縫洞型油藏不同注入氣體最小混相壓力計算方法

朱桂良，劉中春，宋傳真，張 慧

(中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

0 引 言

塔河油田縫洞型油藏經(jīng)過彈性能開發(fā)、底水能量開發(fā)、注水開發(fā)， 2012年開始轉(zhuǎn)為注氣吞吐及氮氣驅(qū)替開發(fā)，取得較好效果，但對于注氣機理的研究處于初級階段，注入氣發(fā)生混相的機理尚不明確[1-15]。部分學者對常規(guī)砂巖油藏的最小混相壓力進行了研究，提出了關(guān)于最小混相壓力的計算公式[16-20]，但塔河油田油品性質(zhì)差異大，稀油和稠油均有分布，上述公式并不適用。因此，基于室內(nèi)實驗，研究塔河油田特定油品在不同注入氣體情況下的混相情況，并建立塔河油田不同油品性質(zhì)、不同注入氣體的最小混相壓力計算公式。

1 最小混相壓力測試

1.1 測試方法

目前確定最小混相壓力的方法主要有實驗測定法、數(shù)值模擬法和經(jīng)驗公式法等。細管實驗是研究油藏注氣混相條件的重要手段，目前已經(jīng)成為行業(yè)內(nèi)公認的測定氣驅(qū)最小混相壓力的通用方法。設(shè)計制作了細管實驗裝置，主要包括注入系統(tǒng)、細管模型、回壓調(diào)節(jié)器、壓力監(jiān)測系統(tǒng)、溫度控制系統(tǒng)、產(chǎn)出油(氣)計量系統(tǒng)。實驗裝置最大工作壓力為80 MPa，最高工作溫度為180 ℃。細管實驗的主體是一根內(nèi)部裝填石英砂或玻璃珠的耐高溫耐高壓不銹鋼盤管，放置于恒溫空氣浴中。高溫高壓條件下，注入氣驅(qū)替細管模型中的地層原油，在過渡帶中注入氣與地層原油發(fā)生組分交換。在合適的壓力條件下，注入氣與原油達到多次接觸動態(tài)混相，該過程與油層中發(fā)生的氣驅(qū)油過程相似，從而可以確定最小混相壓力。

1.2 實驗材料

實驗用原油為在塔河油田獲取的4種油樣，其中，2種為稀油，2種為稠油，具體原油性質(zhì)見表1。油田現(xiàn)場注氣主要采用CO2或N2，結(jié)合塔河油田實際生產(chǎn)情況，研究了注入氣體為N2、N2+ CO2復合氣(N2與CO2的含量比分別為80∶20、50∶50、30∶70)及CO2與原油的最小混相壓力。

表1 塔河油田4種取樣原油參數(shù)

2 實驗結(jié)果分析

2.1 最小混相壓力確定準則

細管實驗判斷混相的通用準則為：注入1.2倍孔隙體積氣體時的驅(qū)油效率(原油采出程度)大于90%，且隨著驅(qū)替壓力的升高，驅(qū)油效率沒有明顯增加?；诖?，利用實驗測得4種油樣在5種注入氣達到1.2倍孔隙體積時的驅(qū)油效率，繪制不同壓力下，注入1.2倍孔隙體積時驅(qū)油效率的關(guān)系曲線，混相前與混相后的2條直線段的交點對應的壓力值即為最小混相壓力(圖1)。

圖1 最小混相壓力確定方法示意圖

2.2 最小混相壓力測試結(jié)果

根據(jù)細管實驗結(jié)果，基于混相準則，確定了塔河油田4個油樣的最小混相壓力(表2)。由表2可知，稀油最小混相壓力較小，稠油最小混相壓力較大，隨著油藏溫度升高，最小混相壓力升高，CO2比例大于50%的復合氣才能與原油混相。

3 縫洞型油藏最小混相壓力計算方法

3.1 常規(guī)計算方法

目前，針對CO2驅(qū)最小混相壓力預測的經(jīng)驗公式較多，且每個公式所考慮的影響因素也不同[16-30]。如Alston關(guān)聯(lián)式(式1)，考慮了溫度、輕質(zhì)組分、重質(zhì)組分、C1、CO2及N2的影響，但未考慮CO2與N2比例的影響，與其他公式相比，考慮較為全面。因此，在Alston公式的基礎(chǔ)上改進，形成了塔河縫洞型油藏注氣最小混相壓力計算公式。

(1)

式中：MMP為最小混相壓力，MPa；T為溫度，℃；MWC7+為C7+的分子質(zhì)量，g/mol；Xvol為C1和N2組分的摩爾分數(shù)，%；Xint為C2—C6及CO2的摩爾分數(shù)，%。

表2 4種油樣最小混相壓力測試結(jié)果

3.2 改進計算方法

引入CO2占注入氣體(CO2與N2的復合氣)比值R，建立了N2和CO2不同比例混合氣最小混相壓力計算公式：

(2)

式中：X、a、b、c、d為待確定參數(shù)；R為CO2占復合氣的比例。

為了方便求解，將式(2)兩邊取對數(shù)，得到：

(3)

將4種油樣的原油組分、溫度及最小混相壓力等結(jié)果(表1、2)帶入式(3)中，利用多元回歸方法求取各變量參數(shù)，最終確定X、a、b、c、d分別為e-6.8018、2.234、2.499 4、0.430 7、-0.873 9，則塔河油田縫洞型油藏注氣最小混相壓力的計算公式為：

(4)

4 方法應用

W-1井是塔河油田一口生產(chǎn)井，經(jīng)過前期彈性開發(fā)和注水開發(fā)后，井間剩余油富集，后期采用注氣開發(fā)。注氣方案設(shè)計前，利用式(4)計算了不同注入氣的最小混相壓力(圖2)。由圖2可知，當油藏壓力為62 MPa時， CO2占注入氣的比例超過60%時才能實現(xiàn)混相，因此，最終注氣方案中N2與CO2的比例為40∶60。注氣方案實施后，取得較好的注氣效果，換油率達到0.5 t/m3。實例應用表明，利用文中建立的縫洞型油藏最小混相壓力的計算方法，能夠有效地指導現(xiàn)場注氣方案的制訂。

圖2 W-1井不同注入氣最小混相壓力計算結(jié)果

5 結(jié) 論

(1) 基于細管實驗原理，設(shè)計了塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏注氣最小混相壓力測試實驗，明確了塔河油田不同油樣在N2、N2+ CO2復合氣(N2與CO2的含量比分別為80∶20、50∶50、30∶70)及CO2等5種注入氣中的混相特征及不同壓力下的最小混相壓力。

(2) 在常規(guī)計算方法分析的基礎(chǔ)上，利用最小混相壓力測試結(jié)果，基于Alston關(guān)聯(lián)式，引入CO2占注入復合氣比值R，通過多元回歸方法，建立了適合塔河油田縫洞型油藏不同油品性質(zhì)、不同注入氣體下的最小混相壓力計算方法。

(3) 用建立的縫洞型油藏不同注入氣最小混相壓力計算方法，明確了注入氣混相機理，為現(xiàn)場注氣方案的設(shè)計提供重要的參考依據(jù)。實例應用表明，W-1井油藏壓力為62 Pa時，注氣方案采用CO2與N2的比例為60∶40，現(xiàn)場實施后，取得較好效果，換油率達到0.5 t/m3。