特高含水期水驅(qū)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(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712)

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特高含水期水驅(qū)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(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712)

大慶油田薩中開發(fā)區(qū)目前處于特高含水期開發(fā)階段，近幾年地層壓力逐漸降低，油層脫氣嚴(yán)重，開采難度加大，影響油田穩(wěn)產(chǎn)，因此需要明確在保持產(chǎn)量前提下的合理地層壓力界限。利用油藏工程理論、數(shù)值模擬等研究手段，結(jié)合室內(nèi)試驗(yàn)及國內(nèi)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(shí)考慮油田產(chǎn)量需求，確定了薩中開發(fā)區(qū)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(shí)地層壓力合理恢復(fù)速度。該方法可為特高含水各開發(fā)區(qū)制定不同的調(diào)整對策及挖潛方法提供一定的指導(dǎo)意義。

特高含水期；水驅(qū)油藏；地層壓力；采收率；井底流壓

油藏合理壓力系統(tǒng)政策研究一直是水驅(qū)油田開發(fā)注水、產(chǎn)液政策的核心。對于注水開發(fā)油田來說，油層壓力水平的高低對開發(fā)過程有影響，對儲(chǔ)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(shè)備的效能得不到充分的發(fā)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(qū)油壓差，還會(huì)導(dǎo)致油層內(nèi)部原油大量脫氣，使地層原油的流動(dòng)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(fā)階段的薩中開發(fā)區(qū)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(yán)重，氣油比逐年上升，由2007年的71m3/t上升至2013年的100m3/t，嚴(yán)重影響油田產(chǎn)量。如何在保持產(chǎn)量的前提下，合理地調(diào)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?cái)?shù)值模擬兩種方法對合理地層壓力界限進(jìn)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(jù)室內(nèi)高壓物性資料、相對滲透率曲線，研究不同地層壓力開采時(shí)，溶解氣對原油黏度及采收率的影響。結(jié)果表明，在飽和壓力點(diǎn)剩余油飽和度最低、采收率最高。同時(shí)，蘇聯(lián)日托米爾斯基1989年利用二維三相滲流數(shù)學(xué)模型，研究了堅(jiān)吉斯油田地層壓力與含油飽和度及原油損失量的關(guān)系，也得出地層壓力保持在飽和壓力為最佳的結(jié)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(fā)區(qū)S1區(qū)塊實(shí)際地質(zhì)參數(shù)數(shù)據(jù)，結(jié)合室內(nèi)試驗(yàn)及相對滲透率曲線的結(jié)果建立數(shù)值模擬模型。利用數(shù)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(jié)果可知，地層壓力高于飽和壓力時(shí)，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(yán)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(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫r(shí)，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(dá)11.85mPa·s。油層內(nèi)部地層壓力低于飽和壓力，原油大面積脫氣，嚴(yán)重影響采收率[3～5]。

圖1 不同流壓下采收率與地層壓力關(guān)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(fā)區(qū)S1區(qū)塊模型，計(jì)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(shí)的最終采收率。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果繪制的不同流壓下采收率與地層壓力關(guān)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(nèi)試驗(yàn)結(jié)果相一致。

當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫r(shí)，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(gè)百分點(diǎn)，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(yán)重、原油黏度越大，一定程度上影響了采收率，同時(shí)在該種情況下，流壓越小，生產(chǎn)壓差越大，提高了采液速度。當(dāng)?shù)貙訅毫Ω哂陲柡蛪毫r(shí)，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(shù)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(shí)，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(chǎn)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(fā)區(qū)生產(chǎn)氣油比與地飽壓差關(guān)系散點(diǎn)圖

油藏工程理論計(jì)算結(jié)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(shí)，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(dāng)?shù)仫枆翰顬樨?fù)時(shí)，生產(chǎn)氣油比上升明顯，可達(dá)原始?xì)庥捅鹊?～3倍，且流壓越小上升幅度越大，影響采收率越嚴(yán)重(圖2)。

統(tǒng)計(jì)近年來薩中開發(fā)區(qū)實(shí)際生產(chǎn)氣油比與地飽壓差的關(guān)系，地飽壓差為0.5MPa時(shí)出現(xiàn)拐點(diǎn)，當(dāng)?shù)仫枆翰钚∮?.5MPa生產(chǎn)氣油比大幅度上升。當(dāng)?shù)仫枆翰顬?1.0MPa時(shí)，生產(chǎn)氣油比可達(dá)90m3/t，與數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果相一致(圖3)。

1.3 地層壓力變化對采液指數(shù)的影響

采液指數(shù)的變化主要取決于地層壓力的高低。幾十年開采實(shí)踐表明，地層壓力最低不能低于飽和壓力，且生產(chǎn)能力發(fā)揮最好時(shí)應(yīng)高于飽和壓力10%左右，即飽和壓力+0.5MPa附近，薩中開發(fā)區(qū)西區(qū)的生產(chǎn)實(shí)際資料表明了這一點(diǎn)，當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫?0.5MPa時(shí)采液指數(shù)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(shù)值模擬、油藏工程理論和生產(chǎn)實(shí)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(yán)重，采收率越低。為保證生產(chǎn)過程中減少脫氣的影響，喇薩杏油田地層壓力下限應(yīng)保持在原始飽和壓力+0.5MPa以上，即薩中開發(fā)區(qū)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(chǎn)工藝角度出發(fā)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(jì)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?dāng)?shù)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(dāng)開發(fā)區(qū)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(shí)，可確定薩中開發(fā)區(qū)流壓下限為3.7MPa。

3 考慮生產(chǎn)能力的地層壓力下限確定

根據(jù)脫氣影響確定的地層壓力下限并沒有考慮各開發(fā)區(qū)的實(shí)際產(chǎn)量要求。因此，結(jié)合目前生產(chǎn)需求，在最低允許流壓條件下，地層壓力下限應(yīng)為最低允許流壓與開發(fā)區(qū)進(jìn)入特高含水期至今的生產(chǎn)壓差最大值之和，確定了薩中開發(fā)區(qū)考慮生產(chǎn)能力的地層壓力下限為10.1MPa。

綜合考慮地層脫氣和生產(chǎn)實(shí)際能力等因素，可得出薩中開發(fā)區(qū)合理地層壓力下限為10.1MPa[10～12]。

4 薩中開發(fā)區(qū)地層壓力恢復(fù)速度研究

2014年薩中開發(fā)區(qū)年采液量為10470×104t，假設(shè)以后各年采液量不變，應(yīng)用物質(zhì)平衡原理，可得注采平衡時(shí)(地層壓力恢復(fù)速度為零)的注水量。該開發(fā)區(qū)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(shí)，將無法保持注采平衡，使地層壓力、流壓得到恢復(fù)。經(jīng)計(jì)算，薩中開發(fā)區(qū)地層壓力、流壓年恢復(fù)值均為0.112MPa，地層壓力達(dá)9.322MPa，流壓恢復(fù)至3.382MPa，注水量將增加20.5%，在新的注采平衡狀態(tài)下，注水壓力為10.81MPa。如該壓力仍未達(dá)到合理值，需繼續(xù)按最大注水壓力恢復(fù)地層壓力，直至地層壓力恢復(fù)至合理值。

圖4 采液量不變時(shí)薩中開發(fā)區(qū)地層壓力恢復(fù)速度

根據(jù)薩中開發(fā)區(qū)地層壓力恢復(fù)速度計(jì)算結(jié)果(圖4)，從目前地層壓力9.21MPa恢復(fù)至地層壓力下限10.1MPa，需要近10年時(shí)間。在地層壓力恢復(fù)過程中，隨著注采平衡狀態(tài)下的注水壓力逐年升高，地層壓力年恢復(fù)速度逐漸降低，恢復(fù)難度越來越大，同時(shí)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(fù)至合理地層壓力需較長時(shí)間且消耗水量較大，應(yīng)結(jié)合注采系統(tǒng)調(diào)整，使地層壓力盡快達(dá)到合理值。

5 結(jié)論

1)由于油層脫氣原因，地層壓力在飽和壓力附近時(shí)，采收率最高，綜合確定為應(yīng)保持在飽和壓力+0.5MPa以上。當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫r(shí)，采收率下降速度比地層壓力高于飽和壓力時(shí)下降速度快。

2)考慮油田生產(chǎn)情況，可結(jié)合油井流壓和生產(chǎn)壓差確定地層壓力下限。

3)目前薩中開發(fā)區(qū)地層壓力水平較低，氣油比上升明顯，應(yīng)用該方法可確定薩中開發(fā)區(qū)在最大注水能力下采液量不變時(shí)的地層壓力合理恢復(fù)速度。

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[編輯] 黃鸝

2016-05-17

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05010-002，2011ZX05052)；中國石油天然氣股份有限公司重大科技項(xiàng)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(qū)油藏合理地層壓力界限研究[J].長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版),2016,13(35):53～56.