本站原创【摘 要 】基于埕海油田的特殊井型,结合井下监测系统普遍应用的现状,利用井下监测系统连续测压资料,跟踪分析各区块地层能量的变化与供给状况,从而为油藏动态分析提供了依据.针对井下监测数据原始资料存在的问题,在资料的处理上得到尽可能的解决.通过对监测系统测压资料的连续收集及后期处理,使得其精度有了很大的提高,通过对比分析,为区块的整体认识提供了有价值的参考.
【关 键 词 】井下监测系统 油藏动态分析
1 基本概况
埕海油田利用海油陆采（人工井场+人工岛）方式,应用 “井口槽+模块化钻机”实施产能钻探,各开发单元均采用斜井、大位移井或水平井开发与生产；注采工艺复杂,油井基本采用电泵举升.
海上井井型结构复杂,压力资料录取受到了限制,这给油藏分析、优化合理工作制度、制定合理措施带来了很大难度.井下监测数据是埕海油田电泵井监测泵吸入口压力、温度、井底压力变化的主要手段.因此结合滩海地区井下监测系统应用较多的现状（48口井配有电泵伴侣）,利用井下监测系统连续测压资料,跟踪分析地层能量的变化与供给状况,从而为完善注采井网,补充地层能量,稳定区块产量提供保障.
2 井下监测数据应用效果分析
2.1 井下监测数据为油藏动态分析提供了依据
利用井下监测系统连续测压所得到的流压数据可以得出如下结论：
庄海8Ng单元天然水驱,地层能量充足,压力保持稳定；
庄海4X1单元注采比较高,累积注采比1.14,流压相对平稳；
庄海8Es单元人工水驱,2012年通过注水治理,1-10月份流压降为0.59MPa,较上年有所减缓；
庄海8Nm单元,前期枯竭式开发,2011年投入注水开发,流压趋于稳定.
埕海一区平均地层压降2.18MPa,其中庄海8Ng单元地层能量充足,压降0.36MPa,庄海4X1单元注采比较高（1.14）,压降1.1MPa；庄海8Es单元、庄海8Nm单元由于地层亏空,压降分别为4.43、2.83MPa,为措施制定及生产管理提供了依据.
从解释计算结果来看,埕海一区的渗透性普遍较高,属于中高渗油层,Es1s1储层物性好于Es1s3.
从压力监测资料看出,注水开发区块压力保持较稳定（张29×1南部）,枯竭式开采区块压力下降较快（张29×1北部、张参1）；张27×1单元由于前期亏空较大,压力下降较多,张海5单元由于开采时间较短压降较低,通过地层能量的分析,为下步的措施提供了参考依据.
从解释计算结果来看,埕海二区储层非均质强,边界情况复杂,单井产能差异大,又由于本地区地饱压差小,随地层压力下降出现多相流动,历史对比看出地层有效渗透率降低.
2.2 井下监测数据应用过程中存在的问题
2.2.1 压力资料波动较大,曲线不规范
由于生产时产量不稳定,导致部分井的压力资料波动都很大,压力导数分析曲线散乱,借此资料进行分析,获取的地层参数准确度降低.
2.2.2 部分井压力数据缺失
由于井场停电,仪器故障等原因,导致部分井电泵伴侣资料缺失.如：庄海8Es-H2井缺失了开井初期的200小时左右的压力数据.
2.2.3 压力精度有待进一步落实
张海13-25L井,井下监测数据测取的压力值比电子压力计测取值高出0.78MPa（压力计测试数据按实测静压梯度折算到泵吸入口深度）.
3 井下监测数据异常情况的解决
（1）对于产量波动的影响,利用产量重整的方法,采用双对数分析和压力历史拟合相结合.
（2）对于数据缺失的井,结合地质构造,生产动态情况进行综合分析,确定储层参数计算的径向流位置.
（3）利用数值试井技术进行解释分析,力求获取与实际相符的解释参数.
4 结论与认识
（1）通过井下监测数据,可以得到泵吸入口压力,温度,井底压力变化等参数,为油藏动态分析提供了依据同时也反映出了生产井的工作状况.
（2）虽然目前的分析方法得到的解释结论与压力计测试的资料对比存在一定误差,但通过对比,其基本处于估值范围之内.
（3）针对井下监测数据原始数据存在的问题,通过后期的资料处理,使得误差范围缩小到最低,从而为区块的总体认识提供了更有价值的参考.