塔河9區油氣層合采分層儲量計算方法

張浩，周吉春

(中石化西北油田分公司勘探開發研究院,新疆 烏魯木齊 830011)

余瑞艷

(長江大學信息與數學學院,湖北 荊州 434023)

陳巖

(油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)，湖北 武漢 430100)

丁輝，印婷，梁利俠，張春福

(中石化西北油田分公司勘探開發研究院,新疆 烏魯木齊 830011)

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塔河9區油氣層合采分層儲量計算方法

張浩，周吉春

(中石化西北油田分公司勘探開發研究院,新疆 烏魯木齊 830011)

余瑞艷

(長江大學信息與數學學院,湖北 荊州 434023)

陳巖

(油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)，湖北 武漢 430100)

丁輝，印婷，梁利俠，張春福

(中石化西北油田分公司勘探開發研究院,新疆 烏魯木齊 830011)

[摘要]針對塔河9區奧陶系碳酸鹽巖儲層中部分井凝析氣藏與油層合采時，生產氣油比變化大、分層產量計算困難、單井控制儲量及生產制度難以確定等問題，首先通過生產數據概述了塔河9區油氣藏的生產動態特征，通過物理實驗分別對油層與氣層樣品的組分和PVT物性進行了檢測，根據流體的組分和PVT物性判定了儲層類型；再利用油、氣PVT試驗數據與產出油密度，建立了合采井中凝析氣層產量與油層產量的計算模型；最后，利用模型獲取了油層與凝析氣層的動態產量數據，并利用Fetkovich產量遞減特征曲線方法和Arps方法分析了油層與凝析氣層的動態儲量。結果表明，塔河9區油層與氣層不屬于同一個流體系統，油層屬于揮發性油藏，氣層屬于凝析氣藏；所建立的模型能實現合采井中氣層與油層分層產量的計算，TKX井油層產油量占總產油量的73.91%和總產氣量的6.55%，氣層產量占總油量的26.09%和總產氣量的93.45%；Fetkovich方法和Arps方法計算的儲量差距較小，Fetkovich方法計算儲量可信度較高。研究結果對塔河9區奧陶系油氣藏開發方案的制定有一定借鑒意義。

[關鍵詞]奧陶系；油氣層合采；分層產量；產量遞減；儲量

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖經歷了多期構造運動和巖溶作用改造，形成了孔隙、裂縫和溶洞共存的特殊儲集空間，屬于典型的碳酸鹽巖儲集體[1～3]。由于奧陶系儲集體存在多期油氣充填，流體物性差異大，稠油、輕質油、凝析油和天然氣共存，開發難度大[4～6]。前人對塔河油田奧陶系油氣藏開發過程中產量及儲量計算已有一定的研究[7～14]，但都是基于單一油氣藏類型進行分析，油層與氣層合采時單井控制儲量及生產特征的相關研究還未見報道。在塔河9區開發過程中，部分井油層與氣層合采，生產井生產氣油比變化大，產量遞減迅速，因此有必要對合采井生產特征進行研究，以便弄清單井控制儲量，制定合理的開發技術政策。下面，筆者從區塊生產動態出發，結合儲層流體相態特征試驗結果，分析了油層與氣層合采時各層的生產動態，最后通過Fetkovich方法產量遞減方法計算了各層動儲量，以期對塔河9區的高效開發有一定借鑒意義。

1區域概況

塔河9區奧陶系凝析氣藏地理位置位于輪臺縣城南約70km處，構造上位于沙雅隆起阿克庫勒凸起東南部，西鄰塔河油田3區東奧陶系油氣藏，南鄰AT28-AT40井區，北靠中石油阿克庫勒油氣田[15]。塔河9區奧陶系凝析氣藏包括T901-T904井區、DK25井區和T913-AT37井區，整體工區面積共97.98km2。區塊先后經歷了加里東期、海西期、印支期及喜馬拉雅期等多期構造運動，形成整體北西高南東低構造，構造運動中一直處于阿克庫勒凸起構造斜坡區域。在構造應力場作用下，形成了多個走向不同的斷裂體系。斷裂是塔河油田9區油氣藏發育程度的主控因素，主控斷裂帶附近油氣井產量高，零散斷裂附近油氣井產量低。由構造運動及后期溶巖作用形成的縫、溶孔及溶洞為主要儲集空間。由于構造運動時間長、期次多以及油氣多期次充填，儲層中流體物性差距大。目前投入開發的含油氣層系主要為一間房組和山鷹組，主要儲集空間為裂縫和溶洞，儲集體厚度大，孔隙度較小，在2%～3.5%之間，儲層平均埋深5870m處地層靜壓為64.63MPa，地層溫度133.50℃，地層壓力系數為1.10，地溫梯度為2.27℃/100m，屬于正常溫度、正常壓力系統。

2生產特征

2002年3月發現該凝析氣藏，2002～2012年相繼進行了一系列勘探活動，2013年開始進行整體開發。區塊目前共有生產井21口，全部采用自噴方式進行生產，截止到2014年12月，區塊累計產油20.26×104t，累計產氣4.14×108m3，基本不產水。受儲集體發育特征及流體分布等因素的影響，奧陶系碳酸鹽巖油氣藏表現出如下生產特征：

1)生產井產量平面分布差異大。單井產氣量總體較高，但平面上分布差異較大，單井產量從10.9×104～0.7×104m3/d不等。在碳酸鹽巖中，儲集體的發育受溶巖作用及構造作用的控制，在斷裂帶附件，溶巖作用強烈，儲層物性好，生產井產量高；相反，遠離斷裂帶的區域，溶巖作用弱，儲層物性差，生產井產量低。在塔河9區，T901-T904井區受巖溶改造作用明顯，儲層發育程度高，該區域井產量高，單井產量在10×104m3/d左右；DK25井區強振幅區域受溶巖作用影響較大，儲層發育較好，單井產量也較高。在DK25井區，裂縫不發育區域，溶蝕作用差，儲層物性差，單井產量在1.5×104m3/d左右；另外，T913-AT37井區構造位置較低，生產過程中有水產產，井產量相對較低。

圖1　塔河9區生產油氣比變化曲線

2)區塊生產氣油比變化大。在生產過程中，受地面設備及生產計劃等因素限制，生產井生產制度變化較大，部分井長期進行間歇式生產。在構造高部位生產井氣油比高，TK915-3井生產過程中，生產氣油比在均10000m3/m3以上，平均為11805m3/m3；而構造低部分生產井氣油比低，TK915-8X井生產過程中平均氣油比僅為110m3/m3；部分井在生產過程中生產氣油比變化大，DK25-1井投產后生產氣油比僅為220m3/m3，目前已上升到2300m3/m3；區塊總體表現出生產氣油比波動較大，43～20510m3/m3不等(見圖1)。一般凝析氣藏生產氣油比應在800m3/m3以上[16]。因此，該井區表現出氣層與油層合采或帶有邊底油凝析氣藏的特征。

3相態特征

表1　塔河9區奧陶系油氣藏流體組分

圖2　測試烴類流體組分三角圖

圖3為氣層樣品的相圖。烴類組分以甲烷為主。地層溫度位于臨界溫度(Tc)和最高凝析溫度(Tm)之間，地層壓力高于露點壓力(Pb)，該烴類體系在原始地層條件下是存在一定地露壓差的凝析氣藏。在定容衰竭過程中，最大反凝析液量為3.63%，凝析油含量為196.43cm3/m3；在地面條件下，凝析油密度為0.8121g/cm3，黏度為4.04mPa·s。

圖3　氣層流體相圖　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　圖4　油層流體相圖

由于氣層凝析油與油層原油密度相差大，黏度差距大，因而氣層與油層屬于2個獨立的流體系統。

4分層產量計算方法

在該區塊生產過程中，部分井油層與氣層同時開采，導致生產氣油比變化大，油井產量波動大，弄清這些井在生產過程中油層與氣層的產能變化特征，有助于認識這類井的生產特征和優化井的工作制度。常規方法是利用地層參數對產量進行劈分，由于地層的非均質性及各參數獲取方法的準確性，導致劈分結果誤差大，甚至劈分失敗。考慮凝析油與油層原油密度差異，利用生產井地面原油密度及流體PVT測試結果對油氣層產量實現了動態計算。

在油層壓力高于泡點壓力和氣層壓力高于露點壓力之前，當油層與氣層合采時，井口原油的產量等于油層原油的產量與凝析氣層中凝析油產量之和，可表示為：

Qo=Qoo+QggRV

(1)

井口產氣量為油層產出原油中溶解量氣量與凝析氣藏中產出氣量之和，可表示為：

Qg=Qgg+RsQoo

(2)

地面原油的密度為油層產出原油質量與氣藏產出凝析油質量之和與產出原油的體積之比，可表示為：

(3)

因此，地面原油的密度可用油層原油密度、凝析油密度、凝析油含量、井產油量和凝析氣層產氣量表征：

(4)

在油井產出原油密度、油層脫氣原油密度、凝析油密度、凝析油含量及產量已知的條件下，可求出凝析氣層產氣量。可表示為：

(5)

油層產油量為油井產油量與凝析油產量之差，可表示為：

(6)

式中，Qo為油井產量，m3/d；Qoo為油層產量，m3/d；Qgg為凝析氣層產氣量，m3/d；RV為凝析氣的含油量，m3/m3；Rs為油層條件下的溶解油氣比，m3/m3；γo為產出油地面密度，g/cm3；γog為凝析油地面密度，g/cm3；γoo為油層原油地面密度，g/cm3。

塔河9區TKX井位于主控斷裂帶附近，產量高，但生產過程中氣油比變化大，測井資料顯示該井射孔層位包含油層和氣層，利用上述分層產量計算方法對TKX井2014年5月以來的生產資料進行分析(見圖5和圖6)：井累計產油2956.5t，累計產氣793.53×104m3；油層累計產油量2185.24t，占總產油量的73.91%，累計產氣52.01×104m3，占總產氣量的6.55%；氣層凝析油產量771.26t，占總油量的26.09%，累計產氣741.53×104m3，占總產氣量的93.45%。

圖5　TKX井油層、氣層產油量動態曲線　　　　　　　　　圖6　TKX井油層、氣層產氣量動態曲線

5動儲量計算

現代產量遞減方法是一種通過產量數據與流壓數據來分析生產井動態，并獲取相關參數的方法[19，20]。由于塔河9區產量數據為日度產量數據，沒有測定流壓數據，采用油壓數據折算流壓。以TKX井為例，采用Fetkovich產量遞減特征曲線方法對日度數據進行現代產量遞減分析，獲取了TKX井總產氣量、氣層產氣量和油層產油量遞減特征曲線(見圖7～圖9)，計算出了油層與氣層可采儲量。同時采用Arps方法對該井可采儲量進行了計算，結果如表2所示。Fetkovich方法計算的原油可采儲量和氣可采儲量分別為1.72×104t和4368.8×104m3，與Arps方法計算的誤差僅為3.38%和1.74%。

圖7　TKX井產氣量Fetkovich產量遞減特征曲線分析　　　　　　　圖8　　　　TKX井凝析氣層產量Fetkovich產量遞減　　　特征曲線分析

方法氣可采儲量/104m3氣層油層油可采儲量/104t氣層油層Fetkovich方法3979.6389.20.381.34Arps方法3846.3353.70.411.28相對誤差/%3.359.12-7.94.48

圖9　TKX井油層產量Fetkovich產量遞減特征曲線分析

6結論

1)根據油層與氣層流體樣品測試化驗結果，利用組分三角圖法和相圖判別法分析認為，氣層流體屬于凝析氣藏，油層流體屬于揮發油藏，氣層與油層是相互獨立的流體系統。

2) 利用所建立的模型對TKX井計算表明，該井油層產量占總產油量的73.91%，占總產氣量的6.55%；氣層產量占總油量的26.09%，占總產氣量的93.45%。

3)根據油層與氣層合采井的產量及流體密度建立了油氣層分層動態產量模型，獲取了合采井油層采油量和凝析氣層采氣量，利用Fetkovich方法計算了TKX井的原油可采儲量和天然氣可采儲量分別為1.72×104t和4368.8×104m3，與Arps方法計算的誤差僅為3.38%和1.74%，說明Fetkovich方法可用于油氣井單井控制動態儲量計算。

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[編輯]洪云飛

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2016)10-0012-05

[中圖分類號]TE155;O29

[作者簡介]張浩(1984-)，男，碩士，工程師，現主要從事油氣田開發方面的研究工作；通信作者：余瑞艷，38739746@qq.com。

[基金項目]國家科技重大專項(2011zx05013，2011zx05015)。

[收稿日期]2015-12-29

[引著格式]張浩，周吉春，余瑞艷，等.塔河9區油氣層合采分層儲量計算方法[J].長江大學學報(自科版)，2016,13(10)：12～16，21.