不饱和油藏存在气顶的可能性探讨

李卓林

(中海油研究总院，北京 100027)



不饱和油藏存在气顶的可能性探讨

李卓林

(中海油研究总院，北京 100027)

通过油藏流体物性实验及带气顶稠油油藏特征研究，明确了M油田的流体性质及油藏特征，从而建立稠油氧化带模式，确定该油藏为带气顶、底水的不饱和特稠油油藏。研究结果表明，在长期油水气相互作用的过程中，油藏边缘形成了类似壳体的氧化带，其中胶质、沥青质含量高，并具有封隔作用，使原油氧化产生的伴生气难以回溶到地层原油中，在一定的储盖条件下形成气顶。该研究成果打破常规流体分析的思路，明确了油藏流体特征，可为油藏开发策略提供重要的参考。

特稠油；氧化带；饱和压力；气油比；油藏特征；辽东湾地区

0 引 言

渤海某油田(下称M油田)是典型的特稠油油藏，勘探评价过程未取得合格的地下含气原油样品，故对原油性质认识不清。

通过对国内外诸多类似稠油油藏的深入研究，结合M油田具有底水的特点，最终确定M油田的油藏类型为带气顶、底水的特稠油油藏。在原油稠化成藏过程中，逐渐形成具有封隔作用的壳状氧化带，从而阻断了气顶中天然气向原油的回溶。这一观点深入了对M油田地层原油性质的认识，同时为油田的开发决策提供了重要参考。

1 M油田流体取样概况

M油田位于辽东湾地区辽西低凸起南端东斜坡带，油藏埋深为1 200 m，地层温度为49.5 ℃，地层压力为11.4 MPa，在区域中属于正常温压系统，目标储层为馆陶组。

1993至2013年，完钻3口探井兼评价井，落实了含油构造，分别进行了天然气、原油的流体取样。通过对取样过程记录及化验结果分析，最终确定该油田脱气油和天然气性质(表1、2)。M油田原油黏度大，第1、2口井测试时没有持续稳定的冷采产能，直到第3口井测试过程注入热流体才取得比较充足的流体样品，同时进行了原油黏温曲线测试、特殊岩心实验等研究。

表1 M油田脱气原油分析数据

表2 M油田天然气分析数据

由表1可知，原油属特稠油范围。其中，含硫量与含蜡量均较低[1]，但胶质、沥青质含量较高，凝固点高，若不进行加热，难以流动。这与测试过程的表现一致。

由表2可知，M油田天然气中氮气浓度含量较高，远大于周围油田水平。氮气含量的突然增加，说明此油田气顶的天然气极有可能是稠油被氧化后的产物[2-3]。此外，通过计算，M油田稠油干燥系数高达207，参考前人研究[4-5]的分类标准，也可说明此油田气顶的天然气可能为稠油生物降解的产物。

2 地层原油高压物性分析

由于M油田没有取到合格的PVT原油样品，因此，类比溶解气油比进行地下样品复配，从而测试原油的高压物性。

2.1 气油比

M油田地层原油黏度大、流动性差，在冷采测试失败后，采用注多元热流体方法测试产能。测试结果表明，因测试过程时间短，井口产出气体为温度较高的混合气(汽)，因此，未成功计量气油比。

此前，有学者研究发现[6]，脱气原油黏度与气油比之间符合式(1)，即原油的溶解气油比与脱气原油黏度的自然对数呈线性规律。

GOR=Alnμo+B

(1)

式中：GOR为地层温度下原油的溶解气油比，m3/m3；μo为地层温度下脱气原油的黏度，mPa·s；A为斜率；B为截距。

收集中国陆上40个稠油油样高压物性数据[7]，通过回归实际数据点(图1)，确定式(1)中的系数A、B。

GOR=-5.063lnμo+58.3

(2)

上述规律表明，溶解气油比越小，脱气原油黏度越大，可以从原油的组分组成来解释这个现象。原油黏度大，主要有2种原因：一方面是原油中含有较高比例的胶质、沥青质；另一方面是原油中含有较高比例的高碳数石蜡族烃。这2类原油组成均难以溶解较多的天然气，因而高黏度原油的气油比一般较小。

图1 陆地40个稠油油田脱气原油黏度与溶解气油比关系

将M油田脱气原油黏度(19 624 mPa·s)代入式(2)，可计算出M油田溶解气油比约为8.3 m3/m3。

2.2 饱和压力和地下原油黏度

取M油田脱气原油样品及邻近油田相似性质的天然气样品，在地层压力、温度条件下配置模拟油，通过室内实验测试模拟油的饱和压力、黏度等参数(表3)。

表3 M油田模拟地层原油高压物性实验结果

2.3 油藏类型不确定性分析

室内实验测试M油田原油气油比为8.5 m3/m3时，地层原油黏度约为10 491 mPa·s。根据已开发稠油油田初期冷采测试经验，此黏度下稠油很难在孔隙中流动，这与M油田在冷采条件下无自然稳定油流的试采结果相吻合。另外，地面原油性质分析中的胶质、沥青质含量高，会造成原油黏度增加，气油比较低，说明气油比取值的合理性，也证明了饱和压力计算的准确性。

根据教科书的定义[8]，在原始地层压力和温度条件下，原油中溶解了最大量天然气的油藏称为饱和油藏。因此，若某油藏存在气顶，则理论上该油藏为饱和油藏，且饱和压力与地层压力相等。M油田是存在气顶的油藏，地层压力与饱和压力之差高达7.63 MPa。这与经典油藏工程理论和经验的认识均有不符，需要给出一个合理的解释。

3 不饱和油藏存在气顶的可能性探讨

3.1 相似油藏案例

为了对上述矛盾给出合理的解释，通过对国内外稠油油藏全面的调研发现，国内外均存在类似案例。

辽河油田是国内最典型的稠油油田，其中辽河断陷冷东地区、欢喜岭油田上台阶稠油油藏、辽河曙一区杜84、杜239块馆陶组超稠油油藏、欢623块馆陶组特稠油油藏等均属于带气顶却不饱和的稠油油藏。研究[9]认为，此类油藏的形成大多是因为：原油在成藏过程受水的影响发生稠化，生成大量的胶质、沥青质。这类油藏大多受岩性控制，形态为圆形或椭圆形[10]。

北海B油田也存在相似的油藏(图2)。由图2可知，油水界面处生物降解发生最剧烈，降解的伴生气在油水界面生成，一部分伴生气向上溢出封闭性差的盖层[11-12]，另一部分伴生气在盖层条件良好的高部位形成气顶。

图2 北海B油田油藏稠油氧化过程示意图

图3为B油田气顶分布示意图，图3a中紫色轮廓表示油田区域，红色轮廓圈出含气区域，图3b中东部红色高亮区域为含气的强地震响应，图3c中绿线为解释的油藏顶部轮廓，实际构造可能比地震显示的更加凹凸不平。对原油PVT样品进行测试，地下原油黏度为1 500 mPa·s，且饱和压力远低于地层压力。针对此现象，进行了天然气在脱气原油中溶解能力的验证实验。在生产过程取得的气体样品中，95%以上为甲烷成分，因此，用甲烷代替天然气进行室内实验。结果表明，将甲烷再回溶到该油田脱气原油中，需施加的压力约为35.00 MPa，远远超过地层原油的饱和压力11.48 MPa。这表明，稠油经过一系列化学作用，逸散出的天然气并不能轻易地回溶到稠油油藏中[13]。

图3 B油田气顶分布示意图

3.2 带气顶不饱和稠油油藏的成因分析

对这种既带气顶又不饱和的油藏，可以解释为：稠油油藏在长期的流体岩石相互作用过程中，形成具有较强封阻能力的氧化带，致使气顶中的天然气难以回溶至稠油内。

原油在成藏过程中，经历长距离运移，不断受到水的氧化、溶解及水洗作用，同时伴随着微生物降解作用，原油中轻质烃组分大量散失，逐渐形成连续的气相；当盖层条件[14-15]满足烃类聚存的能力时，更多伴生气经过聚集或运移，逐渐在构造高部位形成气顶。与此同时，原油中重质组分百分含量增大，并发生相应物化改性[16-17]，在油水接触过程中，生成大量的胶质、沥青质，聚集后形成具有一定封阻能力的氧化带，使气顶中的轻质组分难以回溶至原油中。在氧化带以及物性较差储层的包围下，形成了一种特殊的、相对封闭的带气顶不饱和稠油油藏。

稠化后的原油在地层条件下呈塑性，也可在一定程度上增加油层顶部的封阻能力，且封阻能力随着温度的升高和原油黏度的降低而逐渐减小。可以推断，M油藏中油层与气层之间存在一定厚度的氧化带，气体向上逸散后，原油进一步发生稠化，氧化带厚度逐渐增大，封隔作用更加明显，直至其最小抗压能力大于将天然气溶入稠油中的压力，最终使某油藏同时具有气顶和不饱和稠油油藏的特点。

4 结 论

(1) 根据国内40个稠油油藏原油物性，建立脱气原油黏度与气油比间的关系式，通过M油田脱气原油黏度(19 624 mPa·s)计算了地层原油的气油比为8.3 m3/m3。

(2) 室内实验对地层油样进行模拟复配，研究了M油田地层原油的高压物性。结合气油比取值，计算出地下原油的饱和压力约为3.77 MPa，实验测试黏度约为10 491 mPa·s。

(3) M油田为带气顶的稠油油藏，但其原油饱和压力却远小于地层压力，提出了M油田存在氧化带的可能性，对存在的矛盾进行了合理的解释。

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编辑 姜 岭

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.05.037

20160119；改回日期：20160720

海洋石油高效开发国家重点实验室开放基金“稠油热采储层压缩系数影响规律研究”(CCL2013RCPS0236GNN)

李卓林(1986-)，女，工程师，2009年毕业于中国石油大学(北京)石油工程专业，2012年毕业于该校油气田开发工程专业，获硕士学位，现从事油气田开发方面的生产、科研工作。

TE33

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1006-6535(2016)05-0147-04