原油脫氣對揮發(fā)性油藏產(chǎn)液能力的影響

韓光明,李巖芳,李 鑫，徐加峰

(1.承德石油高等?？茖W(xué)校 a.科技發(fā)展與校企合作處；b.熱能工程系,河北 承德 067000；2.大慶油田鉆井三公司 技術(shù)服務(wù)分公司，黑龍江 大慶 163000)

原油脫氣對揮發(fā)性油藏產(chǎn)液能力的影響

韓光明1a,李巖芳1b,李 鑫2，徐加峰2

(1.承德石油高等?？茖W(xué)校 a.科技發(fā)展與校企合作處；b.熱能工程系,河北 承德 067000；2.大慶油田鉆井三公司 技術(shù)服務(wù)分公司，黑龍江 大慶 163000)

為研究近井地帶原油脫氣對揮發(fā)性油藏產(chǎn)液能力的影響，以東部某油田館陶組為例，采用室內(nèi)實驗、油藏工程分析和數(shù)值模擬相結(jié)合的方法，分析不同脫氣程度對油藏產(chǎn)液能力的影響，并進行了現(xiàn)場應(yīng)用。結(jié)果表明：原油脫氣影響范圍主要集中在近井周圍較小區(qū)域；當(dāng)?shù)貙訅毫υ陲柡蛪毫σ陨蠒r，隨井底流壓的降低，油藏產(chǎn)液能力降低，但不明顯，當(dāng)?shù)貙訅毫υ陲柡蛪毫σ韵聲r，隨井底流壓的降低，油藏產(chǎn)液能力降低明顯；隨油藏含水率的逐漸增高，原油脫氣對油藏產(chǎn)液能力的影響逐漸減小。

原油脫氣；揮發(fā)性油藏；產(chǎn)液能力；影響因素

地層壓力低于飽和壓力時，原油會發(fā)生脫氣現(xiàn)象，油藏中流體由油水兩相滲流變?yōu)橛蜌馑酀B流，從而影響非均質(zhì)砂巖油藏的產(chǎn)液能力，進而影響驅(qū)油效率及最終采收率。國內(nèi)許多專家學(xué)者針對該問題[1-5]，采用室內(nèi)實驗方法研究了不同脫氣程度對驅(qū)油效率的影響，指出需保持地層壓力高于飽和壓力開采，最佳轉(zhuǎn)注時機為地層壓力略高于原油飽和壓力，轉(zhuǎn)注越晚，地層脫氣越嚴(yán)重，最終采收率越低。同時，原油脫氣后，會導(dǎo)致彈性溶解氣驅(qū)，但驅(qū)油效率增幅變小。陳元千等[6]根據(jù)大慶、玉門等油田的實際資料統(tǒng)計，得出如下結(jié)論：當(dāng)油藏的流壓高于飽和壓力的80%以上時，其采油指數(shù)基本穩(wěn)定；當(dāng)流壓低于飽和壓力的80%以下時，采油指數(shù)大幅度降低，采油指數(shù)下降的主要原因是由于在井底附近脫氣，形成氣液兩相滲流，使油相滲透率大幅度下降所致。研究多集中于對驅(qū)油效率的影響，很少涉及揮發(fā)性油藏產(chǎn)液能力。本文主要針對原油脫氣對揮發(fā)性油藏的產(chǎn)液能力的影響，采用室內(nèi)實驗、油藏工程分析和數(shù)值模擬相結(jié)合的方法進行了研究。

1 近井地帶原油脫氣壓力場分布特征

以國內(nèi)東部某油田館陶組為例進行研究，該油藏目前地層壓力9.3～12.3 MPa，飽和壓力為10.12 MPa，井底流壓4～12 MPa，不同油藏位置及井筒附近存在多種滲流狀態(tài)。采用數(shù)值模擬方法，計算出地層壓力在原始地層壓力(13.5 MPa)和略低于原始地層壓力(12 MPa)條件下，注采井間的壓力分布狀況，最后繪制出在不同井底流壓條件下(9、8、7、6、5、4、3 MPa)，生產(chǎn)井井底附近的原油脫氣影響范圍，如圖1～圖3所示。從圖1和圖2中可以看出，當(dāng)?shù)貙訅毫υ谠嫉貙訅毫吐缘陀谠嫉貙訅毫r(高于飽和壓力)，不同井底流壓下，生產(chǎn)井和注水井壓力剖面圖大致相同,生產(chǎn)井周圍原油脫氣影響范圍主要集中于近井地帶40 m范圍內(nèi)。

從圖3中得知，就整個油藏而言，其影響范圍僅占井控面積的3.2%，地層壓力為12 MPa時的影響范圍略大于原始地層壓力下的影響范圍，同時隨著井底流壓的降低，二者之間的差異程度逐漸增大。隨著油井井底流壓的降低，大生產(chǎn)壓差提液會造成一定程度的儲層脫氣，但從計算結(jié)果來看，影響的范圍很小，僅為0.5%～3.2%，因此脫氣的影響范圍僅集中在生產(chǎn)井附近較小區(qū)域。但考慮到近井周圍滲流狀態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)闅庖簝上嗔鞫斐蓾B透率的改變，所以其對油藏產(chǎn)液能力的影響需進一步研究。

2 室內(nèi)實驗研究

2.1實驗設(shè)備

采用填砂管驅(qū)替實驗，實驗設(shè)備包括填砂管部分、注入部分、采出部分及輔助設(shè)備。填砂管部分由石英砂充填而成，其溫度由恒溫箱控制。注入部分包括注入泵和配樣器，同時在注入段安裝高壓計量泵、高壓中間容器和氣控回壓調(diào)節(jié)器組成的壓力控制系統(tǒng)，嚴(yán)格控制注入溶劑的流量。采出部分包括回壓控制器、油氣分離器等設(shè)備。輔助設(shè)備包括轉(zhuǎn)樣設(shè)備、配樣設(shè)備、密度計、電子天平及組分組成分析設(shè)備。

2.2填砂管準(zhǔn)備

將未分選的石英砂按滲透率要求充填，實驗中五根填砂管串聯(lián)。其中1～5號填砂管滲透率分別為0.632 5 D、0.746 5 D、0.682 5 D、0.769 D、0.690 5 D，五根串聯(lián)后實測滲透率為0.759 D，填砂管內(nèi)徑取2.5 cm，長度取100 cm。孔隙體積為640.348 mL，孔隙度為26.09%，烴類孔隙體積為598.8 mL，束縛水體積為41.548 mL，束縛水飽和度為6.49%。

2.3填砂管驅(qū)替實驗設(shè)計

a.地層原油樣品準(zhǔn)備：驅(qū)替原油樣根據(jù)國家行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)由現(xiàn)場取回的的地面分離器油氣樣復(fù)配得到。油藏地層溫度為65.8℃，原始地層壓力為13.5 MPa，飽和壓力為10.12 MPa，目前地層壓力為9 MPa，溶解氣油比為22.25 m3/m3。

b.地層水樣品準(zhǔn)備：實驗所用地層水和注入水為根據(jù)水分析配制的水樣品。

c.實驗程序：實驗數(shù)據(jù)采用油層相關(guān)數(shù)據(jù)，各組實驗程序為：a)清洗巖心；b)用N2吹干，抽真空；c)飽和配制的地層水；d)用死油驅(qū)替，建立地層壓力條件下束縛水飽和度；e)用活油驅(qū)替，建立地層原油飽和度；f)衰竭至實驗壓力，計量分級油量、氣量；g)調(diào)節(jié)出口壓力為流壓，進口壓力為靜壓恒壓水驅(qū)至含水率98%以上。

2.4實驗數(shù)據(jù)及結(jié)果

首先建立束縛水飽和度，將地層水注入巖心充分飽和，再用死油驅(qū)替巖心中的地層水，之后飽和配制的油樣至氣油比穩(wěn)定。共進行了5種不同靜壓條件下，11組長巖心實驗測試。分別為1)靜壓13 MPa，流壓分別為10、8、6 MPa水驅(qū)實驗；2)靜壓11 MPa，流壓分別為9、6 MPa水驅(qū)實驗；3)靜壓10 MPa，流壓分別為8、6 MPa水驅(qū)實驗；4)靜壓9 MPa，流壓分別為7、6 MPa水驅(qū)實驗；5)靜壓8 MPa，流壓分別為7、6 MPa水驅(qū)實驗。

建立起束縛水飽和度后，先將填砂管壓力由13.5 MPa衰竭至13 MPa，計量分級油量、氣量，調(diào)節(jié)流壓為10 MPa，恒壓13 MPa水驅(qū)至含水率98%以上。得到靜壓13 MPa流壓10 MPa下含水率與累油累液的關(guān)系曲線。同理依次進行剩余其他10組實驗，并得到相應(yīng)的曲線數(shù)據(jù)。

根據(jù)長巖心驅(qū)替實驗結(jié)果，得到不同含水率、不同靜壓流壓組合下的無因次采液指數(shù)，為方便對比，選取含水率70%(東部某油田綜合含水為67%)時不同靜壓流壓組合下的無因次采液指數(shù)進行對比。為對比原油脫氣對油藏產(chǎn)液能力的影響，將脫氣條件下的無因次采液指數(shù)與不脫氣條件下無因次采液指數(shù)的比值定義為影響程度，即JL/Ji。該區(qū)原油泡點壓力為10.1 MPa，因此不脫氣條件下的無因次采液指數(shù)即指靜壓13 MPa流壓10.1 MPa時的無因次采液指數(shù)，剩余10組實驗數(shù)據(jù)均為脫氣條件下的無因次采液指數(shù)。最終得到油藏綜合含水在70%時，不同靜壓流壓條件下，不同的脫氣程度對無因次采液指數(shù)影響程度的曲線圖版，如圖4所示。

3 數(shù)值模擬研究及結(jié)果分析

3.1數(shù)值模型建立

根據(jù)室內(nèi)實驗相滲數(shù)據(jù)結(jié)果建立了能夠反映長巖心特征的數(shù)值概念模型，擬合采油采液指數(shù)，確保數(shù)值模擬與物理模擬實驗條件一致。該模型總長度為500 cm，寬度和高度均為2.5 cm，平均孔隙度為31%，平均滲透率為1.60 D。原始地層壓力13.5 MPa。

3.2數(shù)值模擬結(jié)果分析

運用數(shù)值模擬方法對上述實驗結(jié)果進行補充論證，結(jié)果如圖5所示。當(dāng)?shù)貙訅毫Ω哂陲柡蛪毫r，隨著井底流壓的降低，脫氣對油藏產(chǎn)液能力的影響緩慢增大，當(dāng)井底流壓降至飽和壓力的0.5倍時，Pr/Pb=1.0時，無因次采液指數(shù)的最大影響程度也僅為9.4%。整體來看，當(dāng)?shù)貙訅毫υ陲柡蛪毫σ陨蠒r，隨著地層壓力的下降，在相同井底流壓下，這種影響程度逐漸增大，但增大幅度非常小，主要是因為井底附近脫氣的影響范圍很小。當(dāng)?shù)貙訅毫抵溜柡蛪毫σ韵聲r，這種影響程度逐漸變大。當(dāng)井底流壓為5 MPa，若地層壓力降至9 MPa(Pr/Pb=0.9)，無因次采液指數(shù)的最大影響程度為13.4%；若地層壓力降至8 MPa(Pr/Pb=0.8)，無因次采液指數(shù)的最大影響程度達到24.1%。表明當(dāng)?shù)貙用摎獬潭容^輕(Pr/Pb=0.9)時，對整個油藏的采液指數(shù)影響相對較小，但地層壓力繼續(xù)降低時，其影響程度也逐漸增大。

圖6為油藏綜合含水70%、井底流壓6 MPa時不同靜壓條件下的無因次采液指數(shù)影響程度圖，從圖6 中可以看出，在井底流壓一定時，隨著地層壓力的降低，無因次采液指數(shù)影響程度逐漸增大，在飽和壓力附近時出現(xiàn)拐點，當(dāng)?shù)貙訅毫抵猎嫉貙訅毫Φ?.7倍時，地層的采液能力僅為原始地層壓力條件下的63%，原油脫氣導(dǎo)致油藏產(chǎn)液能力下降了37%。

通過實驗測試與數(shù)值模擬結(jié)果對比發(fā)現(xiàn)，當(dāng)?shù)貙訅毫Ω哂陲柡蛪毫r，實驗測試結(jié)果與數(shù)值模擬計算結(jié)果較為接近，主要因為此時單純的井底附近脫氣對油藏的產(chǎn)液能力影響很?。坏?dāng)?shù)貙訅毫抵溜柡蛪毫Ω浇踔恋陀陲柡蛪毫r，實驗測試結(jié)果與數(shù)值模擬計算結(jié)果趨勢性一致，但實驗測試得到的影響程度要明顯大于數(shù)值模擬計算結(jié)果。這主要是因為在數(shù)值模擬計算時，油氣水三相的流動仍然采用的是達西滲流方程，數(shù)模中無法表征氣體的滑脫效應(yīng)對滲流規(guī)律的影響程度。實際地層中由于氣體的滑脫效應(yīng)，氣相流動速度明顯大于液相，因此實驗測試的油藏產(chǎn)液能力影響程度比數(shù)值模擬方法計算出來的結(jié)果更大。

圖7為不同含水階段地層原油脫氣對油藏產(chǎn)液能力影響程度曲線，其中散點為實驗測試數(shù)據(jù)。實驗測試數(shù)據(jù)與數(shù)值模擬計算結(jié)果趨勢性一致，均隨著油藏含水率逐漸升高，無因次采液指數(shù)影響程度逐漸減小。以數(shù)值模擬結(jié)果為例，在含水率=10%，Pr/Pb=0.94時油藏產(chǎn)液能力比Pr/Pb=0.74 時油藏產(chǎn)液能力增加了18.6%；當(dāng)油藏的含水率上升至70%時，這種差異縮減至10.1%，含水90%時的差異僅為2%，因此原油脫氣對油藏產(chǎn)液能力影響最大的時期集中在油藏中低含水時期，高含水期原油脫氣對油藏采液指數(shù)影響較小。

4 結(jié)論

1)原油脫氣的影響范圍雖然集中在生產(chǎn)井附近較小區(qū)域，但考慮到近井周圍滲流特征的變化，需考慮其對油藏產(chǎn)液能力的影響，且實測數(shù)據(jù)較數(shù)值模擬影響要大；

2)室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬結(jié)果表明，當(dāng)?shù)貙訅毫Ω哂陲柡蛪毫r，隨著井底流壓的降低，油藏產(chǎn)液能力降低，但不明顯，當(dāng)?shù)貙訅毫υ陲柡蛪毫σ韵聲r，隨井底流壓的降低，油藏產(chǎn)液能力降低明顯；

3)隨含水率的逐漸增大，原油脫氣對揮發(fā)性油藏產(chǎn)液能力影響程度逐漸減小，油藏中低含水期對揮發(fā)性油藏產(chǎn)液能力影響最大，油藏高含水期對非均質(zhì)砂巖油藏產(chǎn)液能力影響較小。

[1] 景愛霞. 不同類型油藏產(chǎn)液量變化規(guī)律分析及趨勢預(yù)測[J].江漢石油學(xué)院學(xué)報,2003(S2):82-83，7.

[2] 王運海,夏潔. 扎爾則油田F4底層油藏最大產(chǎn)液能力研究[J].油氣藏評價與開發(fā),2011(3):41-45.

[3] 王曙征,張會娟. 中滲油藏開發(fā)后期合理產(chǎn)液量分析研究[J].化工管理,2014(30):30.

[4] 陳亞寧. 室內(nèi)研究原油脫氣程度對驅(qū)油效率的影響[J].內(nèi)江科技,2012(1):52-53.

[5] 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(6):38-40，60.

[6] 孔祥宇. 升平油田葡萄花油層高含水期提液機理研究[D].大慶：大慶石油學(xué)院,2009.

EffectofOilDegassingonFluidProductionCapabilityofVolatileOilreservoir

HAN Guang-ming1a, LI Yan-fang1b, LI Xin2, XU Jia-feng2

(1a.Division of Technology Development and School-Enterprise Cooperation; b.Department ofThermal Engineering; Chengde Petroleum College, Chengde 067000, Hebei, China;2.Technology Services Division, No.3 Drilling Company of Daqing Oilfield,Daqing 163000, Heilongjiang, China)

To study the effect of oil degassing on liquid production capacity of volatile oil reservoir near wellbore area, this paper takes the Guantao Formation of an eastern oilfield for example, uses laboratory experiments, reservoir engineering analysis and numerical simulation, combines the analysis of how different degassing degree influence the liquid production capacity of the reservoir with the field application. The results shows that the crude oil degassing effect mainly concentrated in smaller areas around the near wellbore. When the local layer pressure is above saturation pressure, the reservoir fluid production ability reduces with the decreasing of bottom hole flowing pressure, which is not obvious. When the local layer pressure is below the saturation pressure, the reservoir fluid production ability reduces obviously with the decrease of bottom hole flowing pressure. With the increasing of the moisture content, the oil degassing effect on the reservoir fluid production capacity decreases.

oil degassing; volatile oil reservoir; liquid production capacity; influencing factors

TE357

B

1008-9446(2017)04-0006-04

2015年河北省省級科技計劃項目(東部某油田產(chǎn)層油藏提液技術(shù)研究)：15214108

2016-12-19

韓光明(1978-)，男，山東昌邑人，副教授，主要從事石油工程技術(shù)的理論研究與教學(xué)及學(xué)報管理、科技管理等工作,E-mail:hanguangming@cdpc.edu.cn。