基于生产动态资料的凝析气藏流体分布及潜力再认识——以渤海BZ油气田太古宇潜山为例

黄磊，孙藏军，康凯，张雷，姜永，余元洲

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

勘探评价阶段，对油气藏类型、流体分布、油藏模式及储量规模等基本地质油藏特征，基本可以认识清楚。但对于海上油田井网稀、资料少的情况，勘探评价阶段的认识常常与开发生产阶段存在一定差别[1-6]。尤其随着开发井生产动态资料的不断丰富，往往会出现动态生产特征与原有地质认识不相符合的情况[6-12]，从而制约了油田的进一步调整挖潜，比如本次研究对象——BZ油气田太古宇潜山凝析气藏。

BZ油气田太古宇潜山凝析气藏勘探评价初期，受限于探井——BZ-1井仅有的常规电缆测井资料、取样及DST测试资料，虽然取得了一定的认识，但也仅限于对储层段的划分、气藏类型和规模的静态认识。随着气藏开发年限的不断增长，生产动态特征与原有地质认识差别较大。针对这些矛盾，有必要利用勘探评价阶段和开发生产阶段丰富的动态资料，重新认识BZ油气田太古宇潜山凝析气藏的流体类型和空间分布特征，以及资源潜力再评估，从而进一步指导该气藏的调整挖潜，同时，还可为海上其他相似凝析气藏的高效开发提供参考。

1 油气田概况

BZ油气田位于渤南低凸起西部倾没端（见图1），北邻渤中凹陷，南靠黄河口凹陷，整体为2条近东西向同生大断层所夹持的地垒型潜山披覆半背斜构造。由于紧邻2个富生烃凹陷，成藏条件优越，BZ油气田自上而下发育新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组、沙河街组以及太古宇潜山等多套含油气层系叠置的复式油气藏。勘探评价阶段，BZ-1井进行了6次DST测试，并根据地面流体取样及DST测试资料，认为研究区太古宇潜山为层状构造凝析气藏，构造圈闭面积1.61 km2（见图2），岩性为变质花岗岩，以孔隙-裂缝型储层为主。

图1 BZ油气田区域位置

图2 BZ油气田太古宇潜山顶面构造

BZ油气田于2004年投产，整体采用分层系开发。太古宇潜山凝析气藏采用定向井，天然能量开发，部署的2口生产井——BZ-1，BZ-A11井（BZ-1井为探井回接保留，作为生产井；BZ-A11为调整井）分别于2006年、2013 年投产。投产初期，BZ-1 井日产气 15×104m3，日产油 50 m3，BZ-A11 井日产油 25 m3。

2 开发生产动态矛盾

在勘探评价阶段及开发初期，根据BZ-1井的地面流体取样及DST测试资料可知：4个地面原油样品的密度介于0.745 7～0.758 2 g/cm3，平均0.752 5 g/cm3，凝固点-22～-14℃，平均-19℃；4个天然气样品的相对密度介于 0.774～0.953，平均0.840，气油比介于2 820～3 488 m3/m3，平均 3 013 m3/m3。分析认为，太古宇潜山气藏为凝析气藏，凝析油体积分数319.4 cm3/m3，对气底之下是否有黑油并不确定。

开发方案实施后，随着开发年限的增加，根据生产井逐年新增的地面流体取样及生产动态可知：BZ-1井自2011年开始，地面原油密度由0.776 1 g/cm3上升至0.833 4 g/cm3，而从2009年开始，凝固点由-32℃上升至28℃，地面原油密度和凝固点逐渐趋于稳定（见图3）；同时，BZ-1井生产过程中的气油比逐渐降低，产油量稳定（见图4），并且调整井——BZ-A11井2013年投产初期气油比为500 m3/m3，远低于太古宇潜山凝析气藏原始平均气油比（3 013 m3/m3），投产即见黑油。分析认为，研究区太古宇潜山凝析气藏原油产出经历了凝析油—凝析油+黑油—黑油的过程，气藏构造低部位存在黑油油环。

图3 研究区太古宇潜山地面原油密度及凝固点变化情况

图4 研究区太古宇潜山BZ-1井生产曲线

3 气藏流体分布再认识

鉴于常规测井资料无法识别深层太古宇潜山储层内部的流体性质，进而难以确定气藏中的流体界面，在建立储层地质模型的基础上，利用生产历史数据，采用数值模拟来分析太古宇潜山储层中凝析气、黑油油环及地层水的空间分布。

3.1 网格系统的建立

为了精细表征气藏开发过程中黑油油侵、地层水水侵及气油比的动态变化，合理解决模型中网格数与计算时间之间的矛盾，确保模型计算的可靠性，应用建模软件Petrel，将地质模型进行粗化。粗化后模型的网格步长为20 m×20 m×0.5 m，整个太古宇潜山储层的网格数为105×26×400=1 092 000个。气藏基本参数、流体及岩石数据均来自BZ-1井。

3.2 流体组分模型的建立

为缩短凝析气藏组分模型计算时间，利用数值模拟软件Eclipse中的PVTi模块，将实验室得到的BZ-1井14个组分劈分合并为7个拟组分。具体步骤如下：1）输入BZ-1井井流物组分，将重质组分C11+劈分成2个组分，命名为Cfr1+与Cfr2+，并拟合露点压力、相图等参数；2）按照物理化学性质相近可适当合并的原则，把劈分后得到的组分进行合并，最终得到7个拟组分，分别为 C1+N2，C2+CO2，C3—C4，C5—C6，C7—C10，Cfr1+，Cfr2+。 各拟组分的摩尔分数见表1。

表1 BZ-1井各拟组分的摩尔分数

将BZ-1井的闪蒸分离实验、恒质膨胀实验及定容衰竭实验数据进行拟合，运用试凑法反复调试，使得输出的参数与BZ-1井实验室测量结果匹配，从而用于组分模拟和闪蒸计算。实验室测得露点压力为29.81 MPa，拟合值为29.64 MPa，相对误差0.6%；对定容衰竭实验数据进行拟合，实验室测得最大反凝析体积分数为5.5%，拟合值为6.4%。主要实验指标拟合效果较好，可以用于生产历史拟合。

3.3 历史拟合及流体界面认识

研究区太古宇潜山实际模型仅2口生产井，气藏单元单一，平面关系较简单。分别对每口单井历史数据进行拟合，操作步骤如下：1）在压力拟合的基础上，通过拟合2口生产井的见水时间及含水率变化规律，确定油水界面；2）气油界面不同会导致油侵时间和气油比变化不同，通过拟合2口生产井的气油比变化规律，确定气油界面。

3.3.1 油水界面拟合

在压力拟合的基础上，综合考虑储层厚度及拟合精度，以垂向10 m间隔分别设计4个油水界面，含水率数值模拟变化见图5。当油水界面在海拔-3 125 m时，数值模拟结果与BZ-1，BZ-A11井的历史数据较为符合，因此，确定凝析气藏构造低部位黑油油环与地层水界面为海拔-3 125 m附近。

图5 研究区太古宇潜山含水率历史拟合曲线

3.3.2 气油界面拟合

以垂向10 m间隔分别设计4个气油界面，气油比数值模拟变化见图6。当气油界面在海拔-3045m时，模拟结果与BZ-1，BZ-A11井的历史数据较为符合。因此，确定凝析气藏与低构造部位黑油油环之间的气油界面为海拔-3 045 m附近。

图6 研究区太古宇潜山生产井气油比历史拟合曲线

3.4 流体分布再认识

BZ-1井投产初期，测试太古宇潜山凝析气藏原始地层压力为31.05 MPa，生产至2013年，地层压力下降至21.11 MPa。2013年，BZ-A11井投产初期测试地层压力为21.69 MPa，与BZ-1井基本一致，较原始地层压力下降了9.36 MPa。资料表明，BZ-1井与BZ-A11井钻遇太古宇潜山储层，连通性好，为同一流体系统。

勘探评价阶段，根据BZ-1井DST资料及测井解释储层段，认为研究区太古宇潜山为构造层状凝析气藏，以测井解释储层底（海拔-3 073.0 m）作为气底（LKG）。开发生产阶段，综合2口井生产动态特征、历史拟合所确定的流体界面及测井解释储层段结果，确定以调整井BZ-A11井储层顶（海拔-3 044.2 m）作为气油界面（GOC），以储层底（海拔-3 126.4 m）作为油水界面（OWC），流体界面认识与BZ-A11井投产即见黑油产出动态特征及单井生产动态拟合结果相符。受风化作用及构造作用影响，自潜山顶面向基岩内部，储层物性逐渐变差（强风化破碎带—次风化裂缝带—基岩原状地层）（见图7）。

图7 BZ油气田太古宇潜山不同阶段流体系统分布认识

虽然BZ-1井纵向上钻遇凝析气及原油，但由于气相渗透率高于油相，因此BZ-1井在生产初期以产气为主；同时，BZ-1井地面原油密度历年变化统计表明，在2006年至2011年，地面原油密度由0.752 5 g/cm3上升至0.776 1 g/cm3，产出油以凝析油为主，含有少量黑油。综上所述，研究区太古宇潜山为一带黑油油环的构造层状凝析气藏，而非勘探评价初期所认为的构造层状凝析气藏。

4 黑油油环储量规模评价

带油环凝析气藏地层压力降至露点压力以下时，凝析气体系会发生复杂的相态变化，计算常规气藏动态储量的物质平衡方程难以适用。前人针对凝析气藏的物质平衡方程大多是基于体积守恒或物质的量守恒建立的物质平衡方程[13-22]，且将地面采出油气用体积系数或者气油比折算到井底，而实际情况是凝析气井采出物从井底到井口流动过程中，油气存在质量交换，且交换量难以确定，从而导致物质平衡方程计算的结果存在偏差。王怒涛等[23]基于质量守恒原理，推导了带油环凝析气藏的物质平衡方程，以计算带油环的凝析气藏动态储量：

建立目标函数E：

式中：ρoi，ρgi分别为原始条件下油环、 气体的密度，g/cm3；n为地下条件的油环指数；G为凝析气地质储量，108m3；Bgi为原始条件下的气体体积系数；ρg，ρo分别为地下条件下的气体、原油密度，g/cm3；Sw，So分别为含水、含油饱和度；Swc为束缚水饱和度；cp，cw分别为岩石和水的压缩系数，1/MPa；Δp 为地层压降，MPa；Wp为累计产出水量，104m3；We为气藏水侵量，104m3；Bw为水的地层体积系数；ρgsc，ρosc分别为地面条件下产出气、产出油的密度，g/cm3；Gp为累计产气量，108m3；Np为累计产油量，104m3；i为插值序号（i=1，2，…，m）。

求解的过程需要利用定容衰竭实验得到的含油饱和度随地层压力变化的曲线（见图8），对式（1）作非线性回归处理。求解过程如下：1）准备凝析油气及黑油的基础物性参数；2）输入对应地层压力下的累计产油量及累计产气量；3）设定某一初始的凝析气地质储量和油环指数；4）根据地层压力，利用图8曲线插值得相应的含油饱和度，计算 Y1；5）代入目标函数式（式（4）），如果没有达到最小值，则重新设定参数，重复步骤3），达到最小值则结束。

图8 研究区不同地层压力下定容衰竭实验含油饱和度变化

应用上述方法计算BZ油气田太古宇潜山凝析气藏的凝析气及黑油的动态储量。目标区基础数据见表2，气井生产动态数据见表3。

表2 研究区太古宇潜山凝析气藏PVT基础数据

表3 研究区太古宇潜山凝析气藏气井生产动态数据

根据PVT实验得到的不同地层压力下的气体偏差系数、含油饱和度，用EOS状态方程计算随地层压力变化的油相、气相的物质的量、密度、黏度及相对渗透率等参数，计算Y和Y1。目标函数最小时的凝析气储量7×108m3，油环指数0.9，黑油油环储量nGBgi/Boi=149.39×104m3，计算结果与静态容积法计算的地质储量（141.21×104m3）吻合度较高。目前，黑油油环采出程度仅8%，可作为BZ油气田下一步调整挖潜方向。

5 结论

1）研究区太古宇潜山凝析气藏原油产出经历了凝析油—凝析油+黑油—黑油的过程，为一个带黑油油环的构造层状凝析气藏，而非勘探评价初期所认为的构造层状凝析气藏。

2）利用丰富的生产动态资料，结合天然水驱的带油环凝析气藏的物质平衡方程，重新评估了研究区太古宇潜山黑油油环储量，与静态容积法计算地质储量吻合度较高。目前，黑油油环采出程度较低，可作为BZ油气田下一步调整挖潜方向。