鹿克峰，蘇暢，程超逸

（中海石油（中國）有限公司上海分公司勘探開發(fā)研究院，上海 200335）

0 引言

揮發(fā)性油藏的氣油比通常為 267～623 m3/m3，原油體積系數(shù)大于1.8，在泡點(diǎn)壓力以下具有高收縮率；通常認(rèn)為衰竭式開采的揮發(fā)性油藏采收率不高，一般為19%～25%[1]。為避免原油收縮，多數(shù)揮發(fā)性油藏采用注氣、注水保壓或混相驅(qū)開發(fā)。一些實(shí)際開發(fā)案例顯示，采用衰竭式開發(fā)的揮發(fā)性油藏實(shí)際原油采收率高于預(yù)測值。1978年投入開發(fā)的美國波德河盆地Buck Draw油田屬弱揮發(fā)性油藏，低于飽和壓力的情況下產(chǎn)量遞減趨勢沒有明顯增大，李國玉等[2]認(rèn)為游離氣中的凝析油延緩了產(chǎn)量的遞減；中國渤海海域BZ13-1屬近飽和揮發(fā)性油藏，受海上平臺限制采用衰竭式開發(fā)，生產(chǎn)過程中氣油比始終呈平穩(wěn)上升趨勢，在地層壓降幅度為 40%時(shí)，原油采收率達(dá) 22%，超過最終采收率預(yù)測值[3]；中國南海西部油田ZH1-2L揮發(fā)性油藏，采用衰竭式開發(fā)，地層壓力低于原始泡點(diǎn)壓力后氣油比未出現(xiàn)快速上升趨勢，在地層壓降幅度為 35%時(shí)，原油采出程度達(dá)到 20%[4]。以上生產(chǎn)現(xiàn)象均說明，傳統(tǒng)的揮發(fā)油采收率預(yù)測方法存在一定的問題。

針對衰竭式開發(fā)的飽和油藏，通?；趥鹘y(tǒng)溶解氣驅(qū)油理論預(yù)測采收率，應(yīng)用較為廣泛的Muskat法[5]、Schilthius法[6]以及 Tarner法[7]均假設(shè)油藏存在油氣兩相，且兩相間不存在相間傳質(zhì)。事實(shí)上，由于揮發(fā)性原油中間組分占比高，衰竭開發(fā)過程中必然存在相間傳質(zhì)，傳統(tǒng)溶解氣驅(qū)油理論預(yù)測揮發(fā)油采收率的適用性有待落實(shí)。針對揮發(fā)性油藏的油藏工程方法研究始于 1974年，Cook等[8]和 Coats[9]提出了揮發(fā)油氣比的概念，可通過揮發(fā)性油樣等容衰竭實(shí)驗(yàn)測量；1986年，F(xiàn)etkovich等[10-11]應(yīng)用揮發(fā)油氣比的概念，推導(dǎo)出揮發(fā)性油藏或凝析氣藏氣油相對滲透率比值的計(jì)算公式；1994年，Walsh等[12-13]進(jìn)一步推導(dǎo)出廣義物質(zhì)平衡方程。前人的研究為揮發(fā)性油藏采收率預(yù)測奠定了一定的基礎(chǔ)，但尚未形成完整的方法體系。

原油多次脫氣實(shí)驗(yàn)測取的原油物性參數(shù)，不能直接用于評估揮發(fā)油的采收率。具體原因如下：①妥宏等[14-16]指出多次脫氣實(shí)驗(yàn)是以油氣兩相保持穩(wěn)定、不發(fā)生相間傳質(zhì)為前提，實(shí)驗(yàn)原理不適用于揮發(fā)性油藏；②吳克柳等[17-19]認(rèn)為單次或多次脫氣實(shí)驗(yàn)過程中，過高的壓降速率和壓降幅度易導(dǎo)致?lián)]發(fā)油非平衡油氣分離，使實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)產(chǎn)生偏差。針對實(shí)驗(yàn)原理引起的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)偏差，鹿克峰等[20]提出結(jié)合等容衰竭實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)矯正多次脫氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的方法，并給出了相應(yīng)的矯正公式。

為描述揮發(fā)性油藏衰竭開發(fā)過程中復(fù)雜的相態(tài)轉(zhuǎn)換，本文定義 4個(gè)流體轉(zhuǎn)換相態(tài)（液態(tài)油、液態(tài)氣、氣態(tài)氣、氣態(tài)油），并依據(jù)地面體積平衡原理實(shí)現(xiàn)分相產(chǎn)量與分相剩余儲(chǔ)量分離，進(jìn)而考慮脫出溶解氣中凝析油含量的影響，改進(jìn)揮發(fā)性油藏傳統(tǒng)溶解氣驅(qū)油理論采收率預(yù)測計(jì)算方法；結(jié)合單次脫氣、等容衰竭、多次脫氣實(shí)驗(yàn)，建立多次脫氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)矯正方法。

1 常規(guī)油藏工程方法的局限性

1.1 多次脫氣實(shí)驗(yàn)方法的局限性

從渤海BZ13-1油田BZ13-2井、渤海BZ13-1油田BZ13-1-A4井、東海平北WYT構(gòu)造NB19-6-2井、西非AKPO油藏Akpo 2井、東海西湖凹陷CX油藏CX-4井中各提取 1個(gè)油樣。5個(gè)油樣的 PVT（壓力-體積-溫度）實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)如表 1所示，油樣各項(xiàng)參數(shù)間存在關(guān)聯(lián)性：飽和壓力下，單次脫氣測定的溶解氣油比越高，其原油體積系數(shù)越高，多次脫氣測定的原油體積系數(shù)和溶解氣油比也越高。以單次脫氣測定的溶解氣油比作為衡量指標(biāo)，將 5個(gè)油樣依次定性為強(qiáng)揮發(fā)性原油（樣品1、樣品2）、中—弱揮發(fā)性原油（樣品3、樣品4）、典型黑油（樣品5），實(shí)驗(yàn)溫度分別為166，166，119，85，110 ℃?？傮w上，油樣揮發(fā)性越強(qiáng)，飽和壓力下，單次脫氣與多次脫氣測定的原油體積系數(shù)、溶解氣油比差異越大，等容衰竭實(shí)驗(yàn)測定的脫出溶解氣中的凝析油含量也越高。

表1 典型原油PVT實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

單次脫氣實(shí)驗(yàn)始終處于封閉容器中，沒有油量損失；多次脫氣實(shí)驗(yàn)排氣過程中，溶解氣中的凝析油伴隨脫出氣體一起被排出，并不包含在最終回收的油量中，因此在實(shí)驗(yàn)達(dá)到油氣相態(tài)平衡時(shí)，飽和壓力下，多次脫氣原油體積系數(shù)及溶解氣油比會(huì)高于單次脫氣。然而實(shí)際油藏開發(fā)過程中，脫出溶解氣中的凝析油，部分伴隨自由氣相產(chǎn)出被地面回收，部分再次反凝析并伴隨自由液相產(chǎn)出被地面回收，部分滯留在油藏中，從油藏到地面設(shè)備沒有凝析油外泄。因此，多次脫氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)不能直接用于揮發(fā)性油藏，需要對實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行矯正。

1.2 傳統(tǒng)溶解氣驅(qū)理論的局限性

針對廢棄壓力高于泡點(diǎn)壓力的封閉型油藏，開發(fā)過程中地層無溶解氣脫出，可直接采用未飽和油藏物質(zhì)平衡方程估算基于原油本身彈性膨脹的原油采收率[21]：

對于飽和油藏，因開發(fā)過程中儲(chǔ)集層出現(xiàn)油氣兩相，通常采用傳統(tǒng)的溶解氣驅(qū)油理論預(yù)測采收率[7]，其中包含 3個(gè)基本方程，即經(jīng)典溶解氣驅(qū)油藏物質(zhì)平衡方程、原油飽和度預(yù)測方程、瞬時(shí)生產(chǎn)氣油比預(yù)測方程，分別如（2）式—（5）式所示：

累計(jì)生產(chǎn)氣油比預(yù)測方程為：

聯(lián)立（2）式、（3）式及（5）式，以累計(jì)生產(chǎn)氣油比Rps為迭代目標(biāo)，預(yù)測原油采收率。

傳統(tǒng)溶解氣驅(qū)油理論涉及的基本方程中缺少凝析油含量項(xiàng)，表示脫出的溶解氣為干氣，這與揮發(fā)性原油PVT等容衰竭實(shí)驗(yàn)脫出的溶解氣中含有凝析油的事實(shí)不符，直接采用該理論預(yù)測揮發(fā)性油藏采收率會(huì)低估原油采收率，需要改進(jìn)計(jì)算方法。綜上，采用常規(guī)油藏工程方法預(yù)測揮發(fā)性油藏采收率，需要矯正多次脫氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)并對傳統(tǒng)溶解氣驅(qū)油理論進(jìn)行改進(jìn)，二者均需要考慮脫出溶解氣中的凝析油含量。

2 原油采收率預(yù)測方法改進(jìn)

考慮揮發(fā)性油藏脫出的溶解氣中凝析油含量對揮發(fā)性原油采收率的影響，分別從計(jì)算方法和實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)矯正兩個(gè)方面展開研究，改進(jìn)傳統(tǒng)溶解氣驅(qū)油理論的3個(gè)基本方程式，建立多次脫氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的矯正公式。

2.1 分相剩余體積和分相產(chǎn)量分離

隨著揮發(fā)性油藏的開采，在地層壓力降至泡點(diǎn)壓力時(shí)，油藏中剩余烴類流體由單一油相轉(zhuǎn)變?yōu)樽杂捎拖嗪妥杂蓺庀?，且自由油相中含有溶解氣，自由氣相中含有凝析油。因此，地面產(chǎn)出油應(yīng)來自油藏中的油、氣兩相，地面產(chǎn)出氣來源類同。為清晰描述揮發(fā)性油藏地下與地面流體相態(tài)之間的轉(zhuǎn)換關(guān)系，定義 4個(gè)流體轉(zhuǎn)換相：液態(tài)油、液態(tài)氣、氣態(tài)氣、氣態(tài)油。液態(tài)油和液態(tài)氣表示在油藏中呈油相，在地面分別轉(zhuǎn)換為油相和氣相的組分；氣態(tài)氣和氣態(tài)油表示在油藏中呈氣相，在地面分別轉(zhuǎn)換為氣相和油相的組分。將 4個(gè)轉(zhuǎn)化相體積定義為地面標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的體積，依據(jù)地面體積平衡原理，計(jì)算分相剩余體積和分相地面產(chǎn)量。

2.1.1 剩余液態(tài)油體積和剩余氣態(tài)氣體積計(jì)算

在原始狀況下，油藏中呈單相油狀態(tài)，原始液態(tài)油體積即為原油儲(chǔ)量Vfoi，原始液態(tài)氣體積即為溶解氣儲(chǔ)量，可表示為VfoiRsi。在地層壓力降至泡點(diǎn)壓力以下時(shí)，油藏中存在兩相，油藏中剩余液態(tài)油體積以Vfo表示，則剩余液態(tài)氣體積可表示為VfoRs；油藏中剩余氣態(tài)氣體積以Vfg表示，則剩余氣態(tài)油體積可表示為VfgRv，若累計(jì)產(chǎn)油量為Vp，則累計(jì)產(chǎn)氣量為VpRps。

依據(jù)地面油、氣相體積平衡原理：油藏剩余液態(tài)油體積與油藏剩余氣態(tài)油體積之和等于原始液態(tài)油體積與累計(jì)產(chǎn)油量之差；油藏剩余氣態(tài)氣體積與油藏剩余液態(tài)氣體積之和等于原始液態(tài)氣體積與累計(jì)產(chǎn)氣量之差，可得：

聯(lián)合（6）式和（7）式，可得到剩余液態(tài)油體積和剩余氣態(tài)氣體積：

2.1.2 氣態(tài)氣與液態(tài)油瞬時(shí)產(chǎn)量計(jì)算

在地層壓力降至泡點(diǎn)壓力以下時(shí)，設(shè)油藏中瞬時(shí)氣態(tài)氣產(chǎn)量為qfg，瞬時(shí)液態(tài)油產(chǎn)量為qfo，則瞬時(shí)氣態(tài)油產(chǎn)量為qfgRv，瞬時(shí)液態(tài)氣產(chǎn)量為qfoRs。若現(xiàn)場計(jì)量的油藏瞬時(shí)總產(chǎn)氣量為qg，瞬時(shí)總產(chǎn)油量為qo，依據(jù)地面體積平衡原理，可以得到：聯(lián)合（10）式和（11）式，得到液態(tài)油和氣態(tài)氣的瞬時(shí)產(chǎn)量：

2.2 傳統(tǒng)溶解氣驅(qū)油理論的改進(jìn)

2.2.1 揮發(fā)性油藏物質(zhì)平衡方程

在地層壓力低于泡點(diǎn)壓力后，揮發(fā)性油藏滿足地層體積平衡（封閉油藏，不考慮水侵）：原始總烴類孔隙體積等于目前油相占據(jù)的孔隙體積與目前氣相占據(jù)的孔隙體積之和，即：

將（8）式、（9）式代入（14）式：

（15）式即為封閉型揮發(fā)性油藏物質(zhì)平衡方程式，整體上與Havlena-Odeh提出的經(jīng)典線性物質(zhì)平衡方程具有相同形式[22-23]，物理意義為原油儲(chǔ)量的彈性膨脹量等于累計(jì)產(chǎn)出烴類地下體積，但前者同時(shí)考慮到氣態(tài)油和液態(tài)氣的影響，后者僅考慮到液態(tài)氣的影響。將F計(jì)算式代入（15）式，整理出原油采收率的計(jì)算公式：

（16）式是考慮了脫出溶解氣中凝析油含量，對傳統(tǒng)溶解氣驅(qū)油藏采收率預(yù)測方法中（2）式的改進(jìn)。

2.2.2 揮發(fā)性油藏原油飽和度預(yù)測方程

油藏原油飽和度可表示為目前油相占據(jù)的孔隙體積與油藏總孔隙體積之比：

將（8）式和Ro*=Vp/Vfoi代入（17）式，得到：

（18）式為考慮脫出溶解氣中凝析油含量，對傳統(tǒng)溶解氣驅(qū)油藏采收率預(yù)測方法中（3）式的改進(jìn)。

2.2.3 揮發(fā)性油藏生產(chǎn)氣油比方程

油藏中自由油相的瞬時(shí)流量應(yīng)等于液態(tài)油瞬時(shí)產(chǎn)量乘以原油體積系數(shù)，而不是由現(xiàn)場計(jì)量的瞬時(shí)總產(chǎn)油量折算而來，自由氣相類同。由氣、油兩相達(dá)西定律比值可得到：

將（12）式、（13）式代入（19）式，且等式左邊分子分母同時(shí)除以qo，整理得到瞬時(shí)生產(chǎn)氣油比（Rgo*=qg/qo）計(jì)算公式：

（20）式對原油采收率積分可得到單位原油儲(chǔ)量下的累計(jì)產(chǎn)氣量，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)累計(jì)生產(chǎn)氣油比計(jì)算公式：

（21）式即是考慮脫出溶解氣中凝析油含量的影響，對傳統(tǒng)溶解氣驅(qū)油藏采收率預(yù)測方法中（5）式的改進(jìn)。

（16）式、（18）式、（21）式組成全新的溶解氣驅(qū)揮發(fā)性油藏原油采收率預(yù)測方程組，若已知油藏流體PVT數(shù)據(jù)、油氣相對滲透率曲線，可通過迭代法實(shí)現(xiàn)油藏采收率預(yù)測，具體分 4個(gè)步驟：①設(shè)定油藏初始壓降，計(jì)算流體高壓物性參數(shù)，此時(shí)（16）式中存在兩個(gè)未知量Ro*、Rps*，需先假定一個(gè)Rps*值，計(jì)算出原油采收率Ro*；②將步驟①假定的Rps*值以及計(jì)算的原油采收率Ro*代入（18）式，計(jì)算出So*；③將步驟②計(jì)算的So*通過氣油相對滲透率曲線標(biāo)定，可得到Krg/Kro，進(jìn)而代入（21）式計(jì)算出累計(jì)生產(chǎn)氣油比；④步驟③計(jì)算的累計(jì)生產(chǎn)氣油比與步驟①假定值不一定相等，通過反復(fù)迭代，直到假定值與計(jì)算值一致，此時(shí)計(jì)算的原油采收率即為所求值。通過同樣步驟，可預(yù)測后續(xù)不同衰竭壓力下對應(yīng)的原油采收率。

2.3 多次脫氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)矯正方法

原油的多次脫氣實(shí)驗(yàn)是在地層溫度下，循環(huán)進(jìn)行多次的降壓脫氣-等壓放氣過程，每次循環(huán)后測量鋼瓶中原油體積以及放出氣量，并記錄最終標(biāo)準(zhǔn)狀況下的殘余油體積，依據(jù)測量數(shù)據(jù)計(jì)算原油的高壓物性。因?qū)嶒?yàn)過程中不測量也不考慮放出氣中所含油量（氣態(tài)油），實(shí)驗(yàn)計(jì)算的原油體積系數(shù)和溶解氣油比會(huì)明顯偏高。但結(jié)合等容衰竭實(shí)驗(yàn)中測取的氣態(tài)油含量，可以依據(jù)地面體積平衡原理求得不同衰竭壓力下原油的真實(shí)體積系數(shù)和溶解氣油比。

將多次脫氣實(shí)驗(yàn)初始飽和壓力狀態(tài)作為第 0級，設(shè)最終標(biāo)準(zhǔn)狀況下殘余油體積為1 m3，則鋼瓶中油相體積Vodb數(shù)值上等于多次脫氣實(shí)驗(yàn)測定的飽和壓力下原油體積系數(shù)，飽和壓力下真實(shí)原油體積系數(shù)等于單次脫氣實(shí)驗(yàn)測定值Bob，那么飽和壓力下液態(tài)油體積即為：

同理，在j級壓力下鋼瓶中的油相體積Vod,j數(shù)值上等于多次脫氣實(shí)驗(yàn)測定的原油體積系數(shù)，設(shè)該級壓力對應(yīng)原油的真實(shí)體積系數(shù)為Bo,j，那么剩余液態(tài)油體積即為：

多次脫氣實(shí)驗(yàn)第j級壓力下放出的氣量Vsd,j－1－Vsd,j，數(shù)值上等于第（j－1）級與j級測定的溶解氣油比之差，相應(yīng)壓力下等容衰竭實(shí)驗(yàn)測定的凝析油含量為Rv,j，則該級壓力下放出的氣態(tài)油體積為（Vsd,j－1－Vsd,j）×Rv,j。從第0級到第j級放出的氣態(tài)油體積之和即為第j級壓力下累計(jì)放出的氣態(tài)油體積Vp,j：

選取第j級放氣結(jié)束時(shí)刻為研究節(jié)點(diǎn)，此刻，鋼瓶中不存在氣態(tài)氣，即Vfg=0，且整個(gè)實(shí)驗(yàn)過程僅產(chǎn)出氣態(tài)油，地面油相體積平衡式應(yīng)為：剩余液態(tài)油體積等于飽和壓力下液態(tài)油體積與累計(jì)放出氣態(tài)油體積之差，即：

將（22）式—（24）式代入（25）式，得到原油真實(shí)體積系數(shù)Bo,j：

將（26）式中的Vod,j用Vsd,j替換，即為溶解氣油比的矯正公式：

3 方法應(yīng)用

基于表1中5個(gè)樣品的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，首先采用實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)矯正方法，對多次脫氣實(shí)驗(yàn)測定的原油體積系數(shù)和溶解氣油比進(jìn)行矯正，繼而采用本文采收率預(yù)測改進(jìn)方法進(jìn)行等容衰竭實(shí)驗(yàn)?zāi)M，以驗(yàn)證改進(jìn)方法的可靠性；最后，分別采用“實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”、“矯正數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”、“矯正數(shù)據(jù)-改進(jìn)方法”3種方法預(yù)測對比原油溶解氣驅(qū)采收率，以明確脫出溶解氣中凝析油含量對原油采收率的影響。

3.1 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)矯正

采用（26）式、（27）式對多次脫氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行矯正（見圖 1、圖 2），從圖中可以看出典型黑油（樣品5）矯正前后的原油體積系數(shù)、溶解氣油比曲線基本重合，中—弱揮發(fā)性原油（樣品3、樣品4）矯正前后數(shù)據(jù)曲線出現(xiàn)明顯差異，強(qiáng)揮發(fā)性原油（樣品1、樣品2）的數(shù)據(jù)差異進(jìn)一步加大。對比實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可知，不同油樣矯正前后的差異取決于溶解氣油比以及溶解氣中的凝析油含量，溶解氣油比高、原油體積系數(shù)高的強(qiáng)揮發(fā)性原油經(jīng)過數(shù)據(jù)矯正后收縮性大幅度降低。

圖1 多次脫氣實(shí)驗(yàn)測定的原油體積系數(shù)矯正結(jié)果

圖2 多次脫氣實(shí)驗(yàn)測定的溶解氣油比矯正結(jié)果

3.2 實(shí)驗(yàn)?zāi)M與方法驗(yàn)證

揮發(fā)性原油 PVT等容衰竭實(shí)驗(yàn)過程保持容積不變，只采出自由氣，因此，將Kro=0，Swi=0代入本文改進(jìn)方法基本方程（16）式、（18）式和（21）式，即可模擬PVT等容衰竭實(shí)驗(yàn)過程。實(shí)驗(yàn)流體基本參數(shù)中，原油體積系數(shù)和溶解氣油比為多次脫氣實(shí)驗(yàn)矯正后數(shù)據(jù)，計(jì)算截止的廢棄壓力取原始地層壓力的1/4。

圖3a為5個(gè)樣品通過本文改進(jìn)方法計(jì)算的原油飽和度與實(shí)驗(yàn)測定值對比，每個(gè)樣品的模擬結(jié)果和實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)均吻合較好，說明本文計(jì)算方法可靠；圖3b為5個(gè)樣品等容衰竭實(shí)驗(yàn)條件下計(jì)算的原油采收率，由此可見，盡管假定自由油相不流動(dòng)（Kro=0），但計(jì)算的強(qiáng)揮發(fā)性原油（樣品 1、樣品 2）最終采收率分別達(dá)20.28%、15.35%，說明揮發(fā)性油藏脫出溶解氣中的凝析油對產(chǎn)油量有重要貢獻(xiàn)。

圖3 等容衰竭實(shí)驗(yàn)中改進(jìn)方法的模擬預(yù)測結(jié)果

另外，從與已有方法的繼承性上也可以驗(yàn)證新方法的可靠性。若將凝析油含量Rv=0代入改進(jìn)方法基本方程（16）式、（18）式、（21）式，可得到與傳統(tǒng)方法基本方程（2）式、（3）式、（5）式完全相同的形式，說明本文改進(jìn)方法是對傳統(tǒng)方法的繼承和發(fā)展。

3.3 不同方法計(jì)算的原油采收率對比

對每一種原油分別采用3種方法計(jì)算，方法1：直接基于多次脫氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，采用傳統(tǒng)溶解氣驅(qū)油理論預(yù)測采收率，簡稱“實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”；方法2：基于矯正后的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，采用傳統(tǒng)溶解氣驅(qū)油理論預(yù)測采收率，簡稱“矯正數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”；方法3：基于矯正后的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，采用本文提出的改進(jìn)方法預(yù)測采收率，簡稱“矯正數(shù)據(jù)-改進(jìn)方法”。所有算例都采用相同油氣相對滲透率曲線（見圖4），束縛水飽和度為30%，計(jì)算截止的廢棄壓力都取原始地層壓力的1/4。

圖4 油氣相對滲透率曲線

圖5為3種方法計(jì)算得到的原油采收率與地層壓力關(guān)系曲線，由此看出對于典型黑油（見圖 5e）3種方法計(jì)算結(jié)果差異不大，“實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”、“矯正數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”、“矯正數(shù)據(jù)-改進(jìn)方法”預(yù)測最終采收率分別為12.34%、12.52%、12.74%；中—弱揮發(fā)性原油的3種方法計(jì)算結(jié)果出現(xiàn)明顯差異，基于樣品4預(yù)測的原油最終采收率分別為16.21%、17.57%、19.74%（見圖 5d）；基于樣品 3預(yù)測的最終采收率分別為17.37%、19.33%、23.29%（見圖 5c）；強(qiáng)揮發(fā)性原油的3種方法計(jì)算結(jié)果差異進(jìn)一步增大，基于樣品2預(yù)測的最終采收率分別為20.82%、24.16%、30.45%（見圖5b）；基于樣品1預(yù)測的最終采收率分別為24.76%、28.26%、35.93%（見圖 5a）。說明對于典型黑油，采用“實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”計(jì)算可以得到與改進(jìn)方法計(jì)算近似的結(jié)果；對揮發(fā)性原油，不僅需要對實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行矯正，還需要采用改進(jìn)的新方法計(jì)算。

圖5 3種方法預(yù)測的原油采收率對比

以“矯正數(shù)據(jù)-改進(jìn)方法”計(jì)算的原油采收率為基準(zhǔn)，統(tǒng)計(jì)“實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”、“矯正數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”計(jì)算的原油采收率相對誤差的絕對值，發(fā)現(xiàn)其與原始溶解氣油比存在較好的相關(guān)性（見圖 6）。在總相對誤差為10%時(shí)（其中實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)造成的相對誤差為3.8%；計(jì)算方法造成的相對誤差為6.2%），對應(yīng)原始溶解氣油比約為235 m3/m3，若原始溶解氣油比大于235 m3/m3，推薦使用“矯正數(shù)據(jù)-改進(jìn)方法”；若原始溶解氣油比小于 235 m3/m3，“實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”或“矯正數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”均不會(huì)造成較大誤差（小于10%）。因流體物性影響因素復(fù)雜，包括組成、壓力和溫度，單一指標(biāo)很難界定，只要資料條件允許，無論原油揮發(fā)性強(qiáng)弱，采用“矯正數(shù)據(jù)-改進(jìn)方法”計(jì)算為宜。

圖6 計(jì)算誤差分析圖

結(jié)合揮發(fā)性油藏多次脫氣實(shí)驗(yàn)和衰竭開發(fā)過程，分析不同方法計(jì)算結(jié)果的差異。無論是實(shí)驗(yàn)室條件還是油藏條件，在地層壓力降低到飽和壓力時(shí)，原油開始脫氣，這是一個(gè)液態(tài)氣逐步轉(zhuǎn)變?yōu)闅鈶B(tài)氣，并伴隨液態(tài)油轉(zhuǎn)化為氣態(tài)油的過程，溶解氣油比越高、凝析油含量越高，原始液態(tài)油轉(zhuǎn)化為氣態(tài)油的比率（當(dāng)前壓力下氣態(tài)油體積與原始液態(tài)油體積之比）也就越高。在多次脫氣實(shí)驗(yàn)條件下，氣態(tài)油伴隨自由氣排出，并不包含在最終回收的油量中，而在油藏條件下，這些氣態(tài)油可以通過 2個(gè)途徑采出：一部分伴隨自由氣產(chǎn)出，一部分隨壓力下降再次轉(zhuǎn)化為液態(tài)油，伴隨自由油產(chǎn)出；最后，產(chǎn)出的氣態(tài)油全部被地面設(shè)備回收?！皩?shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”從實(shí)驗(yàn)過程到開發(fā)過程都忽略了氣態(tài)油的存在；“矯正數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”雖考慮到實(shí)驗(yàn)過程氣態(tài)油的影響，但忽略了開發(fā)過程中氣態(tài)油的存在；“矯正數(shù)據(jù)-改進(jìn)方法”則同時(shí)考慮了兩個(gè)過程中氣態(tài)油對原油采收率的影響。

從不同方法的計(jì)算結(jié)果對比可以看出，衰竭式開發(fā)的揮發(fā)性油藏也可以達(dá)到相當(dāng)高的原油采收率。傳統(tǒng)觀念認(rèn)為揮發(fā)性原油具有強(qiáng)收縮性將導(dǎo)致原油采收率較低，是基于多次脫氣實(shí)驗(yàn)結(jié)果及傳統(tǒng)溶解氣驅(qū)油理論得出的，而本文研究發(fā)現(xiàn)，經(jīng)矯正后的實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示原油整體收縮性明顯變?nèi)?，開發(fā)過程中脫出溶解氣中凝析油對原油產(chǎn)量有著重要貢獻(xiàn)。

4 結(jié)論

多次脫氣實(shí)驗(yàn)測定的是脫出溶解氣中的凝析油完全損失情況下的原油物性，測定條件與“生產(chǎn)過程中從油藏到地面設(shè)備沒有流體外泄”的事實(shí)相悖，原油揮發(fā)性越強(qiáng)，凝析油損失越大，因此多次脫氣實(shí)驗(yàn)原理導(dǎo)致?lián)]發(fā)性油藏原油采收率被低估；傳統(tǒng)方法實(shí)質(zhì)上認(rèn)為脫出的溶解氣為干氣，即原油產(chǎn)量始終且完全來自油藏油相，實(shí)際原油產(chǎn)量來自油、氣兩相，且隨原油揮發(fā)性增強(qiáng)，氣態(tài)油產(chǎn)量貢獻(xiàn)也增大，因此傳統(tǒng)方法預(yù)測的揮發(fā)性油藏原油采收率偏小。

隨原油揮發(fā)性增強(qiáng)，“實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”或“矯正數(shù)據(jù)-傳統(tǒng)方法”適用性變差，僅適用于典型黑油和弱揮發(fā)性油（原始溶解氣油比小于等于 235 m3/m3），而“矯正數(shù)據(jù)-改進(jìn)方法”同時(shí)考慮到實(shí)驗(yàn)過程和開發(fā)過程氣態(tài)油的影響，不受原油揮發(fā)性強(qiáng)弱的限制。本項(xiàng)研究證明了揮發(fā)油的強(qiáng)收縮性導(dǎo)致更多的液態(tài)油轉(zhuǎn)化為氣態(tài)油采出，衰竭式開發(fā)的揮發(fā)性油藏也可以達(dá)到相當(dāng)高的原油采收率。

符號注釋：

Bg——天然氣體積系數(shù)，無因次；Bo——目前原油體積系數(shù)，無因次；Bob——單次脫氣飽和壓力下原油體積系數(shù)，無因次；Boi——原始原油體積系數(shù)，無因次；Bo,j——第j級壓力下原油真實(shí)體積系數(shù)，無因次；Eo——原始原油膨脹系數(shù)，m3/m3；F——累計(jì)產(chǎn)出烴地下體積，m3；j——多次脫氣壓力級；Krg——?dú)庀嘞鄬B透率，無因次；Kro——油相相對滲透率，無因次；qfg——瞬時(shí)氣態(tài)氣產(chǎn)量，m3/d；qfo——瞬時(shí)液態(tài)油產(chǎn)量，m3/d；qg——瞬時(shí)總產(chǎn)氣量，m3/d；qo——瞬時(shí)總產(chǎn)油量，m3/d；Rgo——傳統(tǒng)方法計(jì)算的瞬時(shí)生產(chǎn)氣油比，m3/m3；Rgo*——改進(jìn)方法計(jì)算的瞬時(shí)生產(chǎn)氣油比，m3/m3；Ro——傳統(tǒng)方法計(jì)算的原油采收率，%；Ro*——改進(jìn)方法計(jì)算的原油采收率，%；Rps——傳統(tǒng)方法計(jì)算的累計(jì)生產(chǎn)氣油比，m3/m3；Rps*——改進(jìn)方法計(jì)算的累計(jì)生產(chǎn)氣油比，m3/m3；Rs——原油溶解氣油比，m3/m3；Rsi——原始原油溶解氣油比，m3/m3；Rs,j——第j級壓力下原油真實(shí)溶解氣油比，m3/m3；Rv——凝析油含量，m3/m3；Rv,j——第j級壓力下放出氣中凝析油含量，m3/m3；So——傳統(tǒng)方法計(jì)算的原油飽和度，%；So*——改進(jìn)方法計(jì)算的原油飽和度，%；Swi——原始含水飽和度，%；V——原始原油儲(chǔ)量，m3；Vfg——剩余氣態(tài)氣體積，m3；Vfo——剩余液態(tài)油體積，m3；Vfoi——原始液態(tài)油體積，m3；Vfo,j——多次脫氣第j級壓力下液態(tài)油體積，m3；Vodb——多次脫氣飽和壓力下鋼瓶中油相體積，數(shù)值上等于多次脫氣實(shí)驗(yàn)測定的飽和壓力下原油體積系數(shù)，m3；Vod,j——多次脫氣第j級壓力下鋼瓶中油相體積，數(shù)值上等于多次脫氣實(shí)驗(yàn)測定的原油體積系數(shù)，m3；Vp——累計(jì)產(chǎn)油量，m3；Vp,j——多次脫氣第j級壓力下累計(jì)放出的氣態(tài)油體積，m3；Vsd,j——多次脫氣第j級以下壓力級放出的總氣量，數(shù)值上等于第j級壓力下測定的溶解氣油比，m3；Vsd,j-1——多次脫氣第j-1級以下壓力級放出的總氣量，數(shù)值上等于第（j－1）級壓力下測定的溶解氣油比，m3；μg——地下氣相黏度，mPa·s；μo——地下油相黏度，mPa·s。