花3 近临界态挥发性油藏衰竭开发动态特征及剩余开发潜力分析

李良峰

（中国石油大港油田滩海开发公司，天津 300280）

花3 区块位于福山凹陷花场构造的西北部，是受三条断层加持的扁鼻状构造，油藏类型为近临界态挥发油藏[1]。具有弱边底水；含油层位为流沙港组的流三段，油层顶部埋藏深度2 950 m；含油气面积1.7 km2，探明地质储量轻质挥发油89×104t，天然气13.7×108m3。是一个小而肥的高品质的油气藏；原始地层压力为36.37 MPa，地层温度130.5 ℃。花3 区块流三段顶界构造井位图（见图1）。

图1 花3 区块流三段顶界构造图Fig.1 Top structural map for Liu 3 member of Hua 3 block

花3 区块2001 年采用衰竭方式投入开发，区块内共有完钻井12 口，除花3-13X 井在流三段试油低产和3-14X 未投产外，其余10 口井全部投入生产，均为自喷开采。到2014 年3 月，花3 区块累计产油16.85×104t，累计产气2.7×108m3，挥发油采出程度17.5 %，溶解气的采出程度34.2 %。

目前花3 区块已进入开发的中后期，地层压力和产量均已下降到较低程度，目前压力水平为38 %，日产油13.7 t，气4.5×104m3。为了进一步认识花3 区块近临界态挥发油藏衰竭开采过程生产动态变化规律，进而明确开发后期提高油藏采收率主体技术，本文综合运用地层流体相态特征、生产指示曲线特征、生产井携液能力、动态储量计算、剩余开发潜力等多种油藏工程动态分析方法[2～7]，开展花3 区块开发动态特征及剩余开发潜力分析，目的是对后续提高采收率注气主体技术的筛选提供技术支持。

1 油藏流体特征

花3 区块地层流体具有近临界态挥发性油藏流体的性质和相态特征，这是影响其开发生产动态的主要因素之一。

花3 区块地面油的性质为：地面油密度为0.792 4 g/cm3，粘度为1.22 mPa·s，凝固点为1 ℃，含硫为0.06%，含蜡量为3.48%，胶质沥青含量为6.25%，初馏点64 ℃，油品性质优良，属典型的挥发性轻质油。

地层油性质更显出挥发性油的特征。据花3 井两个高压物性资料统计，地层油密度0.251 1 g/cm3～0.443 1 g/cm3，平均为0.35 g/cm3；粘度0.218 2 mPa·s～0.244 0 mPa·s，平均为0.23 mPa·s；体积系数3.202～3.741，平均为3.47；饱和压力24.83 MPa～25.95 MPa；原始气油比521 m3/m3～754 m3/m3，平均为637 m3/m3，具有典型的挥发性油的性质。

花3 区块花3 井高压物性取样后得到的原始地层流体P-T 相图（见图2）。由图2 中压降开采线的位置可以看出，压降开采线非常靠近临界点C，具有典型的近临界挥发油相态特征[8]。

图2 花3 区块花3 井原始地层流体P-T 相图Fig.2 P-T diagram for original fluid in Hua 3 well of Hua 3 block

2 花3 区块生产动态特征分析

2.1 区块目前产状

花3 区块初期投产井10 口，日产油329 t，日产气20×104m3，日产水11.5 m3；目前开井9 口，受压力下降和生产井携液能力的影响，其中正常生产井仅有花3-2、3-3、3-8 三口井，其余为间歇生产井，日产油13.7 t，气4.5×104m3，水3.8 m3；该区块原始地层压力36.3 MPa，2013 年12 月花3 井测得的地层压力为13.12 MPa，地层总压降为23.2 MPa，保持水平36 %。花3 井投产初期生产气油比419 m3/t，受压降脱气影响，目前区块生产气油比3 284 m3/t，较投产初期气油比大幅度上升。花3 区块生产状况汇总（见表1）。花3 区块地层平均压力计算结果（见图3）。

2.2 区块生产动态指示曲线变化特征

花3 区块月平均日产气、日产油、日产水曲线的变化特征（见图4）。由图4 可以看出，花3 区块在衰竭开发过程中，开始由于不同时期新井的增加，产油量和产气量呈阶段的增加，但每个阶段总体趋势是在不投产新井的情况下产油量和产气量均呈下降趋势。说明花3 区块主要依靠地层挥发性油藏地层油和溶解气的弹性能量开采，而地层油和溶解气的弹性能量有限。

表1 花3 区块生产状况汇总表Tab.1 Summary for production status of Hua 3 block

图3 花3 区块地层平均压力计算结果Fig.3 Calculated average reservoir pressure of Hua 3 block

图4 花3 区块月平均日产气、日产油、日产水对比曲线Fig.4 Contrast curves between daily gas, oil and water production by month

花3 区块开采过程气油比、水气比、含水率曲线的变化特征（见图5）。由图5 中气油比曲线变化特征可以看出，在有新井投产后的每个阶段，气油比都会有所上升，并逐渐加快。表明当地层压力和井底流压降低到饱和压力以下之后，受挥发性流体特征影响，地层油产生严重脱气现象，脱出的大量气体占据了主要渗流通道，影响了地层油的渗流，脱出气仅能携带出部分地层油，从而导致气油比快速上升，而油产量急剧下降。从区块开关井数可以看出（见表1），部分井已有间歇关井现象出现，说明花3 区块部分井溶解气驱能量消耗严重，压力保持水平已低于生产井的连续携液能力。

图5 中水气比曲线变化特征显示，花3 区块凝析气藏可能存在较弱的边水。受储层非均质较强，边水易于向近水边界气井突进，初期花3-12X 井、目前花3-5和花3-8X 井已见边水突破，气井产水加大。边水突进对油、气的渗流通道起到封堵的作用，导致见水井的产能下降，生产水气比上升。

图5 花3 区块气油比、水气比、含水率对比曲线Fig.5 Contrast curves between gas-oil ratio，water-gas ratio and water-cut

花3 区块开采过程累计产气、累计产油、累计产水对比曲线变化特征（见图6）。由图6 中累积采油和累积采气曲线可以看出，开发初期由于地层油尚未明显脱气，此时油、气的采出程度基本保持同步增加；当地层压力衰竭到饱和压力以下之后，受挥发油显著脱气、地层油体积显著收缩的影响，天然气的渗流能力开始大于地层油的渗流能力，天然气采出程度的增加速度开始大于挥发油采出程度的增速。从而出现挥发油采出程度为17.5 %时溶解气的采出程度已达到34.2 %，高出油的一倍。

2.3 气井携液能力分析

利用李闽等人提出的携液产量计算公式对花3 区块气井携液能力进行了计算[9]。当日产气量低于携液产量，气井就处于积液状态。计算显示除花3-2 井外，其余井都不同程度积液。花3-2 井和花3-5 井的油、气水产量与临界携液产量变化曲线（见图7，图8）。花3-2井目前尚能有效携液，花3-5 井已不能携液处于停躺状态。

图6 花3 区块累计产气、累计产油、累计产水对比曲线Fig.6 Contrast curves between accumulated gas，oil and water production rate

图7 花3-2 井油、气水产量与临界携液产量变化曲线Fig.7 Well Hua 3-2 oil，gas，water production rate and critical liquid-carrying rate curves by time

图8 花3-5 井油、气水产量与临界携液产量变化曲线Fig.8 Well Hua 3-5 oil，gas，water production rate and critical liquid-carrying rate curves by time

花3 区块8 口气井中部分气井有积液现象存在而不能自喷，导致关井或间歇式开井生产，为此对这些井停产前的生产状态和目前仍在继续生产的气井进行分析，进一步得到各气井动能因子（见表2）。从计算结果可以看出，花3 区块气井的携液临界动能因子大致在2.0，该气藏中目前仅有花3-11X 井、花3-2 井还能正常生产，但动能因子都已接近自喷下限值，因此花3 区块应尽快采取提升地层压力的增采措施，以防止现有生产井进入停躺状态。

表2 停产前动能因子或正常生产井目前动能因子Tab.2 Kinetic energy factors of halted wells before shut-in or producing wells at present

2.4 开采中后期采出井流物流体类型的转变

开发初期花3 区块动态曲线显示其气油比小于600 m3/m3，开发初期花3 井PVT 相态分析P-T 相图呈现近临界挥发油特征（见图2）；但随着开发过程的进行，很快花3 区块采出井流物气油比就上升至770 m3/m3～1 000 m3/m3，到目前已上升至2 500 m3/m3～3 000 m3/m3。这表明随着开发过程的进行，地层可流动流体已转变为近临界凝析气状态并进一步向较高气油比的富含凝析油的凝析气流体。这意味着地层流体在不断发生相态转变，开始是富含凝析油的溶解气从挥发油中析出形成游离态凝析气，但随着开发过程地层压力持续下降，游离态凝析气又会产生反凝析现象而使从油中逸出的气态液烃又转变为液态烃，此时地层中即存在溶解气从地层油中逸出又存在游离气中反凝析液的析出。开发中期采出井流物气油比上升到774 m3/m3开发阶段花3-2 井凝析油气体系相图（见图9），此时地层可流动油气流体相态特征已转变为近临界凝析气体系[10，11]。

图9 花3-2 井凝析油气体系相图Fig.9 P-T diagram for condensate oil and gas system of well Hua 3-2

3 气藏开发潜力分析

3.1 气藏油气产量预测

运用俞启泰提出的一个油气产量增长模型，结合花3 区块各气井生产动态数据，对区块各采油气井的开采趋势进行预测[11]。利用该方法结合花3 区块生产资料，可建立花3 区块产量计算公式。其中：

产气量预测公式为：

凝析油产量预测公式为：

式中：Qg－气藏年产天然气量，104m3/a；Qo－气藏月产凝析油量，m3/a；Gp－气藏天然气累计产量，104m3；Np－气藏凝析油累计产量，m3；t－生产时间，a。

利用预测公式对花3 区块油气产量进行了预测，结果（见图10 和图11）。由图可知：花3 区块目前油气产量均呈快速下降趋势，按此趋势，截至2015 年，气藏天然气年产量下降到391.42×104m3/a，凝析油年产量下降到1 211.41 t/a。

3.2 花3 区块生产井动态储量预测

图10 花3 气藏天然气产量预测分析曲线 Fig.10 Prediction curve for gas production rate of Hua 3 reservoir

（1）井底流压、地层压力是计算动储量时必要参数。因此，有必要对井底流压、地层压力进行预测计算（见图3）。结果显示，截止2012 年9 月底，气田地层压力已有较大幅度降低，花3-2 井和花3-6 井目前地层压力为15.2 MPa 和19 MPa，井底流压分别为9.7 MPa 和10.2 MPa，地层压力较投产初期降幅为56.82 %、38.51 %，井底流压较投产初期降幅已达到72.13 %、51.43 %。

（2）由于花3 区块衰竭开采过程地层可流动油气流体很快就转变为近临界凝析气状态并进一步转变为富含凝析油的凝析气。因此采用斯蒂函数法、流动物质平衡法、油藏影响函数法三种常用的不关井方法[7]，计算了花3 气田单井溶解气（凝析气）的动储量，计算结果（见表3）。

表3 花3 区块单井动储量计算结果表（108m3）Tab.3 Calculated dynamic reserves for single well in Hua 3 reservoir

图11 花3 气藏凝析油产量预测分析曲线Fig.11 Prediction curve for condensate oil production rate of Hua 3 reservoir

从三种方法计算结果来看，单井溶解气（凝析气）动储量计算结果差异较大，总体上花3 块各井的动态储量在0.4×108m3～2×108m3。参照目前溶解气采出程度，认为流动物质平衡法、油藏影响函数法计算结果较为可靠。取两种计算方法预测的累计平均动储量为基础，预测衰竭开采溶解气最终采出程度为58.8 %。参照前面图6 给出的花3 区块累计产气、累计产油、累计产水对比曲线，溶解气的采出程度会高出油的一倍，由此预测衰竭开采挥发油的最终采出程度约为29.4 %。

（3）剩余开发潜力分析：由上述分析可知，花3 区块衰竭开采过程地层油和溶解气的剩余储量还相当可观，尚具有较大的剩余开发潜力。显然，利用花3 区块目前地层可流动油气流体已转变为凝析气体系的特征，开发后期采用关井注气恢复地层压力使生产井恢复到自喷状态后再进行循环注气保持一定压力开发的提高采收率二次开发技术，是可行的技术对策。已知福山凹陷距花3 区块不远的花21 区块具有近17.3×108m3的富CO2天然气[13]，可将该区块产出的富CO2天然气作为花3 区块循环注气提高采收率的气源[14，15]。

4 结论

（1）生产动态特征显示，在区块投产后的每个开发阶段，当地层压力和井底流压降低到饱和压力以下之后，受挥发性流体特征影响，地层油产生严重脱气现象，脱出气仅能携带出部分地层油，从而导致气油比快速上升，而油产量急剧下降。

（2）花3 区块开发初期由于地层油尚未明显脱气，此时油、气的采出程度基本保持同步增加；当地层压力衰竭到饱和压力以下之后，受挥发油显著脱气、地层油体积显著收缩的影响，天然气采出程度增加速度逐渐大于凝析油采出程度的增速。从而出现溶解气的采出程度高出凝析油一倍的现象。

（3）花3 区块开发初期呈现为近临界挥发油流体开发特征，但随着开发过程的进行，地层可流动流体会转变为近临界凝析气状态再进一步转变为富含凝析油的凝析气流体状态。但随着开发过程地层压力持续下降，地层流体不断发生相态转变，出现富含凝析油的溶解气从挥发油中析出形成游离态凝析气状态和游离态凝析气又会产生反凝析现象而使从油中逸出的气态液烃又转变为液态烃共存的现象。

（4）花3 区块已进入开发中后期，多数生产井已处于间歇生产状态或停躺状态。花3 区块开发动态特征显示，开采过程地层流体具有从挥发油转变为凝析气的开采特征，地层中尚有70 %的凝析油未被采出，尚具有较大的剩余开发潜力，为开发后期采用循环注气保持一定压力开发的提高采收率技术对策提供了技术支持。

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