塔河油田AT1區塊凝析氣藏底水能量評價

高大鵬,劉德華 (長江大學石油工程學院，湖北 荊州 434023)

勞勝華 (中石油西北石油分公司工程技術研究院，新疆 烏魯木齊 830000)

孫 敬 (長江大學石油工程學院，湖北 荊州 434023)

塔河油田AT1區塊凝析氣藏底水能量評價

高大鵬,劉德華 (長江大學石油工程學院，湖北 荊州 434023)

勞勝華 (中石油西北石油分公司工程技術研究院，新疆 烏魯木齊 830000)

孫 敬 (長江大學石油工程學院，湖北 荊州 434023)

目前塔河油田AT1區塊凝析氣藏大量氣井見水嚴重，需要選擇合理的排水采氣工藝以保障氣藏有效開發，而掌握該氣藏底水能量是正確選擇排水采氣工藝的基礎。為此對地層、天然氣物性組合參數和地層壓差進行線性回歸求得水體倍數，利用物質平衡方程計算該氣藏投產以來每年的水侵量、水侵系數以及底水驅動指數，并結合該氣藏生產指示曲線及地質特點，研究該凝析氣藏底水能量。結果表明，該氣藏底水體積約為氣藏體積的4.87倍，且為底水驅動氣藏，總體判定該氣藏底水比較活躍且能量較大。

能量評價；水體大小；物質平衡；凝析氣藏

塔河油田AT1區塊三疊系中油組屬于底水中高滲砂巖斷背斜型凝析氣藏，地層初始壓力為46.13MPa，露點壓力38.85MPa，地層平均溫度99.2℃，原始地層壓力系數1.11，該凝析氣藏溫壓系統正常，中油組氣層段和水層段滲透率變異系數分別為1.02和1.88，屬于超強非均質性[1]。由于滲透性的差異，底水易沿高滲段錐進。該氣藏于2005年投產，從2007年底開始底水明顯侵入氣藏，目前部分生產井由于水氣比過高而時常停產，有的甚至嚴重水淹后關井，產氣、產油量很低，因而需采用合理的排水采氣工藝。為此，筆者對AT1區塊凝析氣藏水體能量展開綜合評價。

1 氣藏水體大小估測

AT1區塊凝析氣藏含氣面積約12.6km2，厚約15.5m，水層厚約24.4m，儲集層分布范圍有限，氣藏的底部水體不大，據此可假定氣藏開采過程所引起的地層壓降很快傳播到整個底部水體[2]。此時，底部水體對氣藏的累計水侵量可視為與時間無關，并表示為[3]：

We=Vw(Cw+Cf)ΔP

(1)

式中，We為累計水侵量，108m3；Vw為水體體積，108m3；Cw為地層水壓縮系數，1/MPa；Cf為巖石壓縮系數，1/MPa；ΔP為地層壓差，MPa。

水體體積大小通常引入水體倍數來表示，它是水體與含氣區的孔隙體積(包括自由氣與束縛水2部分)之比，可用如下公式表示[4]：

Vw=nGBgi/(1-Swi)

(2)

式中，n為水體倍數；G為地層原始儲量，108m3；Bgi為原始凝析氣體積系數；Swi為初始含水飽和度。

將式(2)代入式(1)得：

We=nGBgi[(Cw+Cf)/(1-Swi)]ΔP

(3)

由于該凝析氣藏地層未出現明顯反凝析現象，且地層溫壓系統正常，與自由氣的彈性能量相比，含氣區的地層束縛水和巖石彈性膨脹作用可忽略不計，物質平衡方程可簡化為[5-6]：

GBgi=(G-Gp)Bg+(We-WpBw)

(4)

式中，Bg為凝析氣體積系數；Gp為折算后累計產氣量，108m3；Wp為累積采水量，108m3；Bw為地層水體積系數。

式(4)兩邊同除以GBgi可得：

1=(Bg/Bgi)[(1-(Gp/G)]+(We-WpBw)/GBgi

(5)

由氣體狀態方程可得：

Bgi=ZiTPsc/(TscPi)

(6)

Bg=ZTPsc/(TscP)

(7)

式中，Zi、Z分別為原始地層條件下、目前地層條件下天然氣偏差系數；T為地層溫度，K；Psc為標準大氣壓，0.101MPa；Tsc為標準狀況下的溫度，K；Pi、P分別為油藏原始地層壓力和目前油藏地層壓力，MPa。

計算凝析氣產量時，需引入油氣折算當量將凝析油產量折算為凝析氣產量，從而得到總的凝析氣產量[7]。將式(3)、(6)、(7)代入式(5)可得:

(8)

(9)

A=mΔP

(10)

對組合參數A與地層壓差ΔP進行線性回歸(見圖1)，得到如下線性關系表達式：

A=0.0766ΔP

(11)

由式(11)的斜率可得：

(12)

由式(12)可得：

(13)

因此，該氣藏的水體倍數為4.87。

2 氣藏水體能量分析

2.1水侵系數及底水驅動指數計算

采用物質平衡法計算累計水侵量，將式(4)變化如下：

We=GBgi+WpBw-(G-Gp)Bg

(14)

水侵系數的大小表示底水的活躍程度，計算公式如下[2]:

式中，T為水侵系數，m3/(mon·MPa)；Δt為投產時間，mon。

底水驅動指數為氣藏開采過程中底水驅動能量占總驅動能量的百分數，其數值越大，底水驅動能量與其他驅動能量相比越大，對氣藏生產影響越明顯，計算公式如下[2]：

(16)

式中，DIe為底水驅動指數。

利用式(14)、(15)、(16)計算塔河油田AT1區塊凝析氣藏累計水侵量、水侵系數以及底水驅動指數，計算結果如表1所示。

從表1可以看出，塔河油田AT1區塊凝析氣藏水侵系數于2007年底達到最大值22.49×104m3/(mon·MPa)，此時累計水侵量為77.11×104m3；至2010年底累計水侵量達到168.48×104m3，而水侵系數依然可以維持在18.91×104m3/(mon·MPa)，此時氣藏地層壓力與初始地層壓力之差達到2.93MPa，可見該氣藏底水水侵速度較快，投產以來累計水侵量很大，并且從2010年開始底水驅動指數大于80%，綜合表明該氣藏為底水驅氣藏，底水對于氣藏的正常開發有很大影響。

2.2生產指示曲線

表1 塔河油田AT1區塊凝析氣藏累計水侵量、水侵系數計算結果統計表

計算該氣藏擬壓力及累計折算凝析氣產量，繪制該氣藏生產指示曲線(見圖2)。水驅氣藏的生產指示曲線隨水體活躍程度的不同而有所不同。水體活躍程度越高，曲線偏離直線的時間越早；反之，偏離時間越晚。從圖2可以看到，AT1區塊凝析氣藏生產指示曲線明顯偏離直線段時，累計產氣量約為2.5×108m3，采出程度約為5.5%(<10%)，且曲線后半段有明顯上翹，這是由于較大的水侵量及水侵速度開始制約氣藏的正常生產，另外結合該氣藏與底水連通性好、地層滲透率高及非均質性明顯等地質特點，綜合判定該凝析氣藏底水比較活躍且能量較大。根據對該氣藏水體能量的分析可針對高產水氣井進行問題診斷，并且可以結合邊底水活躍情況和水侵量的計算確定排液強度，進而選擇合適的排水采氣工藝，對于該凝析氣藏的有效開發有重要意義。

圖1 組合參數A與壓差ΔP之間的關系曲線 圖2 AT1區塊凝析氣藏生產指示曲線

3 結 論

1)組合參數A和生產壓差ΔP之間存在很好的線性關系，根據其關系式斜率計算塔河油田AT1區塊凝析氣藏水體倍數為4.87，對于氣藏而言，該水體倍數較大。

2)從2007年底開始，底水明顯侵入該凝析氣藏，水侵系數較大，水侵量不斷增加，水體的存在對于氣藏開采影響較大。且2010年后底水驅動指數很高，底水能量相對較大，屬于底水驅凝析氣藏。

3)該氣藏生產指示曲線明顯偏離直線段較早，當時采出程度僅約為5.5%，且曲線后半段有明顯上翹，結合該凝析氣藏地質及巖石物性特點綜合判斷底水比較活躍，能量較大。

[1]李傳亮.油藏工程原理[M].北京：石油工業出版社，2005.

[2]劉德華，劉志森.油藏工程基礎[M].北京：石油工業出版社，2004.

[3]李傳亮，姚淑影，李冬梅.油藏工程該用哪個巖石壓縮系數[J].西南石油大學學報(自然科學版)，2010，32(2)：182-184.

[4]丁良成.氣藏有限封閉水體能量的評價方法[J].新疆石油地質，2006，27(5)：33-35.

[5]王星,黃金華,尹瑯，等.考慮水侵和補給的氣藏物質平衡方程的建立及應用[J].天然氣工業，2010，30(9)：32-34.

[6]肖香姣，姜漢橋，王洪峰，等.牙哈23凝析氣田有效水體及驅動能量評價[J].西南石油大學學報(自然科學版)，2008，30(5)：111-114.

[7]生如巖，李相方.開采速率與水體規模對水驅砂巖氣藏動態的影響[J].石油勘探與開發，2005，32(2)：94-96.

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.08.031

TE372

A

1673-1409(2012)08-N094-03

2012-04-25

高大鵬(1989-)，男，2011年大學畢業，碩士生，現主要從事凝析氣藏開發方面的研究工作。

[編輯] 李啟棟