水驅油田生產氣油比主控因素及其影響規律研究

張繼成，李倩茹

（東北石油大學 石油工程學院， 黑龍江 大慶 163318）

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綜合評述

水驅油田生產氣油比主控因素及其影響規律研究

張繼成，李倩茹

（東北石油大學 石油工程學院， 黑龍江 大慶 163318）

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

生產汽油比；井網密度；井底流壓；飽和壓力；含水率

對于油藏烴類的化學組成，多組分液態混合物的性質、相態變化的特征及其條件，國內外已做了大量的研究，形成了一整套完善的烴類相態理論［1-3］。在生產實踐中，對比和預測烴類組分系統體積的變化，通常采用的表示方法就是生產氣油比［4］。以大慶油田為例，過去生產氣油比的研究主要是利用不同含水階段石油、天然氣化學組分監測資料、高壓密閉取心資料、單井單層生產氣油比資料以及水驅開采條件下生產氣油比的數值模擬，從理論到實踐對喇、薩、杏油田生產氣油比的變化規律進行了系統的研究與總結，得出含水率與生產氣油比沒有本質的聯系；壓力是影響氣油比變化的重要因素，在注水保持壓力開采條件下生產氣油比與原始氣油比具有一致性，而流飽壓差的高低與生產氣油比沒有必然的聯系［5-8］。塔中I號氣田進行過生產氣油比的變化規律研究，主要是通過巖心、測井、物探、試井和試采等資料的綜合應用，對塔中I號氣田東部試驗區氣油比變化規律進行總結［9］，分析出了氣油比隨著開采時間的變化有4種類型：無明顯變化型、緩慢上升型、持續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、流體性質的不同、反凝析的作用［11，12］。氣油比無明顯變化的井，儲集層大部分為視均質型，氣油比持續降低的井，儲集層一般為裂縫型，氣油比先增后減的井，可能為雙重孔隙介質型［13，14］。

大量文獻調研表明，生產氣油比的異常現象研究大多數針對凝析氣藏以及氣田而言，并且人們對溶解氣驅條件下溶解氣油比問題也作了大量的研究，但對于水驅開采條件下的生產氣油比變化規律研究卻很少。本文以S-BEI油田為例，首先在理論上建立了井網密度、井底流壓、飽和壓力與生產氣油比的理論公式，然后通過數值模擬，分析井網密度、井底流壓、飽和壓力對生產氣油比的影響規律。

1　生產氣油比主控因素

根據流態，可將油井滲流區域劃分成兩個流動區域（圖1），在脫氣區內考慮油、氣、水三相存在，在未脫氣區內僅考慮油水兩相，這兩個區域遵循不同的滲流規律。

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

根據脫氣區油氣水三相的壓力分布脫氣半徑的計算公式為：

由于：

其中：

生產氣油比是換算到大氣條件下的總產氣量和換算到大氣條件下的總產油量之比，總產氣量應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并隨油一起被采出的氣體。根據滲流力學知識，可知生產氣油比的計算公式如下：

而平均地層壓力：

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

上式即為生產氣油比的理論計算公式。可以看出，生產氣油比的影響因素包括井底流壓、飽和壓力以及井網密度。因此，下面就利用數值模擬手段研究這三種的因素的對生產氣油比的影響規律。

2　生產氣油比主控因素影響規律

2.1數值模擬基礎模型

模型尺寸：2 m×2 m×3 m

網格數：91×91×1

一層、均質，滲透率為 500×10-3μm2，五點法面積井網，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，井底流壓設為3.5 MPa。建立油、氣、水三相含有溶解氣不含揮發油的黑油模型。

基礎理想模型的井位示意圖如圖2所示。

圖2　基礎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為四口生產井

2.2井網密度

2.2.1方案設計

通過改變基礎模型的網格數，設計了八組實驗方案來研究井網密度的對生產氣油比的影響（表1）。

表1　方案設計表（一）Table 1 Table of scheme design（1）

生產過程中統一采用生產井定流壓為 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研究結果分析

根據生產數據得出了不同井距下生產氣油比與含水率的關系如下圖3。

圖3　不同井距下生產氣油比與含水率的關系曲線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，含水率對生產氣油比存在一定的影響，并且生產氣油比隨著含水率的升高而升高。在井距為150m時，含水率為90%時的生產氣油比為 45.73 sm3/sm3，含水率達到98%時的生產氣油比升高到52.36 sm3/sm3。

根據生產數據分別列出了含水率為 90%到98%時，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，生產氣油比隨井距的增大而降低。含水率為97%時，井距為125 m時的生產氣油比為50.96 sm3/sm3，在井距為300 m時的生產氣油比降低至45.92 sm3/sm3。

圖4　不同含水率下生產氣油比與注采井距的關系曲線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方案設計

在基礎模型的基礎上通過變化井底流壓，其他參數保持不變，觀察模擬區內生產氣油比的變化，設計了以下十組實驗方案（表2）。

表2　方案設計表（二）Table 2 Table of scheme design（2）

生產過程中生產井定流壓，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研究結果分析

根據生產數據得出了不同井距下生產氣油比與含水率的關系如下圖5。

圖5　不同井底流壓下生產氣油比與含水率的關系曲線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，生產氣油比隨著含水率的升高而升高。井底流壓為1.0 MPa時，含水率為93%時的生產氣油比為 67.40 sm3/sm3，含水率達到98%時的生產氣油比升高至223.05 sm3/sm3。

不同含水率下生產氣油比與井底流壓之間的關系曲線如下圖6。

圖6　不同含水率下生產氣油比與井底流壓的關系曲線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，生產氣油比隨著井底流壓的升高而降低。在含水率為93%時，井底流壓為1.0 MPa時的生產氣油比為67.40 sm3/sm3，而在井底流壓為5.5 MPa時的生產氣油比降低至45.18 sm3/sm3。

2.4飽和壓力

2.4.1方案設計

在基礎模型的基礎上通過改變飽和壓力，其他參數保持不變，設計了如下八組實驗方案，觀察模擬區內生產氣油比的變化（表3）。

表3　方案設計表（三）Table 3 Table of scheme design（3）

生產過程中采用生產井定流壓 3.5MPa，注入井定注入量90m3/d。

2.4.2研究結果分析

根據生產數據得出不同井距下生產氣油比與含水率的關系如下圖7。

圖7　不同飽和壓力下生產氣油比與含水率的關系曲線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，含水率對生產氣油比存在一定的影響，生產氣油比隨著含水率的升高而升高。飽和壓力為 10.0 MPa時，含水率為90%時的生產氣油比為47.08 sm3/sm3，而在含水率達到98%時的生產氣油比升高至60.76 sm3/sm3。

不同的含水率下生產氣油比與飽和壓力的關系曲線如圖8。

圖8　不同的含水率下生產氣油比與飽和壓力的關系曲線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，生產氣油比隨著飽和壓力的升高而升高。在含水率為 97%時，飽和壓力為7.5 MPa時的生產氣油比為45.50 sm3/sm3，而在飽和壓力為 11.0 MPa時的生產氣油比升高至57.98 sm3/sm3。

3　結 論

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

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

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

（4）初期含水率不高時，這三個因素影響不明顯，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，從事油氣田開發理論與技術的研究工作。E-mail：liqianru00@126.com。

TE 357

A

1671-0460（2016）05-0935-05

黑龍江省自然科學基金課題（編號：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：一直從事儲層及剩余油描述、低滲透油田開采、高含水油田綜合調整以及提高油氣采收率理論與技術等方面的教學與科研工作。E-mail：zhangjc777@163.com。