刘建仪,杨 雪,刘 勇
(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川 成都 610500;2.西南石油大学,四川 成都 610500;3.中国石油辽河油田分公司,辽宁 盘锦 124010)
中原油田东濮凹陷中央隆起带北部砂岩储层属于典型的低渗油藏,该区储层物性差、渗透率低,注水开发效果差。经过十几年气驱实践,发现CO2驱比氮气、甲烷等现场应用效果好,主要是因为CO2临界温度和临界压力较低,易于膨胀、降黏和萃取石油[1-4]。自实施CO2驱以来,该油田取得了一定的技术成果和现场应用效果,但也存在注气后产量未见增长、气窜现象严重等问题。为了合理、科学有效地指导低渗砂岩油气藏开发,对W区块进行了注气膨胀和组分色谱实验,研究和分析了该区块注CO2后的相态和组分特征,为渗流规律研究、产能计算、油气处理、输运工艺流程设计等提供依据,是计算油气储量、提高采收率、编制开发方案,进行科学高效地开发油气藏的必然要求。
中原油田沙三段砂岩油藏位于东濮凹陷中央隆起带北部、卫东断层下降盘,油藏埋深为3 200~3 700 m,地层压力为34.50 MPa,地层温度为114 ℃,渗透率为2.25 mD,孔隙度为12.70%,饱和压力为22.64 MPa,原始气油比为159.64 m3/m3,地层原油黏度为0.284 mPa·s,地层原油密度为0.702 5 g/cm3,地面原油密度为0.872 9 g/cm3,原油体积系数为1.533 7 m3/m3,溶解系数为7.198(m3/MPa),原油中C1含量为41.562%,中间烃(C2—C6)含量为24.173%,C7+含量为31.077%,凝固点为33 ℃,脱气原油相对分子质量为276.4,地层水矿化度为27.70×104mg/L,水型为CaCl2型,属于低孔低渗油藏。
通过注气膨胀、色谱实验对该区块进行相态特征和组分变化规律分析,以立方型状态方程为理论控制方程。其中,膨胀实验是重要的相态模型评价实验[5],注气过程采用PVT容器进行多次接触实验来进行模拟,从而获得相态和组分相关数据;色谱实验主要是对油气组分进行分析。
该实验主要模拟有限体积的原油与注入气反复接触的过程,并测定原油体积变化及组成等数据[6]。主要步骤:①实验温度为油藏温度114 ℃,实验压力为泡点压力22.18 MPa;②首先将0.221 mol的注入气转移到PVT釜中;③增加实验压力,保持油藏温度,直到所有气体都溶解;④当最后一个气泡消失时,PVT釜内混合物处于新的泡点压力25.88 MPa,记录相关数据;⑤重复上述①~④步骤。
PVT相态计算基于立方型状态方程,从物质的微观结构出发,研究分子运动和分子间相互作用[7-8],理想气体状态方程如下:
pV=nRT
(1)
式中:p为气体绝对压力,MPa;V为气体所占体积,m3;n为气体的物质的量,kmol;R为普适气体常数,取值为0.008 314 MPa·m3/(kmol·K);T为绝对温度,K。
Van der Waals使用纯组分的相行为作为起点,根据气体分子运动论,考虑物质微观结构,针对理想气体模型的2个基本假设(分子无体积和分子间无相互作用),引入2个修正项(考虑分子本身固有的体积和考虑分子间的相互作用)[9-10],Van der Waals(VDW)方程为:
(2)
式中:a为常数,MPa·m3/(kmol·K);b为常数,m3/kmol;a、b均与临界参数有关。
Soave和Peng Robinson进一步将方程发展为Soave Redlich Kwong(SRK)和Peng Robinson(PR)方程[11]:
(3)
(4)
式中:a(T)为温度依赖系数,表示a对温度的依赖关系。
上述立方型状态方程可展开为摩尔体积或密度的三次方程式,形式简单,精确度较高。
色谱实验采用HP6890型气相色谱仪,检测器载气均为N2,柱前压力为0.12 MPa,进样口温度为50 ℃,检测器温度为230 ℃,吸附柱能完全分离氧、氮和甲烷;分配柱能分离CO2及乙烷至戊烷之间各组分,整个分离过程在40 min之内完成[12-13]。
通过注气膨胀和色谱实验,得到该区块的相图(图1)。由图1可知:原始储层条件下地层压力为34.50 MPa,地层温度为114 ℃,原油为单一液相;随着油气藏的开发,压力下降,降至饱和压力22.64 MPa时,开始脱气;气体突破后,油气相态、组分及运移规律也随之发生变化,出现气、油两相。
图1 W区块多组分烃类体系相图Fig.1 The facies map of multi-component hydrocarbon system in the Block
从相图的位置、两相区宽窄和面积、包络线上临界点位置与原始油气藏条件的相对关系[14-15],判断W区块为典型的黑油油藏,其包络线向右下方偏移,烃类混合物中重烃含量高。
图2为该区块Y函数和相对体积随压力的变化。由图2可知:随着压力的下降,Y函数值越来越小;相对体积随着压力的下降,一开始缓慢增加,到达一定压力时,会迅速增大。
图2 W区块Y函数和相对体积变化曲线Fig.2 The Y function and relative volume change curves of the Block
Y函数是两相区内压力与总体积相对变化之比的量度[16]。当气相体积大于液相体积时,两相区的体积随压力下降的变化大于单相区,随着压力下降原油释放大量气体,Y函数值变小;反之,Y函数值变大。因此,泡点压力以下,进入两相区,大量气体开始分离出来,随着压力的下降,气体释放越来越多,Y值越来越小。
相对体积是实验压力下样品体积与饱和压力下样品体积之比。实验过程中,当压力点在饱和压力以上时,随着压力下降,烃分子间距离加大,引力下降,但气态轻烃并没从重烃中分离,此阶段相对体积变化平缓;一旦压力降至饱和压力以下,便会有大量气态轻烃从重烃中分离出来,此时实验压力下样品体积迅速膨胀,相对体积变化幅度加大。
W区块注入不同量的CO2,原油性质发生一系列变化。表1为注入不同量的CO2对泡点压力和膨胀因子的影响。由表1可知:随着注入气量增加,泡点压力不断上升,当CO2的注入量达到0.814 mol时,泡点压力由原来的22.18 MPa增至43.48 MPa,升高了0.96倍,膨胀因子由1.000增加到3.094,体积膨胀了2.09倍,说明CO2体积膨胀效果明显。气体在油中溶解度越大,原油体积越大,体积膨胀和泡点压力的增加是注气提高采收率的关键因素[16]。
表1 注入不同量CO2后泡点压力及膨胀因子变化Table 1 Changes of bubble point pressure and expansion factor after injection of different amounts of CO2
随CO2注入量增加,原油体积系数和气油比会发生变化(图3)。由图3可知:气体溶解在原油中体积膨胀,溶解气量增多,体积系数变大,溶解气油比变大,2条曲线整体向上方移,且2个参数的变化是相匹配的,最高气油比为1 250 m3/m3,曲线的分布和形态越来越像挥发油的特征。
图3 W区块体积系数和气油比变化曲线Fig.3 The change curve of volume coefficient and gas-oil ratio of the Block
图4为注入不同量CO2时相对体积变化。由图4可知:泡点压力以上的曲线变化均比较平稳,说明高压下油气性质差异变小,气体完全溶解在油中,有利于发挥CO2的驱油作用;泡点压力以下,相对体积变化较大,当CO2注入量为0.814 mol时,相对体积的值在20.39 MPa时增加到1.745 7;原油体积膨胀率增加是因为泡点压力以下,随着压力的降低,大量的气体从油中分离出来,实验压力下总体积逐渐增大。从注气后相对体积变化可知,在油田实际开发中,保持较高的压力有利于发挥注CO2的优势。
图4 W区块注入不同量CO2相对体积的变化曲线Fig.4 The change curve of relative volume of the Block after injecting different amounts of CO2
通过气相色谱分析实验研究W区块原油组分(表2)。由表2可知:该油藏原油中C1的含量为0.416 mol,CO2含量为0.006 mol,轻质组分(主要为C1)含量少,油藏的饱和压力便较低,为典型的黑油油藏特征之一[17-26]。
表2 W区块溶解气和原油中组分含量及固有属性Table 2 The component contents and natural properties of dissolved gas and crude oil in Block W
注入气体除了保持储层压力,也影响储层的油气相平衡,图5为不同注入量的CO2对溶解气组分的影响。由图5可知:随着CO2注入量增加,溶解气中的CO2含量由注气前的0.008 7 mol升至0.870 0 mol;注入气与原油多次接触中,会抽提原油中轻烃组分,使原油中轻质组分比例发生变化,C1为主要被抽提组分,含量下降最明显,由注气前0.611 2 mol降至0.086 5 mol;C2—C4组分,较注气前也下降了1个数量级。不断地注入气,直至临界点气液达到平衡,油气不存在相界面,便与原油达成混相。
图5 W区块不同注气量对溶解气组分变化的影响Fig.5 The effect of different gas injection rates on the change of dissolved gas components
图6为不同注入量CO2对原油组分变化的影响。由图6可知:CO2多次与原油接触,发生抽提和萃取作用,产出物组分变化明显,CO2含量由背景值0.6%逐渐升至81.0%,轻烃被抽提含量下降,C1含量下降幅度较大,平衡气不断地被富化,直至与CO2溶解于原油的能力相当。随着注入CO2量的增加,C11+组分含量逐渐下降,重质组分相对减少。
图6 W区块不同注气量对原油组分变化的影响Fig.6 The effect of different gas injection rates on the change of crude oil composition
(1) 通过注气膨胀实验,分析了W区块注入CO2后,原油体积系数、气油比和相对体积的变化,认为在实际油田开发中,保持较高油藏压力有利于发挥CO2的优势。
(2) 天然气在原油中的溶解和分离为相态变化的主要表现,相包络线靠近优势组分的饱和蒸气压,纯组分的蒸汽压和临界点是计算混合物性质的关键。
(3) 原油与CO2之间发生多次的组分萃取和抽提,直至实现注入CO2动态混相。