高溫高壓凝析氣藏物質(zhì)平衡方程的建立——考慮氣藏氣相水蒸氣含量及巖石顆粒的彈性膨脹作用

劉志斌 劉道杰 田中敬

西南石油大學(xué)研究生部

高溫高壓凝析氣藏物質(zhì)平衡方程的建立
——考慮氣藏氣相水蒸氣含量及巖石顆粒的彈性膨脹作用

劉志斌 劉道杰 田中敬

西南石油大學(xué)研究生部

分析高溫高壓凝析氣藏開發(fā)動(dòng)態(tài)時(shí),必須考慮氣相中水蒸氣及巖石變形的影響。為此,在引入氣藏內(nèi)部烴類摩爾質(zhì)量平衡原理及廣義凝析氣藏物質(zhì)平衡原理的基礎(chǔ)上,考慮氣藏氣相水蒸氣含量及巖石顆粒的彈性膨脹作用,推導(dǎo)了氣相水蒸氣含量、天然水驅(qū)、注氣及帶油環(huán)條件下的高溫高壓凝析氣藏物質(zhì)平衡方程通式。實(shí)例證明,利用忽略氣相水蒸氣含量或巖石變形的凝析氣藏物質(zhì)平衡方程和容積法計(jì)算的高溫高壓凝析氣藏的儲(chǔ)量均偏大,其誤差大于5%,這說明新建立的考慮氣藏氣相水蒸氣含量及巖石顆粒的彈性膨脹作用的高溫高壓凝析氣藏物質(zhì)平衡方程是可靠和準(zhǔn)確的。

高溫 高壓 凝析油氣田 物質(zhì)平衡方程 儲(chǔ)量 水蒸氣 巖石 彈性膨脹

近幾年,國(guó)內(nèi)外陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了多個(gè)高溫高壓凝析氣藏,氣藏溫度均超過130℃,且多個(gè)氣藏還伴隨有高壓。在高溫高壓條件下,凝析氣藏中的液態(tài)水就很容易變成水蒸氣溶入氣相中,使得氣藏相態(tài)產(chǎn)生極其復(fù)雜的變化,凝析流體表現(xiàn)出大偏差系數(shù)和低界面張力的特性,甚至地層水發(fā)生“鹽析”現(xiàn)象,從而降低儲(chǔ)層滲透率[1-4]。凝析氣藏中巖石顆粒的彈性膨脹作用增加了儲(chǔ)層流體運(yùn)動(dòng)的動(dòng)力,但也降低了儲(chǔ)層的滲流能力,使得氣藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量預(yù)測(cè)十分復(fù)雜。若利用常規(guī)凝析氣藏物質(zhì)平衡方程[5-7]分析高溫高壓凝析氣藏的動(dòng)態(tài)勢(shì)必將產(chǎn)生較大偏差,因此必須建立考慮氣藏氣相水蒸氣含量及巖石顆粒彈性膨脹作用的高溫高壓凝析氣藏物質(zhì)平衡方程,以達(dá)到準(zhǔn)確計(jì)算氣藏儲(chǔ)量的目的。

1 物質(zhì)平衡方程的建立

假設(shè)高溫高壓凝析氣藏存在外部水體、內(nèi)部地層水和油環(huán),忽略氣體在多孔介質(zhì)中的吸附、氣體在地層水和油環(huán)中的溶解及氣藏外部水體巖石的彈性變形,高溫高壓凝析氣藏綜合驅(qū)動(dòng)物質(zhì)平衡圖如圖1所示。

根據(jù)氣藏內(nèi)部烴類摩爾質(zhì)量平衡原理得[8]:

圖1 高溫高壓凝析氣藏綜合驅(qū)動(dòng)物質(zhì)平衡圖

式中 nig為氣藏中烴類氣體的原始儲(chǔ)量,kmo l;nil為氣藏中油環(huán)的原始儲(chǔ)量,kmol;nwp為累積采出井流物量, kmol;nrg為氣藏剩余氣相量,kmol;nrl為氣藏剩余液相量(包括油環(huán)剩余油、氣體地下凝析油),kmol。

1.1 氣藏中烴類氣體的原始儲(chǔ)量

假設(shè)氣藏氣相由烴類和水蒸氣組成,氣相烴類體積為VHC(1-xwi),由真實(shí)氣體狀態(tài)方程得:

式中 pi為氣藏原始地層壓力,M Pa;VHC為氣藏氣相孔隙體積,m3;xwi為原始條件下氣相水蒸氣體積分?jǐn)?shù);T為氣藏溫度,K;R為通用氣體常數(shù);Zi為氣藏流體原始狀況下的偏差因子。

1.2 氣藏中油環(huán)的原始儲(chǔ)量

原始?xì)獠貎?chǔ)層流體包括氣相(Sgi)、氣藏內(nèi)部地層水(Swi)和油環(huán)(Soi),其總體積可表示為(1+m)VHC,則氣藏中油環(huán)的原始儲(chǔ)量(nil)為:

式中m為氣藏原始狀況下液體體積與氣相體積之比; Soi為氣藏原始狀態(tài)下液相中含油飽和度;ρoi為氣藏原始油環(huán)中油的密度,kg/m3;Moi為原始狀態(tài)下油環(huán)中油的分子量,kg/mol。

1.3 累積采出井流物量

累積采出井流物量(nwp)的計(jì)算式為:

式中 psc為標(biāo)準(zhǔn)狀況下壓力,M Pa;Gwp為累積采出井流物量,m3;Tsc為氣相在標(biāo)準(zhǔn)條件下的溫度,K;Zsc為氣相在標(biāo)準(zhǔn)條件下的偏差因子。

1.4 氣藏剩余氣相量

氣藏剩余氣相量(nrg)的計(jì)算式為:

式中p為氣藏目前壓力,M Pa;V′HC為目前情況下凝析油和氣相體積,m3;xw為氣相水蒸氣體積分?jǐn)?shù);Sg為氣相中烴類氣體飽和度;Zw為氣藏井流物瞬時(shí)偏差因子。

當(dāng)?shù)貙訅毫ο陆岛?原始?xì)獠責(zé)N類孔隙體積受到氣相水蒸氣、巖石骨架和氣藏內(nèi)部地層水的膨脹作用,氣藏外部水體水侵,注入流體體積及油環(huán)體積膨脹作用等共同影響,使得氣藏原始烴類體積(VHC)縮小為V′HC。即

式中ΔVwv為氣相中水蒸氣的膨脹量,m3;ΔVp為氣藏巖石骨架體積膨脹量,m3;ΔVw為氣藏內(nèi)部地層水膨脹量,m3;We-BwWp為氣藏外部水體凈水侵量,m3; ΔVo為油環(huán)體積膨脹量,m3;B2g為凝析油與氣的兩相體積系數(shù);Bo為目前氣藏壓力下油環(huán)體積系數(shù);Swi為氣藏原始狀態(tài)下含水飽和度;Cp為目前壓力下巖石壓縮系數(shù),Cp=Cpia(σi-p)-b,M Pa-1;Cpi為初始巖石壓縮系數(shù),M Pa-1;a、b為實(shí)驗(yàn)常數(shù);σi為巖石上覆應(yīng)力, σi=ρrH/101.325,M Pa;ρr為上覆巖石密度,g/cm3; H為氣藏中部深度,m;Cw為地層水壓縮系數(shù), M Pa-1;We為氣藏外部水體水侵量,m3;Wp為氣藏累積產(chǎn)水量,m3;Bw為地層水體積系數(shù);B為水侵系數(shù), B=2πhwφwCeθ/360,m3/M Pa;QD為氣藏邊界單位壓降無因次水侵量;tD為無因次生產(chǎn)時(shí)間,tD= 3.6 Kt/φwμwCe=λt;re為供水區(qū)等效半徑,m;rg為等效氣藏半徑,m;rD為無因次供水半徑,rD=re/rg; Δpe為氣藏邊界壓降,M Pa;hw為供水區(qū)厚度,m;φw為供水區(qū)孔隙度;Ce為供水區(qū)總壓縮系數(shù),地層水壓縮系數(shù)(Cw)與供水區(qū)平均孔隙度壓縮系數(shù)()之和,M Pa-1;θ為氣藏與供水區(qū)接觸角,(°);K為供水區(qū)滲透率,mD;μw為地層水的黏度,m Pa·s;t為生產(chǎn)時(shí)間,d;λ為系數(shù);Gip為累積注入干氣量,m3;Bgdr為注入干氣的體積系數(shù);Bgi為原始?xì)獠貕毫ο職怏w體積系數(shù);Vo為采出油環(huán)體積,m3。

全部代入式(6)中可得:

1.5 氣藏剩余液相量

氣藏剩余液相量(nrl)包括油環(huán)剩余油和氣體地下凝析油兩部分,其計(jì)算式為:

式中 Sco為 V′HC中凝析油飽和度,Sco=1-Sg;ρco為V′HC中凝析油密度,kg/m3;Mco為V′HC中凝析油的分子量,kg/mol。

將式(2)～(5)、式(8)代入式(1)便得:

上式即為考慮氣相水蒸氣含量、天然水驅(qū)、注氣及帶油環(huán)的高溫高壓凝析氣藏物質(zhì)平衡方程通式。將式(7)代入整理得:

其中

利用式(10)可求得高溫高壓凝析氣藏的氣相孔隙體積,故原始?xì)獠貧庀嘀袩N類體積為VHC(1-xwi)。

針對(duì)氣藏是否含有外部水侵、是否注氣、是否帶油環(huán)等情況,可以將式(6)和式(8)中對(duì)應(yīng)的相關(guān)項(xiàng)進(jìn)行取舍來計(jì)算高溫高壓凝析氣藏儲(chǔ)量[5-6]。

2 實(shí)例應(yīng)用

以某高溫高壓凝析氣藏為例,氣藏周圍存在邊水,采用衰竭式開發(fā)方式。氣藏中部深度為4 630 m,原始地層壓力為66.85 M Pa,原始?xì)獠販囟葹?52.7℃,原始地層凝析氣壓縮因子為1.204,原始條件下氣相水蒸氣體積分?jǐn)?shù)為0.038 4%,氣藏原始狀況下液體體積與烴類氣體體積之比為0.31,氣藏原始狀態(tài)下液相中含油飽和度為1.2%,原始?xì)獠赜铜h(huán)中油的密度為673 kg/m3,目前壓力下氣相水蒸氣體積分?jǐn)?shù)為0.032 4%,目前壓力下氣相飽和度為57%,原始?xì)獠貕毫ο職怏w體積系數(shù)為0.034 8,原始含水飽和度為11%,原始孔隙壓縮系數(shù) 24.893 9×10-4M Pa-1, Fertl W H覆壓實(shí)驗(yàn)常數(shù)a為8.266 02,Fertl W H覆壓實(shí)驗(yàn)常數(shù) b為0.914 02,上覆巖石密度為2.3 g/ cm3,氣藏與供水區(qū)接觸夾角為230°,供水區(qū)平均孔隙度為0.124,供水區(qū)平均滲透率為44.2 mD,地層水黏度為0.335 2 m Pa·s,氣藏面積為68.2 km2,供水區(qū)面積為102.8 km2,供水區(qū)厚度為9.4 m,目前壓力下采出油環(huán)體積為468×104m3,累積采出井流物量2.587×108m3,氣藏目前壓力為42.7 M Pa。

利用式(10)計(jì)算氣藏氣相孔隙體積為11.072× 108m3,原始?xì)獠貧庀嘀袩N類體積為11.067 75×108m3,原始條件下油環(huán)的體積為1 727×104m3,凝析油可采儲(chǔ)量為53.83×104m3。利用忽略氣相中含有水蒸氣的凝析氣藏物質(zhì)平衡方程[5]計(jì)算該氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量為11.659×108m3,比筆者方法的計(jì)算結(jié)果偏大5.34%,其原因?yàn)闅庀嘀兴魵獾拇嬖谑沟脷庀嗥钜蜃幼冃　庀嗄栿w積變小,由此認(rèn)為利用忽略水蒸氣存在的凝析氣藏物質(zhì)平衡方程計(jì)算凝析氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量結(jié)果會(huì)偏大;利用忽略氣相中水蒸氣和巖石變形的凝析氣藏物質(zhì)平衡方程[6]計(jì)算該氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量為11.960×108m3,比筆者方法的計(jì)算結(jié)果偏大8.06%,由此認(rèn)為利用忽略氣相中水蒸氣和巖石壓縮性的凝析氣藏物質(zhì)平衡方程計(jì)算凝析氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量其結(jié)果也會(huì)偏大。容積法主要用于計(jì)算氣藏靜止?fàn)顟B(tài)時(shí)的地質(zhì)儲(chǔ)量,未考慮氣藏動(dòng)態(tài)特征,計(jì)算的結(jié)果為12.738×108m3,比筆者方法的計(jì)算結(jié)果偏大15.09%。

3 結(jié)論

1)在氣藏內(nèi)部烴類摩爾質(zhì)量平衡原理及廣義凝析氣藏物質(zhì)平衡原理的基礎(chǔ)上,推導(dǎo)了考慮氣藏氣相水蒸氣含量及巖石顆粒彈性膨脹作用的高溫高壓凝析氣藏物質(zhì)平衡方程。

2)利用忽略氣相中水蒸氣或巖石變形的凝析氣藏物質(zhì)平衡方程計(jì)算氣藏地質(zhì)儲(chǔ)量結(jié)果都偏大,其原因主要是高溫高壓凝析氣藏氣相中飽含大量水蒸氣,使得氣相偏差因子變大、摩爾體積變小。

3)實(shí)例證明,利用忽略氣相水蒸氣含量或巖石變形的凝析氣藏物質(zhì)平衡方程和容積法計(jì)算的某高溫高壓凝析氣藏儲(chǔ)量較筆者計(jì)算的結(jié)果分別偏大5.34%、8.06%、15.09%。論證了此方法的可靠性、實(shí)用性。

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Establishment of material balance equation of HPHT gas condensate reservoirs:Taking into account the water vapor content of gas phase and the elastic expansion of rock particles

Liu Zhibin,Liu Daojie,Tian Zhongjing
(Graduate School of Southw est Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 31,ISSUE 7,pp.37-39,7/25/2011.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

The effect of water vapor and rock defo rmation in gas phasemust be considered in the analysis of the p roduction behavior of high temperature and high p ressure gas condensate reservoirs.Fo r this purpose,based on the hydrocarbon molar mass balance p rincip le and the generalized material balance p rincip le,and w ith the contentof water vapor and elastic expansion of rock particles in gas reservoirs taken into account,a general formula of material balance equation for HTHP gas condensate reservoirswas developed at the conditionsof water vapor contentof gasphase,water flooding,gas injecting,and oil rimming.A case study show s that,if the water vapo r content of gas phase and rock defo rmation is neglected,thematerial balance equation and volumetric method are used to calculate the reserves of HPHT gas condensate reservoirs w ith an erro r bigger than 5%,and the calculated reserves are relatively bigger than the actual.This indicates that the new ly developed material balance equation is reliable and accurate in the calculation of reserves of H THP gas condensate reservoirs w hen the water vapo r content of gas phase and the elastic expansions of rock particles are considered.

high temperature,high p ressure,gas condensate,material balance equation,reserve,water vapor,rock,elastic expansion

劉志斌等.高溫高壓凝析氣藏物質(zhì)平衡方程的建立——考慮氣藏氣相水蒸氣含量及巖石顆粒的彈性膨脹作用.天然氣工業(yè),2011,31(7):37-39.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.07.009

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(編號(hào):50874094)和高等學(xué)校博士學(xué)科點(diǎn)專項(xiàng)科研基金(編號(hào):20095121110003)。

劉志斌,1962年生,教授,博士;從事油氣藏開發(fā)動(dòng)態(tài)模擬與優(yōu)化控制研究工作。地址:(610500)四川省成都市新都區(qū)新都大道8號(hào)。電話:(028)83032760。E-mail:liuzhibinswpi@vip.sina.com

(修改回稿日期 2011-04-30 編輯 韓曉渝)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2011.07.009

L iu Zhibin,p rofessor,bo rn in 1962,ismainly engaged in oil and gas reservoir development simulation and op timization.

Add:No.8,Xindu Avenue,Xindu District,Chengdu,Sichuan 610500,P.R.China

Tel:+86-28-8303 2760 E-mail:liuzhibinswpi@vip.sina.com