CO2對凝析氣藏相態(tài)特征及開發(fā)指標的影響

余華杰

（中海油研究總院 開發(fā)研究院，北京 100027）

0 引言

隨著天然氣工業(yè)的發(fā)展、天然氣勘探領域的擴大和技術(shù)的提高，含CO2天然氣藏越來越多被人們發(fā)現(xiàn)，松遼、渤海灣和準噶爾等盆地分別發(fā)現(xiàn)含CO2火山巖氣藏[1-4］，氣藏CO2摩爾分數(shù)為20%～98%.其中，渤海灣海域發(fā)現(xiàn)的含CO2凝析氣藏不同于常規(guī)凝析氣藏或純CO2氣藏[5］，其凝析氣摩爾分數(shù)為40%～90%，為高含或特高含CO2凝析氣藏，凝析油地質(zhì)儲量高達數(shù)百萬m3，CO2地質(zhì)儲量為數(shù)十億m3，開發(fā)高含CO2凝析氣藏，提高凝析油和天然氣采收率是氣田開發(fā)面臨的難題.在鄰近斷塊內(nèi)發(fā)現(xiàn)的凝析氣藏，凝析氣中CO2摩爾分數(shù)為8%～10%，為研究不同摩爾分數(shù)CO2對凝析氣體系相態(tài)特征的影響提供對比樣品.在凝析氣田的開發(fā)與開采過程中，凝析氣的相態(tài)變化研究具有重要意義[6-7］，由于CO2與常規(guī)天然氣在高壓物性方面存在較大差異，使高含CO2凝析氣藏在開采過程中出現(xiàn)比常規(guī)純凝析氣藏更為復雜的凝析油—凝析氣體系相變，且CO2對提高凝析氣藏采收率具有重要作用.目前有關(guān)CO2驅(qū)油的研究和應用主要集中于低滲透油田和小斷塊油田等復雜類型油田[8-10］，對于CO2對凝析氣藏相態(tài)特征的影響研究及合理利用CO2提高凝析氣藏采收率方面的研究和礦場試驗還比較少.

文中通過對渤海灣海域高含及低含CO2凝析氣體系進行高溫高壓相態(tài)實驗和不同開發(fā)方式數(shù)值模擬，分析不同摩爾分數(shù)CO2凝析氣體系在開發(fā)過程中對地層流體PVT相態(tài)特征及開發(fā)指標的影響，為評價CO2對凝析氣藏開發(fā)的影響、優(yōu)選合理開發(fā)方式提供依據(jù).

1 實驗儀器和樣品

實驗儀器為JEFRI全觀測地層流體分析儀，由加拿大DBR公司研制生產(chǎn)，儀器具有1個150mL整體可視高溫高壓PVT室，測試溫度為-30.0～200.0℃，精度為0.1℃；測試壓力為0.10～70.00MPa，精度為0.01MPa.實驗流程主要為：注入泵系統(tǒng)→PVT室→閃蒸分離器→油／氣相色譜→油氣計量系統(tǒng)[11］.實驗方法根據(jù)國家標準SY／T 5542-2009《油氣藏流體物性分析方法》.

實驗所用2個地層凝析氣樣品來自渤海灣盆地中部海域，其中，樣品2取自A油田東三段Ⅲ油組，原始地層溫度和壓力為120.1℃和31.58MPa，CO2摩爾分數(shù)為59.90%；樣品1為樣品2相鄰斷塊內(nèi)的凝析氣樣品，原始地層溫度和壓力為118.6℃和31.06MPa，CO2摩爾分數(shù)為8.17%.2個樣品的地層流體組分組成見表1.根據(jù)天然氣藏分類方法[5］，樣品1屬于中含CO2范疇，樣品2屬于特高含CO2范疇，由于樣品1的CO2摩爾分數(shù)遠低于樣品2的，因此樣品1代表低含CO2凝析氣體系樣品、樣品2代表高含CO2凝析氣體系樣品.由表1可見：樣品1的輕烴（C1）組分摩爾分數(shù)（73.80%）高于樣品2的（29.05%）；樣品1的中間烴（C2-C6）組分摩爾分數(shù)（13.27%）高于樣品2的（6.52%）；樣品1和樣品2的重烴（C7＋）組分摩爾分數(shù)近似，分別為4.09%和4.08%.

表1 凝析氣地層流體樣品Table1 Component composition of two samples %

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 單次閃蒸實驗

單次閃蒸實驗基于保持油氣分離過程中體系總組成恒定不變的原理，將處于地層條件下的單相地層流體瞬間閃蒸到大氣條件，測量體積和氣液量變化[14］.為了評價CO2對凝析氣體系物理性質(zhì)的影響，在恒壓35MPa下，分別將原始地層條件下的2個凝析氣樣品閃蒸到大氣條件（0.101MPa，20℃），測定閃蒸油和閃蒸氣的物性參數(shù)（見表2）.由表2可見：雖然單次閃蒸實驗前樣品1的中間烴和重烴摩爾分數(shù)之和高于樣品2的（見表1），反映樣品1的可液化體積大，但實驗后得到的樣品1的凝析油含量低于樣品2的.這是由于流體相變特征極為復雜，同一組分對于不同組成的凝析氣體系的影響不同[12］.

實驗后樣品1和樣品2的凝析油質(zhì)量濃度大于250.0g／m3，屬于高含凝析油的凝析氣體系[5］，樣品2閃蒸氣的相對密度高于樣品1的、體積因數(shù)和偏差因數(shù)小于樣品1的，表明隨著凝析氣體系中CO2摩爾分數(shù)的增加，實驗后閃蒸氣相對密度增加、體積因數(shù)和偏差因數(shù)減小.這是由于閃蒸氣主要是由CO2、N2等非烴和少量的C1、C2等易揮發(fā)的輕烴組成，在大氣壓力條件下CO2與C1、C2等輕烴相比具有更大的密度和更小的偏差因數(shù).

表2 CO2凝析氣樣品單次閃蒸實驗流體物性參數(shù)Table 2Fluid properties characteristic of low and high content CO2condensate gas

2.2 等組分膨脹實驗

等組分膨脹實驗又稱p-V關(guān)系實驗，是指在地層溫度下測定恒定質(zhì)量的地層流體的壓力與體積關(guān)系的實驗[14］.為了評價CO2對凝析氣體系彈性膨脹能力的影響，在原始地層溫度下改變壓力，測定凝析氣體系樣品的露點壓力，分析氣體偏差因數(shù)、體積因數(shù)與壓力的關(guān)系（見圖1）.

在原始地層溫度下，樣品1的露點壓力為31.06 MPa，與樣品2的露點壓力（31.28MPa）基本相當，2個樣品的露點壓差分別為0MPa和0.30MPa，表明凝析氣體系在原始地層條件下處于高度飽和狀態(tài).在壓力高于露點壓力時，凝析氣體系為單相氣體狀態(tài)，隨著壓力的下降凝析氣體系偏差因數(shù)呈直線緩慢下降趨勢，且在相同壓力條件下樣品2的偏差因數(shù)比樣品1的約小0.1.偏差因數(shù)越小凝析氣越易于壓縮，表明加大CO2摩爾分數(shù)可減小凝析氣偏差因數(shù)、增加凝析氣體系彈性膨脹能力（見圖1）.

圖1 等組分膨脹實驗結(jié)果Fig.1 Results of p-Vexperiment

當壓力下降至露點壓力以下時，凝析氣體系不再是單一氣相，而由凝析油反凝析表現(xiàn)為油氣兩相狀態(tài)，兩相流體體系體積因數(shù)隨著壓力下降而迅速上升，當壓力下降至8.00MPa時，不同流體體系體積是露點壓力下流體體積的3～4倍，且在相同壓力條件下，樣品2的體積因數(shù)略大于樣品1的，流體體系體積因數(shù)也較大.體積因數(shù)越大體系的彈性膨脹能力也越強，表明無論是在高于露點壓力的單相狀態(tài)還是在低于露點壓力的兩相狀態(tài)，加大CO2摩爾分數(shù)可減小凝析氣偏差因數(shù)、增大兩相體積因數(shù)，以及增加流體體系的彈性膨脹能力.

2.3 定容衰竭實驗

定容衰竭實驗通過模擬凝析氣藏衰竭式開采過程，認識凝析氣藏開采動態(tài)，并分析開采過程中氣藏流體體積和井流物組成變化，以及不同衰竭壓力下凝析氣藏的采出程度[14］.為了評價不同CO2摩爾分數(shù)對凝析氣體系抑制凝析油反凝析及對凝析油和天然氣采出程度的影響，在原始地層條件下，模擬改變壓力測定地層反凝析油飽和度、采出井流物及井流物采出程度等動態(tài)參數(shù).

定容衰竭實驗反凝析油體積比與壓力關(guān)系曲線見圖2.由圖2可見：樣品2的最大反凝析壓力（10.0 MPa）比樣品1的（15.0MPa）低5.0MPa，其露點壓力與樣品1的近似，表明高含CO2能夠降低凝析氣的最大反凝析壓力、延緩凝析氣體系的反凝析.樣品2的最大反凝析油體積比（5.69%）比樣品1的（7.50%）低約2%，其凝析油質(zhì)量濃度略高于樣品1的（見表2），表明高含CO2具有較強的氣化萃取能力，可抑制凝析油的反凝析，減少凝析油的反凝析損失.

定容衰竭實驗地層反凝析油采出程度與壓力關(guān)系曲線見圖3.由圖3可見：壓力為5.0MPa時，樣品2的凝析油質(zhì)量濃度略高于樣品1的（見表2），其凝析油采出程度（45.0%）相對于樣品1的（39.1%）高出5.9%，與凝析油質(zhì)量濃度與凝析油采收率呈反比的認識[13］不同.實驗表明高含CO2有利于提高凝析油的采出程度.樣品2的天然氣采出程度（84.4%）相對于樣品1的（77.7%）高出6.7%，表明高含CO2能夠增強凝析氣體系的彈性膨脹排驅(qū)能力，從而增加天然氣的采出程度.

圖2 地層反凝析油量與壓力關(guān)系曲線Fig.2 Retrograde condensate oil vs.pressure curve

圖3 采出程度與壓力關(guān)系曲線Fig.3 Recovery efficiencies vs.pressure curve in course of depletion

3 CO2對凝析氣藏開發(fā)效果的影響

渤海A油田東三段Ⅲ油組為受巖性構(gòu)造控制的凝析氣藏，油氣層平均孔隙度為20.8%、平均滲透率為780.8×10-3μm2，儲層具有中孔、中滲的物性特征；氣藏氣柱高度約為200m，含氣面積為4.93km2，油組內(nèi)CO2地質(zhì)儲量高達14.0×109m3.油組內(nèi)邊水體積大約為凝析氣體積的2～3倍，屬于弱邊水能量的范疇，天然能量明顯不足[15］.該氣藏天然氣品質(zhì)較差、CO2含量高，無法作為燃料氣氣源使用；此外，CO2作為溫室氣體，根據(jù)環(huán)境保護要求不可以直接排放.因此，將烴類氣體與CO2分離后，將CO2作為回注氣體的氣源進行開發(fā)，既保持地層壓力，又實現(xiàn)CO2的天然埋存，還可以得到純烴氣作為燃料氣.為分析CO2對凝析氣藏開發(fā)效果的影響，進行注CO2膨脹數(shù)值模擬實驗和循環(huán)回注CO2開發(fā)指標預測.

3.1 注CO2膨脹數(shù)值模擬實驗

基于CO2對凝析氣相態(tài)變化影響的物理模擬實驗，利用Eclipse數(shù)值模擬軟件中的PVTi模塊模擬注入CO2組分對高含CO2凝析氣體系物性參數(shù)的影響.首先對東三段Ⅲ油組凝析氣PVT測試結(jié)果進行PVTi擬合，擬合大氣條件下凝析油的密度和生產(chǎn)氣油比，以及原始地層條件下的露點壓力；然后擬合地層溫度下變壓力的等組分膨脹實驗、定容衰竭實驗；最后基于擬合后的狀態(tài)方程，模擬注入CO2后該油組凝析氣露點壓力、體積膨脹因數(shù)及偏差因數(shù)等物性參數(shù)變化（見表3）.

表3 注入CO2氣后凝析氣體系物性參數(shù)Table3 Condensate gas properties after injecting CO2

由表3可見：隨著CO2注入量的增大，凝析氣露點壓力逐漸降低，且注入量越大，露點壓力越低.當注入CO2的體積達到凝析氣體積的80%時，與未注前相比露點壓力下降7.55MPa，偏差因數(shù)減小16.7%，表明加大CO2摩爾分數(shù)對降低高含CO2凝析氣體系露點壓力作用顯著，露點壓力的降低可有效延緩凝析油的反凝析、提高凝析油的采收程度，以及減小高含CO2凝析氣體系的偏差因數(shù).與未注前相比，凝析氣的膨脹因數(shù)升高約4.5倍，表明注入CO2能較好地增加高含CO2凝析氣體系的膨脹能力.

3.2 循環(huán)回注CO2開發(fā)指標預測

為了對比CO2對凝析氣藏開發(fā)指標的影響，設計衰竭開發(fā)和循環(huán)回注CO2開發(fā)下的油藏數(shù)值模擬方案，運用Eclipse數(shù)值模擬軟件對2種開發(fā)方式進行模擬，結(jié)果見表4.

表4 循環(huán)回注CO2對凝析氣藏開發(fā)指標的影響Table4 Inpact on development indexes of condensate gas reservoir of CO2

由表4可見：循環(huán)回注CO2方式開發(fā)方式效果好于衰竭開發(fā)方式的，提高凝析油采出程度26.2%，提高烴類氣采出程度5.3%，不僅大幅度提高凝析油采出程度，而且提高烴類氣的采出程度.主要原因為：（1）衰竭開發(fā)方式，隨著凝析氣藏壓力降低，凝析油的反凝析損失使大量凝析油殘存在地層中，無法采出.（2）循環(huán)回注CO2開發(fā)方式，一方面CO2可有效降低凝析氣的最大反凝析壓力，降低反凝析油量，起到保持地層壓力的作用，延緩和減少凝析油的反凝析；另一方面，反復多輪次循環(huán)回注CO2對反凝析油的氣化萃取及CO2彈性膨脹能力對凝析氣的不斷排驅(qū)置換作用，有利于提高凝析油和烴類氣的采出程度.

4 結(jié)論

（1）對于凝析氣體系，加大CO2組分摩爾分數(shù)能增加閃蒸氣的相對密度、減小體積因數(shù)和偏差因數(shù)、增強彈性膨脹能力、降低最大反凝析壓力、減少最大反凝析液量、提高凝析油和天然氣的采出程度.

（2）對于高含CO2的凝析氣體系，循環(huán)回注CO2是較為合理的開發(fā)方式，其開發(fā)效果好于衰竭開發(fā)方式的，可大幅度提高凝析油和純烴類氣采出程度.

（3）鑒于CO2對改變凝析氣相態(tài)和改善開發(fā)效果的積極作用，對于高含CO2的凝析氣藏或CO2氣源充足的凝析氣藏，應充分利用CO2循環(huán)回注提高采收率.

（References）：

[1]穆國臣，陳曉峰，王雪.松南地區(qū)深井鉆井提速難點與對策[J］.石油鉆探技術(shù)，2011，39（6）：19-22.Mu Guochen，Chen Xiaofeng，Wang Xue.Difficulties and applied technical strategy in deep well drilling in Songnan area[J］.Petroleum Drilling Techniques，2011，39（6）：19-22.

[2]陳安明，張進雙，白彬珍，等.松遼盆地深井鉆井技術(shù)難點與對策[J］.石油鉆探技術(shù)，2011，39（4）：119-122.Chen Anming，Zhang Jinshuang，Bai Binzhen，et al.The drilling problem and countermeasures of deep wells in Songliao basin[J］.Petroleum Drilling Techniques，2011，39（4）：119-122.

[3]魯雪松，王兆宏，魏立春，等.松遼盆地二氧化碳成因判別與分布規(guī)律[J］.石油與天然氣地質(zhì)，2009，30（1）：97-101.Lu Xuesong，Wang Zhaohong，Wei Lichun，et al.Origin and distribution patterns of carbon dioxide in the Songliao basin[J］.Oil ＆Gas Geology，2009，30（1）：97-101.

[4]米敬奎，張水昌，王曉梅，等.松遼盆地高含CO2氣藏儲層包裹體氣體的地球化學特征[J］.石油與天然氣地質(zhì)，2009，30（1）：68-73.Mi Jingkui，Zhang Shuichang，Wang Xiaomei，et al.Geochemical behaviors of gases from inclusions in high CO2reservoir in the Songliao basin[J］.Oil ＆ Gas Geology，2009，30（1）：68-73.

[5]GB／T 26979—2011，天然氣藏分類[S］.GB／T 26979-2011，The classification of gas pool[S］.

[6]劉琦，孫雷，劉登峰.凝析油氣體系相態(tài)特征研究現(xiàn)狀[J］.鉆采工藝，2008，31（1）：112-113.Liu Qi，Sun Lei，Liu Dengfeng.Phase feature study of the condensate gas reservoir[J］.Drilling ＆Production Technology，2008，31（1）：112-113.

[7]位云生，胡永全，張嘯楓，等.CO2或 N2壓裂凝析氣藏后近縫帶烴類的相態(tài)分析[J］.石油鉆探技術(shù)，2008，36（3）：84-86.Wei Yunsheng，Hu Yongquan，Zhang Xiaofeng，et al.Hydrocarbon phase behavior analysis around fracture after CO2or N2fracturing condensate gas reservoir[J］.Petroleum Drilling Techniques，2008，36（3）：84-86.

[8]鐘立國，韓大匡，李莉，等.特低滲透油藏二氧化碳吞吐模擬[J］.大慶石油學院學報，2009，33（4）：120-124.Zhong Liguo，Han Dakuang，Li Li，et al.Simulation of carbon dioxide huff and puff for reservoirs with extra low permeability[J］.Journal of Daqing Petroleum institute，2009，33（4）：120-124.

[9]戰(zhàn)菲，宋考平，尚文濤，等.低滲透油藏單井CO2吞吐參數(shù)優(yōu)選研究[J］.特種油氣藏，2010，17（5）：70-72.Zhan Fei，Song Kaoping，Shang Wentao，et al.Parameter optimization of single well CO2huff and puff for low permeability reservoir[J］.Special Oil and Gas Reseroirs，2010，17（5）：70-72.

[10]歐瑾，劉學偉，何應付，等.蘇丹Samaa稠油油藏CO2吞吐開采影響因素分析[J］.大慶石油學院學報，2007，31（2）：34-36.Ou Jin，Liu Xuewei，He Yingfu，et al.Effect of CO2stimulation on the exploitation of Samaa heavy oil reservoir in Sudan[J］.Journal of Daqing Petroleum Institute，2007，31（2）：34-36.

[11]余華杰，王星，譚先紅，等.高含CO2凝析氣相態(tài)特征測試及分析[J］.石油鉆探技術(shù)，2013，41（2）：104-108.Yu Huajie，Wang Xing，Tan Xianhong，et al.Test and analysis on phase feature of condensate gas with high content CO2[J］.Petroleum Drilling Techniques，2013，41（2）：104-108.

[12]田昌炳，羅凱，胡永樂，等.凝析氣露點壓力的確定及影響因素[J］.石油學報，2003，24（6）：73-76.Tian Changbing，Luo Kai，Hu Yongle，et al.Determination method and affecting factors for dew point pressure of condensate gas[J］.Acta Petrolei Sinica，2003，24（6）：73-76.

[13]楊廣榮，余元洲，陶自強，等.凝析油可采儲量計算經(jīng)驗公式[J］.石油勘探與開發(fā)，2004，31（2）：109-111.Yang Guangrong，Yu Yuanzhou，Tao Ziqiang，et al.Empirical formulae for recoverable condensate reserves[J］.Petroleum Exploration and Development，2004，31（2）：109-111.

[14]SY／T 5542—2009，油氣藏流體物性分析方法[S］.SY／T 5542—2009，Test method for reservoir fluid physical properties[S］.

[15]李洪成，朱義井，李旭東，等.用油藏工程方法確定紅南油田天然水體規(guī)模[J］.新疆石油地質(zhì)，2003，24（1）：62-64.Li Hongcheng，Zhu Yijing，Li Xudong，et al.Reservoir engineering procedure for defining natural water body volume in Hongnan oilfield[J］.Xinjiang Petroleum Geology，2003，24（1）：62-64.