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    近臨界態(tài)油氣藏開(kāi)發(fā)特征及油氣產(chǎn)出預(yù)測(cè)
    ——以渤海BZ 油田為例

    2020-10-30 06:19:46吳浩君劉洪洲
    石油地質(zhì)與工程 2020年5期
    關(guān)鍵詞:氣油采出程度油氣藏

    吳浩君,劉洪洲,汪 躍,劉 超,姜 永

    (中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津 300450)

    隨著石油行業(yè)對(duì)中深層油氣勘探力度的加大,世界范圍內(nèi)發(fā)現(xiàn)了一批揮發(fā)性油藏和凝析氣藏等特殊類型的油氣藏。渤海油田也在近些年發(fā)現(xiàn)了幾個(gè)特殊類型的油氣藏,儲(chǔ)量規(guī)模達(dá)到億噸級(jí),該類油氣藏在降壓開(kāi)采過(guò)程中油氣兩相的組分隨壓力的變化而變化,尤其是當(dāng)?shù)貙訙囟冉咏黧w臨界溫度時(shí),油氣變化規(guī)律更加復(fù)雜。渤海BZ 油田為近臨界態(tài)揮發(fā)性油藏,隨著開(kāi)采程度的增加,實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)與 開(kāi)發(fā)方案預(yù)測(cè)指標(biāo)存在明顯偏差,主要體現(xiàn)在生產(chǎn)氣油比和油氣采出程度的變化。國(guó)內(nèi)外文獻(xiàn)調(diào)研表明,近臨界態(tài)油氣藏流體性質(zhì)復(fù)雜,其相應(yīng)的實(shí)驗(yàn)及相態(tài)研究成果也較少[1-3],經(jīng)典油藏工程方法主要用于常規(guī)黑油的預(yù)測(cè),對(duì)于揮發(fā)油或凝析氣藏預(yù)測(cè)精度不足;而利用LWD 測(cè)井資料預(yù)測(cè)方法[4]和混沌時(shí)間序列預(yù)測(cè)方法[5]也主要是基于統(tǒng)計(jì)回歸,存在一定的局限性。針對(duì)近臨界態(tài)油藏的開(kāi)發(fā)特征,本文通過(guò)分析開(kāi)采特征及其機(jī)理,在常規(guī)油氣動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)方法的基礎(chǔ)上,改進(jìn)并推導(dǎo)了近臨界態(tài)油藏的動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)方法,對(duì)以后此類油氣藏的開(kāi)發(fā)規(guī)律認(rèn)識(shí)和預(yù)測(cè)具有重要的指導(dǎo)意義。

    1 概況及生產(chǎn)特征

    BZ 油田位于沙壘田凸起的沙東南構(gòu)造帶上。油藏埋深3 810.0~4 190.0 m,為構(gòu)造巖性油藏,油層厚度1.8~8.4 m。油藏原始地層壓力為46.6 MPa,地層溫度166 ℃,為近臨界態(tài)揮發(fā)性油藏(圖1),地面原油密度為0.802 g/cm3,地層原油密度為0.431 g/cm3,黏度為0.063 mPa·s,原油體積系數(shù)為3.661,溶解氣油比為761 m3/m3,地層流體組分中甲烷摩爾分?jǐn)?shù)為0.67,乙烷-己烷摩爾分?jǐn)?shù)為0.15,庚烷及以上摩爾分?jǐn)?shù)為0.08。開(kāi)發(fā)特征主要表現(xiàn)為:①油井生產(chǎn)氣油比高,當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀诹黧w飽和壓力后,生產(chǎn)氣油比保持穩(wěn)定(圖2);②依靠天然能量開(kāi)發(fā),溶解氣驅(qū)為主,油氣均保持較高的采出程度;③地層流體取樣分析表明,不同深度的流體密度具有差異,且存在梯度倒置現(xiàn)象[6]。

    圖1 近臨界態(tài)油藏地層流體壓力-溫度相圖

    2 開(kāi)發(fā)機(jī)理

    由于近臨界態(tài)油氣藏流體的中間烴(C2-C6)組分含量相對(duì)較高,在開(kāi)發(fā)過(guò)程中油氣兩相的組分隨 壓力的交換作用明顯,與常規(guī)油氣開(kāi)發(fā)規(guī)律不同。

    圖2 BZ 油田生產(chǎn)氣油比變化曲線

    2.1 低界面張力下的油氣相對(duì)滲透率

    常規(guī)油藏依靠天然能量開(kāi)發(fā),當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫?,油氣兩相分離,油氣兩相物理性質(zhì)和滲流差異大。而近臨界態(tài)油藏由于臨界溫度和地層溫度十分接近,當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫?,流體會(huì)發(fā)生劇烈的脫氣,表現(xiàn)為高收縮性。通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)監(jiān)測(cè)的油氣兩相密度變化表明,在地層溫度條件下,隨著壓力的增加,油相密度逐漸減小,氣相密度逐漸增加,兩相密度趨于一致(圖3);兩相界面張力逐漸減小,壓力大于20.0 MPa 時(shí),界面張力不足1.00 mN/m(圖4)。

    圖3 流體在地層溫度下油氣兩相密度變化曲線

    圖4 油氣界面張力隨壓力變化曲線

    根據(jù)前人研究成果[7-15],在極低的界面張力下,油氣的接觸面積會(huì)很大,兩相之間存在較大的過(guò)渡帶,而不是明顯的界面,表現(xiàn)為一種近似混相的狀態(tài),油相的臨界流動(dòng)飽和度會(huì)減??;隨著界面張力的降低,油氣相滲表現(xiàn)為直線“X”形,即流體的兩相滲流區(qū)不斷增大,流動(dòng)臨界飽和度和殘余油氣飽和度不斷減小(圖5、圖6)。

    圖5 常規(guī)實(shí)驗(yàn)油氣相滲曲線(界面張力為30.00 mN/m)

    圖6 極低界面張力下“X”形油氣相滲曲線

    2.2 脫出溶解氣具有強(qiáng)烈的反凝析特性

    室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究表明,在近臨界狀態(tài)下,地層壓力稍微低于飽和壓力,液相中的溶解氣就會(huì)快速脫出,由于相態(tài)瞬時(shí)的劇烈變化,此時(shí)分離出的溶解氣中含有大量的液相組分,隨著壓力、溫度的變化,還會(huì)進(jìn)一步從氣相中析出油,進(jìn)而導(dǎo)致油相體積增加。因此,引入“揮發(fā)油氣比”這一參數(shù)描述氣相中的揮發(fā)油含量。該參數(shù)和流體組分含量相關(guān),隨地層壓力下降而減小。在地層壓力大于飽和壓力時(shí),揮發(fā)油氣比和溶解氣油比互為倒數(shù)關(guān)系。

    常規(guī)油藏工程計(jì)算中采用的體積系數(shù)來(lái)源于多次脫氣實(shí)驗(yàn),研究表明,所測(cè)定的體積系數(shù)等參數(shù)對(duì)高揮發(fā)性油藏存在一定局限性[16-22],如果考慮油藏實(shí)際開(kāi)采的降壓過(guò)程則更接近定容衰竭實(shí)驗(yàn),因此采用衰竭實(shí)驗(yàn)結(jié)果計(jì)算流體高壓物性參數(shù)隨壓力的變化關(guān)系,并同時(shí)獲得氣相中的揮發(fā)油隨壓力的變化規(guī)律(圖7)。

    3 動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)新方法

    圖7 近臨界態(tài)油藏?fù)]發(fā)氣油比隨壓力變化曲線

    假設(shè)條件同常規(guī)油藏動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)方法一致:即① 地層等溫;②油、氣組分僅存在于油相或氣相;③水和巖石不可壓縮。

    3.1 考慮組分變化的廣義物質(zhì)平衡方程式

    在常規(guī)油藏物質(zhì)平衡方程的基礎(chǔ)上,引入揮發(fā)氣油比來(lái)表征氣相中的揮發(fā)油隨壓力的變化。其公式為: 式中:pN 為累計(jì)產(chǎn)油量,104m3;N 為原始石油地質(zhì)儲(chǔ)量,104m3;oB 為原油體積系數(shù),m3/m3;oiB 為原始地層壓力下原油體積系數(shù),m3/m3;vR 為揮發(fā)油氣比,m3/m3;pR 為累計(jì)生產(chǎn)氣油比,m3/m3;sR 為溶解氣油比,m3/m3;gB 為天然氣體積系數(shù),m3/m3;Rsi為原始溶解氣油比,m3/m3;Ro為原油采出程度,小數(shù)。

    3.2 流體飽和度方程式

    建立油相飽和度和原油采出程度間的關(guān)系方程:

    式中:oS 為含油飽和度,小數(shù);wiS 為原始含水飽和度,小數(shù)。

    3.3 多相流體方程

    基于油氣相滲建立累計(jì)生產(chǎn)氣油比、瞬時(shí)氣油比和采出程度之間的關(guān)系方程: 式中:pG 為累計(jì)產(chǎn)氣量,104m3;R為瞬時(shí)生產(chǎn)氣油比,m3/m3;rgK 為氣相相對(duì)滲透率,小數(shù);roK 為油相相對(duì)滲透率,小數(shù);gμ 為氣相黏度,mPa·s;oμ為油相黏度,mPa·s; j 為迭代計(jì)算次數(shù)。

    計(jì)算步驟如下:

    (1)假設(shè)一個(gè)累計(jì)生產(chǎn)氣油比初值pR ,利用高壓物性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)中某一壓力P 下的oB 、gB 、sR 、vR ,依據(jù)式(1)和式(2)計(jì)算該壓力下的油相采出程度Ro;

    (2)利用初始含水飽和度wiS ,依據(jù)式(3)計(jì)算oS ;

    (3)根據(jù)式(4)和相滲數(shù)據(jù)roK 、rgK 、oμ 、gμ 計(jì)算瞬時(shí)生產(chǎn)氣油比R;

    (4)利用式(5)和式(4)得到的瞬時(shí)生產(chǎn)氣油比R 積分計(jì)算累計(jì)生產(chǎn)氣油比;

    利用該方法,即可計(jì)算某一壓力下的生產(chǎn)氣油比和油氣兩相采出程度,通過(guò)設(shè)定不同地層壓力,可以得到油藏采出程度和生產(chǎn)氣油比隨壓力的變化曲線圖版。

    4 實(shí)例計(jì)算

    BZ 油田A6 井位于封閉斷塊,原始地層壓力46.0 MPa,地質(zhì)儲(chǔ)量53×104m3,經(jīng)過(guò)7 a 的衰竭開(kāi)采,地層壓力下降至27.0 MPa,累計(jì)產(chǎn)油30×104m3,累計(jì)產(chǎn)氣2×108m3,生產(chǎn)氣油比僅為1 059 m3/m3,油氣均保持旺盛的產(chǎn)出能力。

    該油藏的流體高壓物性通過(guò)實(shí)驗(yàn)獲取,基本參數(shù)見(jiàn)表1。

    表1 A6 井區(qū)油藏流體高壓物性基本參數(shù)

    利用公式計(jì)算不同壓力下的油氣采出程度和氣油比,并將計(jì)算結(jié)果與常規(guī)油藏工程計(jì)算方法進(jìn)行對(duì)比,可以看出由于新方法考慮了油氣滲流變化和氣相中的油體積變化量,在地層壓力為27.0 MPa 時(shí),計(jì)算的油采出程度增大,氣采出程度減小,氣油比上升幅度減小。新方法大幅度提高了預(yù)測(cè)精度,更接近該井區(qū)實(shí)際采出情況(表2、圖8)。

    表2 地層壓力為27.0 MPa 時(shí)采出程度和氣油比對(duì)比

    圖8 不同預(yù)測(cè)方法原油采出程度和地層壓力對(duì)比

    利用新方法重新對(duì)BZ 油田采收率進(jìn)行預(yù)測(cè),在廢棄壓力為18.0 MPa 時(shí),油采收率為28.3%,氣采收率為39.1%;常規(guī)預(yù)測(cè)方法所計(jì)算的油采收率為8.0%,氣采收率為56.0%。

    由于近臨界態(tài)油氣藏普遍具有油氣組分交換作用和較低的界面張力,常規(guī)方法計(jì)算的原油采出程度往往低于實(shí)際情況,針對(duì)這一類特殊油氣藏,改進(jìn)方法增加了對(duì)氣相原油析出和低界面張力下油氣相滲的考慮,計(jì)算結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)吻合度較高。

    5 結(jié)論

    (1)近臨界態(tài)油氣藏流體組分中C2-C6含量較高,流體系統(tǒng)臨界溫度與地層溫度相近,依靠天然能量衰竭開(kāi)采相態(tài)變化復(fù)雜,低界面張力下的油氣滲流特征和氣相的反凝析作用是生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征不同于常規(guī)油氣藏的主要原因。

    (2)基于廣義物質(zhì)平衡方程和油氣滲流方程,推導(dǎo)了適用于近臨界態(tài)油氣藏的動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)新方法。常規(guī)物質(zhì)平衡方程僅適用于黑油和干氣,而對(duì)于近臨界態(tài)油氣藏,廣義物質(zhì)平衡方程充分考慮了揮發(fā)油和凝析氣,更能反映衰竭開(kāi)采過(guò)程中的油氣變化;同時(shí)結(jié)合低界面張力下的油氣相滲變化對(duì)計(jì)算過(guò)程做進(jìn)一步修正。

    (3)利用改進(jìn)的新方法,可計(jì)算某一壓力下的生產(chǎn)氣油比和油氣兩相采出程度,通過(guò)設(shè)定不同地層壓力,可以得到油藏采出程度和生產(chǎn)氣油比隨壓力的變化曲線圖版。

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