郭麗娜，陳培元，王 龍，孫福亭

（中海油研究總院，北京 100028）

隨鉆地層壓力監(jiān)測技術(shù)是利用鉆井過程中實時測量得到的鉆井地質(zhì)數(shù)據(jù)來評估當(dāng)前的地層壓力，目前，地層壓力數(shù)據(jù)不僅用來降低鉆井作業(yè)安全隱患，節(jié)省投資費用，在油氣田開發(fā)中也得到越來越多的應(yīng)用及重視。本文通過對多個油氣田實際地層壓力數(shù)據(jù)的分析，對其在油氣田開發(fā)中的應(yīng)用方向加以總結(jié)，為后續(xù)新油氣田的開發(fā)提供方法和依據(jù)。

1 簡介

地層壓力也叫地層孔隙流體壓力，是指作用在地層孔隙內(nèi)流體上的壓力，全部由流體本身所承擔(dān)[1]。其與地層所在深度及構(gòu)造的封閉條件有關(guān)。在實際生產(chǎn)中，地層壓力一般分為原始地層壓力、目前地層壓力及流動壓力。原始地層壓力是指油田還沒有投入生產(chǎn)開發(fā)前，油、氣層尚未打開，整個油、氣層處于均衡受壓狀態(tài)，沒有流動發(fā)生，油、氣層孔隙中流體所承受的壓力，隨著深度的增加而增加。通常用第一口井或第一批探井測得的油層壓力值近似代表原始地層壓力。前人研究表明，原始地層壓力常作為分析流體系統(tǒng)、確定流體界面、識別流體類型的重要指標(biāo)[2-6]。

目前地層壓力是指油田投入生產(chǎn)開發(fā)后，油層開采到某一時刻的地層壓力。隨著流體的不斷采出，能量逐漸消耗，地層壓力相應(yīng)出現(xiàn)變化。研究表明，目前地層壓力是判斷儲層連通性、地層滲流性等的重要參考依據(jù)[5-7]。

2 地層壓力測試在油田開發(fā)中的應(yīng)用

2.1 流體系統(tǒng)分析

油、氣、水在油藏內(nèi)按統(tǒng)一的氣油、油水或氣水界面存在時，說明在油氣藏形成過程中，這一儲層系統(tǒng)是相互連通的，稱為一個流體（油氣水）系統(tǒng)。同一流體系統(tǒng)內(nèi)，不同深度進(jìn)行測量得到的地層壓力數(shù)據(jù)呈線性關(guān)系，油、氣、水有各自的直線關(guān)系，且各儲集層的流體界面（交點）深度大體一致[8]（見圖1），反之，則屬于不同流體系統(tǒng)。

以PL油田PL-1井為例，該井在5-9油組鉆遇油層并測量地層壓力數(shù)據(jù)。從壓力與深度剖面上看（見圖2），6-8油組利用壓力數(shù)據(jù)回歸的油線與全區(qū)水線交點深度一致，5油組與6-8油組利用壓力數(shù)據(jù)回歸的油線與全區(qū)水線交點深度差距加大，且呈現(xiàn)不同的變化趨勢，表明6-8油組屬于同一流體系統(tǒng)，5油組與6-8油組屬于不同的流體系統(tǒng)。儲量計算中通常將已查明為統(tǒng)一油（氣）水界面的油（氣）水系統(tǒng)劃為一個計算單元，因此在儲量評價時要給予充分考慮。

以B油田為例，該井在3個油組測量地層壓力數(shù)據(jù)。從壓力與深度剖面上看（見圖3），不同油組利用壓力數(shù)據(jù)回歸的油線呈現(xiàn)不同的變化趨勢，表明各油組屬于不同的流體系統(tǒng)。

2.2 流體界面確定

針對（氣）油層壓力數(shù)據(jù)和（油）水層壓力數(shù)據(jù)分別進(jìn)行線性回歸擬合，直線的交點即為（氣油界面）自由水面。擬合的效果越好，則計算得到的油水界面精度越高[4，8-10]。但在實際測試過程中，由于油氣層較薄、物性差等原因容易產(chǎn)生有效壓力數(shù)據(jù)點過少的情況，進(jìn)而影響線性回歸精度，無法得出準(zhǔn)確的流體界面，因此在使用時應(yīng)對數(shù)據(jù)點進(jìn)行分析后再進(jìn)行回歸。

以PL油田A-1井為例，測井解釋結(jié)果顯示，1-9油組均未鉆遇水層，僅在10油組鉆遇水層，油柱高度近450 m。僅根據(jù)測井解釋結(jié)果無法判斷各油組油水界面深度，通過油層壓力數(shù)據(jù)和回歸的水線相交情況即可得到各油組油水界面深度（見圖4）。

圖2 PL油田地層壓力確定流體系統(tǒng)

圖3 B油田地層壓力確定流體系統(tǒng)

以AK油田AL層為例，目前開發(fā)井AL-1并未鉆遇油水界面，油底深度為-3 330.5 m，水頂深度為-3 333.9 m。利用地層壓力數(shù)據(jù)確定的油水界面深度為-3 331.4 m（見圖5），與測井解釋結(jié)果較為吻合，因此在研究過程中選取-3 331.4 m為AL層油水界面深度。

2.3 流體類型識別

圖4 PL油田各油組油水界面確定

在壓力和深度剖面上，對于同一壓力系統(tǒng)、不同深度進(jìn)行測量所得到的地層壓力數(shù)據(jù)，理論上呈線性關(guān)系，直線的斜率即為該壓力系統(tǒng)的壓力梯度，可用增量形式表示。通過壓力梯度即可換算得到儲層流體密度[9，11，12]。

以B油田B-7井為例，該井為油田第一批開發(fā)井之一，該井實測流體密度為0.75（見表1），利用該井壓力資料折算的主力層油層密度為0.79，與實測流體密度相吻合（見圖6）。因此，在油田開發(fā)生產(chǎn)中可根據(jù)壓力數(shù)據(jù)判斷流體性質(zhì)。

表1 B-7井實測流體密度

以PL油田A-1井為例（見圖7），不同油組屬于不同壓力系統(tǒng)，但利用該井壓力資料折算的不同油組儲層流體密度相差不大，因此，在實際油田開發(fā)中，應(yīng)結(jié)合測井解釋結(jié)果、油組劃分對比、流體系統(tǒng)分析及儲層反演等資料進(jìn)行綜合判斷，以降低不確定性。

2.4 儲層連通性分析

原始條件下，處于同一個壓力系統(tǒng)中的各處壓力之間是平衡的。當(dāng)油藏投入開發(fā)后，如果儲層連通，即屬于同一流體單元，隨著油井的不斷生產(chǎn)，地層壓力會出現(xiàn)不同程度的衰竭[13，14]。因此，通過開發(fā)井壓力變化可直接反映儲層的連通性。

以B油田為例，該油田主力層為厚度近80 m的碳酸鹽巖，夾層不發(fā)育，射孔層段為油層上部。該段地層壓力測試數(shù)據(jù)顯示，縱向上，受上部射孔段生產(chǎn)的影響，油層段下部也出現(xiàn)明顯的壓力衰竭現(xiàn)象。此外，平面上不同時間隨鉆測壓數(shù)據(jù)出現(xiàn)的衰竭程度也不盡相同，表明儲層縱向和平面具有較好的連通性。

以PL油田為例，該油田為主力層發(fā)育辮狀河沉積，河道快速頻繁改道使多個成因砂體在垂向和側(cè)向上相互對接，呈泛連通體分布。A03井是研究區(qū)最早投產(chǎn)的生產(chǎn)井，于2003年投產(chǎn)。相鄰D19、D20井分別于2008年4月和9月完鉆并進(jìn)行地層壓力測試，且2003-2008年該區(qū)域無其他新井投產(chǎn)。壓力測試結(jié)果顯示兩口井在不同層位均呈現(xiàn)壓力衰竭現(xiàn)象，說明D19、D20井與A03井連通。

2.5 斷層封堵性分析

圖6 B-7井壓力回歸折算流體密度

圖7 A-1井壓力回歸折算流體密度

斷層封閉性可通過斷層兩側(cè)地層壓力的變化間接判斷斷層封閉性[15]。對于斷層兩側(cè)的地層，若在未生產(chǎn)情況下出現(xiàn)壓力衰竭或升高，則表明斷層呈開啟狀態(tài)。

以PL油田為例，該油田為海上斷塊油田，受郯廬斷裂帶的影響，油田主體斷裂系統(tǒng)復(fù)雜，平面被分為多個區(qū)塊。1區(qū)是油田投產(chǎn)最早的區(qū)域，2區(qū)及3區(qū)相繼投產(chǎn)。B32井為2區(qū)第一口生產(chǎn)井，B42井為3區(qū)第一口生產(chǎn)井，在兩個區(qū)塊并未投產(chǎn)的情況下，兩口井地層壓力測試數(shù)據(jù)均顯示在不同油組出現(xiàn)壓力衰竭，尤其在L8/L10油組壓力變化較大，表明區(qū)塊間斷層F2及F3存在封堵性薄弱區(qū)（見表2）。

表2 PL油田B32/B42剩余壓力及斷層分布

2.6 動用層位判斷

當(dāng)油藏具有多套儲層發(fā)育時，分析井上地層壓力的變化對判斷動用情況具有良好的指示意義。被動用層位顯示為壓力低，未被動用層位或能量補(bǔ)充較好層位顯示為壓力高或原始地層壓力。

以FQ油田為例，該油藏為碳酸鹽巖構(gòu)造邊水油藏，局部發(fā)育微裂縫，目前僅射開生產(chǎn)MB層，下部MC層未生產(chǎn)，但新井FQ-B井隨鉆測壓數(shù)據(jù)顯示MC層壓力降低（見圖8）。綜合分析周邊生產(chǎn)井動態(tài)表明，由于FQ-A井微裂縫較為發(fā)育，溝通下部地層，致使未射孔層位MC層被動用，此現(xiàn)象亦反映出MC層儲層橫向連通性較好。

2.7 地層滲流性判斷

若油藏邊界和能量供應(yīng)等條件相同時，當(dāng)儲層物性好，滲透率高時，在地層壓力測試期間，地層壓降小，壓力恢復(fù)快；當(dāng)儲層物性差，滲透率低時，出現(xiàn)地層壓降大且壓力恢復(fù)慢的現(xiàn)象（見圖9）。因此，利用地層壓力數(shù)據(jù)可對地層滲流性進(jìn)行判斷。

表3 不同方法各井滲透率對比表

圖8 FQ-B井壓力分布圖

圖9 不同儲層物性壓力恢復(fù)示意圖

以B油田（碳酸鹽巖）為例，由于碳酸鹽巖儲層受到較強(qiáng)的成巖作用，因此其儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，進(jìn)而導(dǎo)致滲透率解釋有一定難度。測井解釋滲透率與試井解釋滲透率之間存在較大差距（見表3），試井解釋滲透率普遍較高。在實際生產(chǎn)中，以初期投產(chǎn)的老井B-3/B-6為例，兩口井初始產(chǎn)能相差約4 000 bbl/d，可見B-6井儲層物性明顯優(yōu)于B-3井。因此，在油田開發(fā)過程中，應(yīng)綜合考慮不同方法滲透率解釋結(jié)果，以便尋找更優(yōu)質(zhì)儲層進(jìn)行開發(fā)。但值得注意的是，地層壓力測試過程中，由于受到泥漿顆粒、泥漿濾液及上覆壓力等因素的影響，解釋的滲透率可看作是儲層在地層條件下的下限值，分析過程中要給予考慮。

3 結(jié)論

（1）基于地層壓力測試資料可對流體系統(tǒng)、流體界面、流體類型、儲層連通性、斷層封堵性及地層滲流性等進(jìn)行有效判斷。

（2）基于壓力資料的油氣水系統(tǒng)及流體分析應(yīng)盡量與其他資料相結(jié)合，相互印證，形成最終的結(jié)論。

（3）由于受到巖性、儲層厚度、儲層物性、井筒條件、泥漿濾液及上覆壓力等條件的影響，地層壓力數(shù)據(jù)點的精確程度會受到干擾，因此測試前應(yīng)合理設(shè)計測試點，同時在研究過程中排除不合格數(shù)據(jù)后再進(jìn)行分析。

中國石油自主開發(fā)成功器外完全硫化態(tài)配套催化劑

2018年8月30日，由中國石油石油化工研究院、呼和浩特石化、福州大學(xué)等共同開發(fā)的器外完全硫化態(tài)GARDES-II技術(shù)配套催化劑在呼石化120萬噸/年汽油加氫裝置應(yīng)用成功，這是中國石油首套采用自主技術(shù)制備完全硫化態(tài)加氫催化劑開工的加氫裝置。

與傳統(tǒng)的器內(nèi)硫化和近年來逐步采用的器外預(yù)硫化技術(shù)相比，器外完全硫化技術(shù)以環(huán)境友好、開工時間短、經(jīng)濟(jì)效益顯著而占有明顯優(yōu)勢，具有簡單、高效、無污染的特點，是一項使催化劑具備真正加氫活性、無需進(jìn)行活化、解決煉化企業(yè)開工過程安全環(huán)保問題的催化劑制備新技術(shù)。

石化院一直致力于加氫催化劑的器外硫化研究，2015年器外預(yù)硫化型加氫催化劑在揚子巴斯夫和獨山子石化實現(xiàn)工業(yè)應(yīng)用。在集團(tuán)公司科技管理部的持續(xù)支持下，3年后采用真空密閉式集裝箱包裝的器外完全硫化態(tài)GARDES-II技術(shù)配套催化劑在呼石化120萬噸/年汽油加氫裝置僅24個小時就產(chǎn)出合格汽油產(chǎn)品，裝置開工取得圓滿成功。與原裝置上一周期對比，節(jié)省開工時間5天以上，開工過程無廢水、廢氣排放，開工過程簡單、環(huán)保，產(chǎn)品質(zhì)量滿足生產(chǎn)國Ⅵ汽油的要求。

本次中國石油器外完全硫化態(tài)加氫催化劑的應(yīng)用成功，將進(jìn)一步形成中國石油自主加氫催化劑器外完全硫化技術(shù)平臺，對減輕煉化企業(yè)裝置開工過程中的安全、環(huán)保壓力具有重要意義。

（摘自中國石油報第7173期）