CO2驅(qū)最小混相壓力及其動態(tài)變化研究

韓 波，任韶然，李 偉，張 亮，陳國利，閆方平.

(1.長慶油田第七采油廠，陜西西安 710200；2.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院，山東青島 266580；3. 吉林油田勘探開發(fā)研究院，吉林松源 138000；4.承德石油高等?？茖W(xué)校，河北承德 067000)

CO2混相驅(qū)是一種可以有效提高油藏采收率的增產(chǎn)措施[1-9]，實現(xiàn)混相驅(qū)的首要條件是油藏壓力高于原油—CO2的最小混相壓力(MMP)[10]，以期獲得較高的驅(qū)油效率，在CO2混相驅(qū)的研究中，MMP是研究重點。目前已經(jīng)有許多實驗和數(shù)學(xué)模型的方法來確定MMP，其中細(xì)管實驗法自1983年由Stalkup首次提出后一直沿用至今[11]，被認(rèn)為是研究MMP最精確的方法；但細(xì)管實驗法也存在一些問題，如實驗所需時間長，需要花費大量的人力物力。此后在1986年由Christiansen和Kim提出了升泡儀法確定MMP[12]，升泡儀法的優(yōu)點是可以直接觀察整個混相過程及狀態(tài)。在MMP的計算模型方面，Alston等人在研究中發(fā)現(xiàn)MMP隨著原油中揮發(fā)性組分(CH4、N2)摩爾比例的增大而增大，隨著原油中中輕質(zhì)組分(C2、C3、C4等)摩爾比例增大而減小，建立了考慮原油揮發(fā)組分(CH4、N2)及中輕質(zhì)組分(C2、C3、C4等)摩爾比例的預(yù)測模型[13]。此后Emera和Sarma在MMP模型研究中將油藏溫度、C5+相對分子質(zhì)量，以及揮發(fā)組分和中間組分的比值作為重要參數(shù)，采用遺傳算法，在Alston模型基礎(chǔ)之上發(fā)展了精度更高的GA模型[14]。國內(nèi)秦積舜等人進行了CO2與原油傳質(zhì)混相過程的研究[15-17]，表明降低CO2—原油MMP的不僅僅是C2～C4，C5和C6也具有較強的傳質(zhì)作用，能顯著降低CO2與原油的MMP。陳百煉等曾提出一種改進的MMP計算模型[18]，該模型主要考慮了油藏溫度、油藏原油輕質(zhì)揮發(fā)性組分(C1+N2)、中間烴組分(C2～C6)以及C7+分子量4個參數(shù)對MMP的影響，具有較高的精確度。

但是以上針對MMP的研究主要是靜態(tài)MMP的測試，沒有考慮油藏原油組分變化對MMP的影響?，F(xiàn)場試驗表明，CO2驅(qū)過程中油層內(nèi)不同位置的油藏壓力和原油組分都處于動態(tài)變化中，因此需要研究油藏內(nèi)MMP和混相程度的動態(tài)變化，進而精確評價CO2驅(qū)的效果。本文以某低滲油藏為研究對象，對比4種不同確定MMP的方法，給出了一種簡單而快捷的MMP計算方法，并研究了降壓生產(chǎn)、注氣量、驅(qū)替壓力、溫度等因素對MMP動態(tài)變化的影響。

1 目標(biāo)區(qū)塊油藏概況

目標(biāo)區(qū)塊位于我國東北某油田，屬低孔低滲油藏，注水采收率較低且注水困難，因此開展了CO2驅(qū)油項目，目前已經(jīng)建成國內(nèi)規(guī)模最大的CO2驅(qū)EOR及地質(zhì)埋存示范區(qū)項目。試驗區(qū)面積約1.7 km2，地質(zhì)儲量為86×104t，油藏埋深為2 000～2 400 m，平均地層壓力為24.2 MPa，壓力系數(shù)為0.99；油層平均溫度為98.9 ℃，地溫梯度為3.14 ℃/100 m。儲層有效孔隙度為8%～15%，平均為12.7%；滲透率為0.24～9.85 mD，平均為3.5 mD。地層原油黏度為1.85 mPa·s，密度為0.761 5～0.768 6 g/cm3，體積系數(shù)為1.172 3，凝固點為33 ℃，單次脫氣氣油比為36.7 m3/m3，地飽壓差較大。試驗區(qū)于2004—2008年陸續(xù)投入開發(fā)，注氣井自2008年4月開始注氣，北部5個井組呈七點系統(tǒng)，注采井井間距介于250～300 m，注氣井平均日注入量為30～50 t/d，注入壓力為12～13 MPa，注入溫度為-18～-20 ℃，液態(tài)注入。按原計劃要先純注入CO2五年，而后開始水和CO2交替注入。

2 目標(biāo)區(qū)塊CO2—原油最小混相壓力(MMP)的確定

2.1 細(xì)管實驗法

細(xì)管驅(qū)替實驗法是目前公認(rèn)的用來測試MMP的方法。在油藏溫度為98.8 ℃條件下，本文選定在6個驅(qū)替壓力點進行細(xì)管驅(qū)替實驗，分別為11.80 MPa、14.90 MPa、19.00 MPa、24.10 MPa、29.00 MPa和40.00 MPa。實驗結(jié)果如圖1所示，6個驅(qū)替壓力下進行細(xì)管實驗得到的采收率分別為52.24%、65.01%、78.42%、91.21%、92.21%、92.63%。當(dāng)壓力低于23.00 MPa時，隨著壓力的增加，采收率的增加幅度很大；當(dāng)壓力大于23.00 MPa后，細(xì)管中原油的采收率大于90%，隨著壓力的增加，采收率的增加幅度很小?？芍繕?biāo)區(qū)塊原油與CO2的MMP為23.00 MPa。

圖1 細(xì)管實驗驅(qū)替壓力與采收率曲線Fig.1 Oil recovery versus displacement pressure

2.2 油藏數(shù)值模擬法

根據(jù)細(xì)管實驗中物理模型的基本參數(shù)，利用油藏數(shù)值模擬軟件建立一維驅(qū)替細(xì)管模型，模擬細(xì)管實驗過程，確定目標(biāo)區(qū)塊CO2驅(qū)油的MMP。根據(jù)實驗條件，設(shè)計細(xì)管長度為18 m，孔隙度為0.314，滲透率為5.9 mD，溫度為98.9 ℃；模型X方向分為50個網(wǎng)格，每個網(wǎng)格長度為0.36 m；模型Y方向和Z方向均為一個網(wǎng)格，網(wǎng)格長度均為0.003 8 m，即DI=0.36 m，DJ=DK=0.003 8 m。模型中使用的相滲模型由改進的Corey相滲模型得來[19-20]，并經(jīng)過適當(dāng)?shù)哪M調(diào)試。PVT模型中將原油劃分8個擬組分，具體見表1。

表1 擬組分分布表Table 1 Molar fraction of pseudo components

分別在驅(qū)替壓力為11.80 MPa、14.90 MPa、19.00 MPa、24.10 MPa、29.00 MPa和40.00 MPa六個壓力條件下進行細(xì)管驅(qū)替油藏數(shù)值模擬研究，做出不同驅(qū)替壓力下細(xì)管模擬采收率與驅(qū)替壓力的關(guān)系曲線，并與細(xì)管驅(qū)替實驗得到的實驗數(shù)據(jù)進行對比，如圖2所示?？芍M結(jié)果與實驗結(jié)果相近，得到MMP為23.00 MPa。與實驗法相比，油藏數(shù)值模擬法具有成本低、所需時間短的優(yōu)點。因此在建立的PVT模型可以準(zhǔn)確描述油藏原油特征的基礎(chǔ)上，可以采用油藏數(shù)值模擬法來確定MMP。

圖2 細(xì)管驅(qū)替模擬結(jié)果與細(xì)管實驗結(jié)果對比Fig.2 Comparison between slim tube displacement experiment and simulation

2.3 經(jīng)驗公式法

利用改進的MMP計算模型來計算目標(biāo)區(qū)塊原油與CO2的MMP[18]。該模型主要考慮了油藏溫度、油藏原油輕質(zhì)揮發(fā)性組分(C1+N2)、中間烴組分(C2～C6)以及C7+分子量4個參數(shù)對MMP的影響。模型的主要形式為：

(1)

式中pm,min——CO2—原油最小混相壓力(MMP)，MPa;

t——油藏溫度，℃；

Mr.C7+——C7+相對分子質(zhì)量；

xC1+N2——油藏原油中輕質(zhì)揮發(fā)組分C1和N2的摩爾分?jǐn)?shù)，%；

xC2～C6——油藏原油中中間烴組分(C2～C6)的摩爾分?jǐn)?shù)，%。

將油藏溫度98.9 ℃、C7+分子量250.320 6、C1+N2揮發(fā)組分的摩爾分?jǐn)?shù)2.314%、C2～C6中間烴組分的摩爾分?jǐn)?shù)15.389%代入模型可得MMP為24.69 MPa。

2.4 PVT分析法

本文利用CMG軟件Winprop模塊，基于Peng-Robinson方程對CO2與原油的MMP進行計算。選用cell to cell方法，給出不同壓力下的擬三元相圖，分析不同壓力下三元相圖中臨界點的位置，從而確定CO2與原油的MMP。得到不同壓力下的擬三元相圖如圖3所示，分析臨界點的位置可以確定MMP為23.56 MPa。

圖3 不同壓力下多次接觸混相三元相圖Fig.3 Ternary diagrams for multiple miscibility of CO2

綜合對比細(xì)管實驗法、油藏數(shù)值模擬法、經(jīng)驗公式法、PVT分析法可知，4種方法均可較精確地計算原油與CO2的MMP，但由于PVT分析法計算過程簡單、易操作，因此在精確建立油藏原油PVT模型的基礎(chǔ)上，可以用PVT分析法計算MMP。

3 最小混相壓力(MMP)動態(tài)變化及其影響因素分析

上述的MMP實驗和模型方法主要基于靜態(tài)混相壓力的測試，沒有考慮CO2驅(qū)過程中油藏內(nèi)原油和氣體組分變化對混相壓力的影響?，F(xiàn)場試驗表明，CO2驅(qū)過程中油層內(nèi)不同位置的原油組分都處于動態(tài)變化中，因此需要研究油藏內(nèi)MMP的動態(tài)變化。本文研究了降壓生產(chǎn)、累積注氣量、驅(qū)替壓力以及溫度4個因素對CO2與原油MMP動態(tài)變化的影響。

3.1 目標(biāo)區(qū)塊CO2驅(qū)機理模型

根據(jù)章節(jié)1目標(biāo)油藏實際參數(shù)建立CO2驅(qū)機理模型，為直觀地表現(xiàn)注采井間各參數(shù)的變化情況，將實際油藏簡化為四分之一柱狀均質(zhì)概念模型，一注一采(模型中心為一口注入井，模型外圍為一口生產(chǎn)井)。根據(jù)實際油藏情況，設(shè)置井間距為250 m，油藏埋深為2 300 m，地層溫度為98.9 ℃。模型共有網(wǎng)格25×1×4=100個，模型縱向上分為4層，X方向網(wǎng)格步長10 m，Y方向網(wǎng)格步長90 m，模型具體參數(shù)見表2。

表2 模型基本參數(shù)設(shè)置Table 2 Basic parameters for reservoir simulation model

3.2 壓降產(chǎn)生的影響

在實際油藏開發(fā)過程中，地層壓力會逐漸下降，當(dāng)近井地帶地層壓力降低到原油泡點壓力以下時，原油中的溶解氣就會脫出，造成原油組分的變化，進而導(dǎo)致原油與CO2的MMP也發(fā)生變化?；诮⒌脑蚉VT模型，將原油分別在不同壓力下進行閃蒸脫氣，模擬實際油藏開發(fā)中當(dāng)?shù)貙訅毫档偷脚蔹c壓力后的原油脫氣過程。分析脫氣后原油組分的變化及MMP的動態(tài)變化。

圖4所示為在不同壓力下脫氣后地層原油組分的變化?？芍w上隨著油藏壓力的降低，原油中CH4、C2～C3、N2等輕質(zhì)揮發(fā)性組分的比例越來越低，且CH4含量的下降幅度很大，壓力每降低1 MPa，CH4摩爾比例約下降3%。C7～C20、C31～C35以及C36～C45等中重質(zhì)組分的相對摩爾含量隨著油藏壓力的降低而不斷升高。當(dāng)油藏壓力低于1 MPa以下時，原油中的CH4全部脫出，同時原油中C2～C3、C4～C6等輕質(zhì)烴的含量會急劇下降，C7～C20、C21～C35以及C36～C45中重質(zhì)組分的摩爾含量進一步增加。

圖4 不同壓力脫氣后原油組分變化Fig.4 Oil composition change for flash calculation at different pressures

壓力的降低會引起原油組分發(fā)生變化，進而會導(dǎo)致原油與CO2的MMP也發(fā)生變化。圖5所示為在油藏開發(fā)過程中當(dāng)?shù)貙訅毫档偷脚蔹c壓力以下時MMP的動態(tài)變化過程。可知當(dāng)油藏壓力大于1 MPa時，隨著油藏壓力的降低，原油中CH4、N2等揮發(fā)性組分脫出速率較快，MMP不斷下降，油藏壓力每下降1 MPa，MMP降低0.5 MPa；當(dāng)油藏壓力低于1 MPa時，原油中的CH4及N2全部脫出，但同時原油中C2～C3以及C4～C6等易于與原油混相的輕質(zhì)烴組分也大量脫出，且此時原油中重質(zhì)組分含量急劇上升，導(dǎo)致MMP又開始增大。當(dāng)脫氣壓力為1 MPa時，MMP出現(xiàn)最小值為21.31 MPa。

圖5 不同壓力脫氣后對應(yīng)原油與CO2最小混相壓力動態(tài)變化Fig.5 Dynamic change of MMP due to degassing at different pressures

實際上，對目標(biāo)油藏來說，由于油藏壓力降低和原油脫氣導(dǎo)致MMP變化范圍并不大，脫氣后MMP降低約2 MPa。但對于高飽和油藏(原油中CH4含量較大，氣油比大)，脫氣可能導(dǎo)致CO2與原油MMP的變化較大，因為高飽和油藏CH4的含量較高，脫氣過程中CH4的脫出量以及脫出速度要遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于其他組分，所以MMP的下降程度會更大。

3.3 累積注氣量的影響

在CO2驅(qū)過程中，隨著注入CO2量不斷增加，CO2不斷抽提萃取地下原油中的輕質(zhì)組分，造成原油組分不斷變化，進而導(dǎo)致MMP不斷變化。圖6及圖7分別為不同注氣量下剩余油重質(zhì)烴組分及中輕質(zhì)烴組分摩爾含量的變化情況?？芍S著注入量的不斷增加，由于注入的CO2能夠不斷將原油中的中輕質(zhì)組分抽提到氣相中去，因此使剩余油重質(zhì)烴組分摩爾比例不斷升高，中輕質(zhì)組分摩爾比例不斷下降，導(dǎo)致原油物性變差。此外可以發(fā)現(xiàn)在氣驅(qū)前緣處油相中重質(zhì)組分的摩爾含量最低，說明CO2驅(qū)為向前接觸混相，在氣驅(qū)前緣處油氣兩相物性最為接近，有利于達到混相。

圖6 剩余油重質(zhì)組分含量變化曲線Fig.6 Molar fraction of heavy oil composition in remaining oil due to CO2 injection

圖7 剩余油中輕質(zhì)組分含量變化曲線Fig.7 Molar fraction of light-medium oil composition in residual oil due to CO2 injection

圖8所示為不同注氣量下MMP的動態(tài)變化過程?？芍S著CO2注入量的不斷增加，MMP不斷增大，且越靠近注入井位置MMP越大。注氣1年，注入井附近剩余油的MMP可升高至88 MPa；注氣5年，MMP可達137 MPa；注氣12年后，MMP最大值變?yōu)?78 MPa。即隨著注入量的不斷增大，CO2與原油混相所需壓力不斷增加。經(jīng)CO2驅(qū)替后，由于CO2對原油輕質(zhì)組分的萃取抽提造成剩余油中重質(zhì)組分摩爾含量大幅度上升，使得原油物性變差，導(dǎo)致CO2與近井地帶剩余原油很難達到混相。

圖8 不同注入量下MMP動態(tài)變化Fig.8 Dynamic change of MMP due to different CO2 injection volumes

3.4 驅(qū)替壓力的影響

在CO2驅(qū)過程中，驅(qū)替壓力不同，CO2對原油的抽提能力也不同，會造成地下原油組分變化不同，進而使MMP發(fā)生變化。圖9、圖10所示分別為不同驅(qū)替壓力下剩余油中輕質(zhì)組分摩爾含量以及MMP變化曲線，可知驅(qū)替壓力越高，剩余油中輕質(zhì)烴組分摩爾比例越小，MMP越大。驅(qū)替壓力高，高壓下CO2的密度大、抽提能力強，地下原油中輕質(zhì)烴組分被CO2大量萃取到氣相中，導(dǎo)致剩余油中輕質(zhì)烴組分摩爾含量下降，重質(zhì)烴組分摩爾含量增大，進而導(dǎo)致MMP增大。在現(xiàn)場生產(chǎn)中可利用提高驅(qū)替壓力或油藏壓力的方法增強CO2對原油的抽提能力，有利于CO2與原油混相并且有利于改善產(chǎn)出油的物性。

圖9 不同壓力下剩余油中輕質(zhì)組分摩爾含量Fig.9 Molar fraction of light-medium oil composition in residual oil due to different pressures

圖10 不同驅(qū)替壓力下油藏內(nèi)不同位置MMP的動態(tài)變化Fig.10 Dynamic change of MMP due to different injection pressures

3.5 溫度的影響

圖11、圖12分別為不同溫度對剩余油中輕質(zhì)組分及MMP的影響?？芍?dāng)溫度為120 ℃時，氣驅(qū)前緣處CO2與剩余油MMP為26.16 MPa；當(dāng)溫度為98.9 ℃時，氣驅(qū)前緣處CO2與剩余油MMP為27.20 MPa；當(dāng)溫度為80 ℃時，氣驅(qū)前緣處CO2與剩余油MMP為28.56 MPa。整體上油藏溫度越低，CO2與剩余油MMP越大。這是因為油藏溫度低，同等壓力條件下的CO2密度大，對原油中輕質(zhì)組分的抽提能力更強，造成剩余油中輕質(zhì)組分摩爾比例下降，重質(zhì)組分摩爾比例增大，因此CO2與剩余油的MMP大。在實際油藏中，油藏溫度過高往往不利于CO2與原油的混相，油藏溫度較低時，CO2與原油中中輕質(zhì)組分的性質(zhì)更為接近，有利于CO2與原油混相。

圖11 不同溫度下剩余油中輕質(zhì)組分摩爾含量Fig.11 Molar fraction of light-medium oil composition in residual oil due to different temperatures

圖12 不同溫度下CO2與原油MMP動態(tài)變化Fig.12 Dynamic change of MMP due to different temperatures

4 結(jié)論

(1)利用細(xì)管實驗法、油藏數(shù)值模擬法、經(jīng)驗公式法以及PVT分析法4種方法計算試驗區(qū)的MMP分別為23.00 MPa、23.00 MPa、24.69 MPa、23.56 MPa，結(jié)果表明在精確建立PVT模型的基礎(chǔ)上可以利用PVT分析法來計算MMP，與其他方法相比具有操作簡單、所需時間短的優(yōu)點。

(2)降壓生產(chǎn)過程中，原油中CH4、N2等揮發(fā)性組分的脫出能夠降低MMP，油藏壓力每下降1 MPa，MMP降低0.5 MPa。因此可以采用降壓的方法脫除CH4、N2等揮發(fā)性組分，從而降低MMP。

(3)累積注氣量越多，驅(qū)替壓力越大、油藏溫度越低，剩余油中重組分含量越高，MMP越大。氣驅(qū)后，原油物性變差，MMP由最初的23.56 MPa增加到278 MPa，地下原油與注入氣很難再次達到混相狀態(tài)。因此對于CO2驅(qū)后油藏的提高采收率措施應(yīng)該將重點放在提高波及系數(shù)方面，如采取水氣交替注入、泡沫驅(qū)等方式進一步提高采收率。