塔河9区油气层合采分层储量计算方法

2016-05-23张浩周吉春

长江大学学报(自科版) 2016年10期

关键词：奥陶系储量

张浩，周吉春

(中石化西北油田分公司勘探开发研究院,新疆乌鲁木齐 830011)

余瑞艳

(长江大学信息与数学学院,湖北荆州 434023)

陈岩

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北武汉 430100)

丁辉，印婷，梁利侠，张春福

(中石化西北油田分公司勘探开发研究院,新疆乌鲁木齐 830011)

塔河9区油气层合采分层储量计算方法

张浩，周吉春

(中石化西北油田分公司勘探开发研究院,新疆乌鲁木齐 830011)

余瑞艳

(长江大学信息与数学学院,湖北荆州 434023)

陈岩

(油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北武汉 430100)

丁辉，印婷，梁利侠，张春福

(中石化西北油田分公司勘探开发研究院,新疆乌鲁木齐 830011)

[摘要]针对塔河9区奥陶系碳酸盐岩储层中部分井凝析气藏与油层合采时，生产气油比变化大、分层产量计算困难、单井控制储量及生产制度难以确定等问题，首先通过生产数据概述了塔河9区油气藏的生产动态特征，通过物理实验分别对油层与气层样品的组分和PVT物性进行了检测，根据流体的组分和PVT物性判定了储层类型；再利用油、气PVT试验数据与产出油密度，建立了合采井中凝析气层产量与油层产量的计算模型；最后，利用模型获取了油层与凝析气层的动态产量数据，并利用Fetkovich产量递减特征曲线方法和Arps方法分析了油层与凝析气层的动态储量。结果表明，塔河9区油层与气层不属于同一个流体系统，油层属于挥发性油藏，气层属于凝析气藏；所建立的模型能实现合采井中气层与油层分层产量的计算，TKX井油层产油量占总产油量的73.91%和总产气量的6.55%，气层产量占总油量的26.09%和总产气量的93.45%；Fetkovich方法和Arps方法计算的储量差距较小，Fetkovich方法计算储量可信度较高。研究结果对塔河9区奥陶系油气藏开发方案的制定有一定借鉴意义。

[关键词]奥陶系；油气层合采；分层产量；产量递减；储量

塔河油田奥陶系碳酸盐岩经历了多期构造运动和岩溶作用改造，形成了孔隙、裂缝和溶洞共存的特殊储集空间，属于典型的碳酸盐岩储集体[1～3]。由于奥陶系储集体存在多期油气充填，流体物性差异大，稠油、轻质油、凝析油和天然气共存，开发难度大[4～6]。前人对塔河油田奥陶系油气藏开发过程中产量及储量计算已有一定的研究[7～14]，但都是基于单一油气藏类型进行分析，油层与气层合采时单井控制储量及生产特征的相关研究还未见报道。在塔河9区开发过程中，部分井油层与气层合采，生产井生产气油比变化大，产量递减迅速，因此有必要对合采井生产特征进行研究，以便弄清单井控制储量，制定合理的开发技术政策。下面，笔者从区块生产动态出发，结合储层流体相态特征试验结果，分析了油层与气层合采时各层的生产动态，最后通过Fetkovich方法产量递减方法计算了各层动储量，以期对塔河9区的高效开发有一定借鉴意义。

1区域概况

塔河9区奥陶系凝析气藏地理位置位于轮台县城南约70km处，构造上位于沙雅隆起阿克库勒凸起东南部，西邻塔河油田3区东奥陶系油气藏，南邻AT28-AT40井区，北靠中石油阿克库勒油气田[15]。塔河9区奥陶系凝析气藏包括T901-T904井区、DK25井区和T913-AT37井区，整体工区面积共97.98km2。区块先后经历了加里东期、海西期、印支期及喜马拉雅期等多期构造运动，形成整体北西高南东低构造，构造运动中一直处于阿克库勒凸起构造斜坡区域。在构造应力场作用下，形成了多个走向不同的断裂体系。断裂是塔河油田9区油气藏发育程度的主控因素，主控断裂带附近油气井产量高，零散断裂附近油气井产量低。由构造运动及后期溶岩作用形成的缝、溶孔及溶洞为主要储集空间。由于构造运动时间长、期次多以及油气多期次充填，储层中流体物性差距大。目前投入开发的含油气层系主要为一间房组和山鹰组，主要储集空间为裂缝和溶洞，储集体厚度大，孔隙度较小，在2%～3.5%之间，储层平均埋深5870m处地层静压为64.63MPa，地层温度133.50℃，地层压力系数为1.10，地温梯度为2.27℃/100m，属于正常温度、正常压力系统。

2生产特征

2002年3月发现该凝析气藏，2002～2012年相继进行了一系列勘探活动，2013年开始进行整体开发。区块目前共有生产井21口，全部采用自喷方式进行生产，截止到2014年12月，区块累计产油20.26×104t，累计产气4.14×108m3，基本不产水。受储集体发育特征及流体分布等因素的影响，奥陶系碳酸盐岩油气藏表现出如下生产特征：

1)生产井产量平面分布差异大。单井产气量总体较高，但平面上分布差异较大，单井产量从10.9×104～0.7×104m3/d不等。在碳酸盐岩中，储集体的发育受溶岩作用及构造作用的控制，在断裂带附件，溶岩作用强烈，储层物性好，生产井产量高；相反，远离断裂带的区域，溶岩作用弱，储层物性差，生产井产量低。在塔河9区，T901-T904井区受岩溶改造作用明显，储层发育程度高，该区域井产量高，单井产量在10×104m3/d左右；DK25井区强振幅区域受溶岩作用影响较大，储层发育较好，单井产量也较高。在DK25井区，裂缝不发育区域，溶蚀作用差，储层物性差，单井产量在1.5×104m3/d左右；另外，T913-AT37井区构造位置较低，生产过程中有水产产，井产量相对较低。

图1　塔河9区生产油气比变化曲线

2)区块生产气油比变化大。在生产过程中，受地面设备及生产计划等因素限制，生产井生产制度变化较大，部分井长期进行间歇式生产。在构造高部位生产井气油比高，TK915-3井生产过程中，生产气油比在均10000m3/m3以上，平均为11805m3/m3；而构造低部分生产井气油比低，TK915-8X井生产过程中平均气油比仅为110m3/m3；部分井在生产过程中生产气油比变化大，DK25-1井投产后生产气油比仅为220m3/m3，目前已上升到2300m3/m3；区块总体表现出生产气油比波动较大，43～20510m3/m3不等(见图1)。一般凝析气藏生产气油比应在800m3/m3以上[16]。因此，该井区表现出气层与油层合采或带有边底油凝析气藏的特征。

3相态特征

表1　塔河9区奥陶系油气藏流体组分

图2　测试烃类流体组分三角图

图3为气层样品的相图。烃类组分以甲烷为主。地层温度位于临界温度(Tc)和最高凝析温度(Tm)之间，地层压力高于露点压力(Pb)，该烃类体系在原始地层条件下是存在一定地露压差的凝析气藏。在定容衰竭过程中，最大反凝析液量为3.63%，凝析油含量为196.43cm3/m3；在地面条件下，凝析油密度为0.8121g/cm3，黏度为4.04mPa·s。

图3　气层流体相图　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　图4　油层流体相图

由于气层凝析油与油层原油密度相差大，黏度差距大，因而气层与油层属于2个独立的流体系统。

4分层产量计算方法

在该区块生产过程中，部分井油层与气层同时开采，导致生产气油比变化大，油井产量波动大，弄清这些井在生产过程中油层与气层的产能变化特征，有助于认识这类井的生产特征和优化井的工作制度。常规方法是利用地层参数对产量进行劈分，由于地层的非均质性及各参数获取方法的准确性，导致劈分结果误差大，甚至劈分失败。考虑凝析油与油层原油密度差异，利用生产井地面原油密度及流体PVT测试结果对油气层产量实现了动态计算。

在油层压力高于泡点压力和气层压力高于露点压力之前，当油层与气层合采时，井口原油的产量等于油层原油的产量与凝析气层中凝析油产量之和，可表示为：

Qo=Qoo+QggRV

(1)

井口产气量为油层产出原油中溶解量气量与凝析气藏中产出气量之和，可表示为：

Qg=Qgg+RsQoo

(2)

地面原油的密度为油层产出原油质量与气藏产出凝析油质量之和与产出原油的体积之比，可表示为：

(3)

因此，地面原油的密度可用油层原油密度、凝析油密度、凝析油含量、井产油量和凝析气层产气量表征：

(4)

在油井产出原油密度、油层脱气原油密度、凝析油密度、凝析油含量及产量已知的条件下，可求出凝析气层产气量。可表示为：

(5)

油层产油量为油井产油量与凝析油产量之差，可表示为：

(6)

式中，Qo为油井产量，m3/d；Qoo为油层产量，m3/d；Qgg为凝析气层产气量，m3/d；RV为凝析气的含油量，m3/m3；Rs为油层条件下的溶解油气比，m3/m3；γo为产出油地面密度，g/cm3；γog为凝析油地面密度，g/cm3；γoo为油层原油地面密度，g/cm3。

塔河9区TKX井位于主控断裂带附近，产量高，但生产过程中气油比变化大，测井资料显示该井射孔层位包含油层和气层，利用上述分层产量计算方法对TKX井2014年5月以来的生产资料进行分析(见图5和图6)：井累计产油2956.5t，累计产气793.53×104m3；油层累计产油量2185.24t，占总产油量的73.91%，累计产气52.01×104m3，占总产气量的6.55%；气层凝析油产量771.26t，占总油量的26.09%，累计产气741.53×104m3，占总产气量的93.45%。

图5　TKX井油层、气层产油量动态曲线　　　　　　　　　图6　TKX井油层、气层产气量动态曲线

5动储量计算

现代产量递减方法是一种通过产量数据与流压数据来分析生产井动态，并获取相关参数的方法[19，20]。由于塔河9区产量数据为日度产量数据，没有测定流压数据，采用油压数据折算流压。以TKX井为例，采用Fetkovich产量递减特征曲线方法对日度数据进行现代产量递减分析，获取了TKX井总产气量、气层产气量和油层产油量递减特征曲线(见图7～图9)，计算出了油层与气层可采储量。同时采用Arps方法对该井可采储量进行了计算，结果如表2所示。Fetkovich方法计算的原油可采储量和气可采储量分别为1.72×104t和4368.8×104m3，与Arps方法计算的误差仅为3.38%和1.74%。

图7　TKX井产气量Fetkovich产量递减特征曲线分析　　　　　　　图8　　　　TKX井凝析气层产量Fetkovich产量递减　　　特征曲线分析

方法气可采储量/104m3气层油层油可采储量/104t气层油层Fetkovich方法3979.6389.20.381.34Arps方法3846.3353.70.411.28相对误差/%3.359.12-7.94.48

图9　TKX井油层产量Fetkovich产量递减特征曲线分析

6结论

1)根据油层与气层流体样品测试化验结果，利用组分三角图法和相图判别法分析认为，气层流体属于凝析气藏，油层流体属于挥发油藏，气层与油层是相互独立的流体系统。

2) 利用所建立的模型对TKX井计算表明，该井油层产量占总产油量的73.91%，占总产气量的6.55%；气层产量占总油量的26.09%，占总产气量的93.45%。

3)根据油层与气层合采井的产量及流体密度建立了油气层分层动态产量模型，获取了合采井油层采油量和凝析气层采气量，利用Fetkovich方法计算了TKX井的原油可采储量和天然气可采储量分别为1.72×104t和4368.8×104m3，与Arps方法计算的误差仅为3.38%和1.74%，说明Fetkovich方法可用于油气井单井控制动态储量计算。

[参考文献]

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