刘学利, 解慧, 陈勇, 刘煌, 郭平, 杜建芬

(1.中国石化西北油田分公司, 乌鲁木齐 830000; 2. 西北油田分公司,中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室, 乌鲁木齐 830000; 3. 西南石油大学, 油气藏地质及开发工程全国重点实验室, 成都 610500)

缝洞型油藏普遍具有埋藏深,裂缝、孔洞发育,非均质性强等特点[1-3]。中国缝洞型油藏主要分布在塔里木盆地,有代表性的包括塔河油田、轮古油田、哈拉哈塘油田、富满油田、顺北油田,其中顺北油田作为中国石化西北局稳产上产的主要来源地[4],地层压力为54～88 MPa、地层温度为120～170 ℃,流动通道以裂缝为主,油气水分布复杂,原油性质差异大,属于典型的高温(超)高压的缝洞型油气藏[5-7]。这类油藏面临水驱注入压力高、水驱效率低、开发效果差的难题;注气驱、泡沫驱在重力分异的作用下,有效扩大波及体积、提高采收率,在缝洞型油藏中具备良好的可行性。原油相态特征很大程度上影响着注气驱、泡沫驱的开发效果,充分认识原油性质及相态特征,是获得更好开发效果和更高采收率的必要前提[8]。

近几年,中石化西北局对顺北油田已进行了系列开发和研究工作,指出原油储集空间为断层附近的洞穴、裂缝[9-11],油藏发育了7个裂缝带,目前主要对1、5条带油藏进行了开发,其中顺北1条带以高气油比未饱和挥发性油藏为主,原油颜色浅、透明度高、密度小;顺北5条带赋存未饱和轻质油藏,原油颜色深、透明度差、密度稍大[12-13],整体呈现出由西向东原油密度变小,从东向西成熟度逐渐减小的趋势[14-21]。但没有对油田整体原油相态变化规律进行分析和认识,原油相态变化规律对于后续油藏动态分析、提采方案建立具有重要的意义。

现以顺北高温超高压缝洞型油田为研究对象,对1、5号断裂带中油藏原油开展系统相态实验研究,分析3 000 m深以内取得井下样品的代表性,整体掌握两个断裂带中原油相态性质特征及变化规律。

1 相态实验

1.1 实验装置

根据标准GB/T 26981—2020“油气藏流体物性分析方法”,对从顺北1号带、5号带取得井下样品进行相态分析,相态实验在法国Sanchez Technologies公司产“油气藏流体PVT(压力、体积、温度)分析装置”(图1)中进行,该装置最大工作压力为150 MPa,最大工作温度为200 ℃。

1.2 实验样品

从顺北1号带、5号带上取得的24个井下样品,其中1号带上样品13个,对应井深为7 305～8 011 m,取样深度1 500～4 500 m;5号带上样品11个,对应井深为7 635～8 424 m,取样深度3 000～4 800 m。

图1 ST相态装置Fig.1 ST phase device

2 相态结果分析

顺北油田1号带为北东向主干断裂,具有直线平移、压隆与拉分的特征,延伸长度为28 km,西南延伸至与5号带相交;5号带以走滑或挤压破碎断裂形式为主,活动强度强、规模大,延伸长度250 m。针对1、5号带上取得的24口井下样品开展PVT相态分析,选择部分代表性样品结果进行展示说明。

2.1 原油样品单脱实验及井流物分析

在实验室首先将取得的样品恢复到储层条件,再开展单次脱气实验,并对获得脱气油和单脱气进行色谱分析,获得原油部分基础相态性质及井流物组成,表1给出了2个条带上12个样品的结果。实验过程发现顺北1号带上取得原油样品的脱气油颜色为浅黄色、透明度好,而5号带样品脱气油的颜色多为暗褐色-黑色、透明度低;1号带上原油气油比均值为379 m3/m3,高于5条带上均值225 m3/m3;1号带样品脱气原油密度分布区间0.795 4～0.800 4 g/cm3,5号带样品脱气原油密度分布区间0.798 7～0.806 2 g/cm3,两个条带脱气原油密度均0.8 g/cm3左右,表现出具有很好的一致性,初步说明两条带上油藏原油可能来自同一油源。

从原油井流物组成来看,5号带上油藏原油中C1含量明显低于1号带上油藏原油,这与1号带上原油气-油比相对更高是匹配的。由于气油比更高,使得1号带上油藏原油的体积系数相对于5号带更高而黏度更低。图2进一步展示了两个条带上12个代表性原油中C7+含量,对于1号带从西南往东北方向走(SHB1-15—SHB1-3)原油中C7+含量(物质的量分数)从26.39%降低至18.72%,5号带从南往北走(SHB501—SHB5-7),原油中C7+含量从29.88%降低至23%,原油逐渐变轻。整体来看1号带上原油中C7+平均含量为19.34%,远小于5号带中的25.83%。

表1 顺北1、5条带原油物性参数及井流物组成Table 1 Crude oil physical parameters and well flow composition in Shunbei Belt 1 and 5

图2 顺北1、5号断裂带中代表性油藏原油C7+含量Fig.2 C7+ content of crude oil in representative reservoirs in Shunbei 1 and 5 fault bel

2.2 原油代表性分析

虽然获得了1、5号裂缝带上12个油藏原油的基础相态性质,但由于顺北油田埋藏深、储层温度压力高,给流体取样造成了很大的麻烦,目前所开展的井下取样基本在3 000 m以内完成,因此这些样品的相态结果在应用前需要确定其是否具有代表性。这里综合标准GB/T 26981—2020“油气藏流体物性分析方法”和SY/T 5154—2014“油气藏流体取样方法”,总结出了油藏井下样品代表性的几个评价准则:①取样条件检查:取样点压力≥取样点温度对应的原油饱和压力,确保取得的样品是单一油相;②在实验室将取样器加热至取样温度,取样器打开压力与取样点压力偏差小于3%,确保样品运输过程没发生泄露;③取样时油藏生产稳定,生产气油比不随产量变化而明显波动,确保取样时储层中没有发现相变现象,且从储层进入井底的流体和从井中取得的流体一直,同时要确保取得样品中含水率小于5%;④条件允许情况下应取3支样品,至少有两支样品泡点压力相对偏差小于3%,确保样品的重复性。

结合井下样代表性评价准则,分析明确顺北1、5号带上取得的27个井下样品均具备代表性,所测得相态性质可由于后续应用。以SHB1-9井和SHB5-7井样品为例(相关取样条件及参数见表2),SHB1-9井样品取样深度为3 000 m,取样压力(57.34 MPa)远高于储层温度下饱和压力(35.6 MPa),并且饱和压力低于地层压力(86.24 MPa),地饱压差为50.64 MPa,说明取得SHB1-9井下样品为单一油相。SHB5-7井取样深度为3 000 m,取样压力(54.24 MPa)同样远高于饱和压力(30.14 MPa),低于地层压力(82.26 MPa),因此从SHB5-7井下取得的样品同样为单一油相,具备代表性。

表2 顺北1、5号带上SHB1-9井和SHB5-7 井原油取样条件Table 2 Crude oil sampling conditions of SHB1-9 and SHB5-7 Wells in Shunbei belt 1

2.3 相态变化规律

掌握了单个原油样品的相态性质同时确保了样品代表性后,接下来从油田整体角度对这些油藏原油之间的共性和特性进行分析,主要考察气-油体积比、饱和压力、黏度和密度这几个重要的相态参数。

2.3.1 气油比和饱和压力变化规律

1、5号带上12个油藏原油气油比、饱和压力与生产井段关系见图3和图4,可以看出,随着生产井段变深,两个条带上原油的饱和压力和气-油比均呈现近线性减小,这归因于流体组分的重力差异作用,随着生产井底变深,原油中重质组分含量升高(见表1)。同时,1号带原油气油比、饱和压力明显高于5号带,如从SHB1-8H井到SHB52A井,气油比由457 m3/m3逐渐降低至146 m3/m3,原油的饱和压力从36.03 MPa降至22.48 MPa。

进一步将1、5号带上12个油藏原油的气-油比、饱和压力绘制到同一图上(见图5),可以明显看出所有原油的气-油比和饱和压力表现出了很高的线性相关性,如将所连直线向左下方延申到饱和压力为0的点(脱气状态),可进一步说明这些原油是基于相同的脱气油在不同的储层温度和压力下溶解了不同量的伴生气的结果。进一步证实了1、5号带上油藏原油来自相同油源这一认识,这与文献报道基于地化认识分析相一致[18]。

图3 顺北1、5号带原油气油比与生产井段关系Fig.3 Relationship between original oil/gas ratio and producing well section in Shunbei belt 1 and 5

图4 顺北1、5号带原油饱和压力与生产井段关系Fig.4 Relationship between oil saturation pressure and producing well section in Shunbei belt 1 and 5

图5 顺北1、5号带上油藏原油气油比和饱和压力关系图Fig.5 Diagram of the original oil-oil ratio and saturation pressure of the reservoir in belt 1 and 5

2.3.2 原油密度及黏度变化规律

进一步分析1、5号带上原油密度、黏度与生产井段的关系。如图6和图7所示,同样由于原油组分重力分异作用,随着生产井底变深,两个条带上原油的密度和黏度均逐渐升高,且表现出了较好的线性关系。如1号带上从SHB1-8H井(生产井段7 315 m)到SHB1-15井(生产井段8 011.13 m),地层原油密度从0.549 3 g/cm3升高到0.587 6 g/cm3、黏度从0.3 mPa·s升高到0.33 mPa·s。再结合两个条带上原油饱和压力、气油比随生产井段的关系,可以认为两个条带上的油藏分别具有一定的连通性。

进一步结合标准SY/T 6169—2021“油藏分类”和实验测得的原油相态性质,对两个条带上油藏类型进行分析,发现1号带上油藏原油属于挥发性原油、5号带上油藏原油属于弱挥发性原油。

2.3.3 相图变化规律

最后将优选的12个原油P-T(压力-温度)相图数据绘制于一个图形(图8)。可以看出原油储层条件较临界点较远;随着原油变轻,从5号带上的黑油逐渐变为1号带上的弱挥发油,相图整体呈现出临界点左移、临界压力逐渐升高和临界温度降低的趋势(见表3),同时相图两相区宽度变窄、高度变高,相图变化规律符合常规认识。

图6 1、5号带上油藏原油密度与生产井段关系Fig.6 Relationship between crude oil density and producing well section in belt 1 and 5

图7 1、5号带上油藏原油黏度与生产井段关系Fig.7 Relationship between crude oil viscosity and producing well segments in belt 1 and 5

图8 顺北1、5条带流体相图Fig.8 Fluid phase diagram of Shunbei belt 1 and 5

表3 1、5号带上代表性原油临界压力、临界温度值Table 3 Critical pressure and temperature values of representative crude oil on belt 1 and 5

3 结论

(1)测定了顺北高温超高压缝洞型油田1、5号裂缝带上24个油藏原油的基础相态相态性质,发现5号带上油藏原油中重质组分含量明显高于1号带上油藏原油,原油颜色更深,但采出脱气油的密度均在0.8 g/cm3左右。

(2)结合现有标准,筛选出了4条判定油藏原油井下样代表性的准测,判定1、5号裂缝带上24个井下原油样均具备代表性,所测得相态性质可由于后续应用。

(3)从单条带和油田整体两方面对取得的24个样品重要相态性质进行了分析,发现随着生产井段变深,单一条带上原油饱和压力、气-油比呈近线性减小,密度和黏度呈近线性增加,1、5号裂缝带原油和饱和压力和气-油比表现出了很好的线性变化特征,首次从相态角度明确1、5号带上油藏原油来自同一油源。并进一步明确了1号带上油藏原油属于挥发性原油,5号带上油藏原油属于弱挥发原油。