不飽和油藏存在氣頂的可能性探討

李卓林

(中海油研究總院，北京 100027)

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不飽和油藏存在氣頂的可能性探討

李卓林

(中海油研究總院，北京 100027)

通過油藏流體物性實驗及帶氣頂稠油油藏特征研究，明確了M油田的流體性質及油藏特征，從而建立稠油氧化帶模式，確定該油藏為帶氣頂、底水的不飽和特稠油油藏。研究結果表明，在長期油水氣相互作用的過程中，油藏邊緣形成了類似殼體的氧化帶，其中膠質、瀝青質含量高，并具有封隔作用，使原油氧化產生的伴生氣難以回溶到地層原油中，在一定的儲蓋條件下形成氣頂。該研究成果打破常規流體分析的思路，明確了油藏流體特征，可為油藏開發策略提供重要的參考。

特稠油；氧化帶；飽和壓力；氣油比；油藏特征；遼東灣地區

0 引 言

渤海某油田(下稱M油田)是典型的特稠油油藏，勘探評價過程未取得合格的地下含氣原油樣品，故對原油性質認識不清。

通過對國內外諸多類似稠油油藏的深入研究，結合M油田具有底水的特點，最終確定M油田的油藏類型為帶氣頂、底水的特稠油油藏。在原油稠化成藏過程中，逐漸形成具有封隔作用的殼狀氧化帶，從而阻斷了氣頂中天然氣向原油的回溶。這一觀點深入了對M油田地層原油性質的認識，同時為油田的開發決策提供了重要參考。

1 M油田流體取樣概況

M油田位于遼東灣地區遼西低凸起南端東斜坡帶，油藏埋深為1 200 m，地層溫度為49.5 ℃，地層壓力為11.4 MPa，在區域中屬于正常溫壓系統，目標儲層為館陶組。

1993至2013年，完鉆3口探井兼評價井，落實了含油構造，分別進行了天然氣、原油的流體取樣。通過對取樣過程記錄及化驗結果分析，最終確定該油田脫氣油和天然氣性質(表1、2)。M油田原油黏度大，第1、2口井測試時沒有持續穩定的冷采產能，直到第3口井測試過程注入熱流體才取得比較充足的流體樣品，同時進行了原油黏溫曲線測試、特殊巖心實驗等研究。

表1 M油田脫氣原油分析數據

表2 M油田天然氣分析數據

由表1可知，原油屬特稠油范圍。其中，含硫量與含蠟量均較低[1]，但膠質、瀝青質含量較高，凝固點高，若不進行加熱，難以流動。這與測試過程的表現一致。

由表2可知，M油田天然氣中氮氣濃度含量較高，遠大于周圍油田水平。氮氣含量的突然增加，說明此油田氣頂的天然氣極有可能是稠油被氧化后的產物[2-3]。此外，通過計算，M油田稠油干燥系數高達207，參考前人研究[4-5]的分類標準，也可說明此油田氣頂的天然氣可能為稠油生物降解的產物。

2 地層原油高壓物性分析

由于M油田沒有取到合格的PVT原油樣品，因此，類比溶解氣油比進行地下樣品復配，從而測試原油的高壓物性。

2.1 氣油比

M油田地層原油黏度大、流動性差，在冷采測試失敗后，采用注多元熱流體方法測試產能。測試結果表明，因測試過程時間短，井口產出氣體為溫度較高的混合氣(汽)，因此，未成功計量氣油比。

此前，有學者研究發現[6]，脫氣原油黏度與氣油比之間符合式(1)，即原油的溶解氣油比與脫氣原油黏度的自然對數呈線性規律。

GOR=Alnμo+B

(1)

式中：GOR為地層溫度下原油的溶解氣油比，m3/m3；μo為地層溫度下脫氣原油的黏度，mPa·s；A為斜率；B為截距。

收集中國陸上40個稠油油樣高壓物性數據[7]，通過回歸實際數據點(圖1)，確定式(1)中的系數A、B。

GOR=-5.063lnμo+58.3

(2)

上述規律表明，溶解氣油比越小，脫氣原油黏度越大，可以從原油的組分組成來解釋這個現象。原油黏度大，主要有2種原因：一方面是原油中含有較高比例的膠質、瀝青質；另一方面是原油中含有較高比例的高碳數石蠟族烴。這2類原油組成均難以溶解較多的天然氣，因而高黏度原油的氣油比一般較小。

圖1 陸地40個稠油油田脫氣原油黏度與溶解氣油比關系

將M油田脫氣原油黏度(19 624 mPa·s)代入式(2)，可計算出M油田溶解氣油比約為8.3 m3/m3。

2.2 飽和壓力和地下原油黏度

取M油田脫氣原油樣品及鄰近油田相似性質的天然氣樣品，在地層壓力、溫度條件下配置模擬油，通過室內實驗測試模擬油的飽和壓力、黏度等參數(表3)。

表3 M油田模擬地層原油高壓物性實驗結果

2.3 油藏類型不確定性分析

室內實驗測試M油田原油氣油比為8.5 m3/m3時，地層原油黏度約為10 491 mPa·s。根據已開發稠油油田初期冷采測試經驗，此黏度下稠油很難在孔隙中流動，這與M油田在冷采條件下無自然穩定油流的試采結果相吻合。另外，地面原油性質分析中的膠質、瀝青質含量高，會造成原油黏度增加，氣油比較低，說明氣油比取值的合理性，也證明了飽和壓力計算的準確性。

根據教科書的定義[8]，在原始地層壓力和溫度條件下，原油中溶解了最大量天然氣的油藏稱為飽和油藏。因此，若某油藏存在氣頂，則理論上該油藏為飽和油藏，且飽和壓力與地層壓力相等。M油田是存在氣頂的油藏，地層壓力與飽和壓力之差高達7.63 MPa。這與經典油藏工程理論和經驗的認識均有不符，需要給出一個合理的解釋。

3 不飽和油藏存在氣頂的可能性探討

3.1 相似油藏案例

為了對上述矛盾給出合理的解釋，通過對國內外稠油油藏全面的調研發現，國內外均存在類似案例。

遼河油田是國內最典型的稠油油田，其中遼河斷陷冷東地區、歡喜嶺油田上臺階稠油油藏、遼河曙一區杜84、杜239塊館陶組超稠油油藏、歡623塊館陶組特稠油油藏等均屬于帶氣頂卻不飽和的稠油油藏。研究[9]認為，此類油藏的形成大多是因為：原油在成藏過程受水的影響發生稠化，生成大量的膠質、瀝青質。這類油藏大多受巖性控制，形態為圓形或橢圓形[10]。

北海B油田也存在相似的油藏(圖2)。由圖2可知，油水界面處生物降解發生最劇烈，降解的伴生氣在油水界面生成，一部分伴生氣向上溢出封閉性差的蓋層[11-12]，另一部分伴生氣在蓋層條件良好的高部位形成氣頂。

圖2 北海B油田油藏稠油氧化過程示意圖

圖3為B油田氣頂分布示意圖，圖3a中紫色輪廓表示油田區域，紅色輪廓圈出含氣區域，圖3b中東部紅色高亮區域為含氣的強地震響應，圖3c中綠線為解釋的油藏頂部輪廓，實際構造可能比地震顯示的更加凹凸不平。對原油PVT樣品進行測試，地下原油黏度為1 500 mPa·s，且飽和壓力遠低于地層壓力。針對此現象，進行了天然氣在脫氣原油中溶解能力的驗證實驗。在生產過程取得的氣體樣品中，95%以上為甲烷成分，因此，用甲烷代替天然氣進行室內實驗。結果表明，將甲烷再回溶到該油田脫氣原油中，需施加的壓力約為35.00 MPa，遠遠超過地層原油的飽和壓力11.48 MPa。這表明，稠油經過一系列化學作用，逸散出的天然氣并不能輕易地回溶到稠油油藏中[13]。

圖3 B油田氣頂分布示意圖

3.2 帶氣頂不飽和稠油油藏的成因分析

對這種既帶氣頂又不飽和的油藏，可以解釋為：稠油油藏在長期的流體巖石相互作用過程中，形成具有較強封阻能力的氧化帶，致使氣頂中的天然氣難以回溶至稠油內。

原油在成藏過程中，經歷長距離運移，不斷受到水的氧化、溶解及水洗作用，同時伴隨著微生物降解作用，原油中輕質烴組分大量散失，逐漸形成連續的氣相；當蓋層條件[14-15]滿足烴類聚存的能力時，更多伴生氣經過聚集或運移，逐漸在構造高部位形成氣頂。與此同時，原油中重質組分百分含量增大，并發生相應物化改性[16-17]，在油水接觸過程中，生成大量的膠質、瀝青質，聚集后形成具有一定封阻能力的氧化帶，使氣頂中的輕質組分難以回溶至原油中。在氧化帶以及物性較差儲層的包圍下，形成了一種特殊的、相對封閉的帶氣頂不飽和稠油油藏。

稠化后的原油在地層條件下呈塑性，也可在一定程度上增加油層頂部的封阻能力，且封阻能力隨著溫度的升高和原油黏度的降低而逐漸減小。可以推斷，M油藏中油層與氣層之間存在一定厚度的氧化帶，氣體向上逸散后，原油進一步發生稠化，氧化帶厚度逐漸增大，封隔作用更加明顯，直至其最小抗壓能力大于將天然氣溶入稠油中的壓力，最終使某油藏同時具有氣頂和不飽和稠油油藏的特點。

4 結 論

(1) 根據國內40個稠油油藏原油物性，建立脫氣原油黏度與氣油比間的關系式，通過M油田脫氣原油黏度(19 624 mPa·s)計算了地層原油的氣油比為8.3 m3/m3。

(2) 室內實驗對地層油樣進行模擬復配，研究了M油田地層原油的高壓物性。結合氣油比取值，計算出地下原油的飽和壓力約為3.77 MPa，實驗測試黏度約為10 491 mPa·s。

(3) M油田為帶氣頂的稠油油藏，但其原油飽和壓力卻遠小于地層壓力，提出了M油田存在氧化帶的可能性，對存在的矛盾進行了合理的解釋。

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編輯 姜 嶺

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.037

20160119；改回日期：20160720

海洋石油高效開發國家重點實驗室開放基金“稠油熱采儲層壓縮系數影響規律研究”(CCL2013RCPS0236GNN)

李卓林(1986-)，女，工程師，2009年畢業于中國石油大學(北京)石油工程專業，2012年畢業于該校油氣田開發工程專業，獲碩士學位，現從事油氣田開發方面的生產、科研工作。

TE33

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1006-6535(2016)05-0147-04