低地饱压差下海上窄河道油藏提液技术研究

潘 杰，汪全林，张 弛，孙 强，邓 猛

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津滨海新区300459）

近年来，渤海地区注水开发的窄河道油田多数已进入中高含水阶段[1-2]，随着油田含水率上升，产量递减较快，油田稳产难度加大，通过提液[3-5]来保持稳产是油田在中高含水阶段常采用的措施。对于窄河道油藏，由于流体渗流过程受河道边界影响较大，渗流特征不同于整装油藏的平面径向流，同时由于地饱压差小，在提液过程中生产压差过大会引起脱气，形成油气水三相渗流，从而增加油相渗流阻力[6]，降低提液效果。目前对地饱压差小的窄河道油藏提液研究的文献相对较少，为此，本文开展了地饱压差较小时的窄河道油藏提液能力研究，建立了考虑河道边界影响的窄河道产能方程及合理生产压差方程，确定了该类型油藏水平井合理提液幅度。根据研究成果进行矿场试验，取得了很好的增油效果，为海上该类型油藏高效开发提供了理论依据和生产经验。

1 BZ油田地质油藏特征

BZ油田为典型的窄河道油田，砂体为分流河道型浅水三角洲沉积，河道宽度140～150 m，河道中心钻遇储层厚度最大为12.3 m，沿河道方向砂体连续性好、分布稳定，垂直河道方向砂体呈土豆状分布。

BZ油田为高孔高渗油藏，孔隙度主要为26.5%～31.6%，平均28.7%；渗透率主要为（378.9～3500.9）×10-3μm2，平均 1539.7×10-3μm2。地层原油黏度 13.36～17.58 mPa·s，地层原油密度0.866～0.867 g/cm3，饱和压力12 .8 MPa，地饱压差仅为1.8～3.2 MPa。

油田天然能量不足，所以采用注水开发，主要采用水平井开采，目前油田含水率76.0%，进入高含水阶段。

2 窄河道产能方程的建立

窄河道油藏不同于整装油藏，河道砂体边界对流体渗流影响较大。李功、何逸凡等人利用镜像反映和势的叠加等渗流理论，推导了窄河道油藏水平井产能公式[7-8]：

在产能公式的基础上，根据油田油水两相相对渗透率与含水率的关系曲线，即可得到不同含水阶段的比采油/采液指数：

式中：Q为水平井的产量，m3/d； I为地层渗透率，10-3μm2； ℎ为油层厚度，m； Kr为地层压，MPa；KLM为井底流动压力，MPa；μ为流体黏度，mPa·s；0h为水平井水平方向上的渗流阻力；0v为水平井垂直方向上的渗流阻力； Ne为供液半径，m； Nw为水平井井筒半径，m；O为水平段长度，m；P为河道宽度，m； Q为油井垂向上到油层底部的距离，m；μo为原油黏度，mPa ▪ s；μw为地层水黏度，mPa·s；Iro为油相相对渗透率；IRL为水相相对渗透率；CD为比采油指数，m3/（d·MPa·m）；CH为比采液指数，m3/（d·MPa·m）。

3 合理生产压差的确定

3.1 合理生产压差方程的建立

BZ油田地饱压差小，当油井井底流动压力低于泡点压力并下降到一定程度后，井底附近会出现油气水三相流动，增加油相渗流阻力，导致油井产量下降，从而达不到提液增油效果。大庆油田公司王俊魁[9-10]等人推导出了同时适用于井底压力低于或高于饱和压力的流入动态曲线方程。

单位体积脱气后：

为简化运算，引入参数b：

因此，在一定生产压差下，实际产油量、产液量的公式为：

为简化运算，定义修正生产压差 ∆Ki：

式中： jo为采出1吨地面原油时井底条件下地层出口处原油的体积，m3；jg为采出1吨地面原油时井底条件下地层出口处气体的体积，m3； VWX为饱和压力下原油体积系数；β为原油体积系数变化率，m3/MPa；KZ为地层饱和压力，MPa；k为天然气溶解系数；Z为天然气偏差系数；T为地层温度，K；b为中间参数；ρo为地面原油密度， g/cm3；D为日产油量，m3/d；

H为日产液量，m3/d； ∆Ki为修正生产压差，MPa。

3.2 地层压力对合理修正生产压差的影响

结合BZ油田基础参数（表1），根据公式（12），当饱和压力一定时，不同地层压力下，修正生产压差随井底流压的变化曲线见图1。由图1可知，修正生产压差随井底流压减小先增大后减小，出现的拐点即为合理修正生产压差。将一定饱和压力下不同地层压力对应的合理修正生产压差绘制在同一图上（图2），可以看出，随地层压力增大，合理修正生产压差增大。所以提液前应通过注水补充地层能量，提高地层压力，以增大提液幅度。

表1 BZ油田基础参数

图1 饱和压力12.8 MPa时不同地层压力的修正生产压差

4 实例计算

B3H井位于BZ油田的某砂体上，目前日产液188.6 m3，日产油66.0 m3，含水率65.0%。应用上述公式并结合油田相渗曲线（图3）、油藏及油井基础参数（表2），通过计算可得 B3H井目前含水阶段的比采油指数为5.3 m3/（d·MPa·m）；比采液指数为15.1 m3/（d·MPa·m）。

图2 不同地层压力下的修正生产压差

图3 BZ油田相渗曲线

表2 油藏及油井基础参数

根据合理修正生产压差图版（图2），读取合理修正生产压差为1.8 MPa，则理论提液后日产液244.6 m3，日产油85.8 m3，日增油19.8 m3。通过提液放大压差，实际提液后，日产液231.0 m3，日产油81.0 m3，日增油15.0 m3。实际值与理论值相差较小，说明本文公式在油田油井生产过程中应用准确度较高。

5 认识与结论

（1）针对窄河道油藏，从产能方程的角度出发，结合相渗曲线，确定了不同含水阶段的比采油和比采液指数。

（2）针对低地饱压差油藏，根据油气水三相流入动态曲线，确定了不同地层压力下的合理生产压差。

（3）综合运用油藏工程方法，通过对水驱窄河道油藏高含水期油井的提液实例分析，计算出了提液增产的主要技术指标。从现场实践来看，该方法准确性较高，可用于指导油田生产。