海上油田油藏流体高压物性参数现场测定系统研究与应用*
2011-01-23刘树巩刘海波刘海涅张兴延
刘树巩 刘海波 刘海涅 李 扬 张兴延
(中海油田服务股份有限公司)
油藏流体的高压物性参数包括油藏流体的密度、粘度、饱和压力、体积系数、压缩系数等,这些参数是评价油藏产能、研究油田类型、确定油田开采方式、计算油田储量、选择油井制度的基础数据[1-5]。油藏流体高压物性参数的有效性和准确性对于油藏勘探的前期指导和油藏开发期间的调整等都有着重要的影响。
目前相对成熟的油藏流体高压物性测试设备占用空间都比较大,这就使得海上油田油藏流体高压物性参数的测定工作基本都是在陆地实验室完成。然而,由于海上条件特殊,在陆地实验室分析海上油田地层流体高压物性参数存在以下几方面的不足:①如果分析认为采集的 PV T样品不合格,已经失去重新采集样品的时机;②在样品的运输过程中,由于温度、压力等条件的改变,样品的组成可能发生不可逆的变化,使其代表性变差;③样品分析用时太长,不能满足海上油藏快速评价及勘探阶段快速决策的要求。
因此,研究与开发在海洋钻井平台上直接进行油藏流体高压物性参数测试技术对海上油气勘探开发具有重要意义。针对需求,设计了海上油田油藏流体高压物性参数现场快速测定系统,对系统测量准确度进行了检验,并进行了现场应用,取得了良好的效果。
1 系统组成
海上油田油藏流体高压物性参数现场快速测定系统由气体体积计量计、PV T釜、毛细管粘度计等3台主要仪器组成,另外配有加压泵、真空泵、空气压缩机等,以及相应仪器的操作软件,系统主要仪器组成如图1所示。
图1 海上油田油藏流体高压物性参数现场测定系统示意图
1.1 气体体积计量计
气体体积计量计用于测定原油脱气过程中脱出气体的体积,其最大容积为5 L。测量时通过电动马达拉动釜体内活塞上下移动,从而精确控制釜体内气体的体积或压力,记录原油脱气过程中脱出气体的体积。釜体配有加热保温系统,最高加热温度为50℃,釜体承受的最大工作压力为0.2 M Pa。
1.2 PVT釜
PV T釜为海上油田油藏流体高压物性参数现场测定系统的核心部分,能够完成样品的恒质膨胀、单次脱气等实验,可获得气油比、泡点压力、体积系数、压缩系数、膨胀系数等参数。为了满足既能对凝析气又能对黑油进行测量,本系统选用的 PV T釜体分为上下两部分,由电动马达控制上下釜体内物质的体积,上下釜体通过自动阀门连接,上釜容积为100 cm3,主要用于进行气体(凝析气)测量,下釜容积为30 cm3,主要用于进行黑油实验。2个釜体中间设有光纤探头,用于探测油气界面、确定饱和压力,并且下釜底端配有震动搅拌设备。釜体设有加热保温系统,最高加热温度为200℃,冷却系统通过水循环方式降温,可通过软件精确控制釜体的温度。整个釜体的最大工作压力设计为 100 M Pa。该PV T釜设计独特,有效减小了测定系统仪器的体积,使测定系统得以在海上平台应用。
1.3 毛细管粘度计
利用毛细管粘度计测定流体粘度时,由电动马达带动釜体内活塞上下移动,使被测流体在毛细管内流动,通过测定毛细管两端压差和毛细管内的流速得出流体的粘度值。毛细管粘度计釜体容积为12 cm3,通过更换不同型号的毛细管,测量原油粘度范围为0.1~5000 m Pa·s。粘度计的加热保温系统和PV T釜一致。
1.4 系统控制软件
在软件功能设计上,体现了智能化、自动化和人性化的设计理念,软件操作直观、方便,使软件具有了虚拟仪器的特点。
2 系统验证
为了检验本系统的测量准确度,用不同地区、不同性质的样品,与具有国家计量认证的陆地大型原油高压物性实验室的分析结果进行对比。
2.1 系统重复性和稳定性验证
选取3个样品,在相同实验条件下分别对同一样品进行3次以上重复测试,利用测得的数据来验证仪器的稳定性和重复性。经多次验证,测量结果重复性较好,并且仪器测定的各项PV T参数均满足行业标准对实验仪器精度的要求,说明该系统重复性和稳定性较好。
2.2 系统准确性验证
选取了3个样品的第1次测量结果与陆地大型实验仪器测量结果进行对比分析,以检验系统的测量准确度。
表1为3个样品的泡点压力测量结果对比表。从表1可以看出:本系统的测量结果比陆地大型实验仪器分析结果偏小。分析认为,测量结果与相平衡时间、用油量等因素有关,本系统作为小型化快速分析系统,平衡时间较短,用油量少,因此测量结果偏小。以上分析表明,此误差为系统误差。于是,针对泡点压力,对本实验测量结果与陆地大型实验仪器分析数据进行线性回归(图2),从而得到一个校正公式:y=0.9814 x+0.9961。经过校正后的本系统测量结果相对误差较小(表2)。
表1 本系统测量的泡点压力与陆地实验室测量结果的对比
图2 本系统测定结果与陆地实验室结果关系曲线
表2 本系统测量的泡点压力校正值与陆地实验室结果的对比
表3为本系统测量的气油比、体积系数、地层原油密度、脱气原油密度与陆地实验室结果的相对误差表。从表3可以看出:本系统测量的气油比、体积系数、地层原油密度、脱气原油密度等参数值相对误差较小。
表3 本系统测量的气油比、体积系数、地层原油密度、脱气原油密度与陆地实验室结果的相对误差 (%)
表4为不同压力下本系统测量的地层原油粘度与陆地实验室结果的相对误差表。从表4可以看出:本系统测量的地层原油粘度值相对误差均小于2%,表明仪器测量结果较好,准确度高。
表4 不同压力下本系统测量的地层原油粘度与陆地实验室结果的相对误差
以上数据分析结果表明,利用本系统测定的气油比、体积系数、地层原油密度、脱气原油密度、地层原油粘度等参数值准确可靠;在测量泡点压力参数时,可以通过建立校正公式来消除本系统的系统误差,校正后的泡点压力测量值结果准确可靠。
3 现场应用
海上某井利用电缆地层测试器ERCT在2720 m处取得地层流体样品,应用海上油田油藏流体高压物性参数现场测定系统对该样品进行了有效性检测和高压物性分析实验。
首先对样品的合格性进行测量分析。测量并校正后得到样品的泡点压力为10.36 M Pa。ERCT电缆地层测试在泵抽取样过程中的流动压力高于25.86 M Pa,样品到达地面的打开压力为 32.35 M Pa,均高于样品的泡点压力,说明在泵抽开始到实验分析之前,样品未脱气,因此该样品为合格的PV T样品。
然后应用本系统对该样品进行了测量,在5 h之内测得气油比、体积系数、地层原油粘度、地层原油密度、脱气原油密度等参数,在8 h之内完成恒质膨胀实验,测得了泡点压力、Y函数、压缩系数等参数。实验期间系统运作良好,实验过程中无异常情况发生,该测量结果已用于油藏评价。
[1] 李瑞琪.地层原油高压物性参数预测方法[J].油气田地面工程,2009,28(9):81-82.
[2] 朱化蜀.油气藏流体高压物性参数及相态特征预测方法研究[D].成都:西南石油大学,2006.
[3] 李其朋.黑油高压物性参数模拟方法及应用[J].油气地质与采收率,2009,16(3):79-81,84.
[4] 马庆兰.高粘度油藏原油高压物性参数计算模型的研究[R].第二届全国化学工程与生物化工年会,2005.
[5] 陈桂华.油藏流体PV T特征参数预测方法研究[D].成都:西南石油大学,2005.