地層水對凝析氣藏注CO2相態(tài)的影響

湯　勇　陳淑曲　孫　雷　王　彬　王　軍

1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室?西南石油大學 2.西南石油大學石油與天然氣工程學院

地層水對凝析氣藏注CO2相態(tài)的影響

湯勇1陳淑曲1孫雷1王彬1王軍2

1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室?西南石油大學 2.西南石油大學石油與天然氣工程學院

湯勇等. 地層水對凝析氣藏注CO2相態(tài)的影響. 天然氣工業(yè), 2016,36(5):51-57.

常規(guī)的凝析氣藏衰竭開發(fā)和注CO2開發(fā)研究中均忽略了地層水的影響，這與真實情況存在偏差，有可能導致研究結(jié)果的不確定性加大。為此，基于CO2—烴—水相平衡熱力學模型，以一個實際近臨界凝析氣藏為例，通過相態(tài)模擬研究了地層水存在對凝析氣藏反凝析相態(tài)特征和注CO2相態(tài)的影響規(guī)律；計算了考慮地層水存在的凝析氣定容衰竭反凝析液飽和度和剩余流體組成，以及注CO2過程中凝析油氣相體積分數(shù)和CO2在凝析油氣相中體積分數(shù)的變化規(guī)律。結(jié)果表明：①考慮地層水時定容衰竭的反凝析油飽和度更大，剩余流體重組分含量更高；②近臨界凝析氣藏壓力衰竭過程中，由凝析氣轉(zhuǎn)變?yōu)閾]發(fā)油的相變發(fā)生得更早；③在注CO2過程中，地層水的存在使得CO2對凝析油的反蒸發(fā)作用降低；④考慮地層水存在時凝析油相體積分數(shù)高約14%，CO2在凝析油中溶解量比不考慮地層水大6%，CO2含量高和壓力較高時差異更明顯，同時，地層水的存在也增強了CO2的溶解封存能力。該研究成果對凝析氣藏注CO2提高采收率和溫室氣體CO2埋存評價具有指導意義。

凝析氣藏 近臨界流體 地層水 反凝析 注CO2相變 熱力學模型 提高凝析油采收率

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 5, pp.51-57,5/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

CO2地質(zhì)埋存與提高采收率相結(jié)合是現(xiàn)階段世界各國實現(xiàn)溫室氣體減排既經(jīng)濟又有效的技術措施之一[1-3]。枯竭油氣藏對CO2的埋存潛力巨大[1]，而凝析氣藏由于其自身的特殊性正在成為CO2埋存的重要靶點。對于衰竭開發(fā)的凝析氣藏，當?shù)貙訅毫Φ陀诼饵c壓力以后會有反凝析油出現(xiàn)，附著在巖石孔隙表面，由于其飽和度達不到臨界流動而滯留在地下，導致凝析油采收率大大降低。注氣開發(fā)是提高凝析油采收率的重要方法之一[4-5]。CO2由于與烴類體系達到混相的壓力較低[6-7]，且CO2在原油中的溶解和抽提烴類物質(zhì)能力強，使得在注氣開發(fā)中具優(yōu)勢[8]。由此，凝析氣藏注CO2提高凝析油和天然氣采收率，同時實現(xiàn)溫室氣體CO2埋存已經(jīng)成為目前石油行業(yè)和環(huán)保研究的熱點[9-12]。

開發(fā)后期凝析氣藏是一個凝析油—氣—地層水三相共存體系，高溫高壓條件下烴水互溶加大。而現(xiàn)有的凝析氣藏注CO2研究中往往忽略了地層水對相態(tài)的影響[10-12]。前人研究發(fā)現(xiàn)地層水對高溫高壓凝析氣藏相態(tài)影響較大[13-14]。氣態(tài)水的存在使凝析氣體系露點壓力降低，重質(zhì)烴更多地發(fā)生反凝析；忽略氣相水蒸氣的凝析氣藏物質(zhì)平衡方程計算的凝析氣藏儲量偏大，誤差可大于5%[15]。另外，研究發(fā)現(xiàn)地層水存在對油藏注CO2驅(qū)過程也存在影響[16]，考慮CO2溶解時原油采出程度略低，CO2突破時間推遲，含水飽和度越高，影響程度越大。同時，在CO2驅(qū)替CH4提高天然氣采收率研究也發(fā)現(xiàn)地層水存在會得到更高的采收率[17]；CO2注入鹽水層中研究顯示地層水存在產(chǎn)生的毛細管束縛對CO2地質(zhì)埋存影響較大[18]。目前有關地層水存在對凝析氣藏注CO2相態(tài)影響的研究較少，認識上存在一定的不確定性[19]。

為此，筆者開展了地層水存在對凝析氣藏衰竭開發(fā)和注CO2開發(fā)的影響研究。以國內(nèi)某近臨界凝析氣藏為例，基于CO2—烴—水相平衡熱力學模型，模擬計算了凝析氣藏衰竭開發(fā)過程中地層水對反凝析油飽和度大小，剩余流體組成和近臨界凝析氣藏相態(tài)反轉(zhuǎn)的影響。同時在CO2注入過程中，通過考慮水組分的閃蒸模擬計算，分析了考慮地層水時油氣相體積分數(shù)和油氣中CO2含量的變化。

1　CO2—烴—水相平衡熱力學理論模型

對于一個CO2—烴—水體系，取1 mol的質(zhì)量數(shù)作為分析單元，當體系處于氣、液、液三相相平衡時，其滿足的平衡方程[20]為：

其中

遵循的物質(zhì)平衡方程為：

三相閃蒸計算對應于求解2Nc+3非線性方程組的2Nc+3主要未知數(shù)Kiv、Kiw、F1、Fv和Fw。各相摩爾分數(shù)被作為因變量。即

上式中Kiv、Kiw分別表示組分i在氣相與液烴相、水與液烴相之間的平衡常數(shù)；iV、iL、iW分別表示組分i在氣相、液烴相和水相中的逸度系數(shù)；xiV、xiL和xiW分別表示組分i在氣相、液烴相和水相中的摩爾分數(shù)；Nc表示組分數(shù)；F1、Fv和Fw分別表示平衡時液烴相、氣相和水相的摩爾分數(shù)；zi表示油氣水體系中組分i的總的摩爾分數(shù)。

結(jié)合Peng－Robinson狀態(tài)方程，方程組式（1）～（8）可以通過Nghiem和Li[21]提出的擬牛頓連續(xù)替代法求解。CO2以及烴類組分在水中的溶解度利用Henry定律[22]求解。

2　地層水對反凝析的影響

以一個實際凝析氣藏PVT相態(tài)實驗數(shù)據(jù)為基礎，通過相平衡熱力學模型對凝析氣藏定容衰竭過程進行了模擬，計算了考慮水組分和不考慮水組分的反凝析液量，并在此基礎上計算了不同衰竭壓力下地層剩余流體的組成及反凝析特征。實例凝析氣組成如表1所示。該凝析氣藏原始地層壓力和溫度分別為25.5 MPa和132.4 ℃，凝析油密度為0.724 4 g/cm3，氣油比為869 m3/m3，露點壓力為24.48 MPa。該凝析氣流體中C1含量為57.07%，C2～C6含量為25.66%，C7+含量為11.41%，屬于低氣油比高含中間烴組分的近臨界態(tài)凝析氣藏。模擬計算的考慮地層水時凝析氣中氣態(tài)水摩爾含量為3.24%（表1）。

表1　含水和不含水凝析氣樣摩爾組成表

圖1反映了定容衰竭過程中含水與不含水凝析氣反凝析液量變化。由圖1可見，考慮地層水比不考慮地層水在相同衰竭壓力下所得反凝析液量更大，說明凝析氣中氣態(tài)水的存在使得重質(zhì)烴類組分更易凝析出來。

圖1　考慮與不考慮地層水反凝析液量對比圖

模擬計算了溫度132.4 ℃下考慮地層水和不考慮地層水存在的壓力由24.48 MPa降至8 MPa時的定容衰竭過程，得到不同衰竭壓力下的剩余地層流體組成如表2和表3所示。由表2、3可見，在相同壓力下，考慮地層水時地層流體C7+含量更高，5 MPa時考慮地層水C7+含量比不考慮地層水高7%，說明衰竭開采后剩下的流體重組分更多，反凝析更嚴重。

表2　不考慮地層水時定容衰竭實驗不同壓力下剩余地層流體摩爾組成表

通過不同衰竭壓力下地層剩余凝析油氣流體組成，分別模擬計算了考慮與不考慮地層水時的反凝析特征，模擬結(jié)果如圖2所示。由圖2可見，在較高壓力下，地層流體表現(xiàn)為凝析氣相態(tài)特征，液相體積較小，反凝析液相飽和度隨著壓力降低先增加后降低，顯示為反凝析特征；在低壓（達到17 MPa）時，地層流體表現(xiàn)為揮發(fā)油的特征，隨著壓力降低，液相體積減小，顯示為揮發(fā)特征。對于近臨界烴類流體的這一特殊相變行為，Novosad[23]在其研究中提到，對于一個臨界組分，凝析氣轉(zhuǎn)變?yōu)橛驮儆捎娃D(zhuǎn)變?yōu)闅獾南嘧冞^程不可避免。

表3　考慮地層水時定容衰竭實驗不同壓力下剩余地層流體摩爾組成表

對比圖2-a和圖2-b可見，考慮地層水影響時，其壓力由22 MPa降至20 MPa時，地層流體開始由凝析氣轉(zhuǎn)變?yōu)閾]發(fā)油。而未考慮地層水存在時，這一轉(zhuǎn)變發(fā)生在20～17 MPa之間，說明氣態(tài)凝析水的存在使凝析油氣體系傾向于重質(zhì)化。由此可見：考慮地層水存在時，近臨界凝析氣藏流體在恒溫降壓的過程中，凝析氣向揮發(fā)油的相轉(zhuǎn)變發(fā)生得更早。

圖2　不同衰竭壓力級下地層流體反凝析液量隨壓力的變化圖

3　地層水對CO2反蒸發(fā)凝析油的影響

利用相平衡閃蒸模型[22]模擬計算了考慮與不考慮地層水時，CO2含量和壓力對凝析氣體系在某壓力溫度下達到平衡時的油氣相體積分數(shù)、CO2在油氣相中含量的影響，從而分析地層水存在對CO2反蒸發(fā)抽提凝析油的影響。

模擬計算的CO2—烴—水體系組成如表4所示，CO2注入量分別為0.2 HCPV（烴孔隙體積）、0.4 HCPV、0.6 HCPV和0.8 HCPV。圖3為不同CO2含量體系在17 MPa和132.4℃下閃蒸平衡后凝析油相和凝析氣相的體積分數(shù)（占烴類體積）。由圖3可見，隨著CO2含量的增加，凝析油相體積減小，凝析氣相體積增加，且CO2含量由0.2 HCPV增至0.4 HCPV時，凝析油含量大幅度降低，當CO2含量繼續(xù)增加時，凝析油飽和度降低幅度越來越小。在相同的CO2含量情況下，考慮地層水的凝析油相體積比不考慮地層水高約14%，說明水的存在使得CO2對凝析油反蒸發(fā)的作用降低。

表4　模擬計算樣品摩爾組成表

圖3　考慮與不考慮地層水凝析油、氣相體積分數(shù)與CO2注入量關系圖

圖4所示為不同CO2含量體系在17 MPa和132.4 ℃下閃蒸后，CO2在凝析油氣相中的體積分數(shù)。由圖4可見，隨著CO2含量的增加，CO2在凝析油相中的體積分數(shù)先增加后降低，在凝析氣相中的體積分數(shù)不斷增加。當CO2含量為0.4 HCPV時，CO2在凝析油相中的體積分數(shù)最大，表明當CO2在凝析油相中溶解量達到一定值之后將趨于飽和。在相同CO2含量下，考慮地層水比不考慮地層水時CO2在凝析油相中的體積分數(shù)更大，CO2在凝析氣相中的體積分數(shù)更??；且隨著CO2含量增加，這種差異逐漸增大，兩者相差6%～9%。這是由于隨著CO2含量增加，CO2在地層水中的溶解量增加所致。

圖4　考慮與不考慮地層水CO2在凝析油、氣相中的體積分數(shù)與CO2注入量關系圖

利用表4中樣品3所代表的含水凝析氣體系計算了不同壓力下CO2對凝析油的反蒸發(fā)作用。圖5所示為CO2注入量為0.6 HCPV時的含水凝析氣在不同壓力下的凝析油氣相體積分數(shù)（占烴類體積）。由圖5可見，在較高壓力時，考慮地層水比不考慮地層水凝析油含量偏大。這說明當考慮地層水存在時，一部分CO2會溶解在地層水中，相同CO2注入量時對凝析油產(chǎn)生抽提作用的CO2量降低，這樣反凝析油飽和度相對更高。壓力越高，CO2在水中溶解加大，影響更顯著。

圖5　不同壓力下考慮與不考慮地層水地層中凝析油、氣相體積分數(shù)圖

圖6所示為不同壓力下，CO2在凝析油和凝析氣中的體積分數(shù)。由圖6可見，壓力較高時，考慮地層水時CO2在凝析油中的含量大于不考慮地層水的情況，低壓力時相差較小。綜合圖3和圖5可知，考慮地層水凝析油飽和度比不考慮地層水時高14%～16%，地層水的存在使得CO2對凝析油的反蒸發(fā)作用降低。結(jié)合圖4和圖6可知，考慮地層水時，相同CO2含量和地層壓力下，由于凝析油飽和度更大，其溶解的CO2量因此更多，CO2在氣相中體積分數(shù)更小，即考慮地層水存在增強了CO2的溶解埋存機制。

圖6　不同壓力下考慮與不考慮地層水CO2在凝析油、氣中的體積分數(shù)圖

4　結(jié)論

1）考慮地層水存在時，凝析氣藏反凝析作用更強，反凝析油飽和度更大，油中重組分含量更高。對于近臨界凝析氣藏，在等溫降壓的過程中，由凝析氣向揮發(fā)油轉(zhuǎn)變將更早發(fā)生。

2）地層水的存在使得注入CO2對凝析油的反蒸發(fā)作用降低。

3）地層水存在使得CO2在凝析油中溶解量更大，增強了溫室氣體CO2的溶解封存機制。

4）研究顯示地層水對凝析氣藏注CO2提高采收率及埋存的影響不可忽視，相關的方案設計和實驗研究中需要考慮地層水存在對相態(tài)和采收率的影響。

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(修改回稿日期 2016-03-05編 輯 韓曉渝)

環(huán)境保護部核準兩個煤制氣項目

近日，環(huán)境保護部公布了核準蘇新能源和豐有限公司年產(chǎn)40×108m3煤制天然氣項目環(huán)境影響報告書的批復通知，基本同意了該項目的建設并提出了一些環(huán)保方面的要求。另外，環(huán)保部還于同日公布了核準內(nèi)蒙古北控京泰能源發(fā)展有限公司年產(chǎn)40×108m3煤制天然氣項目環(huán)境影響報告書的批復通知。

雖然煤制氣項目現(xiàn)階段發(fā)展迅速，但不能忽視的是，煤制氣項目本身對當?shù)氐乃Y源及空氣存在著潛在的污染風險，而且投入產(chǎn)出比受到質(zhì)疑，另外煤制氣是否屬于清潔環(huán)保能源也仍有待討論。分析認為，“十三五”期間，在中央大力推動供給側(cè)改革的背景下，推動產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的調(diào)整升級，提高資源的利用效率、重視環(huán)境保護、嚴把部分行業(yè)的準入門檻成為了國家的主抓方向。具體到煤制氣行業(yè)來說，也應跟隨國家發(fā)展的步伐，訂立更高的行業(yè)標準，重視環(huán)保、嚴控準入及審批機制，從而保證煤制氣行業(yè)在更高層次上健康、良性地發(fā)展。

（天工 摘編自搜狐網(wǎng)）

Impacts of formation water on the phase behavior of CO2injected into gas condensate reservoirs

Tang Yong1, Chen Shuqu1, Sun Lei1, Wang Bin1, Wang Jun2
(1. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China; 2. School of Petroleum and Gas Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China)

The impacts of formation water are generally ignored when gas condensate reservoirs are developed by means of conventional depletion and CO2injection, but this is not exactly the actual situations, possibly making the research results more uncertain. In this paper, a real near-critical gas condensate reservoir was taken as an example for study. Based on the CO2–hydrocarbon–water phase equilibrium thermodynamic model, the impacts of formation water on retrograde condensation phase characteristics and phase behavior of CO2injected into gas condensate reservoirs were analyzed by means of phase simulation. The compositions of the remaining fluid and the retrograde condensate saturation of the constant volume depletion were calculated by taking such impacts into consideration. Besides, volume fraction of condensate oil/gas phase during CO2injection and the volume fraction changes of CO2in the condensate oil/gas phase were studied. It is indicated that the content of heavy constituents in remaining fluid and the retrograde condensate saturation of constant volume depletion are higher when the impacts of formation water are taken into account. During the pressure depletion of near-critical gas condensate reservoirs, the phase transition from gas condensate to volatile oil occurs earlier. In the process of CO2injection, the retrograde evaporation of CO2on condensate oil is weakened due to the presence of formation water. If the impacts of formation are considered, the volume fraction of condensate oil is 14% higher and the amount of CO2dissolved in the condensate oil increases by 6%. The difference is larger with the increase of pressure and CO2content. It is revealed that the dissolution and sequestration capacity of CO2is enhanced due to the presence of formation water. These research results play a guiding role in evaluating the CO2injection for enhancing the recovery of gas condensate reservoirs and CO2(greenhouse gas) sequestration.

Gas condensate reservoir; Near-critical fluid; Formation water; Retrograde condensation; CO2injection; Phase transition; Thermodynamic model; Enhancement of condensate oil recovery

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.05.007

國家自然科學基金項目“廢棄氣藏CO2地質(zhì)封存機制及運移規(guī)律研究”（編號： 51274173）、四川省教育廳創(chuàng)新團隊計劃項目“溫室氣體二氧化碳埋存與資源化利用”（編號：16TD0010）、西南石油大學第二屆“中青年骨干教師”培養(yǎng)計劃資助項目。

湯勇，1975年生，教授，博士，主要從事油氣相態(tài)理論及測試、氣田及凝析氣田開發(fā)、注氣提高采收率、CO2地質(zhì)埋存方面的研究工作。地址：（610500）四川省成都市新都區(qū)新都大道8號。電話：13084410503。ORCID:0000-0002-2750-2225。E-mail: tangyong2004@126.com