水驅(qū)油田生產(chǎn)氣油比主控因素及其影響規(guī)律研究

張繼成，李倩茹

（東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院， 黑龍江 大慶 163318）

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綜合評(píng)述

水驅(qū)油田生產(chǎn)氣油比主控因素及其影響規(guī)律研究

張繼成，李倩茹

（東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院， 黑龍江 大慶 163318）

在注水保持壓力開(kāi)采的條件下，生產(chǎn)氣油比是應(yīng)當(dāng)是恒定不變的。但是以S-BEI油田為例，隨著油田的開(kāi)發(fā)進(jìn)入中后期，生產(chǎn)氣油比呈突然升高的趨勢(shì)。針對(duì)這一異?，F(xiàn)象，首先從理論上分析了生產(chǎn)氣油比的影響因素，包括井網(wǎng)密度、井底流壓以及飽和壓力。從這三個(gè)角度出發(fā)，進(jìn)行了數(shù)值模擬研究，研究結(jié)果表明，在含水率一定并且其它因素保持不變時(shí)，生產(chǎn)氣油比隨著井距的增大而降低。在含水率為97%時(shí)，井距為125 m時(shí)的生產(chǎn)氣油比為50.96 sm3/sm3，而在井距為300 m時(shí)的生產(chǎn)氣油比降低至45.92 sm3/sm3。含水率一定并且其它因素保持不變時(shí)，生產(chǎn)氣油比隨著井底流壓的升高而降低，在含水率為93%時(shí)，井底流壓為1.0 MPa時(shí)的生產(chǎn)氣油比為67.40sm3/sm3，而在井底流壓為5.5 MPa時(shí)的生產(chǎn)氣油比降低至45.19 m3/sm3。在含水率一定并且其他因素保持不變時(shí)，生產(chǎn)氣油比隨著飽和壓力的升高而升高，在含水率為97%時(shí)，飽和壓力為7.5 MPa時(shí)的生產(chǎn)氣油比為45.50 m3/sm3，而在飽和壓力為11.0 MPa時(shí)的生產(chǎn)氣油比升高至57.98 sm3/sm3。但是前期含水率不高時(shí)，這三個(gè)因素影響并不明顯，隨著含水率的升高，氣油比的變化比較明顯。

生產(chǎn)汽油比；井網(wǎng)密度；井底流壓；飽和壓力；含水率

對(duì)于油藏?zé)N類(lèi)的化學(xué)組成，多組分液態(tài)混合物的性質(zhì)、相態(tài)變化的特征及其條件，國(guó)內(nèi)外已做了大量的研究，形成了一整套完善的烴類(lèi)相態(tài)理論［1-3］。在生產(chǎn)實(shí)踐中，對(duì)比和預(yù)測(cè)烴類(lèi)組分系統(tǒng)體積的變化，通常采用的表示方法就是生產(chǎn)氣油比［4］。以大慶油田為例，過(guò)去生產(chǎn)氣油比的研究主要是利用不同含水階段石油、天然氣化學(xué)組分監(jiān)測(cè)資料、高壓密閉取心資料、單井單層生產(chǎn)氣油比資料以及水驅(qū)開(kāi)采條件下生產(chǎn)氣油比的數(shù)值模擬，從理論到實(shí)踐對(duì)喇、薩、杏油田生產(chǎn)氣油比的變化規(guī)律進(jìn)行了系統(tǒng)的研究與總結(jié)，得出含水率與生產(chǎn)氣油比沒(méi)有本質(zhì)的聯(lián)系；壓力是影響氣油比變化的重要因素，在注水保持壓力開(kāi)采條件下生產(chǎn)氣油比與原始?xì)庥捅染哂幸恢滦?，而流飽壓差的高低與生產(chǎn)氣油比沒(méi)有必然的聯(lián)系［5-8］。塔中I號(hào)氣田進(jìn)行過(guò)生產(chǎn)氣油比的變化規(guī)律研究，主要是通過(guò)巖心、測(cè)井、物探、試井和試采等資料的綜合應(yīng)用，對(duì)塔中I號(hào)氣田東部試驗(yàn)區(qū)氣油比變化規(guī)律進(jìn)行總結(jié)［9］，分析出了氣油比隨著開(kāi)采時(shí)間的變化有4種類(lèi)型：無(wú)明顯變化型、緩慢上升型、持續(xù)下降型和先增后減型［10］。而造成氣油比變化的原因主要包括：壓力和溫度的變化、流體性質(zhì)的不同、反凝析的作用［11，12］。氣油比無(wú)明顯變化的井，儲(chǔ)集層大部分為視均質(zhì)型，氣油比持續(xù)降低的井，儲(chǔ)集層一般為裂縫型，氣油比先增后減的井，可能為雙重孔隙介質(zhì)型［13，14］。

大量文獻(xiàn)調(diào)研表明，生產(chǎn)氣油比的異?，F(xiàn)象研究大多數(shù)針對(duì)凝析氣藏以及氣田而言，并且人們對(duì)溶解氣驅(qū)條件下溶解氣油比問(wèn)題也作了大量的研究，但對(duì)于水驅(qū)開(kāi)采條件下的生產(chǎn)氣油比變化規(guī)律研究卻很少。本文以S-BEI油田為例，首先在理論上建立了井網(wǎng)密度、井底流壓、飽和壓力與生產(chǎn)氣油比的理論公式，然后通過(guò)數(shù)值模擬，分析井網(wǎng)密度、井底流壓、飽和壓力對(duì)生產(chǎn)氣油比的影響規(guī)律。

1　生產(chǎn)氣油比主控因素

根據(jù)流態(tài)，可將油井滲流區(qū)域劃分成兩個(gè)流動(dòng)區(qū)域（圖1），在脫氣區(qū)內(nèi)考慮油、氣、水三相存在，在未脫氣區(qū)內(nèi)僅考慮油水兩相，這兩個(gè)區(qū)域遵循不同的滲流規(guī)律。

圖1　油井脫氣后地層壓力分布圖Fig.1 Distribution graph of formation pressure after deaeration of oil well

根據(jù)脫氣區(qū)油氣水三相的壓力分布脫氣半徑的計(jì)算公式為：

由于：

其中：

生產(chǎn)氣油比是換算到大氣條件下的總產(chǎn)氣量和換算到大氣條件下的總產(chǎn)油量之比，總產(chǎn)氣量應(yīng)包括以自由氣的形式流到井筒中的氣體和在油藏中溶解于油內(nèi)并隨油一起被采出的氣體。根據(jù)滲流力學(xué)知識(shí)，可知生產(chǎn)氣油比的計(jì)算公式如下：

而平均地層壓力：

上式中右端第二項(xiàng)比第一項(xiàng)小得多，所以有時(shí)可以認(rèn)為邊界處的壓力ep近似等于平均地層壓力pR，則聯(lián)立（5）（6）（7）式可得：

上式即為生產(chǎn)氣油比的理論計(jì)算公式。可以看出，生產(chǎn)氣油比的影響因素包括井底流壓、飽和壓力以及井網(wǎng)密度。因此，下面就利用數(shù)值模擬手段研究這三種的因素的對(duì)生產(chǎn)氣油比的影響規(guī)律。

2　生產(chǎn)氣油比主控因素影響規(guī)律

2.1數(shù)值模擬基礎(chǔ)模型

模型尺寸：2 m×2 m×3 m

網(wǎng)格數(shù)：91×91×1

一層、均質(zhì)，滲透率為 500×10-3μm2，五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，井距為250 m，厚度為3 m，模型的平均孔隙度為0.253 4，原始地層壓力為12 MPa，油層飽和壓力為9.5 MPa，井底流壓設(shè)為3.5 MPa。建立油、氣、水三相含有溶解氣不含揮發(fā)油的黑油模型。

基礎(chǔ)理想模型的井位示意圖如圖2所示。

圖2　基礎(chǔ)理想模型井位示意圖Fig.2 Sketch map of well location in ideal model

其中L1為注水井，P1、P2、P3、P4為四口生產(chǎn)井

2.2井網(wǎng)密度

2.2.1方案設(shè)計(jì)

通過(guò)改變基礎(chǔ)模型的網(wǎng)格數(shù)，設(shè)計(jì)了八組實(shí)驗(yàn)方案來(lái)研究井網(wǎng)密度的對(duì)生產(chǎn)氣油比的影響（表1）。

表1　方案設(shè)計(jì)表（一）Table 1 Table of scheme design（1）

生產(chǎn)過(guò)程中統(tǒng)一采用生產(chǎn)井定流壓為 3.5 MPa，飽和壓力為9.5 MPa，注入井定注入量為118 m3/d。

2.2.2研究結(jié)果分析

根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)得出了不同井距下生產(chǎn)氣油比與含水率的關(guān)系如下圖3。

圖3　不同井距下生產(chǎn)氣油比與含水率的關(guān)系曲線(xiàn)Fig.3 Relation curve between produced produced gas/oil and water cut in condition of different well spacing

從圖3可以看出，井距一定時(shí)，含水率對(duì)生產(chǎn)氣油比存在一定的影響，并且生產(chǎn)氣油比隨著含水率的升高而升高。在井距為150m時(shí)，含水率為90%時(shí)的生產(chǎn)氣油比為 45.73 sm3/sm3，含水率達(dá)到98%時(shí)的生產(chǎn)氣油比升高到52.36 sm3/sm3。

根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)分別列出了含水率為 90%到98%時(shí)，不同井距下的氣油比的變化如圖4。

從圖4可以看出，在含水率一定并且其它因素保持不變時(shí)，生產(chǎn)氣油比隨井距的增大而降低。含水率為97%時(shí)，井距為125 m時(shí)的生產(chǎn)氣油比為50.96 sm3/sm3，在井距為300 m時(shí)的生產(chǎn)氣油比降低至45.92 sm3/sm3。

圖4　不同含水率下生產(chǎn)氣油比與注采井距的關(guān)系曲線(xiàn)Fig.4 Relation curve between produced produced gas/oil and well spacing in condition of different water cut

2.3井底流壓

2.3.1方案設(shè)計(jì)

在基礎(chǔ)模型的基礎(chǔ)上通過(guò)變化井底流壓，其他參數(shù)保持不變，觀察模擬區(qū)內(nèi)生產(chǎn)氣油比的變化，設(shè)計(jì)了以下十組實(shí)驗(yàn)方案（表2）。

表2　方案設(shè)計(jì)表（二）Table 2 Table of scheme design（2）

生產(chǎn)過(guò)程中生產(chǎn)井定流壓，即以上的各組方案中的流壓，注入井定注入量90 m3/d。

2.3.2研究結(jié)果分析

根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)得出了不同井距下生產(chǎn)氣油比與含水率的關(guān)系如下圖5。

圖5　不同井底流壓下生產(chǎn)氣油比與含水率的關(guān)系曲線(xiàn)Fig.5 Relation curve between produced produced gas/oil and water cut in condition of different bottom hole flowing pressure

井底流壓一定時(shí)，生產(chǎn)氣油比隨著含水率的升高而升高。井底流壓為1.0 MPa時(shí)，含水率為93%時(shí)的生產(chǎn)氣油比為 67.40 sm3/sm3，含水率達(dá)到98%時(shí)的生產(chǎn)氣油比升高至223.05 sm3/sm3。

不同含水率下生產(chǎn)氣油比與井底流壓之間的關(guān)系曲線(xiàn)如下圖6。

圖6　不同含水率下生產(chǎn)氣油比與井底流壓的關(guān)系曲線(xiàn)Fig.6 Relation curve between produced produced gas/oil and bottom hole flowing pressure in condition of different water cut

從圖6可以看出，含水率一定并且其它因素保持不變時(shí)，生產(chǎn)氣油比隨著井底流壓的升高而降低。在含水率為93%時(shí)，井底流壓為1.0 MPa時(shí)的生產(chǎn)氣油比為67.40 sm3/sm3，而在井底流壓為5.5 MPa時(shí)的生產(chǎn)氣油比降低至45.18 sm3/sm3。

2.4飽和壓力

2.4.1方案設(shè)計(jì)

在基礎(chǔ)模型的基礎(chǔ)上通過(guò)改變飽和壓力，其他參數(shù)保持不變，設(shè)計(jì)了如下八組實(shí)驗(yàn)方案，觀察模擬區(qū)內(nèi)生產(chǎn)氣油比的變化（表3）。

表3　方案設(shè)計(jì)表（三）Table 3 Table of scheme design（3）

生產(chǎn)過(guò)程中采用生產(chǎn)井定流壓 3.5MPa，注入井定注入量90m3/d。

2.4.2研究結(jié)果分析

根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)得出不同井距下生產(chǎn)氣油比與含水率的關(guān)系如下圖7。

圖7　不同飽和壓力下生產(chǎn)氣油比與含水率的關(guān)系曲線(xiàn)Fig.7 Relation curve between produced produced gas/oil and water cut in condition of different bubble point pressure

從圖7可以看出，飽和壓力一定時(shí)，含水率對(duì)生產(chǎn)氣油比存在一定的影響，生產(chǎn)氣油比隨著含水率的升高而升高。飽和壓力為 10.0 MPa時(shí)，含水率為90%時(shí)的生產(chǎn)氣油比為47.08 sm3/sm3，而在含水率達(dá)到98%時(shí)的生產(chǎn)氣油比升高至60.76 sm3/sm3。

不同的含水率下生產(chǎn)氣油比與飽和壓力的關(guān)系曲線(xiàn)如圖8。

圖8　不同的含水率下生產(chǎn)氣油比與飽和壓力的關(guān)系曲線(xiàn)Fig.8 Relation curve between produced produced gas/oil and bubble point pressure in condition of different water cut

從圖8可以看出，可以看出，在含水率一定并且其他因素保持不變時(shí)，生產(chǎn)氣油比隨著飽和壓力的升高而升高。在含水率為 97%時(shí)，飽和壓力為7.5 MPa時(shí)的生產(chǎn)氣油比為45.50 sm3/sm3，而在飽和壓力為 11.0 MPa時(shí)的生產(chǎn)氣油比升高至57.98 sm3/sm3。

3　結(jié) 論

（1）含水率一定并且其它因素保持不變時(shí)，生產(chǎn)氣油比隨著井距的增大而降低。在含水率為97%時(shí)，井距為 125 m 時(shí)的生產(chǎn)氣油比為 50.96 sm3/sm3，而在井距為300 m時(shí)的生產(chǎn)氣油比降低至45.92 sm3/sm3。

（2）含水率一定并且其它因素保持不變時(shí)，生產(chǎn)氣油比隨著井底流壓的升高而降低，在含水率為93%時(shí)，井底流壓為1.0 MPa時(shí)的生產(chǎn)氣油比為67.40 sm3/sm3，而在井底流壓為5.5 MPa時(shí)的生產(chǎn)氣油比降低至45.19 sm3/sm3。

（3）含水率一定并且其他因素保持不變時(shí)，生產(chǎn)氣油比隨著飽和壓力的升高而升高，在含水率為97%時(shí)，飽和壓力為7.5 MPa時(shí)的生產(chǎn)氣油比為45.50 sm3/sm3，而在飽和壓力為11.0 MPa時(shí)的生產(chǎn)氣油比升高至57.98 sm3/sm3。

（4）初期含水率不高時(shí)，這三個(gè)因素影響不明顯，隨著含水率的升高，氣油比的變化比較明顯。

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Main Controlling Factors of Produced Gas/Oil Ratio in Water Flooding Fields

ZHANG Ji-cheng，LI Qian-ru
（College of Petroleum Engineering, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China）

In the condition of pressure maintenance when balanced injection and production rate, produced gas-oil ratio should remain constant. However, taking S-BEI oilfield as an example, when the development entered into high water cut period, the value of produced gas-oil ratio increased significantly. In view of this abnormal phenomenon, firstly, impacting factors of the produced gas/oil ratio were analyzed theoretically, including well spacing density, bottom hole flowing pressure and bubble point pressure. In terms of those impacting factors, the research through numerical simulation was carried out. The results indicate that, produced gas/oil decreases with the increase of well spacing density; when water cut is 97% and the well spacing is 125 m, produced gas-oil ratio is 50.96 sm3/sm3; when well spacing is 300 m, produced gas-oil ratio is 45.92 sm3/sm3. Produced gas/oil decreases with the increase of well bottom hole flowing pressure; when water cut is 93% and bottom hole flowing pressure is 1.0 MPa, produced gas-oil ratio is 67.40sm3/sm3;when bottom hole flowing pressure is 5.5 MPa, produced gas-oil ratio is 45.19 m3/sm3. Produced gas/oil rises with the increase of bubble point pressure; when water cut is 97% and bubble point pressure is 7.5 MPa, produced gas-oil ratio is 45.50 sm3/sm3; when bottom hole flowing pressure is 11 MPa, produced gas-oil ratio is 57.98m3/sm3. Additionally, effect of those factors is not obvious when the water cut is low in earlier days, produced gas-oil ratio changes abruptly with increasing of the water cut.

produced gas-oil ratio; well spacing density; bottom hole flowing pressure; bubble point pressure; water cut

李倩茹（1991-），女，碩士，從事油氣田開(kāi)發(fā)理論與技術(shù)的研究工作。E-mail：liqianru00@126.com。

TE 357

A

1671-0460（2016）05-0935-05

黑龍江省自然科學(xué)基金課題（編號(hào)：E201407）資助。

2016-04-19

張繼成（1972-），男，黑龍江省尚志人，教授，博士后，研究方向：一直從事儲(chǔ)層及剩余油描述、低滲透油田開(kāi)采、高含水油田綜合調(diào)整以及提高油氣采收率理論與技術(shù)等方面的教學(xué)與科研工作。E-mail：zhangjc777@163.com。