低地飽壓差下海上窄河道油藏提液技術(shù)研究

潘 杰，汪全林，張 弛，孫 強(qiáng)，鄧 猛

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津?yàn)I海新區(qū)300459）

近年來，渤海地區(qū)注水開發(fā)的窄河道油田多數(shù)已進(jìn)入中高含水階段[1-2]，隨著油田含水率上升，產(chǎn)量遞減較快，油田穩(wěn)產(chǎn)難度加大，通過提液[3-5]來保持穩(wěn)產(chǎn)是油田在中高含水階段常采用的措施。對(duì)于窄河道油藏，由于流體滲流過程受河道邊界影響較大，滲流特征不同于整裝油藏的平面徑向流，同時(shí)由于地飽壓差小，在提液過程中生產(chǎn)壓差過大會(huì)引起脫氣，形成油氣水三相滲流，從而增加油相滲流阻力[6]，降低提液效果。目前對(duì)地飽壓差小的窄河道油藏提液研究的文獻(xiàn)相對(duì)較少，為此，本文開展了地飽壓差較小時(shí)的窄河道油藏提液能力研究，建立了考慮河道邊界影響的窄河道產(chǎn)能方程及合理生產(chǎn)壓差方程，確定了該類型油藏水平井合理提液幅度。根據(jù)研究成果進(jìn)行礦場試驗(yàn)，取得了很好的增油效果，為海上該類型油藏高效開發(fā)提供了理論依據(jù)和生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)。

1 BZ油田地質(zhì)油藏特征

BZ油田為典型的窄河道油田，砂體為分流河道型淺水三角洲沉積，河道寬度140～150 m，河道中心鉆遇儲(chǔ)層厚度最大為12.3 m，沿河道方向砂體連續(xù)性好、分布穩(wěn)定，垂直河道方向砂體呈土豆?fàn)罘植肌?/p>

BZ油田為高孔高滲油藏，孔隙度主要為26.5%～31.6%，平均28.7%；滲透率主要為（378.9～3500.9）×10-3μm2，平均 1539.7×10-3μm2。地層原油黏度 13.36～17.58 mPa·s，地層原油密度0.866～0.867 g/cm3，飽和壓力12 .8 MPa，地飽壓差僅為1.8～3.2 MPa。

油田天然能量不足，所以采用注水開發(fā)，主要采用水平井開采，目前油田含水率76.0%，進(jìn)入高含水階段。

2 窄河道產(chǎn)能方程的建立

窄河道油藏不同于整裝油藏，河道砂體邊界對(duì)流體滲流影響較大。李功、何逸凡等人利用鏡像反映和勢(shì)的疊加等滲流理論，推導(dǎo)了窄河道油藏水平井產(chǎn)能公式[7-8]：

在產(chǎn)能公式的基礎(chǔ)上，根據(jù)油田油水兩相相對(duì)滲透率與含水率的關(guān)系曲線，即可得到不同含水階段的比采油/采液指數(shù)：

式中：Q為水平井的產(chǎn)量，m3/d； I為地層滲透率，10-3μm2； ?為油層厚度，m； Kr為地層壓，MPa；KLM為井底流動(dòng)壓力，MPa；μ為流體黏度，mPa·s；0h為水平井水平方向上的滲流阻力；0v為水平井垂直方向上的滲流阻力； Ne為供液半徑，m； Nw為水平井井筒半徑，m；O為水平段長度，m；P為河道寬度，m； Q為油井垂向上到油層底部的距離，m；μo為原油黏度，mPa ? s；μw為地層水黏度，mPa·s；Iro為油相相對(duì)滲透率；IRL為水相相對(duì)滲透率；CD為比采油指數(shù)，m3/（d·MPa·m）；CH為比采液指數(shù)，m3/（d·MPa·m）。

3 合理生產(chǎn)壓差的確定

3.1 合理生產(chǎn)壓差方程的建立

BZ油田地飽壓差小，當(dāng)油井井底流動(dòng)壓力低于泡點(diǎn)壓力并下降到一定程度后，井底附近會(huì)出現(xiàn)油氣水三相流動(dòng)，增加油相滲流阻力，導(dǎo)致油井產(chǎn)量下降，從而達(dá)不到提液增油效果。大慶油田公司王俊魁[9-10]等人推導(dǎo)出了同時(shí)適用于井底壓力低于或高于飽和壓力的流入動(dòng)態(tài)曲線方程。

單位體積脫氣后：

為簡化運(yùn)算，引入?yún)?shù)b：

因此，在一定生產(chǎn)壓差下，實(shí)際產(chǎn)油量、產(chǎn)液量的公式為：

為簡化運(yùn)算，定義修正生產(chǎn)壓差 ?Ki：

式中： jo為采出1噸地面原油時(shí)井底條件下地層出口處原油的體積，m3；jg為采出1噸地面原油時(shí)井底條件下地層出口處氣體的體積，m3； VWX為飽和壓力下原油體積系數(shù)；β為原油體積系數(shù)變化率，m3/MPa；KZ為地層飽和壓力，MPa；k為天然氣溶解系數(shù)；Z為天然氣偏差系數(shù)；T為地層溫度，K；b為中間參數(shù)；ρo為地面原油密度， g/cm3；D為日產(chǎn)油量，m3/d；

H為日產(chǎn)液量，m3/d； ?Ki為修正生產(chǎn)壓差，MPa。

3.2 地層壓力對(duì)合理修正生產(chǎn)壓差的影響

結(jié)合BZ油田基礎(chǔ)參數(shù)（表1），根據(jù)公式（12），當(dāng)飽和壓力一定時(shí)，不同地層壓力下，修正生產(chǎn)壓差隨井底流壓的變化曲線見圖1。由圖1可知，修正生產(chǎn)壓差隨井底流壓減小先增大后減小，出現(xiàn)的拐點(diǎn)即為合理修正生產(chǎn)壓差。將一定飽和壓力下不同地層壓力對(duì)應(yīng)的合理修正生產(chǎn)壓差繪制在同一圖上（圖2），可以看出，隨地層壓力增大，合理修正生產(chǎn)壓差增大。所以提液前應(yīng)通過注水補(bǔ)充地層能量，提高地層壓力，以增大提液幅度。

表1 BZ油田基礎(chǔ)參數(shù)

圖1 飽和壓力12.8 MPa時(shí)不同地層壓力的修正生產(chǎn)壓差

4 實(shí)例計(jì)算

B3H井位于BZ油田的某砂體上，目前日產(chǎn)液188.6 m3，日產(chǎn)油66.0 m3，含水率65.0%。應(yīng)用上述公式并結(jié)合油田相滲曲線（圖3）、油藏及油井基礎(chǔ)參數(shù)（表2），通過計(jì)算可得 B3H井目前含水階段的比采油指數(shù)為5.3 m3/（d·MPa·m）；比采液指數(shù)為15.1 m3/（d·MPa·m）。

圖2 不同地層壓力下的修正生產(chǎn)壓差

圖3 BZ油田相滲曲線

表2 油藏及油井基礎(chǔ)參數(shù)

根據(jù)合理修正生產(chǎn)壓差圖版（圖2），讀取合理修正生產(chǎn)壓差為1.8 MPa，則理論提液后日產(chǎn)液244.6 m3，日產(chǎn)油85.8 m3，日增油19.8 m3。通過提液放大壓差，實(shí)際提液后，日產(chǎn)液231.0 m3，日產(chǎn)油81.0 m3，日增油15.0 m3。實(shí)際值與理論值相差較小，說明本文公式在油田油井生產(chǎn)過程中應(yīng)用準(zhǔn)確度較高。

5 認(rèn)識(shí)與結(jié)論

（1）針對(duì)窄河道油藏，從產(chǎn)能方程的角度出發(fā)，結(jié)合相滲曲線，確定了不同含水階段的比采油和比采液指數(shù)。

（2）針對(duì)低地飽壓差油藏，根據(jù)油氣水三相流入動(dòng)態(tài)曲線，確定了不同地層壓力下的合理生產(chǎn)壓差。

（3）綜合運(yùn)用油藏工程方法，通過對(duì)水驅(qū)窄河道油藏高含水期油井的提液實(shí)例分析，計(jì)算出了提液增產(chǎn)的主要技術(shù)指標(biāo)。從現(xiàn)場實(shí)踐來看，該方法準(zhǔn)確性較高，可用于指導(dǎo)油田生產(chǎn)。