趙文琪，趙倫，王曉冬，王淑琴，孫猛，王成剛

（1.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）；2.中國石油勘探開發(fā)研究院）

弱揮發(fā)性碳酸鹽巖油藏原油相態(tài)特征及注水開發(fā)對策

趙文琪1,2，趙倫2，王曉冬1，王淑琴2，孫猛2，王成剛2

（1.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）；2.中國石油勘探開發(fā)研究院）

以濱里海盆地東緣裂縫-孔隙型碳酸鹽巖油藏為例，分析了弱揮發(fā)性油藏在地層壓力下降過程中的原油相態(tài)變化和滲流物理特征變化規(guī)律，并提出油藏在不同地層壓力水平下注水開發(fā)技術(shù)對策。實(shí)驗(yàn)表明，隨地層壓力下降，弱揮發(fā)性原油脫氣，甲烷和中間烴依次析出，原油逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)槠胀ê谟?。隨著輕烴組分析出，地層原油飽和度迅速下降，原油黏度增大，油相滲透率迅速降低，從而降低油井產(chǎn)能。裂縫越發(fā)育，油井產(chǎn)能下降幅度越大。地層壓力保持水平是影響油藏開發(fā)效果的主要因素，地層壓力保持水平越低，油田最終采收率越低，在低壓力保持水平下需要實(shí)施注水恢復(fù)地層壓力。注水時(shí)地層壓力保持水平越低，合理的壓力恢復(fù)水平越低，采收率越低。與裂縫不發(fā)育區(qū)相比，相同地層壓力保持水平下實(shí)施注水恢復(fù)地層壓力，裂縫發(fā)育區(qū)的合理注采比要低，裂縫發(fā)育區(qū)注水時(shí)機(jī)對油田采收率的影響更大。因此開發(fā)碳酸鹽巖弱揮發(fā)性油藏應(yīng)采用早期溫和注水開發(fā)方式。圖12表1參15

碳酸鹽巖油藏；弱揮發(fā)原油；相態(tài)變化；滲流特征；地層壓力；注水時(shí)機(jī)

0 引言

濱里海盆地是世界重要的含油氣盆地之一，目前已發(fā)現(xiàn)200多個(gè)油氣田，探明原油可采儲(chǔ)量40×108t，天然氣5.1×108m3，90%以上儲(chǔ)量來自鹽下石炭系碳酸鹽巖儲(chǔ)集層，大多為凝析油氣田和氣田[1-3]，原油為不同程度的揮發(fā)性輕質(zhì)油，隨油田開發(fā)過程中地層壓力的變化，地層原油的組分、滲流特征不斷改變，從而影響油田開發(fā)效果，合理開發(fā)技術(shù)對策的制定對油藏最終采收率至關(guān)重要。本文以濱里海盆地東緣弱揮發(fā)性裂縫-孔隙型碳酸鹽巖油藏為例，研究流體相態(tài)變化規(guī)律及其對不同裂縫發(fā)育程度碳酸鹽巖儲(chǔ)集層原油滲流特征的影響，在此基礎(chǔ)上提出弱揮發(fā)性碳酸鹽巖油藏合理開發(fā)技術(shù)對策。

1 濱里海盆地東緣油藏地質(zhì)與生產(chǎn)特征

延別克—扎爾卡梅斯隆起帶位于濱里海盆地東緣（見圖1）。早石炭世至石炭紀(jì)末沉積了千米以上厚度的碳酸鹽巖，鹽下含油氣層系分為KT-I和KT-II兩套臺(tái)地相儲(chǔ)集層，巖性以灰?guī)r和白云巖為主。受沉積、成巖和構(gòu)造作用影響，儲(chǔ)集空間及組合關(guān)系復(fù)雜，多為復(fù)雜雙重介質(zhì)碳酸鹽巖油氣藏[4-6]?；|(zhì)平均滲透率為（13.1～138.0）×10-3μm2，而部分裂縫發(fā)育井段滲透率最高可達(dá)3 000×10-3μm2以上，裂縫的發(fā)育程度對儲(chǔ)集層物性影響較大。

濱里海盆地東緣大部分油氣田儲(chǔ)集層埋藏深度為2 600～3 475 m（見表1），為正常壓力系統(tǒng)，地層原油密度為0.615～0.713 g/cm3，黏度為0.16～0.57 mPa·s，原始油氣比為201.7～284.0 m3/m3，體積系數(shù)為1.513～1.744，收縮率為34.2%～42.7%，地飽壓差為3.3～10.0 MPa。原油總體表現(xiàn)為“三高二低一小”的特征，即油氣比、體積系數(shù)及收縮率高，密度和黏度低，地飽壓差小[7-10]。

圖1 濱里海盆地構(gòu)造區(qū)劃分圖

表1 濱里海盆地東緣油田典型流體特征

分析原油組分發(fā)現(xiàn)，濱里海盆地東緣油氣田原油中間烴（C2—6）含量明顯高于普通黑油，但接近或略高于典型揮發(fā)性原油，重組分含量介于普通黑油與典型揮發(fā)油之間[11]。在擬組分三角相圖上（見圖2），原油主要分布在典型揮發(fā)油與典型黑油的中間區(qū)域，屬于弱揮發(fā)性原油。

圖2 濱里海盆地東緣典型原油組分三角相圖

弱揮發(fā)性油田進(jìn)行衰竭式開發(fā)時(shí)，油井在開發(fā)初期產(chǎn)量和生產(chǎn)油氣比較穩(wěn)定；隨著地層壓力與井底流壓的下降，地層原油脫氣，油井生產(chǎn)油氣比上升速度逐漸加大，而產(chǎn)油量迅速降低，油井開發(fā)效果變差（見圖3）。

圖3 濱里海盆地東緣典型油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)

2 弱揮發(fā)性原油相態(tài)變化規(guī)律

為了研究弱揮發(fā)性原油相態(tài)變化規(guī)律，對濱里海盆地東緣典型原油樣品利用PVT儀進(jìn)行高壓物性實(shí)驗(yàn)分析與計(jì)算。實(shí)驗(yàn)溫度采用取樣點(diǎn)地層溫度61.4 ℃，實(shí)驗(yàn)壓力采用36 MPa（取樣點(diǎn)地層壓力34.8 MPa），對樣品進(jìn)行恒質(zhì)膨脹、單次脫氣、多級脫氣、定容衰竭實(shí)驗(yàn)以及多級壓力下原油黏度的測定。

根據(jù)恒質(zhì)膨脹實(shí)驗(yàn)確定原油泡點(diǎn)壓力為30.1 MPa，地飽壓差僅為4.7 MPa，地層壓力下降極易造成原油脫氣，在泡點(diǎn)壓力以下對原油進(jìn)行多級脫氣實(shí)驗(yàn)，分析并計(jì)算各級壓力下脫出氣體各組分組成，并根據(jù)相平衡理論計(jì)算各級壓力下脫氣原油的組分組成[12]，可得到隨著壓力降低原油組分變化趨勢。原油在脫氣早期甲烷最易析出，原油中其含量明顯降低，中間烴含量下降緩慢，重組分明顯增加；脫氣后期，中間烴析出量增加，含量下降加快；隨著壓力的降低，揮發(fā)性原油組分點(diǎn)逐漸進(jìn)入黑油區(qū)（見圖4）。在地層壓力為34.8 MPa、23.0 MPa和18.5 MPa下分別進(jìn)行地層原油取樣，其原油組分變化趨勢與實(shí)驗(yàn)結(jié)果基本一致。

圖4 濱里海盆地東緣典型原油多級脫氣實(shí)驗(yàn)與地層取樣結(jié)果

對原油進(jìn)行定容衰竭實(shí)驗(yàn)，分別測量不同壓力下油相與氣相的體積，可得到地層壓力水平與油、氣相飽和度關(guān)系（見圖5）。原油脫氣后，在地層壓力水平降至45%以前，大量甲烷以較大比例從原油中析出，地層中液相體積基本呈線性減小，地層壓力水平為45%時(shí)的原油體積為脫氣前的82%，地下原油由于壓力降低而發(fā)生嚴(yán)重收縮；隨著壓力的降低，析出氣體量減少，地層液相體積減小速度稍微變緩；當(dāng)?shù)貙訅毫λ浇抵?0%左右時(shí)，雖然析出氣體甲烷含量降低，但大量中間烴析出，再一次造成地層原油飽和度的迅速下降。弱揮發(fā)性原油組分組成決定了相態(tài)變化的特殊性和其易揮發(fā)、易收縮的特點(diǎn)，在進(jìn)行衰竭式開發(fā)時(shí)，由于輕烴組分含量較高，地層原油極易脫氣而體積發(fā)生明顯收縮。

圖5 不同地層壓力水平下油氣飽和度變化

3 相態(tài)變化對滲流物理特征的影響

3.1 碳酸鹽巖油藏油氣滲流特征

對濱里海盆地東緣裂縫發(fā)育及不發(fā)育區(qū)油、氣相滲曲線進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（見圖6），裂縫發(fā)育區(qū)氣相相對滲透率隨含氣飽和度的增加較快上升，而油相相對滲透率下降較為迅速，且油氣共滲范圍較窄，表明氣體在裂縫發(fā)育區(qū)更易氣竄。

圖6 裂縫發(fā)育及不發(fā)育區(qū)油氣相滲曲線對比

3.2 相態(tài)變化對滲流特征的影響

將油、氣相滲曲線歸一化可分別得到裂縫發(fā)育與不發(fā)育區(qū)含氣飽和度與油、氣相滲的相關(guān)性，結(jié)合地層壓力水平與含氣飽和度相關(guān)性，可得到不同地層壓力水平下裂縫發(fā)育與不發(fā)育區(qū)油、氣相滲變化規(guī)律。同時(shí)，利用黏度計(jì)分別測量各級脫氣壓力下原油黏度，并根據(jù)氣體的組分計(jì)算各級壓力下脫出氣體的黏度，可得到不同地層壓力水平條件下油、氣黏度變化規(guī)律，進(jìn)而得到不同地層壓力水平下裂縫發(fā)育與不發(fā)育區(qū)油、氣流度比的變化曲線（見圖7）。

由圖7可見，若油藏進(jìn)行衰竭式開發(fā)，當(dāng)?shù)貙訅毫λ接?5%（泡點(diǎn)壓力）降至60%時(shí)，由于原油脫氣，裂縫發(fā)育區(qū)與不發(fā)育區(qū)油相滲透率迅速降低、原油黏度增加，該時(shí)期油、氣流度比下降幅度最大；當(dāng)?shù)貙訅毫λ降陀?0%時(shí)，油、氣流度比下降趨勢變緩；由于組分的特殊性，在地層壓力水平低于20%時(shí)，析出氣體中間烴含量明顯增加，原油加快收縮、黏度快速上升，油、氣相對滲透率發(fā)生劇烈變化，油、氣流度比再次出現(xiàn)迅速下降的現(xiàn)象。當(dāng)?shù)貙訅毫λ接?5%下降至65%時(shí)，裂縫發(fā)育與不發(fā)育區(qū)的原油相對滲透率分別由0.72和0.76下降至0.57和0.62，油、氣流度比分別由0.29和1.08迅速下降至0.12和0.53，此時(shí)裂縫發(fā)育與不發(fā)育區(qū)氣體導(dǎo)流能力分別是原油的8.3和1.9倍，原油滲流能力迅速降低，氣體流動(dòng)性明顯提高，油井油氣比上升、產(chǎn)油能力下降。若地層壓力進(jìn)一步降低，油井甚至出現(xiàn)類似于氣井生產(chǎn)的情況，因而，油田不宜進(jìn)行衰竭式開發(fā)。同時(shí)，原油脫氣后裂縫發(fā)育區(qū)油、氣流度比明顯低于裂縫不發(fā)育區(qū)，說明原油脫氣后裂縫的存在會(huì)進(jìn)一步降低油井產(chǎn)能。

圖7 不同地層壓力水平下油氣相滲與流度比變化

對裂縫發(fā)育區(qū)同一口油井在不同壓力水平下進(jìn)行系統(tǒng)試井測試發(fā)現(xiàn)[13]，當(dāng)?shù)貙訅毫λ接?5%降至65%時(shí)，油井流入動(dòng)態(tài)曲線發(fā)生明顯變化（見圖8），油井采油指數(shù)由33.2 m3/（MPa·d）降至12.2 m3/（MPa·d），僅為原來的0.37倍，油井產(chǎn)能大幅下降。

圖8 典型油井不同壓力水平下系統(tǒng)試井結(jié)果

4 不同地層壓力水平下注水開發(fā)技術(shù)對策

由上述分析可知，弱揮發(fā)性碳酸鹽巖油藏若進(jìn)行衰竭式開發(fā)，則原油極易脫氣造成地下流體相態(tài)發(fā)生變化，對原油的導(dǎo)流能力產(chǎn)生不利影響，且油藏地層壓力越低，原油脫氣越嚴(yán)重，油、氣導(dǎo)流能力相差越大，油井產(chǎn)能越低，進(jìn)而大幅降低油田的采收率，因而此類油藏應(yīng)采取保壓開發(fā)。為了研究注水時(shí)機(jī)和不同地層壓力水平下注水開發(fā)技術(shù)對策，利用數(shù)值模擬軟件組分模塊對原油相態(tài)進(jìn)行分析與實(shí)驗(yàn)結(jié)果擬合，建立流體相態(tài)模型，并在此基礎(chǔ)上進(jìn)行組分模型數(shù)值模擬研究。

4.1 相態(tài)與組分模型的建立

將典型原油樣品組分輸入到數(shù)值模擬軟件組分模塊中進(jìn)行分析與處理，并對高壓物性實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行擬合，建立相態(tài)模型。

利用相態(tài)模型PVT數(shù)據(jù)體，并根據(jù)流體滲流物理特征和儲(chǔ)集層發(fā)育狀況，在濱里海盆地東緣選取典型裂縫不發(fā)育與發(fā)育區(qū)域分別建立單重和雙重孔隙介質(zhì)組分模型進(jìn)行油藏?cái)?shù)值模擬研究[14-15]，兩種地質(zhì)模型網(wǎng)格數(shù)均為76×80×79=480 320，網(wǎng)格尺寸均為35 m× 35 m×2 m。

4.2 注水開發(fā)技術(shù)對策

對裂縫發(fā)育及不發(fā)育區(qū)均分別設(shè)計(jì)地層壓力水平分別為100%、85%、70%、60%、50%時(shí)開始注水。在一定注采井網(wǎng)條件下，若注水強(qiáng)度過低，則不能及時(shí)補(bǔ)充地層能量和控制地層壓力的下降趨勢，造成原油進(jìn)一步脫氣、原油導(dǎo)流能力繼續(xù)降低；若注水強(qiáng)度過大，則地層壓力恢復(fù)過高或過快，造成油井快速水淹、油井產(chǎn)能下降。因而需要對每個(gè)方案的注水技術(shù)對策分別進(jìn)行研究，論證裂縫發(fā)育及不發(fā)育區(qū)不同注水時(shí)機(jī)下合理注水強(qiáng)度與壓力恢復(fù)水平。

4.2.1 合理注采比

油田實(shí)施注水時(shí)間越晚，地層虧空越嚴(yán)重，生產(chǎn)油氣比越高。地層壓力水平由100%降至50%時(shí)，裂縫發(fā)育區(qū)生產(chǎn)油氣比由350 m3/t增加到3 700 m3/t，而裂縫不發(fā)育區(qū)生產(chǎn)油氣比則由350 m3/t增加到2 350 m3/t（見圖9）。

生產(chǎn)油氣比越高，析出氣體降低原油流動(dòng)能力的問題越突出，亟需補(bǔ)充地層能量和恢復(fù)地層壓力以降低氣相對油相滲流能力的影響，因而所需注采比越大。油田在地層壓力水平為100%時(shí)實(shí)施同步注水，注水應(yīng)達(dá)到注采平衡，即注采比為1；但地層壓力水平為50%時(shí)實(shí)施注水，裂縫發(fā)育與不發(fā)育區(qū)合理的注采比則分別上升至1.4和1.6（見圖10）。實(shí)施注水的地層壓力水平越低，合理注采比就越高，且相同地層壓力水平下裂縫發(fā)育區(qū)合理注采比低于裂縫不發(fā)育區(qū)。

圖9 不同地層壓力水平下開始注水生產(chǎn)油氣比變化

圖10 不同地層壓力水平下開始注水合理注采比

4.2.2 合理地層壓力恢復(fù)水平

油藏在一定注采比下生產(chǎn)，隨著地層壓力逐步恢復(fù)，氣相飽和度減小，析出氣體對原油流動(dòng)性的影響程度減弱，但水相飽和度逐漸增加，注入水對原油流動(dòng)性的影響程度加強(qiáng)。因而，為避免較長時(shí)間的高強(qiáng)度注水而造成暴性水淹，在壓力恢復(fù)一定程度后需降低注水強(qiáng)度，保持地層壓力穩(wěn)定生產(chǎn)。由圖11可見，油田在地層壓力水平為100%時(shí)注水，裂縫發(fā)育與不發(fā)育區(qū)應(yīng)保持原始地層壓力生產(chǎn)；而地層壓力水平為50%時(shí)實(shí)施注水，裂縫發(fā)育與不發(fā)育區(qū)合理壓力恢復(fù)水平則分別為60%和65%。實(shí)施注水的地層壓力水平越低，合理壓力恢復(fù)水平就越低，且相同地層壓力水平下裂縫發(fā)育區(qū)地層壓力合理恢復(fù)水平比裂縫不發(fā)育區(qū)低。

4.2.3 注水時(shí)機(jī)

通過計(jì)算得到裂縫發(fā)育及不發(fā)育區(qū)不同地層壓力水平下開始注水的采收率（見圖12）。在地層壓力水平為85%（泡點(diǎn)壓力）以上時(shí)實(shí)施注水開發(fā)，油田開發(fā)效果較好。隨著開始注水時(shí)地層壓力水平的降低，油田采收率明顯下降，裂縫發(fā)育和不發(fā)育區(qū)實(shí)施同步注水時(shí)的采收率分別可達(dá)34.6和32.9%；而地層壓力下降至50%時(shí)實(shí)施注水的采收率分別僅為18.2%和20.4%，采收率分別降低了16.4%和12.5%。油田實(shí)施注水越晚，采收率越低，且注水時(shí)機(jī)對裂縫發(fā)育儲(chǔ)集層影響更大。因而，開發(fā)弱揮發(fā)性碳酸鹽巖油田以實(shí)施早期溫和注水為宜。

圖11 不同地層壓力水平下開始注水合理壓力恢復(fù)水平

圖12 不同地層壓力水平下開始注水采收率對比

5 結(jié)論

針對濱里海盆地東緣鹽下石炭系油藏衰竭式開發(fā)生產(chǎn)油氣比快速上升、產(chǎn)油量急劇降低的特點(diǎn)，從原油相態(tài)和儲(chǔ)集層特征入手，依據(jù)原油高壓物性與巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果，分析不同裂縫發(fā)育程度儲(chǔ)集層原油相態(tài)變化規(guī)律及其對滲流特征和開發(fā)效果的影響，并研究油藏在不同地層壓力水平下實(shí)施注水的開發(fā)技術(shù)對策。

弱揮發(fā)性油藏原油具有易揮發(fā)、易收縮等特點(diǎn)，等溫降壓開采時(shí)，原油極易脫氣，揮發(fā)性降低而逐漸向普通黑油轉(zhuǎn)變，造成原油體積明顯收縮、黏度增加。隨著壓力的降低，油、氣流度比快速下降，油井產(chǎn)能明顯降低。裂縫發(fā)育區(qū)油氣比上升和產(chǎn)能下降的速度和幅度高于裂縫不發(fā)育區(qū)。

保持地層壓力開發(fā)是該類油藏開發(fā)的關(guān)鍵，開始注水的時(shí)間由地層壓力水平為100%降至50%時(shí)，裂縫發(fā)育和不發(fā)育區(qū)采收率分別降低16.4%和12.5%。在低壓力保持水平下需要恢復(fù)地層壓力，以實(shí)現(xiàn)更好的開發(fā)效果。地層壓力水平越低，合理注采比越高，合理壓力恢復(fù)水平越低。在相同地層壓力下實(shí)施注水，裂縫發(fā)育區(qū)比不發(fā)育區(qū)合理注采比和壓力恢復(fù)水平低。因而，為避免原油脫氣造成原油流動(dòng)性大幅降低和后期注水開發(fā)調(diào)整難度大的雙重問題，開發(fā)弱揮發(fā)性碳酸鹽巖油田應(yīng)當(dāng)實(shí)施早期溫和注水。

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（編輯 郭海莉）

Phase behavior characteristics and water-flooding development technical policy of weakly volatile oil in carbonate reservoirs

ZHAO Wenqi1,2,ZHAO Lun2,WANG Xiaodong1,WANG Shuqin2,SUN Meng2,WANG Chenggang2
(1.China University of Geosciences,Beijing 100083,China; 2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing 100083,China)

A fracture-pore carbonate reservoir in eastern Pre-Caspian basin was taken as an example to analyze the oil phase behavior change and seepage physical characteristics change of weakly volatile oil reservoirs with the decrease of formation pressure.Based on the analysis,the water-flooding development technique policy of the reservoir under different formation pressure was presented.Experiments show that the weakly volatile crude oil degasifies as the formation pressure decreases,with methane and intermediate hydrocarbons separated out successively,and the crude oil gradually transforms into ordinary black oil.With the separation of light hydrocarbons,the saturation of in-place oil drops rapidly,the viscosity increases,and the oil permeability reduces,leading to lower well productivity.Retention of formation pressure is a vital factor controlling the reservoir development effect.The lower the formation pressure,the lower the ultimate recovery.Given low formation pressure,water-flooding is required to recover the formation pressure.In water-flooding,the lower level the formation pressure is retained at,the lower the reasonable pressure to be recovered is,and the lower the ultimate recovery is.Compared with zones without fractures,the zone with fractures provides lower injection-production ratio when water-flooding is conducted under the same formation pressure,and its water-flooding time has more impact on oilfield recovery.Therefore,it is recommended to develop weakly volatile oil reservoir by early water-flooding in a moderate way.

carbonate reservoir; weakly volatile oil; phase behavior change; seepage characteristics; formation pressure; water-flooding time

國家科技重大專項(xiàng)（2016ZX05030002）；中國石油天然氣集團(tuán)公司重大專項(xiàng)（2011E-2506）

TE344

A

1000-0747(2016)02-0281-06

10.11698/PED.2016.02.15

趙文琪（1985-），男，山東菏澤人，現(xiàn)為中國地質(zhì)大學(xué)（北京）博士研究生，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院中亞俄羅斯研究所，郵政編碼：100083。E-mail:zhaowenqi@petrochina.com.cn

聯(lián)系作者：趙倫（1970-），男，重慶南川人，博士，中國石油勘探開發(fā)研究院高級工程師，主要從事海外油氣田開發(fā)研究工作。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院中亞俄羅斯研究所，郵政編碼：100083。E-mail:zhaolun@cnpcint.com

2015-07-31

2016-02-13