不同氣體注入對揮發油流體性質的影響

劉玉奎，郭肖，張弦，常鵬剛，王俊

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

不同氣體注入對揮發油流體性質的影響

劉玉奎1，郭肖1，張弦2，常鵬剛3，王俊4

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

揮發性油藏在注氣過程中的流體性質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，以國內某典型揮發性油藏流體為例，在相態實驗擬合的基礎上通過注氣膨脹實驗對比了四種氣體（CO2、N2、CH4、天然氣）注入對揮發油流體性質的影響，同時為了驗證注氣膨脹實驗結果的準確性，建立機理模型模擬了注入不同氣體的開發效果。結果表明：在相同的注入氣比例下，CO2對揮發油飽和壓力基本沒有影響，使體積膨脹和界面張力降低幅度最大，同時降黏效果也較好；CO2是揮發性油藏注氣保壓開發最理想的氣體，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濟有效的氣體。

揮發油；注氣膨脹實驗；流體性質；數值模擬

國外揮發性油藏的發現始于20世紀40年代末50年代初，國外學者針對開發過程中存在的問題進行了大量實驗室相態研究和動態模擬[1-3]，使揮發性油藏的開發水平不斷提高。近年來國內也陸續發現揮發性油藏[4-7]，但對這類油藏的研究起步較晚。由于揮發油特殊的流體性質（高氣油比、高體積系數、低密度、低黏度、高收縮性），其開采特征和開發方式不同于普通黑油油藏[8]，注氣保壓開發是揮發性油藏一種常用開發方式[9-10]，而注氣過程中揮發油流體性質的變化是決定注氣效果以及確定注入氣類型的主要因素。

國內學者關于注氣對揮發油相態影響的研究主要為氮氣和烴類氣對揮發油飽和壓力和臨界點的影響[11-12]，而關于CO2對揮發油相態影響的研究較少。本文在不考慮多孔介質對相態影響的條件下，假定注入氣與揮發油在PVT筒中充分混合，利用氣液兩相平衡原理[13]，通過PVTi相態分析模塊，在相態實驗擬合的基礎上通過注氣膨脹實驗全面分析了注入氣類型（CO2、N2、CH4、天然氣）及注入量對揮發油的飽和壓力、膨脹系數、飽和黏度、界面張力等參數的影響。同時建立機理模型模擬了注入不同氣體的開發效果，驗證了注氣膨脹實驗結果的準確性，為揮發性油藏的注氣驅機理研究提供理論依據。

1 流體參數及PVT相態擬合

某揮發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，體積系數為2.9，原油相對密度為0.801 8，天然氣相對密度為0.738，地層溫度下單次脫氣實驗測得氣油比為607.3 m3/m3，原油收縮率為65.65%。

表1 井流物組分摩爾組成數據Table 1 Well flow component molar composition data

對該揮發性油藏流體高壓物性實驗數據進行擬合，以保證注氣膨脹實驗中流體物性參數預測的精度。用Whitson方法將重組分C11+劈分為2個組分（C11-C22和C23+），并將所有組分歸并為8個擬組分（表2）。

表2 擬組分摩爾組成數據Table 2 Pseudo-component molar composition data

地層溫度下飽和壓力計算值為41.35 MPa，相對誤差為0.55%，地層溫度下等組成膨脹實驗和定容衰竭實驗擬合結果分別見圖1和圖2。從圖2可以看出，當實驗壓力由飽和壓力41.1 MPa下降到36.8 MPa時，壓力僅下降了4.3 MPa，液體飽和度由1降到0.63，降低了37%。說明對于揮發油來說壓力一旦低于飽和壓力會由于脫氣導致體積急劇收縮，這正是揮發油的一個典型特征。

圖1 等組成膨脹實驗相對體積與壓力關系擬合結果Fig.1 Equal composition relative volume and pressure of expansion experiment fitting results

圖2 定容衰竭實驗液體飽和度與壓力關系擬合結果Fig.2 Constant volume depletion experiment liquid saturation and pressure fitting results

2 注氣對揮發油流體性質的影響

在相態實驗擬合的基礎上，模擬了注氣膨脹實驗，在飽和壓力下逐步把氣體注入揮發油中，每次注入氣體后加壓以達到新的單相飽和狀態，記錄新的飽和壓力，并測定飽和壓力下流體的膨脹系數、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 注氣對飽和壓力的影響

將不同氣體按不同比例注入揮發油中流體飽和壓力變化如圖3所示?？梢钥闯?，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。當注入5%mol N2時飽和壓力就已經接近原始地層壓力45.9 MPa，而注入10%mol CH4和15%mol天然氣時飽和壓力才接近原始地層壓力，而注入CO2時飽和壓力基本沒有變化。這說明天然氣中N2對揮發油飽和壓力的影響比CH4對揮發油飽和壓力的影響要大得多，而CO2對揮發油飽和壓力基本沒有影響，這也意味著CO2更易與該揮發油發生混相，而N2難以與該揮發油發生混相。

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

飽和壓力是揮發油一個非常重要的相態參數，注入氣體后飽和壓力的升高一旦超過地層壓力，揮發油中輕質組分以及中間烴組分就會不斷轉為氣態，液相中重烴組分增加，原油黏度升高，流動性能變差，產量迅速下降。同時氣油比急劇上升，原油體積迅速收縮，油層能量很快耗盡，對揮發性油藏的開發帶來非常不利的影響。

2.2 注氣對膨脹系數的影響

膨脹系數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油中流體膨脹系數變化如圖4所示?？梢钥闯?，隨注入氣體比例增加，膨脹系數均不斷增大，且使膨脹系數增加程度由大到小的氣體分別為：CO2＞天然氣＞CH4＞N2。當注入氣體量為40%mol時，CO2、天然氣、CH4、N2分別使膨脹系數增大為1.50、1.42、1.39、1.24，分別使體積膨脹了50%、42%、39%、24%?？梢奀O2對揮發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 不同注入氣體對揮發油膨脹系數影響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 注氣對飽和黏度的影響

將不同氣體按不同比例注入揮發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。當注入氣體量為40%mol時，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]發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，減少粘性指進的影響，從而增大波及系數。

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

2.4 注氣對界面張力的影響

將不同氣體按不同比例注入揮發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。當注入氣體量為40% mol時，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%?？梢姰斪⑷肓繛?0%mol時，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。界面張力越低越利于混相的形成，同時界面張力的降低可以明顯改善地下原油的流動性，從而提高驅油效率。

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

2.5 實驗結果討論

綜合比較四種氣體對揮發油飽和壓力、膨脹系數、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對飽和壓力基本沒有影響，使體積膨脹和界面張力降低幅度最大，同時降黏效果也較好。當CO2注入量為40%mol時，飽和壓力基本沒有變化，膨脹系數增大了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。

在實際的油田注氣開采中，注入氣與揮發油的混合受多種因素的影響，如多孔介質的非均質性、流體流動速度等，結果并非所有的注入氣都與揮發油充分混合。因此預測的流體性質改變值與油藏中實際的改變值存在一定的差異，所以實際生產中注氣對地下揮發油流體性質的影響程度還有待進一步研究[11]。

3 揮發性油藏注氣數值模擬研究

3.1 機理模型的建立

為了驗證注氣膨脹實驗結果的準確性，參考該揮發性油藏某井區實際地質條件，采用揮發油擬組分組成數據和相態實驗擬合后得到的狀態方程臨界參數場，建立組分模型機理模型（圖7），比較注入不同氣體的開發效果。該模型網格數為60×60×9，按五點井網布9口采油井，4口注氣井，評價時間為15年，模型基本參數見表4。

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

圖7 機理模型示意圖Fig.7 Mechanism model

3.2 注氣效果比較

開發初期同步注氣，保持相同的采油速度2.36%，注入氣體分別為CO2、天然氣和N2，設計四個注入速度：0.015 HCPV/a、0.02 HCPV/a、0.025 HCPV/a、0.03 HCPV/a。同時為延緩氣竄的發生，所有生產井打開儲集層下部1/3，所有注氣井打開儲層上部1/3，即在油層上部注氣，下部采油，模擬計算指標如圖8。

在2.36%的采油速度下，衰竭式開發（僅9口采油井生產）的采出程度僅有18.25%。由圖8可以看出，注氣保壓開發效果遠好于衰竭式開發效果，其中注CO2效果最好，其次為天然氣，N2效果最差，該結果與注氣膨脹實驗結果相對應，同時也驗證了注氣膨脹實驗結果的準確性。

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

當CO2注入速度為0.02 HCPV/a時，采出程度達到35%，再增大注入速度，采出程度不再增大；當天然氣注入速度達到0.03 HCPV/a時，其效果與注CO2效果相當；當N2注入速度為0.03 HCPV/a時，采出程度僅有29%，遠遠低于注CO2和天然氣的采出程度。

結合注氣膨脹實驗結果和機理模型注氣模擬結果，認為CO2是揮發性油藏注氣開發最為理想的氣體，另外注天然氣也可以達到和注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，則天然氣是揮發性油藏注氣開發另一種可選擇的經濟有效的氣體。

4 結論

1）注CO2對揮發油飽和壓力基本沒有影響，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地層壓力會對揮發性油藏的開發帶來非常不利的影響。

2）四種氣體均使揮發油膨脹系數增大，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對界面張力降低程度最小，而CO2、CH4和天然氣對界面張力降低程度基本一致。

3）注氣膨脹實驗結果和機理模型注氣模擬結果共同表明,CO2是揮發性油藏注氣開發的理想氣體，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濟有效的氣體。

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（編輯：嚴駿）

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。

國家科技重大專項“高壓水侵氣田高效開發機理及高壓氣井壓力系統監測方法”（2011ZX05015-002）。