安集海地区安5井安集海河组油藏流体相态特征

2015-10-15袁淑英

科技资讯 2015年20期

关键词：油藏

袁淑英

摘要：准噶尔盆地安集海地区安5井为低饱和程度（30%～40%）的挥发性油藏，具有密度低，粘度低，系数高、气油比高的特征。地层原油随着压力的增大，其体积系数、气油比不断增大，而原油密度、粘度不断减小。安5井地层油藏流体的实验室体积系数和利用现场生产数据计算得到的现场体积系数存在很大的差别，在实验室条件下的地层油体积系数比现场生产（3 mm）条件下的地层油体积系数增大了约34%，其原因在于原油组成中存在高比例的中间烃类组分。

关键词：安集海地区安集海河组油藏流体相态

中图分类号：TE122 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）07（b）-0000-00

安集海背斜位于北天山山前冲断带霍玛吐背斜带，为一由“Y”字型倾向轴线逆断裂夹持的形似断垒的背斜构造，长轴呈近东西向展布，圈闭层位主要为上、下第三系、白垩系及侏罗系，该背斜为较平缓的背斜构造，翼部倾角不大，北翼倾角为28°～30°，南翼倾角为23°～37°，被断层夹持的背斜构造较完整。圈闭层位主要为第三系、白垩系及侏罗系，其中沙湾组闭合度为1 085 m，安集海河组为1 035 m，紫泥泉子组为860 m，形态明显，圈闭面积大。从上至下地层依次为上第三系独山子组、塔西河组、沙湾组，下第三系安集海河组、紫泥泉子组和白垩系东沟组。安5井为安集海背斜的一口预探井，该井在安集海河组获得工业油流，弄清其油藏类型和油藏流体相态，对后期该区的油藏开发具有重要的意义。

1 油藏类型

实验分析结果表明安5井安集海河组油藏的流体性质不同于普通黑油，流体性质表现出“两高两低”特征，即体积系数高、气油比高、低密度、低粘度。研究中采用了不同油气藏流体性质对比方法、原油无因次收缩率与无因次压力关系曲线方法、不同油气藏流体组分对比方法对安5井安集海河组油藏的类型进行了判断，并与卡因迪克油田卡因迪克齐古组油藏、紫泥泉子组挥发性油藏及石西石炭系弱挥发性油藏进行了对比。对比表明安5井安集海河组油藏属于低饱和程度（30%～40%）的挥发性油藏，在油藏流体的挥发性比卡因迪克油田齐古组油藏、紫泥泉子组油藏要弱，但高于石西油田石炭系油藏。

2 油藏流体性质

安5井安集海河组油藏的地面原油的密度小于0.82 g/cm3，30℃的粘度小于5 mPa·s，凝固点为17℃。地层油藏的原油气油比为340 m3/m3，压缩系数为2.10×10-3 MPa，原油密度为0.57 g/cm3，粘度小于0.45 mPa·s。原油多次脱气实验结果表明随着实验压力的增大，体积系数、气油比不断增大，而原油密度、粘度不断减小（表1）。

表1 高压物性动态数据表（多次脱气）

实验压力

（MPa）体积系数气油比

（m3/m3）

地层油

密度

（g/cm3）地层油

粘度

（mPa·s）

22.60 301 1.944 0.5691 0.22

18.00 237 1.753 0.5903 0.24

14.10 186 1.618 0.6097 0.26

10.00 140 1.493 0.6362 0.29

6.00 97 1.392 0.6562 0.35

4.10 79 1.339 0.6808 0.39

0.10 0 1.050 0.7782 0.76

3 关于现场生产气油比和实验室气油比数据存在差别的解释

安5井安集海河组油藏存在实验气油比远大于现场生产气油比的现象。按照普通黑油油藏流体性质来看，这种现象是反常的。

之所以出现这种现象，其原因在于挥发性油藏在油气组分上区别于普通黑油油藏，即中间烃（C2～C6）含量比例较高。对普通黑油油藏来说，在开采过程中采出的液相和气相的组分，从地层向井口至地面分离装置流动的过程中，随着温度和压力的变化，由于中间烃（C2～C6）含量比例较低，油气两相的组分上变化不大，即油气两相基本不发生相变。但是于挥发性油藏在开采过程中，随着压力的降低，这种变化却很大，油气两相互相转化，发生相变。实验室中观测到的现象证明了这一点。对普通黑油油藏样品，在每级多次脱气过程中，通过油气分离收集的气样外观透明均匀，色谱分析得到的组分中中间烃和重烃（C7+）含量少；而实验室对卡因地克齐古组油藏和紫泥泉子组油藏卡6、卡001和卡003井、夏72井等样品进行单次脱气实验时发现，通过油气分离收集的气样外观开始似浓雾状，浑浊不透明，明显有微小液滴（中间烃和重烃）悬浮于气相中，然后在1 min内逐渐透明，说明微小液滴已经吸附于集气瓶壁表面和盐水中，而这部分油本应捕集于液相收集装置的。即使气样中损失了中间烃和重烃，与油罐气组分相比，色谱分析得到的组分中中间烃和重烃含量仍然明显偏高，说明气相中仍含有高比例的中间烃和重烃。上述实验现象表明，在实验室条件下，易挥发性原油从地层条件下突然释放到大气条件，原油中的可液化气态中间烃不及凝析，一部分凝析并损失在实验室天然气收集装置中而无法计量，另一部分依然以气态形式存在于气样中，造成了实验室收集的油量偏低，实验气油比偏高。而在现场分离条件下，由于从井底到地面油罐之间，地层流体处于一个逐步降温降压的过程中。随着温度和压力的降低，挥发油中大量的中间烃类转移为气相，到达地面分离装置后通过分离装置的稳定分离作用，这部分气相态的中间烃再转变为液相。换言之，通过地面分离装置分离后，除可以一定数量的挥发油外，还可以通过分离器从气相中采出相当数量的油量，使得现场生产收集的油量多，生产气油比较低。

对安5井油藏流体进行了不同分离条件下的单次脱气实验，目的在于从实验角度分析研究分离条件的变化对油藏流体性质的影响。实验表明（表2），在实验室不同的分离条件（不同分离级数，不同分离温度）下，同一样品，其单次脱气分离结果有很大不同。当分离级数从一级增加至二级后，安5井地层油藏流体的实验气油比从295 m3/m3变化至246 m3/m3，减小约17%，地层原油体积系数从1.886变化至1.685，减小约11%；而卡6井由于分离条件变化较大，实验结果也变化很大，实验气油比从446 m3/m3变化至236 m3/m3，相差近一倍，地层原油体积系数从2.2665变化至1.0723，相差超过一倍。室内系列分析进一步表明了挥发性油藏流体高压物性特征对不同条件下样品和不同实验条件更为强烈的敏感程度。

表2 不同分条件下油藏流体单次脱气实验数据对比表

井号分离方式/分离温度饱和

压力

MPa 气油比

m3/m3 地层油

密度

g/cm3 体积

系数压缩

系数

10-4/MPa 地层原油

粘度

mPa·S 气体

密度

10-4g/cm3 收缩率

卡6 一级分离/

12℃ 40.53 440 0.4865 2.2665 13.90 0.31 0.9503 55.88

一级分离/

0℃ 367 0.5334 2.1475 0.9279 53.43

一级分离/

-30℃ 236 1.0723 0.9021 6.74

二级分离/

12℃ 276 0.6020 1.7317 0.8588 42.25

安5 一级分离/

12℃ 22.04 295 0.6118 1.886 1.8162 7.1023 1.1547 46.98

二级分离/

12℃ 246 0.6516 1.685 1.1547 40.64

因此，提出了“现场生产条件下的地层油体积系数”概念，通过这种方法来研究实验室和现场生产两种不同的分离方式和分离环境对易挥发性油藏流体性质的影响。地层油体积系数反映了地层原油的收缩能力，现场生产条件下的地层原油体积系数越小，说明油藏流体从井底流至地面，油相比例更大。安5井在实验室条件下的地层油体积系数比现场生产（3 mm）条件下的地层油体积系数增大了约34%（表3）。石南21井区J2t组石121井普通黑油油藏在现场生产（4 mm）条件下的地层油体积系数与实验室条件下的地层油体积系数相差仅0.8%，基本一致。

表3 现场生产和实验室条件下体积系数变化数据表

井号油嘴日产油量

m3/d 日产

气量

104m3/d 气油比

m3/ m3 油罐油

密度

g/cm3 油罐气

密度

g/cm3 地层油

密度

g/cm3 地层油体积系数