挥发性原油流体参数校正方法及应用.pdf

文章编号：1008-2336（2023）02-0029-06挥发性原油流体参数校正方法及应用潘威，廖恒杰，汪文基，程超，王理（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海200335）摘要：原油体积系数、溶解气油比是油气储量评价和油藏工程中十分重要的两个参数。挥发性原油由于中间组分含量较大，室内单次脱气和多次脱气实验测定的挥发性原油体积系数和溶解气油比值和矿场条件下相比均存在偏大的情况。该文通过对比脱气实验过程和数据，分析实验结果存在差异的原因，提出了将脱气实验中损失的井流物中间组分转化为液相的校正方法，并推导了转化公式，通过该方法校正获得的参数消除了中间组分挥发的影响，校正后的体积系数、溶解气油比，更能准确反映油藏流体在矿场生产过程中的实际特征。结果表明，典型黑油实验测得数据可直接用于油藏工程和储量计算，但挥发性原油实验数据必须校正。原油的挥发性越高，校正后体积系数和溶解气油比较实验数据越小，两者计算的地质储量误差达 6%10%。关键词：挥发性油藏；体积系数；数据校正中图分类号：P618.13文献标识码：ADOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2023.02.029CorrectMethodandApplicationofFluidParametersinVolatileCrudeOilPANWei,LIAOHengjie,WANGWenji,CHENGChao,WANGLi（Shanghai Branch,CNOOC(China)Ltd.,Shanghai 200335,China）Abstract:Volumefactorandgasoilratioaretwoofthemostimportantparametersinoilreservoirevaluationandengineering.Duetothelargeintermediatecomponentcontentofvolatilecrudeoil,volumefactorandgasoilratiomeasuredfromsingledegassingandmultipledegassingexperimentsarelargerthanthosemeasuredunderfieldconditions.Thispapercomparestheprocessesanddataofdegassingexperiments,and analyses the reasons leading to the differences between experimental results,then proposes a correction method forconvertingtheintermediatecomponentsofwellfluidlostindegassingexperientsintoliquidphaseandbuildstheconversionformula.Thecorrectedvolumefactorandgasoilratiocanmoreaccuratelyreflecttheactualcharacteristicsofreservoirfluidsintheproductionprocessoftheminebecausetheinfluencescausedbythelostofintermediatecomponentsiseliminated.Theresultsshowthatthetypicalblackoilexperimentaldatacanbedirectlyusedforengineeringcalculation,butthevolatilecrudeoildataneedstobecorrected.Thestrongerthevolatilityofcrudeoilis,thesmallercorrecteddataofcomparativeexperimentsis.Thecalculatedgeologicalreservesare6%to10%higherthanthevolumefactormeasuredunderlaboratoryconditions.Keywords:volatilereservoir;volumefactor;datacorrection挥发性原油是一种天然形成的、中间组分（C2C6）含量较高的烃类混合物，其性质介于普通黑油和凝析气之间，具有高气油比（通常为 287623m3/m3）、高原油体积系数、高收缩性的特点，地层条件下以液态存在1-3。在油气储量评价和油藏工程计算中，原油体积系数、溶解气油比是两个十分重要的参数，主要是通过高压物性实验测得。对于挥发性原油来说，存在的问题主要包括：多次脱气和单次脱气两种实验方法得到的体积系数和溶解气油比较矿场条件下存在较大差异；现行海上石油天然气储量估算规范（DZ/T02522020）指出，原始原油体积系数为原始地层条件下原油体积与地面标准条件下脱气原油体积的比值，并未明确采用何种实验方法的结果，目前计算通常采用的原油体积系数、溶解气油比是单收稿日期：2022-09-16；改回日期：2023-02-16基金项目：“十三五”国家科技重大专项“东海低渗-致密天然气勘探开发技术”（2016ZX05027-004）；中海石油（中国）有限公司综合科研“西湖凹陷在生产油气田中后期综合调整关键技术研究与实践”（CNOOC-KJ135ZDXM39SH03）。第一作者简介：潘威，男，1987 年生，硕士，工程师，2013 年毕业于长江大学矿产普查与勘探专业，主要从事油气田开发地质及储量评价方面的生产研究工作。E-mail：。第 43 卷第 2 期Vol.43No.22023年6月OFFSHOREOILJun.2023次脱气实验得到的。在矿场条件下，为了防止挥发性原油中间组分损失，地层原油流到地面后一般进行多级脱气和冷凝处理，分离得出的地面气体积和地面油体积与地面分离器的级数、温度和压力有关。而在实验室条件下，不论是单次脱气还是多次脱气，受实验条件限制，脱出的气体中均有液态油损失，使测得的原始原油体积系数和溶解气油比偏大，导致计算原油地质储量偏小4-5。众多学者针对如何取得精确的高压物性参数进行了大量的研究，李爱芬、妥宏等从实验原理和流程出发，指出了目前实验存在的问题和修正方法6-9。本文主要从物质平衡原理出发，提出基于组分转换的单次和多次脱气实验的挥发性原油体积系数、溶解气油比校正方法，并分析了校正前后对地质储量结果的影响。1挥发性原油高压物性实验数据分析常规原油高压物性实验包括单次脱气实验和多次脱气实验。单次脱气实验是保持油气分流过程中体系的总组成恒定，将处于地层状态下的单相地层流体通过节流膨胀到大气条件，测定油气组分组成、体积系数、溶解气油比和地层原油密度等参数，单次脱气实验油气分离过程中分离出的气体始终与油保持接触。多次脱气实验是在地层温度下，将地层油分级降压脱气、排气，直到最终的标准状态，每级压力下测量 PVT 筒中油和排出气的体积及组成。每级压力下油相体积除以最终的脱气油体积得到该压力下原油体积系数，每级压力下剩余气体积（气体总体积减去至该压力下排出气体和）除以最终的脱气油体积得到该压力下溶解气油比，每一级降压排气后，PVT 筒中的组分组成和上一级均不相同。1.1不同分离级数数据对比表 1 是东海西湖凹陷平湖斜坡带不同气油比原油脱气实验数据对比。XH-1、XH-2 井油样属于典型挥发性原油，其中 XH-1 井为高气油比挥发性原油，XH-2 井为常规挥发性原油。单次脱气溶解气油比、体积系数均大于多次脱气值，例如 XH-1 井，单次脱气溶解气油比为 733m3/m3，多次脱气地层条件下溶解气油比为 645m3/m3，单次脱气原油体积系数为 3.819，表1不同溶解气油比原油多次脱气和单次脱气实验对比Table1Experimentdataofflashandseparatortestforoilofdifferentgasoilratio井号地层温度/地层压力/MPa饱和压力/MPa多次脱气单次脱气生产气油比/(m3/m3)压力/MPa溶解气油比/(m3/m3)原油体积系数溶解气油比/(m3/m3)原油体积系数XH-1114.926.8018.2226.803.4837333.81925050018.226453.84816.004312.86810.002272.0764.001081.6460.0001.106XH-2116.227.2818.9127.282.3714012.38530035018.913802.48312.742091.9026.861161.6051.96481.365001.118XH-3115.528.9411.4928.911.34592.41.33311.4990.71.3988.2366.71.3344.4639.11.261001.106XH-4106.023.592.6923.591.078121.078102.69121.115291.111001.098 30 2023年6月多次脱气地层压力下原油体积系数为 3.483。XH-3 井和 XH-4 井为普通黑油，其单次脱气和多次脱气溶解气油比、地层条件下体积系数基本相同。表 2 是 4 个样品单次脱气实验气体的组分组成，从表中可以看出，挥发性原油样品脱出气体的甲烷含量（55.97%58.57%）低于黑油样品(67.66%81.56%)，中间组分含量（38.45%40.65%）远高于黑油样品（9.57%27.85%），表明和多次脱气相比，单次脱气实验中有较多的中间组分，因此脱出的气多油少，导致原油体积系数和溶解气油比更大。表2不同溶解气油比单脱气组分组成对比Table2Componentdataofflashtestforoilofdifferentgasoilratio井号流体类型摩尔百分数/%CO2N2C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6C7C8C2C6XH-1强挥发油1.720.6658.579.0912.096.245.042.631.531.830.590.0138.45XH-2挥发油1.830.7155.979.8710.496.435.163.492.123.090.730.1140.65XH-3黑油2.770.9767.668.1610.154.712.721.440.670.620.090.0427.85XH-4黑油3.904.3081.563.381.171.010.591.530.611.460.490.009.571.2不同分离温度数据对比对比不同分离条件下气油比可以看出，生产气油比低于多次脱气地层压力下溶解气油比，更低于单次脱气下溶解气油比。在实验室脱气实验中，由于油气分离总量少和速度快，原油中的易挥发中间烃组分有可能进入到气相中，导致油相中中间烃丢失，从而引起地面脱气油的计量体积相对变少，体积系数相对变大。在矿场中为了回收地层原油中的易挥发中间烃，通常采用多级分离和增加冷阱装置。以东海西湖凹陷在生产油气田为例，西湖凹陷以凝析气和轻质油为主，油气经过多级分离器处理后，在终端处理厂还将经过冷凝装置回收中间烃。为了得到符合矿场条件下体积系数和溶解气油比，设计开展了增加冷阱的单次脱气实验。具体思路如下：在室内实验测试条件下（0.101MPa，20），PVT 高压釜中的地层原油进行单次脱气测试时，将地面条件下油气分离的试管置于液氮冷阱中，使得中间烃保留在油相减少挥发损失，从而能够更加准确地反映油气相组成。需要指出的是，我国石油天然气计量标准条件为 0.101MPa、20，添加冷阱并非是改变计量标准，而是为了防止中间烃挥发，中间烃在地面温度一定时间内依然为液态，数据均在标准条件下计量。表 3 是东海西湖凹陷某油藏挥发性原油不同温度条件下的脱气实验数据，从表 3 可知，和常规条件相比，增加冷阱装置后，闪蒸气中的中间组分更少，原油中的中间组分更多，脱气原油的密度更小，原油的体积系数和溶解气油比下降，这个结果和实际生产结果是相一致的。表3不同分离温度单次脱气 PVT 实验对比Table3Experimentdataofflashtestfordifferenttemperature样品编号复配气油比/(m3/m3)温度/原油体积系数溶解气油比/(m3/m3)脱气原油密度/(g/cm3)YP-1100201.29399.290.8695100401.28093.270.8668YP-2300201.790304.160.8724300401.760278.560.8672YP-3500202.305509.460.8681500402.228457.040.8645YP-4700202.841712.270.8747700402.759660.780.85922挥发性原油高压物性实验数据校正由于现行挥发性原油高压物性实验条件与矿场存在差异，得到的地层条件下体积系数、溶解气油比不能直接用于储量评价和油藏工程计算，因此有必要对挥发性原油实验数据进行校正10-15。考虑到油气分离过程中总的组分和保持不变，通过将脱出气体中的中间组分转换为液相相对数据进行校正。2.1单次脱气实验通常来说，C5+在标况下为液态，统计西湖凹陷天然气（干气）的组分表明，天然气（干气）的 C5+含量非常小（大部分不到 0.5%），因此可以简略认为干气中不含 C5+组分，将脱出气体中的 C5+以上组分全部转化为液相。第 43 卷第 2 期潘威，等.挥发性原油流体参数校正方法及应用 31 单次脱气实验数据校正如下：假定地层原油质量为 m，千摩尔数为n=mni=0XtiMti（1）地面天然气体积、地面脱气原油体积和地层原油体积分别为（2）、（3）、（4）：Vdg=22 400m4i=0XtiMtini=0XtiMti（2）Vso=mni=5XtiMtisoni=0XtiMti（3）Vro=mro（4）通过式（2）、式（3）、式（4）即可计算修正后的体积系数和溶解气油比：Boj=VroVso=ni=0XtiMtini=5XtiMtisoro（5）Rsij=VdgVso=22 4004i=0XtiMtini=5XtiMtiro（6）式中：m 为地层原油质量，g；n 为地层原油千摩尔数，kmol；Vdg为地面天然气体积，m3；Vso为地面脱气原油体积，m3；Vro为地层原油体积，m3；Xti为井流物 i 组分的摩尔百分比，%；Mti为井流物 i组分的千摩尔质量，kg/kmol；so为地面脱气原油密度，g/cm3；ro为地层原油密度，g/cm3；Boj为单次脱气校正后体积系数；Rsij为单次脱气校正后溶解气油比，m3/m3。以东海西湖凹陷 6 口井挥发油闪蒸气的组分转化为例，将 C5+全部计算到油中，得到转换前和转换后溶解气油比和体积系数关系（图 1）。从图中可以看出，转换前和转换后体积系数和溶解气油比均存在较好的线性关系，相同样品点转换后，体积系数和气油比均存在一定程度减少。以某井为例，常规单次脱气气油比为 401m3/m3，原油地层条件体积系数为 2.386，校正后单次脱气气油比为 300m3/m3，原油地层条件体积系数为 2.159，体积系数差值为 0.227，对地质储量的影响达到 10%以上，因此对挥发性原油，体积系数校正是非常有必要的。y=0.003 4x+1.022 6R2=0.998 9y=0.003 7x+1.002 6R2=0.992 31.01.52.02.50100200300400500体积系数溶解气油比/(m3m3)原始关系C5+转换后图1组分转化前后体积系数与溶解气油比关系图Fig.1Relationshipbetweenvolumefactorandgasoilratio2.2多次脱气实验和单次脱气相同，多次脱气亦存在中间组分（油罐油）损失，对多次脱气实验数据进行处理的关键是将损失的中间组分（油罐油）计算出来。由于原油每级脱出的溶解气中的中间组分（油罐油）并非定值，因此需要在逐级降低的压力下进行中间组分（油罐油）损失量计算。多次脱气实验数据校正过程如下：假设多级脱气实验分为 n 级，初始饱和压力状态为第 0 级，最终的标准状态（0.101MPa）为第 n 级。在第 j 级压力下，原油体积系数为 Boj；溶解气油比为 Rsj，m3/m3；脱出气体体积为 Vdgj，m3；将脱出气体中的 C5+以上组分全部转化为液相。则第 j 级压力下，脱出气体体积为Vdgj=Vso(Rs(j1)Rsj)（7）校正后脱出气体体积为Vjgj=Vso(Rs(j1)Rsj)4i=0XtiMti（8）第 j 级脱出气体中含油体积为Vdoj=Vso(Rs(j1)Rsj)ni=5XtiMti22 400doj（9）校正后地面脱气原油总体积为Vjo=nj=0Vdoj+Vso（10）联合式（8）式（10）可得到用于校正后的原油体积系数和溶解气油比的计算公式：32 2023年6月Bjoj=Bojnj=0(Rs(j1)Rsj)ni=5XtiMti22 400doj+1（11）Rjsj=Rsjnj=0(Rs(j1)Rsj)ni=5XtiMti22 400doj+1（12）式中：Vdgj为第 j 级压力下脱出气体体积，m3；Vdoj为第 j 级脱出气体中含油体积，m3；Vso为多次脱气后标况下地面油罐油体积，m3；Vjo为校正后地面脱气原油总体积，m3；Vdgj为校正后脱出气体总体积，m3；Rsj为实验第 j 级溶解气油比，m3/m3；Rs（j1）为实验第（j1）级溶解气油比，m3/m3；Xti为井流物 i组分的摩尔百分比，%；Mti为井流物 i 组分的千摩尔质量，kg/kmol；Bjoj为校正后第 j 级体积系数；Boj为实验第 j 级体积系数；Rjsj为校正后第 j 级溶解气油比，m3/m3；doj为第 j 级脱气中油的密度，g/cm3。基于以上公式对表 4 中两口井的样品多次脱气数据进行校正，从表 4、图 2图 5 中可以看出，低溶解气油比的典型黑油，校正前后的原油体积系数和气油比差异很小；中高溶解气油比的挥发性原油，校正前后数据出现明显差异。不同样品校正前后差异量主要取决溶解气油比的大小，溶解气油比高、体积系数大的挥发性原油校正后收缩性明显降低。以 XH-2 井为例，校正前多次脱气地层压力下体积系数为 2.371，校正后为 2.237（与单次脱气校正后体积系数 2.221 相近），相差 0.134，对地质储量影响达到 6%以上。表4多次脱气 PVT 实验参数校正对比Table4Correctedparametersofseparatortest井号地层压力/MPa饱和压力/MPa压力/MPa溶解气油比/(m3/m3)原油体积系数校正溶解气油比/(m3/m3)校正原油体积系数气油比差/(m3/m3)体积系数差XH-227.2818.9127.282.3712.2370.13418.913802.4833582.342220.14112.742091.9021971.794120.1086.861161.6051091.51470.0911.96481.365451.28830.077001.11801.05500.063XH-529.006.9229.001.1861.1630.0236.92401.324391.2980.80.0265341.284331.2590.70.0254321.262311.2370.60.0253291.237281.2130.60.0242251.208251.1840.50.0241201.165201.1420.40.0230.101.08200.51.01.52.02.53.0051015202530体积系数地层压力/MPa校正前校正后图2XH-2 井样品体积系数校正对比Fig.2CorrectedparametersofvolumefactorofWellXH-205010015020025030035040005101520溶解气油比/(m3/m3)地层压力/MPa校正前校正后图3XH-2 井样品溶解气油比校正对比Fig.3CorrectedparametersofgasoilratioofWellXH-2第 43 卷第 2 期潘威，等.挥发性原油流体参数校正方法及应用 33 3结论（1）现行实验室单次脱气和多次脱气实验条件与矿场存在差异，实验过程中油相损失了部分中间组分，且油藏的挥发性越强，损失的中间组分越多，测得挥发性原油体积系数和溶解气油比数据偏大，不符合矿场实际生产情况。（2）对单次脱气和多次实验数据，提出了将闪蒸气 C5+组分转化为液相来校正的方法，校正后的参数和矿场生产更吻合，通过该方法能方便快捷计算挥发性原油实际的体积系数和溶解气油比。（3）典型黑油实验测得的体积系数、溶解气油比实验数据可直接用于油藏工程和储量计算，挥发性原油实验数据必须校正。原油的挥发性越高，校正后体积系数和溶解气油比较实验数据越小，两者计算的地质储量误差达 6%10%。参考文献：李连江.挥发油藏和凝析气藏开采技术M.北京:石油工业出版社,2012:6-11.1彭永灿,刘建,张大勇,等.油藏流体类型的研究以石西油田石炭系油藏为例J.石油天然气学报，2011，33（4）：43-46.2贾健谊,须雪豪,孙伯强.东海西湖凹陷原油与天然气的地球化学特征J.海洋石油，2000，20（2）：1-7.3何更生,唐海.油层物理M.2版.北京:石油工业出版社,2011:163-170.4PetroleumSocietyoftheCanadianInstituteofMiningMetallurgyandPetroleum.油气储量评估方法M.王永祥,张君峰,毕海滨,等,译.2版.北京:石油工业出版社,2012:87-92.5李爱芬,安国强,崔仕提,等.目前地层油高压物性分析存在的问题及修正方法J.中国石油大学学报(自然科学版)，2022，46（1）：80-88.6鹿克峰,蔡华,丁芳,等.挥发性油藏PVT数据矫正新方法对动态预测的影响J.新疆石油地质，2020，41（3）：295-301.7妥宏,吕道平,汤勇,等.关于易挥发原油物性实验分析标准的几点讨论J.特种油气藏，2006，13（6）：87-90.8刘军,邱婷,戴卫华,等.挥发性原油单次闪蒸实验结果的修正方法J.中国海上油气，2010，22（6）：394-396,402.9杨健.渤海油田黑油油藏高压物性参数特征研究D.北京:中国石油大学(北京),2017.10李久娣,盛蔚,盛志超,等.DHXH气田分类气藏开发生产动态特征研究J.海洋石油，2019，39（2）：18-22.11罗黔林.常规原油PVT特征参数确定方法研究D.北京:中国地质大学(北京),2018.12刘念秋,孙雷,周剑锋,等.易挥发性原油定容衰竭非平衡相态研究J.重庆科技学院学报(自然科学版)，2015，17（6）：23-26.13鹿克峰,苏畅,程超逸.挥发性油藏原油采收率预测的改进方法J.石油勘探与开发，2021，48（5）：995-1003.14刘玉奎,郭肖,张弦,等.不同气体注入对挥发油流体性质的影响J.油气藏评价与开发，2015，5（3）：28-32.1500.51.01.52.0051015202530体积系数地层压力/MPa校正前校正后图4XH-5 井样品体积系数校正对比Fig.4CorrectedparametersofvolumefactorofWellXH-5010203040506070809010002468溶解气油比/(m3/m3)地层压力/MPa校正前校正后图5XH-5 井样品溶解气油比校正对比Fig.5CorrectedparametersofgasoilratioofWellXH-5 34 2023年6月