花3 近臨界態揮發性油藏衰竭開發動態特征及剩余開發潛力分析

李良峰

（中國石油大港油田灘海開發公司，天津 300280）

花3 區塊位于福山凹陷花場構造的西北部，是受三條斷層加持的扁鼻狀構造，油藏類型為近臨界態揮發油藏[1]。具有弱邊底水；含油層位為流沙港組的流三段，油層頂部埋藏深度2 950 m；含油氣面積1.7 km2，探明地質儲量輕質揮發油89×104t，天然氣13.7×108m3。是一個小而肥的高品質的油氣藏；原始地層壓力為36.37 MPa，地層溫度130.5 ℃。花3 區塊流三段頂界構造井位圖（見圖1）。

圖1 花3 區塊流三段頂界構造圖Fig.1 Top structural map for Liu 3 member of Hua 3 block

花3 區塊2001 年采用衰竭方式投入開發，區塊內共有完鉆井12 口，除花3-13X 井在流三段試油低產和3-14X 未投產外，其余10 口井全部投入生產，均為自噴開采。到2014 年3 月，花3 區塊累計產油16.85×104t，累計產氣2.7×108m3，揮發油采出程度17.5 %，溶解氣的采出程度34.2 %。

目前花3 區塊已進入開發的中后期，地層壓力和產量均已下降到較低程度，目前壓力水平為38 %，日產油13.7 t，氣4.5×104m3。為了進一步認識花3 區塊近臨界態揮發油藏衰竭開采過程生產動態變化規律，進而明確開發后期提高油藏采收率主體技術，本文綜合運用地層流體相態特征、生產指示曲線特征、生產井攜液能力、動態儲量計算、剩余開發潛力等多種油藏工程動態分析方法[2～7]，開展花3 區塊開發動態特征及剩余開發潛力分析，目的是對后續提高采收率注氣主體技術的篩選提供技術支持。

1 油藏流體特征

花3 區塊地層流體具有近臨界態揮發性油藏流體的性質和相態特征，這是影響其開發生產動態的主要因素之一。

花3 區塊地面油的性質為：地面油密度為0.792 4 g/cm3，粘度為1.22 mPa·s，凝固點為1 ℃，含硫為0.06%，含蠟量為3.48%，膠質瀝青含量為6.25%，初餾點64 ℃，油品性質優良，屬典型的揮發性輕質油。

地層油性質更顯出揮發性油的特征。據花3 井兩個高壓物性資料統計，地層油密度0.251 1 g/cm3～0.443 1 g/cm3，平均為0.35 g/cm3；粘度0.218 2 mPa·s～0.244 0 mPa·s，平均為0.23 mPa·s；體積系數3.202～3.741，平均為3.47；飽和壓力24.83 MPa～25.95 MPa；原始氣油比521 m3/m3～754 m3/m3，平均為637 m3/m3，具有典型的揮發性油的性質。

花3 區塊花3 井高壓物性取樣后得到的原始地層流體P-T 相圖（見圖2）。由圖2 中壓降開采線的位置可以看出，壓降開采線非常靠近臨界點C，具有典型的近臨界揮發油相態特征[8]。

圖2 花3 區塊花3 井原始地層流體P-T 相圖Fig.2 P-T diagram for original fluid in Hua 3 well of Hua 3 block

2 花3 區塊生產動態特征分析

2.1 區塊目前產狀

花3 區塊初期投產井10 口，日產油329 t，日產氣20×104m3，日產水11.5 m3；目前開井9 口，受壓力下降和生產井攜液能力的影響，其中正常生產井僅有花3-2、3-3、3-8 三口井，其余為間歇生產井，日產油13.7 t，氣4.5×104m3，水3.8 m3；該區塊原始地層壓力36.3 MPa，2013 年12 月花3 井測得的地層壓力為13.12 MPa，地層總壓降為23.2 MPa，保持水平36 %。花3 井投產初期生產氣油比419 m3/t，受壓降脫氣影響，目前區塊生產氣油比3 284 m3/t，較投產初期氣油比大幅度上升。花3 區塊生產狀況匯總（見表1）。花3 區塊地層平均壓力計算結果（見圖3）。

2.2 區塊生產動態指示曲線變化特征

花3 區塊月平均日產氣、日產油、日產水曲線的變化特征（見圖4）。由圖4 可以看出，花3 區塊在衰竭開發過程中，開始由于不同時期新井的增加，產油量和產氣量呈階段的增加，但每個階段總體趨勢是在不投產新井的情況下產油量和產氣量均呈下降趨勢。說明花3 區塊主要依靠地層揮發性油藏地層油和溶解氣的彈性能量開采，而地層油和溶解氣的彈性能量有限。

表1 花3 區塊生產狀況匯總表Tab.1 Summary for production status of Hua 3 block

圖3 花3 區塊地層平均壓力計算結果Fig.3 Calculated average reservoir pressure of Hua 3 block

圖4 花3 區塊月平均日產氣、日產油、日產水對比曲線Fig.4 Contrast curves between daily gas, oil and water production by month

花3 區塊開采過程氣油比、水氣比、含水率曲線的變化特征（見圖5）。由圖5 中氣油比曲線變化特征可以看出，在有新井投產后的每個階段，氣油比都會有所上升，并逐漸加快。表明當地層壓力和井底流壓降低到飽和壓力以下之后，受揮發性流體特征影響，地層油產生嚴重脫氣現象，脫出的大量氣體占據了主要滲流通道，影響了地層油的滲流，脫出氣僅能攜帶出部分地層油，從而導致氣油比快速上升，而油產量急劇下降。從區塊開關井數可以看出（見表1），部分井已有間歇關井現象出現，說明花3 區塊部分井溶解氣驅能量消耗嚴重，壓力保持水平已低于生產井的連續攜液能力。

圖5 中水氣比曲線變化特征顯示，花3 區塊凝析氣藏可能存在較弱的邊水。受儲層非均質較強，邊水易于向近水邊界氣井突進，初期花3-12X 井、目前花3-5和花3-8X 井已見邊水突破，氣井產水加大。邊水突進對油、氣的滲流通道起到封堵的作用，導致見水井的產能下降，生產水氣比上升。

圖5 花3 區塊氣油比、水氣比、含水率對比曲線Fig.5 Contrast curves between gas-oil ratio，water-gas ratio and water-cut

花3 區塊開采過程累計產氣、累計產油、累計產水對比曲線變化特征（見圖6）。由圖6 中累積采油和累積采氣曲線可以看出，開發初期由于地層油尚未明顯脫氣，此時油、氣的采出程度基本保持同步增加；當地層壓力衰竭到飽和壓力以下之后，受揮發油顯著脫氣、地層油體積顯著收縮的影響，天然氣的滲流能力開始大于地層油的滲流能力，天然氣采出程度的增加速度開始大于揮發油采出程度的增速。從而出現揮發油采出程度為17.5 %時溶解氣的采出程度已達到34.2 %，高出油的一倍。

2.3 氣井攜液能力分析

利用李閩等人提出的攜液產量計算公式對花3 區塊氣井攜液能力進行了計算[9]。當日產氣量低于攜液產量，氣井就處于積液狀態。計算顯示除花3-2 井外，其余井都不同程度積液。花3-2 井和花3-5 井的油、氣水產量與臨界攜液產量變化曲線（見圖7，圖8）。花3-2井目前尚能有效攜液，花3-5 井已不能攜液處于停躺狀態。

圖6 花3 區塊累計產氣、累計產油、累計產水對比曲線Fig.6 Contrast curves between accumulated gas，oil and water production rate

圖7 花3-2 井油、氣水產量與臨界攜液產量變化曲線Fig.7 Well Hua 3-2 oil，gas，water production rate and critical liquid-carrying rate curves by time

圖8 花3-5 井油、氣水產量與臨界攜液產量變化曲線Fig.8 Well Hua 3-5 oil，gas，water production rate and critical liquid-carrying rate curves by time

花3 區塊8 口氣井中部分氣井有積液現象存在而不能自噴，導致關井或間歇式開井生產，為此對這些井停產前的生產狀態和目前仍在繼續生產的氣井進行分析，進一步得到各氣井動能因子（見表2）。從計算結果可以看出，花3 區塊氣井的攜液臨界動能因子大致在2.0，該氣藏中目前僅有花3-11X 井、花3-2 井還能正常生產，但動能因子都已接近自噴下限值，因此花3 區塊應盡快采取提升地層壓力的增采措施，以防止現有生產井進入停躺狀態。

表2 停產前動能因子或正常生產井目前動能因子Tab.2 Kinetic energy factors of halted wells before shut-in or producing wells at present

2.4 開采中后期采出井流物流體類型的轉變

開發初期花3 區塊動態曲線顯示其氣油比小于600 m3/m3，開發初期花3 井PVT 相態分析P-T 相圖呈現近臨界揮發油特征（見圖2）；但隨著開發過程的進行，很快花3 區塊采出井流物氣油比就上升至770 m3/m3～1 000 m3/m3，到目前已上升至2 500 m3/m3～3 000 m3/m3。這表明隨著開發過程的進行，地層可流動流體已轉變為近臨界凝析氣狀態并進一步向較高氣油比的富含凝析油的凝析氣流體。這意味著地層流體在不斷發生相態轉變，開始是富含凝析油的溶解氣從揮發油中析出形成游離態凝析氣，但隨著開發過程地層壓力持續下降，游離態凝析氣又會產生反凝析現象而使從油中逸出的氣態液烴又轉變為液態烴，此時地層中即存在溶解氣從地層油中逸出又存在游離氣中反凝析液的析出。開發中期采出井流物氣油比上升到774 m3/m3開發階段花3-2 井凝析油氣體系相圖（見圖9），此時地層可流動油氣流體相態特征已轉變為近臨界凝析氣體系[10，11]。

圖9 花3-2 井凝析油氣體系相圖Fig.9 P-T diagram for condensate oil and gas system of well Hua 3-2

3 氣藏開發潛力分析

3.1 氣藏油氣產量預測

運用俞啟泰提出的一個油氣產量增長模型，結合花3 區塊各氣井生產動態數據，對區塊各采油氣井的開采趨勢進行預測[11]。利用該方法結合花3 區塊生產資料，可建立花3 區塊產量計算公式。其中：

產氣量預測公式為：

凝析油產量預測公式為：

式中：Qg－氣藏年產天然氣量，104m3/a；Qo－氣藏月產凝析油量，m3/a；Gp－氣藏天然氣累計產量，104m3；Np－氣藏凝析油累計產量，m3；t－生產時間，a。

利用預測公式對花3 區塊油氣產量進行了預測，結果（見圖10 和圖11）。由圖可知：花3 區塊目前油氣產量均呈快速下降趨勢，按此趨勢，截至2015 年，氣藏天然氣年產量下降到391.42×104m3/a，凝析油年產量下降到1 211.41 t/a。

3.2 花3 區塊生產井動態儲量預測

圖10 花3 氣藏天然氣產量預測分析曲線 Fig.10 Prediction curve for gas production rate of Hua 3 reservoir

（1）井底流壓、地層壓力是計算動儲量時必要參數。因此，有必要對井底流壓、地層壓力進行預測計算（見圖3）。結果顯示，截止2012 年9 月底，氣田地層壓力已有較大幅度降低，花3-2 井和花3-6 井目前地層壓力為15.2 MPa 和19 MPa，井底流壓分別為9.7 MPa 和10.2 MPa，地層壓力較投產初期降幅為56.82 %、38.51 %，井底流壓較投產初期降幅已達到72.13 %、51.43 %。

（2）由于花3 區塊衰竭開采過程地層可流動油氣流體很快就轉變為近臨界凝析氣狀態并進一步轉變為富含凝析油的凝析氣。因此采用斯蒂函數法、流動物質平衡法、油藏影響函數法三種常用的不關井方法[7]，計算了花3 氣田單井溶解氣（凝析氣）的動儲量，計算結果（見表3）。

表3 花3 區塊單井動儲量計算結果表（108m3）Tab.3 Calculated dynamic reserves for single well in Hua 3 reservoir

圖11 花3 氣藏凝析油產量預測分析曲線Fig.11 Prediction curve for condensate oil production rate of Hua 3 reservoir

從三種方法計算結果來看，單井溶解氣（凝析氣）動儲量計算結果差異較大，總體上花3 塊各井的動態儲量在0.4×108m3～2×108m3。參照目前溶解氣采出程度，認為流動物質平衡法、油藏影響函數法計算結果較為可靠。取兩種計算方法預測的累計平均動儲量為基礎，預測衰竭開采溶解氣最終采出程度為58.8 %。參照前面圖6 給出的花3 區塊累計產氣、累計產油、累計產水對比曲線，溶解氣的采出程度會高出油的一倍，由此預測衰竭開采揮發油的最終采出程度約為29.4 %。

（3）剩余開發潛力分析：由上述分析可知，花3 區塊衰竭開采過程地層油和溶解氣的剩余儲量還相當可觀，尚具有較大的剩余開發潛力。顯然，利用花3 區塊目前地層可流動油氣流體已轉變為凝析氣體系的特征，開發后期采用關井注氣恢復地層壓力使生產井恢復到自噴狀態后再進行循環注氣保持一定壓力開發的提高采收率二次開發技術，是可行的技術對策。已知福山凹陷距花3 區塊不遠的花21 區塊具有近17.3×108m3的富CO2天然氣[13]，可將該區塊產出的富CO2天然氣作為花3 區塊循環注氣提高采收率的氣源[14，15]。

4 結論

（1）生產動態特征顯示，在區塊投產后的每個開發階段，當地層壓力和井底流壓降低到飽和壓力以下之后，受揮發性流體特征影響，地層油產生嚴重脫氣現象，脫出氣僅能攜帶出部分地層油，從而導致氣油比快速上升，而油產量急劇下降。

（2）花3 區塊開發初期由于地層油尚未明顯脫氣，此時油、氣的采出程度基本保持同步增加；當地層壓力衰竭到飽和壓力以下之后，受揮發油顯著脫氣、地層油體積顯著收縮的影響，天然氣采出程度增加速度逐漸大于凝析油采出程度的增速。從而出現溶解氣的采出程度高出凝析油一倍的現象。

（3）花3 區塊開發初期呈現為近臨界揮發油流體開發特征，但隨著開發過程的進行，地層可流動流體會轉變為近臨界凝析氣狀態再進一步轉變為富含凝析油的凝析氣流體狀態。但隨著開發過程地層壓力持續下降，地層流體不斷發生相態轉變，出現富含凝析油的溶解氣從揮發油中析出形成游離態凝析氣狀態和游離態凝析氣又會產生反凝析現象而使從油中逸出的氣態液烴又轉變為液態烴共存的現象。

（4）花3 區塊已進入開發中后期，多數生產井已處于間歇生產狀態或停躺狀態。花3 區塊開發動態特征顯示，開采過程地層流體具有從揮發油轉變為凝析氣的開采特征，地層中尚有70 %的凝析油未被采出，尚具有較大的剩余開發潛力，為開發后期采用循環注氣保持一定壓力開發的提高采收率技術對策提供了技術支持。

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