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

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。