潜山凝析气藏油环判定及动态储量计算方法研究

2021-10-25吴浩君

石油化工应用 2021年9期

王迪，姜永，黄磊，吴浩君

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

凝析气藏是最复杂的油藏类型之一，部分凝析气藏边部会带有黑油油环，那么判断油环的存在与否是凝析气藏开发过程中的一项重要工作。在早期评价阶段，渤海C 潜山凝析气藏被认为是一个边部无油环的凝析气藏，随着开发的深入，气藏生产两年后，在对凝析油化验分析过程中，凝析油的颜色逐渐加深，地面原油密度逐渐变大，初步判断此潜山凝析气藏可能存在油环。若存在黑油油环，则带油环凝析气藏（凝析气顶油藏）开发过程中会更加复杂，存在以下开发特征：（1）油气水分布关系复杂，在其整个水动力学系统中，同时存在着凝析气、凝析油、油环油、溶解气或者还存在底水边水等，在开发过程中易出现底水锥进、边水突进、油环油突进气层等，引起油气水分布更加复杂；（2）流体相态复杂，凝析气藏和油环油PVT 性质差异大，开发过程中，随着地层压力的下降存在反凝析现象，地层流体饱和度关系复杂；（3）流体渗流特征复杂，存在油、气单向流，油水、油气、气水两相流，油气水三相流等流动。所以，判断油环存在显得尤为重要，本文通过实验法及经验统计法对气藏是否存在油环进行了综合分析，研究结果表明该凝析气藏存在油环，利用物质平衡方法，计算了油环的储量，提出了调整措施及建议，为气田下步挖掘油环的潜力提供了指导意义。

1 渤海C 凝析气藏基本情况及动态特征

1.1 气藏基本情况

渤海C 凝析气藏位于渤海南部海域，潜山储层以变质岩为主，储集空间为基质孔隙度与裂缝共存的双重介质。根据探井B1 井测试资料判定潜山为凝析气藏，有效孔隙度平均2.8%，渗透率一般为2～13 mD，最大达702 mD，储层非均质性较强，渗透能力主要来源于裂缝。探明天然气地质储量12.57×108m3，探明凝析油储量42.10×104m3。

1.2 气藏动态特征

该凝析气藏共布有两口生产井（B1 井、S1 井），其中B1 井于2011 年4 月投产，初期日产凝析油60 m3，不含水。自2016 年9 月B1 井出现气油比和产气量下降、产油量上升，地面油属性逐渐发生改变，产出油颜色逐渐加深，化验分析地面原油密度从0.759 g/cm3上升至0.825 g/cm3，同时伴随凝固点升高，含硫量、含蜡量、胶质沥青质含量以及初馏点都有不同程度升高的现象（见表1），采出油性质逐渐由凝析油向黑油靠近。

表1 C 潜山凝析气藏开发井地面油性质数据表Tab.1 C condensate gas reservoir surface oil properties of development well

此凝析气藏的另外一口开发井S1 井于2018 年1月投产。投产后采出流体即近似黑油属性，所以分析认为是凝析油和黑油的混合体的可能性大，即此潜山凝析气藏边底部有黑油油环存在的可能。

2 油环存在判别方法

通过调研，判断凝析气藏存在油环的方法大致可归结为产出油性质判别法和经验统计法两种。

2.1 产出油性质判别法

C 气田所在的区域，凝析油与黑油具有不同的性质。凝析油地面原油密度范围在0.764～0.790 g/cm3，凝固点在-33～10 ℃，而黑油地面原油密度范围在0.820～0.851 g/cm3，凝固点在20～30 ℃。那么，不同比例的凝析油和黑油混合后的密度和凝固点必然会不同[1，2]，为此选择了此潜山凝析气藏凝析油和同层位的D 油田的黑油进行了不同配比的实验分析（见表2）。

表2 C 气藏凝析油和D 油藏黑油性质Tab.2 Oil properties of C condensate oil and D crude oil

相同温度下（50 ℃）模拟不同配比黑油与凝析油混合物测定其密度及凝固点，测定结果（见表3，图1）。

图1 不同配比下混合油的密度及凝固点Fig.1 Mixed oil density and freezing point in different ratio

表3 C 气藏凝析油与D 油藏黑油不同配比下的地面密度及凝固点Tab.3 Oil density and freezing point in different proportions of C condensate oil and D crude oil

从实验结果可得出结论，相同温度下随着黑油比例的增加，混合原油地面密度和凝固点均逐渐增加。根据表1 数据，B1 井地面产出油凝固点由-32 ℃上升至22 ℃，S1 井投产即产出凝析油和原油的混合物，综上可判断C 潜山凝析气藏存在黑油油环。

2.2 经验统计法

经验统计法为目前判断油环存在与否的主要方法，是根据凝析气藏井流物的组成总结出来的，在苏联的部分油气藏进行检验得出，判断的符合率达80%～90%，大多数方法适用于国内凝析气藏[3，4]。这些方法有：

（1）等级分类法：

式中：n-特征值的个数，这里n=4；Fi-特征值，这里i=1～4；Ri-特征值Fi的秩数，这里i=1～4，F1～F4的值所在的区间在表4 中查得。

表4 特征值Fi的秩数Tab.4 Cyclomatio number of eigenvalues Fi

其中C1、C2、C3、C4和C5+分别为室内PVT 分析的地层流体组分的摩尔百分含量。

判断标准（见表5）。

表5 等级分类法判断标准Tab.5 Criterion of estate classification

（2）特征因子法（Z 因子法）（见表6）：

表6 特征因子法判断标准Tab.6 Criterion of eigenfactor

式中：F1、F2、F3、F4的定义与Φ 值法中的定义一致。

（3）C5+摩尔百分含量法（对苏联100 个凝析气藏进行检验，符合率达86%）（见表7）。

表7 C5+摩尔百分含量法判断标准Tab.7 Criterion of C5+ molar percent content

（4）C1/C5+比值法（对苏联100 个凝析气藏进行检验，符合率达83%）（见表8）。

表8 C1/C5+比值法判断标准Tab.8 Criterion of C1/C5+ ratio method

（5）Φ1参数判别法（对世界范围内102 个油气藏进行检验，符合率达85%）（见表9）。

表9 Φ1参数判别法判断标准Tab.9 Criterion of Φ1 parameters

根据B1 井井流物的组成数据（见表10），分别利用上述五种经验统计法进行判定，判定结果（见表11）。五种方法判定结果均显示C 潜山凝析气藏带有油环。

表10 B1 井井流物组成Tab.10 Well production component of B1 well

表11 经验统计法判别统计表Tab.11 Statistics of empirical method

综上，通过实验法判断产出油性质以及经验统计法的计算结果可以得出，各项方法均显示C 潜山凝析气藏带有黑油油环，B1 井后期和S1 井初期的产出物为凝析油和黑油的混合物，根据以上分析结果和实际动态资料可以得出，C 潜山带油环凝析气藏在开发过程中，已经出现油环油向上锥进的现象。那么，油环储量的大小及分布决定着下一步生产措施的制定。

3 油环储量计算

本文采用物质平衡方程计算油环储量。物质平衡方程是依据物质守恒原理，在油气藏开发任意时刻，采出的流体总量与地下剩余流体量之和与油气藏原始流体量相等的原则来建立的守恒方程。通过一系列设定条件，把具体的油气藏简化为封闭的储集气、油、水的地下容器，随着油气藏的开发，整个储集体在衰竭开发过程中会保持着物质平衡，开采一段时间后，地层压力由Pi下降为P，这时从油气藏中采出的油气水的地下体积，应与各种驱动能量作用的油气水的体积变化所占据的空间的地下体积保持一致[5-15]。由此可得如下平衡关系：

累积采出的油气水的地下体积=剩余地下油气膨胀体积+岩石与束缚水累积膨胀体积+地下凝析液的变化量及膨胀量+水侵量+注水量

累积采出油气水的地下体积：

GpBg+NpBo+WpB

剩余地下油气累积膨胀体积：

油气区域岩石和束缚水累积膨胀体积：

水侵量[16-21]：

则物质平衡方程为：

式中：Gp-采出凝析气地质储量，108m3；Np-采出油环原油地质储量，104m3；G-凝析气地质储量，108m3；N-油环原油地质储量，104m3；Boi-原始地层压力下原油体积系数，m3/m3；Bo-目前地层压力下原油体积系数，m3/m3；Bgi-原始地层压力下凝析气体积系数，m3/m3；Bg-目前地层压力下凝析气体积系数，m3/m3；Cf-地层岩石的弹性压缩系数，1/MPa；Swi-束缚水饱和度，f；ΔP-地层压力降，MPa；ΔW-束缚水的体积膨胀量，m3；We、Wi-水侵量及注水量，m3。

3.1 产出原油和凝析油劈分

采出物中的凝析油在地层条件下为气相状态，所以应将地面凝析油折算为凝析气，而产出的黑油部分才是油环原油产量。由于此带油环凝析气藏在开发过程中发生了油环锥进，所以需将地面产出油进行凝析油黑油劈分。

由于凝析气特殊的热力学性质，当地层压力低于露点压力时，随压力降低，凝析油含量和凝析油密度随之变小。另外，压力降低对原油的组成及相对密度影响较小，即在整个降压开采过程中可将压力视为定值，故将依据采出油的混合相对密度作为凝析油或原油所含比例的函数[5，22]。由此可得以下函数关系式：

式中：γo'-采出的地面混合油的相对密度；γo-原油相对密度；γc-凝析油相对密度；x-原油占采出油的比例。

根据B1 井2017 年9 月测压资料，B1 井地层压力为19.57 MPa，钻前预测S1 地层压力为25 MPa 左右，钻后该井测静压为24.9 MPa，与钻前预测一致，可以确定S1 所在位置与B1 井连通，但连通性较差。所以劈分油产量时间段均选择在S1 井投产之前。通过式（2）将两口井在任意时间段采出的混合油进行劈分，根据凝析气油比计算出任意阶段凝析气藏天然气的产量。

通过以上计算，利用式（1）计算油环油储量为194×104m3。油环地下储量占整个潜山凝析气藏近30%。

4 主要调整措施及下步挖潜

前述分析结果证实了渤海C 潜山凝析气藏边部带有黑油油环，并且油环发生了锥进现象。若维持现有工作制度生产，发生油、水锥进是难以避免的。为确保气井平稳生产以及如何减缓油环锥进而进一步提高黑油采出程度，对此气藏采取必要的生产管理及措施调整。截止到2020 年5 月底累积产黑油量计算为8.66×104m3，采出程度仅4.5%。通过研究分析，制定合理的工作制度，选取合理的采气速度和生产压差，地质油藏上，转变开发策略，由主采气向油气同采转变，同时研究油环调整井位，进一步提高油环采出程度。截至2021 年6 月，S1 井累产黑油产量已达4×104m3。

基于国内外带油环凝析气田开发经验，考虑下游区域急需用油而以采油为主，为减缓原油侵入气顶，应采用注气方式开展后续开发，既可以补充地层能量，控制凝析气藏反凝析，同时可减缓油环向气顶侵入，造成原油更加分散，影响原油采收率。