鹿克峰 程超逸

(中海石油(中国)有限公司上海分公司 上海 200335)

采用物质平衡方法计算凝析气藏动储量始于20世纪80年代，Hagoort、Jones等考虑凝析气反凝析的影响，提出的采用Z2代替Z，估算凝析气藏天然气储量的P/Z2曲线图法[1-3]；20世纪90年代，国内开始基于摩尔守恒原理建立凝析气藏物质平衡方程式[4]，后续相继发展了带油环[5]、异常高压[6]、考虑凝析水含量[7]、考虑水溶气[8]影响的凝析气藏物质平衡方程式，实现各种复杂条件下凝析气藏动储量计算；同在20世纪90年代，Walsh考虑各种类型油气藏自由气相中的凝析油含量Rv，提出广义物质平衡式(GMBE)[9-10]，可完全继承Havlena-Odeh传统物质平衡方程式(CMBE)的线性化处理方法[11-12]，实现挥发油和凝析气藏动储量计算。采用物质平衡方法计算凝析气藏动储量，所需资料除地层流体PVT数据外，地层压力数据也是必需的，且计算相对繁琐。随着Blasingame物质平衡时间的提出[13]，基于流压的产量高级递减计算动储量的方法得以发展，包括流动物质平衡法[14]、动态物质平衡法[15-16]等，突破动储量计算必需地层压力的限制，但目前主要局限于采用衰竭式方式开发的干气藏或地层废弃压力高于饱和压力的油藏。

认识到“储层凝析油达不到流动条件时，取相同衰竭压力或天然气采出程度，理论气油比与PVT等容衰竭实验气油比相同”，本文提出了采用生产气油比匹配实验气油比，确定衰竭式开发的定容凝析气藏动储量的简易新方法。新方法仅需PVT等容衰竭数据，突破现有方法对地层压力、井底流压需求的限制，计算过程简单，且计算结果与依赖压力数据的Walsh广义物质平衡方程式近似，具有重要的推广应用价值。

1 简易新方法的提出

Fetkovich考虑原油脱气、凝析气反凝析作用，首次提出油气两相共存的油气藏中，油相、气相相对渗透率比值的计算方法[17]，即

(1)

式(1)中：Krg为气相相对渗透率，无量纲；Kro为油相相对渗透率，无量纲；μg为地下凝析气黏度，mPa·s；μo为地下凝析油黏度，mPa·s；Bg为天然气体积系数，m3/m3；Bo为凝析油体积系数，m3/m3；GOR为瞬时气油比，m3/m3；Rs为凝析油溶解气油比，m3/m3；rs为凝析油含量，m3/m3。

对原始状况不存在油相的凝析气藏，随地层压力降低至露点压力以下，储层中也会出现油气两相，同样符合式(1)的计算条件。将式(1)整理成计算瞬时气油比的表达式(为后续与Walsh广义物质平衡方程式组合应用，将原文公式中rs用相同物理意义的Rv代替)

(2)

式(2)中：Rv为凝析油含量，m3/m3。

式(2)右边对天然气采出程度积分可得到单位天然气储量下的累产油，进而得到累积气油比计算式为

(3)

式(3)中：Rps为累积气油比，m3/m3；Rg为天然气采出程度。

可见，在储层中的凝析油达到临界流动饱和度时，瞬时气油比、累积气油比取决于凝析油含量及油气相对渗透率。在反凝析油饱和度低于临界流动饱和度，即储层中凝析油不流动时，将Kro=0分别代入式(2)、(3)可得

(4)

(5)

可见，不考虑凝析油流动时，瞬时气油比、累积气油比主要取决于凝析油含量，与凝析气藏PVT等容衰竭实验测定气油比是相同的。

凝析气PVT等容衰竭实验通常设定6～8级衰竭压力，对每一级先进行退泵降压，再进行恒压进泵，退泵降压过程析出的凝析油滞留在容器的底部，恒压进泵过程气相从容器顶部排出，每一级衰竭压力下最终都保持相同的容积[18]。实验过程反映出，不管容器中析出凝析油饱和度的高低，凝析油始终滞留在容器底部，说明实验实际上模拟了定容凝析气藏衰竭式开发时凝析油不流动的情况。通过实验，可获取天然气偏差因子、凝析油含量、天然气及凝析油采出程度、瞬时气油比、累积气油比等参数随衰竭压力的变化数据，通过衰竭压力这一中介参数，可获取气油比与天然气采出程度关系。在实验完成后，通常利用相态模拟软件对实验数据进行拟合，进而扩展到任一压力下相关参数。

认识到“储层凝析油达不到流动条件时，取相同天然气采出程度，理论气油比与PVT等容衰竭实验气油比相同”，提出采用生产气油比匹配实验气油比，确定衰竭式开发的定容凝析气藏动储量的简易新方法。具体做法是：

1)据实验结果，作出实验室累积气油比与天然气采出程度的关系曲线；

2)实际凝析气藏累积产气量、累积生产气油比为已知，但因储量未知，天然气采出程度也是未知的，可预先假定一天然气储量，计算天然气采出程度，进而得到实际气藏的累积生产气油比与天然气采出程度的关系曲线；

3)对比实际、实验室累积气油比与天然气采出程度关系曲线，若二者存在偏差，重新给定天然气储量，直至二者吻合，此时给定的天然气储量即为所求的天然气动储量。

理论上也可通过对比瞬时气油比曲线实现动储量计算，然而，实际凝析气藏瞬时生产气油比通常波动较大，而实验曲线光滑且规律，对比存在不确定性。实际应用中，推荐以累积生产气油比为基准，瞬时生产气油比作参考。

对资料需求上，常用的物质平衡类方法须有平均地层压力及PVT数据，产量高级递减类方法须有井底流压及PVT数据，而新方法仅需流体PVT数据，但对PVT等容衰竭实验衰竭压力级数有更高要求：现有凝析气PVT等容衰竭实验衰竭压力通常设定6～8级，而定容凝析气藏天然气采收率一般为60%～80%，采气速度为3%～6%，需要生产2～3年方可获取第一级衰竭压力下的气油比值，明显会影响到方法应用。因此，对处于开发前期评价阶段的凝析气藏，需结合气藏的开发设想或开发方案，确定衰竭实验压力级数；对已经错过最佳取样时机(地层压力已低于露点压力)的在生产凝析气藏，可通过现有商业化相态模拟软件，对有限实验数据进行有效拟合的前提下，预测加密后衰竭压力下的相关参数。

已有文献指出，高凝析油含量凝析气藏在生产过程中，凝析油饱和度会高于临界流动饱和度而产生流动，若凝析油的流动对累积气油比产生不可忽视的影响，将影响到新方法评估动储量的准确性，因此本文接下来作进一步讨论。

2 新方法适用性分析

2.1 考虑凝析油流动的定容凝析气藏动态预测方法

研究凝析油流动对累积气油比的影响，须基于式(3)进行预测，必然涉及到凝析油饱和度计算以及凝析气藏的物质平衡方程式。

考虑凝析气反凝析以及凝析油脱气收缩机理，新推导出的凝析油饱和度(定义为地层油体积除以烃孔隙体积，与PVT实验饱和度统一)计算方程式为

(6)

式(6)中：So为凝析油饱和度；Rvi为原始凝析油含量，m3/m3；Bgi为原始天然气体积系数，m3/m3。

Walsh广义物质平衡方程式[10]，在凝析气藏定容衰竭条件时可简化为

F=GfgiEg

(7)

其中：

(8)

(9)

式(7)～(9)中：F为累积产出烃类地下体积，104m3；Gfgi为干气储量，104m3;Eg为单位干气储量的膨胀量，m3/m3；Np为累积产油量，104m3。

因Np=Gp/Rps,且Rg=Gp/Gfgi,则式(8)代入式(7)整理得到采气程度计算式为

(10)

在已知气藏PVT参数以及气油相对渗透率曲线时，组合式(10)、式(6)及式(3)，以累积气油比Rps为目标，采用迭代法即可实现考虑凝析油流动的累积气油比预测。

2.2 凝析油流动对累积生产气油比的影响

通常凝析油饱和度与凝析油含量正相关，研究对象首选特高凝析油含量凝析气藏，如果凝析油流动对累积气油比的影响不大，那本文方法对常见的低、中、高凝析油含量的凝析气藏便均适用。

选择SPE27684文献中Western Overthrust Belt气藏数据[9]，该气藏原始地层压力为39.99 MPa，饱和压力为37.58 MPa，原始凝析油含量为929 cm3/m3，属罕见的特高凝析油含量凝析气藏，详细储层流体PVT参数及油气相渗曲线数据列于表1。分别采用3种油气相对渗透率曲线对累积气油比作敏感性分析：①采用文献中气藏实验测定的油气相渗曲线(图1a)，凝析油临界流动饱和度Sorg=0.187 5(占烃孔隙体积)；②保持文献中油气相渗曲线形态不变，将凝析油临界流动饱和度调整为0(图1b)；③油相始终不流动，即Kro=0，气相相对渗透率采用文献数据(图1c)。3种相渗曲线形态依次可理解为凝析油部分可动、凝析油完全可动、凝析油始终不动的情况。

表1 Western Overthrust Belt气藏储层流体及油气相对渗透率数据

图1 敏感性分析的3种油气相对渗透率曲线

采用本文提出的考虑凝析油流动的定容凝析气藏动态预测方法，基于表1所列流体参数，计算得到凝析油饱和度与天然气采出程度关系(图2a)，可见3种相渗曲线计算的凝析油饱和度差异较小，且主要开发期内都明显高于气藏相渗实验测定的临界流动饱和度。从累积气油比、瞬时气油比与天然气采出程度关系(图2b、图2c)可以看出，凝析油部分可动(代表气藏实验相渗条件)与凝析油始终不流动(代表PVT等容衰竭实验条件)计算的气油比曲线基本重合，考虑凝析油完全可动的情况下，计算气油比曲线才会出现稍低于前两种的情况。因常见凝析气藏凝析油含量通常低于本例，故可认为本文方法对常见的低、中、高凝析油含量的凝析气藏均适用。

图2 凝析油流动性敏感性分析结果

3 方法应用与验证

选取西湖凹陷平北构造一高凝析油含量气藏，该气藏原始地层压力34.16 MPa，储层测试渗透率为76 mD，实验室PVT分析原始凝析油含量为450 cm3/m3。表2列出了PVT等容衰竭实验数据经PVTi软件拟合后获取的流体参数。

表2 平北构造某凝析气藏PVT等容衰竭实验获取的储层流体参数

采用本文提出的简易新方法，确定生产曲线与实验曲线最佳匹配时的原始天然气储量为2.44亿m3(图3)，进而，据原始凝析油含量可确定原始凝析油储量为10.99万m3。

图3 简易新方法确定平北构造凝析气藏动储量

采用物质平衡方法对新方法计算结果进行验证。在气藏录取了足够的地层压力资料后，可直接采用物质平衡方程式计算动储量，分2种方法计算，方法1考虑凝析气中凝析油含量及凝析油脱气的影响，采用广义物质平衡方程式计算，即式(7)～式(9)；方法2不考虑凝析气中凝析油含量及凝析油脱气的影响，采用常规物质平衡计算，即将Rv=0、Rs=0代入式(8)、式(9)，可简化为常规定容气藏物质平衡方程式：

F=NpRpsBg=GpBg

(11)

Eg=Bg-Bgi

(12)

两种方法都可通过F～Eg进行直线回归，直线斜率即为天然气动储量。目标气藏共计进行7次关井压力恢复，动储量结果如图4所示，方法1计算天然气动储量为2.42亿m3，方法2为2.50亿m3，简易新方法计算结果与采用广义物质平衡方程式(方法1)的非常接近。

图4 广义物质平衡与常规物质平衡动储量计算结果

为了方法验证的需要，选取的实例具有丰富的地层压力监测资料，对未测取地层压力或无法获取有效地层压力的凝析气藏，同样可以采用简易新方法计算。

本文方法仅适用于定容凝析气藏，对于水驱气藏本文的研究思路可以借鉴：首先依据等容衰竭实验确定衰竭压力与实验气油比关系，再依据实际生产气油比标定得到气藏地层压力，最后，以Walsh广义物质平衡方程式代替经典物质平衡方程式，水域模型计算方法与干气藏完全相同，借鉴现文献中做法[19-21]，二者结合完成动储量计算。

4 结论

1)Fetkovich油气两相气油比预测方程式反映出当储层反凝析油饱和度达不到流动条件时，生产气油比取决于储层凝析油的含量；而凝析气PVT等容衰竭实验也是在保持凝析油始终不排出条件下测定的。基于这两点认识，对衰竭式开发的定容凝析气藏提出采用实际生产气油比拟合实验气油比曲线，确定天然气动储量的简单方法。

2)基于本文创建的考虑凝析油流动的定容凝析气藏动态预测方法，以特高凝析油含量的凝析气藏为例，对凝析油流动性与累积气油比的关系进行敏感性分析，明确凝析油在完全可流动与完全不流动状态下，气油比预测结果差异很小，证明简易新方法对低、中、高凝析油含量的各类凝析气藏都具有较好的适用性。

3)简易新方法仅需PVT等容衰竭数据和产量数据，突破现有方法对地层压力、井底流压需求的限制，且计算过程简单，计算结果与Walsh广义物质平衡方程式相近。