韓光明,李巖芳,李 鑫，徐加峰

(1.承德石油高等專(zhuān)科學(xué)校 a.科技發(fā)展與校企合作處；b.熱能工程系,河北 承德 067000；2.大慶油田鉆井三公司 技術(shù)服務(wù)分公司，黑龍江 大慶 163000)

原油脫氣對(duì)揮發(fā)性油藏產(chǎn)液能力的影響

韓光明1a,李巖芳1b,李 鑫2，徐加峰2

(1.承德石油高等專(zhuān)科學(xué)校 a.科技發(fā)展與校企合作處；b.熱能工程系,河北 承德 067000；2.大慶油田鉆井三公司 技術(shù)服務(wù)分公司，黑龍江 大慶 163000)

為研究近井地帶原油脫氣對(duì)揮發(fā)性油藏產(chǎn)液能力的影響，以東部某油田館陶組為例，采用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、油藏工程分析和數(shù)值模擬相結(jié)合的方法，分析不同脫氣程度對(duì)油藏產(chǎn)液能力的影響，并進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。結(jié)果表明：原油脫氣影響范圍主要集中在近井周?chē)^小區(qū)域；當(dāng)?shù)貙訅毫υ陲柡蛪毫σ陨蠒r(shí)，隨井底流壓的降低，油藏產(chǎn)液能力降低，但不明顯，當(dāng)?shù)貙訅毫υ陲柡蛪毫σ韵聲r(shí)，隨井底流壓的降低，油藏產(chǎn)液能力降低明顯；隨油藏含水率的逐漸增高，原油脫氣對(duì)油藏產(chǎn)液能力的影響逐漸減小。

原油脫氣；揮發(fā)性油藏；產(chǎn)液能力；影響因素

地層壓力低于飽和壓力時(shí)，原油會(huì)發(fā)生脫氣現(xiàn)象，油藏中流體由油水兩相滲流變?yōu)橛蜌馑酀B流，從而影響非均質(zhì)砂巖油藏的產(chǎn)液能力，進(jìn)而影響驅(qū)油效率及最終采收率。國(guó)內(nèi)許多專(zhuān)家學(xué)者針對(duì)該問(wèn)題[1-5]，采用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)方法研究了不同脫氣程度對(duì)驅(qū)油效率的影響，指出需保持地層壓力高于飽和壓力開(kāi)采，最佳轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)為地層壓力略高于原油飽和壓力，轉(zhuǎn)注越晚，地層脫氣越嚴(yán)重，最終采收率越低。同時(shí)，原油脫氣后，會(huì)導(dǎo)致彈性溶解氣驅(qū)，但驅(qū)油效率增幅變小。陳元千等[6]根據(jù)大慶、玉門(mén)等油田的實(shí)際資料統(tǒng)計(jì)，得出如下結(jié)論：當(dāng)油藏的流壓高于飽和壓力的80%以上時(shí)，其采油指數(shù)基本穩(wěn)定；當(dāng)流壓低于飽和壓力的80%以下時(shí)，采油指數(shù)大幅度降低，采油指數(shù)下降的主要原因是由于在井底附近脫氣，形成氣液兩相滲流，使油相滲透率大幅度下降所致。研究多集中于對(duì)驅(qū)油效率的影響，很少涉及揮發(fā)性油藏產(chǎn)液能力。本文主要針對(duì)原油脫氣對(duì)揮發(fā)性油藏的產(chǎn)液能力的影響，采用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、油藏工程分析和數(shù)值模擬相結(jié)合的方法進(jìn)行了研究。

1 近井地帶原油脫氣壓力場(chǎng)分布特征

以國(guó)內(nèi)東部某油田館陶組為例進(jìn)行研究，該油藏目前地層壓力9.3～12.3 MPa，飽和壓力為10.12 MPa，井底流壓4～12 MPa，不同油藏位置及井筒附近存在多種滲流狀態(tài)。采用數(shù)值模擬方法，計(jì)算出地層壓力在原始地層壓力(13.5 MPa)和略低于原始地層壓力(12 MPa)條件下，注采井間的壓力分布狀況，最后繪制出在不同井底流壓條件下(9、8、7、6、5、4、3 MPa)，生產(chǎn)井井底附近的原油脫氣影響范圍，如圖1～圖3所示。從圖1和圖2中可以看出，當(dāng)?shù)貙訅毫υ谠嫉貙訅毫吐缘陀谠嫉貙訅毫r(shí)(高于飽和壓力)，不同井底流壓下，生產(chǎn)井和注水井壓力剖面圖大致相同,生產(chǎn)井周?chē)兔摎庥绊懛秶饕杏诮貛?0 m范圍內(nèi)。

從圖3中得知，就整個(gè)油藏而言，其影響范圍僅占井控面積的3.2%，地層壓力為12 MPa時(shí)的影響范圍略大于原始地層壓力下的影響范圍，同時(shí)隨著井底流壓的降低，二者之間的差異程度逐漸增大。隨著油井井底流壓的降低，大生產(chǎn)壓差提液會(huì)造成一定程度的儲(chǔ)層脫氣，但從計(jì)算結(jié)果來(lái)看，影響的范圍很小，僅為0.5%～3.2%，因此脫氣的影響范圍僅集中在生產(chǎn)井附近較小區(qū)域。但考慮到近井周?chē)鷿B流狀態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)闅庖簝上嗔鞫斐蓾B透率的改變，所以其對(duì)油藏產(chǎn)液能力的影響需進(jìn)一步研究。

2 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

2.1實(shí)驗(yàn)設(shè)備

采用填砂管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)設(shè)備包括填砂管部分、注入部分、采出部分及輔助設(shè)備。填砂管部分由石英砂充填而成，其溫度由恒溫箱控制。注入部分包括注入泵和配樣器，同時(shí)在注入段安裝高壓計(jì)量泵、高壓中間容器和氣控回壓調(diào)節(jié)器組成的壓力控制系統(tǒng)，嚴(yán)格控制注入溶劑的流量。采出部分包括回壓控制器、油氣分離器等設(shè)備。輔助設(shè)備包括轉(zhuǎn)樣設(shè)備、配樣設(shè)備、密度計(jì)、電子天平及組分組成分析設(shè)備。

2.2填砂管準(zhǔn)備

將未分選的石英砂按滲透率要求充填，實(shí)驗(yàn)中五根填砂管串聯(lián)。其中1～5號(hào)填砂管滲透率分別為0.632 5 D、0.746 5 D、0.682 5 D、0.769 D、0.690 5 D，五根串聯(lián)后實(shí)測(cè)滲透率為0.759 D，填砂管內(nèi)徑取2.5 cm，長(zhǎng)度取100 cm?？紫扼w積為640.348 mL，孔隙度為26.09%，烴類(lèi)孔隙體積為598.8 mL，束縛水體積為41.548 mL，束縛水飽和度為6.49%。

2.3填砂管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

a.地層原油樣品準(zhǔn)備：驅(qū)替原油樣根據(jù)國(guó)家行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)由現(xiàn)場(chǎng)取回的的地面分離器油氣樣復(fù)配得到。油藏地層溫度為65.8℃，原始地層壓力為13.5 MPa，飽和壓力為10.12 MPa，目前地層壓力為9 MPa，溶解氣油比為22.25 m3/m3。

b.地層水樣品準(zhǔn)備：實(shí)驗(yàn)所用地層水和注入水為根據(jù)水分析配制的水樣品。

c.實(shí)驗(yàn)程序：實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)采用油層相關(guān)數(shù)據(jù)，各組實(shí)驗(yàn)程序?yàn)椋篴)清洗巖心；b)用N2吹干，抽真空；c)飽和配制的地層水；d)用死油驅(qū)替，建立地層壓力條件下束縛水飽和度；e)用活油驅(qū)替，建立地層原油飽和度；f)衰竭至實(shí)驗(yàn)壓力，計(jì)量分級(jí)油量、氣量；g)調(diào)節(jié)出口壓力為流壓，進(jìn)口壓力為靜壓恒壓水驅(qū)至含水率98%以上。

2.4實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)及結(jié)果

首先建立束縛水飽和度，將地層水注入巖心充分飽和，再用死油驅(qū)替巖心中的地層水，之后飽和配制的油樣至氣油比穩(wěn)定。共進(jìn)行了5種不同靜壓條件下，11組長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)測(cè)試。分別為1)靜壓13 MPa，流壓分別為10、8、6 MPa水驅(qū)實(shí)驗(yàn)；2)靜壓11 MPa，流壓分別為9、6 MPa水驅(qū)實(shí)驗(yàn)；3)靜壓10 MPa，流壓分別為8、6 MPa水驅(qū)實(shí)驗(yàn)；4)靜壓9 MPa，流壓分別為7、6 MPa水驅(qū)實(shí)驗(yàn)；5)靜壓8 MPa，流壓分別為7、6 MPa水驅(qū)實(shí)驗(yàn)。

建立起束縛水飽和度后，先將填砂管壓力由13.5 MPa衰竭至13 MPa，計(jì)量分級(jí)油量、氣量，調(diào)節(jié)流壓為10 MPa，恒壓13 MPa水驅(qū)至含水率98%以上。得到靜壓13 MPa流壓10 MPa下含水率與累油累液的關(guān)系曲線。同理依次進(jìn)行剩余其他10組實(shí)驗(yàn)，并得到相應(yīng)的曲線數(shù)據(jù)。

根據(jù)長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果，得到不同含水率、不同靜壓流壓組合下的無(wú)因次采液指數(shù)，為方便對(duì)比，選取含水率70%(東部某油田綜合含水為67%)時(shí)不同靜壓流壓組合下的無(wú)因次采液指數(shù)進(jìn)行對(duì)比。為對(duì)比原油脫氣對(duì)油藏產(chǎn)液能力的影響，將脫氣條件下的無(wú)因次采液指數(shù)與不脫氣條件下無(wú)因次采液指數(shù)的比值定義為影響程度，即JL/Ji。該區(qū)原油泡點(diǎn)壓力為10.1 MPa，因此不脫氣條件下的無(wú)因次采液指數(shù)即指靜壓13 MPa流壓10.1 MPa時(shí)的無(wú)因次采液指數(shù)，剩余10組實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)均為脫氣條件下的無(wú)因次采液指數(shù)。最終得到油藏綜合含水在70%時(shí)，不同靜壓流壓條件下，不同的脫氣程度對(duì)無(wú)因次采液指數(shù)影響程度的曲線圖版，如圖4所示。

3 數(shù)值模擬研究及結(jié)果分析

3.1數(shù)值模型建立

根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)相滲數(shù)據(jù)結(jié)果建立了能夠反映長(zhǎng)巖心特征的數(shù)值概念模型，擬合采油采液指數(shù)，確保數(shù)值模擬與物理模擬實(shí)驗(yàn)條件一致。該模型總長(zhǎng)度為500 cm，寬度和高度均為2.5 cm，平均孔隙度為31%，平均滲透率為1.60 D。原始地層壓力13.5 MPa。

3.2數(shù)值模擬結(jié)果分析

運(yùn)用數(shù)值模擬方法對(duì)上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行補(bǔ)充論證，結(jié)果如圖5所示。當(dāng)?shù)貙訅毫Ω哂陲柡蛪毫r(shí)，隨著井底流壓的降低，脫氣對(duì)油藏產(chǎn)液能力的影響緩慢增大，當(dāng)井底流壓降至飽和壓力的0.5倍時(shí)，Pr/Pb=1.0時(shí)，無(wú)因次采液指數(shù)的最大影響程度也僅為9.4%。整體來(lái)看，當(dāng)?shù)貙訅毫υ陲柡蛪毫σ陨蠒r(shí)，隨著地層壓力的下降，在相同井底流壓下，這種影響程度逐漸增大，但增大幅度非常小，主要是因?yàn)榫赘浇摎獾挠绊懛秶苄?。?dāng)?shù)貙訅毫抵溜柡蛪毫σ韵聲r(shí)，這種影響程度逐漸變大。當(dāng)井底流壓為5 MPa，若地層壓力降至9 MPa(Pr/Pb=0.9)，無(wú)因次采液指數(shù)的最大影響程度為13.4%；若地層壓力降至8 MPa(Pr/Pb=0.8)，無(wú)因次采液指數(shù)的最大影響程度達(dá)到24.1%。表明當(dāng)?shù)貙用摎獬潭容^輕(Pr/Pb=0.9)時(shí)，對(duì)整個(gè)油藏的采液指數(shù)影響相對(duì)較小，但地層壓力繼續(xù)降低時(shí)，其影響程度也逐漸增大。

圖6為油藏綜合含水70%、井底流壓6 MPa時(shí)不同靜壓條件下的無(wú)因次采液指數(shù)影響程度圖，從圖6 中可以看出，在井底流壓一定時(shí)，隨著地層壓力的降低，無(wú)因次采液指數(shù)影響程度逐漸增大，在飽和壓力附近時(shí)出現(xiàn)拐點(diǎn)，當(dāng)?shù)貙訅毫抵猎嫉貙訅毫Φ?.7倍時(shí)，地層的采液能力僅為原始地層壓力條件下的63%，原油脫氣導(dǎo)致油藏產(chǎn)液能力下降了37%。

通過(guò)實(shí)驗(yàn)測(cè)試與數(shù)值模擬結(jié)果對(duì)比發(fā)現(xiàn)，當(dāng)?shù)貙訅毫Ω哂陲柡蛪毫r(shí)，實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果與數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果較為接近，主要因?yàn)榇藭r(shí)單純的井底附近脫氣對(duì)油藏的產(chǎn)液能力影響很??；但當(dāng)?shù)貙訅毫抵溜柡蛪毫Ω浇踔恋陀陲柡蛪毫r(shí)，實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果與數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果趨勢(shì)性一致，但實(shí)驗(yàn)測(cè)試得到的影響程度要明顯大于數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果。這主要是因?yàn)樵跀?shù)值模擬計(jì)算時(shí)，油氣水三相的流動(dòng)仍然采用的是達(dá)西滲流方程，數(shù)模中無(wú)法表征氣體的滑脫效應(yīng)對(duì)滲流規(guī)律的影響程度。實(shí)際地層中由于氣體的滑脫效應(yīng)，氣相流動(dòng)速度明顯大于液相，因此實(shí)驗(yàn)測(cè)試的油藏產(chǎn)液能力影響程度比數(shù)值模擬方法計(jì)算出來(lái)的結(jié)果更大。

圖7為不同含水階段地層原油脫氣對(duì)油藏產(chǎn)液能力影響程度曲線，其中散點(diǎn)為實(shí)驗(yàn)測(cè)試數(shù)據(jù)。實(shí)驗(yàn)測(cè)試數(shù)據(jù)與數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果趨勢(shì)性一致，均隨著油藏含水率逐漸升高，無(wú)因次采液指數(shù)影響程度逐漸減小。以數(shù)值模擬結(jié)果為例，在含水率=10%，Pr/Pb=0.94時(shí)油藏產(chǎn)液能力比Pr/Pb=0.74 時(shí)油藏產(chǎn)液能力增加了18.6%；當(dāng)油藏的含水率上升至70%時(shí)，這種差異縮減至10.1%，含水90%時(shí)的差異僅為2%，因此原油脫氣對(duì)油藏產(chǎn)液能力影響最大的時(shí)期集中在油藏中低含水時(shí)期，高含水期原油脫氣對(duì)油藏采液指數(shù)影響較小。

4 結(jié)論

1)原油脫氣的影響范圍雖然集中在生產(chǎn)井附近較小區(qū)域，但考慮到近井周?chē)鷿B流特征的變化，需考慮其對(duì)油藏產(chǎn)液能力的影響，且實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)較數(shù)值模擬影響要大；

2)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬結(jié)果表明，當(dāng)?shù)貙訅毫Ω哂陲柡蛪毫r(shí)，隨著井底流壓的降低，油藏產(chǎn)液能力降低，但不明顯，當(dāng)?shù)貙訅毫υ陲柡蛪毫σ韵聲r(shí)，隨井底流壓的降低，油藏產(chǎn)液能力降低明顯；

3)隨含水率的逐漸增大，原油脫氣對(duì)揮發(fā)性油藏產(chǎn)液能力影響程度逐漸減小，油藏中低含水期對(duì)揮發(fā)性油藏產(chǎn)液能力影響最大，油藏高含水期對(duì)非均質(zhì)砂巖油藏產(chǎn)液能力影響較小。

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EffectofOilDegassingonFluidProductionCapabilityofVolatileOilreservoir

HAN Guang-ming1a, LI Yan-fang1b, LI Xin2, XU Jia-feng2

(1a.Division of Technology Development and School-Enterprise Cooperation; b.Department ofThermal Engineering; Chengde Petroleum College, Chengde 067000, Hebei, China;2.Technology Services Division, No.3 Drilling Company of Daqing Oilfield,Daqing 163000, Heilongjiang, China)

To study the effect of oil degassing on liquid production capacity of volatile oil reservoir near wellbore area, this paper takes the Guantao Formation of an eastern oilfield for example, uses laboratory experiments, reservoir engineering analysis and numerical simulation, combines the analysis of how different degassing degree influence the liquid production capacity of the reservoir with the field application. The results shows that the crude oil degassing effect mainly concentrated in smaller areas around the near wellbore. When the local layer pressure is above saturation pressure, the reservoir fluid production ability reduces with the decreasing of bottom hole flowing pressure, which is not obvious. When the local layer pressure is below the saturation pressure, the reservoir fluid production ability reduces obviously with the decrease of bottom hole flowing pressure. With the increasing of the moisture content, the oil degassing effect on the reservoir fluid production capacity decreases.

oil degassing; volatile oil reservoir; liquid production capacity; influencing factors

TE357

B

1008-9446(2017)04-0006-04

2015年河北省省級(jí)科技計(jì)劃項(xiàng)目(東部某油田產(chǎn)層油藏提液技術(shù)研究)：15214108

2016-12-19

韓光明(1978-)，男，山東昌邑人，副教授，主要從事石油工程技術(shù)的理論研究與教學(xué)及學(xué)報(bào)管理、科技管理等工作,E-mail:hanguangming@cdpc.edu.cn。