油 22823.85104t， 采出程度 31.31%。 第三阶段：第三阶段：1993 年年1998 年为油田二次加密调整阶段年为油田二次加密调整阶段 在南六区中块开展三次加密调整现场试验的基础上，总结出了均匀布井、选择性钻 井的调整模式， 编制并实施了南四八区和南二、 三区面积井网二次加密调整方案及东、 西部过渡带一次加密调整方案。聚合物驱先导性矿场试验为聚驱工业化推广奠定了基 础。 油田开发配套技术的应用，不断提高了油田开发水平。截止 1998 年底，全区总井 数 6121 口，井网密度 33.48 口/km2，年注水量 7266.35104m3，年产油 1017.45104t， 年注采比 1.18，采油速度 1.40%，综合含水 81.81%，累计注水 114415.17104m3，累计 产油 29161.62104t，采出程度 40.0%。 第四阶段：第四阶段：19992005 年为水驱、聚驱并存阶段年为水驱、聚驱并存阶段 1999 年 4 月，南二区东部葡一组投入聚驱工业化开采，标志着萨南油田进入水驱、 聚驱并存的开发阶段。这期间，南二区至南四区东、西块葡1 -4 油层先后投入聚驱工 业化开采。南四八区按照均匀布井、选择性钻井的模式，编制并实施了三次加密调整 方案。 萨南油田储量申报情况：1962 年采用容积法初步计算，全区含油面积 182.85 km2， 探明 i 类石油地质储量 40787.1104t。随着油田的不断开发，井网的不断完善，通过试 油资料和生产资料表明原来未划上有效厚度的含油、 粉砂油浸及少量的泥质粉砂是可以 出油的，因此于 1985 年按照新定标准进行了地质储量的全面复算。此次复算包含了纯 油区、过渡带及油水同层的有效厚度0.5m 层和有效厚度 0.20.4m 层的地质储量，计 算结果全区含油面积 182.85km2，探明 i 类石油地质储量 72898104t（表 1-1） 。 表 1-1 萨尔图油田萨南油田历年石油探明储量数据表 石油 溶解气 含油 面积地质储量 可采储量 地质储量 可采储量年度 区块 层位 储量 类别 km2 104t 104t 108m3 108m3 1985 萨南油田 萨葡高 类182.8572898 319.13 6 1.2.1 地层简况 松辽盆地经历了断陷坳陷萎缩三大发展阶段， 盆地具有下裂、 上坳的双重结构， 沉积剖面具有多级次旋回性。 萨南油田地层自下而上发育有基底地层、 侏罗系、 白垩系下统的登娄库组、 泉头组、 青山口组、姚家组、嫩江组，白垩系上统四方台组，明水组、第三系及第四系地层。含 油气储层为萨尔图油层、葡萄花油层和高台子油层，属于青山口组反旋回的中上部、姚 家组、嫩江组复合旋回的下部，为一套灰绿色、灰黑色泥岩与砂岩互层，地层总厚度 1585m 左右，由北往南增厚，砂岩厚度由厚变薄。根据油层沉积的旋回性和隔层的发育 程度，将油层划分为 9 个油层组，41 个砂岩组，134 个小层。油层发育状况由北向南逐 渐变差，萨葡油层全区发育，高台子油层南二、三区发育，南四八区只发育高一、二 组（表 1-2） 。 表 1-2 萨尔图油田萨南油田地层简况表 层位 系 统 组 段 层位 代号 地层 标准层 地震 标志层 厚度 (m) 岩性岩相简述 第 四 系 q 50-65 黄灰色粘土与黄灰色砂砾层组成，表 层有黑色砂质腐植土 第 三 系 上 新 统 泰康组 rt 灰黄、灰绿色泥岩和泥质粉砂岩，下 部灰黄色砂砾层 明二段 k2m2 70-80 灰色、灰绿、杂色泥岩和砂质岩组成 明水组 明一段 k2m1 100-120 灰绿色块状泥岩、泥页岩、粉砂岩、 砂岩和砂砾岩组成 上 白 垩 统 四方台组 k2s 30-50 棕红色、杂色泥岩夹薄层砂岩、砂砾 岩 嫩四段 k1n4 330-360 杂色泥岩夹灰绿色泥质岩，下部灰绿 色泥岩砂岩互层 嫩三段 k1n3 90-110 灰色粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥 岩、泥岩组成 嫩二段 k1n2 180-210 灰绿色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、泥 岩，底部黑色油页岩 嫩江组 嫩一段 k1n1 110-120 灰黑色泥岩、页岩夹灰色、灰白色粉 砂岩、细砂岩 姚二三段 k1y2+3 105 灰绿色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和粉 细粒砂岩为主 姚家组 姚一段 k1y1 55 中上部中细粒砂岩，下部灰色泥岩、 泥质粉砂岩互层 青二三段 k1qn2+3 370-400 黑灰色泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂 岩、钙质粉砂岩互层 白 垩 系 下 白 垩 统 青山口组 青一段 k1qn1 未钻穿灰绿色粉砂岩灰黑色泥岩交互层 1.2 油田地质概况 7 1.2.2 构造特征 萨尔图构造是大庆长垣二级构造带北部的一个三级构造，是一个短轴背斜，其北部 与喇嘛甸构造相接， 南与杏树岗构造相接， 构造的枢纽呈北北东向延伸， 轴面近于直立。 萨南油田位于萨尔图构造南端， 处于萨尔图构造的高点， 南北长 15.4km， 东西宽约 12km， 西翼岩层较陡，倾角在 4.230.8之间，东翼岩层较平缓，倾角在 35之间。构造高 点埋藏深度为 638.0m，闭合等高线为-1025m，构造闭合高度为 387m，闭合面积 439.00km2。该地区断层较发育，在含油面积内，葡一组油层顶面构造共有断层 70 条， 均为正断层，走向主要为北西 1830，也有北东向，倾向北东或南西，倾角 3570， 断距一般为 1080m，平面上断层多集中在背斜的核部，且规模较大。东西两翼过渡带 地区断层分布较少。断层走向垂向上从明水组二段到高四组均有发育，断层水平延伸长 度 2105600m，其中延伸长度大于 2000m 的断层有 20 条。规模最大的一条断层为 170 号，其水平延伸长度 7100m。最大断距井为南 2-1-丙 28 井，断距为 176.6m，断失层位 为萨7 层高8 层。 萨尔图油田南部油田已钻井 9173 口，钻遇 5798 个断点，大规模断层的产状、形态 基本已确定，通过钻井资料综合对比研究，其构造是落实可靠的（表 1-3） 。 表 1-3 萨尔图油田萨南油田圈闭构造要素表 圈闭 名称 层位 圈闭 类型 高点 埋深 m 闭合 线 m 闭合 高度 m 闭合 面积 km2 地层倾角 o 构造 走向 萨尔图 构造 葡 i 组 背斜 构造 638.0 -1025387 439.00 东 35 西 4.230.8 北北东 1.3 储层地质特征 1.3.1 储层沉积特征 萨南油田发育的萨、葡、高油层为中生界早白垩系松辽盆地北部一套大型河流三 角洲沉积体。通过岩芯观察和测井、录井资料分析，油层的主要沉积物源来自北部沉积 体系，是湖退湖进背景下的沉积物。由青二、三段的高台子油层沉积开始至嫩一段萨 一组油层沉积结束，垂向上经历了三次湖进、湖退的沉积过程，为一套三角洲内、外前 缘相及三角洲分流平原相砂岩沉积。 在萨、葡油层中，主力油层葡1 -4 层，以三角洲水下分流平原相沉积为主，南二、 三区平均砂岩厚度 16.8m，平均有效厚度 10.9m，南四八区平均砂岩厚度 16.1m，平 均有效厚度 7.3m，其中葡2 层水下分流河道砂较发育，具有沉积厚度大，分布面积广 等特点 。主力油层萨7 -9、10-12 层在南二、三区属三角洲内前缘相沉积，水下分流 8 河道砂是条带状、坨状、枝状分布，钻遇率在 1340%之间，河道砂之间为大面积的席 状砂体沉积，平均砂岩厚度 13.1m，有效厚度 8.0m。其它油层均属非主力油层，属三角 洲内、外前缘相沉积，平面上沉积的砂体以大面积分布的席状砂体沉积为主，河道砂体 在局部上呈窄条状，坨状分布。高台子油层以三角洲外前缘席状砂体沉积为主。油层埋 藏深度在 6601195.7m，全区单井平均砂岩厚度 181.6m，有效厚度 65.8m，厚度最大 井为萨高 166-483 井，砂岩厚度 260.2m，有效厚度 147.5m。 1.3.2 储层物性特征 萨南油田储集层为砂、泥岩互层，砂岩以粉细砂岩为主，泥岩颜色主要为灰绿和 灰黑色。砂岩的矿物成分各层无明显差别，主要为硬质长石砂岩，石英含量 3035%， 长石含量 4045%，岩屑含量 10%上下，主要为酸性喷发岩，颗粒分选中等。砂岩的胶 结类型以接触式、孔隙接触式为主，胶结物成分主要是泥质，含少量的钙质和铁质， 其次是碳酸盐，胶结物的粘土矿物主要成分是伊利石，含量为 40.5%，其次是高岭石， 含量为 25.1%，蒙脱石及蒙脱石混合层占有一定比例，含量为 2.5%。 萨、葡、高油层平均有效孔隙度 24.7%，空气渗透率 631md，有效渗透率 250md， 含油饱和度 69.1%（表 1-4） 。 表 1-4 萨尔图油田萨南油田储层特征表 储层物性 油层 油层组 地层厚 度 m 储层 厚度 m 储层岩性沉积相 储层 分类 储集 类型 孔隙度 % 渗透率 md 非均 质性 萨一组 1720 2.0 长石砂岩 三角洲外前缘相差 孔隙24.6 741 强 萨二组 5065 13.4 长石砂岩三角洲前缘相中 孔隙25.3 1041 强 萨尔图 萨三组 3540 5.7 长石砂岩三角洲前缘相中 孔隙24.6 693 强 葡一组 3540 14.0 长石砂岩 分流平原相、内 前缘相 好 孔隙24.7 1503 强 葡萄花 葡二组 3237 5.9 长石砂岩三角洲前缘相中 孔隙23.7 807 强 高一组 5060 6.0 长石砂岩 三角洲外前缘相差 孔隙24.5 225 强 高二组 6570 6.8 长石砂岩 三角洲外前缘相差 孔隙25.0 225 强 高三组 8085 7.5 长石砂岩 三角洲外前缘相差 孔隙25.0 225 强 高台子 高四组 100 120 4.5 长石砂岩 三角洲外前缘相差 孔隙25.0 225 强 合计 464 537 65.8 24.7 631 1.3.3 南二区概况 9 本文选取萨南油田的南二区作为试验井区，井位图见图 1-1 所示。其位于萨尔图油 田的南部，于 1965 年投入开发，基础井网采用 3-500*300（500，300）m 行列注水井网， 对萨、葡、高主力油层用一套层系开发，共布油水井 227 口，其中采油井 150 口，注水 井 77 口；1971 年中间井排相继投入生产，仍然开采萨、葡、高主力油层；1982 年对萨、 葡、高（除萨7 -9、萨10-12、葡1 -4 三个砂岩组以外）中低渗透层进行一次加密调 整，南二区萨、葡、高差油层采用一套层系开发，布井方式采用第一排排间加排、中间 井排井间加井的方法形成 250-300m 不规则反九点面积井网，共布油水井 416 口，其中 采油井 306 口，注水井 110 口；1992 年对萨、葡、高薄油层及表外储层进行二次加密调 整，采用一套层系进行开采，布井方式采用排间加排，形成 250m 井距的不规则五点法 面积井网，共布油水井 547 口，其中采油井 398 口，注水井 149 口；1997 年在南二区中 块，对二次加密后仍然动用不好的萨、葡、高薄油层及表外储层开展了三次加密调整实 验，共布油水井 36 口，其中采油井 35 口，注水井 1 口；2000 年全区进行了注采系统调 整，调整后形成比较规则的五点法面积井网，以转注角井成五点法面积井网为主，同时 结合局部井区井区转注高含水边井的方式，共转注二次加密井 45 口，二次加密井油水 井数比达到 1.82：1。 10 第二章 调整井地层压力模型 2.1 调整井区块单砂体分布规律 在油田开发各个阶段，储层研究工作始终是油藏描述的核心工作。早期采用小层对 比方法，分层研究储层；应用细分沉积相技术，从成因上深入研究储层阶段；密井网条 件下的储层精细地质研究阶段。然而，无论是哪一种分析结果，在钻井生产中都没有得 到很好的应用。原因主要有以下几个方法： （1）随着井网的不断加密，对砂体的认识不断变化。在钻井生产中，往往所钻遇 的砂体与储层研究结果不同，包括储层的物性变化，沉积相带的变化，导致砂体的注采 关系与油田开发设计有所不同。 （2）钻井周期短，精细研究方法不适用。在钻井过程中，往往在钻遇高压层时， 出现油气水浸等现象，高压层在测井曲线上有着明显的特征。钻井过程中精细研究砂体 的目的就是预测高压层砂体的分布范围及其压力分布规律，找出形成异常压的原因，这 样，采用相应的技术措施，保证钻井安全顺利进行。那么，利用目前的储层精细分析方 法，无法在钻井周期内完成这样的工作。 所以， 储层预测研究内容主要是如何利用现有的静态资料对钻遇砂体的分布规律进 行预测。 基本原理：同一流动单元的砂体应具有沉积的等时性和相同的沉积环境，也就是同 一水动力条件下的沉积砂体。这样，利用砂体的沉积深度和砂岩组内的砂泥岩分析规律 进一步分析单砂体的相关性，进而得到单砂体的分布规律。 实现方法： （1）沉积水动力条件分析：不同水动力体系，砂泥岩组合是不同的，如正韵律、 反韵律和复合韵律。 可以根据砂岩组内划分的有效砂岩厚度和泥岩夹层厚度的空间分布 状况分析沉积时是水进沉积还是水退沉积或是决口等复合沉积。 = b t 1 h h k （2-1） h h k o 2 = （2-2） 式中： t h ：砂岩组上部沉积单砂体有效厚度，m； b h ：砂岩组下部沉积单砂体有效厚度，m； o h ：砂岩组内沉积单砂体有效厚度，m； h：砂岩组厚度，m； 利用 k1分析沉积水动力条件变化，利用 k2分析废弃河道或泛滥平原相。 11 （2）沉积体系划分：沉积韵律虽然相同，但有可能沉积于两个不同的水动力体系。 特别是对于一些席状砂，在不同水动力体系条件下，产状特征非常相似。划分水动力体 系非常关键。井区内砂岩组沉积有效砂岩厚度较大的，其沉积特征可代表水动力体系的 特征。这样，可以依据井区内砂体特征，划分水动力体系。 （3）单砂体等时性分析：目前静态数据可比性的划分到砂岩组，如 s11、p12，再细 分只用 1 号小层、2 号小层等标识，而对相邻两口井同一砂岩组内编号相同的砂体没有 可对比性。这就需要进一步分析两个单砂体的沉积等时性。先是利用油层组深度进行构 造深度校正，如果钻遇断层，进行深度补偿。发现单砂体顶底界面发生重叠，可以认为 两个单砂体具有等时性，是砂体连通的必要条件。 （4）砂体相关性分析：上述的每一种分析结果作为一个相关性参数，对井区内的某 一层位的单砂体进行相关性分析： ()() ()() = = = m k m k m k xxxx xxxx r 11 2 iik 2 iik iik 1 iik ij （2-3） 当 rij接近 1 时，表示两个砂体连通。 （5）砂体分类图的绘制：根据砂体的分类及连通性，进行单砂体平面分布规律的绘 制。 图 2-1 单砂体系统分析软件界面 图 2-2 单砂体系统分析结果 2.2 理想单井系统压力模型 在油气田开发过程中，随着注采时间的不断推移，注、采工作制度的不断改变，油 层压力不断发生变化， 压力分布不均衡， 压力系统差异较大， 而且地层压力呈动态变化。 b1-3-p270 b1-3-p271 b1-3-p272 74 b1-41-p275 b1-41-p276 b1-41-p -42-p274 b1-42-p275 b1 42 p276 564 b1-31-565 b1-31-566 b1-331-64 b1-331-65 b1-331-p65 b1-331-p66 b1-3 b1-3-61 b b1-3-d60 b1-3-d61 57 b1-d3-466 b1-d4-58 -p61 g101-50 g101-51 g10 12 同时，在多种因素的作用下，地层特性和流体物性都将不同程度地发生改变。这种情况 下， 单纯应用钻井工艺理论框架下的油层压力预测技术已经不能理想地解决加密调整井 钻井地层压力预测问题。因此，要实现调整井的安全快速钻井，减少储层污染，必须建 立新理论并用其准确预测地层压力及其分布规律。本文就是据此开展研究工作的。在本 章中，从油层渗流力学的基本原理出发，针对加密调整井钻井实际工况，借用数学工具 综合描述油层渗流过程中全部力学现象和物理化学现象的内在联系和运动状态， 主要包 括运动方程、状态方程、质量守恒方程、能量方程（研究非等温渗流问题）以及其他附 加方程（特殊渗流问题中伴随发生的物理或化学现象附加的方程，如物理化学渗流中的 扩散方程）和边界条件、初始条件等，建立了可靠的地层压力预测数学模型，并给出了 预测过程的基本步骤。实际应用表明，基于油层渗流力学理论建立的调整井压力预测方 法具有简单、快捷、准确的特点，能够满足油田现场实际应用的要求34-35。 本文定义的简单生产系统是指无限大均质地层、等厚、水平，单相流体，一口井稳 定生产，这是一个非常理想化的单井系统。 为便于分析，本文提出如下假设条件： （1）地层是均质等厚的各向同性的； （2）地 层内只有一种均质不可压缩的液体在流动，且不考虑地层的压缩性； （3）流体与岩石无 物理化学反应，岩石和液体是不可压缩的； （4）油井为裸眼井。井眼半径为 rw，地层厚 度为 h，渗透率为 k，孔隙度为 ，井底压力为 pw。示意图见图 2-3 所示。 图 2-3 平面径向渗流系统 由于地层是均质的，等厚的各向同性的，所以，等压面应当是与井同心的圆柱体。 图 2-3 所示对于距离地层中心 r 远处的圆柱面上的任意一点来说，其渗流速度可以用达 西定律表示： dr dpk v = （2-4） 根据连续性定理，过任意一断面的流量应该不变，所以在半径为 r 的任意一断面上的渗 流速度为： 13 hr q v 2 = （2-5） 式（2-5）中的负号是由于渗流速度方向与坐标r的方向相反所致。 联立式（2-4）和式（2-5）并分离变量有： dp q kh r dr 2 = （2-6） 对式（2-6）两边积分，r从r-rw，p从p-pw，则可得简单生产系统的压力分布公式， 即无限大地层中任一点的压力： w w ln 2r r kh q pp += （2-7） 由此式可知，均质地层中，地层压力的大小与井底压力、地层物性、距离、井的类 型（生产井或注入井）以及产量大小有着直接的关系。 井底处： w rr =； w pp = 由式（2-5）可得压力梯度的分布公式为： r r r ppk v 1 ln w e we = （2-8） 由式（2-7）可以绘制出在简单生产系统地层压力分布图和纵向上压力变化规律， 如图2-4所示。而油田在原始状态下，各小层具有统一的压力系统，在纵向上，小层压 力随着深度增加而呈线性增加，如图2-5所示。 图 2-4 简单生产系统地层压力分布规律 图 2-5 原始地层在纵向上压力变化规律 2.3 邻井生产的干扰影响 绝大多数的油藏在生产过程中不是一口井单独生产， 而是许多生产井和注水井同时 14 工作，并且，随着油藏的进一步开发，不断有许多井投入使用或关闭。另一方面，已投 入生产的井在整个开发期间也会频繁的改变工作制度。 油水井工作制度的变化以及新井 的投产会使原来的压力分布状态遭到破坏，引起整个渗流场发生变化，这种井间相互影 响的现象称为井间干扰。 另外， 实际油藏的形状也是很不规则的， 其边界有的是开敞的， 有的是封闭的或局部封闭的，而且，油藏的内部常有尖灭线和封闭型断层等不渗透边界 的存在，这些不规则的边界对地层的压力分布也会产生影响。在同一油层内，若有多井 同时生产，其中任一口井工作制度的改变都会引起其他井井底压力及产量发生变化。在 井工作制度未改变前，多井已处于某一稳定状态中，全油层内的能量供应和消耗处于暂 时的平衡之中，而任一口井的工作制度发生变化，均会使原有的能量平衡遭到破坏，引 起整个渗流发生变化，从而导致地层内各点压力重新分布。假设a、b两井处于同一水 动力学系统，如图2-6（a）所示，当a井以q1单独投产时，在地层中形成压力分布如 曲线i所示。当b井以产量q2单独投产时，在地层中形成的压力分布如曲线ii所示。 若a、b两井同时投产（a井产量为q1，b井产量为q2） ，则在地层中形成的压力分布 曲线如虚线iii所示。 在地层中m点处，若a井单独工作，则在m点的压降 10a mmp=；若b井单独 工作，则m点的压降为 20b mmp=；若两井同时工作时，则m点的压降为 30bam mmppp=+=。 图 2-6（a）两口生产井干扰 图 2-6（b）一口生产井和一口注水井干扰 右图中表示一口注水井和一口生产井同时工作时， 井间干扰的结果。a井为注水井， 它在地层中形成的压力升如线1所示；b井是生产井， 它在地层中形成的压力降如图2-6 （b）所示。两井同时工作时，地层内各点的压力分布如虚线iii与线i和线ii之间的关 系也满足代数叠加的原则，只是在这里规定生产井形成的压降为正值，而注水井形成的 压降为负值。地层中， 10a mmp=， 20b mmp=， 21bam mmppp=+=。 综上所述，对于很大地层上的两口或两口以上的井同时生产，存在着以下的压降迭 15 加原理：多井（生产井和注水井）同时工作时，地层中任意一点处的压降应该等于各井 以各自不变的产量单独工作时在该点处造成的压降的代数和。 图 2-7 等产量一注一采的坐标示意图 设无穷大地层相距2a的两点各有一强度相等的一生产井一注水井，即一源一汇， 如图2-7所示。以源汇的连线为x轴，以源汇连线的垂直平分线为y轴。点（a，0）处 为汇，而点（-a，0）处为源。根据压降迭加原理可得在m点处的压降为： 2 1 m ln 2r r kh q p = （2-9） 所以可以得到一注一采时的地层压力分布图如图2-8e所示。 图 2-8a 生产井周围压力分布曲线 图 2-8b 注水井周围压力分布曲线 a a pw ，q pe a a -q m r1 r2 注入井注入井 生产井生产井 16 r(m) p(mpa) r(m) p(mpa) 图 2-8d 两口注水井之间压力分布曲线 图 2-8c 两口生产井之间的压力变化图 r(m) p(mpa) 图 2-8e 一注一采两口井之间压力分布曲线 同理也可以得到生产井、注水井、两口生产井、两口注水井的地层的压力分布图如 图2-8a、2-8b、2-8c、2-8d所示。 从以上地层压力分布曲线可以看出，地层压力（能量）的消耗主要集中在井眼附近 很小的范围之内， 距离井眼越远， 地层压力的消耗越小； 对于存