地下流體脫氣對油藏產(chǎn)液能力影響研究

李德生，蔣遠(yuǎn)征，焦軍，王晶

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地下流體脫氣對油藏產(chǎn)液能力影響研究

李德生，蔣遠(yuǎn)征，焦軍，王晶

（中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院， 陜西 西安 710021）

H區(qū)屬于弱揮發(fā)性油藏，投入開發(fā)后地下流體脫氣較嚴(yán)重，產(chǎn)液產(chǎn)油指數(shù)下降較快，室內(nèi)試驗結(jié)果表明，地層壓力低于飽和壓力后，脫氣造成流體的粘度、滲透率變化幅度較大。本文通過相滲曲線變化探討脫氣前后油藏的無因次采液采油指數(shù)變化規(guī)律，對后期進一步深入分析脫氣油藏的開發(fā)規(guī)律有一定的指導(dǎo)作用。

脫氣；相滲曲線；無因次采液指數(shù)

H區(qū)屬于鄂爾多斯盆地特低滲透油藏， 儲層物性以低孔、特低滲為主, 原始?xì)庥捅雀哌_116.9 m3/d,與典型揮發(fā)油對比，該油藏流體性質(zhì)處于典型揮發(fā)油和黑油之間，屬于弱揮發(fā)性油。

該區(qū)試井曲線表現(xiàn)為壓力恢復(fù)曲線呈曲率較大弧線形態(tài)，說明地層流體流動受阻，恢復(fù)完后開井，壓力下降，流壓未達到平穩(wěn)，呈波浪狀下降，說明油井非均勻出油，生產(chǎn)不穩(wěn)定，存在流體相變影響。通過PVT試驗?zāi)MH區(qū)油藏脫氣狀況，發(fā)現(xiàn)單井的生產(chǎn)氣油比隨著壓力下降，很快上升，特別是低于飽和壓力后，脫氣加?。ㄒ妶D1）。因此，脫氣對該油藏生產(chǎn)動態(tài)有較大影響，需要進一步深入分析其變化規(guī)律。

圖1 X11、X12井氣油比與地層壓力關(guān)系曲線

1 儲層滲流特征

1.1 儲層相滲特征

H區(qū)水驅(qū)油實驗結(jié)果表明（見圖2）：儲層束縛水飽和度27.1%；等滲點處時含水飽和度52.7%，相對滲透率0.095；殘余油時含水飽和度68.1%，水相對滲透率0.274。油相相對滲透率曲線在初期呈陡直下降，隨含水飽和度增加，后期逐漸減緩；殘余油處所對應(yīng)的水相最終端點相對滲透率較高。

圖2 H區(qū)相滲曲線

1.2 遞減類型

根據(jù)計秉玉、楊正明等人的研究成果，認(rèn)為油相相對滲透率與含水飽和度呈不同的關(guān)系式時，可反映出不同的遞減規(guī)律，即產(chǎn)量遞減方程完全取決于油相相對滲透率曲線特性。相滲曲線中Kro與Sw（或1-Sw）變化特征決定了遞減類型：當(dāng)呈直線型、冪函數(shù)、指數(shù)時，分別對應(yīng)指數(shù)、雙曲、調(diào)和遞減。當(dāng)油相滲透率遞減越快，遞減率越大；初期產(chǎn)量越大，遞減率越大；地層物性結(jié)構(gòu)參數(shù)越好，遞減率越小[1,2]。其中：當(dāng)油相相對滲透率與含水飽和度呈線性下降，其關(guān)系式為：

此時，遵循指數(shù)遞減的產(chǎn)量表達式：

當(dāng)油相相對滲透率與含水飽和度呈指數(shù)形態(tài)，其表達式為：

此時，遵循調(diào)和遞減的產(chǎn)量表達式：

當(dāng)油相相對滲透率與含水飽和度呈冪指數(shù)形態(tài)：

此時，遵循雙曲遞減的產(chǎn)量表達式：

式中：ro(w)、ro(o)分別為油相、水相相對滲透率；w為含水飽和度；0、()分別為初始產(chǎn)能、遞減階段產(chǎn)能，t/d；為無因此啟動壓力梯度；D為初始遞減率，%；、為擬合參數(shù);為遞減年限。

圖3 H區(qū)Kro與Sw關(guān)系散點圖

通過回歸擬合后，認(rèn)為H區(qū)Kro與1-Sw具有較好的相關(guān)性（見圖3），呈冪函數(shù)關(guān)系，該區(qū)遞減規(guī)律應(yīng)當(dāng)遵循雙曲遞減。

2 脫氣對開發(fā)的影響

李春蘭等人根據(jù)室內(nèi)試驗研究得到：當(dāng)油藏在低于飽和壓力開發(fā)時，溶解氣從原油中釋放出來，地層油體積大大壓縮， 油藏中原油飽和度大幅度下降。同時，原油脫氣后粘度增大，油水粘度比增大，水驅(qū)油過程中水流速度快，容易出現(xiàn)水竄，過早見水，導(dǎo)致水驅(qū)采收率降低[3]。

H區(qū)相關(guān)室內(nèi)試驗表明：地層壓力下降至飽和壓力下時，地下流體的粘度、油相壓縮因子、飽和度以及氣油兩相界面張力隨地層壓力變化明顯。由飽和壓力下降至目前地層壓力（8.6 MPa)時，原油粘度、飽和度等變化范圍在0.8~1.3倍（見圖4）。

當(dāng)?shù)貙訅毫抵溜柡蛪毫Ω浇鼤r，H油藏脫氣半徑急劇增大,地層原油大量脫氣導(dǎo)致原油粘度增大，進而導(dǎo)致儲層滲流阻力加大。根據(jù)理論計算，當(dāng)?shù)貙訅毫Ρ３炙较陆档?5%，地層流壓為6 MPa時，H油藏脫氣半徑約為107 m。由于滯后注水，油藏整體注采比偏低，地層壓力保持水平很快下降到80%以下，脫氣半徑進一步擴大，注采壓差也逐漸擴大，導(dǎo)致注采壓力系統(tǒng)建立困難。

脫氣導(dǎo)致壓力恢復(fù)困難，產(chǎn)液量下降較快。從11口采油井測壓資料看，脫氣嚴(yán)重的7口采油井壓力恢復(fù)較困難，平均壓力恢復(fù)速度為0.004 MPa/h，平均地層壓力為7.2 MPa，壓力保持水平僅55.2%；而脫氣不嚴(yán)重的4口采油井壓力恢復(fù)速度較快為0.015 MPa/h，對應(yīng)地層壓力13.8 MPa，壓力保持水平高達105.7%。

圖4 不同壓力下H區(qū)流體關(guān)鍵參數(shù)變化圖

圖5 X18-15井開采曲線

典型井如X18-15井于2008年10月投產(chǎn)，2009年4月測試地層壓力為6.35 MPa(壓力保持水平48.7%)，地下流體脫氣嚴(yán)重，導(dǎo)致單井日產(chǎn)液由初期的2.6 t/d持續(xù)下降，截止2010年4月日產(chǎn)液僅0.11 t/d，幾乎不出液（見圖5）。

3 產(chǎn)液能力變化

在僅考慮粘度、飽和度變化的前提下，可建立脫氣前后ro與1-S的關(guān)系式，用以描述脫氣后油相相對滲透率下降的幅度。

既然建立了脫氣前后油相相對滲透率的變化曲線，我們根據(jù)相滲曲線可以建立無因次采液采油指數(shù)變化曲線[4,5]，見圖6。由公式（7）-（9）可以很快建立脫氣前后的無因次采液、采油指數(shù)與含水率關(guān)系的關(guān)系式。圖7表示地層壓力下降到8.6 MPa時的無因次采液采油指數(shù)變化曲線。顯然，當(dāng)含水飽和度Sw在0.35～0.50范圍內(nèi)時油相相對滲透率下降幅度較大，達到35%~40%。

由圖7可知，油藏脫氣后，無因次采液、采油指數(shù)均下降明顯，且中低含水階段兩者下降幅度最大，達到30%~40%。這啟示我們開發(fā)易脫氣油藏時，初期地層壓力要保持在飽和壓力附近，盡量利用溶解氣的驅(qū)油作用，同時也要減少脫氣對產(chǎn)量的影響；當(dāng)?shù)貙訅毫γ黠@低于飽和壓力，在開發(fā)初期應(yīng)盡量采取一切可行措施，恢復(fù)油藏地層壓力，保持液量開發(fā)。否則，當(dāng)含水達到中高含水階段時，即便恢復(fù)了油藏地層能量，采液采油指數(shù)也保持在較低水平，對改善油藏開發(fā)效果意義不大。

圖7 脫氣前后無因次采液采油指數(shù)圖

4 結(jié) 論

（1）隨著地層壓力下降，地下原油的粘度、油相相對滲透率、飽和度以及氣油兩相界面張力都會發(fā)生明顯變化。其中飽和壓力下降至目前地層壓力時，原油粘度、飽和度等變化范圍在原值的0.8~1.3倍。

（2）利用相滲曲線資料，可建立油相相對滲透率Kro與1-Sw的關(guān)系，進而可確定脫氣前后油藏的無因次采液采油指數(shù)變化曲線。

（3）目前地層壓力下地下流體脫氣后，在中低含水階段采液采油指數(shù)下降幅度為30%~40%，因此，初期控制地層能量在飽和壓力附近對高氣油比油藏穩(wěn)產(chǎn)尤為重要。

[1] 計秉玉.產(chǎn)量遞減方程的滲流理論基礎(chǔ)[J].石油學(xué)報, 1995，16（3）：86-96.

[2] 楊正明，劉先貴，孫長艷，等.低滲透油藏產(chǎn)量遞減規(guī)律及水驅(qū)特征曲線[J].石油勘探與開發(fā)，2000，27（3）：63-65.

[3] 李春蘭，張麗華，郎兆新.揮發(fā)油油藏原油不同脫氣程度水驅(qū)油效率實驗室研究[J].斷塊油氣田，1996，3（6）:38-40.

[4] 趙 靜, 劉義坤, 趙 泉.低滲透油藏采液采油指數(shù)計算方法及影響因素[J].新疆石油地質(zhì)，2007，28（5）,601-603.

[5] 孫欣華, 劉永軍, 于 鋒，等．溫米油田采液、采油指數(shù)變化規(guī)律[J]．新疆石油地質(zhì), 2002, 23(1): 49- 51.

Study on the Effect of Underground Fluid Degassing on Reservoir Production Capability

,,,

(Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company, Shaanxi Xi'an 710021, China）

After a weakly volatile reservoir is put on production (for example H block in this paper), underground fluid degases severely, which will lead to declination of liquid and oil production index. Laboratory experiments show that the degassing can lead to substantial change of fluid viscosity and reservoir permeability. In this paper, the dimensionless liquid and oil production index change law before and after degassing was discussed and studied by comparing relative permeability curves, which could provide some guidance for further study of degassing reservoir development law.

degassing；relative permeability curves；dimensionless liquid production index

TE 122

A

1004-0935（2017）10-0959-03

2017-07-04

李德生（1980-），男，工程師，研究方向：從事油田開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)工作。