油藏流体高压物性参数现场测定应用技术.pdf

石油仪器
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PETROL EUM INSTRUMENTS
2011年02月
方法研究
油藏流体高压物性参数现场测定应用技术
刘树巩刘海波刘海淫张兴延李扬
(中海油田服务股份有限公司油田技术事业部河北燕郊
摘要:油藏流体高压物性参数是油藏储量计算、开发方彙设计、油藏工程和米油エ艺研究的基础数据。建立了现场
测定油蔑流体高压物性参数的技术,在保证冽量精度满足油藏工程需要的前提下,减小设备在钻并平台上的体积,缩短
刚量时间,降低样品发生变化的风险,做到快速准确地提佚油藏流体高压物性参数,以满足海上油生产要求,提高油藏
描述的速度和精度。
关键词:油藏流体;高压物性参数;PVT设备
中图法分类号:TK375文献标识码:B文章编号:1004-9134(2011)01-0074-03
0引言
针对海上特殊条件,高压物性参数在室内分析存
在以下几方面的不足:1)如果分析认为采集的PVT样
油藏流体的高压物性参数包括流体的密度、粘度、品不合格,已经失去重新采集样品的时机;2)在样品的
饱和压力、体积系数、压缩系数等,这些参数是评价油运输过程中,由于样品的温度、压力等条件的改变,样
藏产能、研究油田类型、确定油田开采方式、计算油田品的组成可能发生不可逆的变化,使其代表性变差;3)
储量、选择油井制度的基础数据「-4。油疲流体高压样品分析用时太长,不能满足海上油藏怏速评价及勘
物性参数的有效性和准确性对于油藏劼探的前期指导探阶段快速决策的要求
和油藏开发期的调整等都有着重要的影响
随着电缆式地层测试器井下取样技术的日益成
油藏流体高压物性的研究可以追溯到20世纪30熟,急需在钻井平台上进行油藏流体高压物性参数测
年代[?,美国、前苏联等国家在从事油田开发的过程中试技术,以便克服室内分析存在不足并满足海上勘探
注意到油流体特性以及影响,初步进行了流体性质阶段对高压物性参数的需求
的测试以及测定方法的研究。1949年美国人M.麦斯
盖特汇总了20世纪上半叶,关于储层岩石油气水流体
油藏流体高压物性参数现坜測定设备
性质的研究与实践资料,概括并提升到物理学的高度
该系统由三套主要设备组成,包括原油PVT釜、
予以描述与解释。20世纪50年代以后油藏流体物性自动气体体积计量计、高压毛细管粘度计。
的研究已经基本走向专业化和成熟化,并且从采油工
原油PVT釜体分为上下两部分,上釜体积为100
程中独立出来,建立了油层物理的学科分支。我国在cm3,主要进行气体(凝析气)实验,并与自动气体体积
20世纪50年代就有了从事油藏物理教学和研究的专计量计连接。下釜体积为30cm3,主要进行黑油实验。
业人员,并随着东部大油田的相继发现和开发,使我国两个瓮体中问设有光纤探头,探测原油中产生的气泡,
油藏流体性质的硏究不断推进。目前,油气藏高压物确定泡点压力。下釜底端配有震动搅拌设备,该釜体
性测试在国内外是一项相对成熟的技术。
独特的设计,有效的减少了仪器占据的体积,使仪器在
获得井下油藏流体高压(PVT)样品主要有炳种方现场应用更加方便。
法,一种是在DST测试过程中在井下取样;另-种是
该套原油PVT釜能够完成原油样品的恒质膨胀、
用电缆式地层测试器在井下取样,如斯伦贝谢的原油脱气等实验,可获得气油比、泡点压力、体积系数、
MDT、贝壳休斯的RCI以及中海油田服务股份有限公压缩系数、膨胀系数等PWT参数。
司的ERCT都可以获取PVT样品。
高压毛细管粘度计如图1所示,工作原理是基于
第一作者简介:刘树巩,1963年生,男,高级工程师,1984年毕业于大庆石油学院石油地质专业,现在中海油田服务股份有限公司油田技术事业部,
从事测井资料解释及应用工作。邮编:065201
2010年第25卷第1期
刘树巩等:油藏流体高压物性参数现场测定应用技术
Poiseuille定律。
2.2.1泡点压力对比
结果分析:测量结果比陆地大型实验仪器分析结
果都偏小。分析原因认为测量结果与相平衡时间、用
油量等因素有关,本系统作为小型化快速分析系统,平
衡时间较短,用油量少
根据以上分析,表明此误差为系统误差。于是对
2
本实验测量结果与陆地大型实验仪器分析数据进行线
性回归,如图2所示。
Y=0.9814rH0.9961
20
图1高压毛细管粘度计
8104△P
xr4△P
10
s
式中,为测定样品的粘度;r为毛细管半径;L
为毛细管长度;△P为毛细管两端压差;Q为毛细管
本系统量值QMPa
内体积流量,cm3/min;x为数学常数等于3.14159:k
图2实验测量结果与陆地大型实验仪器
为常数通过标定毛细管确定。
分析数据进行线性回归
通过测定毛细管两端的压差和毛细管的流量就可
从而得到一个校正公式:y=0.981x+0.9961
以测得流体的粘度值。
经过校正后的结果比较满意,见表2。
该系统的最大工作压力100MPa,最大加热温度
表2校正后泡点压力(MPa)对比表
200℃,压力表精度0.1%FS,体积精度0.000]cm3,温
样品
样品
样品三
度精度0.1℃。
陆地实验室结果
23.87
3.47
2测定原油高压物性参数对比分析
校正后结果
23.91
15.52
相对误差/%
0.18
0.440.83
首先对该系统进行了调试和标定,并根据中华人
2.2气油比、体积系数、地层原油密度
民共和国石油天然气行业标准“地层原油物性分析方
气油比、体积系数、地层原油密度和脱气原油密度
法”(SY/T5542-2000)编写操作规范。为了检验本系
对比表见表3。
统的测量准确度,用不同地区、不同性质的样品,与具
表3气油比、体积系数、地层原油密度、脱气原油密度对比表
有国家计量认证的陆地大型原油高压物性分析实验仪
器的分析结果进行对比。
相对误差/%
验证系统重复性和稳定性
气油比体积系数地层原油密度脱气原油密度
/(g/em3)
相同实验条件下,对同一样品进行三次以上测试,
样品
3.46
0.95
0.19
利用测得的数据来验证仪器的稳定性和重复性。经多
样品
5.01
次验证,仪器测定的各项PVT参数均满足行业标准对
样品三6.1
0.55
1.87
0.03
实验仪器精度的要求,该系统重复性和稳定性较好。
结果分析:气油比、体积系数、地层原油密度、脱气
2.2实验数据准确性对比
三个样品进行两次以上分析实验,测量结果重复原油密度测量结果较好。
性较好,用第一次测量结果与陆地大型实验仪器测量
2.3地层原油粘度
结果进行对比分析。分析对比结果见表1。
地层原油粘度(mPa's)对比表见表4。
分析结果;测量粘度值相对误差均小于2%,表明
表1泡点压力(MPa)对比表
仪器测量结果较好,准确度较高。
样品
样晶
样品三
分析以上数据我们可以看到:测定参