特高含水期水驱油藏合理地层压力界限研究

赵凯鑫

(中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712)



特高含水期水驱油藏合理地层压力界限研究

赵凯鑫

(中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712)

大庆油田萨中开发区目前处于特高含水期开发阶段，近几年地层压力逐渐降低，油层脱气严重，开采难度加大，影响油田稳产，因此需要明确在保持产量前提下的合理地层压力界限。利用油藏工程理论、数值模拟等研究手段，结合室内试验及国内外同类型油田矿场资料分析，综合确定了采收率最大原则下的合理地层压力，即保持在饱和压力附近，同时考虑油田产量需求，确定了萨中开发区合理地层压力界限为10.1MPa，并确定了在最大注水能力下采液量不变时地层压力合理恢复速度。该方法可为特高含水各开发区制定不同的调整对策及挖潜方法提供一定的指导意义。

特高含水期；水驱油藏；地层压力；采收率；井底流压

油藏合理压力系统政策研究一直是水驱油田开发注水、产液政策的核心。对于注水开发油田来说，油层压力水平的高低对开发过程有影响，对储量的最终采收率也有影响。确定合理的地层压力一直是油藏工程研究的重要课题。地层压力过高往往造成水淹水窜，使含水上升过快，从而使油田递减加大。过高的地层压力还可能使注采设备的效能得不到充分的发挥，从而加大油田开采的能耗和采油成本。地层压力过低不仅不能形成足够的驱油压差，还会导致油层内部原油大量脱气，使地层原油的流动性变差，从而影响油田的开采速度和最终采收率。

处于特高含水期开发阶段的萨中开发区自2007年起地层压力、流压逐渐降低，2012年地层压力降至9.0MPa，地饱压差为-0.6MPa，流压降至2.9MPa，地层脱气严重，气油比逐年上升，由2007年的71m3/t上升至2013年的100m3/t，严重影响油田产量。如何在保持产量的前提下，合理地调整地层压力水平成为亟待解决的问题。笔者通过油藏工程方法和油藏数值模拟两种方法对合理地层压力界限进行研究。

1 考虑油层脱气的地层压力下限确定

1.1 地层压力变化对采收率的影响

根据室内高压物性资料、相对渗透率曲线，研究不同地层压力开采时，溶解气对原油黏度及采收率的影响。结果表明，在饱和压力点剩余油饱和度最低、采收率最高。同时，苏联日托米尔斯基1989年利用二维三相渗流数学模型，研究了坚吉斯油田地层压力与含油饱和度及原油损失量的关系，也得出地层压力保持在饱和压力为最佳的结论[1，2]。

1.1.1 地层压力变化对地层原油黏度的影响

利用萨中开发区S1区块实际地质参数数据，结合室内试验及相对渗透率曲线的结果建立数值模拟模型。利用数值模拟模型研究了不同地饱压差、不同流压下油水井间的地层压力和原油黏度的分布状况。由模拟结果可知，地层压力高于饱和压力时，从不同流压方案下的地层压力与原油黏度分布曲线看，油井附近30m处地层压力开始低于饱和压力，地层压力急剧下降，形成压降漏斗，近井地带脱气严重，原油黏度急剧上升，最大值可升至11.25mPa·s(地下原油黏度正常值为8.8mPa·s)；在地层压力高于饱和压力情况下，随着流压的升高地层压力分布曲线也随之提升，但各方案间无明显差别。当地层压力低于饱和压力时，水井附近约30m处向油井方向地层压力开始低于饱和压力，原油黏度开始缓慢增加，在距油井约20m处，原油黏度急剧上升，最高达11.85mPa·s。油层内部地层压力低于饱和压力，原油大面积脱气，严重影响采收率[3～5]。

图1 不同流压下采收率与地层压力关系曲线

1.1.2 地层压力对采收率影响

利用前面建立的萨中开发区S1区块模型，计算了地层压力分别为8.0、8.5、9.0、9.5、10.5、11.5MPa下，井底流压分别为1、2、3、4、5MPa下模型含水率98%时的最终采收率。根据数值模拟结果绘制的不同流压下采收率与地层压力关系曲线如图1所示。由图1可以看出，在井底流压一定的情况下，地层压力在饱和压力附近的采收率最大，与室内试验结果相一致。

当地层压力低于饱和压力时，随地层压力的降低采收率下降，下降幅度相对较大，地层压力每降低0.5MPa，影响采收率0.15～0.35个百分点，而相同地层压力下(地层压力小于饱和压力)随流压下降采收率也随之下降。分析原因是相同地层压力下流压越低油井附近平均地层压力越低、脱气越严重、原油黏度越大，一定程度上影响了采收率，同时在该种情况下，流压越小，生产压差越大，提高了采液速度。当地层压力高于饱和压力时，随地层压力的升高采收率在一定程度上有所下降，下降幅度相对较小，原因是随着地层压力的升高，地下原油受到压缩，体积系数变小、原油黏度增加，从而在一定程度上影响了采收率；在地层压力一定时，随着流压的降低采收率也随之下降。

1.2 地层压力变化对生产气油比的影响

图2 不同地层压力、流压下的气油比曲线

图3 萨中开发区生产气油比与地饱压差关系散点图

油藏工程理论计算结果表明，地层供给压力降低、地饱压差越小，地层脱气面积比例越大，地饱压差小于0.5MPa时，脱气面积比例急剧上升。

从不同流压、不同地饱压差的气油比曲线可知，地饱压差越小，气油比越大，临界范围在0.5～1.0MPa；当地饱压差为负时，生产气油比上升明显，可达原始气油比的2～3倍，且流压越小上升幅度越大，影响采收率越严重(图2)。

统计近年来萨中开发区实际生产气油比与地饱压差的关系，地饱压差为0.5MPa时出现拐点，当地饱压差小于0.5MPa生产气油比大幅度上升。当地饱压差为-1.0MPa时，生产气油比可达90m3/t，与数值模拟计算结果相一致(图3)。

1.3 地层压力变化对采液指数的影响

采液指数的变化主要取决于地层压力的高低。几十年开采实践表明，地层压力最低不能低于饱和压力，且生产能力发挥最好时应高于饱和压力10%左右，即饱和压力+0.5MPa附近，萨中开发区西区的生产实际资料表明了这一点，当地层压力低于饱和压力+0.5MPa时采液指数明显下降。

1.4 仅考虑油层脱气的地层压力下限确定

综合考虑数值模拟、油藏工程理论和生产实际，地层压力下限主要由原始饱和压力的大小决定，地饱压差越低脱气越严重，采收率越低。为保证生产过程中减少脱气的影响，喇萨杏油田地层压力下限应保持在原始饱和压力+0.5MPa以上，即萨中开发区地层压力下限为10.1MPa[6～9]。

2 流压界限确定

目前油田上原有流压界限确定方法主要有2种，一种是考虑油层脱气的流压界限确定方法；一种是从生产工艺角度出发建立的考虑泵效影响的流压界限确定方法。原有的流压下限计算方法均没有考虑注入端对油井流压的影响，包括注水压力、注入采出能力、油水井数比变化等。因此，从注入、油藏、采出整体上综合考虑对特高含水期流压界限的影响，当开发区注水压力为破裂压力、地层压力为考虑脱气的地层压力下限时，可确定萨中开发区流压下限为3.7MPa。

3 考虑生产能力的地层压力下限确定

根据脱气影响确定的地层压力下限并没有考虑各开发区的实际产量要求。因此，结合目前生产需求，在最低允许流压条件下，地层压力下限应为最低允许流压与开发区进入特高含水期至今的生产压差最大值之和，确定了萨中开发区考虑生产能力的地层压力下限为10.1MPa。

综合考虑地层脱气和生产实际能力等因素，可得出萨中开发区合理地层压力下限为10.1MPa[10～12]。

4 萨中开发区地层压力恢复速度研究

2014年萨中开发区年采液量为10470×104t，假设以后各年采液量不变，应用物质平衡原理，可得注采平衡时(地层压力恢复速度为零)的注水量。该开发区破裂压力12.75MPa，目前注水压力10.7MPa、地层压力9.21MPa、流压3.27MPa，在目前地层压力下，如按最大注水压力、采液量保持不变时，将无法保持注采平衡，使地层压力、流压得到恢复。经计算，萨中开发区地层压力、流压年恢复值均为0.112MPa，地层压力达9.322MPa，流压恢复至3.382MPa，注水量将增加20.5%，在新的注采平衡状态下，注水压力为10.81MPa。如该压力仍未达到合理值，需继续按最大注水压力恢复地层压力，直至地层压力恢复至合理值。

图4 采液量不变时萨中开发区地层压力恢复速度

根据萨中开发区地层压力恢复速度计算结果(图4)，从目前地层压力9.21MPa恢复至地层压力下限10.1MPa，需要近10年时间。在地层压力恢复过程中，随着注采平衡状态下的注水压力逐年升高，地层压力年恢复速度逐渐降低，恢复难度越来越大，同时需要增加的注水量也逐年降低。所以，单靠增加注水压力恢复至合理地层压力需较长时间且消耗水量较大，应结合注采系统调整，使地层压力尽快达到合理值。

5 结论

1)由于油层脱气原因，地层压力在饱和压力附近时，采收率最高，综合确定为应保持在饱和压力+0.5MPa以上。当地层压力低于饱和压力时，采收率下降速度比地层压力高于饱和压力时下降速度快。

2)考虑油田生产情况，可结合油井流压和生产压差确定地层压力下限。

3)目前萨中开发区地层压力水平较低，气油比上升明显，应用该方法可确定萨中开发区在最大注水能力下采液量不变时的地层压力合理恢复速度。

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[编辑] 黄鹂

2016-05-17

国家科技重大专项(2011ZX05010-002，2011ZX05052)；中国石油天然气股份有限公司重大科技项目(2011E1205)。

赵凯鑫(1987-)，男，工程师，主要从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]赵凯鑫.特高含水期水驱油藏合理地层压力界限研究[J].长江大学学报(自科版),2016,13(35):53～56.