李愛(ài)芬, 安國(guó)強(qiáng), 崔仕提, 張友平, 付帥師

(1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院,山東青島 266580; 2.中國(guó)石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院,新疆庫(kù)爾勒 841000; 3.中石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院,新疆克拉瑪依 834000)

地層油高壓物性是油田油氣儲(chǔ)量計(jì)算、油藏方案設(shè)計(jì)、井筒中管柱設(shè)計(jì)、地面管線、油氣計(jì)量站、轉(zhuǎn)油站、聯(lián)合站設(shè)計(jì)等必不可少的資料[1-2]。中國(guó)原油PVT測(cè)試主要參考標(biāo)準(zhǔn)GB/T 26981-2020《油氣藏流體物性分析方法》等[3-5],包括單次脫氣、恒質(zhì)膨脹、油藏溫度下的多級(jí)脫氣(國(guó)際上稱為微分脫氣)。并且將溶解氣油比定義為單次脫氣得到氣、油在標(biāo)準(zhǔn)條件下的體積之比[3],這與原油的實(shí)際溶解氣油比有一定差距。目前各油田均有專門的測(cè)試中心測(cè)試地層油氣的高溫高壓物性,并嚴(yán)格按照國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行測(cè)試[6-9]。因此測(cè)試標(biāo)準(zhǔn)的正確性直接影響到油田開發(fā)方案及儲(chǔ)量計(jì)算等的準(zhǔn)確性。目前地層油高壓物性測(cè)試中心的測(cè)試方法及數(shù)據(jù)處理方法存在問(wèn)題包括:①地層油原始?jí)毫ο碌捏w積系數(shù)Boi、氣油比Rsi是用一次脫氣獲得;②用地層溫度下的多級(jí)脫氣直接給出體積系數(shù)及氣油比隨壓力的變化。兩種脫氣方式給出的原始?jí)毫ο碌臍庥捅?、體積系數(shù)不同,給從事油藏?cái)?shù)值模擬的研究者造成很大的困惑。地層原油流到地面后一般進(jìn)行多級(jí)脫氣,分出的氣量及得到的脫氣油的體積與地面分離器級(jí)數(shù)、分離器的壓力、溫度有關(guān)。一次脫氣不能模擬地面的多級(jí)脫氣情況,使測(cè)得的原始?jí)毫ο碌臍庥捅?、體積系數(shù)偏大,使計(jì)算的原油儲(chǔ)量偏小。用地層溫度下的多級(jí)脫氣數(shù)據(jù)直接計(jì)算體積系數(shù)、氣油比,與兩者的定義相違背,也是不合理的。妥宏等[9]對(duì)揮發(fā)性油藏PVT物性研究發(fā)現(xiàn),地層油的體積系數(shù)(Bo)、溶解氣油比(Rs)與分離條件有較強(qiáng)的相關(guān)性;一次脫氣分離器溫度不同,得到的體積系數(shù)、氣油比相差很大,脫出氣中有液態(tài)油凝析出,說(shuō)明氣體中的油組分分離不徹底。Dodson等[10]早在1953年就研究了地面分離條件對(duì)Bo、Rs的影響,研究了基于多級(jí)脫氣得到的Bo、Rs與微分脫氣得到的參數(shù)差別[10-12];2011年,英國(guó)Heriot-Watt大學(xué)的Adrian教授[2]在其油藏工程教材中詳細(xì)論述了油氣分離測(cè)試及數(shù)據(jù)處理方法,并用現(xiàn)場(chǎng)PVT報(bào)告展示原始測(cè)試數(shù)據(jù)及其處理方法。Jr Mccain[13]和吳昊等[14]提出了將微分脫氣數(shù)據(jù)歸一化再用多級(jí)脫氣的參數(shù)進(jìn)行修正的方法,使微分脫氣與多級(jí)脫氣方法得到Bo、Rs在泡點(diǎn)壓力下的數(shù)值一致,但在低于泡點(diǎn)壓力下Bo、Rs仍存在誤差[15]。筆者從體積系數(shù)及溶解氣油比基本定義出發(fā),論述地層油高壓物性的標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試方法及數(shù)據(jù)處理方法,并根據(jù)國(guó)外地層油PVT測(cè)試實(shí)例,展示數(shù)據(jù)處理方法;根據(jù)目前國(guó)內(nèi)PVT測(cè)試實(shí)例,分析數(shù)據(jù)處理方法及存在問(wèn)題,給出正確的修正方法,并分析修正前后的體積系數(shù)對(duì)儲(chǔ)量的影響程度。

1 地層油主要高壓物性參數(shù)定義及其影響因素

為更好地理解PVT測(cè)試及計(jì)算方法,首先給出地層油主要物性參數(shù)體積系數(shù)及溶解氣油比的定義[1-2],然后討論分離方式對(duì)兩個(gè)參數(shù)的影響。

地層油的體積系數(shù)Bo是指原油在地層條件下的體積與其地面脫氣后的標(biāo)準(zhǔn)體積之比。地層油的溶解氣油比Rs是指地層油在地面脫氣,分出氣體的標(biāo)準(zhǔn)體積與地面脫氣油的標(biāo)準(zhǔn)體積之比。其中地面多級(jí)脫氣條件下“分出氣體的標(biāo)準(zhǔn)體積”是指每級(jí)分離器分出氣體的標(biāo)準(zhǔn)體積之和。

中國(guó)石油天然氣計(jì)量的標(biāo)準(zhǔn)條件為20 ℃、大氣壓力,國(guó)際上的標(biāo)準(zhǔn)條件為60 ℉(15.5 ℃)和大氣壓力,在標(biāo)準(zhǔn)條件下計(jì)量的體積稱為標(biāo)準(zhǔn)體積。

地層油在地面進(jìn)行油氣分離的分離器的級(jí)數(shù)有1～3級(jí),根據(jù)油品性質(zhì)不同,各油田地面油氣分離器的級(jí)數(shù)及分離條件各不相同,一般含氣量多的原油地面分離器的級(jí)數(shù)多,如圖1所示為三級(jí)脫氣。地面分離器級(jí)數(shù)及各級(jí)分離器的溫度、壓力不同,最終得到的脫氣油及溶解氣的體積不同,原始?xì)庥捅?、體積系數(shù)也不同。

圖1 地面原油三級(jí)分離器Fig.1 Three-stage separator of crude oil

若地面只設(shè)一級(jí)分離器,即從生產(chǎn)井產(chǎn)出的原油直接進(jìn)儲(chǔ)油罐(壓力為大氣壓力,即0.1 MPa),與進(jìn)行多級(jí)分離相比,得到的脫氣油少,分出的氣體多,得到的原始?jí)毫ο碌捏w積系數(shù)Boi及溶解氣油比Rsi偏大。地面油氣分離方式對(duì)稠油的Boi及Rsi影響不大,但對(duì)于含溶解氣多的輕質(zhì)油、凝析氣的Boi及Rsi影響非常大。

泡點(diǎn)壓力前后體積系數(shù)、溶解氣油比隨壓力的變化需要結(jié)合3種高壓物性測(cè)試才能獲得,目前國(guó)內(nèi)PVT測(cè)試數(shù)據(jù)處理方面存在問(wèn)題。

2 地層油高壓物性標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試及數(shù)據(jù)處理方法

地層油高壓物性測(cè)試主要包括閃蒸脫氣、多級(jí)脫氣、微分脫氣測(cè)試[1-2]。閃蒸脫氣、微分脫氣測(cè)試國(guó)內(nèi)外方法一致,本文中重點(diǎn)介紹3種測(cè)試方法的原理以及如何將3種實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果結(jié)合,計(jì)算泡點(diǎn)壓力前后地層油的體積系數(shù)、溶解氣油比隨壓力的變化。

2.1 閃蒸脫氣

閃蒸脫氣(flash vaporization)也叫p-V關(guān)系測(cè)試、恒質(zhì)膨脹,是指在地層溫度下測(cè)定地層原油的體積與壓力的關(guān)系(p-V關(guān)系)[2]。壓力從原始?jí)毫抵凛^低的壓力(低于泡點(diǎn)壓力時(shí)體積為油氣混合物總體積),如圖2所示。

圖2 閃蒸脫氣原理示意圖Fig.2 Schematic diagram of flash vaporization

閃蒸脫氣模擬地層條件下高于泡點(diǎn)壓力時(shí),壓力降低原油膨脹的過(guò)程。主要測(cè)試原油的泡點(diǎn)壓力,結(jié)合多級(jí)脫氣數(shù)據(jù),計(jì)算高于泡點(diǎn)壓力下地層油的體積系數(shù)隨壓力的變化,計(jì)算公式[2]為

(1)

式中,Bob為泡點(diǎn)壓力下原油的體積系數(shù),Bob由多級(jí)脫氣測(cè)試得到;Vof和Vob分別為閃蒸脫氣過(guò)程中任意壓力(>pb)及泡點(diǎn)壓力下原油的體積,cm3;Vob/Bob含義為PVT筒中的原油在地面脫氣后的標(biāo)準(zhǔn)體積,cm3。

2.2 多級(jí)脫氣

多級(jí)脫氣(separator test)主要是模擬地面分離器條件進(jìn)行油氣分離的脫氣過(guò)程?？梢詸z測(cè)地面油氣分離器級(jí)數(shù)及溫度、壓力條件對(duì)泡點(diǎn)壓力下體積系數(shù)、原始溶解氣油比的影響。

圖3(a)為兩級(jí)脫氣示意圖[2],PVT筒的壓力為泡點(diǎn)壓力,溫度為地層溫度。

圖3 多級(jí)脫氣及一次脫氣原理示意圖Fig.3 Schematic diagram of separator test and single flash

多級(jí)脫氣目的是測(cè)試泡點(diǎn)壓力下地層油的體積系數(shù)Bob及原始溶解氣油比Rsi。其計(jì)算公式[2]為

(2)

(3)

式中,Rsi為原始溶解氣油比;Vres為從PVT筒中推出的泡點(diǎn)壓力下地層油的體積,cm3;L2為最后一級(jí)分離器的脫氣原油冷卻至標(biāo)準(zhǔn)條件后的體積;V1和V2分別為第一級(jí)和第二級(jí)分離器分出氣體的標(biāo)準(zhǔn)體積。

目前國(guó)內(nèi)石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[3-5]中只有一級(jí)脫氣(或一次脫氣,圖3(b)),沒(méi)有模擬地面分離條件的多級(jí)脫氣。

2.3 微分脫氣實(shí)驗(yàn)

微分脫氣(differential vaporization)用來(lái)描述壓力低于泡點(diǎn)壓力時(shí),地層中油氣的分離過(guò)程。微分脫氣流程如圖4所示。PVT筒的初始條件為地層溫度、泡點(diǎn)壓力,然后保持溫度不變逐級(jí)降壓,一直降至大氣壓力。計(jì)量每級(jí)壓力下排出氣體在標(biāo)準(zhǔn)條件下的體積、分出氣體的組成、PVT筒中剩余油的體積;最后計(jì)量PVT筒中原油(殘余油)在標(biāo)準(zhǔn)條件下的體積,具體測(cè)試方法見文獻(xiàn)及標(biāo)準(zhǔn)[1-3]。

圖4 微分脫氣原理示意圖Fig.4 Schematic diagram of differential vaporization

微分脫氣數(shù)據(jù)與多級(jí)脫氣數(shù)據(jù)結(jié)合,可以計(jì)算當(dāng)壓力低于泡點(diǎn)壓力時(shí)地層油的體積系數(shù)、溶解氣油比隨壓力的變化,計(jì)算公式為

(4)

(5)

式中,Bou為壓力低于泡點(diǎn)壓力時(shí)原油的體積系數(shù);Rsu為壓力低于泡點(diǎn)壓力時(shí)任意壓力下的溶解氣油比;Vgsc為微分脫氣過(guò)程中在任意壓力下累積放出氣體的標(biāo)準(zhǔn)體積,cm3;Vofu為PVT筒中原油在任意壓力(低于泡點(diǎn)壓力)下的體積,cm3。

公式(5)的含義為:任意壓力下地層油的溶解氣油比=原始溶解氣油比-單位體積地面油對(duì)應(yīng)的放出氣體的標(biāo)準(zhǔn)體積。

微分脫氣在國(guó)內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)中叫做地層溫度下的多級(jí)脫氣,測(cè)試方法國(guó)內(nèi)外一致,但計(jì)算體積系數(shù)及溶解氣油比的方法不同。

3 國(guó)外教材中地層油高壓物性測(cè)試與計(jì)算實(shí)例

2011年英國(guó)Heriot-Watt大學(xué)油藏工程教材中給出了地層油PVT測(cè)試方法及數(shù)據(jù)處理方法[2],也是英美國(guó)家地層油PVT測(cè)試的標(biāo)準(zhǔn)方法,是國(guó)內(nèi)制定地層流體PVT測(cè)試標(biāo)準(zhǔn)的重要參考。本文中根據(jù)教材中PVT測(cè)試實(shí)例,介紹高于及低于泡點(diǎn)壓力時(shí)地層油體積系數(shù)及溶解氣油比的計(jì)算方法。

3.1 閃蒸脫氣數(shù)據(jù)

閃蒸脫氣流程如圖2所示。油藏原始?jí)毫皽囟确謩e為5 000 psig(34.5 MPa)和220 ℉(104 ℃),閃蒸脫氣或p-V關(guān)系測(cè)試結(jié)果如表1及圖5所示。

表1 閃蒸脫氣數(shù)據(jù)

圖5 相對(duì)體積與壓力的關(guān)系Fig.5 Relationship between relative volume and pressure

表1中1～2列為原始數(shù)據(jù),相對(duì)體積Vr為油氣混合物的體積與泡點(diǎn)壓力下原油的體積之比。

由圖5可知,隨著壓力的降低,p-Vr關(guān)系在壓力為18.1 MPa時(shí)偏離初始的直線關(guān)系,此點(diǎn)對(duì)應(yīng)的壓力即為泡點(diǎn)壓力?？梢钥闯?泡點(diǎn)壓力后p-Vr關(guān)系不是直線,一般文獻(xiàn)中的“p-V關(guān)系曲線中兩條直線的交點(diǎn)即為泡點(diǎn)壓力”不是很準(zhǔn)確。

3.2 多級(jí)脫氣數(shù)據(jù)

多級(jí)脫氣流程如圖3所示。將泡點(diǎn)壓力、地層溫度下的部分原油轉(zhuǎn)移至第一級(jí)分離器進(jìn)行脫氣,再降溫、降壓至第二級(jí)分離器條件進(jìn)行脫氣。本實(shí)例是兩級(jí)分離,分離器溫度均為75 ℉(23.9 ℃),第一級(jí)分離器設(shè)置了4個(gè)壓力,第二級(jí)分離器壓力均為大氣壓力,以驗(yàn)證分離器壓力對(duì)體積系數(shù)及氣油比的影響。測(cè)試結(jié)果如表2所示。

表2 多級(jí)脫氣實(shí)驗(yàn)參數(shù)

表2中,氣油比Rs是指每級(jí)分離器分出氣體的標(biāo)準(zhǔn)體積與最后一級(jí)分離器油的標(biāo)準(zhǔn)體積之比。因此地層油總的原始?xì)庥捅萊si為第1級(jí)、第2級(jí)分離器得到的氣油比之和。

從表2看出,第一級(jí)分離器的壓力不同,得到的泡點(diǎn)壓力下的體積系數(shù)及原始溶解氣油比各不相同,分離條件對(duì)Bob和Rsi的影響很大。表2中第2種分離方式最終得到的體積系數(shù)最小(1.474)、原始?xì)庥捅茸钚?136.8 m3/m3),即得到的地面油最多,分離條件最優(yōu)。

國(guó)內(nèi)PVT測(cè)試中一般沒(méi)有多級(jí)脫氣,而是用一次脫氣。由于沒(méi)有模擬礦場(chǎng)油氣的真實(shí)地面分離條件,因此一次脫氣得到氣油比、體積系數(shù)不是實(shí)際值,只能用于對(duì)比不同油藏原油氣油比和體積系數(shù)。

3.3 微分脫氣數(shù)據(jù)

微分脫氣實(shí)驗(yàn)流程如圖4所示。PVT筒的溫度為地層溫度,起始?jí)毫榕蔹c(diǎn)壓力,逐級(jí)降壓將分出的氣體從PVT筒中排出,計(jì)量累積放出氣體的標(biāo)準(zhǔn)體積,筒中剩余油的體積,最終壓力降至大氣壓力,再測(cè)試PVT筒中脫氣油在標(biāo)準(zhǔn)條件下的體積Vos,測(cè)試結(jié)果如表3所示。其中60 ℉(15.5 ℃)、大氣壓力下原油相對(duì)體積為1。

表3中,原油的相對(duì)體積Vr為每級(jí)壓力下PVT筒中油的體積/Vos,氣油比Rs1為(最終累積放出氣體的標(biāo)準(zhǔn)體積-每級(jí)壓力下累積放出氣體的標(biāo)準(zhǔn)體積)/Vos。Rs1不是真實(shí)的溶解氣油比,Vr不是體積系數(shù)。需要結(jié)合多級(jí)脫氣數(shù)據(jù)才能得到真正的體積系數(shù)及溶解氣油比。

表3 微分脫氣實(shí)驗(yàn)參數(shù)

3.4 泡點(diǎn)壓力前后高壓物性參數(shù)的計(jì)算

3.4.1 壓力高于泡點(diǎn)壓力時(shí)體積系數(shù)及氣油比的計(jì)算

根據(jù)表1中閃蒸脫氣數(shù)據(jù)及公式(1),可以計(jì)算高于泡點(diǎn)壓力時(shí)的體積系數(shù),如表1中第3列所示。式(1)中的Vof/Vob為表1中的相對(duì)體積Vr,Bob為由多級(jí)脫氣得到的泡點(diǎn)壓力下的體積系數(shù),本次計(jì)算取多級(jí)脫氣最優(yōu)分離條件(表2中第2種分離方式)下的數(shù)值,即Bob=1.474,原始溶解氣油比Rsi=136.8 m3/m3,高于泡點(diǎn)壓力時(shí)的氣油比為定值。

3.4.2 壓力低于泡點(diǎn)壓力時(shí)體積系數(shù)及氣油比的計(jì)算

低于泡點(diǎn)壓力時(shí)的體積系數(shù)及溶解氣油比由微分脫氣及多級(jí)脫氣聯(lián)合確定。根據(jù)表3微分脫氣數(shù)據(jù),首先計(jì)算任意壓力下累積釋放出氣體的標(biāo)準(zhǔn)體積Vgsc,如表4中第4列所示,Vgsc可由實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)直接得到,也可由表3中第2列獲得,Vgsc=152.1-Rs1。根據(jù)式(4)和(5),可以得到低于泡點(diǎn)壓力時(shí)的體積系數(shù)及溶解氣油比,其中泡點(diǎn)壓力下的體積系數(shù)Bob=1.474;Vof為表4中的相對(duì)體積Vr,Vob=1.6。如表4中壓力為14.5 MPa時(shí),體積系數(shù)及溶解氣油比分別為

表4 微分脫氣實(shí)驗(yàn)修正參數(shù)

計(jì)算結(jié)果如表4所示,Bo、Rs2為真實(shí)的體積系數(shù)及溶解氣油比。

壓力高于pb(18.1 MPa)時(shí)的體積系數(shù)為表1中的Bo,低于pb下的體積系數(shù)為表4中的Bo;高于pb時(shí)的氣油比為定值136.8 m3/m3,低于pb時(shí)溶解氣油比為表4中的Rs2。由此可以得到體積系數(shù)、氣油比隨壓力的變化,如圖6所示。

圖6 教材實(shí)例體積系數(shù)及溶解氣油比與壓力的關(guān)系Fig.6 Relations of formation volume factor and gas oil ratio with pressure

由修正前后體積系數(shù)及溶解氣油比隨壓力的變化(表4中第7列、第8列)可以看出,修正前后兩個(gè)參數(shù)均有較大的差值。

4 國(guó)內(nèi)地層油高壓物性測(cè)試與計(jì)算實(shí)例

以塔里木油田L(fēng)G油藏的PVT測(cè)試報(bào)告為例,油藏埋深5 191 m,原始地層壓力53.11 MPa,地層溫度110.5 ℃,井下取樣。進(jìn)行高壓物性測(cè)試。

4.1 一次脫氣

測(cè)試流程如圖3(b)所示。將原始地層壓力、溫度下的原油進(jìn)行一次脫氣,測(cè)試分出的油、氣在標(biāo)準(zhǔn)條件下的體積,得到原始地層條件下的原油的體積系數(shù)Boi=1.323 5,原始溶解氣油比Rsi=120 m3/m3。

4.2 閃蒸脫氣

在地層溫度下,從原始?jí)毫﹂_始降壓,測(cè)試不同壓力下油氣混合物的體積,將壓力與體積的關(guān)系繪圖,得到泡點(diǎn)壓力(38.6 MPa),再將油氣混合物體積除以泡點(diǎn)壓力下的體積,即得到表5中的相對(duì)體積Vr。測(cè)試數(shù)據(jù)見表5第1、第2列。

表5 LG油藏閃蒸脫氣數(shù)據(jù)

當(dāng)測(cè)試數(shù)據(jù)不規(guī)則,泡點(diǎn)壓力用3.1節(jié)中所示方法難以確定時(shí),可以根據(jù)Y函數(shù)方法確定。Potsch 等[15]和Williama[16]提出Y函數(shù)是準(zhǔn)確確定泡點(diǎn)壓力的有效方法,并且對(duì)泡點(diǎn)壓力的選取非常敏感。Y函數(shù)表達(dá)式為

(6)

式中,pj為小于pb的任意壓力,MPa。

通過(guò)實(shí)例計(jì)算,發(fā)現(xiàn)當(dāng)選擇的泡點(diǎn)壓力合理時(shí)Y函數(shù)與壓力為直線關(guān)系,泡點(diǎn)壓力選擇有誤差時(shí),Y函數(shù)與壓力不是直線關(guān)系。根據(jù)英國(guó)教材及LG油田閃蒸脫氣數(shù)據(jù),通過(guò)假定不同的泡點(diǎn)壓力pb得到的Y函數(shù)與壓力的關(guān)系如圖7所示?？梢钥闯?只有在正確的泡點(diǎn)壓力下Y函數(shù)與壓力才是直線關(guān)系。目前該方法國(guó)內(nèi)應(yīng)用較少,是可以借鑒的有效方法。

圖7 Y函數(shù)與壓力的關(guān)系Fig.7 Relationship between Y function and pressure

4.3 微分脫氣

微分脫氣在國(guó)內(nèi)PVT報(bào)告及測(cè)試標(biāo)準(zhǔn)中稱為“地層溫度下的多級(jí)脫氣”。測(cè)試方法與3.3節(jié)相同。測(cè)試數(shù)據(jù)如表6所示。其中0 MPa、20 ℃條件下相對(duì)體積Vr為1。

表6 LG油藏微分脫氣實(shí)驗(yàn)參數(shù)

與國(guó)外標(biāo)準(zhǔn)不同,國(guó)內(nèi)的微分脫氣一般從原始?jí)毫﹂_始,并且將表6中的溶解氣油比Rs1及相對(duì)體積Vr直接作為不同壓力下的溶解氣油比及體積系數(shù)[3],這是不符合體積系數(shù)及溶解氣油比定義的,因?yàn)榈貙佑腕w積系數(shù)及氣油比的定義是基于地層油在地面進(jìn)行脫氣,而不是地層溫度下脫氣進(jìn)行定義的。測(cè)試結(jié)果與實(shí)際值差別很大。

由表6和一次脫氣結(jié)果可以看出,一次脫氣得到的原始?jí)毫ο碌捏w積系數(shù)、溶解氣油比(Boi=1.323 5,Rsi=120 m3/m3)與微分脫氣給出的原始?jí)毫ο碌捏w積系數(shù)、原始?xì)庥捅?表6,Boi=1.325 1,Rsi=121 m3/m3)不同,這也會(huì)給使用者造成困惑。

4.4 地層油高壓物性參數(shù)的修正

4.4.1 多級(jí)脫氣測(cè)試補(bǔ)充

目前塔里木LG油藏的原油在地面的脫氣方式為兩級(jí)脫氣,因此不能用一次脫氣數(shù)據(jù)代替,需要補(bǔ)充兩級(jí)脫氣測(cè)試。LG油藏地面原油的兩級(jí)脫氣條件見表7。兩級(jí)脫氣實(shí)驗(yàn)流程如圖3(a)所示。根據(jù)一次脫氣氣油比及氣體組成,配制地層油樣,轉(zhuǎn)至PVT中。兩級(jí)脫氣PVT筒中的原油溫度為地層溫度,壓力為泡點(diǎn)壓力38. 6 MPa,泡點(diǎn)壓力下從PVT筒中推出油的體積及其兩級(jí)分離后得到的氣、油在標(biāo)準(zhǔn)條件下的體積見表7?？梢钥闯?兩級(jí)脫氣得到的泡點(diǎn)壓力下的體積系數(shù)、氣油比(Bob=1.203 4,Rsi=112.82 m3/m3)遠(yuǎn)小于一次脫氣的數(shù)值(Boi=1.323 5,Rsi=120 m3/m3)。

表7 LG油藏多級(jí)脫氣實(shí)驗(yàn)參數(shù)

4.4.2 高于泡點(diǎn)壓力時(shí)的高壓物性參數(shù)計(jì)算

與國(guó)外教材處理方式相同,基于閃蒸脫氣數(shù)據(jù)，表5第2列相對(duì)體積Vr及式(1),計(jì)算高于泡點(diǎn)壓力時(shí)的體積系數(shù),式(1)中的Vof/Vob為表5中的相對(duì)體積Vr,Bob=1.203 4。不同壓力下的體積系數(shù)見表5。高于泡點(diǎn)壓力時(shí)的溶解氣油比為定值,為112.82 m3/m3。

4.4.3 低于泡點(diǎn)壓力時(shí)的高壓物性參數(shù)計(jì)算

根據(jù)微分脫氣數(shù)據(jù)表6和多級(jí)脫氣數(shù)據(jù)表7及式(4)和(5),可以得到低于泡點(diǎn)壓力下的溶解氣油比及體積系數(shù)(Vof/Vob為表8中的相對(duì)體積Vr;Vob=1.329 7,為表8中泡點(diǎn)壓力下的相對(duì)體積Vr;Rsi=112.82 m3/m3,為多級(jí)脫氣表7中的氣油比)。其中0 MPa、20 ℃條件下相對(duì)體積Vr為1。

表8 LG油藏微分脫氣實(shí)驗(yàn)修正參數(shù)

由表8可以看出,修正后體積系數(shù)Bo小于相對(duì)體積Vr,差值為0.101～0.126,若用相對(duì)體積Vr作為體積系數(shù),對(duì)儲(chǔ)量的影響將是巨大的;修正后的溶解氣油比Rs2也小于修正前Rs1,差值小于8.18 m3/m3,若用Rs1作為氣油比對(duì)油藏的溶解氣儲(chǔ)量計(jì)算也將產(chǎn)生較大的影響。不同的油藏修正前后兩參數(shù)的差值變化范圍不同,油質(zhì)越輕,差別越大。

4.5 修正前后體積系數(shù)對(duì)儲(chǔ)量的影響

目前一般用一次脫氣得到的原始?jí)毫ο碌捏w積系數(shù)計(jì)算儲(chǔ)量,真實(shí)儲(chǔ)量應(yīng)該用表5中給出的原始?jí)毫ο碌捏w積系數(shù)計(jì)算,油藏的儲(chǔ)量計(jì)算公式為

(7)

式中,N為油藏的儲(chǔ)量,m3;Voi為地層條件下原油的體積,m3;Boi為原始?jí)毫ο碌捏w積系數(shù)。

基于LG油藏PVT測(cè)試的兩種原始?jí)毫ο碌捏w積系數(shù)(一次脫氣得到的Boi1和修正后閃蒸脫氣得到的Boi2)計(jì)算的儲(chǔ)量的誤差為

(8)

式中,N2和N1分別為基于兩級(jí)脫氣修正后及一次脫氣得到的原始?jí)毫ο碌捏w積系數(shù)計(jì)算的儲(chǔ)量,m3。

由式(8)可以看出,用修正后的體積系數(shù)計(jì)算的儲(chǔ)量比用修正前的體積系數(shù)計(jì)算的儲(chǔ)量高12%。這就是國(guó)內(nèi)有些油田的原油采收率過(guò)高,甚至高于用巖心實(shí)驗(yàn)得到的采收率而無(wú)法解釋的原因。地層油越輕,溶解的氣量越多,一次脫氣計(jì)算的體積系數(shù)、氣油比越大,由此計(jì)算的儲(chǔ)量比實(shí)際儲(chǔ)量小的越多。

5 結(jié) 論

(1)目前國(guó)內(nèi)油田高壓物性測(cè)試普遍缺少模擬現(xiàn)場(chǎng)地面油氣分離條件的多級(jí)脫氣,用一次脫氣得到的體積系數(shù)及氣油比偏高;輕質(zhì)油、凝析氣藏體積系數(shù)及氣油比的誤差更大。

(2)目前國(guó)內(nèi)油田用微分脫氣最終得到的氣和油的標(biāo)準(zhǔn)體積為基數(shù)計(jì)算原始?xì)庥捅?、體積系數(shù),數(shù)值均比實(shí)際值高,且差別較大。

(3)用一次脫氣得到的原始?jí)毫ο碌捏w積系數(shù)計(jì)算的儲(chǔ)量偏低,LG油藏用基于多級(jí)脫氣的體積系數(shù)計(jì)算的實(shí)際儲(chǔ)量比基于一次脫氣的體積系數(shù)計(jì)算的儲(chǔ)量高12%。