王 娟，郭 平，王 芳，程 亮，鄒 波

(1.中國石油西南油氣田分公司，四川 成都 610000；2.西南石油大學，四川 成都 610000；3.中國石化河南油田分公司，河南 南陽 473132；4.中國石油川慶鉆探工程公司，四川 成都 610000)

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物質(zhì)平衡法計算縫洞型凝析氣藏動態(tài)儲量

王 娟1，2，郭 平2，王 芳3，程 亮4，鄒 波1

(1.中國石油西南油氣田分公司，四川 成都 610000；2.西南石油大學，四川 成都 610000；3.中國石化河南油田分公司，河南 南陽 473132；4.中國石油川慶鉆探工程公司，四川 成都 610000)

與一般砂巖凝析氣藏不同，縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏以裂縫-孔洞和基質(zhì)孔隙作為儲集空間，地下縫洞尺寸差異很大，滲流規(guī)律復雜。從摩爾質(zhì)量守恒角度出發(fā)，引入縫洞孔隙度概念來描述縫洞空間體積占儲層表觀總體積的比例，建立并推導適合無邊底水縫洞型凝析氣藏衰竭式開發(fā)的物質(zhì)平衡方程，應用該方程可分別求取基質(zhì)系統(tǒng)與縫洞系統(tǒng)的儲量。實例計算證明，該方程可在有效計算氣井儲量的同時計算縫洞體系的儲量，對于評估縫洞型凝析氣藏的穩(wěn)產(chǎn)能力具有重要意義。

縫洞型凝析氣藏；物質(zhì)平衡方程；縫洞孔隙度；摩爾質(zhì)量守恒；儲量計算

0 引 言

碳酸鹽巖縫洞型凝析氣藏是一類特殊的氣藏，其儲集體分布和流體性質(zhì)均非常復雜[1]，并且由于灰?guī)r裂縫、溶洞的存在使得其儲量估算困難重重。國內(nèi)外關(guān)于該類氣藏的儲量計算研究較少[2-4]，通常物質(zhì)平衡方程推導模型以溶洞與基質(zhì)孔隙視為基質(zhì)的雙重介質(zhì)為主[5-6]，而在裂縫與溶洞連通、滲流特征類似的情況下，用此種雙重介質(zhì)模型表征的滲流特征與實際存在較大差異。引入“縫洞孔隙度”的概念來描述縫洞型儲層中縫洞的儲集特征，從摩爾質(zhì)量守恒角度建立、推導出適合無邊底水縫洞型凝析氣藏衰竭式開發(fā)的物質(zhì)平衡方程，計算縫洞型凝析氣藏的縫洞體系儲量與基質(zhì)體系儲量，其中縫洞體系儲量的量化對評價該類氣藏的穩(wěn)產(chǎn)能力及其開發(fā)具有重要指導意義。

1 物質(zhì)平衡方程的建立

1.1 假設(shè)條件

與常規(guī)凝析氣藏不同，縫洞型凝析氣藏的假設(shè)條件應盡可能地貼近實際，具體為：①儲層由縫洞體系與基巖體系組成，裂縫與溶洞體系滲流特征類似，可視為一體，稱為縫洞體系，基巖為單一均質(zhì)，關(guān)井時間足夠長，直至基巖體系與縫洞體系壓力相同；②流體的儲集空間為基巖孔隙和縫洞空間，基巖中的流體流入裂縫或溶洞，經(jīng)由裂縫被采出；③基巖體系的巖石壓縮性忽略不計，縫洞體系的束縛水飽和度及壓縮性忽略不計，僅考慮基巖體系的束縛水飽和度及其流體膨脹；④基巖體系與縫洞體系的PVT特性相同；⑤當平均地層壓力降至露點以下時，基巖與縫洞均有凝析油析出，基巖凝析油達到臨界流動飽和度后可流動；⑥不考慮邊底水，氣藏采用衰竭式開發(fā)。

1.2 縫洞孔隙度的提出

在縫洞型儲層中，由于溶洞發(fā)育使得縫洞型碳酸鹽巖儲層的連續(xù)性特征尺度[7]達到數(shù)米到數(shù)十米不等，而縫洞尺度的發(fā)育規(guī)模差異較大，很難取得具有代表性的巖心分析儲層溶洞發(fā)育情況。因此，引入“縫洞孔隙度”來進行描述，用符號φfv表示，其物理意義為裂縫-溶洞空間體積與儲層表觀體積之比，用公式表示為：

(1)

式中：φfv為縫洞孔隙度；Vfv為裂縫-溶洞空間體積，m3；Vb為儲層表觀體積，m3。

1.3 方程的建立與推導

由于需要表征氣相彈性能量釋放與反凝析作用，故采用摩爾質(zhì)量守恒：

nig=np+ng+nfvo+nmo

(2)

式中：np為累計采出氣物質(zhì)的量，mol；nig為原始流體物質(zhì)的量，mol；ng為氣藏剩余氣物質(zhì)的量，mol；nfvo為縫洞體系反凝析液相物質(zhì)的量，mol；nmo為基巖體系反凝析液相物質(zhì)的量，mol。

各氣相烴類物質(zhì)的量為：

(3)

(4)

(5)

式中：Gpg為累計采出氣量，m3；Gpo為累計采出凝析油折算氣量，m3，Qpo為累計采出凝析油量，t；Vhci為原始烴類體積，m3；Vhc為剩余氣相烴類體積，m3；pi為原始地層壓力，MPa；p為當前地層壓力，MPa；psc為地面標準狀態(tài)壓力，MPa；T為地層溫度，K；Tsc為地面標準狀態(tài)溫度，K；Z為氣體偏差因子；R為氣體常數(shù)，取8.31×10-6MPa·m3·K-1·mol-1；Zi為原始地層條件下的氣體偏差因子；Zsc為地面條件下氣體偏差因子；GOR為氣油比，m3/m3。

各液相烴類物質(zhì)的量為：

(6)

(7)

式中：Vb為儲層表觀體積，m3；Vfv為溶洞孔隙體積，m3；Vm為基巖孔隙體積，m3；Sfvo為縫洞反凝析油飽和度；Smo為基質(zhì)反凝析油飽和度；ρo為地下反凝析油密度，kg/m3；Mo為地下反凝析油平均分子質(zhì)量；φm為基巖孔隙度。

將式(3)～(7)代入式(2)并化簡得：

(8)

考慮基巖束縛水膨脹和凝析油析出影響，則有：

Vhc=

(9)

Vhci=Vbφfv+Vb(1-φfv)φm(1-Smwi)

(10)

(11)

(12)

式中：Gi為原始天然氣儲量，m3；Bgi為原始地層條件下天然氣體積系數(shù)；Smwi為地層束縛水飽和度；Cw為地層水壓縮系數(shù)，MPa-1；Δp為地層壓降，MPa。

將式(9)～(12)代入式(8)整理并化簡，得：

(13)

其中

(14)

(15)

式(13)即為新的無邊底水縫洞型凝析氣藏開發(fā)物質(zhì)平衡方程。

1.4 物質(zhì)平衡方程求解及儲量計算

(16)

(17)

2 相關(guān)參數(shù)的討論

式(13)中的凝析油密度ρo和分子質(zhì)量Mo作為地下流體物性參數(shù)，與溫度、壓力有關(guān)，而儲層溫度一般認為恒溫，因此，凝析油密度與分子質(zhì)量變化可認為僅與壓力相關(guān)。結(jié)合室內(nèi)PVT相態(tài)測試分析，可將凝析油密度ρo和分子質(zhì)量Mo擬合描述為與壓力相關(guān)的函數(shù)。

室內(nèi)相態(tài)實驗在PVT筒中進行，無多孔介質(zhì)影響，且析出的凝析油沉降至PVT筒底部保持靜止。縫洞型碳酸鹽巖儲層中的凝析氣在地層壓力低于露點壓力后會發(fā)生反凝析現(xiàn)象，溶洞孔隙空間內(nèi)凝析油的析出與室內(nèi)實驗類似，其凝析油飽和度Sfvo可由室內(nèi)相態(tài)實驗確定，而多孔介質(zhì)的存在會加劇凝析油的析出，且基質(zhì)中凝析油的飽和度達到臨界流動飽和度后會流動。該文中忽略多孔介質(zhì)(基質(zhì))對反凝析作用的影響，故基質(zhì)中的凝析油飽和度Smo確定為：當飽和度低于臨界流動飽和度時采用實驗測定值；當PVT測定的凝析油飽和度大于臨界流動飽和度時，采用臨界流動飽和度。

3 實例分析

以某油田縫洞型凝析氣藏生產(chǎn)井為例，儲層基本參數(shù)為：地層壓力為57.928 MPa，地層溫度為128.17 ℃，基質(zhì)孔隙度為2.06%，基質(zhì)束縛水飽和度為30%，綜合滲透率為0.89×10-3μm2，地層水壓縮系數(shù)為5.72×10-4，凝析油臨界流動飽和度為0.156，壓力與累計產(chǎn)油、氣量如表1所示。

表1 累計生產(chǎn)與壓力數(shù)據(jù)

采用Blasingame方法計算天然氣地質(zhì)儲量為2.39×108m3，F(xiàn)MB方法計算天然氣地質(zhì)儲量為2.44×108m3。利用該文方法計算得到：縫洞孔隙度為1.461%，天然氣總地質(zhì)儲量為2.427 3×108m3，其中縫洞體系儲量為1.230 5×108m3，基質(zhì)體系儲量為1.196 7×108m3。由此可見，與常規(guī)動態(tài)儲量計算相比，新建立的物質(zhì)平衡方程在可計算地質(zhì)儲量的基礎(chǔ)上，還可以分別計算縫洞體系和基巖體系的儲量。由于裂縫滲透率的滲流能力高，縫洞體系儲量的大小直接關(guān)系到氣井穩(wěn)產(chǎn)能力的大小，因此，計算縫洞體系儲量的大小對于評價縫洞型儲層氣井的穩(wěn)產(chǎn)能力具有重要作用。

4 結(jié) 論

(1) 建立了無邊底水情況下的縫洞凝析氣藏的物質(zhì)平衡方程，并通過實例計算論證了方程的正確性。

(2) 新建立的物質(zhì)平衡方程除可計算天然氣總地質(zhì)儲量外，還可區(qū)分出縫洞體系儲量與基巖體系儲量，對于評價縫洞型儲層氣井的穩(wěn)產(chǎn)能力具有重要意義。

[1] 馬永祥. 對凝析氣藏物質(zhì)平衡方程的研討[J].石油勘探與開發(fā)，1997，24(6)：45-50.

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[7] 李傳亮.儲層巖石連續(xù)性特征尺度研究[J].中國海上油氣，2004，16(1)：63-64.

編輯 劉 巍

20150225；改回日期：20150615

西南石油大學博士點基金項目“高溫高壓多組分凝析氣非平衡相態(tài)理論模型研究”(20115121110002)

王娟(1984-)，女，2007年畢業(yè)于西南石油大學石油工程專業(yè)，2013年畢業(yè)于該校油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲博士學位，現(xiàn)在中國石油西南油氣田分公司勘探開發(fā)研究院博士后工作站，從事凝析氣藏等復雜氣藏開發(fā)、油氣微觀滲流機理等研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.04.019

TE33

A

1006-6535(2015)04-0075-03