物质平衡法计算缝洞型凝析气藏动态储量

2015-02-17王娟，郭平，王芳，程亮，邹波

特种油气藏 2015年4期

王娟，郭平，王芳，程亮，邹波

(1.中国石油西南油气田分公司，四川成都 610000；2.西南石油大学，四川成都 610000；3.中国石化河南油田分公司，河南南阳 473132；4.中国石油川庆钻探工程公司，四川成都 610000)

物质平衡法计算缝洞型凝析气藏动态储量

王娟1，2，郭平2，王芳3，程亮4，邹波1

与一般砂岩凝析气藏不同，缝洞型碳酸盐岩凝析气藏以裂缝-孔洞和基质孔隙作为储集空间，地下缝洞尺寸差异很大，渗流规律复杂。从摩尔质量守恒角度出发，引入缝洞孔隙度概念来描述缝洞空间体积占储层表观总体积的比例，建立并推导适合无边底水缝洞型凝析气藏衰竭式开发的物质平衡方程，应用该方程可分别求取基质系统与缝洞系统的储量。实例计算证明，该方程可在有效计算气井储量的同时计算缝洞体系的储量，对于评估缝洞型凝析气藏的稳产能力具有重要意义。

缝洞型凝析气藏；物质平衡方程；缝洞孔隙度；摩尔质量守恒；储量计算

0 引言

碳酸盐岩缝洞型凝析气藏是一类特殊的气藏，其储集体分布和流体性质均非常复杂[1]，并且由于灰岩裂缝、溶洞的存在使得其储量估算困难重重。国内外关于该类气藏的储量计算研究较少[2-4]，通常物质平衡方程推导模型以溶洞与基质孔隙视为基质的双重介质为主[5-6]，而在裂缝与溶洞连通、渗流特征类似的情况下，用此种双重介质模型表征的渗流特征与实际存在较大差异。引入“缝洞孔隙度”的概念来描述缝洞型储层中缝洞的储集特征，从摩尔质量守恒角度建立、推导出适合无边底水缝洞型凝析气藏衰竭式开发的物质平衡方程，计算缝洞型凝析气藏的缝洞体系储量与基质体系储量，其中缝洞体系储量的量化对评价该类气藏的稳产能力及其开发具有重要指导意义。

1 物质平衡方程的建立

1.1 假设条件

与常规凝析气藏不同，缝洞型凝析气藏的假设条件应尽可能地贴近实际，具体为：①储层由缝洞体系与基岩体系组成，裂缝与溶洞体系渗流特征类似，可视为一体，称为缝洞体系，基岩为单一均质，关井时间足够长，直至基岩体系与缝洞体系压力相同；②流体的储集空间为基岩孔隙和缝洞空间，基岩中的流体流入裂缝或溶洞，经由裂缝被采出；③基岩体系的岩石压缩性忽略不计，缝洞体系的束缚水饱和度及压缩性忽略不计，仅考虑基岩体系的束缚水饱和度及其流体膨胀；④基岩体系与缝洞体系的PVT特性相同；⑤当平均地层压力降至露点以下时，基岩与缝洞均有凝析油析出，基岩凝析油达到临界流动饱和度后可流动；⑥不考虑边底水，气藏采用衰竭式开发。

1.2 缝洞孔隙度的提出

在缝洞型储层中，由于溶洞发育使得缝洞型碳酸盐岩储层的连续性特征尺度[7]达到数米到数十米不等，而缝洞尺度的发育规模差异较大，很难取得具有代表性的岩心分析储层溶洞发育情况。因此，引入“缝洞孔隙度”来进行描述，用符号φfv表示，其物理意义为裂缝-溶洞空间体积与储层表观体积之比，用公式表示为：

(1)

式中：φfv为缝洞孔隙度；Vfv为裂缝-溶洞空间体积，m3；Vb为储层表观体积，m3。

1.3 方程的建立与推导

由于需要表征气相弹性能量释放与反凝析作用，故采用摩尔质量守恒：

nig=np+ng+nfvo+nmo

(2)

式中：np为累计采出气物质的量，mol；nig为原始流体物质的量，mol；ng为气藏剩余气物质的量，mol；nfvo为缝洞体系反凝析液相物质的量，mol；nmo为基岩体系反凝析液相物质的量，mol。

各气相烃类物质的量为：

(3)

(4)

(5)

式中：Gpg为累计采出气量，m3；Gpo为累计采出凝析油折算气量，m3，Qpo为累计采出凝析油量，t；Vhci为原始烃类体积，m3；Vhc为剩余气相烃类体积，m3；pi为原始地层压力，MPa；p为当前地层压力，MPa；psc为地面标准状态压力，MPa；T为地层温度，K；Tsc为地面标准状态温度，K；Z为气体偏差因子；R为气体常数，取8.31×10-6MPa·m3·K-1·mol-1；Zi为原始地层条件下的气体偏差因子；Zsc为地面条件下气体偏差因子；GOR为气油比，m3/m3。

各液相烃类物质的量为：

(6)

(7)

式中：Vb为储层表观体积，m3；Vfv为溶洞孔隙体积，m3；Vm为基岩孔隙体积，m3；Sfvo为缝洞反凝析油饱和度；Smo为基质反凝析油饱和度；ρo为地下反凝析油密度，kg/m3；Mo为地下反凝析油平均分子质量；φm为基岩孔隙度。

将式(3)～(7)代入式(2)并化简得：

(8)

考虑基岩束缚水膨胀和凝析油析出影响，则有：

Vhc=

(9)

Vhci=Vbφfv+Vb(1-φfv)φm(1-Smwi)

(10)

(11)

(12)

式中：Gi为原始天然气储量，m3；Bgi为原始地层条件下天然气体积系数；Smwi为地层束缚水饱和度；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Δp为地层压降，MPa。

将式(9)～(12)代入式(8)整理并化简，得：

(13)

其中

(14)

(15)

式(13)即为新的无边底水缝洞型凝析气藏开发物质平衡方程。

1.4 物质平衡方程求解及储量计算

(16)

(17)

2 相关参数的讨论

式(13)中的凝析油密度ρo和分子质量Mo作为地下流体物性参数，与温度、压力有关，而储层温度一般认为恒温，因此，凝析油密度与分子质量变化可认为仅与压力相关。结合室内PVT相态测试分析，可将凝析油密度ρo和分子质量Mo拟合描述为与压力相关的函数。

室内相态实验在PVT筒中进行，无多孔介质影响，且析出的凝析油沉降至PVT筒底部保持静止。缝洞型碳酸盐岩储层中的凝析气在地层压力低于露点压力后会发生反凝析现象，溶洞孔隙空间内凝析油的析出与室内实验类似，其凝析油饱和度Sfvo可由室内相态实验确定，而多孔介质的存在会加剧凝析油的析出，且基质中凝析油的饱和度达到临界流动饱和度后会流动。该文中忽略多孔介质(基质)对反凝析作用的影响，故基质中的凝析油饱和度Smo确定为：当饱和度低于临界流动饱和度时采用实验测定值；当PVT测定的凝析油饱和度大于临界流动饱和度时，采用临界流动饱和度。

3 实例分析

以某油田缝洞型凝析气藏生产井为例，储层基本参数为：地层压力为57.928 MPa，地层温度为128.17 ℃，基质孔隙度为2.06%，基质束缚水饱和度为30%，综合渗透率为0.89×10-3μm2，地层水压缩系数为5.72×10-4，凝析油临界流动饱和度为0.156，压力与累计产油、气量如表1所示。

表1 累计生产与压力数据

采用Blasingame方法计算天然气地质储量为2.39×108m3，FMB方法计算天然气地质储量为2.44×108m3。利用该文方法计算得到：缝洞孔隙度为1.461%，天然气总地质储量为2.427 3×108m3，其中缝洞体系储量为1.230 5×108m3，基质体系储量为1.196 7×108m3。由此可见，与常规动态储量计算相比，新建立的物质平衡方程在可计算地质储量的基础上，还可以分别计算缝洞体系和基岩体系的储量。由于裂缝渗透率的渗流能力高，缝洞体系储量的大小直接关系到气井稳产能力的大小，因此，计算缝洞体系储量的大小对于评价缝洞型储层气井的稳产能力具有重要作用。