渤海油田凝析氣藏相態(tài)特征研究

張旭東，唐磊，李寶剛，張若冰，陸科潔

(中海油能源發(fā)展工程技術(shù)分公司中海油實(shí)驗(yàn)中心渤海實(shí)驗(yàn)中心，天津 300452)

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渤海油田凝析氣藏相態(tài)特征研究

張旭東，唐磊，李寶剛，張若冰，陸科潔

(中海油能源發(fā)展工程技術(shù)分公司中海油實(shí)驗(yàn)中心渤海實(shí)驗(yàn)中心，天津 300452)

針對(duì)渤海油田凝析氣藏的相態(tài)特征，采用流體組成分析、恒質(zhì)膨脹和定容衰竭進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)研究，并采用實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)相圖進(jìn)行了模擬計(jì)算。結(jié)果表明，渤海油田凝析氣藏最大反凝析露點(diǎn)壓力為43.50MPa,最大反凝析露點(diǎn)溫度為344.51℃；臨界壓力為39.68MPa，臨界溫度為26.71℃；地層溫度114.4℃處于臨界溫度和最大反凝析露點(diǎn)溫度之間，屬于富凝析氣藏；地層壓力為42.44MPa，近似等于露點(diǎn)壓力，說明為飽和凝析氣藏。相態(tài)研究為渤海油田凝析氣藏開發(fā)方案提供了理論依據(jù)。

渤海油田；凝析氣藏；相態(tài)；臨界溫度；臨界壓力

渤海油田是目前中國海上最大的油田，也是全國第二大原油生產(chǎn)基地，研究渤海油田的油氣相態(tài)特征，對(duì)于高效開發(fā)渤海油田具有重要的意義[1～4]。油氣藏流體相態(tài)特征研究是以油藏流體(油、氣)為研究對(duì)象，在室內(nèi)環(huán)境下，通過還原地層流體條件和改變地層流體的體積、壓力等參數(shù)，模擬油藏流體的開發(fā)過程，研究油藏流體的相態(tài)變化[5～9]。關(guān)于渤海油田凝析氣藏相態(tài)特征的研究相對(duì)很少，鑒于此，筆者開展了渤海油田凝析氣藏相態(tài)研究[10]。

1 流體性質(zhì)

在渤海油田凝析氣藏相態(tài)特征研究統(tǒng)計(jì)工作中，一共對(duì)7口油井(共9個(gè)井段)的凝析氣樣品進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，如表1所示。其中輕質(zhì)組分C1+N2摩爾分?jǐn)?shù)在7.54%～87.17%之間，中間烴C2～C6+CO2摩爾分?jǐn)?shù)在11.58%～90.78%之間，重質(zhì)組分C7+摩爾分?jǐn)?shù)在1.25%～6.05%之間。原始井流物特征表現(xiàn)為輕組分、中間烴含量較高，重質(zhì)組分含量較低的凝析氣藏流體組成特征。

表1 井流物凝析氣組成

將地層流體組成C1+N2、C2～C6+CO2、C7+的數(shù)據(jù)劃在儲(chǔ)層流體三元組成三角圖上(如圖1所示)，絕大部分油藏顯示出典型的揮發(fā)性油藏特征，樣品組成點(diǎn)較為集中，說明流體組成具有相似性。

2 恒質(zhì)膨脹的特征

以C井(井段：2910.0～2915.0m)這一典型凝析氣藏為例，做壓力-相對(duì)體積關(guān)系曲線如圖2 所示。由圖2可知：與黑油油藏相比，凝析氣藏在泡點(diǎn)處斜率的變化不明顯，近臨界油的斜率變化較為平緩，難以確定露點(diǎn)。

圖1 渤海油田凝析氣三元組成示意 圖2 C井(井段：2910.0～2915.0m)凝析氣藏流體壓力-相對(duì)體積關(guān)系

3 定容衰竭實(shí)驗(yàn)特征

凝析氣藏流體定容衰竭過程累計(jì)采出百分?jǐn)?shù)與壓力關(guān)系，如圖3所示。從圖3中可以看出：樣品從原始地層壓力降至廢棄壓力(5MPa)過程中，累計(jì)采出百分?jǐn)?shù)不斷增加。

凝析氣藏流體定容衰竭過程氣相偏差系數(shù)與壓力關(guān)系，如圖4所示。從圖4中可以看出：隨著衰竭壓力不斷降低到廢棄壓力，氣相偏差系數(shù)呈現(xiàn)先降低再升高的趨勢。

圖3 C井(井段：2910.0～2915.0m)凝析氣藏流體定容定容衰竭過程累計(jì)采出百分?jǐn)?shù)與壓力關(guān)系 圖4 C井(井段：2910.0～2915.0m)凝析氣藏流體衰竭過程氣相偏差系數(shù)與壓力關(guān)系曲線

圖5 C井(井段：2910.0～2915.0m)凝析氣藏流體定容衰竭過程反凝析液量占孔隙體積百分?jǐn)?shù)與壓力關(guān)系曲線

圖6 渤海油田C井(井段：2910.0～2915.0m)凝析氣藏流體P-t相圖

C井(井段：2910.0～2915.0m)凝析氣藏流體定容衰竭過程反凝析液量占孔隙體積百分?jǐn)?shù)與壓力關(guān)系如圖5所示。從圖5中可以看出：反凝析液量占孔隙體積百分?jǐn)?shù)曲線遵循一般凝析氣藏定容衰竭的共同規(guī)律。反凝析液量占孔隙體積百分?jǐn)?shù)先是隨著地層壓力的下降而逐漸增多，當(dāng)達(dá)到最大值之后，又隨著壓力的繼續(xù)下降而逐漸減少。

4 相圖模擬結(jié)果

利用PVT參數(shù)，并通過PVTsim軟件模擬得到如圖6所示的相圖。C井(井段：2910.0～2915.0m)樣品的相圖顯示出了典型的凝析氣相圖特征：最大反凝析露點(diǎn)壓力pm=43.50MPa，最大反凝析露點(diǎn)溫度tm=344.51℃；臨界壓力pc=39.68MPa，臨界溫度tc=26.71℃；地層溫度為114.4℃，處于臨界溫度和最大反凝析露點(diǎn)溫度之間偏左一側(cè)，屬富的凝析氣藏；地層壓力為42.44MPa，近似等于露點(diǎn)壓力，說明為飽和凝析氣藏。這類凝析氣藏如果使用衰竭式開采，則地層壓力稍有下降就會(huì)出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象。這和實(shí)驗(yàn)室定容衰竭實(shí)驗(yàn)的資料相符。

5 結(jié)論

1)通過實(shí)驗(yàn)研究, 對(duì)渤海油田凝析氣藏進(jìn)行了相態(tài)實(shí)驗(yàn)研究, 獲得了典型實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù), 為渤海油田凝析氣藏開發(fā)提供了基礎(chǔ)參數(shù)。

2)渤海油田凝析氣藏在原始狀態(tài)下為飽和凝析氣藏, 富含凝析油。

3)渤海油田凝析氣藏最大反凝析露點(diǎn)壓為43.50MPa,最大反凝析露點(diǎn)溫度為344.51℃；臨界壓力為39.68MPa，臨界溫度為26.71℃。

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[編輯] 黃鸝

2016-05-11

張旭東(1979-)，男，工程師，主要從事油氣田勘探開發(fā)實(shí)驗(yàn)研究和提高原油采收率研究工作，zhangxd2@cnooc.com.cn。

TE375

A

1673-1409(2016)32-0079-03

[引著格式]張旭東，唐磊，李寶剛，等.渤海油田凝析氣藏相態(tài)特征研究[J].長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版),2016,13(32):79～81.