原油脱气对低渗透油藏有效驱替压差的影响

罗 沛，秦正山，罗毓明，谢 晶

（1. 重庆科技学院 石油与天然气工程学院，重庆401331；2. 中石油长庆油田分公司 第六采油厂，陕西 西安710000；3. 西南油气田分公司，重庆401331）

低渗透储层的渗流不符合达西定律，存在启动压力梯度[1⁃3]。原油黏度是影响启动压力梯度的重要因素之一。在注水开发过程中，如果油藏局部地层压力不够，当地层压力低于饱和压力时，将发生原油脱气现象，导致地层原油黏度增大，渗流阻力增大，驱替压差减小，甚至出现部分井组难以建立有效驱替的情况。因此，在低渗透油藏合理井网密度计算时，应该充分考虑开发后期原油黏度变化这一因素，并制定相应的应对措施。

韩光明等[4⁃5]在实验的基础上，采用数值模拟方法研究了原油脱气对油藏产能和注气效果的影响。郑浩等[6]考虑到脱气后油相流动能力、原油体积系数、黏度变化的问题，建立了油井脱气半径及产能计算公式。关于低渗透油藏渗流规律的研究成果，主要集中在启动压力梯度的确定方法[7⁃8]、数学描述[9⁃10]，以及对油 井产能[11⁃12]和开发动 态[13⁃14]的 影 响等方面，未涉及地层原油脱气对低渗透油藏注水有效驱替压差的影响。本文通过原油黏度对油水两相启动压力梯度影响的实验研究，探讨地层原油脱气导致低渗透油藏注水有效驱替压差和极限井距的变化问题。

1 启动压力梯度实验

1.1 实验对象

以卫城油田卫81 块沙四段低渗透油藏为研究对象，储层为粉砂级长石石英砂岩，平均孔隙度为14.0%，平均渗透率为7.8×10-3μm2。该油藏原始地层压力为27.5 MPa，饱和压力为12.51 MPa，溶解气油比为99 m3/m3。开发初期，由于注采系统不完善，注水滞后，生产压差过大等因素，导致油藏局部和井筒附近严重脱气，经历了较长时间的溶解气驱+水驱开发过程。中后期随着注采井网的完善和各种增产治理措施的实施，地层压力得到了较好的恢复和保持。目前地层压力为17 MPa，溶解气油比约为5 m3/m3，地层原油黏度为3.5 mPa⋅s。由于实际岩芯有限，故采用模拟人造岩芯进行实验。

1.2 实验方法

为研究原油黏度变化对油水两相启动压力梯度的影响，采用稳态法水驱油实验方法，测定在两种不同黏度、不同油水体积比条件下的油水两相启动压力梯度。实验流程如图1 所示。

图1 实验流程示意Fig.1 Experimental flow diagram

实验用油由脱气原油和煤油配置成1.5、3.5 mPa⋅s 两种不同的黏度。地层水由蒸馏水和钠盐配置而成，矿化度为27×104mg/L。

在总流量不变的条件下，将油水按照一定的流量 比 例（ 油 水 体 积 比10∶1、5∶1、1∶1、1∶5、1∶10、1∶20）恒速注入岩样，当进、出口端压力及流量稳定，岩样含水饱和度不再变化时记录压力、流量数据。

1.3 实验数据结果

共测试9 块岩芯，以4 号岩芯为例，油水体积比为1∶1 时的渗流曲线如图2 所示。

图2 岩芯W4 在不同原油黏度的渗流曲线Fig.2 Percolation curve of core W4 in the condition of different oil viscosity

对不同岩芯、不同黏度条件下的流量与压力梯度实验数据进行回归分析，得到启动压力梯度，绘制不同原油黏度，油水体积比为1∶1 时的渗透率与启动压力梯度关系曲线如图3 所示。

图3 渗透率与启动压力梯度关系Fig. 3 The relationship between permeability and threshold pressure gradient

由图3 可以看出，启动压力梯度随着原油黏度的增大而增大，随着渗透率的增大而逐渐减小，渗透率与启动压力梯度呈幂函数关系。

不同原油黏度、油水体积比1∶1 条件下，孔隙度、含水饱和度与油水两相启动压力梯度关系曲线如图4 所示。

由图4 可知，油水两相启动压力梯度随孔隙度的增大而减小，当孔隙度大于5%，启动压力梯度与孔隙度呈线性关系；随着含水饱和度的增大，两相启动压力梯度先逐渐增大，然后逐渐减小。

通过测定不同渗透率的岩芯在不同原油黏度、含水饱和度条件下的油水两相启动压力梯度，结合相渗实验数据，综合考虑储层物性、流体性质等因素，建立油水两相启动压力梯度回归模型。对于油水两相渗流问题，采用视黏度，定义为[18]：

基于最小二乘法原理，建立油水两相启动压力梯度多元非线性回归方程为：

式 中，μw为 地 层 水 黏 度，mPa⋅s；μo为 原 油 黏 度，mPa⋅s；Swn为归一化水相饱和度；Sw为含水饱和度；Swc为束缚水饱和度；Sor为残余油饱和度；K为渗透率，10-3μm2；Φ为孔隙度，%；G为启动压力梯度，MPa/m。

图4 孔隙度、含水饱和度与启动压力梯度关系Fig.4 The relationship between porosity，water saturation and threshold pressure gradient

基于该区的基础数据和相渗资料，由式（3）计算脱气前后平均启动压力梯度分别为0.031 2、0.045 8 MPa/m。

2 启动压力梯度变化对有效驱替压差的影响

脱气后，地层原油黏度增大，导致渗流阻力增大，流体需要克服的启动压力梯度增大。同一注水压差下，极限驱油半径减小，可能存在井网控制程度变差的情况，导致部分井组之间难以建立有效驱替，进而影响油藏的水驱效果。

当驱替压力梯度等于启动压力梯度时,对应的驱动距离为极限驱油半径rmax，即：

式中，rmax为极限驱油半径，m；PH为注水井井底流压，MPa；PW为采油井井底流压，MPa。

当油水井之间的距离大于极限驱油半径时将无法建立有效驱替。联立式（3）、（4），计算该油藏极限驱油半径，绘制该油藏不同原油黏度下驱替压差与极限驱油半径的关系曲线如图5 所示。由图5可看出，地层原油黏度增大，极限驱油半径减小。

图5 不同原油黏度下驱替压差与极限驱油半径的关系Fig.5 The relationship between displacement pressure difference and limit displacement radius in different oil viscosity condition

结合该井区的实际情况，平均注采井距为300 m，在原始条件下最小注采压差为9.37 MPa；当原油黏度上升至3.5 mPa⋅s，最小注采压差为13.74 MPa，提高了46.65%。当注采压差较小时，储层可能无法建立有效驱替。

3 地层原油脱气问题的对策

（1）在开发井网设计时，需要考虑开发后期原油脱气导致的黏度变化问题，结合后期的采油方式和注采压差，确定合理的井距。

（2）为了防止开发过程中地层原油严重脱气，需要制定合理的地层压力保持水平、采油速度、注采比和油井工作制度等，保持全油藏的均衡开采，防止井筒周围或油藏局部脱气。

（3）适时监测地层压力和生产气油比变化情况，并采取相应措施，防止地层原油严重脱气。

（4）开发后期，需要根据原油脱气程度和黏度变化情况，研究各类储层有效驱替压差的变化情况。必要时通过调整注采关系、井网加密、储层改造等，保证低渗透储层能够建立有效驱替。

4 结 论

（1）地层原油脱气导致原油黏度增大，启动压力梯度增大，极限驱油半径减小，井间有效驱替压差减小，部分井组甚至无法建立有效驱替。

（2）油藏开发过程中，原油脱气问题是客观存在的。因此，在低渗透油藏井网设计时，应充分考虑原油黏度变化问题。