李愛芬, 安國強, 崔仕提, 張友平, 付帥師

(1.中國石油大學(華東)石油工程學院,山東青島 266580; 2.中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院,新疆庫爾勒 841000; 3.中石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院,新疆克拉瑪依 834000)

地層油高壓物性是油田油氣儲量計算、油藏方案設計、井筒中管柱設計、地面管線、油氣計量站、轉油站、聯(lián)合站設計等必不可少的資料[1-2]。中國原油PVT測試主要參考標準GB/T 26981-2020《油氣藏流體物性分析方法》等[3-5],包括單次脫氣、恒質膨脹、油藏溫度下的多級脫氣(國際上稱為微分脫氣)。并且將溶解氣油比定義為單次脫氣得到氣、油在標準條件下的體積之比[3],這與原油的實際溶解氣油比有一定差距。目前各油田均有專門的測試中心測試地層油氣的高溫高壓物性,并嚴格按照國家標準進行測試[6-9]。因此測試標準的正確性直接影響到油田開發(fā)方案及儲量計算等的準確性。目前地層油高壓物性測試中心的測試方法及數(shù)據(jù)處理方法存在問題包括:①地層油原始壓力下的體積系數(shù)Boi、氣油比Rsi是用一次脫氣獲得;②用地層溫度下的多級脫氣直接給出體積系數(shù)及氣油比隨壓力的變化。兩種脫氣方式給出的原始壓力下的氣油比、體積系數(shù)不同,給從事油藏數(shù)值模擬的研究者造成很大的困惑。地層原油流到地面后一般進行多級脫氣,分出的氣量及得到的脫氣油的體積與地面分離器級數(shù)、分離器的壓力、溫度有關。一次脫氣不能模擬地面的多級脫氣情況,使測得的原始壓力下的氣油比、體積系數(shù)偏大,使計算的原油儲量偏小。用地層溫度下的多級脫氣數(shù)據(jù)直接計算體積系數(shù)、氣油比,與兩者的定義相違背,也是不合理的。妥宏等[9]對揮發(fā)性油藏PVT物性研究發(fā)現(xiàn),地層油的體積系數(shù)(Bo)、溶解氣油比(Rs)與分離條件有較強的相關性;一次脫氣分離器溫度不同,得到的體積系數(shù)、氣油比相差很大,脫出氣中有液態(tài)油凝析出,說明氣體中的油組分分離不徹底。Dodson等[10]早在1953年就研究了地面分離條件對Bo、Rs的影響,研究了基于多級脫氣得到的Bo、Rs與微分脫氣得到的參數(shù)差別[10-12];2011年,英國Heriot-Watt大學的Adrian教授[2]在其油藏工程教材中詳細論述了油氣分離測試及數(shù)據(jù)處理方法,并用現(xiàn)場PVT報告展示原始測試數(shù)據(jù)及其處理方法。Jr Mccain[13]和吳昊等[14]提出了將微分脫氣數(shù)據(jù)歸一化再用多級脫氣的參數(shù)進行修正的方法,使微分脫氣與多級脫氣方法得到Bo、Rs在泡點壓力下的數(shù)值一致,但在低于泡點壓力下Bo、Rs仍存在誤差[15]。筆者從體積系數(shù)及溶解氣油比基本定義出發(fā),論述地層油高壓物性的標準測試方法及數(shù)據(jù)處理方法,并根據(jù)國外地層油PVT測試實例,展示數(shù)據(jù)處理方法;根據(jù)目前國內(nèi)PVT測試實例,分析數(shù)據(jù)處理方法及存在問題,給出正確的修正方法,并分析修正前后的體積系數(shù)對儲量的影響程度。

1 地層油主要高壓物性參數(shù)定義及其影響因素

為更好地理解PVT測試及計算方法,首先給出地層油主要物性參數(shù)體積系數(shù)及溶解氣油比的定義[1-2],然后討論分離方式對兩個參數(shù)的影響。

地層油的體積系數(shù)Bo是指原油在地層條件下的體積與其地面脫氣后的標準體積之比。地層油的溶解氣油比Rs是指地層油在地面脫氣,分出氣體的標準體積與地面脫氣油的標準體積之比。其中地面多級脫氣條件下“分出氣體的標準體積”是指每級分離器分出氣體的標準體積之和。

中國石油天然氣計量的標準條件為20 ℃、大氣壓力,國際上的標準條件為60 ℉(15.5 ℃)和大氣壓力,在標準條件下計量的體積稱為標準體積。

地層油在地面進行油氣分離的分離器的級數(shù)有1～3級,根據(jù)油品性質不同,各油田地面油氣分離器的級數(shù)及分離條件各不相同,一般含氣量多的原油地面分離器的級數(shù)多,如圖1所示為三級脫氣。地面分離器級數(shù)及各級分離器的溫度、壓力不同,最終得到的脫氣油及溶解氣的體積不同,原始氣油比、體積系數(shù)也不同。

圖1 地面原油三級分離器Fig.1 Three-stage separator of crude oil

若地面只設一級分離器,即從生產(chǎn)井產(chǎn)出的原油直接進儲油罐(壓力為大氣壓力,即0.1 MPa),與進行多級分離相比,得到的脫氣油少,分出的氣體多,得到的原始壓力下的體積系數(shù)Boi及溶解氣油比Rsi偏大。地面油氣分離方式對稠油的Boi及Rsi影響不大,但對于含溶解氣多的輕質油、凝析氣的Boi及Rsi影響非常大。

泡點壓力前后體積系數(shù)、溶解氣油比隨壓力的變化需要結合3種高壓物性測試才能獲得,目前國內(nèi)PVT測試數(shù)據(jù)處理方面存在問題。

2 地層油高壓物性標準測試及數(shù)據(jù)處理方法

地層油高壓物性測試主要包括閃蒸脫氣、多級脫氣、微分脫氣測試[1-2]。閃蒸脫氣、微分脫氣測試國內(nèi)外方法一致,本文中重點介紹3種測試方法的原理以及如何將3種實驗測試結果結合,計算泡點壓力前后地層油的體積系數(shù)、溶解氣油比隨壓力的變化。

2.1 閃蒸脫氣

閃蒸脫氣(flash vaporization)也叫p-V關系測試、恒質膨脹,是指在地層溫度下測定地層原油的體積與壓力的關系(p-V關系)[2]。壓力從原始壓力降至較低的壓力(低于泡點壓力時體積為油氣混合物總體積),如圖2所示。

圖2 閃蒸脫氣原理示意圖Fig.2 Schematic diagram of flash vaporization

閃蒸脫氣模擬地層條件下高于泡點壓力時,壓力降低原油膨脹的過程。主要測試原油的泡點壓力,結合多級脫氣數(shù)據(jù),計算高于泡點壓力下地層油的體積系數(shù)隨壓力的變化,計算公式[2]為

(1)

式中,Bob為泡點壓力下原油的體積系數(shù),Bob由多級脫氣測試得到;Vof和Vob分別為閃蒸脫氣過程中任意壓力(>pb)及泡點壓力下原油的體積,cm3;Vob/Bob含義為PVT筒中的原油在地面脫氣后的標準體積,cm3。

2.2 多級脫氣

多級脫氣(separator test)主要是模擬地面分離器條件進行油氣分離的脫氣過程?？梢詸z測地面油氣分離器級數(shù)及溫度、壓力條件對泡點壓力下體積系數(shù)、原始溶解氣油比的影響。

圖3(a)為兩級脫氣示意圖[2],PVT筒的壓力為泡點壓力,溫度為地層溫度。

圖3 多級脫氣及一次脫氣原理示意圖Fig.3 Schematic diagram of separator test and single flash

多級脫氣目的是測試泡點壓力下地層油的體積系數(shù)Bob及原始溶解氣油比Rsi。其計算公式[2]為

(2)

(3)

式中,Rsi為原始溶解氣油比;Vres為從PVT筒中推出的泡點壓力下地層油的體積,cm3;L2為最后一級分離器的脫氣原油冷卻至標準條件后的體積;V1和V2分別為第一級和第二級分離器分出氣體的標準體積。

目前國內(nèi)石油行業(yè)標準[3-5]中只有一級脫氣(或一次脫氣,圖3(b)),沒有模擬地面分離條件的多級脫氣。

2.3 微分脫氣實驗

微分脫氣(differential vaporization)用來描述壓力低于泡點壓力時,地層中油氣的分離過程。微分脫氣流程如圖4所示。PVT筒的初始條件為地層溫度、泡點壓力,然后保持溫度不變逐級降壓,一直降至大氣壓力。計量每級壓力下排出氣體在標準條件下的體積、分出氣體的組成、PVT筒中剩余油的體積;最后計量PVT筒中原油(殘余油)在標準條件下的體積,具體測試方法見文獻及標準[1-3]。

圖4 微分脫氣原理示意圖Fig.4 Schematic diagram of differential vaporization

微分脫氣數(shù)據(jù)與多級脫氣數(shù)據(jù)結合,可以計算當壓力低于泡點壓力時地層油的體積系數(shù)、溶解氣油比隨壓力的變化,計算公式為

(4)

(5)

式中,Bou為壓力低于泡點壓力時原油的體積系數(shù);Rsu為壓力低于泡點壓力時任意壓力下的溶解氣油比;Vgsc為微分脫氣過程中在任意壓力下累積放出氣體的標準體積,cm3;Vofu為PVT筒中原油在任意壓力(低于泡點壓力)下的體積,cm3。

公式(5)的含義為:任意壓力下地層油的溶解氣油比=原始溶解氣油比-單位體積地面油對應的放出氣體的標準體積。

微分脫氣在國內(nèi)標準中叫做地層溫度下的多級脫氣,測試方法國內(nèi)外一致,但計算體積系數(shù)及溶解氣油比的方法不同。

3 國外教材中地層油高壓物性測試與計算實例

2011年英國Heriot-Watt大學油藏工程教材中給出了地層油PVT測試方法及數(shù)據(jù)處理方法[2],也是英美國家地層油PVT測試的標準方法,是國內(nèi)制定地層流體PVT測試標準的重要參考。本文中根據(jù)教材中PVT測試實例,介紹高于及低于泡點壓力時地層油體積系數(shù)及溶解氣油比的計算方法。

3.1 閃蒸脫氣數(shù)據(jù)

閃蒸脫氣流程如圖2所示。油藏原始壓力及溫度分別為5 000 psig(34.5 MPa)和220 ℉(104 ℃),閃蒸脫氣或p-V關系測試結果如表1及圖5所示。

表1 閃蒸脫氣數(shù)據(jù)

圖5 相對體積與壓力的關系Fig.5 Relationship between relative volume and pressure

表1中1～2列為原始數(shù)據(jù),相對體積Vr為油氣混合物的體積與泡點壓力下原油的體積之比。

由圖5可知,隨著壓力的降低,p-Vr關系在壓力為18.1 MPa時偏離初始的直線關系,此點對應的壓力即為泡點壓力?？梢钥闯?泡點壓力后p-Vr關系不是直線,一般文獻中的“p-V關系曲線中兩條直線的交點即為泡點壓力”不是很準確。

3.2 多級脫氣數(shù)據(jù)

多級脫氣流程如圖3所示。將泡點壓力、地層溫度下的部分原油轉移至第一級分離器進行脫氣,再降溫、降壓至第二級分離器條件進行脫氣。本實例是兩級分離,分離器溫度均為75 ℉(23.9 ℃),第一級分離器設置了4個壓力,第二級分離器壓力均為大氣壓力,以驗證分離器壓力對體積系數(shù)及氣油比的影響。測試結果如表2所示。

表2 多級脫氣實驗參數(shù)

表2中,氣油比Rs是指每級分離器分出氣體的標準體積與最后一級分離器油的標準體積之比。因此地層油總的原始氣油比Rsi為第1級、第2級分離器得到的氣油比之和。

從表2看出,第一級分離器的壓力不同,得到的泡點壓力下的體積系數(shù)及原始溶解氣油比各不相同,分離條件對Bob和Rsi的影響很大。表2中第2種分離方式最終得到的體積系數(shù)最小(1.474)、原始氣油比最小(136.8 m3/m3),即得到的地面油最多,分離條件最優(yōu)。

國內(nèi)PVT測試中一般沒有多級脫氣,而是用一次脫氣。由于沒有模擬礦場油氣的真實地面分離條件,因此一次脫氣得到氣油比、體積系數(shù)不是實際值,只能用于對比不同油藏原油氣油比和體積系數(shù)。

3.3 微分脫氣數(shù)據(jù)

微分脫氣實驗流程如圖4所示。PVT筒的溫度為地層溫度,起始壓力為泡點壓力,逐級降壓將分出的氣體從PVT筒中排出,計量累積放出氣體的標準體積,筒中剩余油的體積,最終壓力降至大氣壓力,再測試PVT筒中脫氣油在標準條件下的體積Vos,測試結果如表3所示。其中60 ℉(15.5 ℃)、大氣壓力下原油相對體積為1。

表3中,原油的相對體積Vr為每級壓力下PVT筒中油的體積/Vos,氣油比Rs1為(最終累積放出氣體的標準體積-每級壓力下累積放出氣體的標準體積)/Vos。Rs1不是真實的溶解氣油比,Vr不是體積系數(shù)。需要結合多級脫氣數(shù)據(jù)才能得到真正的體積系數(shù)及溶解氣油比。

表3 微分脫氣實驗參數(shù)

3.4 泡點壓力前后高壓物性參數(shù)的計算

3.4.1 壓力高于泡點壓力時體積系數(shù)及氣油比的計算

根據(jù)表1中閃蒸脫氣數(shù)據(jù)及公式(1),可以計算高于泡點壓力時的體積系數(shù),如表1中第3列所示。式(1)中的Vof/Vob為表1中的相對體積Vr,Bob為由多級脫氣得到的泡點壓力下的體積系數(shù),本次計算取多級脫氣最優(yōu)分離條件(表2中第2種分離方式)下的數(shù)值,即Bob=1.474,原始溶解氣油比Rsi=136.8 m3/m3,高于泡點壓力時的氣油比為定值。

3.4.2 壓力低于泡點壓力時體積系數(shù)及氣油比的計算

低于泡點壓力時的體積系數(shù)及溶解氣油比由微分脫氣及多級脫氣聯(lián)合確定。根據(jù)表3微分脫氣數(shù)據(jù),首先計算任意壓力下累積釋放出氣體的標準體積Vgsc,如表4中第4列所示,Vgsc可由實驗數(shù)據(jù)直接得到,也可由表3中第2列獲得,Vgsc=152.1-Rs1。根據(jù)式(4)和(5),可以得到低于泡點壓力時的體積系數(shù)及溶解氣油比,其中泡點壓力下的體積系數(shù)Bob=1.474;Vof為表4中的相對體積Vr,Vob=1.6。如表4中壓力為14.5 MPa時,體積系數(shù)及溶解氣油比分別為

表4 微分脫氣實驗修正參數(shù)

計算結果如表4所示,Bo、Rs2為真實的體積系數(shù)及溶解氣油比。

壓力高于pb(18.1 MPa)時的體積系數(shù)為表1中的Bo,低于pb下的體積系數(shù)為表4中的Bo;高于pb時的氣油比為定值136.8 m3/m3,低于pb時溶解氣油比為表4中的Rs2。由此可以得到體積系數(shù)、氣油比隨壓力的變化,如圖6所示。

圖6 教材實例體積系數(shù)及溶解氣油比與壓力的關系Fig.6 Relations of formation volume factor and gas oil ratio with pressure

由修正前后體積系數(shù)及溶解氣油比隨壓力的變化(表4中第7列、第8列)可以看出,修正前后兩個參數(shù)均有較大的差值。

4 國內(nèi)地層油高壓物性測試與計算實例

以塔里木油田LG油藏的PVT測試報告為例,油藏埋深5 191 m,原始地層壓力53.11 MPa,地層溫度110.5 ℃,井下取樣。進行高壓物性測試。

4.1 一次脫氣

測試流程如圖3(b)所示。將原始地層壓力、溫度下的原油進行一次脫氣,測試分出的油、氣在標準條件下的體積,得到原始地層條件下的原油的體積系數(shù)Boi=1.323 5,原始溶解氣油比Rsi=120 m3/m3。

4.2 閃蒸脫氣

在地層溫度下,從原始壓力開始降壓,測試不同壓力下油氣混合物的體積,將壓力與體積的關系繪圖,得到泡點壓力(38.6 MPa),再將油氣混合物體積除以泡點壓力下的體積,即得到表5中的相對體積Vr。測試數(shù)據(jù)見表5第1、第2列。

表5 LG油藏閃蒸脫氣數(shù)據(jù)

當測試數(shù)據(jù)不規(guī)則,泡點壓力用3.1節(jié)中所示方法難以確定時,可以根據(jù)Y函數(shù)方法確定。Potsch 等[15]和Williama[16]提出Y函數(shù)是準確確定泡點壓力的有效方法,并且對泡點壓力的選取非常敏感。Y函數(shù)表達式為

(6)

式中,pj為小于pb的任意壓力,MPa。

通過實例計算,發(fā)現(xiàn)當選擇的泡點壓力合理時Y函數(shù)與壓力為直線關系,泡點壓力選擇有誤差時,Y函數(shù)與壓力不是直線關系。根據(jù)英國教材及LG油田閃蒸脫氣數(shù)據(jù),通過假定不同的泡點壓力pb得到的Y函數(shù)與壓力的關系如圖7所示?？梢钥闯?只有在正確的泡點壓力下Y函數(shù)與壓力才是直線關系。目前該方法國內(nèi)應用較少,是可以借鑒的有效方法。

圖7 Y函數(shù)與壓力的關系Fig.7 Relationship between Y function and pressure

4.3 微分脫氣

微分脫氣在國內(nèi)PVT報告及測試標準中稱為“地層溫度下的多級脫氣”。測試方法與3.3節(jié)相同。測試數(shù)據(jù)如表6所示。其中0 MPa、20 ℃條件下相對體積Vr為1。

表6 LG油藏微分脫氣實驗參數(shù)

與國外標準不同,國內(nèi)的微分脫氣一般從原始壓力開始,并且將表6中的溶解氣油比Rs1及相對體積Vr直接作為不同壓力下的溶解氣油比及體積系數(shù)[3],這是不符合體積系數(shù)及溶解氣油比定義的,因為地層油體積系數(shù)及氣油比的定義是基于地層油在地面進行脫氣,而不是地層溫度下脫氣進行定義的。測試結果與實際值差別很大。

由表6和一次脫氣結果可以看出,一次脫氣得到的原始壓力下的體積系數(shù)、溶解氣油比(Boi=1.323 5,Rsi=120 m3/m3)與微分脫氣給出的原始壓力下的體積系數(shù)、原始氣油比(表6,Boi=1.325 1,Rsi=121 m3/m3)不同,這也會給使用者造成困惑。

4.4 地層油高壓物性參數(shù)的修正

4.4.1 多級脫氣測試補充

目前塔里木LG油藏的原油在地面的脫氣方式為兩級脫氣,因此不能用一次脫氣數(shù)據(jù)代替,需要補充兩級脫氣測試。LG油藏地面原油的兩級脫氣條件見表7。兩級脫氣實驗流程如圖3(a)所示。根據(jù)一次脫氣氣油比及氣體組成,配制地層油樣,轉至PVT中。兩級脫氣PVT筒中的原油溫度為地層溫度,壓力為泡點壓力38. 6 MPa,泡點壓力下從PVT筒中推出油的體積及其兩級分離后得到的氣、油在標準條件下的體積見表7?？梢钥闯?兩級脫氣得到的泡點壓力下的體積系數(shù)、氣油比(Bob=1.203 4,Rsi=112.82 m3/m3)遠小于一次脫氣的數(shù)值(Boi=1.323 5,Rsi=120 m3/m3)。

表7 LG油藏多級脫氣實驗參數(shù)

4.4.2 高于泡點壓力時的高壓物性參數(shù)計算

與國外教材處理方式相同,基于閃蒸脫氣數(shù)據(jù)，表5第2列相對體積Vr及式(1),計算高于泡點壓力時的體積系數(shù),式(1)中的Vof/Vob為表5中的相對體積Vr,Bob=1.203 4。不同壓力下的體積系數(shù)見表5。高于泡點壓力時的溶解氣油比為定值,為112.82 m3/m3。

4.4.3 低于泡點壓力時的高壓物性參數(shù)計算

根據(jù)微分脫氣數(shù)據(jù)表6和多級脫氣數(shù)據(jù)表7及式(4)和(5),可以得到低于泡點壓力下的溶解氣油比及體積系數(shù)(Vof/Vob為表8中的相對體積Vr;Vob=1.329 7,為表8中泡點壓力下的相對體積Vr;Rsi=112.82 m3/m3,為多級脫氣表7中的氣油比)。其中0 MPa、20 ℃條件下相對體積Vr為1。

表8 LG油藏微分脫氣實驗修正參數(shù)

由表8可以看出,修正后體積系數(shù)Bo小于相對體積Vr,差值為0.101～0.126,若用相對體積Vr作為體積系數(shù),對儲量的影響將是巨大的;修正后的溶解氣油比Rs2也小于修正前Rs1,差值小于8.18 m3/m3,若用Rs1作為氣油比對油藏的溶解氣儲量計算也將產(chǎn)生較大的影響。不同的油藏修正前后兩參數(shù)的差值變化范圍不同,油質越輕,差別越大。

4.5 修正前后體積系數(shù)對儲量的影響

目前一般用一次脫氣得到的原始壓力下的體積系數(shù)計算儲量,真實儲量應該用表5中給出的原始壓力下的體積系數(shù)計算,油藏的儲量計算公式為

(7)

式中,N為油藏的儲量,m3;Voi為地層條件下原油的體積,m3;Boi為原始壓力下的體積系數(shù)。

基于LG油藏PVT測試的兩種原始壓力下的體積系數(shù)(一次脫氣得到的Boi1和修正后閃蒸脫氣得到的Boi2)計算的儲量的誤差為

(8)

式中,N2和N1分別為基于兩級脫氣修正后及一次脫氣得到的原始壓力下的體積系數(shù)計算的儲量,m3。

由式(8)可以看出,用修正后的體積系數(shù)計算的儲量比用修正前的體積系數(shù)計算的儲量高12%。這就是國內(nèi)有些油田的原油采收率過高,甚至高于用巖心實驗得到的采收率而無法解釋的原因。地層油越輕,溶解的氣量越多,一次脫氣計算的體積系數(shù)、氣油比越大,由此計算的儲量比實際儲量小的越多。

5 結 論

(1)目前國內(nèi)油田高壓物性測試普遍缺少模擬現(xiàn)場地面油氣分離條件的多級脫氣,用一次脫氣得到的體積系數(shù)及氣油比偏高;輕質油、凝析氣藏體積系數(shù)及氣油比的誤差更大。

(2)目前國內(nèi)油田用微分脫氣最終得到的氣和油的標準體積為基數(shù)計算原始氣油比、體積系數(shù),數(shù)值均比實際值高,且差別較大。

(3)用一次脫氣得到的原始壓力下的體積系數(shù)計算的儲量偏低,LG油藏用基于多級脫氣的體積系數(shù)計算的實際儲量比基于一次脫氣的體積系數(shù)計算的儲量高12%。