帶油環(huán)凝析氣藏地層壓力預(yù)測方法

張安剛,范子菲,宋 珩,張慧林

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083;2.新疆油田公司勘探開發(fā)研究院,新疆克拉瑪依 834000)

帶油環(huán)凝析氣藏地層壓力預(yù)測方法

張安剛1,范子菲1,宋 珩1,張慧林2

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083;2.新疆油田公司勘探開發(fā)研究院,新疆克拉瑪依 834000)

帶油環(huán)凝析氣藏氣頂油環(huán)協(xié)同開發(fā)過程中,地層壓力的不斷降低導(dǎo)致氣頂發(fā)生反凝析現(xiàn)象,油環(huán)中的溶解氣不斷逸出,同時還伴隨著原生水蒸發(fā)、巖石流體膨脹、邊底水侵入等變化。綜合考慮以上影響因素,在烴類流體物料守恒原理的基礎(chǔ)上,建立帶油環(huán)凝析氣藏地層壓力預(yù)測方法。將該方法應(yīng)用于某實際帶油環(huán)凝析氣藏中。計算結(jié)果表明:該方法得到的地層壓力與關(guān)井實際測壓數(shù)據(jù)吻合較好,具有一定的可靠性;在衰竭開采方式下,氣頂采氣速度和油環(huán)采油速度的增加都會加速地層壓力的下降;在氣頂孔隙體積大于油環(huán)的孔隙體積條件下,氣頂采氣速度的增加更容易加快地層壓力的下降,從而氣頂?shù)牟蓺馑俣炔荒芴笠悦獾貙幽芰窟^早枯竭。

凝析氣藏;地層壓力;凝析油;溶解氣;巖石流體膨脹

帶油環(huán)凝析氣藏是一類特殊的油氣藏類型,在其開發(fā)過程中會伴隨著氣頂反凝析、油環(huán)溶解氣逸出、儲層再壓實及流體膨脹、原生水蒸發(fā)、邊底水入侵等一系列復(fù)雜的相態(tài)轉(zhuǎn)化及能量交換[1-2]。因此,帶油環(huán)凝析氣藏的地層壓力降除了與井流物的采出量有關(guān),還與反凝析、溶解氣逸出等因素相關(guān)[3]。準(zhǔn)確預(yù)測凝析氣藏的地層壓力對于評估氣藏儲量、評價氣井產(chǎn)能以及生產(chǎn)動態(tài)分析等具有重要意義[4]。目前關(guān)于帶油環(huán)凝析氣藏地層壓力的計算方法主要考慮了反凝析現(xiàn)象的影響,而未將油環(huán)溶解氣的逸出考慮在內(nèi)[5-6]。筆者結(jié)合物質(zhì)平衡原理,綜合考慮某一開發(fā)階段帶油環(huán)凝析氣藏的累積采出量和累積注入量對帶油環(huán)凝析氣藏地層壓力以及儲層中剩余烴類組成的影響,建立帶油環(huán)凝析氣藏不同開發(fā)時期地層壓力的定量表征方法。

1 凝析氣頂氣液兩相組成變化

對于凝析氣藏流體,在給定壓力、溫度、組成條件下,可以通過多組分相平衡模型計算壓力降落過程中每級壓力下的氣相、液相摩爾分?jǐn)?shù)以及各組分在氣液相中的摩爾分?jǐn)?shù)。在相平衡計算的基礎(chǔ)上,再根據(jù)物料守恒關(guān)系計算出凝析油飽和度[7]。凝析氣藏衰竭開采過程中,隨著地層壓力的不斷降低,儲層流體不斷發(fā)生相態(tài)變化。其中,露點壓力下單位摩爾質(zhì)量的油氣體系所占孔隙體積為

第k次壓力降落段采出的井流物的物質(zhì)的量為

壓力降落至第k級壓力時,井流物的累積采出物質(zhì)的量為

壓力降落至第k級壓力時,孔隙體積內(nèi)反凝析油飽和度為

式中,Zd為露點壓力下凝析氣體的偏差因子;pd為凝析氣的露點壓力,MPa;Zgk和Zlk分別為第k級壓力下氣相和液相的偏差因子;Vk和Lk分別為第k級壓力下的氣相和液相的摩爾分?jǐn)?shù);Slk為第k級壓力下反凝析油的飽和度。

假設(shè)帶油環(huán)凝析氣藏的氣頂與油環(huán)處于同一壓力系統(tǒng)內(nèi),且地層壓力高于凝析氣體的露點壓力,并忽略凝析氣頂氣體在油環(huán)中的溶解以及氣體吸附。隨著油氣的不斷采出,當(dāng)?shù)貙訅毫抵聊鰵饴饵c壓力時,凝析氣頂就會出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象,其間氣頂內(nèi)的原生水也不斷蒸發(fā),導(dǎo)致凝析氣頂內(nèi)的氣液相摩爾組成發(fā)生改變。其中凝析氣相的物質(zhì)的量變化為

式中,pi為原始地層壓力,MPa;VGi為原始?xì)忭斂紫扼w積,m3;SwcG為氣頂體積內(nèi)的束縛水飽和度;ywi為原始條件下氣相中水蒸氣含量;Zcgi為原始條件下氣藏?zé)N類氣體的偏差因子;R為通用氣體常數(shù);T為氣藏溫度,K;p為目前地層壓力,MPa;VG為目前氣頂孔隙體積,m3;yw為目前地層壓力下凝析氣相中水蒸氣含量;Sco為氣頂區(qū)內(nèi)凝析油的飽和度;Zcg為目前地層壓力下凝析氣氣體偏差因子;We為氣藏累積水侵量(可以由不穩(wěn)定水侵方程求取),m3;Wi為氣藏累積注水量,m3;Wp為氣藏的累積產(chǎn)水量,m3;Bw為地層水的體積系數(shù);Gig為累積注入干氣量,m3;Big為注入干氣的體積系數(shù)。

其中,氣體偏差因子Z可以利用DPR方法的相關(guān)經(jīng)驗公式進(jìn)行求解。對于水蒸氣含量yw的計算,可以通過室內(nèi)試驗測定出凝析氣中飽和水蒸氣含量與壓力的關(guān)系,并借助多元回歸方法建立水蒸氣含量的擬合公式[8-9]。

考慮到地層壓力降低必然會導(dǎo)致儲層的再壓實、巖石顆粒的彈性膨脹以及地層束縛水的彈性膨脹,進(jìn)而氣頂?shù)目紫扼w積會發(fā)生變化。因此,目前氣頂孔隙體積VG可以表示為

式中,Cp和Cw分別為孔隙壓縮系數(shù)和地層水壓縮系數(shù),MPa－1。

地層中凝析油的物質(zhì)的量變化為

式中,ρco為目前地層壓力下凝析油的密度,kg/m3; Mco為目前地層壓力下凝析油的摩爾質(zhì)量,kg/mol。

其中,凝析油的相對分子質(zhì)量Mc可以由凝析油的相對密度估算求得:

式中,γco為目前地層壓力下凝析油的相對密度。

2 油環(huán)氣液兩相組成變化

油環(huán)開采過程中,當(dāng)?shù)貙訅毫档椭劣铜h(huán)油的飽和壓力以下時,油環(huán)油的溶解氣開始逸出,并且部分溶解氣會在地層中以游離狀態(tài)存在,油環(huán)內(nèi)的氣液兩相組成也會隨之改變。其中油環(huán)油的物質(zhì)的量變化為

式中,m為原始條件下油環(huán)孔隙體積與氣頂孔隙體積之比;SwcO為油環(huán)體積內(nèi)的束縛水飽和度;ρoi和ρo分別為油環(huán)油在原始地層壓力和目前地層壓力下的密度,kg/m3;Moi和Mo分別為油環(huán)油在原始地層壓力和目前地層壓力下的摩爾質(zhì)量,kg/mol;Boi和Bo分別為油環(huán)油在原始地層壓力和目前地層壓力下的體積系數(shù);Vop為采出油環(huán)油的地面體積,m3。

油環(huán)中游離氣相的物質(zhì)的量變化為

式中,Rsi和Rs分別為油環(huán)在原始地層壓力和目前地層壓力下的溶解氣油比;Rp為油環(huán)區(qū)域的生產(chǎn)氣油比;Zsg為目前地層壓力下逸出溶解氣的偏差因子;Bsg為目前地層壓力下逸出溶解氣的體積系數(shù)。

3 地層壓力預(yù)測

由于凝析氣露點壓力和油環(huán)油飽和壓力的制約以及油氣生產(chǎn)的影響,地層壓力的不斷降低會促使帶油環(huán)凝析氣藏內(nèi)的氣液兩相組成發(fā)生重新分配。但是,油氣藏開發(fā)遵循物質(zhì)守恒原理,即無論是烴類流體被滯留在地層還是被開采到地面,烴類流體的總物質(zhì)的量保持恒定[10-11]。因此,地層烴類流體的物質(zhì)的量變化量等于累積采出烴類流體的物質(zhì)的量,即

其中,烴類流體累積采出量Δnp包括累積產(chǎn)油環(huán)油和累積產(chǎn)氣頂氣兩項,即

式中,psc=0.1 MPa;Gwp為氣頂區(qū)域內(nèi)累積采出的烴類井流物體積(折算成氣相后的體積),m3;Tsc=273 K;Zsc為氣相在psc和Tsc的偏差因子;ρosc為油環(huán)油在psc和Tsc下的密度,kg/m3;Mosc為油環(huán)油在psc和Tsc下的摩爾質(zhì)量,kg/mol。

式(11)可以進(jìn)一步整理成為

由物質(zhì)平衡方程(13)可以看出,某一時刻的地層壓力與油氣藏的動態(tài)開發(fā)數(shù)據(jù)、巖石流體物理性質(zhì)、邊底水入侵量等相關(guān)。由于凝析油飽和度Sco、氣體偏差因子Z、水蒸氣含量yw、水侵量We、油環(huán)生產(chǎn)氣油比Rp、油環(huán)溶解氣油比Rs等物性數(shù)據(jù)均與壓力相關(guān),所以地層壓力需用迭代法進(jìn)行求解。這里主要在二分法的基礎(chǔ)上對地層壓力進(jìn)行迭代求解。將式(13)進(jìn)行整理得:

地層壓力具體的迭代計算過程如下:

(3)將上述參數(shù)代入式(14)得到當(dāng)前地層壓力下的f(p)。

4 實例應(yīng)用

某定容封閉的帶油環(huán)凝析氣藏,天然氣儲量為11.267×108m3,油環(huán)油地質(zhì)儲量為219.7×104m3,采用衰竭方式進(jìn)行氣頂油環(huán)協(xié)同開發(fā)。氣藏中部埋深為2.83 km,原始地層壓力為30.19 MPa,溫度為92.7℃,原始?xì)怏w偏差因子為1.126,原始壓力下單位體積氣相中水蒸氣的含量為0.010 65%,原始條件下油環(huán)孔隙體積與氣頂孔隙體積之比為0.3,油環(huán)體積內(nèi)的束縛水飽和度為0.22,原始條件下油環(huán)油的密度為0.692 g/cm3,原始條件下油環(huán)油的平均分子質(zhì)量為62.31 g/mol,氣頂體積內(nèi)的束縛水飽和度為0.16。氣頂區(qū)采氣井井流物的組成見表1。

表1 氣頂區(qū)取樣氣井井流物成分組成Table 1 Well fluid composition of gas well in gas cap area

4.1 反凝析油飽和度

根據(jù)多組分氣液相平衡計算模型和物料守恒關(guān)系,可以得到不同壓力下的反凝析油飽和度分布(圖1)。

4.2 水蒸氣含量

通過室內(nèi)PVT試驗可以測試出地層溫度下凝析氣中飽和含水量隨壓力的變化規(guī)律,并采用多項式進(jìn)行擬合得到:

4.3 地層壓力計算

為了檢驗該方法的有效性,將迭代模型計算出的地層壓力與關(guān)井測壓歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行對比(圖2)。由圖2中可以看出,模型計算出的地層壓力與實測值吻合較好,說明該模型可以較為準(zhǔn)確可靠地計算出帶油環(huán)凝析氣藏任意時刻的地層壓力。

圖1 反凝析油飽和度隨壓力的變化曲線Fig.1 Relation between condensate oil saturation and reservoir pressure

圖2 模型計算壓力與實測壓力隨油環(huán)累積采出量的變化曲線Fig.2 Variation of calculation pressure and actual measured pressure with cumulative production of oil rim

此外,該模型還可以預(yù)測出不同開發(fā)方式下的地層壓力變化趨勢,為帶油環(huán)凝析氣藏開發(fā)決策提供必要的技術(shù)支持。其中,圖3為油環(huán)采油速度為1.5%時,不同氣頂采氣速度條件下的地層壓力變化曲線;圖4為氣頂采氣速度為2%時,不同油環(huán)采油速度下的地層壓力變化曲線。在圖3中,由于油環(huán)采油速度保持一定,其橫坐標(biāo)“油環(huán)累積采出量”實際上代表了油氣藏的開發(fā)時間,圖4也是這樣。

從圖3、4可以看出:

(1)隨著氣頂采氣速度或油環(huán)采油速度的增加,地層壓力不斷降低。這主要是由于在定容封閉條件下,凝析氣和原油的高速采出提高了地層流體的虧空速度,而地層能量不能得到及時補充,從而導(dǎo)致地層壓力加速降低。

(2)在增加幅度相同的情況下,與油環(huán)采油速度相比,氣頂采氣速度的增加更容易加快地層壓力的下降。這主要是由于該帶油環(huán)凝析氣藏的氣頂孔隙體積明顯大于油環(huán)孔隙體積,相同幅度的采氣速度增加量所造成的地層流體虧空量遠(yuǎn)大于采油,從而導(dǎo)致采氣速度的增加更容易加速地層彈性能量的衰竭。因此,為延長油氣藏的開發(fā)時間,氣頂采氣速度的增加幅度不應(yīng)太大,且應(yīng)該控制在一定的范圍內(nèi)。

圖3 不同氣頂采氣速度下地層壓力隨油環(huán)累積采出量的變化曲線Fig.3 Relation between reservoir pressure and cumulative production of oil rim under different gas recovery rates of gas cap

圖4 不同油環(huán)采油速度下地層壓力隨氣頂累積采出量的變化曲線Fig.4 Relation between reservoir pressure and cumulative production of gas cap under different oil recovery rates of oil rim

5 結(jié) 論

(1)建立帶油環(huán)凝析氣藏地層壓力預(yù)測方法,該方法既考慮了氣頂?shù)姆茨霈F(xiàn)象、油環(huán)的溶解氣逸出,也考慮了氣頂原生水的蒸發(fā)、儲層巖石流體膨脹、邊底水入侵、氣頂循環(huán)注氣等因素。

(2)該預(yù)測模型得到的地層壓力與實際測量值吻合較好,具有較強的實用性。氣頂采氣速度和油環(huán)采油速度的增加都會加速地層能量的虧空、縮短油氣藏的開發(fā)時間;在氣頂孔隙體積大于油環(huán)孔隙體積的條件下,采氣速度的增加更容易加快地層壓力的下降。

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(編輯 李志芬)

Reservoir pressure prediction of gas condensate reservoir with oil rim

ZHANG Angang1,FAN Zifei1,SONG Heng1,ZHANG Huilin2
(1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,PetroChina,Beijing 100083,China; 2.Exploration and Development Research Institution,Xinjiang Oilfield Company,Karamay 834000,China)

During the concurrent development of condensate gas cap and oil rim,retrograde condensation,escape of dissolved gas,connate water evaporation,expansion of rock and fluid and external water invasion would occur with the decline of reservoir pressure.Taking the above factors into consideration,a reservoir pressure prediction method for gas condensate reservoir with oil rim was proposed based on the material balance principle.The computational method for reservoir pressure was used in an actual gas condensate reservoir with oil rim.The application results show that the reservoir pressure obtained by this method coincides with the actual measurement,which proves the effectiveness of the method.Meantime,the increase of gas recovery rate or oil recovery rate can speed up the decline of reservoir pressure under depletion development.When the pore volume of gas cap is larger than that of oil rim,the increase of gas recovery rate can deplete the reservoir pressure more easily than oil recovery rate,which indicates that gas recovery rate can't be too large.

gas condensate reservoir;reservoir pressure;condensate oil;dissolved gas;expansion of rock and fluid

TE 332

A

1673-5005(2014)05-0124-06

10.3969/j.issn.1673-5005.2014.05.017

2013－11－13

中國石油股份公司重大專項(2011E－2504)

張安剛(1986－),男,博士研究生,從事海外油氣田開發(fā)方面的研究。E－mail:ansenking2001@163.com。

張安剛,范子菲,宋珩,等.帶油環(huán)凝析氣藏地層壓力預(yù)測方法[J].中國石油大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版, 2014,38(5):124-129.

ZHANG Angang,FAN Zifei,SONG Heng,et al.Reservoir pressure prediction of gas condensate reservoir with oil rim[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science),2014,38(5):124-129.