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        基于生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料的凝析氣藏流體分布及潛力再認(rèn)識(shí)
        ——以渤海BZ油氣田太古宇潛山為例

        2022-06-13 06:47:14黃磊孫藏軍康凱張雷姜永余元洲
        斷塊油氣田 2022年1期
        關(guān)鍵詞:氣油凝析氣潛山

        黃磊,孫藏軍,康凱,張雷,姜永,余元洲

        (中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司,天津 300459)

        勘探評(píng)價(jià)階段,對(duì)油氣藏類型、流體分布、油藏模式及儲(chǔ)量規(guī)模等基本地質(zhì)油藏特征,基本可以認(rèn)識(shí)清楚。但對(duì)于海上油田井網(wǎng)稀、資料少的情況,勘探評(píng)價(jià)階段的認(rèn)識(shí)常常與開(kāi)發(fā)生產(chǎn)階段存在一定差別[1-6]。尤其隨著開(kāi)發(fā)井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料的不斷豐富,往往會(huì)出現(xiàn)動(dòng)態(tài)生產(chǎn)特征與原有地質(zhì)認(rèn)識(shí)不相符合的情況[6-12],從而制約了油田的進(jìn)一步調(diào)整挖潛,比如本次研究對(duì)象——BZ油氣田太古宇潛山凝析氣藏。

        BZ油氣田太古宇潛山凝析氣藏勘探評(píng)價(jià)初期,受限于探井——BZ-1井僅有的常規(guī)電纜測(cè)井資料、取樣及DST測(cè)試資料,雖然取得了一定的認(rèn)識(shí),但也僅限于對(duì)儲(chǔ)層段的劃分、氣藏類型和規(guī)模的靜態(tài)認(rèn)識(shí)。隨著氣藏開(kāi)發(fā)年限的不斷增長(zhǎng),生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征與原有地質(zhì)認(rèn)識(shí)差別較大。針對(duì)這些矛盾,有必要利用勘探評(píng)價(jià)階段和開(kāi)發(fā)生產(chǎn)階段豐富的動(dòng)態(tài)資料,重新認(rèn)識(shí)BZ油氣田太古宇潛山凝析氣藏的流體類型和空間分布特征,以及資源潛力再評(píng)估,從而進(jìn)一步指導(dǎo)該氣藏的調(diào)整挖潛,同時(shí),還可為海上其他相似凝析氣藏的高效開(kāi)發(fā)提供參考。

        1 油氣田概況

        BZ油氣田位于渤南低凸起西部?jī)A沒(méi)端(見(jiàn)圖1),北鄰渤中凹陷,南靠黃河口凹陷,整體為2條近東西向同生大斷層所夾持的地壘型潛山披覆半背斜構(gòu)造。由于緊鄰2個(gè)富生烴凹陷,成藏條件優(yōu)越,BZ油氣田自上而下發(fā)育新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組,古近系東營(yíng)組、沙河街組以及太古宇潛山等多套含油氣層系疊置的復(fù)式油氣藏??碧皆u(píng)價(jià)階段,BZ-1井進(jìn)行了6次DST測(cè)試,并根據(jù)地面流體取樣及DST測(cè)試資料,認(rèn)為研究區(qū)太古宇潛山為層狀構(gòu)造凝析氣藏,構(gòu)造圈閉面積1.61 km2(見(jiàn)圖2),巖性為變質(zhì)花崗巖,以孔隙-裂縫型儲(chǔ)層為主。

        圖1 BZ油氣田區(qū)域位置

        圖2 BZ油氣田太古宇潛山頂面構(gòu)造

        BZ油氣田于2004年投產(chǎn),整體采用分層系開(kāi)發(fā)。太古宇潛山凝析氣藏采用定向井,天然能量開(kāi)發(fā),部署的2口生產(chǎn)井——BZ-1,BZ-A11井(BZ-1井為探井回接保留,作為生產(chǎn)井;BZ-A11為調(diào)整井)分別于2006年、2013 年投產(chǎn)。投產(chǎn)初期,BZ-1 井日產(chǎn)氣 15×104m3,日產(chǎn)油 50 m3,BZ-A11 井日產(chǎn)油 25 m3。

        2 開(kāi)發(fā)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)矛盾

        在勘探評(píng)價(jià)階段及開(kāi)發(fā)初期,根據(jù)BZ-1井的地面流體取樣及DST測(cè)試資料可知:4個(gè)地面原油樣品的密度介于0.745 7~0.758 2 g/cm3,平均0.752 5 g/cm3,凝固點(diǎn)-22~-14℃,平均-19℃;4個(gè)天然氣樣品的相對(duì)密度介于 0.774~0.953,平均0.840,氣油比介于2 820~3 488 m3/m3,平均 3 013 m3/m3。分析認(rèn)為,太古宇潛山氣藏為凝析氣藏,凝析油體積分?jǐn)?shù)319.4 cm3/m3,對(duì)氣底之下是否有黑油并不確定。

        開(kāi)發(fā)方案實(shí)施后,隨著開(kāi)發(fā)年限的增加,根據(jù)生產(chǎn)井逐年新增的地面流體取樣及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)可知:BZ-1井自2011年開(kāi)始,地面原油密度由0.776 1 g/cm3上升至0.833 4 g/cm3,而從2009年開(kāi)始,凝固點(diǎn)由-32℃上升至28℃,地面原油密度和凝固點(diǎn)逐漸趨于穩(wěn)定(見(jiàn)圖3);同時(shí),BZ-1井生產(chǎn)過(guò)程中的氣油比逐漸降低,產(chǎn)油量穩(wěn)定(見(jiàn)圖4),并且調(diào)整井——BZ-A11井2013年投產(chǎn)初期氣油比為500 m3/m3,遠(yuǎn)低于太古宇潛山凝析氣藏原始平均氣油比(3 013 m3/m3),投產(chǎn)即見(jiàn)黑油。分析認(rèn)為,研究區(qū)太古宇潛山凝析氣藏原油產(chǎn)出經(jīng)歷了凝析油—凝析油+黑油—黑油的過(guò)程,氣藏構(gòu)造低部位存在黑油油環(huán)。

        圖3 研究區(qū)太古宇潛山地面原油密度及凝固點(diǎn)變化情況

        圖4 研究區(qū)太古宇潛山BZ-1井生產(chǎn)曲線

        3 氣藏流體分布再認(rèn)識(shí)

        鑒于常規(guī)測(cè)井資料無(wú)法識(shí)別深層太古宇潛山儲(chǔ)層內(nèi)部的流體性質(zhì),進(jìn)而難以確定氣藏中的流體界面,在建立儲(chǔ)層地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上,利用生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù),采用數(shù)值模擬來(lái)分析太古宇潛山儲(chǔ)層中凝析氣、黑油油環(huán)及地層水的空間分布。

        3.1 網(wǎng)格系統(tǒng)的建立

        為了精細(xì)表征氣藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中黑油油侵、地層水水侵及氣油比的動(dòng)態(tài)變化,合理解決模型中網(wǎng)格數(shù)與計(jì)算時(shí)間之間的矛盾,確保模型計(jì)算的可靠性,應(yīng)用建模軟件Petrel,將地質(zhì)模型進(jìn)行粗化。粗化后模型的網(wǎng)格步長(zhǎng)為20 m×20 m×0.5 m,整個(gè)太古宇潛山儲(chǔ)層的網(wǎng)格數(shù)為105×26×400=1 092 000個(gè)。氣藏基本參數(shù)、流體及巖石數(shù)據(jù)均來(lái)自BZ-1井。

        3.2 流體組分模型的建立

        為縮短凝析氣藏組分模型計(jì)算時(shí)間,利用數(shù)值模擬軟件Eclipse中的PVTi模塊,將實(shí)驗(yàn)室得到的BZ-1井14個(gè)組分劈分合并為7個(gè)擬組分。具體步驟如下:1)輸入BZ-1井井流物組分,將重質(zhì)組分C11+劈分成2個(gè)組分,命名為Cfr1+與Cfr2+,并擬合露點(diǎn)壓力、相圖等參數(shù);2)按照物理化學(xué)性質(zhì)相近可適當(dāng)合并的原則,把劈分后得到的組分進(jìn)行合并,最終得到7個(gè)擬組分,分別為 C1+N2,C2+CO2,C3—C4,C5—C6,C7—C10,Cfr1+,Cfr2+。 各擬組分的摩爾分?jǐn)?shù)見(jiàn)表1。

        表1 BZ-1井各擬組分的摩爾分?jǐn)?shù)

        將BZ-1井的閃蒸分離實(shí)驗(yàn)、恒質(zhì)膨脹實(shí)驗(yàn)及定容衰竭實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合,運(yùn)用試湊法反復(fù)調(diào)試,使得輸出的參數(shù)與BZ-1井實(shí)驗(yàn)室測(cè)量結(jié)果匹配,從而用于組分模擬和閃蒸計(jì)算。實(shí)驗(yàn)室測(cè)得露點(diǎn)壓力為29.81 MPa,擬合值為29.64 MPa,相對(duì)誤差0.6%;對(duì)定容衰竭實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合,實(shí)驗(yàn)室測(cè)得最大反凝析體積分?jǐn)?shù)為5.5%,擬合值為6.4%。主要實(shí)驗(yàn)指標(biāo)擬合效果較好,可以用于生產(chǎn)歷史擬合。

        3.3 歷史擬合及流體界面認(rèn)識(shí)

        研究區(qū)太古宇潛山實(shí)際模型僅2口生產(chǎn)井,氣藏單元單一,平面關(guān)系較簡(jiǎn)單。分別對(duì)每口單井歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合,操作步驟如下:1)在壓力擬合的基礎(chǔ)上,通過(guò)擬合2口生產(chǎn)井的見(jiàn)水時(shí)間及含水率變化規(guī)律,確定油水界面;2)氣油界面不同會(huì)導(dǎo)致油侵時(shí)間和氣油比變化不同,通過(guò)擬合2口生產(chǎn)井的氣油比變化規(guī)律,確定氣油界面。

        3.3.1 油水界面擬合

        在壓力擬合的基礎(chǔ)上,綜合考慮儲(chǔ)層厚度及擬合精度,以垂向10 m間隔分別設(shè)計(jì)4個(gè)油水界面,含水率數(shù)值模擬變化見(jiàn)圖5。當(dāng)油水界面在海拔-3 125 m時(shí),數(shù)值模擬結(jié)果與BZ-1,BZ-A11井的歷史數(shù)據(jù)較為符合,因此,確定凝析氣藏構(gòu)造低部位黑油油環(huán)與地層水界面為海拔-3 125 m附近。

        圖5 研究區(qū)太古宇潛山含水率歷史擬合曲線

        3.3.2 氣油界面擬合

        以垂向10 m間隔分別設(shè)計(jì)4個(gè)氣油界面,氣油比數(shù)值模擬變化見(jiàn)圖6。當(dāng)氣油界面在海拔-3045m時(shí),模擬結(jié)果與BZ-1,BZ-A11井的歷史數(shù)據(jù)較為符合。因此,確定凝析氣藏與低構(gòu)造部位黑油油環(huán)之間的氣油界面為海拔-3 045 m附近。

        圖6 研究區(qū)太古宇潛山生產(chǎn)井氣油比歷史擬合曲線

        3.4 流體分布再認(rèn)識(shí)

        BZ-1井投產(chǎn)初期,測(cè)試太古宇潛山凝析氣藏原始地層壓力為31.05 MPa,生產(chǎn)至2013年,地層壓力下降至21.11 MPa。2013年,BZ-A11井投產(chǎn)初期測(cè)試地層壓力為21.69 MPa,與BZ-1井基本一致,較原始地層壓力下降了9.36 MPa。資料表明,BZ-1井與BZ-A11井鉆遇太古宇潛山儲(chǔ)層,連通性好,為同一流體系統(tǒng)。

        勘探評(píng)價(jià)階段,根據(jù)BZ-1井DST資料及測(cè)井解釋儲(chǔ)層段,認(rèn)為研究區(qū)太古宇潛山為構(gòu)造層狀凝析氣藏,以測(cè)井解釋儲(chǔ)層底(海拔-3 073.0 m)作為氣底(LKG)。開(kāi)發(fā)生產(chǎn)階段,綜合2口井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征、歷史擬合所確定的流體界面及測(cè)井解釋儲(chǔ)層段結(jié)果,確定以調(diào)整井BZ-A11井儲(chǔ)層頂(海拔-3 044.2 m)作為氣油界面(GOC),以儲(chǔ)層底(海拔-3 126.4 m)作為油水界面(OWC),流體界面認(rèn)識(shí)與BZ-A11井投產(chǎn)即見(jiàn)黑油產(chǎn)出動(dòng)態(tài)特征及單井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)擬合結(jié)果相符。受風(fēng)化作用及構(gòu)造作用影響,自潛山頂面向基巖內(nèi)部,儲(chǔ)層物性逐漸變差(強(qiáng)風(fēng)化破碎帶—次風(fēng)化裂縫帶—基巖原狀地層)(見(jiàn)圖7)。

        圖7 BZ油氣田太古宇潛山不同階段流體系統(tǒng)分布認(rèn)識(shí)

        雖然BZ-1井縱向上鉆遇凝析氣及原油,但由于氣相滲透率高于油相,因此BZ-1井在生產(chǎn)初期以產(chǎn)氣為主;同時(shí),BZ-1井地面原油密度歷年變化統(tǒng)計(jì)表明,在2006年至2011年,地面原油密度由0.752 5 g/cm3上升至0.776 1 g/cm3,產(chǎn)出油以凝析油為主,含有少量黑油。綜上所述,研究區(qū)太古宇潛山為一帶黑油油環(huán)的構(gòu)造層狀凝析氣藏,而非勘探評(píng)價(jià)初期所認(rèn)為的構(gòu)造層狀凝析氣藏。

        4 黑油油環(huán)儲(chǔ)量規(guī)模評(píng)價(jià)

        帶油環(huán)凝析氣藏地層壓力降至露點(diǎn)壓力以下時(shí),凝析氣體系會(huì)發(fā)生復(fù)雜的相態(tài)變化,計(jì)算常規(guī)氣藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量的物質(zhì)平衡方程難以適用。前人針對(duì)凝析氣藏的物質(zhì)平衡方程大多是基于體積守恒或物質(zhì)的量守恒建立的物質(zhì)平衡方程[13-22],且將地面采出油氣用體積系數(shù)或者氣油比折算到井底,而實(shí)際情況是凝析氣井采出物從井底到井口流動(dòng)過(guò)程中,油氣存在質(zhì)量交換,且交換量難以確定,從而導(dǎo)致物質(zhì)平衡方程計(jì)算的結(jié)果存在偏差。王怒濤等[23]基于質(zhì)量守恒原理,推導(dǎo)了帶油環(huán)凝析氣藏的物質(zhì)平衡方程,以計(jì)算帶油環(huán)的凝析氣藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量:

        建立目標(biāo)函數(shù)E:

        式中:ρoi,ρgi分別為原始條件下油環(huán)、 氣體的密度,g/cm3;n為地下條件的油環(huán)指數(shù);G為凝析氣地質(zhì)儲(chǔ)量,108m3;Bgi為原始條件下的氣體體積系數(shù);ρg,ρo分別為地下條件下的氣體、原油密度,g/cm3;Sw,So分別為含水、含油飽和度;Swc為束縛水飽和度;cp,cw分別為巖石和水的壓縮系數(shù),1/MPa;Δp 為地層壓降,MPa;Wp為累計(jì)產(chǎn)出水量,104m3;We為氣藏水侵量,104m3;Bw為水的地層體積系數(shù);ρgsc,ρosc分別為地面條件下產(chǎn)出氣、產(chǎn)出油的密度,g/cm3;Gp為累計(jì)產(chǎn)氣量,108m3;Np為累計(jì)產(chǎn)油量,104m3;i為插值序號(hào)(i=1,2,…,m)。

        求解的過(guò)程需要利用定容衰竭實(shí)驗(yàn)得到的含油飽和度隨地層壓力變化的曲線(見(jiàn)圖8),對(duì)式(1)作非線性回歸處理。求解過(guò)程如下:1)準(zhǔn)備凝析油氣及黑油的基礎(chǔ)物性參數(shù);2)輸入對(duì)應(yīng)地層壓力下的累計(jì)產(chǎn)油量及累計(jì)產(chǎn)氣量;3)設(shè)定某一初始的凝析氣地質(zhì)儲(chǔ)量和油環(huán)指數(shù);4)根據(jù)地層壓力,利用圖8曲線插值得相應(yīng)的含油飽和度,計(jì)算 Y1;5)代入目標(biāo)函數(shù)式(式(4)),如果沒(méi)有達(dá)到最小值,則重新設(shè)定參數(shù),重復(fù)步驟3),達(dá)到最小值則結(jié)束。

        圖8 研究區(qū)不同地層壓力下定容衰竭實(shí)驗(yàn)含油飽和度變化

        應(yīng)用上述方法計(jì)算BZ油氣田太古宇潛山凝析氣藏的凝析氣及黑油的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量。目標(biāo)區(qū)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見(jiàn)表2,氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)見(jiàn)表3。

        表2 研究區(qū)太古宇潛山凝析氣藏PVT基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

        表3 研究區(qū)太古宇潛山凝析氣藏氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)

        根據(jù)PVT實(shí)驗(yàn)得到的不同地層壓力下的氣體偏差系數(shù)、含油飽和度,用EOS狀態(tài)方程計(jì)算隨地層壓力變化的油相、氣相的物質(zhì)的量、密度、黏度及相對(duì)滲透率等參數(shù),計(jì)算Y和Y1。目標(biāo)函數(shù)最小時(shí)的凝析氣儲(chǔ)量7×108m3,油環(huán)指數(shù)0.9,黑油油環(huán)儲(chǔ)量nGBgi/Boi=149.39×104m3,計(jì)算結(jié)果與靜態(tài)容積法計(jì)算的地質(zhì)儲(chǔ)量(141.21×104m3)吻合度較高。目前,黑油油環(huán)采出程度僅8%,可作為BZ油氣田下一步調(diào)整挖潛方向。

        5 結(jié)論

        1)研究區(qū)太古宇潛山凝析氣藏原油產(chǎn)出經(jīng)歷了凝析油—凝析油+黑油—黑油的過(guò)程,為一個(gè)帶黑油油環(huán)的構(gòu)造層狀凝析氣藏,而非勘探評(píng)價(jià)初期所認(rèn)為的構(gòu)造層狀凝析氣藏。

        2)利用豐富的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料,結(jié)合天然水驅(qū)的帶油環(huán)凝析氣藏的物質(zhì)平衡方程,重新評(píng)估了研究區(qū)太古宇潛山黑油油環(huán)儲(chǔ)量,與靜態(tài)容積法計(jì)算地質(zhì)儲(chǔ)量吻合度較高。目前,黑油油環(huán)采出程度較低,可作為BZ油氣田下一步調(diào)整挖潛方向。

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