引用本文
屈文强, 王志坤, 薛小宝. 低渗透油藏压力场演化特征及主控因素分析——以安塞油田W井区为例[J]. 录井工程, 2025,36(2): 149-154.
QU Wenqiang, WANG Zhikun, XUE Xiaobao. Analysis of evolution characteristics and main control factors of pressure field in low-permeability reservoirs: A case study of wellblock W in Ansai Oilfield[J]. Mud Logging Engineering, 2025,36(2): 149-154.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2025.02.022  
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低渗透油藏压力场演化特征及主控因素分析——以安塞油田W井区为例
屈文强, 王志坤, 薛小宝
延长油田股份有限公司杏子川采油厂

作者简介：屈文强 工程师,1992年生,2014年毕业于延安大学石油工程专业,现在延长油田股份有限公司杏子川采油厂从事油田地质与开发工作。通信地址：716000 陕西省延安市安塞区后街杏子川采油厂。E-mail：732414459@qq.com

收稿日期: 2025-04-26
基金: 延长油田股份有限公司科研项目“安塞油田巴家河井区综合调整研究及试验”（编号：ycsy2018xjs-C-09-15）
摘要

为探索低渗透油藏开发过程中压力场的动态变化规律及其影响因素,以安塞油田W井区长21-3油层组为研究对象,综合运用静压测试、压降测试及压力恢复测试方法,分析2019年与2023年地层压力场的时空演化特征,并结合地质构造、砂体展布及注采比等参数,揭示压力场动态变化的主控因素及作用机理。研究结果表明：时间维度上,地层压力场呈现显著非均质性,流动系数差异达22.5倍,局部高渗带压力恢复明显;空间分布上,压力分布由均匀转为高低压分化,东区地层压力增幅达11.04%,西区地层压力降幅为15.45%,中区地层压力降幅为21.56%。地质构造低点、砂体厚度及注采比是压力场动态变化的主控因素,其中注采比与压力增加百分比呈强正相关（ R²为0.972 2）。该研究结果为低渗透油藏开发调整方案的优化提供了理论依据。

关键词: 低渗透油藏; 压力场; 注采比; 构造特征; 安塞油田
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Analysis of evolution characteristics and main control factors of pressure field in low-permeability reservoirs: A case study of wellblock W in Ansai Oilfield
QU Wenqiang, WANG Zhikun, XUE Xiaobao
Xingzichuan Exploitation Factory, Yanchang Oil Field Co., Ltd., Yan′an, Shaanxi 716000, China
Abstract

In order to explore the dynamic variation law and influencing factors of the pressure field in the development process of low-permeability reservoirs, this paper focuses on Chang 21-3 oil reservoir set in wellblock W of Ansai Oilfield as object, and analyzes the spatio-temporal evolution characteristics of the formation pressure field in 2019 and 2023 by comprehensively using static pressure test, pressure drawdown test, and pressure build-up test methods. Combined with parameters such as geologic structure, sand body distribution and injection to production ratio, the main control factors and action mechanism of the pressure field dynamic variation are revealed. The following results are obtained： There is significant temporal heterogeneity in the pressure field, with flow coefficient differences reaching up to 22.5 times and notable pressure build-up in the local high-permeability zones; In spatial distribution, the pressure distribution has transitioned from the uniformity to the differentiation between high pressure and low pressure. The formation pressure in the eastern area increased by 11.04 %. The formation pressure decreases in the western and middle areas were 15.45 % and 21.56 % respectively. The lows in geologic structure, sand body thickness, and injection to production ratio were identified as main control factors of the pressure field dynamic variation, with a strong positive correlation observed between injection to production ratio and percentage increase in pressure （ R² of 0.972 2）. The study offers a theoretical basis for the optimization of development adjustment scheme in low-permeability reservoirs.

Keyword: low-permeability reservoir; pressure field; injection to production ratio; structural feature; Ansai Oilfield
0 引言

油藏压力场反映油藏内部不同空间位置的压力分布状况。油藏原始压力场一般受两个因素控制：岩石的固有属性, 如孔隙度、渗透率、孔喉结构等; 岩石所处地质环境, 如埋藏深度、流体类型、流体饱和度和流体赋存状态等[1]。在油田开发过程中, 油藏压力场处于持续动态变化过程, 其演变对流体流动方向、驱替效率、油藏最终采收率等产生相应的影响, 进而影响后续开发调整方案的制定及生产单位的经济效益。

针对油藏压力场及其影响因素, 前人做了大量研究工作。在确定油藏压力场方法方面, 张丽华等[2]提出基于早期压力恢复数据的拟函数法; 成绥民等[3]应用人工智能识别压力导数图, 进而确定油藏压力分布情况; Yin等[4]提出利用源和汇影响的数学模型, 求解复杂边界条件下均质油藏的稳态渗流压力。在分析油藏压力场影响因素方面, O′ Connell等[5]、Rice等[6]、陈义才等[7]对不同流体饱和度、温度对岩石力学性质的影响及影响机理进行了探究; 夏新宇等[8]分析了构造抬升对地层压力的影响; 王端平等[9]探究了井距与地层压力的关系, 并提出极限井距公式。然而, 目前相关研究普遍侧重于油藏原始压力场和静态压力场, 系统分析压力分布及其影响因素, 而对油田开发过程中油藏压力场在时空中的动态演化规律及主控因素研究尚未涉及, 亟需开展相关研究工作。

本文选取安塞油田W井区作为研究区域, 利用油田开发过程中的压力监测手段, 如静压测试、压力恢复测试等, 开展安塞油田低渗透油藏压力场变化规律的研究, 旨在探究地质构造、砂体特征、注采比对油藏压力场变化的影响, 起到指导优化调整低渗透油藏勘探开发方案的重要作用。

1 安塞油田W井区概况

安塞油田W井区位于安塞区坪桥镇, 地处鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部（图1）, 区块面积为15 km² , 目前总井数374口, 其中采油井194口, 注水井102口, 停产井78口。研究区生产层位主要为上三叠统延长组长21-3油层组, 地层产状平缓, 东倾西斜, 倾角小于1° [10, 11, 12, 13]。油层埋藏深度为850~1 195 m, 地层平均温度为35.5 ℃, 原始地层压力为7.89 MPa, 地温梯度为4.25 ℃/100 m, 压力梯度为0.75 MPa/100 m, 压力系数为0.7, 驱动能量主要为水驱, 属于构造-岩性油藏。该区大部分区域砂体厚度大于16 m, 局部区域为4~8 m, 油层组平均厚度7.3 m, 平均孔隙度为16.59 %, 平均渗透率为4.85 mD, 属于低孔低渗透油藏。

图1 安塞油田W井区长21-3油藏综合成果图

2 压力测试方法

压力监测是准确获取研究区压力数据的重要途径之一, 主要包括静压测试、压降测试、压力恢复测试[14, 15]。

静压测试是通过油管或环形空间将压力计下入井底, 关井稳定后, 测量井底静压。压降测试是在油井开始生产或保持稳定产量的过程中, 连续监测井底压力随时间下降的变化。压力恢复测试是通过油管或环形空间将压力计下入井底, 关井后测量压力随时间的恢复曲线。相较而言, 静压测试可以直接测得井底静压, 其他两种方法则需要通过对测量所得的曲线进行拟合, 进而求取地层参数。3种测试手段相互补充, 能有效监测地层压力变化, 分析地层亏空情况和注水受效情况。

3 压力场动态演化特征
3.1 压力场时间变化特征

根据2019年和2023年的静压测试数据（表1）和压恢压降测试数据（表2）, 研究区的压力场在时间上呈现出明显的动态变化特征。

表1 静压测试数据
表2 压恢压降测试数据

统计显示平均地层压力由2019年的5.1 MPa降低至2023年的4.64 MPa, 降幅为9.02%。部分井的油层静压发生了显著变化, 例如, W 177井的油层静压从3.66 MPa上升到4.07 MPa, 而W 352-1井则从6.96 MPa下降到6.68 MPa。平均压力梯度整体在0.536~0.986 MPa/100 m之间, 部分井压力梯度降低, 如W 337-6井所在区域的平均压力梯度从2019年W 337-6井的0.876 MPa/100 m下降到2023年同区域W 326-8井的0.772 MPa/100 m（表1、图2）, 平均压力梯度整体呈现出一定的变化, 表明地层能量补充不均、压力分布不均。

图2 安塞油田W井区压力等值线

2023年压恢压降测试结果显示, 研究区多数井筒储集系数较低（0.15~3.03 m³ /MPa）, 反映井筒附近储层连通性存在明显不足; 表皮系数普遍为负值（-5.65~-3.91）, 表明井筒附近存在流动改善条件; 流动系数和地层渗透率在不同井之间差异较大, 流动系数范围从0.83（mD· m）/（mPa· s）到19.50（mD· m）/（mPa· s）不等, 差异达22.5倍, 地层渗透率范围从0.05 mD到1.26 mD（表2）, 显示储层非均质性较强[16, 17, 18, 19, 20, 21]。例如, W 174井地层渗透率1.26 mD, 流动系数10.53（mD· m）/（mPa· s）, 表明局部存在高渗带。与2019年W 173井监测结果对比, 相邻井W 174井2023年地层渗透率测试值降低4.32 mD（图1、表2）, 表明W 173井附近区域地层渗流能力变差, 进而影响注水补充地层能量的效果。

通过对2019年和2023年的静压及压恢压降测试数据的分析可知, 安塞油田W井区压力场表现出明显的动态变化特征, 部分井油层静压显著上升或下降, 压力梯度也存在变化, 表明地层能量补充不均、分布不均。此外, 多数井井筒储集系数较低, 反映井筒附近储层连通性较差; 表皮系数普遍为负值, 表明井筒附近存在流动改善条件; 流动系数和地层渗透率在不同井之间差异较大, 显示储层非均质性强, 局部存在高渗带。部分区域渗透率降低, 渗流能力变差, 影响研究区压力场分布。

3.2 压力场平面变化特征

从空间分布来看, 压力等值线图（图2）显示, 2019年压力分布相对均匀, 低压区主要分布在研究区西部, 而2023年出现了明显的高低压区域, 高压区主要集中在研究区东部和西北部, 如W 327-9井附近地层压力可达10.37 MPa, 其余方位则为低压区。高压区压力等值线间距紧凑, 反映相邻井组间地层压力差别大。对比2019年、2023年压力等值线图发现, 研究区东部区域地层压力增加较为明显, 区域地层压力高值由6.40 MPa升至10.37 MPa。西北部（W 352-1井附近区域）和西部（W 357井附近区域）压力降幅较小, 如W 357井附近区域地层压力由3.36 MPa降至2.85 MPa, 降幅约15%。而W 325-3井与W 322-5井连线呈北东-南西走向的中部条带区域压力降幅最大, 如W305-3井附近区域地层压力由5.22 MPa降至2.06 MPa, 降幅达60.54%。

通过对比安塞油田W井区2019年、2023年压力等值线图可知, 地层压力的空间分布格局发生了显著变化, 从相对均匀的压力分布转变为明显的高低压区域分化。东部地层压力显著升高、中部区域地层压力大幅降低, 西部、西北部区域地层压力降幅较小, 反映出不同区域地层能量的动态变化特征。

4 压力场动态变化主控因素
4.1 地质构造特征的影响

安塞油田W井区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部, 地层产状平缓（倾角小于1° ）, 属于构造-岩性油藏。根据图1可见, 该区北部W 317-1井区与东部W 325-3井区、中部W 322-5井区之间砂体厚度较薄、连通性较差, 可以利用W 325-3井与W 322-5井的连线条带将研究区划分为东区、中区、西区3部分进行分析。结合图2发现, 砂体连通状况好的东区、西区均呈现构造高点压力相对较低, 低点压力相对较高的特征。例如：2019年压力测试显示, 位于西区构造高点的W 382-2井地层压力为4.34 MPa, 而位于构造低点的W 197-2井地层压力为7.39 MPa; 2023年压力测试显示, 位于东区构造高点的W 326-8井地层压力为4.37 MPa, 而位于构造低点的W 327-9井地层压力为10.37 MPa。分析认为区域构造特征对压力场的分布和变化起到了重要的调控作用, 所以地质构造特征是地层能量补充方案制定的重要依据之一。

4.2 砂体特征的影响

安塞油田W井区长21-3油层组大部分区域砂层厚度大于16 m, 仅W 325-3井与W 322-5井连线呈北东-南西走向的条带状中区的砂层厚度较薄, 砂体厚度基本介于4~12 m之间, 且南端薄砂体分布范围更广。结合压力等值线图（图2）可知, 平面上砂体厚度较薄区域地层能量补充效果较差, 如W 212-1井附近区域地层压力由4.15 MPa降至2.41 MPa, 降幅为41.93%; W 322-5井附近区域地层压力由5.22 MPa降至2.51 MPa, 降幅达51.92%, 均显著大于该区平均降幅, 且两井均位于薄砂层区域。分区对比显示：东区地层压力增幅为11.04%; 西区地层压力降幅为15.45 %; 中区地层压力降幅为21.56%, 降幅更为明显。进一步分析中区地层压力分布发现, 条带南端薄砂层地带压力降幅比北端明显, 如W 322-5井附近区域地层压力降幅为51.92%, 而北端W 325-3井附近区域地层压力仅下降2.81%。

通过分析砂体平面展布和压力等值线变化情况, 归纳得出以下规律：砂体厚度较大区域地层压力降低值小于厚度较小区域, 即砂体发育厚的地区地层压力降幅较小（或增幅较大）, 地层能量恢复情况较好, 反之亦然。

4.3 注采比的影响

安塞油田W井区目前处于注水开发阶段, 依靠注入水补充地层能量, 驱动原油向采油井聚集流动, 因而注水井注入量与油井采出液量的比值, 即注采比, 对地层能量的变化有重要影响。

统计该区2019年至2023年不同部位压力测试井所在井组的累计注采比与压力变化（表3）可知：东区W 337-6井所在井组的累计注采比为2.33, 压力增长62.47%; 中区W 212-1井所在井组的累计注采比为0.38, 压力下降41.85%; 西区北部W 352-1井所在井组的累计注采比为1.01, 压力下降3.93%; 西区西部W 357井所在井组的累计注采比为0.56, 压力下降15.02%。该区累计注采比与压力变化趋势一致, 累计注采比越大, 压力增幅越大。

表3 2019-2023年安塞油田W井区累计注采比与压力变化

为进一步明确研究区累计注采比与压力增加百分比的关系, 对两者进行线性拟合（图3）, 发现两者存在极强的线性相关性（R2=0.972 2）。这一结果表明, 注采比越大, 地层能量恢复越快或衰减越慢, 地层压力作为地层能量的体现亦符合此规律。因此, 研究区压力场平面分布情况得到合理的解释, 也为控制地层能量变化、优化压力场分布提供了有力的技术理论支撑。

图3 安塞W井区注采比与压力增加百分比关系

5 结论

（1）时间维度上, 储层非均质性导致压力分布差异显著, 局部高渗带压力恢复能力较强。

（2）空间维度上, 构造低点及砂体厚度较大区域压力保持效果较好, 中部薄砂区压力降幅最大。

（3）注采比对地层能量恢复具有决定性作用, 累计注采比与压力增幅呈强正相关。据此建议优化注水策略, 优先增强中部薄砂区注采比, 以均衡地层能量分布, 提升油藏开发效益。

（编辑 唐艳军）

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