板中北多点带油环凝析气藏动态特征研究

板中北多点带油环凝析气藏动态特征研究

油环凝析气藏（凝析气顶油藏）是最复杂的油气藏类型之一，由含气区和含气区组成。这类油气藏在消耗性开发方式下,常常会因储层的非均质性或油气区域开采速度的不平衡,而造成地层流体由高压区向低压区窜流和油气井产出流体的性质发生较大变化乃至发生彻底改变,即油井因气窜而变成了气井,气井因油窜而变成了油井。发生窜流的油气井产出的烃类流体均可能存在气顶干气、凝析油、溶解气和原油。对于已经发生油气窜流的油气藏,若没有对油气井的油气产量进行劈分,只是简单地将气井产出井流体当作气顶干气和凝析油或将油井产出的流体当作原油和溶解气进行物质平衡计算,结果就会出现与气藏实际情况存在较大偏差的情况,甚至会得出错误的结论。因此,对带油环凝析气藏就要进行动态储量计算。1在北可口可乐的油环体系中，油环凝胶的基本性质和动态特征的分析1.1凝析油气地质及开发现状板中北高点凝析气藏为高孔、中高渗储层的断块构造油气藏,也是一个具有弱边水、带油环的凝析气藏。该藏原始地层压力30.50MPa,气层温度102℃,含气面积6.3km2,凝析气地质储量为32.12×108m3(其中天然气地质储量30.13×108m3,凝析油地质储量109.5×104t),油环(含油)面积1.8km2,原油地质储量170×104t,溶解气地质储量5.13×108m3。从1973年底投入开发到1997年累积采液态烃68.7×104t,采气20.82×108m3;油(凝析油+原油)采出程度为24.6%,气(气藏天然气+溶解气)采出程度为59%。目前,所有生产井均已停产。1.2油气藏水的连通性该油气藏具有如下典型特征:①根据油气藏内各油气井压力随时间同步下降现象判断该气藏内的储层物性良好,连通性好;②从油气藏压力与累积产量关系曲线以及构造低部位生产井的含水情况可判断出油气藏的边水能量比较有限;③凝析油含量随压力的下降而降低,同时凝析油密度随压力下降而下降;④从油气井产出井流物的组分及气油比、液态烃的密度变化上判断,气藏油气互窜现象非常严重(图1),这也是带油环凝析气藏特有的现象。2通过计算桥中北可口可乐储液的动态储量，计算该桥中北可口可乐的动态储量2.1储层参数bt通过一系列假定条件,把具体的油气藏简化为储集油、气、水的地下容器,这样,油气藏在整个开发过程中总会保持着物质和体积的平衡,当油气藏经过一定开采时间后,地层压力下降了ΔP,这时从油气藏中采出的油、气、水的地下累积体积,应等于由各种驱动能量作用后所占据的油气区的地下体积。由此可得如下平衡关系:累积采出油气水的地下体积=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+累积水侵体积+人工注水体积,即:式中:Bt=Bo+(Rsi-Rs)Bg;N为原油地质储量,104m3;Np为原油累积产量,104m3;Wi为累积注水量,104m3;Bt为目前地层压力下油、气两相的体积系数,m3/m3;Bti为原始地层压力下的油、气两相体积系数,m3/m3;Bo为目前地层压力下原油体积系数,m3/m3;Bgi为凝析气在原始条件下的体积系数,m3/m3;Bg为在地层压力P时凝析气的体积系数,m3/m3;Bw为地层水体积系数,m3/m3;m为在原始地层条件下,气顶与原油体积之比,104m3/104m3;Rp为累积生产气油比,m3/m3;Rsi,、Rs为原始地层压力、目前地层压力下溶解气油比,m3/m3;Wc、Wp为累积水侵量、累积产水量,104m3;Swi为束缚水饱和度,小数;ΔP为地层压力降,MPa;Cf、Cw为地层岩石及地层水的弹性压缩系数,1/MPa。对未注水开发的油气藏,同时令Ce=(SwiCw+Cf)/(1-Swi),则(1)式可整理得:令(2)式左边的参数为Y,右边的Bti[(Bg/Bgi-1)+CeΔP]/[(Bt-Bti)+BtiCeΔP]=X,则(2)式可变成水驱气顶油藏物质平衡方程的线性表达式:方程的截距N为原油储量,方程的斜率mN为原油储量与原始地层条件下气顶与原油体积比的乘积,由此便容易求得油气藏的原油和气顶储量。2.2水驱气顶油藏气藏物质平衡的优化设计该油气藏经历了20多年的开发,各项动、静态资料比较齐全。经综合分析确认了该气藏为一个带油环的高含量凝析气气藏。由于采取了以气驱为主、以溶解气驱和弱边水驱为辅的消耗式开采驱动方式,故应当采用水驱气顶油藏物质平衡方法进行动态储量计算。在计算参数的整理中应从物质平衡的理论基础出发并结合该油气藏的特殊实际情况进行参数准备。在地层条件下采出的凝析油为气相状态,应将凝析油折算为气顶凝析气,然后与溶解气一起合并为整个油气藏的天然气产量。而油产量必须是不含凝析油的油环原油产量。由于该断块地层流体在开发过程中发生了极其复杂的油气窜流,要获得正确的物质平衡参数,事先必须进行合理的油气产量劈分,还原出地层原始状态下实际的油、气(气顶、油环)产量。由于这些参数是这种油气藏特有的并与常规油、气藏存在很大区别,因此我们对这些参数进行了重点分析计算。2.2.1凝析气藏天然气t根据凝析气的特殊热力学性质,在低于露点压力的情况下,凝析油含量和凝析油相对密度随压力的降低而降低。由于原油的组成及相对密度受压力变化的影响较小,在整个降压开采过程中可将压力参数作为近似定值。而凝析油相对密度随压力降低而逐步下降,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。由此可得以下函数关系式:式中:为油气井采出的混合油相对密度;γo为原油相对密度;γc为对应地层压力下凝析油的相对密度;x为原油占采出油的比例;qc为凝析油产量,t;qoc为油(液态烃)总产量(原油+凝析油),t。通过(4)式可将每口井在任意时间段采出的原油、凝析油分开,再根据凝析气油比随压力的变化规律计算出任意阶段凝析气藏天然气的产量:式中:qg为凝析气藏天然气产量,104m3/d;Rc为不同压力下凝析气油比,m3/t。将该断块发生油窜、气窜的油气井生产数据进行产量劈分得整个油气藏凝析气顶和油环的实际产量(表1)。从表中可看出,油环实际累积产原油35.48×104t,比通过油井直接产出的油多3.12×104t;实际累积产溶解气3.94×108m3,比经油井直接产出的天然气少4.20×108m3。其中的差值就是地层流体因压力下降不平衡而造成的油气大规模窜流的结果。2.2.2压力对凝析油密度的影响凝析油折气采用以下计算公式:凝析油之所以能够采出来,是由于凝析油在地层中以气相状态流到井底,并在分释中同凝析气藏气一起采到地面。在低于露点压力时,凝析油密度随压力的降低而降低。从公式(7)中可看出,不同相对密度凝析油的折气当量是不同的,因此对不同压力下凝析油的阶段产量进行折气计算,结果见表1。其它参数与常规油气藏计算参数的求解方法完全相同,即原油体积系数可依据流体取样后的化验资料整理得到,天然气体积系数采用Standing-katz图版求解,水侵量可由参考文献中的计算方法进行求解,各计算参数见表2。2.3凝析气地质储量按方程要求整理,将原油产量依据其相对密度转换成体积单位。对表2中的物质平衡计算参数X、Y进行回归求解,以便得到相关性较好的回归曲线(图2),回归方程为:回归方程的截距为210.22。依据原油相对密度为0.8284,可计算出原油地质储量为174×104t。由回归方程斜率、截距以及原始油气体积系数可得到凝析气地质储量为30.14×108m3。可以看出,原油地质储量比上报值高4×104t。凝析气地质储量少1.98×108m3。该计算结果与上报探明地质储量比较接近,而且符合油气藏的实际情况。(1)尽管凝析气藏的物质平衡方程是根据对地下油气藏原始流体状态的假设建立的,但经推导变形后仍可得到地面标准条件下的表达形式。不过,计算参数应按地下实际原始流体相态准备。(2)由于地下油气会发生窜流,开采带油环凝析气藏会引起油气井井流物发生质的变化,故在物质平衡方程的计算前,应当进行正确的油气产量劈分,以确定原始地层流体状态下对