CO2驅最小混相壓力及其動態變化研究

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.中國石油大學石油工程學院，山東青島 266580；3. 吉林油田勘探開發研究院，吉林松源 138000；4.承德石油高等?？茖W校，河北承德 067000)

CO2混相驅是一種可以有效提高油藏采收率的增產措施[1-9]，實現混相驅的首要條件是油藏壓力高于原油—CO2的最小混相壓力(MMP)[10]，以期獲得較高的驅油效率，在CO2混相驅的研究中，MMP是研究重點。目前已經有許多實驗和數學模型的方法來確定MMP，其中細管實驗法自1983年由Stalkup首次提出后一直沿用至今[11]，被認為是研究MMP最精確的方法；但細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]，升泡儀法的優點是可以直接觀察整個混相過程及狀態。在MMP的計算模型方面，Alston等人在研究中發現MMP隨著原油中揮發性組分(CH4、N2)摩爾比例的增大而增大，隨著原油中中輕質組分(C2、C3、C4等)摩爾比例增大而減小，建立了考慮原油揮發組分(CH4、N2)及中輕質組分(C2、C3、C4等)摩爾比例的預測模型[13]。此后Emera和Sarma在MMP模型研究中將油藏溫度、C5+相對分子質量，以及揮發組分和中間組分的比值作為重要參數，采用遺傳算法，在Alston模型基礎之上發展了精度更高的GA模型[14]。國內秦積舜等人進行了CO2與原油傳質混相過程的研究[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、油藏原油輕質揮發性組分(C1+N2)、中間烴組分(C2～C6)以及C7+分子量4個參數對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MMP的測試，沒有考慮油藏原油組分變化對MMP的影響?，F場試驗表明，CO2驅過程中油層內不同位置的油藏壓力和原油組分都處于動態變化中，因此需要研究油藏內MMP和混相程度的動態變化，進而精確評價CO2驅的效果。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、注氣量、驅替壓力、溫度等因素對MMP動態變化的影響。

1 目標區塊油藏概況

目標區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驅油項目，目前已經建成國內規模最大的CO2驅EOR及地質埋存示范區項目。試驗區面積約1.7 km2，地質儲量為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。試驗區于2004—2008年陸續投入開發，注氣井自2008年4月開始注氣，北部5個井組呈七點系統，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 目標區塊CO2—原油最小混相壓力(MMP)的確定

2.1 細管實驗法

細管驅替實驗法是目前公認的用來測試MMP的方法。在油藏溫度為98.8 ℃條件下，本文選定在6個驅替壓力點進行細管驅替實驗，分別為11.80 MPa、14.90 MPa、19.00 MPa、24.10 MPa、29.00 MPa和40.00 MPa。實驗結果如圖1所示，6個驅替壓力下進行細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；當壓力大于23.00 MPa后，細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繕藚^塊原油與CO2的MMP為23.00 MPa。

圖1 細管實驗驅替壓力與采收率曲線Fig.1 Oil recovery versus displacement pressure

2.2 油藏數值模擬法

根據細管實驗中物理模型的基本參數，利用油藏數值模擬軟件建立一維驅替細管模型，模擬細管實驗過程，確定目標區塊CO2驅油的MMP。根據實驗條件，設計細管長度為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個網格，每個網格長度為0.36 m；模型Y方向和Z方向均為一個網格，網格長度均為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]，并經過適當的模擬調試。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管驅替油藏數值模擬研究，做出不同驅替壓力下細管模擬采收率與驅替壓力的關系曲線，并與細管驅替實驗得到的實驗數據進行對比，如圖2所示?？芍M結果與實驗結果相近，得到MMP為23.00 MPa。與實驗法相比，油藏數值模擬法具有成本低、所需時間短的優點。因此在建立的PVT模型可以準確描述油藏原油特征的基礎上，可以采用油藏數值模擬法來確定MMP。

圖2 細管驅替模擬結果與細管實驗結果對比Fig.2 Comparison between slim tube displacement experiment and simulation

2.3 經驗公式法

利用改進的MMP計算模型來計算目標區塊原油與CO2的MMP[18]。該模型主要考慮了油藏溫度、油藏原油輕質揮發性組分(C1+N2)、中間烴組分(C2～C6)以及C7+分子量4個參數對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+相對分子質量；

xC1+N2——油藏原油中輕質揮發組分C1和N2的摩爾分數，%；

xC2～C6——油藏原油中中間烴組分(C2～C6)的摩爾分數，%。

將油藏溫度98.9 ℃、C7+分子量250.320 6、C1+N2揮發組分的摩爾分數2.314%、C2～C6中間烴組分的摩爾分數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

綜合對比細管實驗法、油藏數值模擬法、經驗公式法、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模型的基礎上，可以用PVT分析法計算MMP。

3 最小混相壓力(MMP)動態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混相壓力的測試，沒有考慮CO2驅過程中油藏內原油和氣體組分變化對混相壓力的影響?，F場試驗表明，CO2驅過程中油層內不同位置的原油組分都處于動態變化中，因此需要研究油藏內MMP的動態變化。本文研究了降壓生產、累積注氣量、驅替壓力以及溫度4個因素對CO2與原油MMP動態變化的影響。

3.1 目標區塊CO2驅機理模型

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

表2 模型基本參數設置Table 2 Basic parameters for reservoir simulation model

3.2 壓降產生的影響

在實際油藏開發過程中，地層壓力會逐漸下降，當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，進而導致原油與CO2的MMP也發生變化?；诮⒌脑蚉VT模型，將原油分別在不同壓力下進行閃蒸脫氣，模擬實際油藏開發中當地層壓力降低到泡點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等輕質揮發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等中重質組分的相對摩爾含量隨著油藏壓力的降低而不斷升高。當油藏壓力低于1 MPa以下時，原油中的CH4全部脫出，同時原油中C2～C3、C4～C6等輕質烴的含量會急劇下降，C7～C20、C21～C35以及C36～C45中重質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生變化，進而會導致原油與CO2的MMP也發生變化。圖5所示為在油藏開發過程中當地層壓力降低到泡點壓力以下時MMP的動態變化過程?？芍斢筒貕毫Υ笥? MPa時，隨著油藏壓力的降低，原油中CH4、N2等揮發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烴組分也大量脫出，且此時原油中重質組分含量急劇上升，導致MMP又開始增大。當脫氣壓力為1 MPa時，MMP出現最小值為21.31 MPa。

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

實際上，對目標油藏來說，由于油藏壓力降低和原油脫氣導致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遠大于其他組分，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組分，造成原油組分不斷變化，進而導致MMP不斷變化。圖6及圖7分別為不同注氣量下剩余油重質烴組分及中輕質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組分抽提到氣相中去，因此使剩余油重質烴組分摩爾比例不斷升高，中輕質組分摩爾比例不斷下降，導致原油物性變差。此外可以發現在氣驅前緣處油相中重質組分的摩爾含量最低，說明CO2驅為向前接觸混相，在氣驅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最大值變為278 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CO2驅替后，由于CO2對原油輕質組分的萃取抽提造成剩余油中重質組分摩爾含量大幅度上升，使得原油物性變差，導致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動態變化Fig.8 Dynamic change of MMP due to different CO2 injection volumes

3.4 驅替壓力的影響

在CO2驅過程中，驅替壓力不同，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發生變化。圖9、圖10所示分別為不同驅替壓力下剩余油中輕質組分摩爾含量以及MMP變化曲線，可知驅替壓力越高，剩余油中輕質烴組分摩爾比例越小，MMP越大。驅替壓力高，高壓下CO2的密度大、抽提能力強，地下原油中輕質烴組分被CO2大量萃取到氣相中，導致剩余油中輕質烴組分摩爾含量下降，重質烴組分摩爾含量增大，進而導致MMP增大。在現場生產中可利用提高驅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出油的物性。

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

圖10 不同驅替壓力下油藏內不同位置MMP的動態變化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組分及MMP的影響?？芍?，當溫度為120 ℃時，氣驅前緣處CO2與剩余油MMP為26.16 MPa；當溫度為98.9 ℃時，氣驅前緣處CO2與剩余油MMP為27.20 MPa；當溫度為80 ℃時，氣驅前緣處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，對原油中輕質組分的抽提能力更強，造成剩余油中輕質組分摩爾比例下降，重質組分摩爾比例增大，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與原油中中輕質組分的性質更為接近，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動態變化Fig.12 Dynamic change of MMP due to different temperatures

4 結論

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

(2)降壓生產過程中，原油中CH4、N2等揮發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等揮發性組分，從而降低MMP。

(3)累積注氣量越多，驅替壓力越大、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。因此對于CO2驅后油藏的提高采收率措施應該將重點放在提高波及系數方面，如采取水氣交替注入、泡沫驅等方式進一步提高采收率。