羅 沛，秦正山，羅毓明，謝 晶

（1. 重慶科技學(xué)院 石油與天然氣工程學(xué)院，重慶401331；2. 中石油長慶油田分公司 第六采油廠，陜西 西安710000；3. 西南油氣田分公司，重慶401331）

低滲透儲層的滲流不符合達(dá)西定律，存在啟動壓力梯度[1?3]。原油黏度是影響啟動壓力梯度的重要因素之一。在注水開發(fā)過程中，如果油藏局部地層壓力不夠，當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫r，將發(fā)生原油脫氣現(xiàn)象，導(dǎo)致地層原油黏度增大，滲流阻力增大，驅(qū)替壓差減小，甚至出現(xiàn)部分井組難以建立有效驅(qū)替的情況。因此，在低滲透油藏合理井網(wǎng)密度計算時，應(yīng)該充分考慮開發(fā)后期原油黏度變化這一因素，并制定相應(yīng)的應(yīng)對措施。

韓光明等[4?5]在實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，采用數(shù)值模擬方法研究了原油脫氣對油藏產(chǎn)能和注氣效果的影響。鄭浩等[6]考慮到脫氣后油相流動能力、原油體積系數(shù)、黏度變化的問題，建立了油井脫氣半徑及產(chǎn)能計算公式。關(guān)于低滲透油藏滲流規(guī)律的研究成果，主要集中在啟動壓力梯度的確定方法[7?8]、數(shù)學(xué)描述[9?10]，以及對油 井產(chǎn)能[11?12]和開發(fā)動 態(tài)[13?14]的 影 響等方面，未涉及地層原油脫氣對低滲透油藏注水有效驅(qū)替壓差的影響。本文通過原油黏度對油水兩相啟動壓力梯度影響的實(shí)驗(yàn)研究，探討地層原油脫氣導(dǎo)致低滲透油藏注水有效驅(qū)替壓差和極限井距的變化問題。

1 啟動壓力梯度實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)對象

以衛(wèi)城油田衛(wèi)81 塊沙四段低滲透油藏為研究對象，儲層為粉砂級長石石英砂巖，平均孔隙度為14.0%，平均滲透率為7.8×10-3μm2。該油藏原始地層壓力為27.5 MPa，飽和壓力為12.51 MPa，溶解氣油比為99 m3/m3。開發(fā)初期，由于注采系統(tǒng)不完善，注水滯后，生產(chǎn)壓差過大等因素，導(dǎo)致油藏局部和井筒附近嚴(yán)重脫氣，經(jīng)歷了較長時間的溶解氣驅(qū)+水驅(qū)開發(fā)過程。中后期隨著注采井網(wǎng)的完善和各種增產(chǎn)治理措施的實(shí)施，地層壓力得到了較好的恢復(fù)和保持。目前地層壓力為17 MPa，溶解氣油比約為5 m3/m3，地層原油黏度為3.5 mPa?s。由于實(shí)際巖芯有限，故采用模擬人造巖芯進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

為研究原油黏度變化對油水兩相啟動壓力梯度的影響，采用穩(wěn)態(tài)法水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)方法，測定在兩種不同黏度、不同油水體積比條件下的油水兩相啟動壓力梯度。實(shí)驗(yàn)流程如圖1 所示。

圖1 實(shí)驗(yàn)流程示意Fig.1 Experimental flow diagram

實(shí)驗(yàn)用油由脫氣原油和煤油配置成1.5、3.5 mPa?s 兩種不同的黏度。地層水由蒸餾水和鈉鹽配置而成，礦化度為27×104mg/L。

在總流量不變的條件下，將油水按照一定的流量 比 例（ 油 水 體 積 比10∶1、5∶1、1∶1、1∶5、1∶10、1∶20）恒速注入巖樣，當(dāng)進(jìn)、出口端壓力及流量穩(wěn)定，巖樣含水飽和度不再變化時記錄壓力、流量數(shù)據(jù)。

1.3 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)結(jié)果

共測試9 塊巖芯，以4 號巖芯為例，油水體積比為1∶1 時的滲流曲線如圖2 所示。

圖2 巖芯W(wǎng)4 在不同原油黏度的滲流曲線Fig.2 Percolation curve of core W4 in the condition of different oil viscosity

對不同巖芯、不同黏度條件下的流量與壓力梯度實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行回歸分析，得到啟動壓力梯度，繪制不同原油黏度，油水體積比為1∶1 時的滲透率與啟動壓力梯度關(guān)系曲線如圖3 所示。

圖3 滲透率與啟動壓力梯度關(guān)系Fig. 3 The relationship between permeability and threshold pressure gradient

由圖3 可以看出，啟動壓力梯度隨著原油黏度的增大而增大，隨著滲透率的增大而逐漸減小，滲透率與啟動壓力梯度呈冪函數(shù)關(guān)系。

不同原油黏度、油水體積比1∶1 條件下，孔隙度、含水飽和度與油水兩相啟動壓力梯度關(guān)系曲線如圖4 所示。

由圖4 可知，油水兩相啟動壓力梯度隨孔隙度的增大而減小，當(dāng)孔隙度大于5%，啟動壓力梯度與孔隙度呈線性關(guān)系；隨著含水飽和度的增大，兩相啟動壓力梯度先逐漸增大，然后逐漸減小。

通過測定不同滲透率的巖芯在不同原油黏度、含水飽和度條件下的油水兩相啟動壓力梯度，結(jié)合相滲實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，綜合考慮儲層物性、流體性質(zhì)等因素，建立油水兩相啟動壓力梯度回歸模型。對于油水兩相滲流問題，采用視黏度，定義為[18]：

基于最小二乘法原理，建立油水兩相啟動壓力梯度多元非線性回歸方程為：

式 中，μw為 地 層 水 黏 度，mPa?s；μo為 原 油 黏 度，mPa?s；Swn為歸一化水相飽和度；Sw為含水飽和度；Swc為束縛水飽和度；Sor為殘余油飽和度；K為滲透率，10-3μm2；Φ為孔隙度，%；G為啟動壓力梯度，MPa/m。

圖4 孔隙度、含水飽和度與啟動壓力梯度關(guān)系Fig.4 The relationship between porosity，water saturation and threshold pressure gradient

基于該區(qū)的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和相滲資料，由式（3）計算脫氣前后平均啟動壓力梯度分別為0.031 2、0.045 8 MPa/m。

2 啟動壓力梯度變化對有效驅(qū)替壓差的影響

脫氣后，地層原油黏度增大，導(dǎo)致滲流阻力增大，流體需要克服的啟動壓力梯度增大。同一注水壓差下，極限驅(qū)油半徑減小，可能存在井網(wǎng)控制程度變差的情況，導(dǎo)致部分井組之間難以建立有效驅(qū)替，進(jìn)而影響油藏的水驅(qū)效果。

當(dāng)驅(qū)替壓力梯度等于啟動壓力梯度時,對應(yīng)的驅(qū)動距離為極限驅(qū)油半徑rmax，即：

式中，rmax為極限驅(qū)油半徑，m；PH為注水井井底流壓，MPa；PW為采油井井底流壓，MPa。

當(dāng)油水井之間的距離大于極限驅(qū)油半徑時將無法建立有效驅(qū)替。聯(lián)立式（3）、（4），計算該油藏極限驅(qū)油半徑，繪制該油藏不同原油黏度下驅(qū)替壓差與極限驅(qū)油半徑的關(guān)系曲線如圖5 所示。由圖5可看出，地層原油黏度增大，極限驅(qū)油半徑減小。

圖5 不同原油黏度下驅(qū)替壓差與極限驅(qū)油半徑的關(guān)系Fig.5 The relationship between displacement pressure difference and limit displacement radius in different oil viscosity condition

結(jié)合該井區(qū)的實(shí)際情況，平均注采井距為300 m，在原始條件下最小注采壓差為9.37 MPa；當(dāng)原油黏度上升至3.5 mPa?s，最小注采壓差為13.74 MPa，提高了46.65%。當(dāng)注采壓差較小時，儲層可能無法建立有效驅(qū)替。

3 地層原油脫氣問題的對策

（1）在開發(fā)井網(wǎng)設(shè)計時，需要考慮開發(fā)后期原油脫氣導(dǎo)致的黏度變化問題，結(jié)合后期的采油方式和注采壓差，確定合理的井距。

（2）為了防止開發(fā)過程中地層原油嚴(yán)重脫氣，需要制定合理的地層壓力保持水平、采油速度、注采比和油井工作制度等，保持全油藏的均衡開采，防止井筒周圍或油藏局部脫氣。

（3）適時監(jiān)測地層壓力和生產(chǎn)氣油比變化情況，并采取相應(yīng)措施，防止地層原油嚴(yán)重脫氣。

（4）開發(fā)后期，需要根據(jù)原油脫氣程度和黏度變化情況，研究各類儲層有效驅(qū)替壓差的變化情況。必要時通過調(diào)整注采關(guān)系、井網(wǎng)加密、儲層改造等，保證低滲透儲層能夠建立有效驅(qū)替。

4 結(jié) 論

（1）地層原油脫氣導(dǎo)致原油黏度增大，啟動壓力梯度增大，極限驅(qū)油半徑減小，井間有效驅(qū)替壓差減小，部分井組甚至無法建立有效驅(qū)替。

（2）油藏開發(fā)過程中，原油脫氣問題是客觀存在的。因此，在低滲透油藏井網(wǎng)設(shè)計時，應(yīng)充分考慮原油黏度變化問題。