考虑相态变化的缝洞型碳酸盐岩凝析气藏生产特征分析新方法

段永刚，董 全，魏明强，李政澜，刘建仪

(西南石油大学石油与天然气工程学院，成都 610500)

碳酸盐岩油气藏在全球范围内都有广泛分布，约40%的大型油气田为碳酸盐岩储层，如中国的任丘油田、长庆、四川、大港千米桥气田和塔河油田[1-3]。其中，缝洞型油气藏约占30%左右，由于受构造、断裂及多期岩溶控制作用，在三维空间上叠合形成了复杂的缝洞体系[4-6]。与常规气藏相比，该类气藏具有储渗空间(裂缝、溶洞、孔隙)复杂，非均质性强、连通多样性、流动规律复杂的特点[7-9]。近年来中外学者针对碳酸盐岩气藏的渗流模型和动态分析方法等方面做了大量研究。李勇等[10]以Blasingame产能分析法分别对凝析油藏进行了生产动态分析。Warren等[11]基于渗流理论建立了多孔介质理论模型。刘永良等[12]、蔡明金等[13]在双重介质油藏的基础上分别建立了缝洞型油藏三孔单渗数学模型。刘学利等[14]提出了裂缝-溶洞型双重介质与裂缝-基质型双重介质等效的数学表达式。韩剑发等[15]通过对井间连通性分析，结合试井评价了储层特征。熊钰等[16]建立了基于线性流的井打在大尺度裂缝上的试井模型。文献[17-19]针对缝洞型碳酸盐岩油藏的特点将其划分为不同储集体类型和尺度，分别建立了缝洞型碳酸盐岩油藏离散模型。王娟等[20]引入“缝洞孔隙度”的概念、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。以往的物质平衡法没有考虑到井与缝洞的关系和开采过程中相态的变化，且以上方法主要针对缝洞型干气气藏，无法满足以塔里木盆地塔中区块为代表的典型碳酸盐岩缝洞型边底水凝析气藏的动态分析工作。

为此，以碳酸盐岩缝洞型边底水凝析气藏动态分析为研究对象，建立了考虑相态的边底水凝析气藏物质平衡方程。结合物质平衡方程和达西渗流定律，构建了井筒、裂缝和缝洞储集体依次连通的简化物理模型，并对生产动态特征与相态变化特征匹配关系进行了研究。

1 考虑相态的凝析气藏物质平衡方程

基于塔中地区碳酸盐岩缝洞型气藏特征，结合气藏开采过程中井流物摩尔平衡定律，可得到其物质平衡方程：

np=nig-(nRg+nRo)

(1)

式(1)中：np为累积采出井流物量，mol；nig为原始井流物储量，mol；nRg为气藏剩余气相量，mol；nRo为气藏反凝析液相量，mol。

在考虑水体影响的凝析气藏摩尔平衡基本方程中，各项式计算如下：

(2)

(3)

(4)

(5)

式(5)中：Vhc为剩余气相体积，其表达式如下：

Vhc=Vhci-ΔVp-ΔVwc-W

(6)

将式(6)代入式(5)得：

(7)

式(7)中：Bg为当前压力下天然气体积系数；Bgi为原始地层压力下天然气体积系数；Bw为地层水体积系数；G为气藏的地质储量，m3；Gpw为井流物累计产出体积(地面标况下)，m3；Vh为剩余气相体积，m3；Vhci为原始气相体积，m3；ΔVp为孔隙体积减小量，m3；ΔVwc为束缚水体积膨胀量，m3；W为净水侵量，m3；We为气藏累计水侵量，m3；Wp为气藏累计产水量，m3；Cw为地层水压缩系数，1/MPa；Cp为岩石有效压缩系数，1/MPa；Swi为气藏束缚水饱和度。

进一步，将式(2)～式(4)、式(7)代入式(1)，得：

(8)

为了简化式(8)，定义了水体系数M、视产液量Qp、气藏和水体综合弹性系数Ca，其表达式如下：

(9)

将式(9)代入式(8)，得到简化后的考虑边、底水和相态变化的凝析气藏物质平衡方程：

(10)

2 典型缝洞型凝析气藏的物理模型和数学模型的建立

对碳酸盐岩缝洞型带边底水凝析气藏研究，其裂缝和溶蚀孔洞位置关系难以确定，且油水关系复杂，为了明确这类气藏生产机理，构建了井连通裂缝，裂缝连通溶洞储集体的简化物理概念模型(如图1)。

图1模型假设如下：①缝洞体为圆柱体，裂缝为矩形；②相对缝洞体，裂缝位置可以任意设置；③缝洞体内油水界面关系由压力变化决定；④井钻遇一个缝洞储集体，并通过裂缝(低渗区)与井筒连通；⑤井筒中为定产；⑥缝洞体中遵循物质平衡方程，裂缝中满足达西定律；⑦缝洞体无生产压差，仅在裂缝(低渗区)考虑生产压差；⑧裂缝高度为H2，宽度为w，渗透率为k，底水高度为h1，缝洞体半径为R；⑨原始条件下缝洞体内为天然气和水体；⑩不考虑气、油和水的过渡带。

图1 缝洞型储集体裂缝低渗区域缝洞位置对应关系示意图

原始条件下缝洞体内为天然气和水体，当(H1+H2)>h1>H1时，油水/气水界面处于裂缝打开位置；当压力低于露点压力时，随着压力降低，天然气下部有反凝析油析出(h2增大)，地层水膨胀，水面上升(h1增大)；若裂缝打开位置不同，其气油比、产油、气、水变化规律则不同。天然气、反凝析油和地层水的高度通过储量计算得到。

为了分析该模型动态特征与相态变化特征匹配关系，基于达西渗流定律，考虑裂缝低渗区定生产压差，当裂缝位置处于油、气、水界面位置时，其产量计算式[21]如下：

(11)

3 某典型模式下的机理分析

根据所建物理和数学模型，结合式(10)和式(11)，对一种典型模式进行分析——水、凝析油与天然气界面均处于裂缝高度范围内。通过编程进行模拟计算，模拟计算基础参数见表1。

表1 基础参数

从图2所示相态实验预测的气油比(GOR)与机理模型实际计算的GOR所形成的“剪刀叉”特征可看出：实际计算的GOR随压力降低而减小。主要是由于地层压力低于露点压力后，反凝析油开始析出，随后被凝析气一同携带产出。以图3可知随压力降低，产水量逐渐增大。

图2 相态实验预测GOR与模型理论计算GOR对比图

图3 累积产气、产油、产水量对比

如图4所示，产气量随压力降低呈现“厂”字形，日产反凝析油量与凝析油饱和度变化趋势一致。随着地层压力的下降，水体膨胀、孔隙收缩，导致水柱高度上升；而对于反凝析油而言，地层压力下降，凝析油饱和度先上升后下降，因此油柱高度先上升后下降(图5)。

图4 产气、产油、产凝析油量对比

图5 水柱高度和油柱高度对比

基于PVT实验(不同温度压力下的相态实验)的单井生产动态特征分析，可得到地下凝析油、天然气体积变化特征，明确目前地下油、气体积，为单井增油潜力及增油措施确定提供理论依据。

4 实例应用

为了验证理论模型的准确性，结合现场实际生产情况，选取塔中某典型凝析气井开展生产动态特征分析。

该井是一口凝析气井，原始地层压力68.10 MPa，地层温度136.21 ℃。实验室对分离器油样进行PVT实验，得到露点压力56.00 MPa，闪蒸气油比1 598 m3/m3。该井后期一直产水，说明水、反凝析油和天然气界面均与井筒沟通。

由表2可看出，原始条件下，地层压力高于露点压力，地层中为单一气藏，故井流物组成中重质组分含量较高，甲烷含量较低，因此气油比相对较低。如图6所示，高于露点压力时含水率较高，由此推断液面可能刚好位于裂缝底端，部分地层水经裂缝流入井筒，地面产油量来自采出的气体，地层中气、水同产。

表2 某井各阶段井流物摩尔组分分析表

图6 日产油气生产动态曲线

气油比上升阶段：当地层压力低于露点压力，地层中开始析出反凝析油(图7)，出现油气两相，气体中重质含量降低，甲烷含量相对原始条件升高，由此可判断生产过程中气油比将会升高。从图8可看出气油比缓慢上升，地层中反凝析油不断析出，且这一阶段含水率下降(图6)，可判断该阶段产水来自裂缝，液面已降至裂缝面底端以下，地面产油量仍然来自采出的气体，地下液态的反凝析油还未被采出，地层中只产气。

图7 地下油气体积变化曲线

气油比下降阶段：压力继续下降，地层中反凝析油被采出，气油比下降，同时地层中出现反蒸发现象，液态反凝析油蒸发为气态，气体中重质含量开始上升，甲烷含量相对上一阶段开始下降，由此可判断生产过程中气油比相对上一阶段将会下降。由图8可以看出气油比降低，累产油、气上升，结合图6中这一阶段含水率保持稳定，可判断反凝析油柱上升至裂缝底端，地面产油量不仅来自采出的气体，还有部分来自地下液态的反凝析油。由于此阶段含水率较为稳定，可判断地层中水体恰好位于裂缝面底端，有一部分水体持续稳定地被采出，因此地层中油、气、水同产。

如表3和图8所示，该凝析气井实际气油比和一级分离器中气油比随压力降低呈现先增大后减小趋势，所成“剪刀差”特征与本文所构建并计算得出的机理模型一致，说明该模型能有效分析碳酸盐岩凝析气藏中的缝-洞位置、油水关系和生产动态特征，为后期潜力井增油措施及增油量评价提供依据。

图8 实际气油比、相态预测气油比和拟合气油比变化曲线

5 结论

(1)针对以往物质平衡方程未考虑相态变化且对带边底水凝析气藏研究的不足，结合塔中地区缝洞型凝析气藏特征，根据气藏开采过程中井流物摩尔平衡定律，建立了考虑相态变化且适用于带边底水的凝析气藏物质平衡方程。

(2)针对缝洞型碳酸盐岩凝析气藏缝洞位置关系，构建了井筒、裂缝和缝洞体依次连接的碳酸盐岩凝析气藏简化模型，对模型的其中一种模式进行了模拟计算和动态特征分析。

(3)基于PVT相态的单井生产动态分析模型，结合塔中某典型凝析气井，计算分析了生产动态特征与相态变化特征匹配关系，明确了地下油、气体积变化，确定了裂缝—储集体位置关系，为单井增油潜力及增油措施确定提供理论依据。