渤海S油田聚合物驅(qū)受效井合理井底壓力分析

張維易，王錦林，于曉濤，王曉超，李百瑩

(中海油能源發(fā)展股份有限公司，天津 300452)

0 引 言

S油田位于渤海海域，為普通稠油油藏。地層原油黏度為23.5～452.0 mPa·s，儲層平均孔隙度為31%，滲透率為20×10-3～5 000×10-3μm2，原始地層壓力為14.28 MPa。2005年，該油田開展聚合物驅(qū)井組試驗，2008年擴大注聚合物規(guī)模，取得了明顯的增油效果。礦場試驗動態(tài)表明，注聚合物一般會造成油井產(chǎn)液能力下降，增油幅度降低[1-3]。因此，在生產(chǎn)過程中，需進(jìn)行方案調(diào)整，放大生產(chǎn)壓差，合理提高產(chǎn)液量，才能取得較好的開發(fā)效果[4-7]。然而，過度降低井底壓力會讓原油脫氣嚴(yán)重，影響生產(chǎn)，需將井底壓力控制在合理范圍內(nèi)。海上油田有其特殊性，注聚合物時機較陸上油田要提前[8-13]，有必要研究油井的合理井底壓力范圍，為S油田及其他類似油田提高聚合物驅(qū)效果提供理論依據(jù)。

1 油井合理井底壓力界限

1.1 油井合理井底壓力下限

礦場系統(tǒng)試井資料表明，當(dāng)井底壓力降至一定界限以后，地層原油脫氣嚴(yán)重，油井產(chǎn)量不再增加，甚至還會減少。油井生產(chǎn)時的井底壓力應(yīng)控制在最低允許流動壓力之上[14]。通過調(diào)研相關(guān)文獻(xiàn)[15]，得到油井最低允許流動壓力計算公式：

(1)

(2)

式中：pwfmin為油井最低允許流動壓力，MPa；pb為飽和壓力，MPa；pR為地層壓力，MPa；α為原油溶解系數(shù)，m3/(m3·MPa)；T為油層溫度，K；fw為油井含水率；Bo為原油體積系數(shù)。

在實際生產(chǎn)中，一般將地層壓力保持在飽和壓力附近，從而獲得較理想的開發(fā)效果[16]。忽略地層壓力的變化，將油井相關(guān)參數(shù)帶入式(1)、(2)，得到油井最低允許流動壓力與含水率之間的關(guān)系(圖1)。

圖1S油田油井最低允許流動壓力與含水率之間的關(guān)系

對圖1中曲線進(jìn)行擬合，得到如下關(guān)系式：

(3)

式(3)擬合精度為0.99，滿足工程計算需求。因此，可將式(3)中油井最低允許流動壓力值作為油井合理井底壓力下限，如果油井井底壓力低于合理井底壓力下限值，地層原油將嚴(yán)重脫氣，不利于油井生產(chǎn)能力的正常發(fā)揮。對于S油田注聚合物區(qū)域，若忽略地層壓力的變化，影響油井合理井底壓力下限的主要因素則為油井含水率。

1.2 油井合理井底壓力上限

注入聚合物后，由于驅(qū)替相黏度增加，滲流阻力增加，油層導(dǎo)流能力降低，將導(dǎo)致注入能力和生產(chǎn)能力下降。因此，在注聚合物階段，如果產(chǎn)液水平太低，即使綜合含水有所下降，產(chǎn)油量也不能達(dá)到水驅(qū)產(chǎn)油水平[17]。為保證聚合物驅(qū)效果，需放大生產(chǎn)壓差，合理提高產(chǎn)液量，確保油井聚合物驅(qū)階段產(chǎn)油量大于轉(zhuǎn)注聚合物時水驅(qū)階段產(chǎn)油量，即：

(4)

式中：J1為轉(zhuǎn)注聚合物時水驅(qū)階段產(chǎn)液指數(shù)，t/(d·MPa)；J2為聚合物驅(qū)階段產(chǎn)液指數(shù)，t/(d·MPa)；p1為轉(zhuǎn)注聚合物時水驅(qū)階段油井井底壓力，MPa；p2為聚合物驅(qū)階段油井井底壓力，MPa；fw1為轉(zhuǎn)注聚合物時水驅(qū)階段含水率(注聚合物時機)；fw2為聚合物驅(qū)階段含水率。

引入無因次產(chǎn)液指數(shù)概念，對式(4)進(jìn)行變形，整理得到：

(5)

式中：G為無因次產(chǎn)液指數(shù)。

影響無因次產(chǎn)液指數(shù)的因素較多[18]，通過ECLIPSE數(shù)值模擬軟件進(jìn)行研究。采用均勻設(shè)計法設(shè)計8套試驗方案，研究不同注聚合物時機油井無因次產(chǎn)液指數(shù)、含水率隨時間的變化規(guī)律?？紤]到目標(biāo)區(qū)塊需分2層注聚合物，故建立的網(wǎng)格模型分為上下2層。設(shè)置每個網(wǎng)格的長、寬均為10 m，第1層網(wǎng)格縱向厚度為8 m，第2層網(wǎng)格縱向厚度為12 m。其余模型參數(shù)取自油田現(xiàn)場數(shù)據(jù)(表1)。計算部分結(jié)果如圖2、3所示。

表1 模型基礎(chǔ)參數(shù)

由圖2、3可知，注聚合物時機越晚，聚合物驅(qū)階段油井無因次產(chǎn)液指數(shù)越小，油井含水率越高，含水率降幅越大。無因次產(chǎn)液指數(shù)的變化可分為3個階段:初期無因次產(chǎn)液指數(shù)隨采出程度的增加而增加；隨著油井見效，無因次產(chǎn)液指數(shù)會有較大幅度的下降，下降幅度隨著注入孔隙體積的增大而減緩；進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)階段，無因次產(chǎn)液指數(shù)的變化與水驅(qū)階段相似，均隨注入孔隙體積的增加而增加。

圖2邊井無因次產(chǎn)液指數(shù)與含水率隨注入孔隙體積倍數(shù)變化曲線

圖3角井無因次產(chǎn)液指數(shù)與含水率隨注入孔隙體積倍數(shù)變化曲線

為表述方便，用式(6)代表圖2、3中油井無因次產(chǎn)液指數(shù)與含水率之間的函數(shù)關(guān)系：

G=F(fw2)

(6)

聯(lián)立式(5)、(6)，得到油井井底壓力的上限：

(7)

式中：pwf1為油井井底壓力的上限，MPa。

如果油井井底壓力高于合理井底壓力上限值，油井聚合物驅(qū)階段產(chǎn)油量將小于水驅(qū)階段產(chǎn)油量。聯(lián)立式(3)、(7)，得到油井合理井底壓力界限：

(8)

式中：pwf2為油井合理井底壓力界限，MPa。

對于S油田注聚合物區(qū)域，排除儲層物性、流體性質(zhì)、聚合物性質(zhì)的影響，油井合理井底壓力界限主要受地層壓力、轉(zhuǎn)注聚合物時油井井底壓力、轉(zhuǎn)注聚合物時油井含水率(注聚合物時機)以及聚合物驅(qū)階段含水率的影響。

2 現(xiàn)場應(yīng)用及分析

由上述分析可知，若不考慮地層壓力、轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)時油井井底壓力的影響，則反九點井網(wǎng)條件下，聚合物驅(qū)受效井合理井底壓力界限由注聚合物時機、含水率變化決定。聚合物驅(qū)階段，含水率的變化受注聚合物時機的影響。注聚合物時機越早，油井含水率越低，聚合物驅(qū)后含水率的降幅越小。因此，注聚合物時機決定了油井合理井底壓力界限。由式(8)計算得到不同注聚合物時機油井合理井底壓力界限(表2)。

由表2可知，注聚合物時機越早，合理井底壓力界限的下限值越高，上限值越低，越需加強對油井井底壓力的控制。這是因為注聚合物時機越早，油井含水率越低，油井最低允許流動壓力也就越低，為防止地層原油脫氣，需維持井底壓力在較高的水平。同時，由于注聚合物時機較早，聚合物驅(qū)后含水率降幅較低，為保證增油效果，需較大幅度地放大油井生產(chǎn)壓差，提高產(chǎn)液量。

表2 不同注聚合物時機油井合理井底壓力界限

統(tǒng)計了S油田反九點井網(wǎng)條件下，部分聚合物驅(qū)受效井生產(chǎn)動態(tài)(表3)。

由表3可知，井底壓力位于合理范圍內(nèi)的油井，聚合物驅(qū)效果較好。過低或者過高的井底壓力均不利于油井的正常生產(chǎn)。對于井底壓力較高的油井，應(yīng)加強生產(chǎn)管理，適時提液，合理放大生產(chǎn)壓差，促使聚合物驅(qū)見效；對于井底壓力較低的油井，可通過注采井網(wǎng)調(diào)整、酸化解堵、井下降黏等措施，提高地層壓力，釋放油井產(chǎn)能。

3 結(jié) 論

(1) 聚合物驅(qū)生產(chǎn)中，為取得較好的增油效果，既需放大生產(chǎn)壓差，合理提高產(chǎn)液量，又應(yīng)控制井底壓力在最低允許流動壓力之上，防止地層原油脫氣。

(2) 反九點井網(wǎng)內(nèi)，聚合物驅(qū)受效井的合理井底壓力界限受注聚合物時機的影響。注聚合物時機越早，越應(yīng)加強對油井井底壓力的控制，并結(jié)合油田生產(chǎn)動態(tài)及時采取提液、注采井網(wǎng)調(diào)整、酸化解堵、井下降黏等措施。

(3) 反九點井網(wǎng)內(nèi)，注聚合物階段井底壓力位于合理范圍內(nèi)的采油井，聚合物驅(qū)效果較好。過低或者過高的井底壓力均不利于聚合物驅(qū)見效。

表3 S油田部分聚合物驅(qū)受效井生產(chǎn)動態(tài)

注：效果評價一欄中，“好”為聚合物驅(qū)階段日產(chǎn)油高于水驅(qū)階段日產(chǎn)油，“差”為聚合物驅(qū)階段日產(chǎn)油低于水驅(qū)階段日產(chǎn)油。

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