不同氣體注入對(duì)揮發(fā)油流體性質(zhì)的影響

劉玉奎，郭肖，張弦，常鵬剛，王俊

（1.西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院，四川成都610500；2.中國(guó)石油遼河油田分公司，遼寧盤錦124000；3.中國(guó)石油華北油田分公司，河北任丘062552；4.中國(guó)石化勝利石油管理局，山東東營(yíng)257000）

不同氣體注入對(duì)揮發(fā)油流體性質(zhì)的影響

劉玉奎1，郭肖1，張弦2，常鵬剛3，王俊4

（1.西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院，四川成都610500；2.中國(guó)石油遼河油田分公司，遼寧盤錦124000；3.中國(guó)石油華北油田分公司，河北任丘062552；4.中國(guó)石化勝利石油管理局，山東東營(yíng)257000）

揮發(fā)性油藏在注氣過(guò)程中的流體性質(zhì)變化是決定注氣效果以及確定注入氣類型的主要因素。為此，以國(guó)內(nèi)某典型揮發(fā)性油藏流體為例，在相態(tài)實(shí)驗(yàn)擬合的基礎(chǔ)上通過(guò)注氣膨脹實(shí)驗(yàn)對(duì)比了四種氣體（CO2、N2、CH4、天然氣）注入對(duì)揮發(fā)油流體性質(zhì)的影響，同時(shí)為了驗(yàn)證注氣膨脹實(shí)驗(yàn)結(jié)果的準(zhǔn)確性，建立機(jī)理模型模擬了注入不同氣體的開發(fā)效果。結(jié)果表明：在相同的注入氣比例下，CO2對(duì)揮發(fā)油飽和壓力基本沒(méi)有影響，使體積膨脹和界面張力降低幅度最大，同時(shí)降黏效果也較好；CO2是揮發(fā)性油藏注氣保壓開發(fā)最理想的氣體，若考慮到注CO2在氣源獲取和管材防腐等方面存在困難，則天然氣是另一種可選擇的經(jīng)濟(jì)有效的氣體。

揮發(fā)油；注氣膨脹實(shí)驗(yàn)；流體性質(zhì)；數(shù)值模擬

國(guó)外揮發(fā)性油藏的發(fā)現(xiàn)始于20世紀(jì)40年代末50年代初，國(guó)外學(xué)者針對(duì)開發(fā)過(guò)程中存在的問(wèn)題進(jìn)行了大量實(shí)驗(yàn)室相態(tài)研究和動(dòng)態(tài)模擬[1-3]，使揮發(fā)性油藏的開發(fā)水平不斷提高。近年來(lái)國(guó)內(nèi)也陸續(xù)發(fā)現(xiàn)揮發(fā)性油藏[4-7]，但對(duì)這類油藏的研究起步較晚。由于揮發(fā)油特殊的流體性質(zhì)（高氣油比、高體積系數(shù)、低密度、低黏度、高收縮性），其開采特征和開發(fā)方式不同于普通黑油油藏[8]，注氣保壓開發(fā)是揮發(fā)性油藏一種常用開發(fā)方式[9-10]，而注氣過(guò)程中揮發(fā)油流體性質(zhì)的變化是決定注氣效果以及確定注入氣類型的主要因素。

國(guó)內(nèi)學(xué)者關(guān)于注氣對(duì)揮發(fā)油相態(tài)影響的研究主要為氮?dú)夂蜔N類氣對(duì)揮發(fā)油飽和壓力和臨界點(diǎn)的影響[11-12]，而關(guān)于CO2對(duì)揮發(fā)油相態(tài)影響的研究較少。本文在不考慮多孔介質(zhì)對(duì)相態(tài)影響的條件下，假定注入氣與揮發(fā)油在PVT筒中充分混合，利用氣液兩相平衡原理[13]，通過(guò)PVTi相態(tài)分析模塊，在相態(tài)實(shí)驗(yàn)擬合的基礎(chǔ)上通過(guò)注氣膨脹實(shí)驗(yàn)全面分析了注入氣類型（CO2、N2、CH4、天然氣）及注入量對(duì)揮發(fā)油的飽和壓力、膨脹系數(shù)、飽和黏度、界面張力等參數(shù)的影響。同時(shí)建立機(jī)理模型模擬了注入不同氣體的開發(fā)效果，驗(yàn)證了注氣膨脹實(shí)驗(yàn)結(jié)果的準(zhǔn)確性，為揮發(fā)性油藏的注氣驅(qū)機(jī)理研究提供理論依據(jù)。

1 流體參數(shù)及PVT相態(tài)擬合

某揮發(fā)性油藏井流物組分組成見表1，其中間烴C2–C6含量很高，為18.41%，符合典型揮發(fā)油的組分特征。油藏原始地層壓力為45.9 MPa，地層溫度為136.3℃，原始飽和壓力為41.13 MPa，體積系數(shù)為2.9，原油相對(duì)密度為0.801 8，天然氣相對(duì)密度為0.738，地層溫度下單次脫氣實(shí)驗(yàn)測(cè)得氣油比為607.3 m3/m3，原油收縮率為65.65%。

表1 井流物組分摩爾組成數(shù)據(jù)Table 1 Well flow component molar composition data

對(duì)該揮發(fā)性油藏流體高壓物性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，以保證注氣膨脹實(shí)驗(yàn)中流體物性參數(shù)預(yù)測(cè)的精度。用Whitson方法將重組分C11+劈分為2個(gè)組分（C11-C22和C23+），并將所有組分歸并為8個(gè)擬組分（表2）。

表2 擬組分摩爾組成數(shù)據(jù)Table 2 Pseudo-component molar composition data

地層溫度下飽和壓力計(jì)算值為41.35 MPa，相對(duì)誤差為0.55%，地層溫度下等組成膨脹實(shí)驗(yàn)和定容衰竭實(shí)驗(yàn)擬合結(jié)果分別見圖1和圖2。從圖2可以看出，當(dāng)實(shí)驗(yàn)壓力由飽和壓力41.1 MPa下降到36.8 MPa時(shí)，壓力僅下降了4.3 MPa，液體飽和度由1降到0.63，降低了37%。說(shuō)明對(duì)于揮發(fā)油來(lái)說(shuō)壓力一旦低于飽和壓力會(huì)由于脫氣導(dǎo)致體積急劇收縮，這正是揮發(fā)油的一個(gè)典型特征。

圖1 等組成膨脹實(shí)驗(yàn)相對(duì)體積與壓力關(guān)系擬合結(jié)果Fig.1 Equal composition relative volume and pressure of expansion experiment fitting results

圖2 定容衰竭實(shí)驗(yàn)液體飽和度與壓力關(guān)系擬合結(jié)果Fig.2 Constant volume depletion experiment liquid saturation and pressure fitting results

2 注氣對(duì)揮發(fā)油流體性質(zhì)的影響

在相態(tài)實(shí)驗(yàn)擬合的基礎(chǔ)上，模擬了注氣膨脹實(shí)驗(yàn)，在飽和壓力下逐步把氣體注入揮發(fā)油中，每次注入氣體后加壓以達(dá)到新的單相飽和狀態(tài)，記錄新的飽和壓力，并測(cè)定飽和壓力下流體的膨脹系數(shù)、黏度和界面張力。注入的氣體分別是N2、CO2、CH4、天然氣，天然氣組分組成如表3所示。

表3 天然氣組分摩爾組成Table 3 Mole data of natural gas

2.1 注氣對(duì)飽和壓力的影響

將不同氣體按不同比例注入揮發(fā)油中流體飽和壓力變化如圖3所示。可以看出，除CO2外隨注入氣體比例增加，飽和壓力均不斷增大，且使飽和壓力增加程度由大到小的氣體分別為：N2＞CH4＞天然氣。當(dāng)注入5%mol N2時(shí)飽和壓力就已經(jīng)接近原始地層壓力45.9 MPa，而注入10%mol CH4和15%mol天然氣時(shí)飽和壓力才接近原始地層壓力，而注入CO2時(shí)飽和壓力基本沒(méi)有變化。這說(shuō)明天然氣中N2對(duì)揮發(fā)油飽和壓力的影響比CH4對(duì)揮發(fā)油飽和壓力的影響要大得多，而CO2對(duì)揮發(fā)油飽和壓力基本沒(méi)有影響，這也意味著CO2更易與該揮發(fā)油發(fā)生混相，而N2難以與該揮發(fā)油發(fā)生混相。

圖3 不同注入氣體對(duì)揮發(fā)油飽和壓力影響Fig.3 Influence of different injected gas on saturation pressure of volatile oil

飽和壓力是揮發(fā)油一個(gè)非常重要的相態(tài)參數(shù)，注入氣體后飽和壓力的升高一旦超過(guò)地層壓力，揮發(fā)油中輕質(zhì)組分以及中間烴組分就會(huì)不斷轉(zhuǎn)為氣態(tài)，液相中重?zé)N組分增加，原油黏度升高，流動(dòng)性能變差，產(chǎn)量迅速下降。同時(shí)氣油比急劇上升，原油體積迅速收縮，油層能量很快耗盡，對(duì)揮發(fā)性油藏的開發(fā)帶來(lái)非常不利的影響。

2.2 注氣對(duì)膨脹系數(shù)的影響

膨脹系數(shù)是指一定溫度下注氣后原油在飽和壓力下的體積與同溫度注氣前原油在飽和壓力下的體積之比，表示氣體使原油膨脹的程度。

將不同氣體按不同比例注入揮發(fā)油中流體膨脹系數(shù)變化如圖4所示?？梢钥闯?，隨注入氣體比例增加，膨脹系數(shù)均不斷增大，且使膨脹系數(shù)增加程度由大到小的氣體分別為：CO2＞天然氣＞CH4＞N2。當(dāng)注入氣體量為40%mol時(shí)，CO2、天然氣、CH4、N2分別使膨脹系數(shù)增大為1.50、1.42、1.39、1.24，分別使體積膨脹了50%、42%、39%、24%?？梢奀O2對(duì)揮發(fā)油體積膨脹效果最明顯，其次為天然氣和CH4，N2效果最差。

圖4 不同注入氣體對(duì)揮發(fā)油膨脹系數(shù)影響Fig.4 Influence of different injected gas on expansion coefficient of volatile oil

體積膨脹增加了地層的彈性能量，有利于膨脹后的剩余油脫離地層水及巖石表面的束縛，從而降低殘余油飽和度，提高采收率。體積膨脹越大，增油效果越明顯[14]。

2.3 注氣對(duì)飽和黏度的影響

將不同氣體按不同比例注入揮發(fā)油中流體飽和黏度變化如圖5所示?？梢钥闯?，隨注入氣體比例增加，飽和黏度均不斷降低，且使飽和黏度降低程度由大到小的氣體分別為：天然氣＞CH4＞CO2＞N2。當(dāng)注入氣體量為40%mol時(shí)，天然氣、CH4、CO2、N2分別使飽和黏度由0.176 mPa·s降為0.123 mPa·s、0.127 mPa·s、0.131 mPa·s、0.140 mPa·s，分別使黏度降低了30.1%、27.8%、25.6%、20.5%?？梢娞烊粴鈱?duì)揮發(fā)油的降黏效果最明顯，其次為CH4和CO2，N2效果最差。黏度的降低可以有效提高油流度，降低流度比，減少粘性指進(jìn)的影響，從而增大波及系數(shù)。

圖5 不同注入氣體對(duì)揮發(fā)油飽和黏度影響Fig.5 Influence of different injected gas on saturation viscosity of volatile oil

2.4 注氣對(duì)界面張力的影響

將不同氣體按不同比例注入揮發(fā)油中油氣界面張力變化如圖6所示?？梢钥闯?，隨注入氣體比例增加，在飽和壓力處的油氣界面張力均不斷降低，其中N2使界面張力降低程度最小，CO2、CH4和天然氣使界面張力降低程度基本一致。當(dāng)注入氣體量為40% mol時(shí)，CO2、CH4、天然氣、N2分別使界面張力由0.1711 mN/m降為0.0013 mN/m、0.0025 mN/m、0.0033 mN/m、0.0147 mN/m，分別使界面張力降低了99.2%、98.5%、98.1%、91.4%?？梢姰?dāng)注入量為40%mol時(shí)，注入CO2、CH4和天然氣后油氣界面張力已接近超低界面張力的上限0.001 mN/m，注N2后界面張力降低幅度也較大但距離超低界面張力的上限仍較遠(yuǎn)。界面張力越低越利于混相的形成，同時(shí)界面張力的降低可以明顯改善地下原油的流動(dòng)性，從而提高驅(qū)油效率。

圖6 不同注入氣體對(duì)揮發(fā)油界面張力影響Fig.6 Influence of different injected gas on boundary tension of volatile oil

2.5 實(shí)驗(yàn)結(jié)果討論

綜合比較四種氣體對(duì)揮發(fā)油飽和壓力、膨脹系數(shù)、飽和黏度和界面張力的影響，可以看出在相同的注入比例下CO2對(duì)飽和壓力基本沒(méi)有影響，使體積膨脹和界面張力降低幅度最大，同時(shí)降黏效果也較好。當(dāng)CO2注入量為40%mol時(shí)，飽和壓力基本沒(méi)有變化，膨脹系數(shù)增大了50%，飽和黏度降低了25.6%，界面張力降低了99.2%。因此注CO2效果最好，其次為天然氣和CH4，注N2的效果最差。

在實(shí)際的油田注氣開采中，注入氣與揮發(fā)油的混合受多種因素的影響，如多孔介質(zhì)的非均質(zhì)性、流體流動(dòng)速度等，結(jié)果并非所有的注入氣都與揮發(fā)油充分混合。因此預(yù)測(cè)的流體性質(zhì)改變值與油藏中實(shí)際的改變值存在一定的差異，所以實(shí)際生產(chǎn)中注氣對(duì)地下?lián)]發(fā)油流體性質(zhì)的影響程度還有待進(jìn)一步研究[11]。

3 揮發(fā)性油藏注氣數(shù)值模擬研究

3.1 機(jī)理模型的建立

為了驗(yàn)證注氣膨脹實(shí)驗(yàn)結(jié)果的準(zhǔn)確性，參考該揮發(fā)性油藏某井區(qū)實(shí)際地質(zhì)條件，采用揮發(fā)油擬組分組成數(shù)據(jù)和相態(tài)實(shí)驗(yàn)擬合后得到的狀態(tài)方程臨界參數(shù)場(chǎng)，建立組分模型機(jī)理模型（圖7），比較注入不同氣體的開發(fā)效果。該模型網(wǎng)格數(shù)為60×60×9，按五點(diǎn)井網(wǎng)布9口采油井，4口注氣井，評(píng)價(jià)時(shí)間為15年，模型基本參數(shù)見表4。

表4 模型基本參數(shù)Table 4 Basic parameters of model

圖7 機(jī)理模型示意圖Fig.7 Mechanism model

3.2 注氣效果比較

開發(fā)初期同步注氣，保持相同的采油速度2.36%，注入氣體分別為CO2、天然氣和N2，設(shè)計(jì)四個(gè)注入速度：0.015 HCPV/a、0.02 HCPV/a、0.025 HCPV/a、0.03 HCPV/a。同時(shí)為延緩氣竄的發(fā)生，所有生產(chǎn)井打開儲(chǔ)集層下部1/3，所有注氣井打開儲(chǔ)層上部1/3，即在油層上部注氣，下部采油，模擬計(jì)算指標(biāo)如圖8。

在2.36%的采油速度下，衰竭式開發(fā)（僅9口采油井生產(chǎn)）的采出程度僅有18.25%。由圖8可以看出，注氣保壓開發(fā)效果遠(yuǎn)好于衰竭式開發(fā)效果，其中注CO2效果最好，其次為天然氣，N2效果最差，該結(jié)果與注氣膨脹實(shí)驗(yàn)結(jié)果相對(duì)應(yīng)，同時(shí)也驗(yàn)證了注氣膨脹實(shí)驗(yàn)結(jié)果的準(zhǔn)確性。

圖8 不同注入氣體開發(fā)15年末采出程度對(duì)比Fig.8 Recovery degree at the end of 15 years with different injected gas

當(dāng)CO2注入速度為0.02 HCPV/a時(shí)，采出程度達(dá)到35%，再增大注入速度，采出程度不再增大；當(dāng)天然氣注入速度達(dá)到0.03 HCPV/a時(shí)，其效果與注CO2效果相當(dāng)；當(dāng)N2注入速度為0.03 HCPV/a時(shí)，采出程度僅有29%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于注CO2和天然氣的采出程度。

結(jié)合注氣膨脹實(shí)驗(yàn)結(jié)果和機(jī)理模型注氣模擬結(jié)果，認(rèn)為CO2是揮發(fā)性油藏注氣開發(fā)最為理想的氣體，另外注天然氣也可以達(dá)到和注CO2同樣的效果，只是需要更大的注氣速度和更多的注入量，而注N2的開發(fā)效果不好。若考慮到注CO2在氣源獲取和管材防腐等方面存在困難，則天然氣是揮發(fā)性油藏注氣開發(fā)另一種可選擇的經(jīng)濟(jì)有效的氣體。

4 結(jié)論

1）注CO2對(duì)揮發(fā)油飽和壓力基本沒(méi)有影響，而N2、CH4、天然氣均使飽和壓力增大，其中N2的增大程度最大，飽和壓力的升高一旦超過(guò)地層壓力會(huì)對(duì)揮發(fā)性油藏的開發(fā)帶來(lái)非常不利的影響。

2）四種氣體均使揮發(fā)油膨脹系數(shù)增大，飽和黏度和界面張力降低，其中體積膨脹最明顯的是CO2，降黏效果最好的是天然氣，N2對(duì)界面張力降低程度最小，而CO2、CH4和天然氣對(duì)界面張力降低程度基本一致。

3）注氣膨脹實(shí)驗(yàn)結(jié)果和機(jī)理模型注氣模擬結(jié)果共同表明,CO2是揮發(fā)性油藏注氣開發(fā)的理想氣體，若考慮到注CO2在氣源獲取和管材防腐等方面存在困難，則天然氣是另一種可選擇的經(jīng)濟(jì)有效的氣體。

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（編輯：嚴(yán)駿）

Effects of different injected gas on properties of volatile oil

Liu Yukui1,Guo Xiao1,Zhang Xian2,Chang Penggang3and Wang Jun4
(1.College of Petroleum Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.Liaohe Oilfield Company,PetroChina,Panjin,Liaoning 124000,China;3.Huabei Oilfield Company,PetroChina,Renqiu,Hebei 062552,China; 4.Shengli Petroleum Administration Bureau,SINOPEC,Dongying,Shandong 257000,China)

∶The major factor determining gas injection effects and the type of injected gas is the variation of volatile oil properties during the process of injecting gas into a volatile oil reservoir.By use of the fluid from a typical inland volatile oil reservoir,four gas?es including CO2,N2,CH4and natural gas are injected into the volatile oil separately by means of swelling experiments after phase behavior experiments are well-fitted.The comparison of the effects of the four gases on the volatile oil properties has been studied. And in order to verify the accuracy of the swelling experiments,a mechanism model is created to simulate the development effect of injecting different gases into the reservoir.The results show that CO2has no effect on the saturation pressure of the volatile oil un?der the same injecting rate.At the same time,the degree of volume expansion and interfacial tension reduction is largest when in?jecting CO2into the oil and it reduces the viscosity to a certain extent.CO2is the ideal gas for the volatile oil reservoir in the pro?cess of gas injection.While considering the difficulties of CO2source accession and pipe anticorrosion,natural gas is a substitute gas which is economical and effective.

∶volatile oil,swelling experiment,fluid property,numerical simulation

TE311

A

2014-12-23。

劉玉奎（1988—），男，在讀碩士研究生，油氣田開發(fā)。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“高壓水侵氣田高效開發(fā)機(jī)理及高壓氣井壓力系統(tǒng)監(jiān)測(cè)方法”（2011ZX05015-002）。