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。