渤海S油田聚合物驱受效井合理井底压力分析

张维易，王锦林，于晓涛，王晓超，李百莹

(中海油能源发展股份有限公司，天津 300452)

0 引 言

S油田位于渤海海域，为普通稠油油藏。地层原油黏度为23.5～452.0 mPa·s，储层平均孔隙度为31%，渗透率为20×10-3～5 000×10-3μm2，原始地层压力为14.28 MPa。2005年，该油田开展聚合物驱井组试验，2008年扩大注聚合物规模，取得了明显的增油效果。矿场试验动态表明，注聚合物一般会造成油井产液能力下降，增油幅度降低[1-3]。因此，在生产过程中，需进行方案调整，放大生产压差，合理提高产液量，才能取得较好的开发效果[4-7]。然而，过度降低井底压力会让原油脱气严重，影响生产，需将井底压力控制在合理范围内。海上油田有其特殊性，注聚合物时机较陆上油田要提前[8-13]，有必要研究油井的合理井底压力范围，为S油田及其他类似油田提高聚合物驱效果提供理论依据。

1 油井合理井底压力界限

1.1 油井合理井底压力下限

矿场系统试井资料表明，当井底压力降至一定界限以后，地层原油脱气严重，油井产量不再增加，甚至还会减少。油井生产时的井底压力应控制在最低允许流动压力之上[14]。通过调研相关文献[15]，得到油井最低允许流动压力计算公式：

(1)

(2)

式中：pwfmin为油井最低允许流动压力，MPa；pb为饱和压力，MPa；pR为地层压力，MPa；α为原油溶解系数，m3/(m3·MPa)；T为油层温度，K；fw为油井含水率；Bo为原油体积系数。

在实际生产中，一般将地层压力保持在饱和压力附近，从而获得较理想的开发效果[16]。忽略地层压力的变化，将油井相关参数带入式(1)、(2)，得到油井最低允许流动压力与含水率之间的关系(图1)。

图1S油田油井最低允许流动压力与含水率之间的关系

对图1中曲线进行拟合，得到如下关系式：

(3)

式(3)拟合精度为0.99，满足工程计算需求。因此，可将式(3)中油井最低允许流动压力值作为油井合理井底压力下限，如果油井井底压力低于合理井底压力下限值，地层原油将严重脱气，不利于油井生产能力的正常发挥。对于S油田注聚合物区域，若忽略地层压力的变化，影响油井合理井底压力下限的主要因素则为油井含水率。

1.2 油井合理井底压力上限

注入聚合物后，由于驱替相黏度增加，渗流阻力增加，油层导流能力降低，将导致注入能力和生产能力下降。因此，在注聚合物阶段，如果产液水平太低，即使综合含水有所下降，产油量也不能达到水驱产油水平[17]。为保证聚合物驱效果，需放大生产压差，合理提高产液量，确保油井聚合物驱阶段产油量大于转注聚合物时水驱阶段产油量，即：

(4)

式中：J1为转注聚合物时水驱阶段产液指数，t/(d·MPa)；J2为聚合物驱阶段产液指数，t/(d·MPa)；p1为转注聚合物时水驱阶段油井井底压力，MPa；p2为聚合物驱阶段油井井底压力，MPa；fw1为转注聚合物时水驱阶段含水率(注聚合物时机)；fw2为聚合物驱阶段含水率。

引入无因次产液指数概念，对式(4)进行变形，整理得到：

(5)

式中：G为无因次产液指数。

影响无因次产液指数的因素较多[18]，通过ECLIPSE数值模拟软件进行研究。采用均匀设计法设计8套试验方案，研究不同注聚合物时机油井无因次产液指数、含水率随时间的变化规律。考虑到目标区块需分2层注聚合物，故建立的网格模型分为上下2层。设置每个网格的长、宽均为10 m，第1层网格纵向厚度为8 m，第2层网格纵向厚度为12 m。其余模型参数取自油田现场数据(表1)。计算部分结果如图2、3所示。

表1 模型基础参数

由图2、3可知，注聚合物时机越晚，聚合物驱阶段油井无因次产液指数越小，油井含水率越高，含水率降幅越大。无因次产液指数的变化可分为3个阶段:初期无因次产液指数随采出程度的增加而增加；随着油井见效，无因次产液指数会有较大幅度的下降，下降幅度随着注入孔隙体积的增大而减缓；进入后续水驱阶段，无因次产液指数的变化与水驱阶段相似，均随注入孔隙体积的增加而增加。

图2边井无因次产液指数与含水率随注入孔隙体积倍数变化曲线

图3角井无因次产液指数与含水率随注入孔隙体积倍数变化曲线

为表述方便，用式(6)代表图2、3中油井无因次产液指数与含水率之间的函数关系：

G=F(fw2)

(6)

联立式(5)、(6)，得到油井井底压力的上限：

(7)

式中：pwf1为油井井底压力的上限，MPa。

如果油井井底压力高于合理井底压力上限值，油井聚合物驱阶段产油量将小于水驱阶段产油量。联立式(3)、(7)，得到油井合理井底压力界限：

(8)

式中：pwf2为油井合理井底压力界限，MPa。

对于S油田注聚合物区域，排除储层物性、流体性质、聚合物性质的影响，油井合理井底压力界限主要受地层压力、转注聚合物时油井井底压力、转注聚合物时油井含水率(注聚合物时机)以及聚合物驱阶段含水率的影响。

2 现场应用及分析

由上述分析可知，若不考虑地层压力、转聚合物驱时油井井底压力的影响，则反九点井网条件下，聚合物驱受效井合理井底压力界限由注聚合物时机、含水率变化决定。聚合物驱阶段，含水率的变化受注聚合物时机的影响。注聚合物时机越早，油井含水率越低，聚合物驱后含水率的降幅越小。因此，注聚合物时机决定了油井合理井底压力界限。由式(8)计算得到不同注聚合物时机油井合理井底压力界限(表2)。

由表2可知，注聚合物时机越早，合理井底压力界限的下限值越高，上限值越低，越需加强对油井井底压力的控制。这是因为注聚合物时机越早，油井含水率越低，油井最低允许流动压力也就越低，为防止地层原油脱气，需维持井底压力在较高的水平。同时，由于注聚合物时机较早，聚合物驱后含水率降幅较低，为保证增油效果，需较大幅度地放大油井生产压差，提高产液量。

表2 不同注聚合物时机油井合理井底压力界限

统计了S油田反九点井网条件下，部分聚合物驱受效井生产动态(表3)。

由表3可知，井底压力位于合理范围内的油井，聚合物驱效果较好。过低或者过高的井底压力均不利于油井的正常生产。对于井底压力较高的油井，应加强生产管理，适时提液，合理放大生产压差，促使聚合物驱见效；对于井底压力较低的油井，可通过注采井网调整、酸化解堵、井下降黏等措施，提高地层压力，释放油井产能。

3 结 论

(1) 聚合物驱生产中，为取得较好的增油效果，既需放大生产压差，合理提高产液量，又应控制井底压力在最低允许流动压力之上，防止地层原油脱气。

(2) 反九点井网内，聚合物驱受效井的合理井底压力界限受注聚合物时机的影响。注聚合物时机越早，越应加强对油井井底压力的控制，并结合油田生产动态及时采取提液、注采井网调整、酸化解堵、井下降黏等措施。

(3) 反九点井网内，注聚合物阶段井底压力位于合理范围内的采油井，聚合物驱效果较好。过低或者过高的井底压力均不利于聚合物驱见效。

表3 S油田部分聚合物驱受效井生产动态

注：效果评价一栏中，“好”为聚合物驱阶段日产油高于水驱阶段日产油，“差”为聚合物驱阶段日产油低于水驱阶段日产油。

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