海上油田油藏流體高壓物性參數現場測定系統研究與應用＊

劉樹鞏 劉海波 劉海涅 李 揚 張興延

(中海油田服務股份有限公司)

油藏流體的高壓物性參數包括油藏流體的密度、粘度、飽和壓力、體積系數、壓縮系數等,這些參數是評價油藏產能、研究油田類型、確定油田開采方式、計算油田儲量、選擇油井制度的基礎數據[1-5]。油藏流體高壓物性參數的有效性和準確性對于油藏勘探的前期指導和油藏開發期間的調整等都有著重要的影響。

目前相對成熟的油藏流體高壓物性測試設備占用空間都比較大,這就使得海上油田油藏流體高壓物性參數的測定工作基本都是在陸地實驗室完成。然而,由于海上條件特殊,在陸地實驗室分析海上油田地層流體高壓物性參數存在以下幾方面的不足:①如果分析認為采集的 PV T樣品不合格,已經失去重新采集樣品的時機;②在樣品的運輸過程中,由于溫度、壓力等條件的改變,樣品的組成可能發生不可逆的變化,使其代表性變差;③樣品分析用時太長,不能滿足海上油藏快速評價及勘探階段快速決策的要求。

因此,研究與開發在海洋鉆井平臺上直接進行油藏流體高壓物性參數測試技術對海上油氣勘探開發具有重要意義。針對需求,設計了海上油田油藏流體高壓物性參數現場快速測定系統,對系統測量準確度進行了檢驗,并進行了現場應用,取得了良好的效果。

1 系統組成

海上油田油藏流體高壓物性參數現場快速測定系統由氣體體積計量計、PV T釜、毛細管粘度計等3臺主要儀器組成,另外配有加壓泵、真空泵、空氣壓縮機等,以及相應儀器的操作軟件,系統主要儀器組成如圖1所示。

圖1 海上油田油藏流體高壓物性參數現場測定系統示意圖

1.1 氣體體積計量計

氣體體積計量計用于測定原油脫氣過程中脫出氣體的體積,其最大容積為5 L。測量時通過電動馬達拉動釜體內活塞上下移動,從而精確控制釜體內氣體的體積或壓力,記錄原油脫氣過程中脫出氣體的體積。釜體配有加熱保溫系統,最高加熱溫度為50℃,釜體承受的最大工作壓力為0.2 M Pa。

1.2 PVT釜

PV T釜為海上油田油藏流體高壓物性參數現場測定系統的核心部分,能夠完成樣品的恒質膨脹、單次脫氣等實驗,可獲得氣油比、泡點壓力、體積系數、壓縮系數、膨脹系數等參數。為了滿足既能對凝析氣又能對黑油進行測量,本系統選用的 PV T釜體分為上下兩部分,由電動馬達控制上下釜體內物質的體積,上下釜體通過自動閥門連接,上釜容積為100 cm3,主要用于進行氣體(凝析氣)測量,下釜容積為30 cm3,主要用于進行黑油實驗。2個釜體中間設有光纖探頭,用于探測油氣界面、確定飽和壓力,并且下釜底端配有震動攪拌設備。釜體設有加熱保溫系統,最高加熱溫度為200℃,冷卻系統通過水循環方式降溫,可通過軟件精確控制釜體的溫度。整個釜體的最大工作壓力設計為 100 M Pa。該PV T釜設計獨特,有效減小了測定系統儀器的體積,使測定系統得以在海上平臺應用。

1.3 毛細管粘度計

利用毛細管粘度計測定流體粘度時,由電動馬達帶動釜體內活塞上下移動,使被測流體在毛細管內流動,通過測定毛細管兩端壓差和毛細管內的流速得出流體的粘度值。毛細管粘度計釜體容積為12 cm3,通過更換不同型號的毛細管,測量原油粘度范圍為0.1～5000 m Pa·s。粘度計的加熱保溫系統和PV T釜一致。

1.4 系統控制軟件

在軟件功能設計上,體現了智能化、自動化和人性化的設計理念,軟件操作直觀、方便,使軟件具有了虛擬儀器的特點。

2 系統驗證

為了檢驗本系統的測量準確度,用不同地區、不同性質的樣品,與具有國家計量認證的陸地大型原油高壓物性實驗室的分析結果進行對比。

2.1 系統重復性和穩定性驗證

選取3個樣品,在相同實驗條件下分別對同一樣品進行3次以上重復測試,利用測得的數據來驗證儀器的穩定性和重復性。經多次驗證,測量結果重復性較好,并且儀器測定的各項PV T參數均滿足行業標準對實驗儀器精度的要求,說明該系統重復性和穩定性較好。

2.2 系統準確性驗證

選取了3個樣品的第1次測量結果與陸地大型實驗儀器測量結果進行對比分析,以檢驗系統的測量準確度。

表1為3個樣品的泡點壓力測量結果對比表。從表1可以看出:本系統的測量結果比陸地大型實驗儀器分析結果偏小。分析認為,測量結果與相平衡時間、用油量等因素有關,本系統作為小型化快速分析系統,平衡時間較短,用油量少,因此測量結果偏小。以上分析表明,此誤差為系統誤差。于是,針對泡點壓力,對本實驗測量結果與陸地大型實驗儀器分析數據進行線性回歸(圖2),從而得到一個校正公式:y=0.9814 x+0.9961。經過校正后的本系統測量結果相對誤差較小(表2)。

表1 本系統測量的泡點壓力與陸地實驗室測量結果的對比

圖2 本系統測定結果與陸地實驗室結果關系曲線

表2 本系統測量的泡點壓力校正值與陸地實驗室結果的對比

表3為本系統測量的氣油比、體積系數、地層原油密度、脫氣原油密度與陸地實驗室結果的相對誤差表。從表3可以看出:本系統測量的氣油比、體積系數、地層原油密度、脫氣原油密度等參數值相對誤差較小。

表3 本系統測量的氣油比、體積系數、地層原油密度、脫氣原油密度與陸地實驗室結果的相對誤差 (%)

表4為不同壓力下本系統測量的地層原油粘度與陸地實驗室結果的相對誤差表。從表4可以看出:本系統測量的地層原油粘度值相對誤差均小于2%,表明儀器測量結果較好,準確度高。

表4 不同壓力下本系統測量的地層原油粘度與陸地實驗室結果的相對誤差

以上數據分析結果表明,利用本系統測定的氣油比、體積系數、地層原油密度、脫氣原油密度、地層原油粘度等參數值準確可靠;在測量泡點壓力參數時,可以通過建立校正公式來消除本系統的系統誤差,校正后的泡點壓力測量值結果準確可靠。

3 現場應用

海上某井利用電纜地層測試器ERCT在2720 m處取得地層流體樣品,應用海上油田油藏流體高壓物性參數現場測定系統對該樣品進行了有效性檢測和高壓物性分析實驗。

首先對樣品的合格性進行測量分析。測量并校正后得到樣品的泡點壓力為10.36 M Pa。ERCT電纜地層測試在泵抽取樣過程中的流動壓力高于25.86 M Pa,樣品到達地面的打開壓力為 32.35 M Pa,均高于樣品的泡點壓力,說明在泵抽開始到實驗分析之前,樣品未脫氣,因此該樣品為合格的PV T樣品。

然后應用本系統對該樣品進行了測量,在5 h之內測得氣油比、體積系數、地層原油粘度、地層原油密度、脫氣原油密度等參數,在8 h之內完成恒質膨脹實驗,測得了泡點壓力、Y函數、壓縮系數等參數。實驗期間系統運作良好,實驗過程中無異常情況發生,該測量結果已用于油藏評價。

[1] 李瑞琪.地層原油高壓物性參數預測方法[J].油氣田地面工程,2009,28(9):81-82.

[2] 朱化蜀.油氣藏流體高壓物性參數及相態特征預測方法研究[D].成都:西南石油大學,2006.

[3] 李其朋.黑油高壓物性參數模擬方法及應用[J].油氣地質與采收率,2009,16(3):79-81,84.

[4] 馬慶蘭.高粘度油藏原油高壓物性參數計算模型的研究[R].第二屆全國化學工程與生物化工年會,2005.

[5] 陳桂華.油藏流體PV T特征參數預測方法研究[D].成都:西南石油大學,2005.