利用PVTsim軟件判斷油氣藏類型及預測水合物生成技術研究

王寬

（吉林油田油氣工程研究院 吉林松原 138000）

吉林油田為加快勘探評價工作量及實施節奏，在勘探過程中嚴格控制投資，保障效益，因此急需開展油氣藏類型判斷和水合物生成情況預測技術研究。本文通過實驗分析確定分離器油、氣全組分及準確油氣比參數，利用PVTsim軟件模擬形成P-T相圖及水合物生成圖，判斷油氣藏類型并預測水合物生成情況。

1 凝析氣藏典型PVT相圖分析

通過凝析氣藏PVT相圖分析研究，從臨界溫度到最大凝析溫度，每一溫度下都有對應的最大反凝析壓力點，這些壓力點的連線與露點線形成的包圍區，稱作反凝析區。不同油氣藏流體的相包絡線形態、臨界點C的位置以及曲線分布情況都顯示出不同的特征，可以據此判斷儲層中油氣藏類型。

圖1 凝析油氣藏典型P-T相圖

圖2 反凝析區位置圖

2 水合物生成條件及影響分析

水合物生成條件主要有自由水存在、低溫、高壓、酸性氣體存在和微小水合物晶核誘導等因素，針對水合物生成條件，分析得出水合物影響因素，主要有天然氣組分、攪拌速率、酸性氣體、電解質、生產系統情況。同時分析得出高壓下（大于15MPa），以甲烷為主的天然氣水合物凍堵風險較高，降低壓力可以有效防治水合物生成；中壓下（5～15MPa）和低壓下（小于5MPa），C2組分的增加會提高水合物凍堵風險。

3 凝析氣藏水合物生成預測

利用PVTsim軟件進行凝析油存在時水合物生成影響分析，確定凝析油存在對水合物的生成有一定的抑制作用，水合物凍堵受氣體組分影響較大，與凝析關系不大。

圖3 不同組分天然氣水合物凍堵情況

4 軟件應用中的數據及分析過程

4.1 油、氣全組分及油氣比參數

軟件計算分析過程中，選取的是B井。

表1 B井天然氣組分化驗分析數據表

表2 B井原油全烴正構烷烴數據表

表3 B井井流物組分、組成數據

表4 B井地層溫度下油氣比參數

4.2 軟件模擬分析

通過以上油、氣全組分及準確油氣比參數，利用PVTsim軟件模擬形成P-T相圖及水合物生成圖，判斷油氣藏類型并預測水合物生成情況。

5 軟件結果及分析

利用實驗分析數據，通過軟件模擬計算等，判斷B井油氣藏類型，B井屬于典型凝析氣藏；同時結合WELLFLO軟件計算結果，得出B井生產過程中不會生成水合物，與地面及井下取樣氣藏類型判斷結果對比，相符度較高。

圖4 軟件模擬形成的P-T相圖

圖5 軟件模擬形成的水合物生成圖

6 結 論

（1）不同油氣藏流體的相包絡線形態、臨界點C的位置以及曲線分布情況都顯示出不同的特征，可以據此判斷儲層中油氣藏類型。

（2）水合物生成條件主要有自由水存在、低溫、高壓、酸性氣體存在和微小水合物晶核誘導等因素，針對水合物生成條件，分析得出水合物影響因素，主要有天然氣組分、攪拌速率、酸性氣體、電解質、生產系統情況。

（3）高壓下（大于15MPa），以甲烷為主的天然氣水合物凍堵風險較高，降低壓力可以有效防治水合物生成；中壓下（5～15MPa）和低壓下（小于5MPa），C2組分的增加會提高水合物凍堵風險。

（4）凝析油存在對水合物的生成有一定的抑制作用，水合物凍堵受氣體組分影響較大，與凝析關系不大。

（5）利用PVTsim軟件判斷油氣藏類型和水合物生成情況，可部分替代井下高壓取樣，減少施工作業，降低成本；同時通過井筒、地面水合物凍堵位置及抑制劑加量預測，與地面及井下取樣氣藏類型判斷結果對比，相符度較高。