劉麗娜，印 婷，鄭小杰，馬新平，劉 蕊，謝 爽

（中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆烏魯木齊830011）

強(qiáng)底水凝析氣頂油藏是由氣頂、油層和底水組成的一種較為特殊的油氣藏類型，開發(fā)過程中油氣產(chǎn)量的變化與采取的開發(fā)方式關(guān)系密切，例如初期先生產(chǎn)氣頂，呈現(xiàn)出氣藏開發(fā)特征，如果初期生產(chǎn)底部的油層，則表現(xiàn)為油藏開發(fā)特征。隨著開發(fā)的深入，地層壓力下降，會引起油氣界面的變化[1-2]，出現(xiàn)不同程度的油竄或者氣竄，造成油氣資源的損失，影響油井的產(chǎn)能及油氣的最終采收率[3-6]。氣頂油藏的開發(fā)效果受開發(fā)方式的影響較大，從保持地層壓力角度來看，目前主要開發(fā)方式有3種：保持壓力開采、部分保持壓力開采和衰竭式開采[7-14]。因衰竭式開采成本低、易操作，尤其在強(qiáng)底水油氣藏的開發(fā)中，因其壓力保持程度較高，故該方法在開發(fā)中得到了廣泛應(yīng)用。

在強(qiáng)底水氣頂油藏衰竭開采過程中，按照開采油氣的先后順序可分為3 種方式：先采氣后采油，油氣同步開采，先采油后采氣。礦場開發(fā)效果統(tǒng)計表明，對于該類油藏，先采油后采氣方式油藏的采收率最高，其次是油氣同步開采，采收率最低的是先采氣后采油。無論采用哪一種開發(fā)方式，受生產(chǎn)壓差的影響，都存在氣頂向油區(qū)或原油向氣區(qū)竄流的現(xiàn)象[15-17]，導(dǎo)致原油與凝析油以混合物形式一起產(chǎn)出至地面。因此，在該類型油藏開發(fā)及管理中，合理的劈分原油與凝析油的地面產(chǎn)量，分析氣頂與油藏的動用狀況，及時發(fā)現(xiàn)開發(fā)中存在的問題，對改善該類油藏的開發(fā)效果和提高采收率具有重要意義[14]。

1 產(chǎn)量劈分方法

凝析氣頂油藏的產(chǎn)量劈分方法相對較少，目前主要有原油密度劈分法與氣油比劈分法。余元洲等采用原油密度法劈分氣頂、油藏的油氣產(chǎn)量，基本原理就是利用原油與凝析油之間的密度差異，先確定原油在混合油所占的體積比例系數(shù)，進(jìn)而確定原油的產(chǎn)量[18]，該方法的優(yōu)點是計算方法簡單，但是需要有較多的地面油密度分析數(shù)據(jù)支持。傅英等采用氣油比劈分法進(jìn)行產(chǎn)量劈分也取得了較好效果[19]，即先計算凝析氣的階段產(chǎn)量，再計算溶解氣階段產(chǎn)量，根據(jù)凝析油與原油的氣油比分別計算出凝析油的階段產(chǎn)量與原油的階段產(chǎn)量。氣油比法的優(yōu)點是資料數(shù)據(jù)豐富，容易獲得；缺點是使用要求有氣頂凝析氣PVT（即地層流體的高壓物性）分析資料、非連續(xù)相驅(qū)油試驗數(shù)據(jù),以及各油氣井生產(chǎn)動態(tài)資料，要求資料多，尤其是非連續(xù)相驅(qū)油試驗數(shù)據(jù)壓力，并非每個區(qū)塊都有，此外，地層靜壓數(shù)據(jù)如果較少，會影響計算的精度，使用起來不太方便。因此，該文在上述兩種劈分方法的基礎(chǔ)上，提出了一種新方法，即單井生產(chǎn)階段綜合劈分法。

1.1 油氣井生產(chǎn)階段的劃分

強(qiáng)底水凝析氣頂油藏因具有較強(qiáng)的底水，衰竭時開采地層壓力仍能保持在飽和壓力附近。因此，該文僅討論原油在地層中基本未脫氣的情況。單井生產(chǎn)階段綜合劈分法即在進(jìn)行凝析氣頂油藏油、氣產(chǎn)量劈分之前，首先需要判斷油（氣）井是否已發(fā)生氣（油）竄。根據(jù)氣頂油藏的實際開發(fā)狀況，因氣藏與油藏單采時的生產(chǎn)氣油比差距較大，當(dāng)發(fā)生氣竄或者油竄的時候，單井的生產(chǎn)氣油比、產(chǎn)出油地面密度一般會有明顯變化。根據(jù)生產(chǎn)氣油比的變化情況，結(jié)合氣頂、油藏PVT 資料中的單次脫氣氣油比值、生產(chǎn)井產(chǎn)出油（即混合油）的地面密度值，對氣頂油藏油井的生產(chǎn)階段進(jìn)行劃分。一般油井可分為2～3 個階段，例如先開發(fā)氣頂?shù)膮^(qū)塊，可劃分為凝析氣生產(chǎn)階段、混合生產(chǎn)階段、原油生產(chǎn)階段或者多個生產(chǎn)階段，在油井進(jìn)入中高含水期后，產(chǎn)出油密度測試數(shù)據(jù)減少，這個階段可參考?xì)庥捅茸兓瘜ιa(chǎn)階段進(jìn)一步確認(rèn)。在進(jìn)行產(chǎn)量劈分之前，需要對區(qū)塊所有井開展生產(chǎn)階段的劃分工作，以確定每口井所經(jīng)歷的生產(chǎn)階段。

1.2 凝析油地面密度與原油地面密度的確定

如果生產(chǎn)井中有可以代表凝析氣和原油的PVT資料，可以用其油罐油密度作為凝析油、原油的地面密度；如果沒有，可以在單井生產(chǎn)階段劃分的基礎(chǔ)上，取所有單井凝析油生產(chǎn)階段的地面油密度平均值作為凝析油的地面密度，取所有單井原油生產(chǎn)階段的地面油密度平均值作為原油的地面密度。

1.3 不同生產(chǎn)階段產(chǎn)量劈分的方法

對于沒有發(fā)生氣（油）竄的生產(chǎn)井，處于原油生產(chǎn)階段或者凝析氣生產(chǎn)階段，則按照氣藏開采或者油藏開采的單一狀態(tài)歸屬油氣產(chǎn)量，不用劈分;對于已發(fā)生氣竄或油竄的生產(chǎn)井，根據(jù)其所處生產(chǎn)階段進(jìn)行產(chǎn)量劈分，主要是對混合生產(chǎn)階段的產(chǎn)量進(jìn)行劈分，后期生產(chǎn)井進(jìn)入原油生產(chǎn)階段后產(chǎn)量歸屬于原油產(chǎn)量?；旌仙a(chǎn)階段的產(chǎn)量主要利用原油密度法進(jìn)行劈分，混合油的地面密度即為混合生產(chǎn)階段的地面產(chǎn)出油密度，井口取樣做原油分析即可獲得，該數(shù)據(jù)為現(xiàn)場管理常用數(shù)據(jù)，一般定期檢測。

在進(jìn)行凝析氣頂油藏產(chǎn)量、氣頂產(chǎn)量劈分之前，需要分析地層壓力與凝析氣的露點壓力、原油飽和壓力的高低，該文分以下2種情況進(jìn)行討論。

1）地層壓力高于或等于露點壓力，凝析氣的氣油比為常數(shù)?；旌仙a(chǎn)階段的產(chǎn)量劈分具體計算步驟如下。

首先利用式（1）計算出原油的階段體積，再利用式（2）計算出凝析油的階段體積產(chǎn)量，利用式（3）計算凝析氣的階段產(chǎn)量，再利用式（4）計算溶解氣的階段產(chǎn)量：

式（1）—式（4）中：Voo為原油地面產(chǎn)量，m3/mon；Vmo為井混合生產(chǎn)階段產(chǎn)出油地面產(chǎn)量，m3/mon；ρm為井混合生產(chǎn)階段產(chǎn)出油地面密度，g/cm3；ρc為凝析油地面密度，g/cm3；ρo為原油地面密度，g/cm3；Vco為凝析油地面產(chǎn)量，m3/mon；Vcg為凝析氣地面產(chǎn)量，m3/mon；Rco為凝析氣油比，m3/t；Vsg為溶解氣地面產(chǎn)量，m3/mon；Vmg為井混合生產(chǎn)階段產(chǎn)出氣地面產(chǎn)量，m3/mon。

2）地層壓力高于或等于飽和壓力，原油的溶解氣油比為常數(shù)。混合生產(chǎn)階段的產(chǎn)量劈分具體計算步驟如下。

首先利用式（1）計算出原油的地面階段產(chǎn)量，利用式（5）計算溶解氣的階段產(chǎn)量；再利用式（2）計算出凝析油的階段產(chǎn)量，利用式（6）計算凝析氣的階段產(chǎn)量。

式中：Rso為溶解氣油比，m3/t。

1.4 計算產(chǎn)量劈分結(jié)果

根據(jù)單井階段劃分結(jié)果，在混合階段產(chǎn)量劈分之后，對單井各階段產(chǎn)量求和即可得到單井的凝析油、凝析氣、原油、溶解氣產(chǎn)量。對所有井的凝析油、凝析氣、原油、溶解氣產(chǎn)量求和，即可得到氣頂、油藏的油、氣累計產(chǎn)量。

2 計算實例

T區(qū)塊為帶強(qiáng)底水的凝析氣頂油藏，地層溫度為98 ℃，原始地層壓力為46.1 MPa，氣頂指數(shù)為1.09，為大氣頂?shù)挠筒?。兩口井分別取得了合格的凝析氣、原油PVT 資料，氣頂露點壓力為45.4 MPa，地露壓差為0.7 MPa，生產(chǎn)氣油比為1 939 m3/m3，油罐油密度為0.753 g/cm3（20 ℃），油藏飽和壓力為45.04 MPa，單次脫氣氣油比為205 m3/m3。

該區(qū)塊先后有16 口井投入開發(fā)，完全依靠天然能量進(jìn)行開采。2005年9月的第一口井A 油井位于油氣藏構(gòu)造高部位，DST 測試獲得了日產(chǎn)油為76.0 m3，日產(chǎn)氣為163 800 m3的高產(chǎn)油氣流，氣油比為2 155 m3/m3，具有明顯的氣藏生產(chǎn)特征。2006年2月投產(chǎn)的B 井日產(chǎn)油為59.0 m3，日產(chǎn)氣為12.2×104m3，氣油比為2 877 m3/m3；2014年，該井生產(chǎn)氣油比迅速下降至331 m3/m3，原油密度則從0.753 g/cm3上升至0.855 1 g/cm3，說明該油井已發(fā)生了明顯的油竄。同時，2006年至2007年投產(chǎn)的第一批井在生產(chǎn)一段時間后，產(chǎn)出油密度基本由0.75 g/cm3左右上升至0.82 g/cm3以上，由此說明，同期生產(chǎn)井具有類似的油竄生產(chǎn)特征。

2011年7 月投產(chǎn)的C井日產(chǎn)油為30.7 m3，日產(chǎn)氣為6 664 m3，氣油比為217 m3/m3，表現(xiàn)出明顯的油藏特征。生產(chǎn)井在油竄之后，含水快速上升，油氣產(chǎn)量迅速下降，開發(fā)效果明顯變差。

因該區(qū)塊油氣藏下部具有較強(qiáng)的底水，地層壓力保持較高水平，長期開采后，目前地層壓力仍保持飽和壓力（45 MPa）左右。如果沒有底水，衰竭式開采后期壓力下降會導(dǎo)致原油脫氣，情況就更為復(fù)雜。該文僅討論地層原油基本未脫氣的情況，產(chǎn)量劈分步驟如下。

1）單井生產(chǎn)階段劃分

根據(jù)氣油比變化，結(jié)合產(chǎn)出油的密度變化，對該油氣藏每口井生產(chǎn)曲線進(jìn)行了生產(chǎn)階段的劃分（圖1），劃分出凝析氣生產(chǎn)階段、混合生產(chǎn)階段與原油生產(chǎn)階段。

2）確定凝析油、原油密度

參考PVT 分析資料，根據(jù)單井的生產(chǎn)階段劃分情況，取所有生產(chǎn)井凝析氣生產(chǎn)階段產(chǎn)出油密度的平均值為區(qū)塊凝析油密度；取所有生產(chǎn)井原油生產(chǎn)階段的原油密度的平均值作為油藏原油密度。計算得到凝析油密度為0.763 g/cm3，原油密度為0.860 g/cm3。

圖1 B井生產(chǎn)階段劃分Fig.1 Division of production stage of well-B

3）混合生產(chǎn)階段產(chǎn)量劈分

該區(qū)塊原始地層壓力高于凝析氣的露點壓力和原油的飽和壓力，原油的飽和壓力略低于凝析氣的露點壓力，應(yīng)用密度分析法對每口井混合生產(chǎn)階段的油、氣產(chǎn)量進(jìn)行劈分計算。即首先利用式（1）計算單井混合生產(chǎn)階段的原油階段產(chǎn)量，利用式（2）計算出混合生產(chǎn)階段的凝析油階段產(chǎn)量，其次優(yōu)先選擇計算溶解氣產(chǎn)量，利用式（5）計算溶解氣的階段產(chǎn)量，利用式（6）計算出凝析氣的階段產(chǎn)量。

4）單井累計產(chǎn)量的劈分

根據(jù)生產(chǎn)井生產(chǎn)階段的劃分情況，把單井凝析氣生產(chǎn)階段的產(chǎn)量、混合生產(chǎn)階段劈分的凝析氣、凝析油產(chǎn)量加起來，分別得到單井凝析氣、凝析油累計產(chǎn)量；把單井混合生產(chǎn)階段劈分的原油、溶解氣產(chǎn)量與原油生產(chǎn)階段的原油、溶解氣產(chǎn)量加起來，得到單井的原油、溶解氣累計產(chǎn)量。例如B 井計算參數(shù)及結(jié)果見表1。

5）區(qū)塊總產(chǎn)量的劈分與采收率的確定

分別把區(qū)塊所有單井不同生產(chǎn)階段凝析氣、凝析油、原油、溶解氣的產(chǎn)量加起來得到區(qū)塊的階段凝析氣、凝析油、原油、溶解氣產(chǎn)量。把所有單井的凝析氣、凝析油、原油、溶解氣的累計產(chǎn)量加起來得到區(qū)塊的凝析氣、凝析油、原油、溶解氣的累計產(chǎn)量。該區(qū)塊屬于中孔、高滲砂巖油氣藏，應(yīng)用同類水驅(qū)氣藏類比法與陳元千等統(tǒng)計的國內(nèi)水驅(qū)砂巖油田相關(guān)經(jīng)驗公式法、產(chǎn)量遞減法分別計算了原油、凝析油、凝析氣、溶解氣的采收率，計算結(jié)果見表2。對比顯示，區(qū)塊遞減法計算的采收率偏低。主要原因為同等孔滲的油藏或者氣藏，其采收率均較高，但是氣頂油藏的開發(fā)方式對開發(fā)效果的影響較大。因此，現(xiàn)場一般采用產(chǎn)量遞減法測算油藏實際的采收率。該區(qū)塊采用的是先采氣后采油的開采方式，所以采收率偏低。根據(jù)階段產(chǎn)量劈分結(jié)果，利用產(chǎn)量遞減法計算得到T區(qū)塊的凝析氣采收率為29.75%，凝析油采收率為22.96 %，原油和溶解氣的采收率分別為12.28%和12.05%。

表1 B井采用綜合劈分法劈分地面產(chǎn)量數(shù)據(jù)Table 1 Ground production data of well-B by comprehensive splitting method

表2 T區(qū)塊不同方法計算的采收率數(shù)據(jù)Table 2 Recovery data calculated by different methods in Block-T %

3 計算結(jié)果

根據(jù)該方法計算了T區(qū)塊凝析氣、凝析油、原油、溶解氣的采收率，與國內(nèi)外同類油田相比，受其先采氣后采油開發(fā)方式的影響，整體采收率相對偏低，但原油采收率與同類油田接近，凝析氣與凝析油采收率較低，結(jié)果基本合理，氣頂后期的開發(fā)調(diào)整潛力更大（表3）。

4 凝析氣頂油藏中高含水期開發(fā)對策

從表3中可以看出，塔河油田T區(qū)塊凝析氣頂油藏開發(fā)進(jìn)入中高含水期后，無論是氣頂還是油層，采收率均較低，說明地下仍有大量的剩余油氣存在，但是開發(fā)難度加大。數(shù)值模擬研究表明，采用循環(huán)注氣是提高該類型油氣藏采收率較為有效的方法，包括注入采出氣、甲烷或CO2[20]。

表3 利用單井生產(chǎn)階段綜合劈分法計算區(qū)塊采收率與同類油氣藏對比Table 3 Comparison between block recovery calculated by single-well production stage integrated splitting method and that of Similar Reservoirs

5 結(jié)論

1）礦場實踐應(yīng)用表明：強(qiáng)底水氣頂油藏的地層壓力保持程度較高，在原油飽和壓力附近；利用單井生產(chǎn)階段劈分法計算強(qiáng)底水氣頂油藏凝析氣頂、油藏的油、氣產(chǎn)量是可行的，且所用數(shù)據(jù)易于獲得，礦場操作較為便捷。

2）用新方法計算T 區(qū)塊原油采收率為12.8%，凝析氣采收率為29.75%，結(jié)果與國內(nèi)外同類油藏相比，符合該類油藏的開發(fā)規(guī)律，為計算氣頂油藏、帶油環(huán)的凝析氣藏上氣下油的最終采收率及可采儲量提供可靠的依據(jù)，也為同類油藏的開發(fā)效果評價和開發(fā)調(diào)整研究提供基礎(chǔ)支撐。