CN115539015A - 一种判断储层内凝析气-原油共存的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种判断储层内凝析气‑原油共存的方法，包括：（1）确定岩心残余油饱和度的波动范围R；（2）在高压PVT装置中加入脱气油和伴生气，在储层压力和温度下，如果是两相，说明储层内为凝析气和原油共存；（3）如果是单相凝析气，向配样器中加入脱气油和伴生气，让油相溶解到气相中成单一气相；（4）从配样器顶部泄压至常压，如果岩心中残余油饱和度大于R的最高值，说明储层内是凝析气和液态油共存，否则是单一的凝析气相；（5）如果是单相原油，重复（3）‑（4），如果岩心中残余油饱和度大于R的最高值，说明储层内是凝析气和液态油共存，否则是单一的油相。本发明避免了常规判断方法产生的误差，能够有效指导油气藏的深度开发。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种判断储层内是否是凝析气-原油共存的方法。
背景技术
近年来越来越多的致密、页岩凝析气藏被发现，这类气藏采出气-油比存在不规则的升降过程，分析可能是储层致密，成藏过程流体置换不彻底，出现了油-气共存的特征，所以判别油-气是否共存尤为重要，目前凝析气藏存在油环的方法大致可归结为产出油性质判别法和经验统计法两种(王迪,姜永,黄磊,吴浩君.潜山凝析气藏油环判定及动态储量计算方法研究[J].石油化工应用,2021,40(09):26-30+34)。
产出油性质判别法，是指气田所在的区域，凝析油与原油具有不同的性质，其密度范围及凝固点范围不同，那么不同比例的凝析油和黑油混合后的密度和凝固点必然会不同。
常用的经验统计判别法包括C5+含量法、C1/C5+比值法、组合参数φ1法、秩类法、两组合参数Z因子法和四组合参数法，具体如下：
(1)C5+含量法：运用流体中高沸点馏分C5+(摩尔分数)进行判别。
(2)C1/C5+比值法：运用C1/C5+的比值进行判别。
(3)组合参数φ1法:运用流体中主要组成的特征值φ1进行判别。
(4)秩类法:选择流体中C1、C2、C3、C4和C5+构成最能反映目标按级分布的特征值，并给特征值以相应的秩数，将被判别样品的每一个特征值所属秩数相加，得到分类函数。
(5)两组合参数Z因子法:组合使用C1、C2、C3、C4、C5+，构成Z1、Z2组合参数来判别凝析气藏是否有油环。
(6)四组合参数法；使用流体中乙烃以上组分总和(即C2+)或乙烃(即C2)等组成四参数判别凝析气藏是否有油环(朱彦杰,杨鹏,陈斯宇,罗启源,王坤.高含凝析油凝析气藏中油环判别方法探索应用[J].中外能源,2021,26(11):34-37)。
由于经验统计法所利用资料本身的局限性，判断结果不一定完全准确可靠。特别对于一些页岩储层，目前并没有相关的确定方法。基于此，本发明提供一种判断储层内是否是凝析气-原油共存的新方法，对指导油气藏的合理开发具有重要意义。
发明内容
本发明的目的在于提供一种判断储层内是否是凝析气-原油共存的方法，该方法原理可靠，操作简便，测量结果准确，能够为掌握油气藏储层流体特征和致密油气开发所需重要参数，提供基础数据和理论依据。
为达到以上技术目的，本发明采用以下技术方案。
一种判断储层内凝析气-原油共存的方法，依次包括以下步骤：
(1)从气藏储层段不同深度处取得至少三块岩心，测定岩心内束缚水饱和度Sw和残余油饱和度So1，确定残余油饱和度So1的波动范围R；
(2)选择1块岩心，清洗干净后测定孔隙度，按照步骤(1)测定的束缚水饱和度Sw建立束缚水；基于现场生产气油比，在高压PVT装置中加入给定比例的脱气油和伴生气，将PVT装置内压力加至气藏储层压力，温度为气藏储层温度，待压力和温度稳定至少5小时后，如果是两相，说明储层内为凝析气和原油共存；如果是单相凝析气，进行第(3)、(4)步，如果是单相原油，进行第(5)、(6)步；
(3)向带磁力搅拌功能的配样器中加入一定量的脱气油，然后放入支撑架，将含束缚水的岩心固定到支撑架上，旋紧配样器，根据现场生产气油比，注入需要量的伴生气，开启配样器，设定工作温度为气藏储层温度，将配样器中压力增至气藏储层压力，开启磁力搅拌转子让油相溶解到气相中成单一气相；
(4)配样器中流体压力和温度稳定至少5小时后，从配样器顶部缓慢恒温泄压直至常压，拆开配样器取出岩心，测定岩心中残余油的饱和度So2，如果So2大于R的最高值，说明储层内是凝析气和液态油共存，否则储层是单一的凝析气相；
(5)将含束缚水的岩心固定到支撑架上，然后放入带磁力搅拌功能的配样器中，加入一定量的脱气油，旋紧配样器，再根据现场生产气油比，注入需要量的伴生气，开启配样器，设定工作温度为气藏储层温度，将配样器中压力增至气藏储层压力，开启磁力搅拌转子让伴生气溶解到油相中成单一油相；
(6)配样器中流体压力和温度稳定至少5小时后，缓慢退配样器中活塞，配样器中压力低于泡点压力后会变为气液两相，当支撑架上岩心完全暴露到平衡气相中，从配样器顶部缓慢恒温泄压直至常压，拆开配样器取出岩心，测定岩心中残余油的饱和度So2，如果So2大于R的最高值，说明储层内是凝析气和液态油共存，否则储层是单一的油相。
与现有技术相比，本发明避免了常规判断方法利用资料本身的局限性产生的判断误差，测试过程简便，测试结果可靠，能够有效指导油气藏的深度开发。
附图说明
图1是判断储层内凝析气-原油共存的装置图(带磁力搅拌功能的配样器)。
图中：1—磁力供电箱；2—高压泵；3、10、11—阀门；4—加热套；5—活塞；6—磁力搅拌转子；7—岩心；8—岩心支撑架；9—油气流入口。
具体实施方式
下面根据附图进一步说明本发明，以便于本技术领域的技术人员理解本发明。但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，均在保护之列。
判断储层内是否是凝析气-原油共存的方法，依次包括以下步骤：
(1)从储层段取得的岩心蜡封后，使用干馏法测定岩心内束缚水饱和度Sw和残余油饱和度So1，测定至少三块岩心(储层段不同深度处取得)，确定一个So1的波动范围R；
(2)选择其中1块岩心，将岩心清洗干净，测定孔隙度，按测定结果建立束缚水饱和度Sw。从现场取得脱气油和伴生气，基于标准GB26981 2020“油气藏流体物性分析方法”和现场稳定生产气油比，在可视高压PVT装置中加入给定比例的脱气油和伴生气，将PVT装置内压力加至气藏储层压力，温度为气藏储层温度，待压力和温度稳定至少5小时，看是否是两相，如果是两相说明主力储层内为凝析气和原油共存；如果是单相凝析气，进行第(3)、(4)步实验，如果是单相原油，进行第(5)、(6)步实验；
(3)基于标准GB26981 2020“油气藏流体物性分析方法”，首先向带磁力搅拌功能的配样器(图1)中加入一定量的脱气油，然后放入岩心支撑架8，将含束缚水的岩心7固定到支撑架上，盖紧配样器，根据现场生产气-油比数据，通过油气流入口9注入需要量的伴生气，开启配样器通过加热套4设定工作温度为气藏温度，打开阀门3、10关闭阀门11，用高压泵2使活塞5向上运动，将配样器中压力增至气藏压力。温度稳定后开启磁力供电箱1使磁力搅拌转子6旋转，从而让油相溶解到气相中成单一气相；
(4)配样器中流体压力和温度稳定至少5小时后，从配样器顶部慢慢恒温泄压直至常压，拆开配样器取出岩心，测定岩心中残余油的饱和度So2，对比So2和So1，如果So2较R的最高值还大，说明储层中仍是凝析气和液态油共存，否则在主力储层中是单一的凝析气相；
(5)首先将含束缚水岩心固定到带磁力搅拌功能的配样器中，加入一定量脱气油(可能淹没岩心)，然后盖紧配样器，然后根据现场生产气-油比数据，打开阀门10进一步注入需要量的伴生气，开启配样器通过加热套4设定工作温度为为气藏温度，将配样器中压力增至油藏压力。温度稳定后开启磁力搅拌转子让伴生气溶解到油相中成单一油相；
(6)配样器中流体压力和温度稳定至少5小时后，缓慢退配样器中活塞5，配样器中压力低于泡点压力后会变为气液两相，当支撑架上岩心完全暴露到平衡气相中，从配样器顶部排气慢慢恒温泄压直至常压，拆开配样器取出岩心，测定岩心中残余油的饱和度So2，对比So2和So1，如果So2较R的最高值还大，说明储层中仍是凝析气和液态油共存，否则在主力储层中是单一的油相。
实施例
判断储层内是否是凝析气-原油共存的方法步骤如下：
(1)选取某高温超高压致密气藏不同井段三块岩心，蜡封后测量岩心长度、直径以及岩心内束缚水饱和度Sw和残余油饱和度So1，So1的波动范围为32.11-38.59％。测量结果如下：
| 层段 | 岩心 | 长度(cm) | 直径(cm) | 束缚水饱和度％ | 残余油饱和度％ |
| 6993段 | 10 | 5.159 | 2.499 | 41.34 | 32.11 |
| 6996段 | 3 | 5.264 | 2.499 | 39.33 | 27.58 |
| 6999段 | 8 | 5.342 | 2.513 | 36.56 | 38.59 |
(2)选取10号岩心，将岩心清洗干净，测定孔隙度为12.4％，按测定实验结果对应建立束缚水饱和度Sw＝41.34％；
(3)从现场取得脱气油和伴生气，基于标准GB26981 2020“油气藏流体物性分析方法”和现场稳定生产气油比R＝1000，在可视高压PVT装置中加入给定比例的脱气油和伴生气，将PVT装置内压力加57.34MPa，温度为117.4℃，待压力和温度稳定至少5小时，发现是单相凝析气；
(4)向带磁力搅拌功能的配样器中加入20ml的脱气油，然后放入岩心支撑架，将束缚水含量为41.34％的岩心固定到支撑架上，岩心底面的高度高于脱气油的高度6cm，然后将配样器盖紧，根据现场生产气-油比数据，进一步注入20000ml的伴生气，开启配样器设定工作温度为117.4℃，将配样器中压力增至57.34MPa。温度稳定后开启磁力搅拌转子让原油溶解到气相中成单一气相；
(5)配样器中流体压力和温度稳定至少5小时后，从配样器顶部慢慢恒温泄压直至常压，拆开配样器取出岩心，测定岩心残余油的饱和度So2＝34.57％，对比So2和So1，So2<So1max，说明在主力储层中是单一的凝析气相。
Claims (3)
1.一种判断储层内凝析气-原油共存的方法，依次包括以下步骤：
（1）从气藏储层段不同深度处取得至少三块岩心，测定岩心内束缚水饱和度Sw和残余油饱和度So1，确定残余油饱和度So1的波动范围R；
（2）选择1块岩心，清洗干净后测定孔隙度，按照步骤（1）测定的束缚水饱和度Sw建立束缚水；基于现场生产气油比，在高压PVT装置中加入给定比例的脱气油和伴生气，将PVT装置内压力加至气藏储层压力，温度为气藏储层温度，待压力和温度稳定至少5小时后，如果是两相，说明储层内为凝析气和原油共存。
2.如权利要求1所述的一种判断储层内凝析气-原油共存的方法，其特征在于，所述步骤（2）中，如果是单相凝析气，进行第（3）、（4）步：
（3）向带磁力搅拌功能的配样器中加入一定量的脱气油，然后放入支撑架，将含束缚水的岩心固定到支撑架上，旋紧配样器，根据现场生产气油比，注入需要量的伴生气，开启配样器，设定工作温度为气藏储层温度，将配样器中压力增至气藏储层压力，开启磁力搅拌转子让油相溶解到气相中成单一气相；
（4）配样器中流体压力和温度稳定至少5小时后，从配样器顶部缓慢恒温泄压直至常压，拆开配样器取出岩心，测定岩心中残余油的饱和度So2，如果So2大于R的最高值，说明储层内是凝析气和液态油共存，否则储层是单一的凝析气相。
3.如权利要求1所述的一种判断储层内凝析气-原油共存的方法，其特征在于，所述步骤（2）中，如果是单相原油，进行第（5）、（6）步：
（5）将含束缚水的岩心固定到支撑架上，然后放入带磁力搅拌功能的配样器中，加入一定量的脱气油，旋紧配样器，再根据现场生产气油比，注入需要量的伴生气，开启配样器，设定工作温度为气藏储层温度，将配样器中压力增至气藏储层压力，开启磁力搅拌转子让伴生气溶解到油相中成单一油相；
（6）配样器中流体压力和温度稳定至少5小时后，缓慢退配样器中活塞，配样器中压力低于泡点压力后会变为气液两相，当支撑架上岩心完全暴露到平衡气相中，从配样器顶部缓慢恒温泄压直至常压，拆开配样器取出岩心，测定岩心中残余油的饱和度So2，如果So2大于R的最高值，说明储层内是凝析气和液态油共存，否则储层是单一的油相。
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