王洪斌，劉子雄

（中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津300450）

目前越來越多的小斷塊油田的投入開發(fā)，該類小油田主要是由于儲(chǔ)量小、物性差，在當(dāng)前的油價(jià)情況下，不能部署大量的井組單元進(jìn)行補(bǔ)充能量開發(fā)，僅依靠天然能量開采。對(duì)于溶解氣驅(qū)的油藏產(chǎn)能論述方面文章較少，本文主要是針對(duì)該類油田的溶解氣驅(qū)動(dòng)產(chǎn)能進(jìn)行研究，從而得出該類油田產(chǎn)能的變化規(guī)律，更合理的指導(dǎo)該類油田的開發(fā)。

1 合理地層壓力的確定

當(dāng)流動(dòng)壓力降低到一定界限以后,再降低流動(dòng)壓力,油井產(chǎn)量不但不再增加,而且還會(huì)減少。這一流壓值可以作為采油井合理流動(dòng)壓力的下限值。即為油井的最低允許流動(dòng)壓力。井底壓力低于該值以后,由于原油脫氣嚴(yán)重,將會(huì)影響采油井生產(chǎn)能力的正常發(fā)揮。主要是溶解氣油比降低后，導(dǎo)致原油粘度增加，從而油相相滲降低。

根據(jù)《油、氣藏工程方法研究與應(yīng)用》中推導(dǎo)了三相流流入動(dòng)態(tài)曲線方程,并且給出了油井最低允許流動(dòng)壓力與飽和壓力和地層壓力之間的定量關(guān)系式,即：

式中：Pwfmin——油井允許最低流動(dòng)壓力，MPa；

Pb——飽和壓力，MPa；

PR——原始底層壓力，MPa。

式中：α——原油溶解系數(shù)，m3/(m3·MPa);

fw——油井含水率，小數(shù)；

Bo——原油體積系數(shù)；

T——油層溫度，K。

可見合理的井底壓力與飽和壓力、含水率以及原油體積系數(shù)有關(guān)。根據(jù)對(duì)部分油田的資料統(tǒng)計(jì)[1-2]，在無水期或低含水階段，油井合理井底流壓約為飽和壓力的0.6倍，當(dāng)綜合含水大于60%以后，則可進(jìn)一步將井底流壓降至0.5倍的飽和壓力。

2 原油脫氣后對(duì)油相相滲的影響

當(dāng)井底壓力降低時(shí)，儲(chǔ)層巖石發(fā)生彈—塑性或塑性變形，使儲(chǔ)層滲透率下降。當(dāng)上覆壓力增加時(shí)，儲(chǔ)層滲透率下降。巖石的滲透率應(yīng)力敏感測(cè)試結(jié)果,一般繪制成滲透率隨外壓的變化曲線,該曲線可以表示成指數(shù)方程，即:

式中：b——應(yīng)力敏感常數(shù),MPa-1。

從式中可以看出地層壓力的下降對(duì)滲透率的降低很顯著。具體對(duì)儲(chǔ)層流體的有效滲透率的影響主要表現(xiàn)在原油底層中脫氣以后，使得油相的粘度增加，從而在多相流動(dòng)中油相滲透率大幅度下降。根據(jù)維科夫—博特謝特曲線以及米勒—悉斯油田油氣相滲曲線[3]，當(dāng)油層中含氣飽和度達(dá)到10%時(shí)，油相滲透率將減少38%～41%，由于氣體粘度較低，此時(shí)儲(chǔ)層中氣體的分流量達(dá)到72%。

利用某油田的實(shí)際動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)計(jì)算出的油相相滲曲線[4]和實(shí)際的實(shí)驗(yàn)室測(cè)得的油相相滲曲線見圖1。

圖1 實(shí)驗(yàn)室測(cè)得油相相滲曲線與動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)計(jì)算對(duì)比

3 不同溶解氣油比的產(chǎn)能

根據(jù)達(dá)西定律推導(dǎo)出的產(chǎn)能公式可以得出，產(chǎn)能主要與油相相滲和粘度以及油層厚度有關(guān)。在地層中，原油組分發(fā)生變化的只有溶解氣油比不同導(dǎo)致粘度發(fā)生變化。但是目前還沒有文獻(xiàn)推導(dǎo)出原油的粘度變化與溶解氣油比的關(guān)系，均是通過做出Rs與P、μ與P的關(guān)系曲線，然后再計(jì)算時(shí)通過找出壓力對(duì)應(yīng)的Rs和μ參與計(jì)算。為了說明此種影響采用數(shù)值模擬的方法設(shè)置不同的Rs在地層壓力下降的水平相同時(shí)，對(duì)比累計(jì)產(chǎn)油從而看出其影響，計(jì)算結(jié)果如圖2所示（模擬計(jì)算時(shí)采用的是衰竭式開發(fā)）。

圖2 數(shù)模計(jì)算不同溶解氣油比下累產(chǎn)油

從圖中可以看出Rs在160～200間產(chǎn)能變化幅度很大，在低于160時(shí)累產(chǎn)油變化較小。當(dāng)Rs高于200時(shí)曲線的斜率變的較為平緩。由此可見油藏的Rs有一個(gè)最合理的值。當(dāng)?shù)陀谶@一值時(shí)產(chǎn)能可以降低50%以上。

4 以WC油田為例分析

WCA3m井屬于魚骨狀分支井，開采目標(biāo)層位為ZH1-2L油組。儲(chǔ)層孔隙度為14.5%，滲透率為5.6×10-3μm2，原始含油飽和度為42.2%，油層平均有效厚度為14.6m。A3ma和A3mb井在目的層的水平段長(zhǎng)度分別為265m、120m,在油層內(nèi)的完井方式為優(yōu)質(zhì)防砂篩管完井，分枝井裸眼完井。A3m井于2008年11月投產(chǎn)，截止2009年11月16日,日產(chǎn)水平為10m3/d,含水率為10%。累計(jì)產(chǎn)油1.475×104m3，含水率10%。采出程度僅為1.2%。地層能量不足，且地飽壓差小只有1.7MPa，導(dǎo)致原油脫氣嚴(yán)重，影響油井產(chǎn)能。生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線見圖3。

圖3 WCA3m井實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線

為了說明脫氣原油產(chǎn)能的影響采用數(shù)值模擬的方法。由于在實(shí)際的儲(chǔ)層中存在弱邊水，在模型也考慮加入了解析水體。在計(jì)算中采用定井底流壓為3MPa生產(chǎn)。計(jì)算的其高峰期產(chǎn)量與實(shí)際投產(chǎn)時(shí)產(chǎn)量較小，均在150m3/d左右。從圖4中可以看出隨著時(shí)間的增加，日產(chǎn)量遞減很快200多天即下降50%，地層壓力也急劇的下降。這些特點(diǎn)與實(shí)際投產(chǎn)的數(shù)據(jù)相接近（圖3）。

圖4 數(shù)值模擬計(jì)算的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線

在圖3中由于地層壓力下降，導(dǎo)致生產(chǎn)氣油比升高。當(dāng)生產(chǎn)半年以后氣油比明顯下降，與數(shù)值模擬的情況不符。這主要是由于Eclipse沒有考慮低滲油田的啟動(dòng)壓力梯度，認(rèn)為流動(dòng)邊界無限遠(yuǎn)，故導(dǎo)致動(dòng)用的邊界很大。

通過對(duì)生產(chǎn)氣油比的對(duì)比可以看出，ZH1-2L油層在2009年8月份已經(jīng)達(dá)到了極限距離。其生產(chǎn)汽油比和產(chǎn)量還將繼續(xù)下降。根據(jù)以前對(duì)海上低滲油田啟動(dòng)壓力梯度的研究該地區(qū)啟動(dòng)壓力為0.025MPa/m，該井目前的生產(chǎn)壓差為10MPa，則極限泄油半徑為400m。該油層組的含油面積為1.4km2，故還有很大的面積沒有控制。同時(shí)可以看出其地層壓力偏低，需要補(bǔ)充能量或者采用壓裂多條裂縫增加油井的控制面積以維持較高的產(chǎn)能。

5 結(jié)論

（1）對(duì)于溶解氣油比較高的原油，其合理的井底流壓保持水平在0.6Pb驅(qū)油效果較好。

（2）油井脫氣以后導(dǎo)致油相相對(duì)滲透率大幅度下降，這也是產(chǎn)能較低的一個(gè)重要原因。

（3）對(duì)不同的油藏均有一個(gè)保持最合適的溶解氣油比，低于此值時(shí)產(chǎn)能降低的幅度大。

（4）若動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)中生產(chǎn)氣油比降低，則表明油井已經(jīng)達(dá)到極限的流動(dòng)距離，應(yīng)考慮采取合適的增產(chǎn)措施。