李良峰

（中國(guó)石油大港油田灘海開(kāi)發(fā)公司，天津 300280）

花3 區(qū)塊位于福山凹陷花場(chǎng)構(gòu)造的西北部，是受三條斷層加持的扁鼻狀構(gòu)造，油藏類(lèi)型為近臨界態(tài)揮發(fā)油藏[1]。具有弱邊底水；含油層位為流沙港組的流三段，油層頂部埋藏深度2 950 m；含油氣面積1.7 km2，探明地質(zhì)儲(chǔ)量輕質(zhì)揮發(fā)油89×104t，天然氣13.7×108m3。是一個(gè)小而肥的高品質(zhì)的油氣藏；原始地層壓力為36.37 MPa，地層溫度130.5 ℃。花3 區(qū)塊流三段頂界構(gòu)造井位圖（見(jiàn)圖1）。

圖1 花3 區(qū)塊流三段頂界構(gòu)造圖Fig.1 Top structural map for Liu 3 member of Hua 3 block

花3 區(qū)塊2001 年采用衰竭方式投入開(kāi)發(fā)，區(qū)塊內(nèi)共有完鉆井12 口，除花3-13X 井在流三段試油低產(chǎn)和3-14X 未投產(chǎn)外，其余10 口井全部投入生產(chǎn)，均為自噴開(kāi)采。到2014 年3 月，花3 區(qū)塊累計(jì)產(chǎn)油16.85×104t，累計(jì)產(chǎn)氣2.7×108m3，揮發(fā)油采出程度17.5 %，溶解氣的采出程度34.2 %。

目前花3 區(qū)塊已進(jìn)入開(kāi)發(fā)的中后期，地層壓力和產(chǎn)量均已下降到較低程度，目前壓力水平為38 %，日產(chǎn)油13.7 t，氣4.5×104m3。為了進(jìn)一步認(rèn)識(shí)花3 區(qū)塊近臨界態(tài)揮發(fā)油藏衰竭開(kāi)采過(guò)程生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化規(guī)律，進(jìn)而明確開(kāi)發(fā)后期提高油藏采收率主體技術(shù)，本文綜合運(yùn)用地層流體相態(tài)特征、生產(chǎn)指示曲線特征、生產(chǎn)井?dāng)y液能力、動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量計(jì)算、剩余開(kāi)發(fā)潛力等多種油藏工程動(dòng)態(tài)分析方法[2～7]，開(kāi)展花3 區(qū)塊開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)特征及剩余開(kāi)發(fā)潛力分析，目的是對(duì)后續(xù)提高采收率注氣主體技術(shù)的篩選提供技術(shù)支持。

1 油藏流體特征

花3 區(qū)塊地層流體具有近臨界態(tài)揮發(fā)性油藏流體的性質(zhì)和相態(tài)特征，這是影響其開(kāi)發(fā)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的主要因素之一。

花3 區(qū)塊地面油的性質(zhì)為：地面油密度為0.792 4 g/cm3，粘度為1.22 mPa·s，凝固點(diǎn)為1 ℃，含硫?yàn)?.06%，含蠟量為3.48%，膠質(zhì)瀝青含量為6.25%，初餾點(diǎn)64 ℃，油品性質(zhì)優(yōu)良，屬典型的揮發(fā)性輕質(zhì)油。

地層油性質(zhì)更顯出揮發(fā)性油的特征。據(jù)花3 井兩個(gè)高壓物性資料統(tǒng)計(jì)，地層油密度0.251 1 g/cm3～0.443 1 g/cm3，平均為0.35 g/cm3；粘度0.218 2 mPa·s～0.244 0 mPa·s，平均為0.23 mPa·s；體積系數(shù)3.202～3.741，平均為3.47；飽和壓力24.83 MPa～25.95 MPa；原始?xì)庥捅?21 m3/m3～754 m3/m3，平均為637 m3/m3，具有典型的揮發(fā)性油的性質(zhì)。

花3 區(qū)塊花3 井高壓物性取樣后得到的原始地層流體P-T 相圖（見(jiàn)圖2）。由圖2 中壓降開(kāi)采線的位置可以看出，壓降開(kāi)采線非常靠近臨界點(diǎn)C，具有典型的近臨界揮發(fā)油相態(tài)特征[8]。

圖2 花3 區(qū)塊花3 井原始地層流體P-T 相圖Fig.2 P-T diagram for original fluid in Hua 3 well of Hua 3 block

2 花3 區(qū)塊生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征分析

2.1 區(qū)塊目前產(chǎn)狀

花3 區(qū)塊初期投產(chǎn)井10 口，日產(chǎn)油329 t，日產(chǎn)氣20×104m3，日產(chǎn)水11.5 m3；目前開(kāi)井9 口，受壓力下降和生產(chǎn)井?dāng)y液能力的影響，其中正常生產(chǎn)井僅有花3-2、3-3、3-8 三口井，其余為間歇生產(chǎn)井，日產(chǎn)油13.7 t，氣4.5×104m3，水3.8 m3；該區(qū)塊原始地層壓力36.3 MPa，2013 年12 月花3 井測(cè)得的地層壓力為13.12 MPa，地層總壓降為23.2 MPa，保持水平36 %?；? 井投產(chǎn)初期生產(chǎn)氣油比419 m3/t，受壓降脫氣影響，目前區(qū)塊生產(chǎn)氣油比3 284 m3/t，較投產(chǎn)初期氣油比大幅度上升?；? 區(qū)塊生產(chǎn)狀況匯總（見(jiàn)表1）?；? 區(qū)塊地層平均壓力計(jì)算結(jié)果（見(jiàn)圖3）。

2.2 區(qū)塊生產(chǎn)動(dòng)態(tài)指示曲線變化特征

花3 區(qū)塊月平均日產(chǎn)氣、日產(chǎn)油、日產(chǎn)水曲線的變化特征（見(jiàn)圖4）。由圖4 可以看出，花3 區(qū)塊在衰竭開(kāi)發(fā)過(guò)程中，開(kāi)始由于不同時(shí)期新井的增加，產(chǎn)油量和產(chǎn)氣量呈階段的增加，但每個(gè)階段總體趨勢(shì)是在不投產(chǎn)新井的情況下產(chǎn)油量和產(chǎn)氣量均呈下降趨勢(shì)。說(shuō)明花3 區(qū)塊主要依靠地層揮發(fā)性油藏地層油和溶解氣的彈性能量開(kāi)采，而地層油和溶解氣的彈性能量有限。

表1 花3 區(qū)塊生產(chǎn)狀況匯總表Tab.1 Summary for production status of Hua 3 block

圖3 花3 區(qū)塊地層平均壓力計(jì)算結(jié)果Fig.3 Calculated average reservoir pressure of Hua 3 block

圖4 花3 區(qū)塊月平均日產(chǎn)氣、日產(chǎn)油、日產(chǎn)水對(duì)比曲線Fig.4 Contrast curves between daily gas, oil and water production by month

花3 區(qū)塊開(kāi)采過(guò)程氣油比、水氣比、含水率曲線的變化特征（見(jiàn)圖5）。由圖5 中氣油比曲線變化特征可以看出，在有新井投產(chǎn)后的每個(gè)階段，氣油比都會(huì)有所上升，并逐漸加快。表明當(dāng)?shù)貙訅毫途琢鲏航档偷斤柡蛪毫σ韵轮螅軗]發(fā)性流體特征影響，地層油產(chǎn)生嚴(yán)重脫氣現(xiàn)象，脫出的大量氣體占據(jù)了主要滲流通道，影響了地層油的滲流，脫出氣僅能攜帶出部分地層油，從而導(dǎo)致氣油比快速上升，而油產(chǎn)量急劇下降。從區(qū)塊開(kāi)關(guān)井?dāng)?shù)可以看出（見(jiàn)表1），部分井已有間歇關(guān)井現(xiàn)象出現(xiàn)，說(shuō)明花3 區(qū)塊部分井溶解氣驅(qū)能量消耗嚴(yán)重，壓力保持水平已低于生產(chǎn)井的連續(xù)攜液能力。

圖5 中水氣比曲線變化特征顯示，花3 區(qū)塊凝析氣藏可能存在較弱的邊水。受儲(chǔ)層非均質(zhì)較強(qiáng)，邊水易于向近水邊界氣井突進(jìn)，初期花3-12X 井、目前花3-5和花3-8X 井已見(jiàn)邊水突破，氣井產(chǎn)水加大。邊水突進(jìn)對(duì)油、氣的滲流通道起到封堵的作用，導(dǎo)致見(jiàn)水井的產(chǎn)能下降，生產(chǎn)水氣比上升。

圖5 花3 區(qū)塊氣油比、水氣比、含水率對(duì)比曲線Fig.5 Contrast curves between gas-oil ratio，water-gas ratio and water-cut

花3 區(qū)塊開(kāi)采過(guò)程累計(jì)產(chǎn)氣、累計(jì)產(chǎn)油、累計(jì)產(chǎn)水對(duì)比曲線變化特征（見(jiàn)圖6）。由圖6 中累積采油和累積采氣曲線可以看出，開(kāi)發(fā)初期由于地層油尚未明顯脫氣，此時(shí)油、氣的采出程度基本保持同步增加；當(dāng)?shù)貙訅毫λソ叩斤柡蛪毫σ韵轮?，受揮發(fā)油顯著脫氣、地層油體積顯著收縮的影響，天然氣的滲流能力開(kāi)始大于地層油的滲流能力，天然氣采出程度的增加速度開(kāi)始大于揮發(fā)油采出程度的增速。從而出現(xiàn)揮發(fā)油采出程度為17.5 %時(shí)溶解氣的采出程度已達(dá)到34.2 %，高出油的一倍。

2.3 氣井?dāng)y液能力分析

利用李閩等人提出的攜液產(chǎn)量計(jì)算公式對(duì)花3 區(qū)塊氣井?dāng)y液能力進(jìn)行了計(jì)算[9]。當(dāng)日產(chǎn)氣量低于攜液產(chǎn)量，氣井就處于積液狀態(tài)。計(jì)算顯示除花3-2 井外，其余井都不同程度積液?；?-2 井和花3-5 井的油、氣水產(chǎn)量與臨界攜液產(chǎn)量變化曲線（見(jiàn)圖7，圖8）?；?-2井目前尚能有效攜液，花3-5 井已不能攜液處于停躺狀態(tài)。

圖6 花3 區(qū)塊累計(jì)產(chǎn)氣、累計(jì)產(chǎn)油、累計(jì)產(chǎn)水對(duì)比曲線Fig.6 Contrast curves between accumulated gas，oil and water production rate

圖7 花3-2 井油、氣水產(chǎn)量與臨界攜液產(chǎn)量變化曲線Fig.7 Well Hua 3-2 oil，gas，water production rate and critical liquid-carrying rate curves by time

圖8 花3-5 井油、氣水產(chǎn)量與臨界攜液產(chǎn)量變化曲線Fig.8 Well Hua 3-5 oil，gas，water production rate and critical liquid-carrying rate curves by time

花3 區(qū)塊8 口氣井中部分氣井有積液現(xiàn)象存在而不能自噴，導(dǎo)致關(guān)井或間歇式開(kāi)井生產(chǎn)，為此對(duì)這些井停產(chǎn)前的生產(chǎn)狀態(tài)和目前仍在繼續(xù)生產(chǎn)的氣井進(jìn)行分析，進(jìn)一步得到各氣井動(dòng)能因子（見(jiàn)表2）。從計(jì)算結(jié)果可以看出，花3 區(qū)塊氣井的攜液臨界動(dòng)能因子大致在2.0，該氣藏中目前僅有花3-11X 井、花3-2 井還能正常生產(chǎn)，但動(dòng)能因子都已接近自噴下限值，因此花3 區(qū)塊應(yīng)盡快采取提升地層壓力的增采措施，以防止現(xiàn)有生產(chǎn)井進(jìn)入停躺狀態(tài)。

表2 停產(chǎn)前動(dòng)能因子或正常生產(chǎn)井目前動(dòng)能因子Tab.2 Kinetic energy factors of halted wells before shut-in or producing wells at present

2.4 開(kāi)采中后期采出井流物流體類(lèi)型的轉(zhuǎn)變

開(kāi)發(fā)初期花3 區(qū)塊動(dòng)態(tài)曲線顯示其氣油比小于600 m3/m3，開(kāi)發(fā)初期花3 井PVT 相態(tài)分析P-T 相圖呈現(xiàn)近臨界揮發(fā)油特征（見(jiàn)圖2）；但隨著開(kāi)發(fā)過(guò)程的進(jìn)行，很快花3 區(qū)塊采出井流物氣油比就上升至770 m3/m3～1 000 m3/m3，到目前已上升至2 500 m3/m3～3 000 m3/m3。這表明隨著開(kāi)發(fā)過(guò)程的進(jìn)行，地層可流動(dòng)流體已轉(zhuǎn)變?yōu)榻R界凝析氣狀態(tài)并進(jìn)一步向較高氣油比的富含凝析油的凝析氣流體。這意味著地層流體在不斷發(fā)生相態(tài)轉(zhuǎn)變，開(kāi)始是富含凝析油的溶解氣從揮發(fā)油中析出形成游離態(tài)凝析氣，但隨著開(kāi)發(fā)過(guò)程地層壓力持續(xù)下降，游離態(tài)凝析氣又會(huì)產(chǎn)生反凝析現(xiàn)象而使從油中逸出的氣態(tài)液烴又轉(zhuǎn)變?yōu)橐簯B(tài)烴，此時(shí)地層中即存在溶解氣從地層油中逸出又存在游離氣中反凝析液的析出。開(kāi)發(fā)中期采出井流物氣油比上升到774 m3/m3開(kāi)發(fā)階段花3-2 井凝析油氣體系相圖（見(jiàn)圖9），此時(shí)地層可流動(dòng)油氣流體相態(tài)特征已轉(zhuǎn)變?yōu)榻R界凝析氣體系[10，11]。

圖9 花3-2 井凝析油氣體系相圖Fig.9 P-T diagram for condensate oil and gas system of well Hua 3-2

3 氣藏開(kāi)發(fā)潛力分析

3.1 氣藏油氣產(chǎn)量預(yù)測(cè)

運(yùn)用俞啟泰提出的一個(gè)油氣產(chǎn)量增長(zhǎng)模型，結(jié)合花3 區(qū)塊各氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，對(duì)區(qū)塊各采油氣井的開(kāi)采趨勢(shì)進(jìn)行預(yù)測(cè)[11]。利用該方法結(jié)合花3 區(qū)塊生產(chǎn)資料，可建立花3 區(qū)塊產(chǎn)量計(jì)算公式。其中：

產(chǎn)氣量預(yù)測(cè)公式為：

凝析油產(chǎn)量預(yù)測(cè)公式為：

式中：Qg－氣藏年產(chǎn)天然氣量，104m3/a；Qo－氣藏月產(chǎn)凝析油量，m3/a；Gp－氣藏天然氣累計(jì)產(chǎn)量，104m3；Np－氣藏凝析油累計(jì)產(chǎn)量，m3；t－生產(chǎn)時(shí)間，a。

利用預(yù)測(cè)公式對(duì)花3 區(qū)塊油氣產(chǎn)量進(jìn)行了預(yù)測(cè)，結(jié)果（見(jiàn)圖10 和圖11）。由圖可知：花3 區(qū)塊目前油氣產(chǎn)量均呈快速下降趨勢(shì)，按此趨勢(shì)，截至2015 年，氣藏天然氣年產(chǎn)量下降到391.42×104m3/a，凝析油年產(chǎn)量下降到1 211.41 t/a。

3.2 花3 區(qū)塊生產(chǎn)井動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量預(yù)測(cè)

圖10 花3 氣藏天然氣產(chǎn)量預(yù)測(cè)分析曲線 Fig.10 Prediction curve for gas production rate of Hua 3 reservoir

（1）井底流壓、地層壓力是計(jì)算動(dòng)儲(chǔ)量時(shí)必要參數(shù)。因此，有必要對(duì)井底流壓、地層壓力進(jìn)行預(yù)測(cè)計(jì)算（見(jiàn)圖3）。結(jié)果顯示，截止2012 年9 月底，氣田地層壓力已有較大幅度降低，花3-2 井和花3-6 井目前地層壓力為15.2 MPa 和19 MPa，井底流壓分別為9.7 MPa 和10.2 MPa，地層壓力較投產(chǎn)初期降幅為56.82 %、38.51 %，井底流壓較投產(chǎn)初期降幅已達(dá)到72.13 %、51.43 %。

（2）由于花3 區(qū)塊衰竭開(kāi)采過(guò)程地層可流動(dòng)油氣流體很快就轉(zhuǎn)變?yōu)榻R界凝析氣狀態(tài)并進(jìn)一步轉(zhuǎn)變?yōu)楦缓鲇偷哪鰵狻Ｒ虼瞬捎盟沟俸瘮?shù)法、流動(dòng)物質(zhì)平衡法、油藏影響函數(shù)法三種常用的不關(guān)井方法[7]，計(jì)算了花3 氣田單井溶解氣（凝析氣）的動(dòng)儲(chǔ)量，計(jì)算結(jié)果（見(jiàn)表3）。

表3 花3 區(qū)塊單井動(dòng)儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果表（108m3）Tab.3 Calculated dynamic reserves for single well in Hua 3 reservoir

圖11 花3 氣藏凝析油產(chǎn)量預(yù)測(cè)分析曲線Fig.11 Prediction curve for condensate oil production rate of Hua 3 reservoir

從三種方法計(jì)算結(jié)果來(lái)看，單井溶解氣（凝析氣）動(dòng)儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果差異較大，總體上花3 塊各井的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量在0.4×108m3～2×108m3。參照目前溶解氣采出程度，認(rèn)為流動(dòng)物質(zhì)平衡法、油藏影響函數(shù)法計(jì)算結(jié)果較為可靠。取兩種計(jì)算方法預(yù)測(cè)的累計(jì)平均動(dòng)儲(chǔ)量為基礎(chǔ)，預(yù)測(cè)衰竭開(kāi)采溶解氣最終采出程度為58.8 %。參照前面圖6 給出的花3 區(qū)塊累計(jì)產(chǎn)氣、累計(jì)產(chǎn)油、累計(jì)產(chǎn)水對(duì)比曲線，溶解氣的采出程度會(huì)高出油的一倍，由此預(yù)測(cè)衰竭開(kāi)采揮發(fā)油的最終采出程度約為29.4 %。

（3）剩余開(kāi)發(fā)潛力分析：由上述分析可知，花3 區(qū)塊衰竭開(kāi)采過(guò)程地層油和溶解氣的剩余儲(chǔ)量還相當(dāng)可觀，尚具有較大的剩余開(kāi)發(fā)潛力。顯然，利用花3 區(qū)塊目前地層可流動(dòng)油氣流體已轉(zhuǎn)變?yōu)槟鰵怏w系的特征，開(kāi)發(fā)后期采用關(guān)井注氣恢復(fù)地層壓力使生產(chǎn)井恢復(fù)到自噴狀態(tài)后再進(jìn)行循環(huán)注氣保持一定壓力開(kāi)發(fā)的提高采收率二次開(kāi)發(fā)技術(shù)，是可行的技術(shù)對(duì)策。已知福山凹陷距花3 區(qū)塊不遠(yuǎn)的花21 區(qū)塊具有近17.3×108m3的富CO2天然氣[13]，可將該區(qū)塊產(chǎn)出的富CO2天然氣作為花3 區(qū)塊循環(huán)注氣提高采收率的氣源[14，15]。

4 結(jié)論

（1）生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征顯示，在區(qū)塊投產(chǎn)后的每個(gè)開(kāi)發(fā)階段，當(dāng)?shù)貙訅毫途琢鲏航档偷斤柡蛪毫σ韵轮螅軗]發(fā)性流體特征影響，地層油產(chǎn)生嚴(yán)重脫氣現(xiàn)象，脫出氣僅能攜帶出部分地層油，從而導(dǎo)致氣油比快速上升，而油產(chǎn)量急劇下降。

（2）花3 區(qū)塊開(kāi)發(fā)初期由于地層油尚未明顯脫氣，此時(shí)油、氣的采出程度基本保持同步增加；當(dāng)?shù)貙訅毫λソ叩斤柡蛪毫σ韵轮?，受揮發(fā)油顯著脫氣、地層油體積顯著收縮的影響，天然氣采出程度增加速度逐漸大于凝析油采出程度的增速。從而出現(xiàn)溶解氣的采出程度高出凝析油一倍的現(xiàn)象。

（3）花3 區(qū)塊開(kāi)發(fā)初期呈現(xiàn)為近臨界揮發(fā)油流體開(kāi)發(fā)特征，但隨著開(kāi)發(fā)過(guò)程的進(jìn)行，地層可流動(dòng)流體會(huì)轉(zhuǎn)變?yōu)榻R界凝析氣狀態(tài)再進(jìn)一步轉(zhuǎn)變?yōu)楦缓鲇偷哪鰵饬黧w狀態(tài)。但隨著開(kāi)發(fā)過(guò)程地層壓力持續(xù)下降，地層流體不斷發(fā)生相態(tài)轉(zhuǎn)變，出現(xiàn)富含凝析油的溶解氣從揮發(fā)油中析出形成游離態(tài)凝析氣狀態(tài)和游離態(tài)凝析氣又會(huì)產(chǎn)生反凝析現(xiàn)象而使從油中逸出的氣態(tài)液烴又轉(zhuǎn)變?yōu)橐簯B(tài)烴共存的現(xiàn)象。

（4）花3 區(qū)塊已進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期，多數(shù)生產(chǎn)井已處于間歇生產(chǎn)狀態(tài)或停躺狀態(tài)。花3 區(qū)塊開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)特征顯示，開(kāi)采過(guò)程地層流體具有從揮發(fā)油轉(zhuǎn)變?yōu)槟鰵獾拈_(kāi)采特征，地層中尚有70 %的凝析油未被采出，尚具有較大的剩余開(kāi)發(fā)潛力，為開(kāi)發(fā)后期采用循環(huán)注氣保持一定壓力開(kāi)發(fā)的提高采收率技術(shù)對(duì)策提供了技術(shù)支持。

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