原油脱气对挥发性油藏产液能力的影响

韩光明,李岩芳,李 鑫，徐加峰

(1.承德石油高等专科学校 a.科技发展与校企合作处；b.热能工程系,河北 承德 067000；2.大庆油田钻井三公司 技术服务分公司，黑龙江 大庆 163000)

原油脱气对挥发性油藏产液能力的影响

韩光明1a,李岩芳1b,李 鑫2，徐加峰2

(1.承德石油高等专科学校 a.科技发展与校企合作处；b.热能工程系,河北 承德 067000；2.大庆油田钻井三公司 技术服务分公司，黑龙江 大庆 163000)

为研究近井地带原油脱气对挥发性油藏产液能力的影响，以东部某油田馆陶组为例，采用室内实验、油藏工程分析和数值模拟相结合的方法，分析不同脱气程度对油藏产液能力的影响，并进行了现场应用。结果表明：原油脱气影响范围主要集中在近井周围较小区域；当地层压力在饱和压力以上时，随井底流压的降低，油藏产液能力降低，但不明显，当地层压力在饱和压力以下时，随井底流压的降低，油藏产液能力降低明显；随油藏含水率的逐渐增高，原油脱气对油藏产液能力的影响逐渐减小。

原油脱气；挥发性油藏；产液能力；影响因素

地层压力低于饱和压力时，原油会发生脱气现象，油藏中流体由油水两相渗流变为油气水三相渗流，从而影响非均质砂岩油藏的产液能力，进而影响驱油效率及最终采收率。国内许多专家学者针对该问题[1-5]，采用室内实验方法研究了不同脱气程度对驱油效率的影响，指出需保持地层压力高于饱和压力开采，最佳转注时机为地层压力略高于原油饱和压力，转注越晚，地层脱气越严重，最终采收率越低。同时，原油脱气后，会导致弹性溶解气驱，但驱油效率增幅变小。陈元千等[6]根据大庆、玉门等油田的实际资料统计，得出如下结论：当油藏的流压高于饱和压力的80%以上时，其采油指数基本稳定；当流压低于饱和压力的80%以下时，采油指数大幅度降低，采油指数下降的主要原因是由于在井底附近脱气，形成气液两相渗流，使油相渗透率大幅度下降所致。研究多集中于对驱油效率的影响，很少涉及挥发性油藏产液能力。本文主要针对原油脱气对挥发性油藏的产液能力的影响，采用室内实验、油藏工程分析和数值模拟相结合的方法进行了研究。

1 近井地带原油脱气压力场分布特征

以国内东部某油田馆陶组为例进行研究，该油藏目前地层压力9.3～12.3 MPa，饱和压力为10.12 MPa，井底流压4～12 MPa，不同油藏位置及井筒附近存在多种渗流状态。采用数值模拟方法，计算出地层压力在原始地层压力(13.5 MPa)和略低于原始地层压力(12 MPa)条件下，注采井间的压力分布状况，最后绘制出在不同井底流压条件下(9、8、7、6、5、4、3 MPa)，生产井井底附近的原油脱气影响范围，如图1～图3所示。从图1和图2中可以看出，当地层压力在原始地层压力和略低于原始地层压力时(高于饱和压力)，不同井底流压下，生产井和注水井压力剖面图大致相同,生产井周围原油脱气影响范围主要集中于近井地带40 m范围内。

从图3中得知，就整个油藏而言，其影响范围仅占井控面积的3.2%，地层压力为12 MPa时的影响范围略大于原始地层压力下的影响范围，同时随着井底流压的降低，二者之间的差异程度逐渐增大。随着油井井底流压的降低，大生产压差提液会造成一定程度的储层脱气，但从计算结果来看，影响的范围很小，仅为0.5%～3.2%，因此脱气的影响范围仅集中在生产井附近较小区域。但考虑到近井周围渗流状态转变为气液两相流而造成渗透率的改变，所以其对油藏产液能力的影响需进一步研究。

2 室内实验研究

2.1实验设备

采用填砂管驱替实验，实验设备包括填砂管部分、注入部分、采出部分及辅助设备。填砂管部分由石英砂充填而成，其温度由恒温箱控制。注入部分包括注入泵和配样器，同时在注入段安装高压计量泵、高压中间容器和气控回压调节器组成的压力控制系统，严格控制注入溶剂的流量。采出部分包括回压控制器、油气分离器等设备。辅助设备包括转样设备、配样设备、密度计、电子天平及组分组成分析设备。

2.2填砂管准备

将未分选的石英砂按渗透率要求充填，实验中五根填砂管串联。其中1～5号填砂管渗透率分别为0.632 5 D、0.746 5 D、0.682 5 D、0.769 D、0.690 5 D，五根串联后实测渗透率为0.759 D，填砂管内径取2.5 cm，长度取100 cm。孔隙体积为640.348 mL，孔隙度为26.09%，烃类孔隙体积为598.8 mL，束缚水体积为41.548 mL，束缚水饱和度为6.49%。

2.3填砂管驱替实验设计

a.地层原油样品准备：驱替原油样根据国家行业标准由现场取回的的地面分离器油气样复配得到。油藏地层温度为65.8℃，原始地层压力为13.5 MPa，饱和压力为10.12 MPa，目前地层压力为9 MPa，溶解气油比为22.25 m3/m3。

b.地层水样品准备：实验所用地层水和注入水为根据水分析配制的水样品。

c.实验程序：实验数据采用油层相关数据，各组实验程序为：a)清洗岩心；b)用N2吹干，抽真空；c)饱和配制的地层水；d)用死油驱替，建立地层压力条件下束缚水饱和度；e)用活油驱替，建立地层原油饱和度；f)衰竭至实验压力，计量分级油量、气量；g)调节出口压力为流压，进口压力为静压恒压水驱至含水率98%以上。

2.4实验数据及结果

首先建立束缚水饱和度，将地层水注入岩心充分饱和，再用死油驱替岩心中的地层水，之后饱和配制的油样至气油比稳定。共进行了5种不同静压条件下，11组长岩心实验测试。分别为1)静压13 MPa，流压分别为10、8、6 MPa水驱实验；2)静压11 MPa，流压分别为9、6 MPa水驱实验；3)静压10 MPa，流压分别为8、6 MPa水驱实验；4)静压9 MPa，流压分别为7、6 MPa水驱实验；5)静压8 MPa，流压分别为7、6 MPa水驱实验。

建立起束缚水饱和度后，先将填砂管压力由13.5 MPa衰竭至13 MPa，计量分级油量、气量，调节流压为10 MPa，恒压13 MPa水驱至含水率98%以上。得到静压13 MPa流压10 MPa下含水率与累油累液的关系曲线。同理依次进行剩余其他10组实验，并得到相应的曲线数据。

根据长岩心驱替实验结果，得到不同含水率、不同静压流压组合下的无因次采液指数，为方便对比，选取含水率70%(东部某油田综合含水为67%)时不同静压流压组合下的无因次采液指数进行对比。为对比原油脱气对油藏产液能力的影响，将脱气条件下的无因次采液指数与不脱气条件下无因次采液指数的比值定义为影响程度，即JL/Ji。该区原油泡点压力为10.1 MPa，因此不脱气条件下的无因次采液指数即指静压13 MPa流压10.1 MPa时的无因次采液指数，剩余10组实验数据均为脱气条件下的无因次采液指数。最终得到油藏综合含水在70%时，不同静压流压条件下，不同的脱气程度对无因次采液指数影响程度的曲线图版，如图4所示。

3 数值模拟研究及结果分析

3.1数值模型建立

根据室内实验相渗数据结果建立了能够反映长岩心特征的数值概念模型，拟合采油采液指数，确保数值模拟与物理模拟实验条件一致。该模型总长度为500 cm，宽度和高度均为2.5 cm，平均孔隙度为31%，平均渗透率为1.60 D。原始地层压力13.5 MPa。

3.2数值模拟结果分析

运用数值模拟方法对上述实验结果进行补充论证，结果如图5所示。当地层压力高于饱和压力时，随着井底流压的降低，脱气对油藏产液能力的影响缓慢增大，当井底流压降至饱和压力的0.5倍时，Pr/Pb=1.0时，无因次采液指数的最大影响程度也仅为9.4%。整体来看，当地层压力在饱和压力以上时，随着地层压力的下降，在相同井底流压下，这种影响程度逐渐增大，但增大幅度非常小，主要是因为井底附近脱气的影响范围很小。当地层压力降至饱和压力以下时，这种影响程度逐渐变大。当井底流压为5 MPa，若地层压力降至9 MPa(Pr/Pb=0.9)，无因次采液指数的最大影响程度为13.4%；若地层压力降至8 MPa(Pr/Pb=0.8)，无因次采液指数的最大影响程度达到24.1%。表明当地层脱气程度较轻(Pr/Pb=0.9)时，对整个油藏的采液指数影响相对较小，但地层压力继续降低时，其影响程度也逐渐增大。

图6为油藏综合含水70%、井底流压6 MPa时不同静压条件下的无因次采液指数影响程度图，从图6 中可以看出，在井底流压一定时，随着地层压力的降低，无因次采液指数影响程度逐渐增大，在饱和压力附近时出现拐点，当地层压力降至原始地层压力的0.7倍时，地层的采液能力仅为原始地层压力条件下的63%，原油脱气导致油藏产液能力下降了37%。

通过实验测试与数值模拟结果对比发现，当地层压力高于饱和压力时，实验测试结果与数值模拟计算结果较为接近，主要因为此时单纯的井底附近脱气对油藏的产液能力影响很小；但当地层压力降至饱和压力附近甚至低于饱和压力时，实验测试结果与数值模拟计算结果趋势性一致，但实验测试得到的影响程度要明显大于数值模拟计算结果。这主要是因为在数值模拟计算时，油气水三相的流动仍然采用的是达西渗流方程，数模中无法表征气体的滑脱效应对渗流规律的影响程度。实际地层中由于气体的滑脱效应，气相流动速度明显大于液相，因此实验测试的油藏产液能力影响程度比数值模拟方法计算出来的结果更大。

图7为不同含水阶段地层原油脱气对油藏产液能力影响程度曲线，其中散点为实验测试数据。实验测试数据与数值模拟计算结果趋势性一致，均随着油藏含水率逐渐升高，无因次采液指数影响程度逐渐减小。以数值模拟结果为例，在含水率=10%，Pr/Pb=0.94时油藏产液能力比Pr/Pb=0.74 时油藏产液能力增加了18.6%；当油藏的含水率上升至70%时，这种差异缩减至10.1%，含水90%时的差异仅为2%，因此原油脱气对油藏产液能力影响最大的时期集中在油藏中低含水时期，高含水期原油脱气对油藏采液指数影响较小。

4 结论

1)原油脱气的影响范围虽然集中在生产井附近较小区域，但考虑到近井周围渗流特征的变化，需考虑其对油藏产液能力的影响，且实测数据较数值模拟影响要大；

2)室内实验和数值模拟结果表明，当地层压力高于饱和压力时，随着井底流压的降低，油藏产液能力降低，但不明显，当地层压力在饱和压力以下时，随井底流压的降低，油藏产液能力降低明显；

3)随含水率的逐渐增大，原油脱气对挥发性油藏产液能力影响程度逐渐减小，油藏中低含水期对挥发性油藏产液能力影响最大，油藏高含水期对非均质砂岩油藏产液能力影响较小。

[1] 景爱霞. 不同类型油藏产液量变化规律分析及趋势预测[J].江汉石油学院学报,2003(S2):82-83，7.

[2] 王运海,夏洁. 扎尔则油田F4底层油藏最大产液能力研究[J].油气藏评价与开发,2011(3):41-45.

[3] 王曙征,张会娟. 中渗油藏开发后期合理产液量分析研究[J].化工管理,2014(30):30.

[4] 陈亚宁. 室内研究原油脱气程度对驱油效率的影响[J].内江科技,2012(1):52-53.

[5] 李春兰,张丽华,郎兆新. 挥发油油藏原油不同脱气程度水驱油效率实验室研究[J].断块油气田,1996(6):38-40，60.

[6] 孔祥宇. 升平油田葡萄花油层高含水期提液机理研究[D].大庆：大庆石油学院,2009.

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年河北省省级科技计划项目(东部某油田产层油藏提液技术研究)：15214108

2016-12-19

韩光明(1978-)，男，山东昌邑人，副教授，主要从事石油工程技术的理论研究与教学及学报管理、科技管理等工作,E-mail:hanguangming@cdpc.edu.cn。