弱挥发性碳酸盐岩油藏原油相态特征及注水开发对策

赵文琪，赵伦，王晓冬，王淑琴，孙猛，王成刚

（1.中国地质大学（北京）；2.中国石油勘探开发研究院）

弱挥发性碳酸盐岩油藏原油相态特征及注水开发对策

赵文琪1,2，赵伦2，王晓冬1，王淑琴2，孙猛2，王成刚2

（1.中国地质大学（北京）；2.中国石油勘探开发研究院）

以滨里海盆地东缘裂缝-孔隙型碳酸盐岩油藏为例，分析了弱挥发性油藏在地层压力下降过程中的原油相态变化和渗流物理特征变化规律，并提出油藏在不同地层压力水平下注水开发技术对策。实验表明，随地层压力下降，弱挥发性原油脱气，甲烷和中间烃依次析出，原油逐渐转变为普通黑油。随着轻烃组分析出，地层原油饱和度迅速下降，原油黏度增大，油相渗透率迅速降低，从而降低油井产能。裂缝越发育，油井产能下降幅度越大。地层压力保持水平是影响油藏开发效果的主要因素，地层压力保持水平越低，油田最终采收率越低，在低压力保持水平下需要实施注水恢复地层压力。注水时地层压力保持水平越低，合理的压力恢复水平越低，采收率越低。与裂缝不发育区相比，相同地层压力保持水平下实施注水恢复地层压力，裂缝发育区的合理注采比要低，裂缝发育区注水时机对油田采收率的影响更大。因此开发碳酸盐岩弱挥发性油藏应采用早期温和注水开发方式。图12表1参15

碳酸盐岩油藏；弱挥发原油；相态变化；渗流特征；地层压力；注水时机

0 引言

滨里海盆地是世界重要的含油气盆地之一，目前已发现200多个油气田，探明原油可采储量40×108t，天然气5.1×108m3，90%以上储量来自盐下石炭系碳酸盐岩储集层，大多为凝析油气田和气田[1-3]，原油为不同程度的挥发性轻质油，随油田开发过程中地层压力的变化，地层原油的组分、渗流特征不断改变，从而影响油田开发效果，合理开发技术对策的制定对油藏最终采收率至关重要。本文以滨里海盆地东缘弱挥发性裂缝-孔隙型碳酸盐岩油藏为例，研究流体相态变化规律及其对不同裂缝发育程度碳酸盐岩储集层原油渗流特征的影响，在此基础上提出弱挥发性碳酸盐岩油藏合理开发技术对策。

1 滨里海盆地东缘油藏地质与生产特征

延别克—扎尔卡梅斯隆起带位于滨里海盆地东缘（见图1）。早石炭世至石炭纪末沉积了千米以上厚度的碳酸盐岩，盐下含油气层系分为KT-I和KT-II两套台地相储集层，岩性以灰岩和白云岩为主。受沉积、成岩和构造作用影响，储集空间及组合关系复杂，多为复杂双重介质碳酸盐岩油气藏[4-6]。基质平均渗透率为（13.1～138.0）×10-3μm2，而部分裂缝发育井段渗透率最高可达3 000×10-3μm2以上，裂缝的发育程度对储集层物性影响较大。

滨里海盆地东缘大部分油气田储集层埋藏深度为2 600～3 475 m（见表1），为正常压力系统，地层原油密度为0.615～0.713 g/cm3，黏度为0.16～0.57 mPa·s，原始油气比为201.7～284.0 m3/m3，体积系数为1.513～1.744，收缩率为34.2%～42.7%，地饱压差为3.3～10.0 MPa。原油总体表现为“三高二低一小”的特征，即油气比、体积系数及收缩率高，密度和黏度低，地饱压差小[7-10]。

图1 滨里海盆地构造区划分图

表1 滨里海盆地东缘油田典型流体特征

分析原油组分发现，滨里海盆地东缘油气田原油中间烃（C2—6）含量明显高于普通黑油，但接近或略高于典型挥发性原油，重组分含量介于普通黑油与典型挥发油之间[11]。在拟组分三角相图上（见图2），原油主要分布在典型挥发油与典型黑油的中间区域，属于弱挥发性原油。

图2 滨里海盆地东缘典型原油组分三角相图

弱挥发性油田进行衰竭式开发时，油井在开发初期产量和生产油气比较稳定；随着地层压力与井底流压的下降，地层原油脱气，油井生产油气比上升速度逐渐加大，而产油量迅速降低，油井开发效果变差（见图3）。

图3 滨里海盆地东缘典型油井生产动态

2 弱挥发性原油相态变化规律

为了研究弱挥发性原油相态变化规律，对滨里海盆地东缘典型原油样品利用PVT仪进行高压物性实验分析与计算。实验温度采用取样点地层温度61.4 ℃，实验压力采用36 MPa（取样点地层压力34.8 MPa），对样品进行恒质膨胀、单次脱气、多级脱气、定容衰竭实验以及多级压力下原油黏度的测定。

根据恒质膨胀实验确定原油泡点压力为30.1 MPa，地饱压差仅为4.7 MPa，地层压力下降极易造成原油脱气，在泡点压力以下对原油进行多级脱气实验，分析并计算各级压力下脱出气体各组分组成，并根据相平衡理论计算各级压力下脱气原油的组分组成[12]，可得到随着压力降低原油组分变化趋势。原油在脱气早期甲烷最易析出，原油中其含量明显降低，中间烃含量下降缓慢，重组分明显增加；脱气后期，中间烃析出量增加，含量下降加快；随着压力的降低，挥发性原油组分点逐渐进入黑油区（见图4）。在地层压力为34.8 MPa、23.0 MPa和18.5 MPa下分别进行地层原油取样，其原油组分变化趋势与实验结果基本一致。

图4 滨里海盆地东缘典型原油多级脱气实验与地层取样结果

对原油进行定容衰竭实验，分别测量不同压力下油相与气相的体积，可得到地层压力水平与油、气相饱和度关系（见图5）。原油脱气后，在地层压力水平降至45%以前，大量甲烷以较大比例从原油中析出，地层中液相体积基本呈线性减小，地层压力水平为45%时的原油体积为脱气前的82%，地下原油由于压力降低而发生严重收缩；随着压力的降低，析出气体量减少，地层液相体积减小速度稍微变缓；当地层压力水平降至20%左右时，虽然析出气体甲烷含量降低，但大量中间烃析出，再一次造成地层原油饱和度的迅速下降。弱挥发性原油组分组成决定了相态变化的特殊性和其易挥发、易收缩的特点，在进行衰竭式开发时，由于轻烃组分含量较高，地层原油极易脱气而体积发生明显收缩。

图5 不同地层压力水平下油气饱和度变化

3 相态变化对渗流物理特征的影响

3.1 碳酸盐岩油藏油气渗流特征

对滨里海盆地东缘裂缝发育及不发育区油、气相渗曲线进行统计（见图6），裂缝发育区气相相对渗透率随含气饱和度的增加较快上升，而油相相对渗透率下降较为迅速，且油气共渗范围较窄，表明气体在裂缝发育区更易气窜。

图6 裂缝发育及不发育区油气相渗曲线对比

3.2 相态变化对渗流特征的影响

将油、气相渗曲线归一化可分别得到裂缝发育与不发育区含气饱和度与油、气相渗的相关性，结合地层压力水平与含气饱和度相关性，可得到不同地层压力水平下裂缝发育与不发育区油、气相渗变化规律。同时，利用黏度计分别测量各级脱气压力下原油黏度，并根据气体的组分计算各级压力下脱出气体的黏度，可得到不同地层压力水平条件下油、气黏度变化规律，进而得到不同地层压力水平下裂缝发育与不发育区油、气流度比的变化曲线（见图7）。

由图7可见，若油藏进行衰竭式开发，当地层压力水平由85%（泡点压力）降至60%时，由于原油脱气，裂缝发育区与不发育区油相渗透率迅速降低、原油黏度增加，该时期油、气流度比下降幅度最大；当地层压力水平低于60%时，油、气流度比下降趋势变缓；由于组分的特殊性，在地层压力水平低于20%时，析出气体中间烃含量明显增加，原油加快收缩、黏度快速上升，油、气相对渗透率发生剧烈变化，油、气流度比再次出现迅速下降的现象。当地层压力水平由75%下降至65%时，裂缝发育与不发育区的原油相对渗透率分别由0.72和0.76下降至0.57和0.62，油、气流度比分别由0.29和1.08迅速下降至0.12和0.53，此时裂缝发育与不发育区气体导流能力分别是原油的8.3和1.9倍，原油渗流能力迅速降低，气体流动性明显提高，油井油气比上升、产油能力下降。若地层压力进一步降低，油井甚至出现类似于气井生产的情况，因而，油田不宜进行衰竭式开发。同时，原油脱气后裂缝发育区油、气流度比明显低于裂缝不发育区，说明原油脱气后裂缝的存在会进一步降低油井产能。

图7 不同地层压力水平下油气相渗与流度比变化

对裂缝发育区同一口油井在不同压力水平下进行系统试井测试发现[13]，当地层压力水平由75%降至65%时，油井流入动态曲线发生明显变化（见图8），油井采油指数由33.2 m3/（MPa·d）降至12.2 m3/（MPa·d），仅为原来的0.37倍，油井产能大幅下降。

图8 典型油井不同压力水平下系统试井结果

4 不同地层压力水平下注水开发技术对策

由上述分析可知，弱挥发性碳酸盐岩油藏若进行衰竭式开发，则原油极易脱气造成地下流体相态发生变化，对原油的导流能力产生不利影响，且油藏地层压力越低，原油脱气越严重，油、气导流能力相差越大，油井产能越低，进而大幅降低油田的采收率，因而此类油藏应采取保压开发。为了研究注水时机和不同地层压力水平下注水开发技术对策，利用数值模拟软件组分模块对原油相态进行分析与实验结果拟合，建立流体相态模型，并在此基础上进行组分模型数值模拟研究。

4.1 相态与组分模型的建立

将典型原油样品组分输入到数值模拟软件组分模块中进行分析与处理，并对高压物性实验结果进行拟合，建立相态模型。

利用相态模型PVT数据体，并根据流体渗流物理特征和储集层发育状况，在滨里海盆地东缘选取典型裂缝不发育与发育区域分别建立单重和双重孔隙介质组分模型进行油藏数值模拟研究[14-15]，两种地质模型网格数均为76×80×79=480 320，网格尺寸均为35 m× 35 m×2 m。

4.2 注水开发技术对策

对裂缝发育及不发育区均分别设计地层压力水平分别为100%、85%、70%、60%、50%时开始注水。在一定注采井网条件下，若注水强度过低，则不能及时补充地层能量和控制地层压力的下降趋势，造成原油进一步脱气、原油导流能力继续降低；若注水强度过大，则地层压力恢复过高或过快，造成油井快速水淹、油井产能下降。因而需要对每个方案的注水技术对策分别进行研究，论证裂缝发育及不发育区不同注水时机下合理注水强度与压力恢复水平。

4.2.1 合理注采比

油田实施注水时间越晚，地层亏空越严重，生产油气比越高。地层压力水平由100%降至50%时，裂缝发育区生产油气比由350 m3/t增加到3 700 m3/t，而裂缝不发育区生产油气比则由350 m3/t增加到2 350 m3/t（见图9）。

生产油气比越高，析出气体降低原油流动能力的问题越突出，亟需补充地层能量和恢复地层压力以降低气相对油相渗流能力的影响，因而所需注采比越大。油田在地层压力水平为100%时实施同步注水，注水应达到注采平衡，即注采比为1；但地层压力水平为50%时实施注水，裂缝发育与不发育区合理的注采比则分别上升至1.4和1.6（见图10）。实施注水的地层压力水平越低，合理注采比就越高，且相同地层压力水平下裂缝发育区合理注采比低于裂缝不发育区。

图9 不同地层压力水平下开始注水生产油气比变化

图10 不同地层压力水平下开始注水合理注采比

4.2.2 合理地层压力恢复水平

油藏在一定注采比下生产，随着地层压力逐步恢复，气相饱和度减小，析出气体对原油流动性的影响程度减弱，但水相饱和度逐渐增加，注入水对原油流动性的影响程度加强。因而，为避免较长时间的高强度注水而造成暴性水淹，在压力恢复一定程度后需降低注水强度，保持地层压力稳定生产。由图11可见，油田在地层压力水平为100%时注水，裂缝发育与不发育区应保持原始地层压力生产；而地层压力水平为50%时实施注水，裂缝发育与不发育区合理压力恢复水平则分别为60%和65%。实施注水的地层压力水平越低，合理压力恢复水平就越低，且相同地层压力水平下裂缝发育区地层压力合理恢复水平比裂缝不发育区低。

4.2.3 注水时机

通过计算得到裂缝发育及不发育区不同地层压力水平下开始注水的采收率（见图12）。在地层压力水平为85%（泡点压力）以上时实施注水开发，油田开发效果较好。随着开始注水时地层压力水平的降低，油田采收率明显下降，裂缝发育和不发育区实施同步注水时的采收率分别可达34.6和32.9%；而地层压力下降至50%时实施注水的采收率分别仅为18.2%和20.4%，采收率分别降低了16.4%和12.5%。油田实施注水越晚，采收率越低，且注水时机对裂缝发育储集层影响更大。因而，开发弱挥发性碳酸盐岩油田以实施早期温和注水为宜。

图11 不同地层压力水平下开始注水合理压力恢复水平

图12 不同地层压力水平下开始注水采收率对比

5 结论

针对滨里海盆地东缘盐下石炭系油藏衰竭式开发生产油气比快速上升、产油量急剧降低的特点，从原油相态和储集层特征入手，依据原油高压物性与岩心驱替实验结果，分析不同裂缝发育程度储集层原油相态变化规律及其对渗流特征和开发效果的影响，并研究油藏在不同地层压力水平下实施注水的开发技术对策。

弱挥发性油藏原油具有易挥发、易收缩等特点，等温降压开采时，原油极易脱气，挥发性降低而逐渐向普通黑油转变，造成原油体积明显收缩、黏度增加。随着压力的降低，油、气流度比快速下降，油井产能明显降低。裂缝发育区油气比上升和产能下降的速度和幅度高于裂缝不发育区。

保持地层压力开发是该类油藏开发的关键，开始注水的时间由地层压力水平为100%降至50%时，裂缝发育和不发育区采收率分别降低16.4%和12.5%。在低压力保持水平下需要恢复地层压力，以实现更好的开发效果。地层压力水平越低，合理注采比越高，合理压力恢复水平越低。在相同地层压力下实施注水，裂缝发育区比不发育区合理注采比和压力恢复水平低。因而，为避免原油脱气造成原油流动性大幅降低和后期注水开发调整难度大的双重问题，开发弱挥发性碳酸盐岩油田应当实施早期温和注水。

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（编辑 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

国家科技重大专项（2016ZX05030002）；中国石油天然气集团公司重大专项（2011E-2506）

TE344

A

1000-0747(2016)02-0281-06

10.11698/PED.2016.02.15

赵文琪（1985-），男，山东菏泽人，现为中国地质大学（北京）博士研究生，主要从事油气田开发方面的研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院中亚俄罗斯研究所，邮政编码：100083。E-mail:zhaowenqi@petrochina.com.cn

联系作者：赵伦（1970-），男，重庆南川人，博士，中国石油勘探开发研究院高级工程师，主要从事海外油气田开发研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院中亚俄罗斯研究所，邮政编码：100083。E-mail:zhaolun@cnpcint.com

2015-07-31

2016-02-13