潛山凝析氣藏油環(huán)判定及動態(tài)儲量計算方法研究

王 迪，姜 永，黃 磊，吳浩君

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

凝析氣藏是最復雜的油藏類型之一，部分凝析氣藏邊部會帶有黑油油環(huán)，那么判斷油環(huán)的存在與否是凝析氣藏開發(fā)過程中的一項重要工作。在早期評價階段，渤海C 潛山凝析氣藏被認為是一個邊部無油環(huán)的凝析氣藏，隨著開發(fā)的深入，氣藏生產(chǎn)兩年后，在對凝析油化驗分析過程中，凝析油的顏色逐漸加深，地面原油密度逐漸變大，初步判斷此潛山凝析氣藏可能存在油環(huán)。若存在黑油油環(huán)，則帶油環(huán)凝析氣藏（凝析氣頂油藏）開發(fā)過程中會更加復雜，存在以下開發(fā)特征：（1）油氣水分布關系復雜，在其整個水動力學系統(tǒng)中，同時存在著凝析氣、凝析油、油環(huán)油、溶解氣或者還存在底水邊水等，在開發(fā)過程中易出現(xiàn)底水錐進、邊水突進、油環(huán)油突進氣層等，引起油氣水分布更加復雜；（2）流體相態(tài)復雜，凝析氣藏和油環(huán)油PVT 性質差異大，開發(fā)過程中，隨著地層壓力的下降存在反凝析現(xiàn)象，地層流體飽和度關系復雜；（3）流體滲流特征復雜，存在油、氣單向流，油水、油氣、氣水兩相流，油氣水三相流等流動。所以，判斷油環(huán)存在顯得尤為重要，本文通過實驗法及經(jīng)驗統(tǒng)計法對氣藏是否存在油環(huán)進行了綜合分析，研究結果表明該凝析氣藏存在油環(huán)，利用物質平衡方法，計算了油環(huán)的儲量，提出了調整措施及建議，為氣田下步挖掘油環(huán)的潛力提供了指導意義。

1 渤海C 凝析氣藏基本情況及動態(tài)特征

1.1 氣藏基本情況

渤海C 凝析氣藏位于渤海南部海域，潛山儲層以變質巖為主，儲集空間為基質孔隙度與裂縫共存的雙重介質。根據(jù)探井B1 井測試資料判定潛山為凝析氣藏，有效孔隙度平均2.8%，滲透率一般為2～13 mD，最大達702 mD，儲層非均質性較強，滲透能力主要來源于裂縫。探明天然氣地質儲量12.57×108m3，探明凝析油儲量42.10×104m3。

1.2 氣藏動態(tài)特征

該凝析氣藏共布有兩口生產(chǎn)井（B1 井、S1 井），其中B1 井于2011 年4 月投產(chǎn)，初期日產(chǎn)凝析油60 m3，不含水。自2016 年9 月B1 井出現(xiàn)氣油比和產(chǎn)氣量下降、產(chǎn)油量上升，地面油屬性逐漸發(fā)生改變，產(chǎn)出油顏色逐漸加深，化驗分析地面原油密度從0.759 g/cm3上升至0.825 g/cm3，同時伴隨凝固點升高，含硫量、含蠟量、膠質瀝青質含量以及初餾點都有不同程度升高的現(xiàn)象（見表1），采出油性質逐漸由凝析油向黑油靠近。

表1 C 潛山凝析氣藏開發(fā)井地面油性質數(shù)據(jù)表Tab.1 C condensate gas reservoir surface oil properties of development well

此凝析氣藏的另外一口開發(fā)井S1 井于2018 年1月投產(chǎn)。投產(chǎn)后采出流體即近似黑油屬性，所以分析認為是凝析油和黑油的混合體的可能性大，即此潛山凝析氣藏邊底部有黑油油環(huán)存在的可能。

2 油環(huán)存在判別方法

通過調研，判斷凝析氣藏存在油環(huán)的方法大致可歸結為產(chǎn)出油性質判別法和經(jīng)驗統(tǒng)計法兩種。

2.1 產(chǎn)出油性質判別法

C 氣田所在的區(qū)域，凝析油與黑油具有不同的性質。凝析油地面原油密度范圍在0.764～0.790 g/cm3，凝固點在-33～10 ℃，而黑油地面原油密度范圍在0.820～0.851 g/cm3，凝固點在20～30 ℃。那么，不同比例的凝析油和黑油混合后的密度和凝固點必然會不同[1，2]，為此選擇了此潛山凝析氣藏凝析油和同層位的D 油田的黑油進行了不同配比的實驗分析（見表2）。

表2 C 氣藏凝析油和D 油藏黑油性質Tab.2 Oil properties of C condensate oil and D crude oil

相同溫度下（50 ℃）模擬不同配比黑油與凝析油混合物測定其密度及凝固點，測定結果（見表3，圖1）。

圖1 不同配比下混合油的密度及凝固點Fig.1 Mixed oil density and freezing point in different ratio

表3 C 氣藏凝析油與D 油藏黑油不同配比下的地面密度及凝固點Tab.3 Oil density and freezing point in different proportions of C condensate oil and D crude oil

從實驗結果可得出結論，相同溫度下隨著黑油比例的增加，混合原油地面密度和凝固點均逐漸增加。根據(jù)表1 數(shù)據(jù)，B1 井地面產(chǎn)出油凝固點由-32 ℃上升至22 ℃，S1 井投產(chǎn)即產(chǎn)出凝析油和原油的混合物，綜上可判斷C 潛山凝析氣藏存在黑油油環(huán)。

2.2 經(jīng)驗統(tǒng)計法

經(jīng)驗統(tǒng)計法為目前判斷油環(huán)存在與否的主要方法，是根據(jù)凝析氣藏井流物的組成總結出來的，在蘇聯(lián)的部分油氣藏進行檢驗得出，判斷的符合率達80%～90%，大多數(shù)方法適用于國內凝析氣藏[3，4]。這些方法有：

（1）等級分類法：

式中：n-特征值的個數(shù)，這里n=4；Fi-特征值，這里i=1～4；Ri-特征值Fi的秩數(shù)，這里i=1～4，F(xiàn)1～F4的值所在的區(qū)間在表4 中查得。

表4 特征值Fi的秩數(shù)Tab.4 Cyclomatio number of eigenvalues Fi

其中C1、C2、C3、C4和C5+分別為室內PVT 分析的地層流體組分的摩爾百分含量。

判斷標準（見表5）。

表5 等級分類法判斷標準Tab.5 Criterion of estate classification

（2）特征因子法（Z 因子法）（見表6）：

表6 特征因子法判斷標準Tab.6 Criterion of eigenfactor

式中：F1、F2、F3、F4的定義與Φ 值法中的定義一致。

（3）C5+摩爾百分含量法（對蘇聯(lián)100 個凝析氣藏進行檢驗，符合率達86%）（見表7）。

表7 C5+摩爾百分含量法判斷標準Tab.7 Criterion of C5+ molar percent content

（4）C1/C5+比值法（對蘇聯(lián)100 個凝析氣藏進行檢驗，符合率達83%）（見表8）。

表8 C1/C5+比值法判斷標準Tab.8 Criterion of C1/C5+ ratio method

（5）Φ1參數(shù)判別法（對世界范圍內102 個油氣藏進行檢驗，符合率達85%）（見表9）。

表9 Φ1參數(shù)判別法判斷標準Tab.9 Criterion of Φ1 parameters

根據(jù)B1 井井流物的組成數(shù)據(jù)（見表10），分別利用上述五種經(jīng)驗統(tǒng)計法進行判定，判定結果（見表11）。五種方法判定結果均顯示C 潛山凝析氣藏帶有油環(huán)。

表10 B1 井井流物組成Tab.10 Well production component of B1 well

表11 經(jīng)驗統(tǒng)計法判別統(tǒng)計表Tab.11 Statistics of empirical method

綜上，通過實驗法判斷產(chǎn)出油性質以及經(jīng)驗統(tǒng)計法的計算結果可以得出，各項方法均顯示C 潛山凝析氣藏帶有黑油油環(huán)，B1 井后期和S1 井初期的產(chǎn)出物為凝析油和黑油的混合物，根據(jù)以上分析結果和實際動態(tài)資料可以得出，C 潛山帶油環(huán)凝析氣藏在開發(fā)過程中，已經(jīng)出現(xiàn)油環(huán)油向上錐進的現(xiàn)象。那么，油環(huán)儲量的大小及分布決定著下一步生產(chǎn)措施的制定。

3 油環(huán)儲量計算

本文采用物質平衡方程計算油環(huán)儲量。物質平衡方程是依據(jù)物質守恒原理，在油氣藏開發(fā)任意時刻，采出的流體總量與地下剩余流體量之和與油氣藏原始流體量相等的原則來建立的守恒方程。通過一系列設定條件，把具體的油氣藏簡化為封閉的儲集氣、油、水的地下容器，隨著油氣藏的開發(fā)，整個儲集體在衰竭開發(fā)過程中會保持著物質平衡，開采一段時間后，地層壓力由Pi下降為P，這時從油氣藏中采出的油氣水的地下體積，應與各種驅動能量作用的油氣水的體積變化所占據(jù)的空間的地下體積保持一致[5-15]。由此可得如下平衡關系：

累積采出的油氣水的地下體積=剩余地下油氣膨脹體積+巖石與束縛水累積膨脹體積+地下凝析液的變化量及膨脹量+水侵量+注水量

累積采出油氣水的地下體積：

GpBg+NpBo+WpB

剩余地下油氣累積膨脹體積：

油氣區(qū)域巖石和束縛水累積膨脹體積：

水侵量[16-21]：

則物質平衡方程為：

式中：Gp-采出凝析氣地質儲量，108m3；Np-采出油環(huán)原油地質儲量，104m3；G-凝析氣地質儲量，108m3；N-油環(huán)原油地質儲量，104m3；Boi-原始地層壓力下原油體積系數(shù)，m3/m3；Bo-目前地層壓力下原油體積系數(shù)，m3/m3；Bgi-原始地層壓力下凝析氣體積系數(shù)，m3/m3；Bg-目前地層壓力下凝析氣體積系數(shù)，m3/m3；Cf-地層巖石的彈性壓縮系數(shù)，1/MPa；Swi-束縛水飽和度，f；ΔP-地層壓力降，MPa；ΔW-束縛水的體積膨脹量，m3；We、Wi-水侵量及注水量，m3。

3.1 產(chǎn)出原油和凝析油劈分

采出物中的凝析油在地層條件下為氣相狀態(tài)，所以應將地面凝析油折算為凝析氣，而產(chǎn)出的黑油部分才是油環(huán)原油產(chǎn)量。由于此帶油環(huán)凝析氣藏在開發(fā)過程中發(fā)生了油環(huán)錐進，所以需將地面產(chǎn)出油進行凝析油黑油劈分。

由于凝析氣特殊的熱力學性質，當?shù)貙訅毫Φ陀诼饵c壓力時，隨壓力降低，凝析油含量和凝析油密度隨之變小。另外，壓力降低對原油的組成及相對密度影響較小，即在整個降壓開采過程中可將壓力視為定值，故將依據(jù)采出油的混合相對密度作為凝析油或原油所含比例的函數(shù)[5，22]。由此可得以下函數(shù)關系式：

式中：γo'-采出的地面混合油的相對密度；γo-原油相對密度；γc-凝析油相對密度；x-原油占采出油的比例。

根據(jù)B1 井2017 年9 月測壓資料，B1 井地層壓力為19.57 MPa，鉆前預測S1 地層壓力為25 MPa 左右，鉆后該井測靜壓為24.9 MPa，與鉆前預測一致，可以確定S1 所在位置與B1 井連通，但連通性較差。所以劈分油產(chǎn)量時間段均選擇在S1 井投產(chǎn)之前。通過式（2）將兩口井在任意時間段采出的混合油進行劈分，根據(jù)凝析氣油比計算出任意階段凝析氣藏天然氣的產(chǎn)量。

通過以上計算，利用式（1）計算油環(huán)油儲量為194×104m3。油環(huán)地下儲量占整個潛山凝析氣藏近30%。

4 主要調整措施及下步挖潛

前述分析結果證實了渤海C 潛山凝析氣藏邊部帶有黑油油環(huán)，并且油環(huán)發(fā)生了錐進現(xiàn)象。若維持現(xiàn)有工作制度生產(chǎn)，發(fā)生油、水錐進是難以避免的。為確保氣井平穩(wěn)生產(chǎn)以及如何減緩油環(huán)錐進而進一步提高黑油采出程度，對此氣藏采取必要的生產(chǎn)管理及措施調整。截止到2020 年5 月底累積產(chǎn)黑油量計算為8.66×104m3，采出程度僅4.5%。通過研究分析，制定合理的工作制度，選取合理的采氣速度和生產(chǎn)壓差，地質油藏上，轉變開發(fā)策略，由主采氣向油氣同采轉變，同時研究油環(huán)調整井位，進一步提高油環(huán)采出程度。截至2021 年6 月，S1 井累產(chǎn)黑油產(chǎn)量已達4×104m3。

基于國內外帶油環(huán)凝析氣田開發(fā)經(jīng)驗，考慮下游區(qū)域急需用油而以采油為主，為減緩原油侵入氣頂，應采用注氣方式開展后續(xù)開發(fā)，既可以補充地層能量，控制凝析氣藏反凝析，同時可減緩油環(huán)向氣頂侵入，造成原油更加分散，影響原油采收率。

5 結論

（1）目前針對油環(huán)的判別方法比較可靠，前提需對井流物組分、密度、溶解氣油比、凝析氣的體積系數(shù)隨壓力的變化規(guī)律進行準確分析。

（2）物質平衡方程是基于物質守恒原理的計算方法，理論基礎比較完善，對于未能準確計算油環(huán)儲量的凝析氣藏來說，具有一定的參考性。

（3）帶油環(huán)凝析氣藏在國內外是比較常見的氣藏類型，開發(fā)方式的確定需充分論證地質構造情況、油環(huán)儲量及分布、以及下游產(chǎn)品的需求，綜合分析論證后確定適宜的開發(fā)開采方式。