CN111811988A - 一种基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法及其用途 - Google Patents

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CN111811988A CN202010675603.7A CN202010675603A CN111811988A CN 111811988 A CN111811988 A CN 111811988A CN 202010675603 A CN202010675603 A CN 202010675603A CN 111811988 A CN111811988 A CN 111811988A
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Abstract

本发明提供一种基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法，通过对真实流体样品进行分析和PVT流体性质拟合，并结合圈闭的形态，组合实验与数值模拟计算，针对深水盐下碳酸盐岩圈闭凝析气和油环界面，针对现有地球物理技术预测准确度受限以及其他预测方式成本高的问题，所述方法能够在此基础上进一步降低预测成本并提高预测准确度，对于勘探资源评价具有较高的工业应用价值。

Description

一种基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法及其用途
技术领域
本发明涉及资源勘探技术领域，尤其涉及一种基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法及其用途。
背景技术
流体性质的判断可以通过随钻流体取样确定，地球物理技术只能判断一般情况的油和水。对于深水、盐下的地震资料品质受限，对气和油的分辨能力有限。此外，当探井/评价井未钻遇流体界面时，对于储层厚度大、流体性质存在垂向变化的情况，无法确定资源量的占比和分配情况。资源量的确定对开发策略意义重大，对于常规埋深，陆上或浅水油田，凝析气的气油界面可以通过多打井或者开发过程动态落实。
CN110703317A公开了一种地震油气检测属性可靠性评价及圈闭流体界面判定方法，该方法先对于要确定流体界面的圈闭的地震油气检测属性图和构造图网格化；然后确定深度等值区，再计算各深度等值区的地震油气检测属性平均值，并确定属性数值主要分布区间，之后计算各深度等值区的“地震油气检测变化率”和“地震油气检测匹配度”，最后基于上述两个定量评价指标确定地震油气检测属性是否可靠，如果可靠，给出流体界面的位置；但对于深水、盐下碳酸盐岩，地震油气检测方法受限较大。
而多打井或者开发过程动态落实的方法对于深水、盐下碳酸盐岩而言，由于其开发成本高，开发试验费用高，气处理能力受限等一系列原因，导致不能直接落实气油界面。
因此，需要开发一种针对少量流体样品即可判断深水盐下碳酸盐岩圈闭中凝析气与油环界面的方法。
发明内容
鉴于现有技术中存在的问题，本发明提供一种基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法，通过对珍贵的随钻获得的流体样品进行分析、PVT流体性质拟合和闪蒸测试，并结合圈闭的形态，组合实验与数值模拟计算，能够在少量流体样品的情况下较为准确的预测圈闭中气油界面的位置，针对深水盐下碳酸盐岩圈闭凝析气和油环界面，克服了现有地球物理技术预测准确度受限以及多打井等开发成本的问题，对于勘探资源评价具有较高的工业应用价值。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
第一方面，本发明提供一种基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法，所述方法包括：根据样品的特性数据，利用PVT流体性质拟合结果，组配拟流体样品，结合闪蒸测试得到流体组分梯度，并结合圈闭形态，预测圈闭中气油界面位置。
本发明提供的预测圈闭中气油界面的方法将PVT流体性质拟合应用至圈闭中气液界面的预测中，仅需通过少量原油样品即可综合实验与数值模拟，计算得到拟流体的组分梯度，最终结合圈闭形态，得到气油界面位置以及圈闭中的气油比，从而能够以较低的成本分析评价资源勘探的经济价值，相较于地球物理和多次打井等技术提高了预测准确度并减少了预测分析成本。
优选地，所述方法包括如下步骤：
(1)根据样品的特性数据，进行第一PVT流体性质拟合，得到拟合的流体性质；
(2)根据步骤(1)中的流体性质，组配第一拟流体，进行第一闪蒸测试，得到组分梯度；
(3)根据步骤(2)所述组分梯度，结合圈闭形态，预测圈闭中气油界面位置。
本发明提供的方法中先获得样品的特性数据，并根据所述特性数据进行PVT流体性质拟合，从而能够以此为依据组配一个性质与样品性质类似的拟流体，再对其进行闪蒸测试，得到组分梯度，根据组分梯度中的气油比等数据结合圈闭形态计算得到预测的气油界面，操作方法简便可行。
本发明所述PVT流体性质拟合是通过计算机计算一系列流体饱和压力、流体不同压力下的体积系数、气油比、原油粘度的规律曲线的数值实验结果，所谓拟合，就是将这些数值参数规律和实验数据的误差缩小到可接受的范围，通过调整软件中自带的状态方程的参数系数，改变输出的实验结果，得到与实验数据最接近的拟合流体数据。
优选地，步骤(1)中所述特性数据包括地层流体的饱和压力、油相和气相相对体积、气油比、原油粘度、原油密度、气相组分摩尔质量或气体Z因子中的任意一种或至少两种的组合，其中典型非限制性的组合为油相和气相相对体积和原油粘度的组合，原油粘度和原油密度的组合，原油密度和气相组分摩尔质量的组合，优选为地层流体的饱和压力、油相和气相相对体积、气油比、原油粘度、原油密度、气相组分摩尔质量和气体Z因子所有的组合。
优选地，所述流体性质包括流体饱和压力、流体不同压力下的体积系数、气油比或原油粘度的规律曲线中的任意一种或至少两种的组合，其中典型非限制性的组合为流体饱和压力和流体不同压力下的体积系数的组合，流体饱和压力和原油粘度的规律曲线的组合，流体不同压力下的体积系数和原油粘度的规律曲线的组合，优选为流体饱和压力、流体不同压力下的体积系数、气油比和原油粘度的规律曲线所有的组合。
优选地，步骤(2)中还包括：对第一闪蒸测试之后的第一闪蒸流体进行第二PVT流体性质拟合，并组配第二拟流体，进行第二闪蒸测试，得到组分梯度。
本发明中优选进行两次PVT流体性质拟合以及两次闪蒸测试，能够更准确的预测气油界面位置。
优选地，所述第二拟流体的体积大于第一拟流体的体积。
优选地，所述第一闪蒸测试包括可视釜实验。
优选地，所述第二闪蒸测试包括中间容器逐级释放闪蒸。
本发明中第一次闪蒸测试采用可视釜小体积实验，通过得到的拟流体性质再次进行PVT流体性质拟合组配第二拟流体后再进行中间容器逐级释放闪蒸实验，与圈闭中气油体积以及流体性质更接近，减少了由于试验样品少带来的误差，提高了预测准确性。
优选地，步骤(2)中所述闪蒸测试包括模拟闪蒸测试和/或实验闪蒸测试，优选为实验闪蒸测试。
本发明对PVT流体性质拟合采用的状态方程形式没有特殊限制，可采用本领域技术人员熟知的任何可用于PVT流体性质拟合的状态方程，也可采用针对原油改进的状态方程。
优选地，所述PVT流体性质拟合采用的状态方程包括Peng-Robinson方程、PR-Peneloux方程、SRK方程、SRK-Peneloux方程或Redlich-Kwong方程中的任意一种。
本发明对所述PVT流体性质拟合采用的软件也没有特殊限制，采用本领域技术人员熟知的可用于PVT流体性质拟合的软件或模块即可。
优选地，所述PVT流体性质拟合采用的软件包括Schlumberger的PVTi模块和/或CMG的winprop模块。
优选地，步骤(4)中所述圈闭形态包括深水盐下碳酸盐岩圈闭形态。
优选地，所述圈闭形态包括圆锥形。
优选地，所述圈闭形态包括圈闭幅度角、最大烃柱高度和最大圈闭面积。
本发明中所述组分梯度包括气相、油相体积比。
优选地，所述方法包括如下步骤：
(1)根据样品的特性数据，进行第一PVT流体性质拟合，得到拟合的流体性质；
(2)根据步骤(1)中的流体性质，组配第一拟流体，进行第一闪蒸测试，得到第一闪蒸流体，对所述第一闪蒸流体进行第二PVT流体性质拟合，并组配第二拟流体，进行第二闪蒸测试，得到组分梯度；
其中，所述第一闪蒸测试为可视釜实验，所述第二闪蒸测试为中间容器逐级释放闪蒸，所述第二拟流体的体积大于第一拟流体的体积；
(3)根据步骤(2)所述组分梯度，结合圈闭形态，预测圈闭中气油界面位置。
作为本发明优选的技术方案，所述方法包括如下步骤：
(1)室内实验测得采样样品的特性数据，根据样品的特性数据，并进行第一PVT流体性质拟合，得到拟合的流体性质；
(2)根据步骤(1)中的流体性质，组配第一拟流体，并对所述组配拟流体进行可视釜闪蒸实验测试，将流体重新平衡静置后，在油藏条件的温度和压力下，改变活塞位置，释放液体，所述液体分别来自上层气相或下层液相，根据释放液体的体积，计算可视釜中的上层气相和下层液相溢出的体积比，记为x1/x2；
将所述可视釜中得到的上层气相和下层液相，再分别进行闪蒸实验，得到所述第一拟流体的组分梯度；所述组分梯度包括测试气、液相的气油比、API重度、摩尔质量、降压后的流体中气、油组分和原始流体组分，得到上层相和下层相的体积、气油比、API、FVF体积系数和密度；
再根据所述第一拟流体的特性参数，进行第二PVT流体性质拟合，得到第二次拟合的流体性质，并根据所述第二次拟合的流体性质组配体积更多的第二拟流体，进行中间容器实验，样品静置时间延长；
再次通过活塞位置移动，保持温度、压力恒定的情况下，释放中间容器中的流体，流体的释放量依据所述x1/x2来确定，得到由中间容器得到的第二上层气相和第二下层液相的体积比x3/x4；
将从中间容器中释放的流体，再进行闪蒸实验，得到第二流体的组分梯度；
对x1/x2～x3/x4取平均值，作为气油平衡后体积比
Figure BDA0002583926550000061
其中，Vgas cap为气相的体积，在圈闭形态中记为气顶体积；Voil ring为液相的体积，在圈闭形态中记为油环体积；
(3)根据步骤(2)所述第二流体的组分梯度，结合勘探资源圈闭体形态，进行几何体勾勒，进而从高到底充填气油流体，根据实际圈闭尺寸，计算气油界面的深度位置；其中，设定圈闭形态为圆锥形，勘探圈闭为椎体，预测圈闭中气油界面位置；
其中，气油界面位置的计算公式推导如下：
总圈闭体积表达式为：
Figure BDA0002583926550000062
气顶体积计算公式：
Figure BDA0002583926550000063
由式(1)～(2)计算可得油环体积：
Figure BDA0002583926550000071
因此根据式(2)和式(3)可以计算得到气油体积比：
Figure BDA0002583926550000072
进一步，圈闭中圈闭幅度角为：
Figure BDA0002583926550000073
综合式(4)和式(5)能够计算得到圈闭中气油界面的深度位置hg为：
Figure BDA0002583926550000074
其中，α为圈闭幅度角，H为最大烃柱高度，R为最大圈闭面积的半径，hg为气顶最大气柱高度，rg为气油界面半径。
本发明提供的基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法能够适用于陆上碳酸盐岩、海上碳酸盐岩或碎屑岩等不同油藏中圈闭凝析气和油环界面的判断和预测。
第二方面，本发明提供一种预测深水盐下碳酸盐岩圈闭凝析气和油环界面的方法，所述方法包括第一方面所述的基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法。
本发明提供的基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法尤其适用于深水盐下碳酸盐岩圈闭凝析气和油环界面预测，这是因为对于常规埋深，陆上或浅水油田，凝析气的气油界面可以通过多打井或者开发过程动态落实。对于深水、盐下碳酸盐岩，其开发成本高，开发试验费用高，气处理能力受限等一系列原因，导致不能直接落实气油界面，拟合加室内实验的方式大大降低了成本并提高了预测准确性。而且勘探阶段，取样点少，而圈闭垂向厚度较大时，少量的流体样品不能直接确定是否存在流体梯度。对于凝析气藏判断难度比干气藏大，通过本发明在室内研究中，成本投资较低就可以多种方法相互验证确定流体在封闭体积中气油各自体积占比。通过勘探认识的圈闭形态确定其中流体的分布，通过几何计算可近似得到气、油界面的深度位置。
第三方面，本发明提供根据第一方面所述的基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法在勘探资源评价中的用途。
本发明提供的方法能够预测气油界面位置以及圈闭中的气油比，从而能够较好的为资源勘探提供经济预算的基础。
与现有技术相比，本发明至少具有以下有益效果：
(1)本发明提供的基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法中结合PVT流体性质拟合和闪蒸实验，并组合圈闭形态的几何计算，能够准确预测圈闭中气油界面；
(2)本发明提供的基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法所需实际油品量少，操作简便；
(3)本发明提供的预测深水盐下碳酸盐岩圈闭凝析气和油环界面的方法中能够针对较难预测的深水盐下碳酸盐岩圈闭凝析气预测其气油界面，成本低，预测下效果佳。
附图说明
图1是本发明实施例1提供的可视釜实验示意图。
图2为本发明实施例1提供的圈闭形态示意图。
图中：1-可视釜视窗；2-上层气相；3-下层液相；4-节流阀；5-活塞。
具体实施方式
下面结合附图并通过具体实施方式来进一步说明本发明的技术方案。
下面对本发明进一步详细说明。但下述的实例仅仅是本发明的简易例子，并不代表或限制本发明的权利保护范围，本发明的保护范围以权利要求书为准。
一、实施例
实施例1
本实施例提供一种基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法，所述方法包括如下步骤：
(1)室内实验测得采样样品的特性数据，如表1和表2所示，将表1和表2中样品的特性数据输入CMG软件的winprop模块中，并利用CMG软件的winprop模块进行第一PVT流体性质拟合，得到拟合的流体性质；
(2)根据步骤(1)中的流体性质，组配第一拟流体，组配得到的第一拟流体组成如表3所示，并对所述组配拟流体进行可视釜闪蒸实验测试，可视釜示意图如图1所示，通过流体重新平衡静置1天，在可视釜中见到明显的气-液界面，然后通过改变活塞位置，对溢出流体进行取样，该过程保持温度和压力不变，模拟采用油藏条件的温度和压力；由于视窗可视，能够看出释放的液体是来自上层气相或是下层液相，释放出的液体会再次分成气、液两相，其中上层气相释放的液体分成的气、液两相记为气-气-2和气-液-2，下层液相释放的液体分成的气、液两相记为液-气-3和液-液-3，则上层气相和下层液相溢出的体积为：
上层气相＝气-气-2+气-液-2；下层液相＝液-气-3+液-液-3
根据溢出液体的体积，计算可视釜中的上层气相和下层液相溢出的体积比，记为x1/x2。
将上述可视釜中得到的上层气相和下层液相，再进行闪蒸实验，测试气、液相的气油比、API重度、摩尔质量、降压后的流体中气、油组分和原始流体组分，得到上层气相和下层液相的体积、气油比、API、FVF体积系数和密度，如表4所示；
再根据上述气油相的数据，进行第二PVT流体性质拟合，得到第二次拟合的流体性质，并根据所述第二次拟合的流体性质组配体积更多的第二拟流体，进行中间容器实验，样品增加至1L，此外，样品静置时间延长到一星期。再次通过活塞位置移动，保持温度、压力恒定的情况下，释放中间容器中的流体。这一步的过程确定释放量依据上一步可视釜得到的上层气相和下层液相体积比，x1/x2来确定。由于中间容器是等径截面圆柱体，因此，可将容器高度差作为每次释放量的参考，即1L中间容器高H1，则对H1进行等分，使△h*n＝H1，此时n满足按照x1和x2的比例，取整气油界面大概的位置。每一次释放样品的体积为vn，则：sum(v1:vn)＝V总，最终得到由中间容器得到的第二上层气相和第二下层液相的体积比x3/x4。
对以上从容器中释放的流体，再进行闪蒸实验，测试每个样品的气油比、API重度、摩尔质量、降压后的流体中气、油组分，原始流体组分。得到Flash(1)～Flash(n)的体积、气油比、API、FVF体积系数和密度，如表5所示。
对x1/x2～x3/x4取平均值，作为气油平衡后体积比
Figure BDA0002583926550000101
其中，Vgas cap为气相的体积，在圈闭形态中记为气顶体积；Voil ring为液相的体积，在圈闭形态中记为油环体积。
(3)根据步骤(2)所述流体组分梯度即气油平衡后体积比，结合勘探资源圈闭体形态，进行几何体勾勒，进而从高到底充填气油流体，根据实际圈闭尺寸，计算气油界面的深度位置；其中，如图1所示，设定圈闭形态为圆锥形，勘探圈闭为椎体，预测圈闭中气油界面位置；
其中，气油界面位置的计算公式推导如下：
总圈闭体积表达式为：
Figure BDA0002583926550000111
气顶体积计算公式：
Figure BDA0002583926550000112
由式(1)～(2)计算可得油环体积：
Figure BDA0002583926550000113
因此根据式(2)和式(3)可以计算得到气油体积比：
Figure BDA0002583926550000114
进一步，圈闭中圈闭幅度角为：
Figure BDA0002583926550000115
综合式(4)和式(5)能够计算得到圈闭中气油界面的深度位置hg为：
Figure BDA0002583926550000116
其中，α为圈闭幅度角，H为最大烃柱高度，R为最大圈闭面积的半径，hg为气顶最大气柱高度，rg为气油界面半径。
表1
压力(MPa) 气体Z因子 液相体积比
56.9 - 0
48.1 1.0037 2.29
38.9 0.8676 4.31
31.8 0.7478 7.33
26.7 0.6489 12.34
18.4 0.5906 15.22
10.4 0.7248 16.04
表2
Figure BDA0002583926550000117
Figure BDA0002583926550000121
表3
组分 摩尔百分比(moL％)
CO<sub>2</sub> 67.3
N<sub>2</sub>-C1 25.0
C2-C3 2.5
IC4-NC5 0.9
C6-C12 1.9
C13-C19 1.0
QC28,91 0.9
QC62,69 0.5
表4
Figure BDA0002583926550000122
表5
Figure BDA0002583926550000123
Figure BDA0002583926550000131
根据表4中的数据，x1/x2＝56.6/11.6＝4.88；
根据表5中的数据，Voil phase＝118.44cm3；
计算得到：Vgas phase＝680.33-118.44cm3＝561.89cm3；
因此，平衡后气油体积比：
Figure BDA0002583926550000132
取平均得到：C＝(x1/x2+x3/x4)/2＝(4.74+4.88)/2＝4.81；
根据式(6)计算可得：
Figure BDA0002583926550000133
其中，油藏温度为86℃，油藏压力为70MPa，探井钻遇的最低的含油界面6500m，构造顶深为6200m可知H为300m，最终上式计算得到气油界面深度为281.7m+6200m＝6481.7m，油环的高度为18.3m。而且通过进一步计算可以得到上层气相的体积占比为82.8％，下层液相的体积占比为17.2％，能够通过气相与油相的体积比进一步判断资源开发的经济性。
综上所述，本发明提供的基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法需要的样品量少，室内实验结合模拟即可完成，操作简便，从而能够以较低的成本分析评价资源勘探的经济价值，相较于地球物理和多次打井等技术提高了预测准确度和预测分析成本。
申请人声明，本发明通过上述实施例来说明本发明的详细结构特征，但本发明并不局限于上述详细结构特征，即不意味着本发明必须依赖上述详细结构特征才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明所选用部件的等效替换以及辅助部件的增加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。

Claims (10)

1.一种基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法，其特征在于，所述方法包括：根据样品的特性数据，利用PVT流体性质拟合结果，组配拟流体样品，结合闪蒸测试得到流体组分梯度，并结合圈闭形态，预测圈闭中气油界面位置。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：
(1)根据样品的特性数据，进行第一PVT流体性质拟合，得到拟合的流体性质；
(2)根据步骤(1)中的流体性质，组配第一拟流体，进行第一闪蒸测试，得到组分梯度；
(3)根据步骤(2)所述组分梯度，结合圈闭形态，预测圈闭中气油界面位置。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，步骤(1)中所述特性数据包括地层流体的饱和压力、油相和气相相对体积、气油比、原油粘度、原油密度、气相组分摩尔质量或气体Z因子中的任意一种或至少两种的组合；
优选地，所述流体性质包括流体饱和压力、流体不同压力下的体积系数、气油比或原油粘度的规律曲线中的任意一种或至少两种的组合。
4.根据权利要求2或3所述的方法，其特征在于，步骤(2)中还包括：对第一闪蒸测试之后的第一闪蒸流体进行第二PVT流体性质拟合，并组配第二拟流体，进行第二闪蒸测试，得到组分梯度；
优选地，所述第二拟流体的体积大于第一拟流体的体积；
优选地，所述第一闪蒸测试包括可视釜实验；
优选地，所述第二闪蒸测试包括中间容器逐级释放闪蒸。
5.根据权利要求2～4任一项所述的方法，其特征在于，步骤(2)中所述闪蒸测试包括模拟闪蒸测试和/或实验闪蒸测试，优选为实验闪蒸测试。
6.根据权利要求2～5任一项所述的方法，其特征在于，所述PVT流体性质拟合采用的状态方程包括Peng-Robinson方程、PR-Peneloux方程、SRK方程、SRK-Peneloux方程或Redlich-Kwong方程中的任意一种；
优选地，所述PVT流体性质拟合采用的软件包括Schlumberger的PVTi模块和/或CMG的winprop模块。
7.根据权利要求2～6任一项所述的方法，其特征在于，步骤(4)中所述圈闭形态包括深水盐下碳酸盐岩圈闭形态。
8.根据权利要求1～7任一项所述的方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：
(1)根据样品的特性数据，进行第一PVT流体性质拟合，得到拟合的流体性质；
(2)根据步骤(1)中的流体性质，组配第一拟流体，进行第一闪蒸测试，得到第一闪蒸流体，对所述第一闪蒸流体进行第二PVT流体性质拟合，并组配第二拟流体，进行第二闪蒸测试，得到组分梯度；
其中，所述第一闪蒸测试为可视釜实验，所述第二闪蒸测试为中间容器逐级释放闪蒸，所述第二拟流体的体积大于第一拟流体的体积；
(3)根据步骤(2)所述组分梯度，结合圈闭形态，预测圈闭中气油界面位置。
9.一种预测深水盐下碳酸盐岩圈闭凝析气和油环界面的方法，其特征在于，所述方法包括权利要求1～8任一项所述的基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法。
10.根据权利要求1～8任一项所述的基于流体分析预测圈闭中气油界面的方法在勘探资源评价中的用途。
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