吴浩君，刘洪洲，汪 跃，刘 超，姜 永

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300450）

随着石油行业对中深层油气勘探力度的加大，世界范围内发现了一批挥发性油藏和凝析气藏等特殊类型的油气藏。渤海油田也在近些年发现了几个特殊类型的油气藏，储量规模达到亿吨级，该类油气藏在降压开采过程中油气两相的组分随压力的变化而变化，尤其是当地层温度接近流体临界温度时，油气变化规律更加复杂。渤海BZ 油田为近临界态挥发性油藏，随着开采程度的增加，实际生产动态与 开发方案预测指标存在明显偏差，主要体现在生产气油比和油气采出程度的变化。国内外文献调研表明，近临界态油气藏流体性质复杂，其相应的实验及相态研究成果也较少[1-3]，经典油藏工程方法主要用于常规黑油的预测，对于挥发油或凝析气藏预测精度不足；而利用LWD 测井资料预测方法[4]和混沌时间序列预测方法[5]也主要是基于统计回归，存在一定的局限性。针对近临界态油藏的开发特征，本文通过分析开采特征及其机理，在常规油气动态预测方法的基础上，改进并推导了近临界态油藏的动态预测方法，对以后此类油气藏的开发规律认识和预测具有重要的指导意义。

1 概况及生产特征

BZ 油田位于沙垒田凸起的沙东南构造带上。油藏埋深3 810.0～4 190.0 m，为构造岩性油藏，油层厚度1.8～8.4 m。油藏原始地层压力为46.6 MPa，地层温度166 ℃，为近临界态挥发性油藏（图1），地面原油密度为0.802 g/cm3，地层原油密度为0.431 g/cm3，黏度为0.063 mPa·s，原油体积系数为3.661，溶解气油比为761 m3/m3，地层流体组分中甲烷摩尔分数为0.67，乙烷-己烷摩尔分数为0.15，庚烷及以上摩尔分数为0.08。开发特征主要表现为:①油井生产气油比高，当地层压力低于流体饱和压力后，生产气油比保持稳定（图2）；②依靠天然能量开发，溶解气驱为主，油气均保持较高的采出程度；③地层流体取样分析表明，不同深度的流体密度具有差异，且存在梯度倒置现象[6]。

图1 近临界态油藏地层流体压力-温度相图

2 开发机理

由于近临界态油气藏流体的中间烃（C2-C6）组分含量相对较高，在开发过程中油气两相的组分随 压力的交换作用明显，与常规油气开发规律不同。

图2 BZ 油田生产气油比变化曲线

2.1 低界面张力下的油气相对渗透率

常规油藏依靠天然能量开发，当地层压力低于饱和压力后，油气两相分离，油气两相物理性质和渗流差异大。而近临界态油藏由于临界温度和地层温度十分接近，当地层压力低于饱和压力后，流体会发生剧烈的脱气，表现为高收缩性。通过室内实验监测的油气两相密度变化表明，在地层温度条件下，随着压力的增加，油相密度逐渐减小，气相密度逐渐增加，两相密度趋于一致（图3）；两相界面张力逐渐减小，压力大于20.0 MPa 时，界面张力不足1.00 mN/m（图4）。

图3 流体在地层温度下油气两相密度变化曲线

图4 油气界面张力随压力变化曲线

根据前人研究成果[7-15]，在极低的界面张力下，油气的接触面积会很大，两相之间存在较大的过渡带，而不是明显的界面，表现为一种近似混相的状态，油相的临界流动饱和度会减小；随着界面张力的降低，油气相渗表现为直线“X”形，即流体的两相渗流区不断增大，流动临界饱和度和残余油气饱和度不断减小（图5、图6）。

图5 常规实验油气相渗曲线(界面张力为30.00 mN/m)

图6 极低界面张力下“X”形油气相渗曲线

2.2 脱出溶解气具有强烈的反凝析特性

室内实验研究表明，在近临界状态下，地层压力稍微低于饱和压力，液相中的溶解气就会快速脱出，由于相态瞬时的剧烈变化，此时分离出的溶解气中含有大量的液相组分，随着压力、温度的变化，还会进一步从气相中析出油，进而导致油相体积增加。因此，引入“挥发油气比”这一参数描述气相中的挥发油含量。该参数和流体组分含量相关，随地层压力下降而减小。在地层压力大于饱和压力时，挥发油气比和溶解气油比互为倒数关系。

常规油藏工程计算中采用的体积系数来源于多次脱气实验，研究表明，所测定的体积系数等参数对高挥发性油藏存在一定局限性[16-22]，如果考虑油藏实际开采的降压过程则更接近定容衰竭实验，因此采用衰竭实验结果计算流体高压物性参数随压力的变化关系，并同时获得气相中的挥发油随压力的变化规律（图7）。

3 动态预测新方法

图7 近临界态油藏挥发气油比随压力变化曲线

假设条件同常规油藏动态预测方法一致:即① 地层等温；②油、气组分仅存在于油相或气相；③水和岩石不可压缩。

3.1 考虑组分变化的广义物质平衡方程式

在常规油藏物质平衡方程的基础上，引入挥发气油比来表征气相中的挥发油随压力的变化。其公式为: 式中:pN 为累计产油量，104m3；N 为原始石油地质储量，104m3；oB 为原油体积系数，m3/m3；oiB 为原始地层压力下原油体积系数，m3/m3；vR 为挥发油气比，m3/m3；pR 为累计生产气油比，m3/m3；sR 为溶解气油比，m3/m3；gB 为天然气体积系数，m3/m3；Rsi为原始溶解气油比，m3/m3；Ro为原油采出程度，小数。

3.2 流体饱和度方程式

建立油相饱和度和原油采出程度间的关系方程:

式中:oS 为含油饱和度，小数；wiS 为原始含水饱和度，小数。

3.3 多相流体方程

基于油气相渗建立累计生产气油比、瞬时气油比和采出程度之间的关系方程: 式中:pG 为累计产气量，104m3；R为瞬时生产气油比，m3/m3；rgK 为气相相对渗透率，小数；roK 为油相相对渗透率，小数；gμ 为气相黏度，mPa·s；oμ为油相黏度，mPa·s； j 为迭代计算次数。

计算步骤如下:

（1）假设一个累计生产气油比初值pR ，利用高压物性实验数据中某一压力P 下的oB 、gB 、sR 、vR ，依据式（1）和式（2）计算该压力下的油相采出程度Ro；

（2）利用初始含水饱和度wiS ，依据式（3）计算oS ；

（3）根据式（4）和相渗数据roK 、rgK 、oμ 、gμ 计算瞬时生产气油比R；

（4）利用式（5）和式（4）得到的瞬时生产气油比R 积分计算累计生产气油比；

利用该方法，即可计算某一压力下的生产气油比和油气两相采出程度，通过设定不同地层压力，可以得到油藏采出程度和生产气油比随压力的变化曲线图版。

4 实例计算

BZ 油田A6 井位于封闭断块，原始地层压力46.0 MPa，地质储量53×104m3，经过7 a 的衰竭开采，地层压力下降至27.0 MPa，累计产油30×104m3，累计产气2×108m3，生产气油比仅为1 059 m3/m3，油气均保持旺盛的产出能力。

该油藏的流体高压物性通过实验获取，基本参数见表1。

表1 A6 井区油藏流体高压物性基本参数

利用公式计算不同压力下的油气采出程度和气油比，并将计算结果与常规油藏工程计算方法进行对比，可以看出由于新方法考虑了油气渗流变化和气相中的油体积变化量，在地层压力为27.0 MPa 时，计算的油采出程度增大，气采出程度减小，气油比上升幅度减小。新方法大幅度提高了预测精度，更接近该井区实际采出情况（表2、图8）。

表2 地层压力为27.0 MPa 时采出程度和气油比对比

图8 不同预测方法原油采出程度和地层压力对比

利用新方法重新对BZ 油田采收率进行预测，在废弃压力为18.0 MPa 时，油采收率为28.3%，气采收率为39.1%；常规预测方法所计算的油采收率为8.0%，气采收率为56.0%。

由于近临界态油气藏普遍具有油气组分交换作用和较低的界面张力，常规方法计算的原油采出程度往往低于实际情况，针对这一类特殊油气藏，改进方法增加了对气相原油析出和低界面张力下油气相渗的考虑，计算结果与实际生产吻合度较高。

5 结论

（1）近临界态油气藏流体组分中C2-C6含量较高，流体系统临界温度与地层温度相近，依靠天然能量衰竭开采相态变化复杂，低界面张力下的油气渗流特征和气相的反凝析作用是生产动态特征不同于常规油气藏的主要原因。

（2）基于广义物质平衡方程和油气渗流方程，推导了适用于近临界态油气藏的动态预测新方法。常规物质平衡方程仅适用于黑油和干气，而对于近临界态油气藏，广义物质平衡方程充分考虑了挥发油和凝析气，更能反映衰竭开采过程中的油气变化；同时结合低界面张力下的油气相渗变化对计算过程做进一步修正。

（3）利用改进的新方法，可计算某一压力下的生产气油比和油气两相采出程度，通过设定不同地层压力，可以得到油藏采出程度和生产气油比随压力的变化曲线图版。