黃磊，孫藏軍，康凱，張雷，姜永，余元洲

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

勘探評價階段，對油氣藏類型、流體分布、油藏模式及儲量規(guī)模等基本地質油藏特征，基本可以認識清楚。但對于海上油田井網(wǎng)稀、資料少的情況，勘探評價階段的認識常常與開發(fā)生產(chǎn)階段存在一定差別[1-6]。尤其隨著開發(fā)井生產(chǎn)動態(tài)資料的不斷豐富，往往會出現(xiàn)動態(tài)生產(chǎn)特征與原有地質認識不相符合的情況[6-12]，從而制約了油田的進一步調整挖潛，比如本次研究對象——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價初期，受限于探井——BZ-1井僅有的常規(guī)電纜測井資料、取樣及DST測試資料，雖然取得了一定的認識，但也僅限于對儲層段的劃分、氣藏類型和規(guī)模的靜態(tài)認識。隨著氣藏開發(fā)年限的不斷增長，生產(chǎn)動態(tài)特征與原有地質認識差別較大。針對這些矛盾，有必要利用勘探評價階段和開發(fā)生產(chǎn)階段豐富的動態(tài)資料，重新認識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，以及資源潛力再評估，從而進一步指導該氣藏的調整挖潛，同時，還可為海上其他相似凝析氣藏的高效開發(fā)提供參考。

1 油氣田概況

BZ油氣田位于渤南低凸起西部傾沒端（見圖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造。由于緊鄰2個富生烴凹陷，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，古近系東營組、沙河街組以及太古宇潛山等多套含油氣層系疊置的復式油氣藏?？碧皆u價階段，BZ-1井進行了6次DST測試，并根據(jù)地面流體取樣及DST測試資料，認為研究區(qū)太古宇潛山為層狀構造凝析氣藏，構造圈閉面積1.61 km2（見圖2），巖性為變質花崗巖，以孔隙-裂縫型儲層為主。

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造

BZ油氣田于2004年投產(chǎn)，整體采用分層系開發(fā)。太古宇潛山凝析氣藏采用定向井，天然能量開發(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 開發(fā)生產(chǎn)動態(tài)矛盾

在勘探評價階段及開發(fā)初期，根據(jù)BZ-1井的地面流體取樣及DST測試資料可知：4個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-22～-14℃，平均-19℃；4個天然氣樣品的相對密度介于 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。分析認為，太古宇潛山氣藏為凝析氣藏，凝析油體積分數(shù)319.4 cm3/m3，對氣底之下是否有黑油并不確定。

開發(fā)方案實施后，隨著開發(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)動態(tài)可知：BZ-1井自2011年開始，地面原油密度由0.776 1 g/cm3上升至0.833 4 g/cm3，而從2009年開始，凝固點由-32℃上升至28℃，地面原油密度和凝固點逐漸趨于穩(wěn)定（見圖3）；同時，BZ-1井生產(chǎn)過程中的氣油比逐漸降低，產(chǎn)油量穩(wěn)定（見圖4），并且調整井——BZ-A11井2013年投產(chǎn)初期氣油比為500 m3/m3，遠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)即見黑油。分析認為，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—黑油的過程，氣藏構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 氣藏流體分布再認識

鑒于常規(guī)測井資料無法識別深層太古宇潛山儲層內(nèi)部的流體性質，進而難以確定氣藏中的流體界面，在建立儲層地質模型的基礎上，利用生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)，采用數(shù)值模擬來分析太古宇潛山儲層中凝析氣、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

為了精細表征氣藏開發(fā)過程中黑油油侵、地層水水侵及氣油比的動態(tài)變化，合理解決模型中網(wǎng)格數(shù)與計算時間之間的矛盾，確保模型計算的可靠性，應用建模軟件Petrel，將地質模型進行粗化。粗化后模型的網(wǎng)格步長為20 m×20 m×0.5 m，整個太古宇潛山儲層的網(wǎng)格數(shù)為105×26×400=1 092 000個。氣藏基本參數(shù)、流體及巖石數(shù)據(jù)均來自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算時間，利用數(shù)值模擬軟件Eclipse中的PVTi模塊，將實驗室得到的BZ-1井14個組分劈分合并為7個擬組分。具體步驟如下：1）輸入BZ-1井井流物組分，將重質組分C11+劈分成2個組分，命名為Cfr1+與Cfr2+，并擬合露點壓力、相圖等參數(shù)；2）按照物理化學性質相近可適當合并的原則，把劈分后得到的組分進行合并，最終得到7個擬組分，分別為 C1+N2，C2+CO2，C3—C4，C5—C6，C7—C10，Cfr1+，Cfr2+。 各擬組分的摩爾分數(shù)見表1。

表1 BZ-1井各擬組分的摩爾分數(shù)

將BZ-1井的閃蒸分離實驗、恒質膨脹實驗及定容衰竭實驗數(shù)據(jù)進行擬合，運用試湊法反復調試，使得輸出的參數(shù)與BZ-1井實驗室測量結果匹配，從而用于組分模擬和閃蒸計算。實驗室測得露點壓力為29.81 MPa，擬合值為29.64 MPa，相對誤差0.6%；對定容衰竭實驗數(shù)據(jù)進行擬合，實驗室測得最大反凝析體積分數(shù)為5.5%，擬合值為6.4%。主要實驗指標擬合效果較好，可以用于生產(chǎn)歷史擬合。

3.3 歷史擬合及流體界面認識

研究區(qū)太古宇潛山實際模型僅2口生產(chǎn)井，氣藏單元單一，平面關系較簡單。分別對每口單井歷史數(shù)據(jù)進行擬合，操作步驟如下：1）在壓力擬合的基礎上，通過擬合2口生產(chǎn)井的見水時間及含水率變化規(guī)律，確定油水界面；2）氣油界面不同會導致油侵時間和氣油比變化不同，通過擬合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

在壓力擬合的基礎上，綜合考慮儲層厚度及擬合精度，以垂向10 m間隔分別設計4個油水界面，含水率數(shù)值模擬變化見圖5。當油水界面在海拔-3 125 m時，數(shù)值模擬結果與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間隔分別設計4個氣油界面，氣油比數(shù)值模擬變化見圖6。當氣油界面在海拔-3045m時，模擬結果與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 流體分布再認識

BZ-1井投產(chǎn)初期，測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層，連通性好，為同一流體系統(tǒng)。

勘探評價階段，根據(jù)BZ-1井DST資料及測井解釋儲層段，認為研究區(qū)太古宇潛山為構造層狀凝析氣藏，以測井解釋儲層底（海拔-3 073.0 m）作為氣底（LKG）。開發(fā)生產(chǎn)階段，綜合2口井生產(chǎn)動態(tài)特征、歷史擬合所確定的流體界面及測井解釋儲層段結果，確定以調整井BZ-A11井儲層頂（海拔-3 044.2 m）作為氣油界面（GOC），以儲層底（海拔-3 126.4 m）作為油水界面（OWC），流體界面認識與BZ-A11井投產(chǎn)即見黑油產(chǎn)出動態(tài)特征及單井生產(chǎn)動態(tài)擬合結果相符。受風化作用及構造作用影響，自潛山頂面向基巖內(nèi)部，儲層物性逐漸變差（強風化破碎帶—次風化裂縫帶—基巖原狀地層）（見圖7）。

圖7 BZ油氣田太古宇潛山不同階段流體系統(tǒng)分布認識

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，BZ-1井地面原油密度歷年變化統(tǒng)計表明，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)的構造層狀凝析氣藏，而非勘探評價初期所認為的構造層狀凝析氣藏。

4 黑油油環(huán)儲量規(guī)模評價

帶油環(huán)凝析氣藏地層壓力降至露點壓力以下時，凝析氣體系會發(fā)生復雜的相態(tài)變化，計算常規(guī)氣藏動態(tài)儲量的物質平衡方程難以適用。前人針對凝析氣藏的物質平衡方程大多是基于體積守恒或物質的量守恒建立的物質平衡方程[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，而實際情況是凝析氣井采出物從井底到井口流動過程中，油氣存在質量交換，且交換量難以確定，從而導致物質平衡方程計算的結果存在偏差。王怒濤等[23]基于質量守恒原理，推導了帶油環(huán)凝析氣藏的物質平衡方程，以計算帶油環(huán)的凝析氣藏動態(tài)儲量：

建立目標函數(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為凝析氣地質儲量，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為累計產(chǎn)氣量，108m3；Np為累計產(chǎn)油量，104m3；i為插值序號（i=1，2，…，m）。

求解的過程需要利用定容衰竭實驗得到的含油飽和度隨地層壓力變化的曲線（見圖8），對式（1）作非線性回歸處理。求解過程如下：1）準備凝析油氣及黑油的基礎物性參數(shù)；2）輸入對應地層壓力下的累計產(chǎn)油量及累計產(chǎn)氣量；3）設定某一初始的凝析氣地質儲量和油環(huán)指數(shù)；4）根據(jù)地層壓力，利用圖8曲線插值得相應的含油飽和度，計算 Y1；5）代入目標函數(shù)式（式（4）），如果沒有達到最小值，則重新設定參數(shù)，重復步驟3），達到最小值則結束。

圖8 研究區(qū)不同地層壓力下定容衰竭實驗含油飽和度變化

應用上述方法計算BZ油氣田太古宇潛山凝析氣藏的凝析氣及黑油的動態(tài)儲量。目標區(qū)基礎數(shù)據(jù)見表2，氣井生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)見表3。

表2 研究區(qū)太古宇潛山凝析氣藏PVT基礎數(shù)據(jù)

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

根據(jù)PVT實驗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)方程計算隨地層壓力變化的油相、氣相的物質的量、密度、黏度及相對滲透率等參數(shù)，計算Y和Y1。目標函數(shù)最小時的凝析氣儲量7×108m3，油環(huán)指數(shù)0.9，黑油油環(huán)儲量nGBgi/Boi=149.39×104m3，計算結果與靜態(tài)容積法計算的地質儲量（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油氣田下一步調整挖潛方向。

5 結論

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—黑油的過程，為一個帶黑油油環(huán)的構造層狀凝析氣藏，而非勘探評價初期所認為的構造層狀凝析氣藏。

2）利用豐富的生產(chǎn)動態(tài)資料，結合天然水驅的帶油環(huán)凝析氣藏的物質平衡方程，重新評估了研究區(qū)太古宇潛山黑油油環(huán)儲量，與靜態(tài)容積法計算地質儲量吻合度較高。目前，黑油油環(huán)采出程度較低，可作為BZ油氣田下一步調整挖潛方向。