薩中開發區地層脫氣影響流壓界限研究

黃延忠，朱 焱，徐 松

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薩中開發區地層脫氣影響流壓界限研究

黃延忠1，朱 焱1，徐 松2

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

大慶薩中油田目前已進入高含水后期，通過放大生產壓差來滿足體液穩產的需要，同時可以避免油井生產壓差過大，對井底流壓造成偏低，是的油層嚴重脫氣，對單井和區塊的產能有影響，因而通過研究區塊和單井的合理流壓界限，平衡采油速度、提高開發效果是非常有必要的。在研究薩中東區各油井生產動態基礎上，通過地質統計學和油藏工程、滲流力學等方法，來確定該區塊的合理流壓界限，通過計算對比與實際應用發現效果良好，同時該技術的研究方法對同類油田的研究具有一定的指導和借鑒意義。

薩中油田；油層脫氣；流壓界限

大慶薩中東區從1960年投入開發，目前已全面進入水聚驅并存階段， 單水驅油層就有從基礎到三次加密四套井網開采，全區累計產油已突破6億t，占到大慶油田總產油量的26.43%，綜合含水已達94.75%， 為特高含水期后期開發階段。長期產量高位運行導致目前地下能量虧空嚴重，原油脫氣嚴重，產量遞減速度加快，如何有效協調提液上產與恢復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，確定單井合理流壓界限顯得尤為重要。

1 研究區塊基本狀況

薩中開發區位于大慶長垣薩爾圖油田中部，開發區分12個區塊，北起北一區一排，南至南一區三排，含油面積161.25 km2，表內地質儲量12.275億t，占大慶油田總儲量近四分之一。儲油層包括薩爾圖、葡萄花、高臺子油層，共分9個油層組，41個砂巖組，136個小層，150個細分沉積單元，總地層厚度約為500 m（圖1）。

圖 1 薩中油田區塊分布

2 考慮地層脫氣影響的流壓界限

通過研究油井的流入動態方程，來研究油氣水三相滲流時地層脫氣影響的流壓界限，分析油井的流入能力，當油井的井底流壓f小于飽和壓力b時，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，m3/(m3·MPa)；

—井底附近油層絕對溫度，K；

w—原油含水率，小數；

o—原油體積系數，m3/m3。

利用（1）、（2）式可計算油井的流動壓力與產量的關系曲線，通過曲線可以看出，隨著油井井底流壓的下降，其油井生產壓差變大，產量增大；同時，當井底流壓降到某值時，油井產量達到最大，如果在降低井底壓力，則會造成在油井井底附近的大面積脫氣，使得原油的粘度增加，進而導致產油量的下降而影響原油的最終采收率（圖2）。

圖 2 油井流動壓力與產量關系

3 各指標影響因素分析

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、飽和壓力、地層壓力等四個因素，通過單因素以及極差分析計算這四類影響因素在脫氣條件下對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

分別設計并研究綜合含水率為88%，90%，92%，94%，96%對應的最小流壓。

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應的流壓不同，而隨著含水的上升，油井井底的最小流壓下降。

表1 含水率對最小流壓的影響

2）溶解氣系數的影響

設定含水率為92%時，其余條件不變，通過改變原油的溶解氣系數。分別研究了當溶解氣系數為2、4、6、8、10條件下所對應的井底最小流壓。

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的增大而變大。

表2 溶解氣系數對最小流壓的影響

圖3 溶解氣系數對最小流壓的影響

Fig 3 Effect of dissolved coefficient on the minimum flow pressure

3）飽和壓力的影響

設定含水率為92%時，其他條件不變，通過改變飽和壓力分別為7、8、9、10、11 MPa時，對應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 飽和壓力對最小流壓的影響

圖4 飽和壓力對最小流壓的影響

Fig 4 Effect of saturation pressure on the minimum flow pressure

4）地層壓力的影響

設定含水率為93%時，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 地層壓力對最小流壓的影響

圖5 地層壓力對最小流壓的影響

Fig 5 Effect of formation pressure on the minimum flow pressure

3.2 各影響因素極差分析

以油井含水率達到98%時的最終采收率為評價指標，設計4因素5水平共計25個正交實驗方案。最終得出各因素對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，最終對油井井底流壓影響大小排序為：地層壓力>飽和壓力>溶解氣系數>含水率。

4 最大產液條件下井底流壓計算結果

根據公式（1）考慮脫氣條件下的最低允許井底流壓來計算薩中開發區實際開發數據。通過計算結果得出，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，在當前含水率為92%條件下，薩中開發區最低允許流壓為1.7 Mpa（圖6）。

圖6 考慮脫氣對產液量影響的最低井底流壓與含水率關系曲線

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

5 結 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、飽和壓力、地層壓力等四個因素，他們對流壓影響大小排序為：地層壓力>飽和壓力>溶解氣系數>含水率。

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

參考文獻：

［1］ 張繼成，梁文福，趙玲，等. 喇嘛甸油田特高含水期開發形勢分析[J]. 大慶石油學院學報，2005，29(3)：23-25，121.

［2］ 張繼成，梁文福，余興華，等. 喇嘛甸油田特高含水期老井的技術經濟界限[J]. 大慶石油學院學報，2004，28(2)：101-103+135-136.

［3］ 陳宏魁. 喇嘛甸油田特高含水期水驅壓力系統調整研究[J]. 長江大學學報(自科版)，2013，10(20)：136-139+163.

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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

黑龍江省科學基金項目，項目號：QC2016055。

2016-07-19

黃延忠（1972-），男，山東濟南長清人，高級工程師，博士，從事油田開發地質研究。E-mail：huangyanzhong_a@petrochina.com.cn。