地下流體脫氣對油藏產液能力影響研究

李德生，蔣遠征，焦軍，王晶

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地下流體脫氣對油藏產液能力影響研究

李德生，蔣遠征，焦軍，王晶

（中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院， 陜西 西安 710021）

H區屬于弱揮發性油藏，投入開發后地下流體脫氣較嚴重，產液產油指數下降較快，室內試驗結果表明，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變化規律，對后期進一步深入分析脫氣油藏的開發規律有一定的指導作用。

脫氣；相滲曲線；無因次采液指數

H區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, 原始氣油比高達116.9 m3/d,與典型揮發油對比，該油藏流體性質處于典型揮發油和黑油之間，屬于弱揮發性油。

該區試井曲線表現為壓力恢復曲線呈曲率較大弧線形態，說明地層流體流動受阻，恢復完后開井，壓力下降，流壓未達到平穩，呈波浪狀下降，說明油井非均勻出油，生產不穩定，存在流體相變影響。通過PVT試驗模擬H區油藏脫氣狀況，發現單井的生產氣油比隨著壓力下降，很快上升，特別是低于飽和壓力后，脫氣加劇（見圖1）。因此，脫氣對該油藏生產動態有較大影響，需要進一步深入分析其變化規律。

圖1 X11、X12井氣油比與地層壓力關系曲線

1 儲層滲流特征

1.1 儲層相滲特征

H區水驅油實驗結果表明（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；殘余油處所對應的水相最終端點相對滲透率較高。

圖2 H區相滲曲線

1.2 遞減類型

根據計秉玉、楊正明等人的研究成果，認為油相相對滲透率與含水飽和度呈不同的關系式時，可反映出不同的遞減規律，即產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：當呈直線型、冪函數、指數時，分別對應指數、雙曲、調和遞減。當油相滲透率遞減越快，遞減率越大；初期產量越大，遞減率越大；地層物性結構參數越好，遞減率越小[1,2]。其中：當油相相對滲透率與含水飽和度呈線性下降，其關系式為：

此時，遵循指數遞減的產量表達式：

當油相相對滲透率與含水飽和度呈指數形態，其表達式為：

此時，遵循調和遞減的產量表達式：

當油相相對滲透率與含水飽和度呈冪指數形態：

此時，遵循雙曲遞減的產量表達式：

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、()分別為初始產能、遞減階段產能，t/d；為無因此啟動壓力梯度；D為初始遞減率，%；、為擬合參數;為遞減年限。

圖3 H區Kro與Sw關系散點圖

通過回歸擬合后，認為H區Kro與1-Sw具有較好的相關性（見圖3），呈冪函數關系，該區遞減規律應當遵循雙曲遞減。

2 脫氣對開發的影響

李春蘭等人根據室內試驗研究得到：當油藏在低于飽和壓力開發時，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，水驅油過程中水流速度快，容易出現水竄，過早見水，導致水驅采收率降低[3]。

H區相關室內試驗表明：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）。

當地層壓力降至飽和壓力附近時，H油藏脫氣半徑急劇增大,地層原油大量脫氣導致原油粘度增大，進而導致儲層滲流阻力加大。根據理論計算，當地層壓力保持水平下降到85%，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，導致注采壓力系統建立困難。

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

圖4 不同壓力下H區流體關鍵參數變化圖

圖5 X18-15井開采曲線

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

3 產液能力變化

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，我們根據相滲曲線可以建立無因次采液采油指數變化曲線[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、采油指數與含水率關系的關系式。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變化曲線。顯然，當含水飽和度Sw在0.35～0.50范圍內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油作用，同時也要減少脫氣對產量的影響；當地層壓力明顯低于飽和壓力，在開發初期應盡量采取一切可行措施，恢復油藏地層壓力，保持液量開發。否則，當含水達到中高含水階段時，即便恢復了油藏地層能量，采液采油指數也保持在較低水平，對改善油藏開發效果意義不大。

圖7 脫氣前后無因次采液采油指數圖

4 結 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的關系，進而可確定脫氣前后油藏的無因次采液采油指數變化曲線。

（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產尤為重要。

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

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

[3] 李春蘭，張麗華，郎兆新.揮發油油藏原油不同脫氣程度水驅油效率實驗室研究[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計算方法及影響因素[J].新疆石油地質，2007，28（5）,601-603.

[5] 孫欣華, 劉永軍, 于 鋒，等．溫米油田采液、采油指數變化規律[J]．新疆石油地質, 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：從事油田開發穩產工作。