塔河油田AT1区块凝析气藏底水能量评价

高大鹏,刘德华 (长江大学石油工程学院，湖北 荆州 434023)

劳胜华 (中石油西北石油分公司工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830000)

孙 敬 (长江大学石油工程学院，湖北 荆州 434023)

塔河油田AT1区块凝析气藏底水能量评价

高大鹏,刘德华 (长江大学石油工程学院，湖北 荆州 434023)

劳胜华 (中石油西北石油分公司工程技术研究院，新疆 乌鲁木齐 830000)

孙 敬 (长江大学石油工程学院，湖北 荆州 434023)

目前塔河油田AT1区块凝析气藏大量气井见水严重，需要选择合理的排水采气工艺以保障气藏有效开发，而掌握该气藏底水能量是正确选择排水采气工艺的基础。为此对地层、天然气物性组合参数和地层压差进行线性回归求得水体倍数，利用物质平衡方程计算该气藏投产以来每年的水侵量、水侵系数以及底水驱动指数，并结合该气藏生产指示曲线及地质特点，研究该凝析气藏底水能量。结果表明，该气藏底水体积约为气藏体积的4.87倍，且为底水驱动气藏，总体判定该气藏底水比较活跃且能量较大。

能量评价；水体大小；物质平衡；凝析气藏

塔河油田AT1区块三叠系中油组属于底水中高渗砂岩断背斜型凝析气藏，地层初始压力为46.13MPa，露点压力38.85MPa，地层平均温度99.2℃，原始地层压力系数1.11，该凝析气藏温压系统正常，中油组气层段和水层段渗透率变异系数分别为1.02和1.88，属于超强非均质性[1]。由于渗透性的差异，底水易沿高渗段锥进。该气藏于2005年投产，从2007年底开始底水明显侵入气藏，目前部分生产井由于水气比过高而时常停产，有的甚至严重水淹后关井，产气、产油量很低，因而需采用合理的排水采气工艺。为此，笔者对AT1区块凝析气藏水体能量展开综合评价。

1 气藏水体大小估测

AT1区块凝析气藏含气面积约12.6km2，厚约15.5m，水层厚约24.4m，储集层分布范围有限，气藏的底部水体不大，据此可假定气藏开采过程所引起的地层压降很快传播到整个底部水体[2]。此时，底部水体对气藏的累计水侵量可视为与时间无关，并表示为[3]：

We=Vw(Cw+Cf)ΔP

(1)

式中，We为累计水侵量，108m3；Vw为水体体积，108m3；Cw为地层水压缩系数，1/MPa；Cf为岩石压缩系数，1/MPa；ΔP为地层压差，MPa。

水体体积大小通常引入水体倍数来表示，它是水体与含气区的孔隙体积(包括自由气与束缚水2部分)之比，可用如下公式表示[4]：

Vw=nGBgi/(1-Swi)

(2)

式中，n为水体倍数；G为地层原始储量，108m3；Bgi为原始凝析气体积系数；Swi为初始含水饱和度。

将式(2)代入式(1)得：

We=nGBgi[(Cw+Cf)/(1-Swi)]ΔP

(3)

由于该凝析气藏地层未出现明显反凝析现象，且地层温压系统正常，与自由气的弹性能量相比，含气区的地层束缚水和岩石弹性膨胀作用可忽略不计，物质平衡方程可简化为[5-6]：

GBgi=(G-Gp)Bg+(We-WpBw)

(4)

式中，Bg为凝析气体积系数；Gp为折算后累计产气量，108m3；Wp为累积采水量，108m3；Bw为地层水体积系数。

式(4)两边同除以GBgi可得：

1=(Bg/Bgi)[(1-(Gp/G)]+(We-WpBw)/GBgi

(5)

由气体状态方程可得：

Bgi=ZiTPsc/(TscPi)

(6)

Bg=ZTPsc/(TscP)

(7)

式中，Zi、Z分别为原始地层条件下、目前地层条件下天然气偏差系数；T为地层温度，K；Psc为标准大气压，0.101MPa；Tsc为标准状况下的温度，K；Pi、P分别为油藏原始地层压力和目前油藏地层压力，MPa。

计算凝析气产量时，需引入油气折算当量将凝析油产量折算为凝析气产量，从而得到总的凝析气产量[7]。将式(3)、(6)、(7)代入式(5)可得:

(8)

(9)

A=mΔP

(10)

对组合参数A与地层压差ΔP进行线性回归(见图1)，得到如下线性关系表达式：

A=0.0766ΔP

(11)

由式(11)的斜率可得：

(12)

由式(12)可得：

(13)

因此，该气藏的水体倍数为4.87。

2 气藏水体能量分析

2.1水侵系数及底水驱动指数计算

采用物质平衡法计算累计水侵量，将式(4)变化如下：

We=GBgi+WpBw-(G-Gp)Bg

(14)

水侵系数的大小表示底水的活跃程度，计算公式如下[2]:

式中，T为水侵系数，m3/(mon·MPa)；Δt为投产时间，mon。

底水驱动指数为气藏开采过程中底水驱动能量占总驱动能量的百分数，其数值越大，底水驱动能量与其他驱动能量相比越大，对气藏生产影响越明显，计算公式如下[2]：

(16)

式中，DIe为底水驱动指数。

利用式(14)、(15)、(16)计算塔河油田AT1区块凝析气藏累计水侵量、水侵系数以及底水驱动指数，计算结果如表1所示。

从表1可以看出，塔河油田AT1区块凝析气藏水侵系数于2007年底达到最大值22.49×104m3/(mon·MPa)，此时累计水侵量为77.11×104m3；至2010年底累计水侵量达到168.48×104m3，而水侵系数依然可以维持在18.91×104m3/(mon·MPa)，此时气藏地层压力与初始地层压力之差达到2.93MPa，可见该气藏底水水侵速度较快，投产以来累计水侵量很大，并且从2010年开始底水驱动指数大于80%，综合表明该气藏为底水驱气藏，底水对于气藏的正常开发有很大影响。

2.2生产指示曲线

表1 塔河油田AT1区块凝析气藏累计水侵量、水侵系数计算结果统计表

计算该气藏拟压力及累计折算凝析气产量，绘制该气藏生产指示曲线(见图2)。水驱气藏的生产指示曲线随水体活跃程度的不同而有所不同。水体活跃程度越高，曲线偏离直线的时间越早；反之，偏离时间越晚。从图2可以看到，AT1区块凝析气藏生产指示曲线明显偏离直线段时，累计产气量约为2.5×108m3，采出程度约为5.5%(<10%)，且曲线后半段有明显上翘，这是由于较大的水侵量及水侵速度开始制约气藏的正常生产，另外结合该气藏与底水连通性好、地层渗透率高及非均质性明显等地质特点，综合判定该凝析气藏底水比较活跃且能量较大。根据对该气藏水体能量的分析可针对高产水气井进行问题诊断，并且可以结合边底水活跃情况和水侵量的计算确定排液强度，进而选择合适的排水采气工艺，对于该凝析气藏的有效开发有重要意义。

图1 组合参数A与压差ΔP之间的关系曲线 图2 AT1区块凝析气藏生产指示曲线

3 结 论

1)组合参数A和生产压差ΔP之间存在很好的线性关系，根据其关系式斜率计算塔河油田AT1区块凝析气藏水体倍数为4.87，对于气藏而言，该水体倍数较大。

2)从2007年底开始，底水明显侵入该凝析气藏，水侵系数较大，水侵量不断增加，水体的存在对于气藏开采影响较大。且2010年后底水驱动指数很高，底水能量相对较大，属于底水驱凝析气藏。

3)该气藏生产指示曲线明显偏离直线段较早，当时采出程度仅约为5.5%，且曲线后半段有明显上翘，结合该凝析气藏地质及岩石物性特点综合判断底水比较活跃，能量较大。

[1]李传亮.油藏工程原理[M].北京：石油工业出版社，2005.

[2]刘德华，刘志森.油藏工程基础[M].北京：石油工业出版社，2004.

[3]李传亮，姚淑影，李冬梅.油藏工程该用哪个岩石压缩系数[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2010，32(2)：182-184.

[4]丁良成.气藏有限封闭水体能量的评价方法[J].新疆石油地质，2006，27(5)：33-35.

[5]王星,黄金华,尹琅，等.考虑水侵和补给的气藏物质平衡方程的建立及应用[J].天然气工业，2010，30(9)：32-34.

[6]肖香姣，姜汉桥，王洪峰，等.牙哈23凝析气田有效水体及驱动能量评价[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2008，30(5)：111-114.

[7]生如岩，李相方.开采速率与水体规模对水驱砂岩气藏动态的影响[J].石油勘探与开发，2005，32(2)：94-96.

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.08.031

TE372

A

1673-1409(2012)08-N094-03

2012-04-25

高大鹏(1989-)，男，2011年大学毕业，硕士生，现主要从事凝析气藏开发方面的研究工作。

[编辑] 李启栋