水驱油田生产气油比主控因素及其影响规律研究

张继成，李倩茹

（东北石油大学 石油工程学院， 黑龙江 大庆 163318）



综合评述

水驱油田生产气油比主控因素及其影响规律研究

张继成，李倩茹

（东北石油大学 石油工程学院， 黑龙江 大庆 163318）

在注水保持压力开采的条件下，生产气油比是应当是恒定不变的。但是以S-BEI油田为例，随着油田的开发进入中后期，生产气油比呈突然升高的趋势。针对这一异常现象，首先从理论上分析了生产气油比的影响因素，包括井网密度、井底流压以及饱和压力。从这三个角度出发，进行了数值模拟研究，研究结果表明，在含水率一定并且其它因素保持不变时，生产气油比随着井距的增大而降低。在含水率为97%时，井距为125 m时的生产气油比为50.96 sm3/sm3，而在井距为300 m时的生产气油比降低至45.92 sm3/sm3。含水率一定并且其它因素保持不变时，生产气油比随着井底流压的升高而降低，在含水率为93%时，井底流压为1.0 MPa时的生产气油比为67.40sm3/sm3，而在井底流压为5.5 MPa时的生产气油比降低至45.19 m3/sm3。在含水率一定并且其他因素保持不变时，生产气油比随着饱和压力的升高而升高，在含水率为97%时，饱和压力为7.5 MPa时的生产气油比为45.50 m3/sm3，而在饱和压力为11.0 MPa时的生产气油比升高至57.98 sm3/sm3。但是前期含水率不高时，这三个因素影响并不明显，随着含水率的升高，气油比的变化比较明显。

生产汽油比；井网密度；井底流压；饱和压力；含水率

对于油藏烃类的化学组成，多组分液态混合物的性质、相态变化的特征及其条件，国内外已做了大量的研究，形成了一整套完善的烃类相态理论［1-3］。在生产实践中，对比和预测烃类组分系统体积的变化，通常采用的表示方法就是生产气油比［4］。以大庆油田为例，过去生产气油比的研究主要是利用不同含水阶段石油、天然气化学组分监测资料、高压密闭取心资料、单井单层生产气油比资料以及水驱开采条件下生产气油比的数值模拟，从理论到实践对喇、萨、杏油田生产气油比的变化规律进行了系统的研究与总结，得出含水率与生产气油比没有本质的联系；压力是影响气油比变化的重要因素，在注水保持压力开采条件下生产气油比与原始气油比具有一致性，而流饱压差的高低与生产气油比没有必然的联系［5-8］。塔中I号气田进行过生产气油比的变化规律研究，主要是通过岩心、测井、物探、试井和试采等资料的综合应用，对塔中I号气田东部试验区气油比变化规律进行总结［9］，分析出了气油比随着开采时间的变化有4种类型：无明显变化型、缓慢上升型、持续下降型和先增后减型［10］。而造成气油比变化的原因主要包括：压力和温度的变化、流体性质的不同、反凝析的作用［11，12］。气油比无明显变化的井，储集层大部分为视均质型，气油比持续降低的井，储集层一般为裂缝型，气油比先增后减的井，可能为双重孔隙介质型［13，14］。

大量文献调研表明，生产气油比的异常现象研究大多数针对凝析气藏以及气田而言，并且人们对溶解气驱条件下溶解气油比问题也作了大量的研究，但对于水驱开采条件下的生产气油比变化规律研究却很少。本文以S-BEI油田为例，首先在理论上建立了井网密度、井底流压、饱和压力与生产气油比的理论公式，然后通过数值模拟，分析井网密度、井底流压、饱和压力对生产气油比的影响规律。

1　生产气油比主控因素

根据流态，可将油井渗流区域划分成两个流动区域（图1），在脱气区内考虑油、气、水三相存在，在未脱气区内仅考虑油水两相，这两个区域遵循不同的渗流规律。

图1　油井脱气后地层压力分布图Fig.1 Distribution graph of formation pressure after deaeration of oil well

根据脱气区油气水三相的压力分布脱气半径的计算公式为：

由于：

其中：

生产气油比是换算到大气条件下的总产气量和换算到大气条件下的总产油量之比，总产气量应包括以自由气的形式流到井筒中的气体和在油藏中溶解于油内并随油一起被采出的气体。根据渗流力学知识，可知生产气油比的计算公式如下：

而平均地层压力：

上式中右端第二项比第一项小得多，所以有时可以认为边界处的压力ep近似等于平均地层压力pR，则联立（5）（6）（7）式可得：

上式即为生产气油比的理论计算公式。可以看出，生产气油比的影响因素包括井底流压、饱和压力以及井网密度。因此，下面就利用数值模拟手段研究这三种的因素的对生产气油比的影响规律。

2　生产气油比主控因素影响规律

2.1数值模拟基础模型

模型尺寸：2 m×2 m×3 m

网格数：91×91×1

一层、均质，渗透率为 500×10-3μm2，五点法面积井网，井距为250 m，厚度为3 m，模型的平均孔隙度为0.253 4，原始地层压力为12 MPa，油层饱和压力为9.5 MPa，井底流压设为3.5 MPa。建立油、气、水三相含有溶解气不含挥发油的黑油模型。

基础理想模型的井位示意图如图2所示。

图2　基础理想模型井位示意图Fig.2 Sketch map of well location in ideal model

其中L1为注水井，P1、P2、P3、P4为四口生产井

2.2井网密度

2.2.1方案设计

通过改变基础模型的网格数，设计了八组实验方案来研究井网密度的对生产气油比的影响（表1）。

表1　方案设计表（一）Table 1 Table of scheme design（1）

生产过程中统一采用生产井定流压为 3.5 MPa，饱和压力为9.5 MPa，注入井定注入量为118 m3/d。

2.2.2研究结果分析

根据生产数据得出了不同井距下生产气油比与含水率的关系如下图3。

图3　不同井距下生产气油比与含水率的关系曲线Fig.3 Relation curve between produced produced gas/oil and water cut in condition of different well spacing

从图3可以看出，井距一定时，含水率对生产气油比存在一定的影响，并且生产气油比随着含水率的升高而升高。在井距为150m时，含水率为90%时的生产气油比为 45.73 sm3/sm3，含水率达到98%时的生产气油比升高到52.36 sm3/sm3。

根据生产数据分别列出了含水率为 90%到98%时，不同井距下的气油比的变化如图4。

从图4可以看出，在含水率一定并且其它因素保持不变时，生产气油比随井距的增大而降低。含水率为97%时，井距为125 m时的生产气油比为50.96 sm3/sm3，在井距为300 m时的生产气油比降低至45.92 sm3/sm3。

图4　不同含水率下生产气油比与注采井距的关系曲线Fig.4 Relation curve between produced produced gas/oil and well spacing in condition of different water cut

2.3井底流压

2.3.1方案设计

在基础模型的基础上通过变化井底流压，其他参数保持不变，观察模拟区内生产气油比的变化，设计了以下十组实验方案（表2）。

表2　方案设计表（二）Table 2 Table of scheme design（2）

生产过程中生产井定流压，即以上的各组方案中的流压，注入井定注入量90 m3/d。

2.3.2研究结果分析

根据生产数据得出了不同井距下生产气油比与含水率的关系如下图5。

图5　不同井底流压下生产气油比与含水率的关系曲线Fig.5 Relation curve between produced produced gas/oil and water cut in condition of different bottom hole flowing pressure

井底流压一定时，生产气油比随着含水率的升高而升高。井底流压为1.0 MPa时，含水率为93%时的生产气油比为 67.40 sm3/sm3，含水率达到98%时的生产气油比升高至223.05 sm3/sm3。

不同含水率下生产气油比与井底流压之间的关系曲线如下图6。

图6　不同含水率下生产气油比与井底流压的关系曲线Fig.6 Relation curve between produced produced gas/oil and bottom hole flowing pressure in condition of different water cut

从图6可以看出，含水率一定并且其它因素保持不变时，生产气油比随着井底流压的升高而降低。在含水率为93%时，井底流压为1.0 MPa时的生产气油比为67.40 sm3/sm3，而在井底流压为5.5 MPa时的生产气油比降低至45.18 sm3/sm3。

2.4饱和压力

2.4.1方案设计

在基础模型的基础上通过改变饱和压力，其他参数保持不变，设计了如下八组实验方案，观察模拟区内生产气油比的变化（表3）。

表3　方案设计表（三）Table 3 Table of scheme design（3）

生产过程中采用生产井定流压 3.5MPa，注入井定注入量90m3/d。

2.4.2研究结果分析

根据生产数据得出不同井距下生产气油比与含水率的关系如下图7。

图7　不同饱和压力下生产气油比与含水率的关系曲线Fig.7 Relation curve between produced produced gas/oil and water cut in condition of different bubble point pressure

从图7可以看出，饱和压力一定时，含水率对生产气油比存在一定的影响，生产气油比随着含水率的升高而升高。饱和压力为 10.0 MPa时，含水率为90%时的生产气油比为47.08 sm3/sm3，而在含水率达到98%时的生产气油比升高至60.76 sm3/sm3。

不同的含水率下生产气油比与饱和压力的关系曲线如图8。

图8　不同的含水率下生产气油比与饱和压力的关系曲线Fig.8 Relation curve between produced produced gas/oil and bubble point pressure in condition of different water cut

从图8可以看出，可以看出，在含水率一定并且其他因素保持不变时，生产气油比随着饱和压力的升高而升高。在含水率为 97%时，饱和压力为7.5 MPa时的生产气油比为45.50 sm3/sm3，而在饱和压力为 11.0 MPa时的生产气油比升高至57.98 sm3/sm3。

3　结 论

（1）含水率一定并且其它因素保持不变时，生产气油比随着井距的增大而降低。在含水率为97%时，井距为 125 m 时的生产气油比为 50.96 sm3/sm3，而在井距为300 m时的生产气油比降低至45.92 sm3/sm3。

（2）含水率一定并且其它因素保持不变时，生产气油比随着井底流压的升高而降低，在含水率为93%时，井底流压为1.0 MPa时的生产气油比为67.40 sm3/sm3，而在井底流压为5.5 MPa时的生产气油比降低至45.19 sm3/sm3。

（3）含水率一定并且其他因素保持不变时，生产气油比随着饱和压力的升高而升高，在含水率为97%时，饱和压力为7.5 MPa时的生产气油比为45.50 sm3/sm3，而在饱和压力为11.0 MPa时的生产气油比升高至57.98 sm3/sm3。

（4）初期含水率不高时，这三个因素影响不明显，随着含水率的升高，气油比的变化比较明显。

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Main Controlling Factors of Produced Gas/Oil Ratio in Water Flooding Fields

ZHANG Ji-cheng，LI Qian-ru
（College of Petroleum Engineering, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China）

In the condition of pressure maintenance when balanced injection and production rate, produced gas-oil ratio should remain constant. However, taking S-BEI oilfield as an example, when the development entered into high water cut period, the value of produced gas-oil ratio increased significantly. In view of this abnormal phenomenon, firstly, impacting factors of the produced gas/oil ratio were analyzed theoretically, including well spacing density, bottom hole flowing pressure and bubble point pressure. In terms of those impacting factors, the research through numerical simulation was carried out. The results indicate that, produced gas/oil decreases with the increase of well spacing density; when water cut is 97% and the well spacing is 125 m, produced gas-oil ratio is 50.96 sm3/sm3; when well spacing is 300 m, produced gas-oil ratio is 45.92 sm3/sm3. Produced gas/oil decreases with the increase of well bottom hole flowing pressure; when water cut is 93% and bottom hole flowing pressure is 1.0 MPa, produced gas-oil ratio is 67.40sm3/sm3;when bottom hole flowing pressure is 5.5 MPa, produced gas-oil ratio is 45.19 m3/sm3. Produced gas/oil rises with the increase of bubble point pressure; when water cut is 97% and bubble point pressure is 7.5 MPa, produced gas-oil ratio is 45.50 sm3/sm3; when bottom hole flowing pressure is 11 MPa, produced gas-oil ratio is 57.98m3/sm3. Additionally, effect of those factors is not obvious when the water cut is low in earlier days, produced gas-oil ratio changes abruptly with increasing of the water cut.

produced gas-oil ratio; well spacing density; bottom hole flowing pressure; bubble point pressure; water cut

李倩茹（1991-），女，硕士，从事油气田开发理论与技术的研究工作。E-mail：liqianru00@126.com。

TE 357

A

1671-0460（2016）05-0935-05

黑龙江省自然科学基金课题（编号：E201407）资助。

2016-04-19

张继成（1972-），男，黑龙江省尚志人，教授，博士后，研究方向：一直从事储层及剩余油描述、低渗透油田开采、高含水油田综合调整以及提高油气采收率理论与技术等方面的教学与科研工作。E-mail：zhangjc777@163.com。