物質平衡法計算縫洞型凝析氣藏動態儲量

王 娟，郭 平，王 芳，程 亮，鄒 波

(1.中國石油西南油氣田分公司，四川 成都 610000；2.西南石油大學，四川 成都 610000；3.中國石化河南油田分公司，河南 南陽 473132；4.中國石油川慶鉆探工程公司，四川 成都 610000)

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物質平衡法計算縫洞型凝析氣藏動態儲量

王 娟1，2，郭 平2，王 芳3，程 亮4，鄒 波1

(1.中國石油西南油氣田分公司，四川 成都 610000；2.西南石油大學，四川 成都 610000；3.中國石化河南油田分公司，河南 南陽 473132；4.中國石油川慶鉆探工程公司，四川 成都 610000)

與一般砂巖凝析氣藏不同，縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏以裂縫-孔洞和基質孔隙作為儲集空間，地下縫洞尺寸差異很大，滲流規律復雜。從摩爾質量守恒角度出發，引入縫洞孔隙度概念來描述縫洞空間體積占儲層表觀總體積的比例，建立并推導適合無邊底水縫洞型凝析氣藏衰竭式開發的物質平衡方程，應用該方程可分別求取基質系統與縫洞系統的儲量。實例計算證明，該方程可在有效計算氣井儲量的同時計算縫洞體系的儲量，對于評估縫洞型凝析氣藏的穩產能力具有重要意義。

縫洞型凝析氣藏；物質平衡方程；縫洞孔隙度；摩爾質量守恒；儲量計算

0 引 言

碳酸鹽巖縫洞型凝析氣藏是一類特殊的氣藏，其儲集體分布和流體性質均非常復雜[1]，并且由于灰巖裂縫、溶洞的存在使得其儲量估算困難重重。國內外關于該類氣藏的儲量計算研究較少[2-4]，通常物質平衡方程推導模型以溶洞與基質孔隙視為基質的雙重介質為主[5-6]，而在裂縫與溶洞連通、滲流特征類似的情況下，用此種雙重介質模型表征的滲流特征與實際存在較大差異。引入“縫洞孔隙度”的概念來描述縫洞型儲層中縫洞的儲集特征，從摩爾質量守恒角度建立、推導出適合無邊底水縫洞型凝析氣藏衰竭式開發的物質平衡方程，計算縫洞型凝析氣藏的縫洞體系儲量與基質體系儲量，其中縫洞體系儲量的量化對評價該類氣藏的穩產能力及其開發具有重要指導意義。

1 物質平衡方程的建立

1.1 假設條件

與常規凝析氣藏不同，縫洞型凝析氣藏的假設條件應盡可能地貼近實際，具體為：①儲層由縫洞體系與基巖體系組成，裂縫與溶洞體系滲流特征類似，可視為一體，稱為縫洞體系，基巖為單一均質，關井時間足夠長，直至基巖體系與縫洞體系壓力相同；②流體的儲集空間為基巖孔隙和縫洞空間，基巖中的流體流入裂縫或溶洞，經由裂縫被采出；③基巖體系的巖石壓縮性忽略不計，縫洞體系的束縛水飽和度及壓縮性忽略不計，僅考慮基巖體系的束縛水飽和度及其流體膨脹；④基巖體系與縫洞體系的PVT特性相同；⑤當平均地層壓力降至露點以下時，基巖與縫洞均有凝析油析出，基巖凝析油達到臨界流動飽和度后可流動；⑥不考慮邊底水，氣藏采用衰竭式開發。

1.2 縫洞孔隙度的提出

在縫洞型儲層中，由于溶洞發育使得縫洞型碳酸鹽巖儲層的連續性特征尺度[7]達到數米到數十米不等，而縫洞尺度的發育規模差異較大，很難取得具有代表性的巖心分析儲層溶洞發育情況。因此，引入“縫洞孔隙度”來進行描述，用符號φfv表示，其物理意義為裂縫-溶洞空間體積與儲層表觀體積之比，用公式表示為：

(1)

式中：φfv為縫洞孔隙度；Vfv為裂縫-溶洞空間體積，m3；Vb為儲層表觀體積，m3。

1.3 方程的建立與推導

由于需要表征氣相彈性能量釋放與反凝析作用，故采用摩爾質量守恒：

nig=np+ng+nfvo+nmo

(2)

式中：np為累計采出氣物質的量，mol；nig為原始流體物質的量，mol；ng為氣藏剩余氣物質的量，mol；nfvo為縫洞體系反凝析液相物質的量，mol；nmo為基巖體系反凝析液相物質的量，mol。

各氣相烴類物質的量為：

(3)

(4)

(5)

式中：Gpg為累計采出氣量，m3；Gpo為累計采出凝析油折算氣量，m3，Qpo為累計采出凝析油量，t；Vhci為原始烴類體積，m3；Vhc為剩余氣相烴類體積，m3；pi為原始地層壓力，MPa；p為當前地層壓力，MPa；psc為地面標準狀態壓力，MPa；T為地層溫度，K；Tsc為地面標準狀態溫度，K；Z為氣體偏差因子；R為氣體常數，取8.31×10-6MPa·m3·K-1·mol-1；Zi為原始地層條件下的氣體偏差因子；Zsc為地面條件下氣體偏差因子；GOR為氣油比，m3/m3。

各液相烴類物質的量為：

(6)

(7)

式中：Vb為儲層表觀體積，m3；Vfv為溶洞孔隙體積，m3；Vm為基巖孔隙體積，m3；Sfvo為縫洞反凝析油飽和度；Smo為基質反凝析油飽和度；ρo為地下反凝析油密度，kg/m3；Mo為地下反凝析油平均分子質量；φm為基巖孔隙度。

將式(3)～(7)代入式(2)并化簡得：

(8)

考慮基巖束縛水膨脹和凝析油析出影響，則有：

Vhc=

(9)

Vhci=Vbφfv+Vb(1-φfv)φm(1-Smwi)

(10)

(11)

(12)

式中：Gi為原始天然氣儲量，m3；Bgi為原始地層條件下天然氣體積系數；Smwi為地層束縛水飽和度；Cw為地層水壓縮系數，MPa-1；Δp為地層壓降，MPa。

將式(9)～(12)代入式(8)整理并化簡，得：

(13)

其中

(14)

(15)

式(13)即為新的無邊底水縫洞型凝析氣藏開發物質平衡方程。

1.4 物質平衡方程求解及儲量計算

(16)

(17)

2 相關參數的討論

式(13)中的凝析油密度ρo和分子質量Mo作為地下流體物性參數，與溫度、壓力有關，而儲層溫度一般認為恒溫，因此，凝析油密度與分子質量變化可認為僅與壓力相關。結合室內PVT相態測試分析，可將凝析油密度ρo和分子質量Mo擬合描述為與壓力相關的函數。

室內相態實驗在PVT筒中進行，無多孔介質影響，且析出的凝析油沉降至PVT筒底部保持靜止。縫洞型碳酸鹽巖儲層中的凝析氣在地層壓力低于露點壓力后會發生反凝析現象，溶洞孔隙空間內凝析油的析出與室內實驗類似，其凝析油飽和度Sfvo可由室內相態實驗確定，而多孔介質的存在會加劇凝析油的析出，且基質中凝析油的飽和度達到臨界流動飽和度后會流動。該文中忽略多孔介質(基質)對反凝析作用的影響，故基質中的凝析油飽和度Smo確定為：當飽和度低于臨界流動飽和度時采用實驗測定值；當PVT測定的凝析油飽和度大于臨界流動飽和度時，采用臨界流動飽和度。

3 實例分析

以某油田縫洞型凝析氣藏生產井為例，儲層基本參數為：地層壓力為57.928 MPa，地層溫度為128.17 ℃，基質孔隙度為2.06%，基質束縛水飽和度為30%，綜合滲透率為0.89×10-3μm2，地層水壓縮系數為5.72×10-4，凝析油臨界流動飽和度為0.156，壓力與累計產油、氣量如表1所示。

表1 累計生產與壓力數據

采用Blasingame方法計算天然氣地質儲量為2.39×108m3，FMB方法計算天然氣地質儲量為2.44×108m3。利用該文方法計算得到：縫洞孔隙度為1.461%，天然氣總地質儲量為2.427 3×108m3，其中縫洞體系儲量為1.230 5×108m3，基質體系儲量為1.196 7×108m3。由此可見，與常規動態儲量計算相比，新建立的物質平衡方程在可計算地質儲量的基礎上，還可以分別計算縫洞體系和基巖體系的儲量。由于裂縫滲透率的滲流能力高，縫洞體系儲量的大小直接關系到氣井穩產能力的大小，因此，計算縫洞體系儲量的大小對于評價縫洞型儲層氣井的穩產能力具有重要作用。

4 結 論

(1) 建立了無邊底水情況下的縫洞凝析氣藏的物質平衡方程，并通過實例計算論證了方程的正確性。

(2) 新建立的物質平衡方程除可計算天然氣總地質儲量外，還可區分出縫洞體系儲量與基巖體系儲量，對于評價縫洞型儲層氣井的穩產能力具有重要意義。

[1] 馬永祥. 對凝析氣藏物質平衡方程的研討[J].石油勘探與開發，1997，24(6)：45-50.

[2] 劉學利，焦方正，翟曉先，等.塔河油田奧陶系縫洞型油藏儲量計算方法[J].特種油氣藏，2005，12(6)：22-24.

[3] 李軻，李允，劉明.縫洞型碳酸鹽巖油藏儲量計算方法研究[J].石油鉆采工藝，2007，29(2)：103-106.

[4] 張玲，侯慶宇，莊麗，等.儲量估算方法在縫洞型碳酸鹽巖油藏的應用[J].油氣地質與采收率，2012，19(1)：24-27.

[5] 張廣東，劉建儀，李祖友，等.裂縫氣藏物質平衡方程[J].天然氣工業，2006，26(6)：95-96.

[6] Wang S W. A generalmaterial balance method for normally and abnor mally pressured petroleum reservoirs[C].SPE48954，1998：101-110.

[7] 李傳亮.儲層巖石連續性特征尺度研究[J].中國海上油氣，2004，16(1)：63-64.

編輯 劉 巍

20150225；改回日期：20150615

西南石油大學博士點基金項目“高溫高壓多組分凝析氣非平衡相態理論模型研究”(20115121110002)

王娟(1984-)，女，2007年畢業于西南石油大學石油工程專業，2013年畢業于該校油氣田開發工程專業，獲博士學位，現在中國石油西南油氣田分公司勘探開發研究院博士后工作站，從事凝析氣藏等復雜氣藏開發、油氣微觀滲流機理等研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.04.019

TE33

A

1006-6535(2015)04-0075-03