目前地层油高压物性分析存在的问题及修正方法

2022-02-28李爱芬安国强崔仕提张友平付帅师

中国石油大学学报（自然科学版） 2022年1期

李爱芬, 安国强, 崔仕提, 张友平, 付帅师

(1.中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266580; 2.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院,新疆库尔勒 841000; 3.中石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依 834000)

地层油高压物性是油田油气储量计算、油藏方案设计、井筒中管柱设计、地面管线、油气计量站、转油站、联合站设计等必不可少的资料[1-2]。中国原油PVT测试主要参考标准GB/T 26981-2020《油气藏流体物性分析方法》等[3-5],包括单次脱气、恒质膨胀、油藏温度下的多级脱气(国际上称为微分脱气)。并且将溶解气油比定义为单次脱气得到气、油在标准条件下的体积之比[3],这与原油的实际溶解气油比有一定差距。目前各油田均有专门的测试中心测试地层油气的高温高压物性,并严格按照国家标准进行测试[6-9]。因此测试标准的正确性直接影响到油田开发方案及储量计算等的准确性。目前地层油高压物性测试中心的测试方法及数据处理方法存在问题包括:①地层油原始压力下的体积系数Boi、气油比Rsi是用一次脱气获得;②用地层温度下的多级脱气直接给出体积系数及气油比随压力的变化。两种脱气方式给出的原始压力下的气油比、体积系数不同,给从事油藏数值模拟的研究者造成很大的困惑。地层原油流到地面后一般进行多级脱气,分出的气量及得到的脱气油的体积与地面分离器级数、分离器的压力、温度有关。一次脱气不能模拟地面的多级脱气情况,使测得的原始压力下的气油比、体积系数偏大,使计算的原油储量偏小。用地层温度下的多级脱气数据直接计算体积系数、气油比,与两者的定义相违背,也是不合理的。妥宏等[9]对挥发性油藏PVT物性研究发现,地层油的体积系数(Bo)、溶解气油比(Rs)与分离条件有较强的相关性;一次脱气分离器温度不同,得到的体积系数、气油比相差很大,脱出气中有液态油凝析出,说明气体中的油组分分离不彻底。Dodson等[10]早在1953年就研究了地面分离条件对Bo、Rs的影响,研究了基于多级脱气得到的Bo、Rs与微分脱气得到的参数差别[10-12];2011年,英国Heriot-Watt大学的Adrian教授[2]在其油藏工程教材中详细论述了油气分离测试及数据处理方法,并用现场PVT报告展示原始测试数据及其处理方法。Jr Mccain[13]和吴昊等[14]提出了将微分脱气数据归一化再用多级脱气的参数进行修正的方法,使微分脱气与多级脱气方法得到Bo、Rs在泡点压力下的数值一致,但在低于泡点压力下Bo、Rs仍存在误差[15]。笔者从体积系数及溶解气油比基本定义出发,论述地层油高压物性的标准测试方法及数据处理方法,并根据国外地层油PVT测试实例,展示数据处理方法;根据目前国内PVT测试实例,分析数据处理方法及存在问题,给出正确的修正方法,并分析修正前后的体积系数对储量的影响程度。

1 地层油主要高压物性参数定义及其影响因素

为更好地理解PVT测试及计算方法,首先给出地层油主要物性参数体积系数及溶解气油比的定义[1-2],然后讨论分离方式对两个参数的影响。

地层油的体积系数Bo是指原油在地层条件下的体积与其地面脱气后的标准体积之比。地层油的溶解气油比Rs是指地层油在地面脱气,分出气体的标准体积与地面脱气油的标准体积之比。其中地面多级脱气条件下“分出气体的标准体积”是指每级分离器分出气体的标准体积之和。

中国石油天然气计量的标准条件为20 ℃、大气压力,国际上的标准条件为60 ℉(15.5 ℃)和大气压力,在标准条件下计量的体积称为标准体积。

地层油在地面进行油气分离的分离器的级数有1～3级,根据油品性质不同,各油田地面油气分离器的级数及分离条件各不相同,一般含气量多的原油地面分离器的级数多,如图1所示为三级脱气。地面分离器级数及各级分离器的温度、压力不同,最终得到的脱气油及溶解气的体积不同,原始气油比、体积系数也不同。

图1 地面原油三级分离器Fig.1 Three-stage separator of crude oil

若地面只设一级分离器,即从生产井产出的原油直接进储油罐(压力为大气压力,即0.1 MPa),与进行多级分离相比,得到的脱气油少,分出的气体多,得到的原始压力下的体积系数Boi及溶解气油比Rsi偏大。地面油气分离方式对稠油的Boi及Rsi影响不大,但对于含溶解气多的轻质油、凝析气的Boi及Rsi影响非常大。

泡点压力前后体积系数、溶解气油比随压力的变化需要结合3种高压物性测试才能获得,目前国内PVT测试数据处理方面存在问题。

2 地层油高压物性标准测试及数据处理方法

地层油高压物性测试主要包括闪蒸脱气、多级脱气、微分脱气测试[1-2]。闪蒸脱气、微分脱气测试国内外方法一致,本文中重点介绍3种测试方法的原理以及如何将3种实验测试结果结合,计算泡点压力前后地层油的体积系数、溶解气油比随压力的变化。

2.1 闪蒸脱气

闪蒸脱气(flash vaporization)也叫p-V关系测试、恒质膨胀,是指在地层温度下测定地层原油的体积与压力的关系(p-V关系)[2]。压力从原始压力降至较低的压力(低于泡点压力时体积为油气混合物总体积),如图2所示。

图2 闪蒸脱气原理示意图Fig.2 Schematic diagram of flash vaporization

闪蒸脱气模拟地层条件下高于泡点压力时,压力降低原油膨胀的过程。主要测试原油的泡点压力,结合多级脱气数据,计算高于泡点压力下地层油的体积系数随压力的变化,计算公式[2]为

(1)

式中,Bob为泡点压力下原油的体积系数,Bob由多级脱气测试得到;Vof和Vob分别为闪蒸脱气过程中任意压力(>pb)及泡点压力下原油的体积,cm3;Vob/Bob含义为PVT筒中的原油在地面脱气后的标准体积,cm3。

2.2 多级脱气

多级脱气(separator test)主要是模拟地面分离器条件进行油气分离的脱气过程。可以检测地面油气分离器级数及温度、压力条件对泡点压力下体积系数、原始溶解气油比的影响。

图3(a)为两级脱气示意图[2],PVT筒的压力为泡点压力,温度为地层温度。

图3 多级脱气及一次脱气原理示意图Fig.3 Schematic diagram of separator test and single flash

多级脱气目的是测试泡点压力下地层油的体积系数Bob及原始溶解气油比Rsi。其计算公式[2]为

(2)

(3)

式中,Rsi为原始溶解气油比;Vres为从PVT筒中推出的泡点压力下地层油的体积,cm3;L2为最后一级分离器的脱气原油冷却至标准条件后的体积;V1和V2分别为第一级和第二级分离器分出气体的标准体积。

目前国内石油行业标准[3-5]中只有一级脱气(或一次脱气,图3(b)),没有模拟地面分离条件的多级脱气。

2.3 微分脱气实验

微分脱气(differential vaporization)用来描述压力低于泡点压力时,地层中油气的分离过程。微分脱气流程如图4所示。PVT筒的初始条件为地层温度、泡点压力,然后保持温度不变逐级降压,一直降至大气压力。计量每级压力下排出气体在标准条件下的体积、分出气体的组成、PVT筒中剩余油的体积;最后计量PVT筒中原油(残余油)在标准条件下的体积,具体测试方法见文献及标准[1-3]。

图4 微分脱气原理示意图Fig.4 Schematic diagram of differential vaporization

微分脱气数据与多级脱气数据结合,可以计算当压力低于泡点压力时地层油的体积系数、溶解气油比随压力的变化,计算公式为

(4)

(5)

式中,Bou为压力低于泡点压力时原油的体积系数;Rsu为压力低于泡点压力时任意压力下的溶解气油比;Vgsc为微分脱气过程中在任意压力下累积放出气体的标准体积,cm3;Vofu为PVT筒中原油在任意压力(低于泡点压力)下的体积,cm3。

公式(5)的含义为:任意压力下地层油的溶解气油比=原始溶解气油比-单位体积地面油对应的放出气体的标准体积。

微分脱气在国内标准中叫做地层温度下的多级脱气,测试方法国内外一致,但计算体积系数及溶解气油比的方法不同。

3 国外教材中地层油高压物性测试与计算实例

2011年英国Heriot-Watt大学油藏工程教材中给出了地层油PVT测试方法及数据处理方法[2],也是英美国家地层油PVT测试的标准方法,是国内制定地层流体PVT测试标准的重要参考。本文中根据教材中PVT测试实例,介绍高于及低于泡点压力时地层油体积系数及溶解气油比的计算方法。

3.1 闪蒸脱气数据

闪蒸脱气流程如图2所示。油藏原始压力及温度分别为5 000 psig(34.5 MPa)和220 ℉(104 ℃),闪蒸脱气或p-V关系测试结果如表1及图5所示。

表1 闪蒸脱气数据

图5 相对体积与压力的关系Fig.5 Relationship between relative volume and pressure

表1中1～2列为原始数据,相对体积Vr为油气混合物的体积与泡点压力下原油的体积之比。

由图5可知,随着压力的降低,p-Vr关系在压力为18.1 MPa时偏离初始的直线关系,此点对应的压力即为泡点压力。可以看出,泡点压力后p-Vr关系不是直线,一般文献中的“p-V关系曲线中两条直线的交点即为泡点压力”不是很准确。

3.2 多级脱气数据

多级脱气流程如图3所示。将泡点压力、地层温度下的部分原油转移至第一级分离器进行脱气,再降温、降压至第二级分离器条件进行脱气。本实例是两级分离,分离器温度均为75 ℉(23.9 ℃),第一级分离器设置了4个压力,第二级分离器压力均为大气压力,以验证分离器压力对体积系数及气油比的影响。测试结果如表2所示。

表2 多级脱气实验参数

表2中,气油比Rs是指每级分离器分出气体的标准体积与最后一级分离器油的标准体积之比。因此地层油总的原始气油比Rsi为第1级、第2级分离器得到的气油比之和。

从表2看出,第一级分离器的压力不同,得到的泡点压力下的体积系数及原始溶解气油比各不相同,分离条件对Bob和Rsi的影响很大。表2中第2种分离方式最终得到的体积系数最小(1.474)、原始气油比最小(136.8 m3/m3),即得到的地面油最多,分离条件最优。

国内PVT测试中一般没有多级脱气,而是用一次脱气。由于没有模拟矿场油气的真实地面分离条件,因此一次脱气得到气油比、体积系数不是实际值,只能用于对比不同油藏原油气油比和体积系数。

3.3 微分脱气数据

微分脱气实验流程如图4所示。PVT筒的温度为地层温度,起始压力为泡点压力,逐级降压将分出的气体从PVT筒中排出,计量累积放出气体的标准体积,筒中剩余油的体积,最终压力降至大气压力,再测试PVT筒中脱气油在标准条件下的体积Vos,测试结果如表3所示。其中60 ℉(15.5 ℃)、大气压力下原油相对体积为1。

表3中,原油的相对体积Vr为每级压力下PVT筒中油的体积/Vos,气油比Rs1为(最终累积放出气体的标准体积-每级压力下累积放出气体的标准体积)/Vos。Rs1不是真实的溶解气油比,Vr不是体积系数。需要结合多级脱气数据才能得到真正的体积系数及溶解气油比。

表3 微分脱气实验参数

3.4 泡点压力前后高压物性参数的计算

3.4.1 压力高于泡点压力时体积系数及气油比的计算

根据表1中闪蒸脱气数据及公式(1),可以计算高于泡点压力时的体积系数,如表1中第3列所示。式(1)中的Vof/Vob为表1中的相对体积Vr,Bob为由多级脱气得到的泡点压力下的体积系数,本次计算取多级脱气最优分离条件(表2中第2种分离方式)下的数值,即Bob=1.474,原始溶解气油比Rsi=136.8 m3/m3,高于泡点压力时的气油比为定值。

3.4.2 压力低于泡点压力时体积系数及气油比的计算

低于泡点压力时的体积系数及溶解气油比由微分脱气及多级脱气联合确定。根据表3微分脱气数据,首先计算任意压力下累积释放出气体的标准体积Vgsc,如表4中第4列所示,Vgsc可由实验数据直接得到,也可由表3中第2列获得,Vgsc=152.1-Rs1。根据式(4)和(5),可以得到低于泡点压力时的体积系数及溶解气油比,其中泡点压力下的体积系数Bob=1.474;Vof为表4中的相对体积Vr,Vob=1.6。如表4中压力为14.5 MPa时,体积系数及溶解气油比分别为

表4 微分脱气实验修正参数

计算结果如表4所示,Bo、Rs2为真实的体积系数及溶解气油比。

压力高于pb(18.1 MPa)时的体积系数为表1中的Bo,低于pb下的体积系数为表4中的Bo;高于pb时的气油比为定值136.8 m3/m3,低于pb时溶解气油比为表4中的Rs2。由此可以得到体积系数、气油比随压力的变化,如图6所示。

图6 教材实例体积系数及溶解气油比与压力的关系Fig.6 Relations of formation volume factor and gas oil ratio with pressure

由修正前后体积系数及溶解气油比随压力的变化(表4中第7列、第8列)可以看出,修正前后两个参数均有较大的差值。

4 国内地层油高压物性测试与计算实例

以塔里木油田LG油藏的PVT测试报告为例,油藏埋深5 191 m,原始地层压力53.11 MPa,地层温度110.5 ℃,井下取样。进行高压物性测试。

4.1 一次脱气

测试流程如图3(b)所示。将原始地层压力、温度下的原油进行一次脱气,测试分出的油、气在标准条件下的体积,得到原始地层条件下的原油的体积系数Boi=1.323 5,原始溶解气油比Rsi=120 m3/m3。

4.2 闪蒸脱气

在地层温度下,从原始压力开始降压,测试不同压力下油气混合物的体积,将压力与体积的关系绘图,得到泡点压力(38.6 MPa),再将油气混合物体积除以泡点压力下的体积,即得到表5中的相对体积Vr。测试数据见表5第1、第2列。

表5 LG油藏闪蒸脱气数据

当测试数据不规则,泡点压力用3.1节中所示方法难以确定时,可以根据Y函数方法确定。Potsch 等[15]和Williama[16]提出Y函数是准确确定泡点压力的有效方法,并且对泡点压力的选取非常敏感。Y函数表达式为

(6)

式中,pj为小于pb的任意压力,MPa。

通过实例计算,发现当选择的泡点压力合理时Y函数与压力为直线关系,泡点压力选择有误差时,Y函数与压力不是直线关系。根据英国教材及LG油田闪蒸脱气数据,通过假定不同的泡点压力pb得到的Y函数与压力的关系如图7所示。可以看出,只有在正确的泡点压力下Y函数与压力才是直线关系。目前该方法国内应用较少,是可以借鉴的有效方法。

图7 Y函数与压力的关系Fig.7 Relationship between Y function and pressure

4.3 微分脱气

微分脱气在国内PVT报告及测试标准中称为“地层温度下的多级脱气”。测试方法与3.3节相同。测试数据如表6所示。其中0 MPa、20 ℃条件下相对体积Vr为1。

表6 LG油藏微分脱气实验参数

与国外标准不同,国内的微分脱气一般从原始压力开始,并且将表6中的溶解气油比Rs1及相对体积Vr直接作为不同压力下的溶解气油比及体积系数[3],这是不符合体积系数及溶解气油比定义的,因为地层油体积系数及气油比的定义是基于地层油在地面进行脱气,而不是地层温度下脱气进行定义的。测试结果与实际值差别很大。

由表6和一次脱气结果可以看出,一次脱气得到的原始压力下的体积系数、溶解气油比(Boi=1.323 5,Rsi=120 m3/m3)与微分脱气给出的原始压力下的体积系数、原始气油比(表6,Boi=1.325 1,Rsi=121 m3/m3)不同,这也会给使用者造成困惑。

4.4 地层油高压物性参数的修正

4.4.1 多级脱气测试补充

目前塔里木LG油藏的原油在地面的脱气方式为两级脱气,因此不能用一次脱气数据代替,需要补充两级脱气测试。LG油藏地面原油的两级脱气条件见表7。两级脱气实验流程如图3(a)所示。根据一次脱气气油比及气体组成,配制地层油样,转至PVT中。两级脱气PVT筒中的原油温度为地层温度,压力为泡点压力38. 6 MPa,泡点压力下从PVT筒中推出油的体积及其两级分离后得到的气、油在标准条件下的体积见表7。可以看出,两级脱气得到的泡点压力下的体积系数、气油比(Bob=1.203 4,Rsi=112.82 m3/m3)远小于一次脱气的数值(Boi=1.323 5,Rsi=120 m3/m3)。

表7 LG油藏多级脱气实验参数

4.4.2 高于泡点压力时的高压物性参数计算

与国外教材处理方式相同,基于闪蒸脱气数据，表5第2列相对体积Vr及式(1),计算高于泡点压力时的体积系数,式(1)中的Vof/Vob为表5中的相对体积Vr,Bob=1.203 4。不同压力下的体积系数见表5。高于泡点压力时的溶解气油比为定值,为112.82 m3/m3。

4.4.3 低于泡点压力时的高压物性参数计算

根据微分脱气数据表6和多级脱气数据表7及式(4)和(5),可以得到低于泡点压力下的溶解气油比及体积系数(Vof/Vob为表8中的相对体积Vr;Vob=1.329 7,为表8中泡点压力下的相对体积Vr;Rsi=112.82 m3/m3,为多级脱气表7中的气油比)。其中0 MPa、20 ℃条件下相对体积Vr为1。

表8 LG油藏微分脱气实验修正参数

由表8可以看出,修正后体积系数Bo小于相对体积Vr,差值为0.101～0.126,若用相对体积Vr作为体积系数,对储量的影响将是巨大的;修正后的溶解气油比Rs2也小于修正前Rs1,差值小于8.18 m3/m3,若用Rs1作为气油比对油藏的溶解气储量计算也将产生较大的影响。不同的油藏修正前后两参数的差值变化范围不同,油质越轻,差别越大。