黃延忠，朱 焱，徐 松

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薩中開發(fā)區(qū)地層脫氣影響流壓界限研究

黃延忠1，朱 焱1，徐 松2

（1. 大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江 大慶 163111;2. 大慶油田有限責(zé)任公司第二采油廠，黑龍江 大慶 163111）

大慶薩中油田目前已進(jìn)入高含水后期，通過放大生產(chǎn)壓差來滿足體液穩(wěn)產(chǎn)的需要，同時(shí)可以避免油井生產(chǎn)壓差過大，對(duì)井底流壓造成偏低，是的油層嚴(yán)重脫氣，對(duì)單井和區(qū)塊的產(chǎn)能有影響，因而通過研究區(qū)塊和單井的合理流壓界限，平衡采油速度、提高開發(fā)效果是非常有必要的。在研究薩中東區(qū)各油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)基礎(chǔ)上，通過地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)和油藏工程、滲流力學(xué)等方法，來確定該區(qū)塊的合理流壓界限，通過計(jì)算對(duì)比與實(shí)際應(yīng)用發(fā)現(xiàn)效果良好，同時(shí)該技術(shù)的研究方法對(duì)同類油田的研究具有一定的指導(dǎo)和借鑒意義。

薩中油田；油層脫氣；流壓界限

大慶薩中東區(qū)從1960年投入開發(fā)，目前已全面進(jìn)入水聚驅(qū)并存階段， 單水驅(qū)油層就有從基礎(chǔ)到三次加密四套井網(wǎng)開采，全區(qū)累計(jì)產(chǎn)油已突破6億t，占到大慶油田總產(chǎn)油量的26.43%，綜合含水已達(dá)94.75%， 為特高含水期后期開發(fā)階段。長(zhǎng)期產(chǎn)量高位運(yùn)行導(dǎo)致目前地下能量虧空嚴(yán)重，原油脫氣嚴(yán)重，產(chǎn)量遞減速度加快，如何有效協(xié)調(diào)提液上產(chǎn)與恢復(fù)地層壓力矛盾日益突出，而作為油層合理供液壓力極限依據(jù)，確定單井合理流壓界限顯得尤為重要。

1 研究區(qū)塊基本狀況

薩中開發(fā)區(qū)位于大慶長(zhǎng)垣薩爾圖油田中部，開發(fā)區(qū)分12個(gè)區(qū)塊，北起北一區(qū)一排，南至南一區(qū)三排，含油面積161.25 km2，表內(nèi)地質(zhì)儲(chǔ)量12.275億t，占大慶油田總儲(chǔ)量近四分之一。儲(chǔ)油層包括薩爾圖、葡萄花、高臺(tái)子油層，共分9個(gè)油層組，41個(gè)砂巖組，136個(gè)小層，150個(gè)細(xì)分沉積單元，總地層厚度約為500 m（圖1）。

圖 1 薩中油田區(qū)塊分布

2 考慮地層脫氣影響的流壓界限

通過研究油井的流入動(dòng)態(tài)方程，來研究油氣水三相滲流時(shí)地層脫氣影響的流壓界限，分析油井的流入能力，當(dāng)油井的井底流壓f小于飽和壓力b時(shí)，即f

式中：wfmin—油井最低允許井底流壓，MPa；

b—飽和壓力，MPa；

R—地層壓力，MPa；

—天然氣溶解系數(shù)，m3/(m3·MPa)；

—井底附近油層絕對(duì)溫度，K；

w—原油含水率，小數(shù)；

o—原油體積系數(shù)，m3/m3。

利用（1）、（2）式可計(jì)算油井的流動(dòng)壓力與產(chǎn)量的關(guān)系曲線，通過曲線可以看出，隨著油井井底流壓的下降，其油井生產(chǎn)壓差變大，產(chǎn)量增大；同時(shí)，當(dāng)井底流壓降到某值時(shí)，油井產(chǎn)量達(dá)到最大，如果在降低井底壓力，則會(huì)造成在油井井底附近的大面積脫氣，使得原油的粘度增加，進(jìn)而導(dǎo)致產(chǎn)油量的下降而影響原油的最終采收率（圖2）。

圖 2 油井流動(dòng)壓力與產(chǎn)量關(guān)系

3 各指標(biāo)影響因素分析

在公式（1）和（2）中影響油井最低允許流壓的因素主要有含水率、溶解氣系數(shù)、飽和壓力、地層壓力等四個(gè)因素，通過單因素以及極差分析計(jì)算這四類影響因素在脫氣條件下對(duì)油井最低允許流壓的影響大小以及油井最低允許流壓界限值。

3.1 單因素分析

1）含水率的影響

分別設(shè)計(jì)并研究綜合含水率為88%，90%，92%，94%，96%對(duì)應(yīng)的最小流壓。

由表1可以看到，在相同的地層壓力下，不同的含水率階段所對(duì)應(yīng)的流壓不同，而隨著含水的上升，油井井底的最小流壓下降。

表1 含水率對(duì)最小流壓的影響

2）溶解氣系數(shù)的影響

設(shè)定含水率為92%時(shí)，其余條件不變，通過改變?cè)偷娜芙鈿庀禂?shù)。分別研究了當(dāng)溶解氣系數(shù)為2、4、6、8、10條件下所對(duì)應(yīng)的井底最小流壓。

由表2和圖3可以看出，油井井底的最小流壓隨著原油溶解氣系數(shù)的增大而變大。

表2 溶解氣系數(shù)對(duì)最小流壓的影響

圖3 溶解氣系數(shù)對(duì)最小流壓的影響

Fig 3 Effect of dissolved coefficient on the minimum flow pressure

3）飽和壓力的影響

設(shè)定含水率為92%時(shí)，其他條件不變，通過改變飽和壓力分別為7、8、9、10、11 MPa時(shí)，對(duì)應(yīng)的油井井底最小流壓。

由表3和圖4可以看出，油井井底的最小流壓隨這油藏的飽和壓力的升高而變大。

表3 飽和壓力對(duì)最小流壓的影響

圖4 飽和壓力對(duì)最小流壓的影響

Fig 4 Effect of saturation pressure on the minimum flow pressure

4）地層壓力的影響

設(shè)定含水率為93%時(shí)，其他條件不變，通過改變地層壓力分別為8、9、10、11、12 MPa來研究油井的井底最小流壓。

由表4和圖5可以看出，隨著地層壓力的增加，油井井底最小流壓增大。

表4 地層壓力對(duì)最小流壓的影響

圖5 地層壓力對(duì)最小流壓的影響

Fig 5 Effect of formation pressure on the minimum flow pressure

3.2 各影響因素極差分析

以油井含水率達(dá)到98%時(shí)的最終采收率為評(píng)價(jià)指標(biāo)，設(shè)計(jì)4因素5水平共計(jì)25個(gè)正交實(shí)驗(yàn)方案。最終得出各因素對(duì)油井井底流壓影響大小的極差如表5所示。

表5 極差分析表

由上表可以看出，最終對(duì)油井井底流壓影響大小排序?yàn)椋旱貙訅毫?飽和壓力>溶解氣系數(shù)>含水率。

4 最大產(chǎn)液條件下井底流壓計(jì)算結(jié)果

根據(jù)公式（1）考慮脫氣條件下的最低允許井底流壓來計(jì)算薩中開發(fā)區(qū)實(shí)際開發(fā)數(shù)據(jù)。通過計(jì)算結(jié)果得出，在目前地層壓力的條件下，油井的最低允許流壓隨含水率的上升而降低，在當(dāng)前含水率為92%條件下，薩中開發(fā)區(qū)最低允許流壓為1.7 Mpa（圖6）。

圖6 考慮脫氣對(duì)產(chǎn)液量影響的最低井底流壓與含水率關(guān)系曲線

Fig 6 Curve of the minimum bottomhole pressure and water content under considering effect of degassing on liquid production

5 結(jié) 論

1）地層脫氣的油井井底流壓影響因素主要有含水率、溶解氣系數(shù)、飽和壓力、地層壓力等四個(gè)因素，他們對(duì)流壓影響大小排序?yàn)椋旱貙訅毫?飽和壓力>溶解氣系數(shù)>含水率。

2）目前薩葡油層含水條件下，考慮地層脫氣條件下，薩中開發(fā)區(qū)最低允許流壓為1.7 MPa。

參考文獻(xiàn)：

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Pressure Limit Sazhong Zone Strata Stream Degassing Effects

1，1，2

（1. Daqing Oilfield Co., Ltd. the First Oil Production Plant Geological Brigade, Heilongjiang Daqing 163111 China;2. Daqing Oilfield Co., Ltd. the second Oil Production Plant, Heilongjiang Daqing 163111, China）

Sazhong oilfield has entered into the late stage of high water cut, so the production pressure differential is increased to meet the need of stable production, but when the production pressure differential is excessive, the bottom hole flowing pressure will become low, which can cause serious degassing of the oil layer to affect the production of single well and the block, so it is very necessary to study reasonable extent and limit of single well flowing pressure for balancing recovery rate and improving the development effect. In the paper, based on dynamic production data of oil wells in middle-east block of Sazhong oilfield, by geostatistics and reservoir engineering, seepage mechanics and other methods, the reasonable flow pressure boundary of the block was determined.

Sazhong oilfield; oil degassing; flow pressure limit

TE 357

A

1671-0460（2016）09-2192-03

黑龍江省科學(xué)基金項(xiàng)目，項(xiàng)目號(hào)：QC2016055。

2016-07-19

黃延忠（1972-），男，山東濟(jì)南長(zhǎng)清人，高級(jí)工程師，博士，從事油田開發(fā)地質(zhì)研究。E-mail：huangyanzhong_a@petrochina.com.cn。