河坝1井区飞三气藏地质储量及水侵量计算

易 枫,胡常忠,陈华娟,罗国仕

(1.中国石化西南油气分公司川东北采气厂,四川成都637400;2.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院)

河坝1井区飞三气藏地质储量及水侵量计算

易 枫1,胡常忠2,陈华娟1,罗国仕1

(1.中国石化西南油气分公司川东北采气厂,四川成都637400;2.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院)

气藏地质储量和水侵量是气藏开发的重要参数。异常高压有水气藏地质储量和水侵量计算又与常规水驱气藏不同,需考虑异常高压项和水侵项的影响。水侵量的计算过程繁琐且带不确定性,从而导致地质储量计算结果偏差大。引入视地质储量法,直接应用生产动态数据计算地质储量,再根据计算的地质储量反求水侵量的大小,通过河坝1井区实际应用取得良好效果。

河坝1井区;飞三气藏;地质储量;水侵量;计算

河坝飞三气藏位于四川盆地川东北通南巴构造带南阳场次级构造上,2007年申报天然气控制储量418.85×108m3,气藏表现出“一深、二低、三高”的地质特征:即“埋藏深(＞4000m);低孔(＜ 5%)、低渗(＜1×10-3μm2);地层压力高、温度高(150 ℃)、压力系数高(2.16～2.28)”的地质特点。河坝1井飞仙关组三段地层压力111.11MPa,地压系数2.28,属于异常高压,且该井试采过程中表现出典型裂缝性出水特征,为异常高压有水气藏。有水气藏地质储量和水侵量是确定气藏开发规模和开发设计的重要参数,一般认为对于异常高压有水气藏储量计算和动态预测必须考虑异常高压项(储层压实和岩石颗粒的弹性膨胀作用)和水侵项,所以必须首先计算这两项数值,其中异常高压项可以通过高压物性实验获得(PVT实验),而对水侵量一般采用van Everdingen和 Hurst提出的方法计算,但是该计算过程繁琐而又带有不确定性[1],导致地质储量的计算也存在很大的偏差。因此,如何选择有效方法较准确计算有水气藏地质储量和水侵量显得十分重要。

1 理论公式

由气藏的物质平衡方程,开采到任何一个时刻,剩余天然气占有的孔隙体积,加上被地层束缚水和岩石弹性膨胀占据的孔隙体积,再加上水侵占据的孔隙体积,应当等于气藏的原始体积[2],即

令Cc=(CwSwi+Cf)/(1-Swi);ω=We-WpBw)/GBgi;将 Cc的表达式代入(1)式,将方程展开整理后,得

再令Gp=(GpBg+WpBw)/[Bg-Bgi(1-CcΔP)],则 (2)式可以写成[4]:

(3)式就是气藏视地质储量与地层储量之间的关系方程。绘制气藏视地质储量与产气量的关系曲线,可得到一条视地质储量变化曲线(图1)。从(3)式中可以看出,当 Gp→0时,水侵量 We→0,视地质储量则趋于地质储量。因此,视地质储量的变化曲线在纵坐标轴上的极限值为气藏的地质储量。

图1 气藏视地质储量曲线

由(3)式可以看出,气藏视地质储量与地质储量的差值,与气藏的水侵量有关。因此,通过图1中实线和虚线的垂向距离,就可以计算出气藏的水侵量,计算公式为[3]:

根据异常高压气藏成藏的相关理论,含油气盆地异常高压带反映了储集空间中的流体在此环境中的停滞与隔绝,也反映了渗流条件的恶化,一般具有封闭的地质环境。与之相连接的异常高压水体也具有同样的封闭特征,属于有限水体。对于有限水体的弹性水驱气藏,当气藏在开采过程中所引起的压力降波及到整个天然水域范围后,天然气水域对气藏的累积水侵量,可视为与时间无关,并表示为[4]

将式(5)变形可得

由于式(5)、(6)的限制条件,判断压力波是否传到水域边界成为评价整个天然水域水体能量大小的先决条件。由气藏工程理论可知,当压力降未能波及到整个天然水域以前,随着压力的不断传递,参与气藏流动的天然水域范围不断扩大,其水域体积也不断增大,此时,应用公式(6)计算的Vpw只为压力波及水域体积大小而非整个水域大小,且同样不断增大,表现为时间的递增函数。当压力波达到天然水域范围边界以后,其参与气藏流动的天然水域范围固定,计算的Vpw也应该恒定,此时,相邻两个测压点计算出的水体体积大小之差等于0,即ΔVpw=0。因此,ΔVpw是否等于0成为判断压力波是否传到边界的标志。当ΔVpw=0时,由公式(6)计算的水体体积大小即为整个天然水域水体体积大小。

2 河坝1井地质储量及水侵量计算

河坝1井飞三气藏的参数为 Pi=111.11MPa,Tf=151℃,Hf=4977m,Swi=10.7%(测井解释),Zi=1.8252,Bgi=0.002413。由相关经验公司计算可得 Cc=49.6×10-4MPa-1,不同压力下的 Bg值由高压物性实验内插值获得,列于表1中。根据生产数据计算视地质储量 Gp,再根据计算的气藏视地质储量与累计产气量之间的关系绘制到图2中,采用最小二乘法,拟合成一条曲线,使曲线上各点 Y值与实际值之差的绝对值的平方和最小,通过拟合,得到一条指数式视地质储量变化曲线。当 Gp→0时,计算出河坝1井井控地质储量为 G=9.96×108m3。再计算出地质储量与视地质储量的差值ΔG,最后运用水侵量计算公式(4)计算气藏水侵量的值,以上计算结果均列于表1中。

表1 河坝1井飞三气藏动态数据及储量、水侵量相关参数计算值

图2 河坝1井飞三气藏视地质储量曲线

根据前面所述理论,由表2中可以看出,序号4、5两点计算的Vpw相差较小,工程上可视为ΔVpw=0。因此,序号4、5点计算的的水体体积大小为整个天然水域水体体积大小。取最近一次计算值,即Vpw=138.5×104m3。

表2 河坝1井区水体能量计算

3 计算结果验证

水驱气藏的物质平衡方程为[4]:

令 PH=(P/z)(1-CcΔP- ω),则 (7)式可以写成[5]:

根据计算出的水侵量的值(表1),再计算出河坝1井不同地层压力下的 PH值(表1)。由式(8)可以看出,水驱气藏的 PH值与累积产气量 GP呈线性关系,PH与 GP的回归曲线见图3。

图3 河坝1井飞三气藏生产指示曲线

根据图3拟合的直线,可以求出G=61.159/6.0945=10.04×108m3。这与视地质储量法求得的地质储量9.96×108m3仅相差0.08×108m3,差幅仅0.8%,这说明用视地质储量法计算的地质储量和水侵量是可信的。

4 结论

(1)绘制气藏视地质储量变化曲线,仅用生产动态数据就可计算井控地质储量,计算方法简便。

(2)把计算得到的地质储量代入视地质储量计算公式,可反求气藏水侵量的大小。

(3)通过将视地质储量法计算的地质储量与生产指示曲线法计算的结果进行对比,说明视地质储量法计算结果可信度高。

(4)水侵量计算结果表明,河坝1井地层压力测试点的水侵量和存水体积系数逐渐增大,说明测试点前气藏的排水量不够,水正在加大入侵气藏。

符号注释

Bg——天然气体积系数,m3/m3;Bgi——原始条件下天然气体积系数,m3/m3;Bw——地层水体积系数,m3/m3;Cc——气藏容积压缩系数,MPa-1;Cf——岩石压缩系数,MPa-1;Cw——地层水压缩系数,MPa-1;Cf1——水域岩石压缩系数,MPa-1;Cw1——水域地层水压缩系数,MPa-1;G——气藏原始地质储量,108m3;Gp——累积产气量,108m3;Gp——气藏的视地质储量,108m3;P——气藏目前地层压力,MPa;PH——虚设压力,MPa;Pi——气藏原始地层压力,MPa;Swi——束缚水饱和度 ,f;We——水侵量 ,108m3;WP——累积产水量,108m3;Z——目前条件下的偏差因子;Zi——原始条件下的偏差因子;△P=Pi-P——气藏总压降,MPa;ω——气藏存水体积系数;Vpw——水体体积大小,108m3。△Vpw——相邻两测压点计算水体体积大小之差,108m3。

[1] 李传亮.油藏水侵量计算的简易新方法[J].新疆石油地质,2004,25(1):53-57

[2] 陈元千.油气藏工程计算方法(续编)[M].北京:石油工业出版社,1991

[3] 李传亮.油藏工程原理[M].北京:石油工业出版社,2005:126-131

[4] 丁良成.气藏有限封闭水体能量的评价方法[J].新疆石油地质.2006,27(5):591-592

[5] 刘世常,李闽.计算水驱气藏地质储量和水侵量的简便方法[J].新疆石油地质,2008,29(1):88-90

编辑:彭刚

TE371

A

2010-03-16;改回日期:2010-08-10

易枫,工程师,1979年生,2003年毕业于西南石油学院石油工程专业,现从事油气田开发工作。

1673-8217(2010)06-0053-03