凝析气藏相态恢复规律认识及样品代表性判断

汪来潮 彭小东 殷修杏 陈建华周小涪

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057；2.中海石油（中国）有限公司海南分公司，海南 海口 570312）

0 引言

凝析气藏样品高压物性数据是油气藏开发评价的重要参数，然而由于凝析气藏固有特性致使在取样过程中样品失真情况时有发生，因此对于凝析气藏样品高压物性数据分析首先需确认样品是否失真。目前判断样品是否失真主要采用相态恢复方法，常用方法有：①原始气油比恢复法，即采用分离器油气样按原始生产气油比进行配样或计算［1-2］；②原始露点压力恢复法，即采用流体和对应的平衡油按原始露点压力等于原始地层压力配样或计算［3-6］，其常用于带油环的凝析气藏，在该条件下原始露点压力等于原始地层压力；③直接相态恢复法，即将各组分组成随压力的变化关系曲线回归公式然后计算各组分组成的直接相态恢复法［7］。以上3种方法分析均需要前提条件，如第一种方法需要已知原始生产气油比或试气时的测试气油比，后两种方法需要已知原始露点压力。然而一些油气田尤其是海上油气田在勘探作业中从降本角度考虑，取PVT样品常采用MDT（注：英文Modular Formation Dynamics Tester的缩写，是一种测压取样作业）替代DST测试（注：英文Drill Stem Test的缩写，是一种钻具测试作业）作业，泵抽压差较大情况下存在失真的可能性，但又无法像DST测试一样获取样品的原始生产气油比或者测试气油比的值，对于不带油环的凝析气藏原始露点压力也是未知，给研究带来困难，因此凝析气藏采用目前方法在一些情况下无法判断样品是否失真。笔者研究了凝析气藏在原始气油比和原始露点压力均未知的前提下的相态恢复规律认识，并综合考虑取样和转样两个过程来分析判断样品是否失真的方法，该方法解决了凝析气藏样品由于缺少相关参数而难以判断样品是否失真的问题，具有一定推广应用价值。

1 凝析气藏样品代表性问题

以我国南海西部琼东南盆地X-1井为例，该井是一口海上高温高压凝析气井，原始地层压力为68.61 MPa，地层温度为149.7℃，压力系数为1.96，属于异常高压凝析气藏。MDT测压流度为0.03～0.06 mD／cp，具有低渗透储层特征。

在3 607.8 m深度地层泵抽取得1号和2号共两个MDT样品，最低取样流压为50.50 MPa。其中，1号样品进行了现场放样，放样结果为油、气、水的混合物，现场放样气油比为1 410 m3／m3。2号样品在50～60℃温度、50～55 MPa压力下转样后进行PVT实验分析，测得气油比为2 150 m3／m3。另外，在MDT泵抽取样的同时，采用斯伦贝谢公司取样仪器内置的井下流体识别IFA模块即时分析供参考的流体气油比为4 576 m3／m3。同一条件下取得的样品有3个不同的气油比值，且相差较大。这是测试方法差异引起的，还是本身样品失真造成的？带着该问题，笔者以样品是否失真为基本点进行探讨分析，以求获取准确认识。

2 相态恢复理论基础

相态恢复研究主要包括两大方面：相平衡理论和组分恢复计算。

2.1 相平衡理论

相平衡理论包括物料平衡和热力学逸度平衡两方面［8］。

物料平衡方程组：

热力学逸度平衡方程组：

其中，物料平衡决定组分总守恒，逸度平衡决定油气分配。各组分i在油气中的分配比例Xi、Yi与逸度f有关，而逸度f与热力学性质、温压有关，即与PVT参数场有关。

式中，zik、xik和yik分别是k状态下组分i在混合物、液体和气体中的摩尔分数，无因次；Lk为k状态下平衡油相的摩尔分数，无因次；Vk、VL、VV分别为k状态下、液体中、气体中平衡气相的摩尔分数，无因次；Ki为平衡组成的分配比，定义为组分i在气相中的摩尔分数yik与在液相中的摩尔分数xik的比，无因次；fiLk、fiVk分别为气、液相混合物中组分i的逸度，无因次；P为烃类体系所处的压力，MPa；R为摩尔气体常数；T为烃类体系所处的温度，K；ZiL、ZiV分别为组分i在液体和气体中的摩尔分数，无因次。

2.2 组分恢复计算方法

组分恢复包括向下恢复（更低露点压力）和向上恢复（更高露点压力）两种情况。

电阻率值为7.01～21.44 Ωm，声波时差为331.03～571.10 μs/m。从电性曲线来看，在1152.90 m以浅电阻率值由高阻逐渐变为低值。

对于第一种情况，采用取平衡相法进行恢复，即采用目前样品的流体模拟定容衰竭过程，在已知原始露点压力的情况下，可以模拟计算此压力下的平衡气组成，由于自地层压力下降到原始露点压力时凝析气组成都不会发生变化，所以原始露点压力下的平衡气组成即为恢复得到的原始流体组成。第一种情况较为简单，在此不作赘述。

对于第二种情况，目前的相态恢复方法主要有前面提到的三种方法。

第一种方法——按原始气油比恢复法通过闪蒸油、闪蒸气组分加权计算，见式（7）［9-10］：

第二种方法——按原始露点压力恢复法一般通过添加平衡油的手段使其达到原始露点压力，其组分恢复计算见式（8）［11］：

式（7）和式（8）中，Zi、Xi和Yi分别是组分i在混合物、液体和气体中的摩尔分数，无因次；----Mo为凝析油平均摩尔质量，g／mol；ρ0为凝析油密度，g／cm3；GOR为闪蒸实验的气油比，m3／m3；Lt为平衡油的添加比例，无因次。

第三种方法——直接相态恢复法将各组分组成随定容衰竭压力的变化关系曲线回归公式，然后将已知的原始露点压力代入回归公式中计算各组分组成，即近似得到原始流体的组成。

以上3种方法中，第一种方法在挥发油的相态恢复中适用效果较好，但应用到凝析气藏适用性较差，原因在于目前失真流体在标况下的闪蒸油和闪蒸气与原始流体的闪蒸油和闪蒸气存在一定差异，因此闪蒸油和闪蒸气配样或计算时的配伍性较差；第二种方法应用到凝析气藏适用性较好，原因在于目前失真流体在较高压力下的平衡油和平衡气与原始流体在这一压力下的平衡油和平衡气是一致的，二者配伍性很好；第三种方法是一种近似计算，在目前失真流体的露点压力与原始流体的露点压力相差较远时，误差极大甚至计算结果有误。笔者针对凝析气藏推荐第二种方法。

3 样品失真性分析

3.1 相态恢复规律认识

研究思路：首先假设X-1井目前样品发生了失真，选用一种相态恢复方法对目前流体进行恢复，然后全面系统地分析恢复后的新流体（即假设的原始地层流体）在取样、转样时的流体相态，从而判断在哪个环节可能发生失真。如果不具备失真条件，则判断目前样品具有代表性。

首先采用Eclipse软件的PVTi模块对目前流体进行了实验拟合，得到了PVT参数场。在此基础上，模拟计算出41.04 MPa（低于露点压力0.01 MPa）的平衡油组成。然后按露点压力恢复法对样品进行恢复。通过添加一定比例平衡油的方式进行流体恢复，考虑到X-1样品无法确定流体原始露点压力值，因此设定一系列0～100%之间的平衡油比例，按式（8）计算恢复后的新流体组成，替换已拟合好PVT参数场的流体模型中的目前流体组成，然后模拟计算，即可观察恢复后新流体的相图临界点、露点压力、气油比随平衡油添加比例的变化规律（图1～图4）。

图1 相图临界点变化曲线图

图4 恢复后气油比随添加平衡油比例变化曲线图

图3 恢复后饱和压力和气油比关系曲线图

以上图中红色表示凝析气，绿色表示挥发油或者过渡带。为了和相图的左右顺序吻合，部分曲线的坐标采用逆序。在设定一系列平衡油比例的相态恢复过程中，有以下几点认识：

1）随着添加平衡油比例的增多，相图临界点温度逐渐增大，临界点压力先增大，在流体转变为挥发油和凝析气过渡带流体后，临界点压力逐渐降低（图2）；

图2 恢复后饱和压力随添加平衡油比例变化曲线图

2）随着添加平衡油比例的增多，恢复后流体的露点压力增大，并且呈先快速增大而后逐渐变缓的趋势，露点压力达到一个峰值后，然后继续添加平衡油，流体由凝析气状态先转变为挥发油与凝析气过渡带状态，最终彻底转变为挥发油状态，而此时的饱和压力不再是露点而是泡点，泡点呈先缓慢降低而后逐渐加快的趋势。最终添加平衡油比例为100%时，气油比为407 m3／m3，泡点压力为41.04 MPa，和微小压差下分离得到平衡油的设定压力完全一致，也和目前凝析气（相当于平衡气相）的露点压力41.05 MPa几乎完全相等。平衡油与平衡气在这一共同的饱和压力下达到相平衡。

3）当添加平衡油比例约为35%（不同样品该比例不同），与此同时，气油比约900 m3／m3左右时（此气油比值为凝析气藏与凝析气挥发油过渡带两者之间的大致界限——注：来源于我国石油天然气行业标准SY／T 6101-94），恢复露点压力达到最高，为47.43 MPa，低于取样时井底流压49.9 MPa，也低于转样压力50～55 MPa。

3.2 样品代表性判断实例分析

上节通过假设一系列平衡油添加比例，采用上述方法对目前流体进行了恢复。下面结合取样、和转样时的具体温压条件，分析流体在当时温压条件下的状态，从而判断当时是否会发生失真。

首先分析转样条件下（温度50～60℃，压力50～55 MPa）流体状态，当添加平衡油比例少于约15%时，恢复后流体在50～60℃温度（323.15～333.15 K）下（图5），转样压力高于此温度下露点压力，流体呈单相凝析气状态，不存在析出凝析油并且凝析油未完全转移到PVT釜而造成失真的可能性；当添加平衡油比例大于15%时，恢复后流体在50～60℃温度下（图6），转样压力高于此温度下饱和压力，流体呈过渡带或者挥发油状态，仍然是单相的，转样过程中也不可能发生失真。

图5 转样条件（单相气）下流体状态图

取样条件下流体状态如图6所示，在地层温度下，取样时井底流压最低为50.5 MPa，高于恢复后流体的最高露点压力47.26 MPa，流体在地层中不会发生反凝析，据此可以判断取样能取到代表性样品。

图6 转样条件（单相油）和取样条件下流体状态图

综合以上分析，该样品不存在失真的可能，样品分析结果可靠。现场放样气油比和IFA分析气油比和PVT分析结果差异很大，主要是由于获取的方法造成的，一是现场放样气油比准确度不高，二是IFA分析气油比准确度不够。事实上，通过试凑扣除平衡油的比例去模拟闪蒸计算气油比等于IFA分析气油比4 576 m3／m3恢复得到新流体的露点压力为33.4 MPa，比目前流体的露点压力更低，更不可能发生失真。综合判断该样品具有代表性。

表1 取样和转样条件下温度压力对比表

4 结论

1）研究了凝析气藏在原始气油比和原始露点压力均未知的前提下的相态恢复规律认识，总结了恢复过程中流体状态及饱和压力、气油比等相态参数的变化规律，恢复后露点压力最高的状态下，其油气藏类型属于一种气油比900 m3／m3左右的近临界态油气藏。

2）提出了一种综合考虑取样和转样两个过程来分析判断样品是否失真的方法。以X-1井流体为例，结合取样和转样时的具体温压条件，分析发现X-1井流体在当时取样和转样时的温压条件下都处于单相状态，从而判断认为两种条件下流体都不会发生失真，判断该样品具有代表性。

3）提出的凝析气藏流体样品代表性综合判断法解决了一些凝析气藏样品由于缺少相关参数而难以判断样品是否失真的问题，具有一定推广应用价值。