深层缝洞型油藏烃气混相驱可行性及影响因素

2021-12-08李吉康孙致学谭涛郭臣谢爽郝聪

新疆石油地质 2021年6期

李吉康，孙致学，谭涛，郭臣，谢爽，郝聪

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580；2.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011）

塔里木盆地塔河油田主体区为深层岩溶缝洞型油藏，其储集层温度高且压力大，原油组分复杂[1-5]。2013 年塔河油田开始实施注氮气开发[6-9]，但是随着注气时间的增长，出现气窜，驱油效果变差[10-11]，大量的剩余油未能动用，亟需新的提高采收率措施。

注气混相驱是一种重要的提高原油采收率方法，当地层压力高于注入气与原油的最小混相压力时，注入气与原油形成混相，两相界面消失，驱油效率大幅提高[12-13]。前人研究成果也表明，对非均质碳酸盐岩油藏进行烃气混相驱，可明显提高波及系数[14]。本文通过物理和数值模拟，研究塔河油田缝洞型油藏烃气混相驱可行性及影响因素，为该类型油藏的高效开发提供参考。

1 油藏概况

塔河油田位于塔里木盆地北部，其奥陶系油藏为典型的缝洞型碳酸盐岩油藏，主体由多期岩溶作用叠加改造而成。该油藏储集层属于断溶体，构造陡，油层厚，油藏埋深5 500～5 850 m，目前地层平均压力为60.00 MPa，压力保持程度为96.62%，油层平均温度为130.4 ℃，地层体积系数为1.410 2。地层原油密度为0.693 5 g/cm3，气油比为132 m3/m3，饱和压力为20.24 MPa。地层流体临界压力为12.04 MPa，临界温度为378.9 ℃；最大蒸发压力为20.74 MPa，临界蒸发温度为421.9 ℃，地饱压差为40.87 MPa，属未饱和油藏。

2 相态实验拟合

深层缝洞型油藏流体性质多样，根据油品性质，研究区可以划分为2 个油区，地层原油密度和原油黏度呈南低北高分布，南部轻质油区面积较大。样品选自S86 井，通过拟合恒组成膨胀实验和微分脱气实验结果，调整拟合状态方程参数，研究深层缝洞型油藏烃气混相驱可行性及影响因素。

2.1 地层流体组分

实验室测得研究区井流物具15 种组分，在保证实验拟合精度的前提下，依据井筒流体性质相似的原则，结合注入气组成，井筒流体组分可归纳为7 类：CO2（1.83%）、N2（2.66%）、CH4（42.17%）、C2H6（7.41%）、C3H8—C6H14（10.63%）、C7H168—C10H22（10.58%）和C11H24及其以上烷烃（24.27%）。注入气为油田伴生气配制而成，由85.00%的CH4和15.00%的C2H6组成。

2.2 相态实验拟合

描述流体相态行为的半理论半经验状态方程有很多类型，进行相态实验拟合时选取的状态方程直接决定拟合效果，研究选取最常用的Peng Robinson 立方型状态方程[15]进行相态拟合。使用PVTi 相态软件进行拟合过程中，对于CO2、N2、CH4、C2H6、C3H8、C4H10、C5H12和C6H14的临界压力、临界温度和偏心因子等性质认知明确，不需要调整，但是庚烷以上重组分的临界属性不确定，则需要调整。PVTi 相态软件可以通过劈分加组分、回归加组分的相对分子质量和回归加组分属性方法拟合实验数据。

恒组成膨胀实验是模拟地层原油在降压开采过程中性质变化的实验，实验测定流体相对体积等参数随压力的变化，并测定原油泡点压力，主要反映原油随压力变化的膨胀能力。根据恒组成膨胀实验与拟合计算（图1），实验的泡点压力为20.24 MPa，拟合泡点压力为20.16 MPa，相对误差为0.39%。

图1 恒组成膨胀实验拟合结果Fig.1.Fitting curve of expansion experiment with constant compositions

通过微分脱气实验，可确定原油在脱气过程中相对体积、溶解气油比、密度、黏度等随压力的变化。根据实验结果，原油相对体积先随压力增大而增大，超过临界压力之后，则缓慢降低；溶解气油比随压力增大而增大；黏度和密度变化大体相似，随压力增大先减小，待到压力超过临界压力后，开始增大（图2）。

图2 微分脱气实验拟合曲线Fig.2.Fitting curves of differential degassing experiment

由恒组成膨胀实验和微分脱气实验数据的拟合结果可知，在测试压力区间，实验测量值与计算拟合值相对误差小于5%，在可接受范围内。总之，相态实验拟合精度较高，可以用于后续烃气驱组分模拟。

3 最小混相压力计算

深层缝洞型油藏具有高温高压的特点，理论上适合混相驱。最小混相压力是注入气体与油藏原油能够发生混相的最小压力，是判断油藏混相驱可行性的重要参数。本文选择经验公式法、PVT 分析法和油藏数值模拟法，计算塔河油田深层缝洞型油藏烃气混相驱的最小混相压力。

3.1 经验公式法

利用改进后的最小混相压力经验公式[16]，计算深层缝洞型油藏烃气混相驱的最小混相压力，考虑了油藏温度、原油中C7+相对分子质量、原油中挥发组分、中间组分和注入气中C2—C5的物质的量分数、C2—C5相对分子质量等参数对最小混相压力的影响：

式中——注入气中C2—C5组分物质的量分数，%；

——注入气中C2—C5组分的相对分子质量；

pmmp——最小混相压力，MPa；

t——油藏温度，℃；

VC1——原油中CH4组分物质的量分数，%；

——原油中间烃组分物质的量分数，%；

——原油中C7+组分的相对分子质量。

油藏温度为130.4 ℃，原油中间烃组分（C2—C6）物质的量分数占18.04%，CH4组分物质的量分数占42.17%，C7+相对分子质量为269.23；注入气体的C2—C5物质的量分数占15.00%，相对分子质量为44.10；带入模型得到的最小混相压力为41.30 MPa。

3.2 拟三元相图法

利用拟三元相图法计算最小混相压力，需要将原油组分划分为3个拟组分：甲烷（C1）、乙烷（C2）和丙烷及其他组分（C3+）。三元相图的顶点代表纯组分，注入烃气落在C1与C2的连线上。

使用PVTi 模块绘制原油三元相图，延长临界点过包络线的切线与C1和C2连线相交，过原油组分组成点做相包络线的切线与C1和C2连线相交，两个交点将C1和C2连线划分为3个区域，自上而下分别为非混相区、多级接触混相区和一次接触混相区。如图3a所示，在130.4 ℃和38.00 MPa 条件下，两切线将C1与C2连线分为3 个区域，注入烃气落在非混相区，即在地层温度下，压力为38.00 MPa时，注入气与原油无法形成混相，最小混相压力大于38.00 MPa。

如图3b 和图3c 所示，压力增大，两相区域减小，相包络线上移导致临界点过相包络线的切线和原油组成点过相包络线的切线上移，多级接触混相区上移并且减小。压力为40.59 MPa 时，注入烃气落在临界点过相包络线的切线上，说明注入烃气与地层原油在该条件下开始发生多次接触混相；压力大于40.59 MPa时，注入烃气组成落入多次接触混相区，即注入烃气与油藏最小混相压力为40.59 MPa。

图3 研究区油气不同压力条件下三元相图Fig.3.Ternary phase diagrams under different pressure

3.3 细管组分模拟法

细管组分模拟是通过建立组分模型，以数值模拟的方式模拟细管实验中地层流体与注入气的混相过程，根据注入压力和采收率的对应关系计算最小混相压力。细管模型的孔隙度和渗透率分别为30%和350 mD，将细管模型x方向划分为40 个网格，单个网格长度为0.45 m，y和z方向设置1个网格，单个网格长度为0.004 m，地层温度为130.4 ℃，细管长度为18 m，注入气体积为1.2 PV，注入烃气组成为85.00%的CH4和15.00%的C2H6。

在不同驱替压力下，注入1.2 PV 的烃气以后，细管模型采收率随着驱替压力的增加而增大（图4）。当采收率小于95%时，驱替压力小于最小混相压力，随着驱替压力增加，细管模型采收率逐渐增大；当采收率大于95%时，驱替压力大于最小混相压力，随着驱替压力增加，细管采收率增加速度变缓，继续增加驱替压力，采收率达到最高值不再增加。在油藏条件下注入烃气，当压力达到40.27 MPa时发生混相，即最小混相压力为40.27 MPa。

图4 细管组分模拟最小混相压力计算结果Fig.4.Results of the minimum miscible pressure calculation from slim tube composition simulation

综上所述，利用经验公式法、拟三元相图法及细管组分模拟法计算的最小混相压力分别为41.30 MPa、40.59 MPa 和40.27 MPa，而油藏目前地层平均压力为60.00 MPa，远大于计算所得的最小混相压力，因此，油藏可用烃气混相驱开采。

4 影响因素分析

研究目标油藏为深层缝洞型油藏，原油性质复杂，前期以注氮气非混相驱开采，部分区域的地层流体中存在氮气，需要进行细管组分模拟实验，确定前期注入氮气和不同油品对烃气混相驱的影响。

4.1 前期注入氮气影响

研究区于2014 年9 月开始进行注氮气提高采收率，目前部分区域储集层，特别是注气井周围，存在大量的游离氮气，后期进行烃气混相驱可行性研究必须考虑油藏前期注入气对烃气混相驱影响。因为原始地层压力高于氮气的最小混相压力[17]，所以氮气与地层流体未发生混相。因此，进行细管组分模拟方法计算最小混相压力时，储集层原始流体组分不变，在注入烃气中加入氮气，保持注入气中氮气和烃气的比例，模拟储集层中含氮气的不同区域。注入烃气依然由85.00%的CH4和15.00%的C2H6组成。

如图5 所示，细管模型基础参数不变，注入气体积为1.2 PV，注入气体分别为15.00%氮气+85.00%烃气、35.00%氮气+65.00%烃气、54.70%氮气+45.30%烃气和70.00%氮气+30.00%烃气，模拟具不同含量氮气的油藏采收率。

图5 不同氮气含量细管组分模拟结果Fig.5.Results of slim tube composition simulation with different nitrogen contents

随着氮气含量的增加，最小混相压力不断变大，15.00%、35.00%和54.70%氮气对应最小混相压力分别为44.34 MPa、49.36 MPa 和60.00 MPa。当氮气含量大于54.70%，即氮气与注入烃气含量比大于1.208时，最小混相压力大于地层平均压力，油藏无法采用烃气混相驱开采。

如图5 所示，在非混相阶段，随着氮气含量的增加，同一驱替压力条件下细管模型驱替效率降低，非混相阶段氮气驱替效率低于烃气驱替效率；在混相阶段，随着氮气含量的增加，驱替效率降低，并且混相阶段最终采收率也降低，说明前期注入的氮气会降低烃气混相驱的最终采收率。

综上所述，储集层中存在的氮气会对烃气混相驱的效率产生影响，储集层中氮气的含量越高，烃气驱最小混相压力越大，在氮气含量与注入烃气含量比为1.208 时，注入烃气在地层压力下无法与原油形成混相。

4.2 不同油品性质影响

混相驱效果一般取决于原油组成、压力和温度，实验样品取自S86 井、T705 井和S90 井，包含研究区不同性质油品，其中，S86 井和S90 井流体组分如表1所示，T705井油品属于中质原油，S86井和S90井油品属于轻质原油。

表1 研究区部分井采出流体组分及含量%Table 1.Compositions and contents of produced fluids from 2 wells in the study area%

拟组分划分同T705 井，注入气为油田伴生气配制而成，其中，注入气由85.00%的CH4和15.00%的C2H6组成，采用拟三元相图法和细管组分模拟法计算T705井和S90井的最小混相压力。

利用拟三元相图法计算，T705 井注入气与地层原油最小混相压力为57.35 MPa，S90井最小混相压力为38.98 MPa（图6）；采用细管组分模拟方法计算，T705 井和S90 井地层原油与注入气最小混相压力分别为57.24 MPa和38.96 MPa（图7）。

图6 不同油品性质最小混相压力计算三元相图Fig.6.Ternary phase diagrams at the minimum miscible pressure for different oil properties

图7 不同油品性质细管组分模拟最小混相压力计算结果Fig.7.Results of the minimum miscible pressure calculation from slim tube composition simulation for different oil properties

由计算结果可知，不同的油品性质对烃气混相驱影响很大，随着油品中的轻组分含量的减少，原油与注入烃气的最小混相压力增大，T705 井油品为研究区重组分含量最高的油品，与注入烃气的最小混相压力为57.24 MPa 左右，说明研究区多数区域原油可以与注入烃气发生混相。由实验结果可知，在混相实验后期随着压力增大，细管模型采收率趋于定值，并且原油中的重组分含量越高，最终采收率越低。注入烃气与研究区原油发生混相，提取原油中的轻组分物质，原油组成中的轻组分物质含量越高，越容易发生混相，最小混相压力越小；原油中的重组分含量越高，最终采收率越低。