特高含水期水驅油藏合理地層壓力界限研究

趙凱鑫

(中石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712)

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特高含水期水驅油藏合理地層壓力界限研究

趙凱鑫

(中石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712)

大慶油田薩中開發區目前處于特高含水期開發階段，近幾年地層壓力逐漸降低，油層脫氣嚴重，開采難度加大，影響油田穩產，因此需要明確在保持產量前提下的合理地層壓力界限。利用油藏工程理論、數值模擬等研究手段，結合室內試驗及國內外同類型油田礦場資料分析，綜合確定了采收率最大原則下的合理地層壓力，即保持在飽和壓力附近，同時考慮油田產量需求，確定了薩中開發區合理地層壓力界限為10.1MPa，并確定了在最大注水能力下采液量不變時地層壓力合理恢復速度。該方法可為特高含水各開發區制定不同的調整對策及挖潛方法提供一定的指導意義。

特高含水期；水驅油藏；地層壓力；采收率；井底流壓

油藏合理壓力系統政策研究一直是水驅油田開發注水、產液政策的核心。對于注水開發油田來說，油層壓力水平的高低對開發過程有影響，對儲量的最終采收率也有影響。確定合理的地層壓力一直是油藏工程研究的重要課題。地層壓力過高往往造成水淹水竄，使含水上升過快，從而使油田遞減加大。過高的地層壓力還可能使注采設備的效能得不到充分的發揮，從而加大油田開采的能耗和采油成本。地層壓力過低不僅不能形成足夠的驅油壓差，還會導致油層內部原油大量脫氣，使地層原油的流動性變差，從而影響油田的開采速度和最終采收率。

處于特高含水期開發階段的薩中開發區自2007年起地層壓力、流壓逐漸降低，2012年地層壓力降至9.0MPa，地飽壓差為-0.6MPa，流壓降至2.9MPa，地層脫氣嚴重，氣油比逐年上升，由2007年的71m3/t上升至2013年的100m3/t，嚴重影響油田產量。如何在保持產量的前提下，合理地調整地層壓力水平成為亟待解決的問題。筆者通過油藏工程方法和油藏數值模擬兩種方法對合理地層壓力界限進行研究。

1 考慮油層脫氣的地層壓力下限確定

1.1 地層壓力變化對采收率的影響

根據室內高壓物性資料、相對滲透率曲線，研究不同地層壓力開采時，溶解氣對原油黏度及采收率的影響。結果表明，在飽和壓力點剩余油飽和度最低、采收率最高。同時，蘇聯日托米爾斯基1989年利用二維三相滲流數學模型，研究了堅吉斯油田地層壓力與含油飽和度及原油損失量的關系，也得出地層壓力保持在飽和壓力為最佳的結論[1，2]。

1.1.1 地層壓力變化對地層原油黏度的影響

利用薩中開發區S1區塊實際地質參數數據，結合室內試驗及相對滲透率曲線的結果建立數值模擬模型。利用數值模擬模型研究了不同地飽壓差、不同流壓下油水井間的地層壓力和原油黏度的分布狀況。由模擬結果可知，地層壓力高于飽和壓力時，從不同流壓方案下的地層壓力與原油黏度分布曲線看，油井附近30m處地層壓力開始低于飽和壓力，地層壓力急劇下降，形成壓降漏斗，近井地帶脫氣嚴重，原油黏度急劇上升，最大值可升至11.25mPa·s(地下原油黏度正常值為8.8mPa·s)；在地層壓力高于飽和壓力情況下，隨著流壓的升高地層壓力分布曲線也隨之提升，但各方案間無明顯差別。當地層壓力低于飽和壓力時，水井附近約30m處向油井方向地層壓力開始低于飽和壓力，原油黏度開始緩慢增加，在距油井約20m處，原油黏度急劇上升，最高達11.85mPa·s。油層內部地層壓力低于飽和壓力，原油大面積脫氣，嚴重影響采收率[3～5]。

圖1 不同流壓下采收率與地層壓力關系曲線

1.1.2 地層壓力對采收率影響

利用前面建立的薩中開發區S1區塊模型，計算了地層壓力分別為8.0、8.5、9.0、9.5、10.5、11.5MPa下，井底流壓分別為1、2、3、4、5MPa下模型含水率98%時的最終采收率。根據數值模擬結果繪制的不同流壓下采收率與地層壓力關系曲線如圖1所示。由圖1可以看出，在井底流壓一定的情況下，地層壓力在飽和壓力附近的采收率最大，與室內試驗結果相一致。

當地層壓力低于飽和壓力時，隨地層壓力的降低采收率下降，下降幅度相對較大，地層壓力每降低0.5MPa，影響采收率0.15～0.35個百分點，而相同地層壓力下(地層壓力小于飽和壓力)隨流壓下降采收率也隨之下降。分析原因是相同地層壓力下流壓越低油井附近平均地層壓力越低、脫氣越嚴重、原油黏度越大，一定程度上影響了采收率，同時在該種情況下，流壓越小，生產壓差越大，提高了采液速度。當地層壓力高于飽和壓力時，隨地層壓力的升高采收率在一定程度上有所下降，下降幅度相對較小，原因是隨著地層壓力的升高，地下原油受到壓縮，體積系數變小、原油黏度增加，從而在一定程度上影響了采收率；在地層壓力一定時，隨著流壓的降低采收率也隨之下降。

1.2 地層壓力變化對生產氣油比的影響

圖2 不同地層壓力、流壓下的氣油比曲線

圖3 薩中開發區生產氣油比與地飽壓差關系散點圖

油藏工程理論計算結果表明，地層供給壓力降低、地飽壓差越小，地層脫氣面積比例越大，地飽壓差小于0.5MPa時，脫氣面積比例急劇上升。

從不同流壓、不同地飽壓差的氣油比曲線可知，地飽壓差越小，氣油比越大，臨界范圍在0.5～1.0MPa；當地飽壓差為負時，生產氣油比上升明顯，可達原始氣油比的2～3倍，且流壓越小上升幅度越大，影響采收率越嚴重(圖2)。

統計近年來薩中開發區實際生產氣油比與地飽壓差的關系，地飽壓差為0.5MPa時出現拐點，當地飽壓差小于0.5MPa生產氣油比大幅度上升。當地飽壓差為-1.0MPa時，生產氣油比可達90m3/t，與數值模擬計算結果相一致(圖3)。

1.3 地層壓力變化對采液指數的影響

采液指數的變化主要取決于地層壓力的高低。幾十年開采實踐表明，地層壓力最低不能低于飽和壓力，且生產能力發揮最好時應高于飽和壓力10%左右，即飽和壓力+0.5MPa附近，薩中開發區西區的生產實際資料表明了這一點，當地層壓力低于飽和壓力+0.5MPa時采液指數明顯下降。

1.4 僅考慮油層脫氣的地層壓力下限確定

綜合考慮數值模擬、油藏工程理論和生產實際，地層壓力下限主要由原始飽和壓力的大小決定，地飽壓差越低脫氣越嚴重，采收率越低。為保證生產過程中減少脫氣的影響，喇薩杏油田地層壓力下限應保持在原始飽和壓力+0.5MPa以上，即薩中開發區地層壓力下限為10.1MPa[6～9]。

2 流壓界限確定

目前油田上原有流壓界限確定方法主要有2種，一種是考慮油層脫氣的流壓界限確定方法；一種是從生產工藝角度出發建立的考慮泵效影響的流壓界限確定方法。原有的流壓下限計算方法均沒有考慮注入端對油井流壓的影響，包括注水壓力、注入采出能力、油水井數比變化等。因此，從注入、油藏、采出整體上綜合考慮對特高含水期流壓界限的影響，當開發區注水壓力為破裂壓力、地層壓力為考慮脫氣的地層壓力下限時，可確定薩中開發區流壓下限為3.7MPa。

3 考慮生產能力的地層壓力下限確定

根據脫氣影響確定的地層壓力下限并沒有考慮各開發區的實際產量要求。因此，結合目前生產需求，在最低允許流壓條件下，地層壓力下限應為最低允許流壓與開發區進入特高含水期至今的生產壓差最大值之和，確定了薩中開發區考慮生產能力的地層壓力下限為10.1MPa。

綜合考慮地層脫氣和生產實際能力等因素，可得出薩中開發區合理地層壓力下限為10.1MPa[10～12]。

4 薩中開發區地層壓力恢復速度研究

2014年薩中開發區年采液量為10470×104t，假設以后各年采液量不變，應用物質平衡原理，可得注采平衡時(地層壓力恢復速度為零)的注水量。該開發區破裂壓力12.75MPa，目前注水壓力10.7MPa、地層壓力9.21MPa、流壓3.27MPa，在目前地層壓力下，如按最大注水壓力、采液量保持不變時，將無法保持注采平衡，使地層壓力、流壓得到恢復。經計算，薩中開發區地層壓力、流壓年恢復值均為0.112MPa，地層壓力達9.322MPa，流壓恢復至3.382MPa，注水量將增加20.5%，在新的注采平衡狀態下，注水壓力為10.81MPa。如該壓力仍未達到合理值，需繼續按最大注水壓力恢復地層壓力，直至地層壓力恢復至合理值。

圖4 采液量不變時薩中開發區地層壓力恢復速度

根據薩中開發區地層壓力恢復速度計算結果(圖4)，從目前地層壓力9.21MPa恢復至地層壓力下限10.1MPa，需要近10年時間。在地層壓力恢復過程中，隨著注采平衡狀態下的注水壓力逐年升高，地層壓力年恢復速度逐漸降低，恢復難度越來越大，同時需要增加的注水量也逐年降低。所以，單靠增加注水壓力恢復至合理地層壓力需較長時間且消耗水量較大，應結合注采系統調整，使地層壓力盡快達到合理值。

5 結論

1)由于油層脫氣原因，地層壓力在飽和壓力附近時，采收率最高，綜合確定為應保持在飽和壓力+0.5MPa以上。當地層壓力低于飽和壓力時，采收率下降速度比地層壓力高于飽和壓力時下降速度快。

2)考慮油田生產情況，可結合油井流壓和生產壓差確定地層壓力下限。

3)目前薩中開發區地層壓力水平較低，氣油比上升明顯，應用該方法可確定薩中開發區在最大注水能力下采液量不變時的地層壓力合理恢復速度。

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[編輯] 黃鸝

2016-05-17

國家科技重大專項(2011ZX05010-002，2011ZX05052)；中國石油天然氣股份有限公司重大科技項目(2011E1205)。

趙凱鑫(1987-)，男，工程師，主要從事油藏工程和剩余油研究工作，zhaokaixin@petrochina.com.cn。

TE341

A

1673-1409(2016)35-0053-04

[引著格式]趙凱鑫.特高含水期水驅油藏合理地層壓力界限研究[J].長江大學學報(自科版),2016,13(35):53～56.