近臨界態油氣藏開發特征及油氣產出預測
——以渤海BZ 油田為例

吳浩君，劉洪洲，汪 躍，劉 超，姜 永

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300450）

隨著石油行業對中深層油氣勘探力度的加大，世界范圍內發現了一批揮發性油藏和凝析氣藏等特殊類型的油氣藏。渤海油田也在近些年發現了幾個特殊類型的油氣藏，儲量規模達到億噸級，該類油氣藏在降壓開采過程中油氣兩相的組分隨壓力的變化而變化，尤其是當地層溫度接近流體臨界溫度時，油氣變化規律更加復雜。渤海BZ 油田為近臨界態揮發性油藏，隨著開采程度的增加，實際生產動態與 開發方案預測指標存在明顯偏差，主要體現在生產氣油比和油氣采出程度的變化。國內外文獻調研表明，近臨界態油氣藏流體性質復雜，其相應的實驗及相態研究成果也較少[1-3]，經典油藏工程方法主要用于常規黑油的預測，對于揮發油或凝析氣藏預測精度不足；而利用LWD 測井資料預測方法[4]和混沌時間序列預測方法[5]也主要是基于統計回歸，存在一定的局限性。針對近臨界態油藏的開發特征，本文通過分析開采特征及其機理，在常規油氣動態預測方法的基礎上，改進并推導了近臨界態油藏的動態預測方法，對以后此類油氣藏的開發規律認識和預測具有重要的指導意義。

1 概況及生產特征

BZ 油田位于沙壘田凸起的沙東南構造帶上。油藏埋深3 810.0～4 190.0 m，為構造巖性油藏，油層厚度1.8～8.4 m。油藏原始地層壓力為46.6 MPa，地層溫度166 ℃，為近臨界態揮發性油藏（圖1），地面原油密度為0.802 g/cm3，地層原油密度為0.431 g/cm3，黏度為0.063 mPa·s，原油體積系數為3.661，溶解氣油比為761 m3/m3，地層流體組分中甲烷摩爾分數為0.67，乙烷-己烷摩爾分數為0.15，庚烷及以上摩爾分數為0.08。開發特征主要表現為:①油井生產氣油比高，當地層壓力低于流體飽和壓力后，生產氣油比保持穩定（圖2）；②依靠天然能量開發，溶解氣驅為主，油氣均保持較高的采出程度；③地層流體取樣分析表明，不同深度的流體密度具有差異，且存在梯度倒置現象[6]。

圖1 近臨界態油藏地層流體壓力-溫度相圖

2 開發機理

由于近臨界態油氣藏流體的中間烴（C2-C6）組分含量相對較高，在開發過程中油氣兩相的組分隨 壓力的交換作用明顯，與常規油氣開發規律不同。

圖2 BZ 油田生產氣油比變化曲線

2.1 低界面張力下的油氣相對滲透率

常規油藏依靠天然能量開發，當地層壓力低于飽和壓力后，油氣兩相分離，油氣兩相物理性質和滲流差異大。而近臨界態油藏由于臨界溫度和地層溫度十分接近，當地層壓力低于飽和壓力后，流體會發生劇烈的脫氣，表現為高收縮性。通過室內實驗監測的油氣兩相密度變化表明，在地層溫度條件下，隨著壓力的增加，油相密度逐漸減小，氣相密度逐漸增加，兩相密度趨于一致（圖3）；兩相界面張力逐漸減小，壓力大于20.0 MPa 時，界面張力不足1.00 mN/m（圖4）。

圖3 流體在地層溫度下油氣兩相密度變化曲線

圖4 油氣界面張力隨壓力變化曲線

根據前人研究成果[7-15]，在極低的界面張力下，油氣的接觸面積會很大，兩相之間存在較大的過渡帶，而不是明顯的界面，表現為一種近似混相的狀態，油相的臨界流動飽和度會減小；隨著界面張力的降低，油氣相滲表現為直線“X”形，即流體的兩相滲流區不斷增大，流動臨界飽和度和殘余油氣飽和度不斷減小（圖5、圖6）。

圖5 常規實驗油氣相滲曲線(界面張力為30.00 mN/m)

圖6 極低界面張力下“X”形油氣相滲曲線

2.2 脫出溶解氣具有強烈的反凝析特性

室內實驗研究表明，在近臨界狀態下，地層壓力稍微低于飽和壓力，液相中的溶解氣就會快速脫出，由于相態瞬時的劇烈變化，此時分離出的溶解氣中含有大量的液相組分，隨著壓力、溫度的變化，還會進一步從氣相中析出油，進而導致油相體積增加。因此，引入“揮發油氣比”這一參數描述氣相中的揮發油含量。該參數和流體組分含量相關，隨地層壓力下降而減小。在地層壓力大于飽和壓力時，揮發油氣比和溶解氣油比互為倒數關系。

常規油藏工程計算中采用的體積系數來源于多次脫氣實驗，研究表明，所測定的體積系數等參數對高揮發性油藏存在一定局限性[16-22]，如果考慮油藏實際開采的降壓過程則更接近定容衰竭實驗，因此采用衰竭實驗結果計算流體高壓物性參數隨壓力的變化關系，并同時獲得氣相中的揮發油隨壓力的變化規律（圖7）。

3 動態預測新方法

圖7 近臨界態油藏揮發氣油比隨壓力變化曲線

假設條件同常規油藏動態預測方法一致:即① 地層等溫；②油、氣組分僅存在于油相或氣相；③水和巖石不可壓縮。

3.1 考慮組分變化的廣義物質平衡方程式

在常規油藏物質平衡方程的基礎上，引入揮發氣油比來表征氣相中的揮發油隨壓力的變化。其公式為: 式中:pN 為累計產油量，104m3；N 為原始石油地質儲量，104m3；oB 為原油體積系數，m3/m3；oiB 為原始地層壓力下原油體積系數，m3/m3；vR 為揮發油氣比，m3/m3；pR 為累計生產氣油比，m3/m3；sR 為溶解氣油比，m3/m3；gB 為天然氣體積系數，m3/m3；Rsi為原始溶解氣油比，m3/m3；Ro為原油采出程度，小數。

3.2 流體飽和度方程式

建立油相飽和度和原油采出程度間的關系方程:

式中:oS 為含油飽和度，小數；wiS 為原始含水飽和度，小數。

3.3 多相流體方程

基于油氣相滲建立累計生產氣油比、瞬時氣油比和采出程度之間的關系方程: 式中:pG 為累計產氣量，104m3；R為瞬時生產氣油比，m3/m3；rgK 為氣相相對滲透率，小數；roK 為油相相對滲透率，小數；gμ 為氣相黏度，mPa·s；oμ為油相黏度，mPa·s； j 為迭代計算次數。

計算步驟如下:

（1）假設一個累計生產氣油比初值pR ，利用高壓物性實驗數據中某一壓力P 下的oB 、gB 、sR 、vR ，依據式（1）和式（2）計算該壓力下的油相采出程度Ro；

（2）利用初始含水飽和度wiS ，依據式（3）計算oS ；

（3）根據式（4）和相滲數據roK 、rgK 、oμ 、gμ 計算瞬時生產氣油比R；

（4）利用式（5）和式（4）得到的瞬時生產氣油比R 積分計算累計生產氣油比；

利用該方法，即可計算某一壓力下的生產氣油比和油氣兩相采出程度，通過設定不同地層壓力，可以得到油藏采出程度和生產氣油比隨壓力的變化曲線圖版。

4 實例計算

BZ 油田A6 井位于封閉斷塊，原始地層壓力46.0 MPa，地質儲量53×104m3，經過7 a 的衰竭開采，地層壓力下降至27.0 MPa，累計產油30×104m3，累計產氣2×108m3，生產氣油比僅為1 059 m3/m3，油氣均保持旺盛的產出能力。

該油藏的流體高壓物性通過實驗獲取，基本參數見表1。

表1 A6 井區油藏流體高壓物性基本參數

利用公式計算不同壓力下的油氣采出程度和氣油比，并將計算結果與常規油藏工程計算方法進行對比，可以看出由于新方法考慮了油氣滲流變化和氣相中的油體積變化量，在地層壓力為27.0 MPa 時，計算的油采出程度增大，氣采出程度減小，氣油比上升幅度減小。新方法大幅度提高了預測精度，更接近該井區實際采出情況（表2、圖8）。

表2 地層壓力為27.0 MPa 時采出程度和氣油比對比

圖8 不同預測方法原油采出程度和地層壓力對比

利用新方法重新對BZ 油田采收率進行預測，在廢棄壓力為18.0 MPa 時，油采收率為28.3%，氣采收率為39.1%；常規預測方法所計算的油采收率為8.0%，氣采收率為56.0%。

由于近臨界態油氣藏普遍具有油氣組分交換作用和較低的界面張力，常規方法計算的原油采出程度往往低于實際情況，針對這一類特殊油氣藏，改進方法增加了對氣相原油析出和低界面張力下油氣相滲的考慮，計算結果與實際生產吻合度較高。

5 結論

（1）近臨界態油氣藏流體組分中C2-C6含量較高，流體系統臨界溫度與地層溫度相近，依靠天然能量衰竭開采相態變化復雜，低界面張力下的油氣滲流特征和氣相的反凝析作用是生產動態特征不同于常規油氣藏的主要原因。

（2）基于廣義物質平衡方程和油氣滲流方程，推導了適用于近臨界態油氣藏的動態預測新方法。常規物質平衡方程僅適用于黑油和干氣，而對于近臨界態油氣藏，廣義物質平衡方程充分考慮了揮發油和凝析氣，更能反映衰竭開采過程中的油氣變化；同時結合低界面張力下的油氣相滲變化對計算過程做進一步修正。

（3）利用改進的新方法，可計算某一壓力下的生產氣油比和油氣兩相采出程度，通過設定不同地層壓力，可以得到油藏采出程度和生產氣油比隨壓力的變化曲線圖版。