O 郭平 賴文君

（西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室 四川 610500）

應(yīng)用數(shù)值模擬研究原油脫氣后注氣效果

O 郭平 賴文君

（西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室 四川 610500）

近年來，采用注氣方式開采低滲油藏成為有效的提高采收率的三次采油方法。注氣驅(qū)主要分為混相驅(qū)和非混相驅(qū)。調(diào)研發(fā)現(xiàn)，許多學者已經(jīng)針對混相驅(qū)和非混相驅(qū)進行了相應(yīng)的研究，但在非混相驅(qū)中，對于低于飽和壓力下注氣的相關(guān)理論和實驗研究很少。目前，室內(nèi)注氣實驗均建立在飽和壓力之上，而且實驗周期較長，花費較大。為此，采用數(shù)值模擬方法在室內(nèi)實驗的基礎(chǔ)上建立起對應(yīng)的數(shù)值模擬模型，驗證其正確性，進而模擬研究原油脫氣下注氣的效果。結(jié)果表明：利用數(shù)值模擬方法開展壓力低于飽和壓力下注氣，結(jié)果可靠；原油脫氣后注氣驅(qū)油，其采收率隨壓力變化出現(xiàn)上翹趨勢；壓力仍是影響注氣驅(qū)油采收率的一個關(guān)鍵性因素。此次研究補充和豐富了油藏注氣研究的相關(guān)內(nèi)容，為更好地開展油藏注氣驅(qū)提供了理論指導(dǎo)。

數(shù)值模擬；原油脫氣；注氣

隨著油藏的開發(fā)，低滲油藏所占比例增大，該類油藏的合理開發(fā)成為行業(yè)關(guān)注的焦點。目前，國內(nèi)外普遍采用注氣驅(qū)的方式開采該類油藏。注氣驅(qū)替主要分為混相驅(qū)和非混相驅(qū)，針對二者的研究比比皆是，然而在非混相驅(qū)的研究中，主要集中于注氣時地層壓力高于原油飽和壓力的情況，而針對低于飽和壓力下注氣的研究較少，幾乎沒有。然而隨著開發(fā)和開采的不斷深入，這一情況我們也必須考慮。此外，注氣室內(nèi)實驗研究均是建立在高于飽和壓力的條件下，而針對低于飽和壓力下注氣的實驗方法還沒有相應(yīng)的指導(dǎo)標準，而且實驗需要消耗大量時間和成本。因此需要采用其他方法進行研究。

細管實驗主要用于確定原油與注入氣的MMP（通過實驗后繪制的采收率和驅(qū)替壓力關(guān)系曲線確定）,另一方面，該實驗也能夠描述隨壓力變化原油采收率的變化。文中，筆者主要采用數(shù)值模擬的方法，結(jié)合相關(guān)細管實驗數(shù)據(jù)，建立起一維細管實驗?zāi)M模型，并對已有的細管實驗進行擬合，再在此基礎(chǔ)上模擬從不同初始地層壓力衰竭到不同設(shè)定地層壓力情況下后注氣驅(qū)油過程，計算對應(yīng)原油采收率，進一步分析原油脫氣后注氣機理和效果。

一、室內(nèi)細管實驗測試

設(shè)定實驗溫度為地層溫度85℃。根據(jù)《SY/T6573-2003最低混相壓力細管實驗測定法》利用先前配置和準備好的原油和注入氣體開展細管實驗，實驗用細管參數(shù)。實驗過程中，分別開展對應(yīng)于5個不同的驅(qū)替壓力下注入1.2倍孔隙體積注入氣體時氣驅(qū)油實驗，獲得相應(yīng)的原油采收率。根據(jù)驅(qū)替壓力與原油采收率曲線得到最小混相壓力為26.65 MPa。

二、細管實驗?zāi)M

1.地層流體PVT擬合

運用斯倫貝謝（Schlumberger）公司的Eclipse-PVTi數(shù)值模擬模塊對流體的相態(tài)進行模擬。采用該模塊來模擬流體特征及性質(zhì)，明確其流體組分相關(guān)變化，建立精確PVT擬合參數(shù)場。該參數(shù)場能夠直接導(dǎo)入到后期建立的組分模型中，從而參與數(shù)值模擬計算。這次研究采用X井區(qū)的地層流體參數(shù)，對流體的組分進行劈分、組合，運用PR3狀態(tài)方程，完成對地層原油飽和壓力、單次閃蒸氣油比、CCE、多級脫氣實驗和注氣膨脹實驗等結(jié)果的擬合。認為如果擬合值與實驗值的相對誤差小于3%，流體的PVT參數(shù)場擬合完成，且擬合結(jié)果可靠。

2.數(shù)值模型的建立與擬合

運用Eclipse E300組分模型結(jié)合上述細管實驗的相關(guān)參數(shù)建立相應(yīng)的一維細管實驗數(shù)值模擬模型。模型設(shè)計為15011，共150個網(wǎng)格，每個網(wǎng)格的大小為：DX為10cm，DY和DZ均為0.317042cm。平均滲透率為21.157m2，平均孔隙度為39.25%。計算得到模型的孔隙體積為59.179cm3，而實驗實際的孔隙體積59.21cm3，二者的相對誤差為0.53%，說明建立的模擬模型可靠。在模型的初始端和末端均設(shè)置有一口井，對應(yīng)實驗的注入井與生產(chǎn)井，模擬實驗過程中對應(yīng)的流體的流入與流出。在地層溫度下，模擬計算在5個不同驅(qū)替壓力條件下注入1.2倍孔隙體積指定氣體時分別對應(yīng)的原油采收率，繪制出采收率與驅(qū)替壓力的關(guān)系曲線，得到最小混相壓力。當驅(qū)替壓力為27.83MPa時曲線出現(xiàn)明顯的轉(zhuǎn)折，當驅(qū)替壓力大于該壓力后對應(yīng)的采收率變化并不大，說明數(shù)值模擬得到該地層原油與注入氣體的最小混相壓力為27.83MPa。對比實驗結(jié)果和模擬結(jié)果發(fā)現(xiàn)，模型預(yù)測的MMP和實驗得到的MMP（26.65MPa）較為接近，相對誤差為4.43%，可認為建立的細管實驗?zāi)M模型的模擬結(jié)果可靠，驗證了模型的可靠性。

三、原油脫氣后注氣模擬

在上述模型基礎(chǔ)上，分別針對初始地層壓力為15MPa、22.64MPa、35MPa和40MPa開展直接注入一定量的注入氣、衰竭到一定壓力（30MPa、20MPa、15MPa、8 MPa、5MPa、4MPa、3MPa）后注入相同量的注入氣，并得到各種情況下對應(yīng)的原油采收率。分析結(jié)果發(fā)現(xiàn)，注氣時的地層壓力對原油的采收率影響較大，隨著注氣時的地層壓力的變化原油采收率的變化主要分為三個階段：

I階段：注氣時地層壓力大于混相壓力，此時為混相驅(qū)，原油采收率較大，并且隨著壓力的變化，原油采收率變化不大；

II階段：注氣時的地層壓力大于飽和壓力而小于混相壓力，此時為非混相驅(qū)，隨著壓力的變化，原油采收率變化較大，近似為線性關(guān)系；

III階段：注氣時地層壓力小于飽和壓力，此時仍為非混相驅(qū)，隨著壓力的變化，原油采收率變化不大，相較于II階段，曲線出現(xiàn)上翹的趨勢。

針對不同的初始地層壓力，上述三個階段可能不會完全出現(xiàn)。當初始地層壓力大于混相壓力時，采用上述方法開展注氣驅(qū)，會出現(xiàn)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ階段。當初始地層壓力小于混相壓力而大于飽和壓力時，采用上述方法開展注氣驅(qū)，只會出現(xiàn)Ⅱ、Ⅲ階段。

以初始壓力為40MPa為例進行深入分析，結(jié)果發(fā)現(xiàn)，衰竭生產(chǎn)過程中，隨著地層壓力降低，原油變輕。當降低到飽和壓力以下時，原油開始脫氣，越低于飽和壓力，脫出的氣越多，開始注氣時，原油越重，但低于初始。高于飽和壓力低于混相壓力注氣，氣油比基本保持不變，直到氣體突破，氣油比迅速上升。相反，低于飽和壓力注氣，存在一部分脫出氣，脫出氣和注入氣很快形成連續(xù)相，氣體很快突破，表現(xiàn)出“高氣油比”，同時，混有脫出氣的注入氣易溶于原油中，使原油變輕，易于流動。隨著時間的推移，脫出氣不斷被采出，注入氣和原油性質(zhì)差異越來越大，不易溶于原油中，原油變重不易流動，氣體連續(xù)性可能被破壞，表現(xiàn)出“低氣油比” 因此，相較于II階段，III階段并非延續(xù)II階段趨勢，而表現(xiàn)出上翹的現(xiàn)象。此外，雖然III階段采收率有一定的回升，但仍然低于II階段，說明壓力仍然是影響注氣驅(qū)油采收率的關(guān)鍵因素。

四、結(jié)論

1.室內(nèi)實驗一般在壓力大于飽和壓力情況下開展，為考慮壓力低于飽和壓力情況，采用數(shù)值模擬方法建立對應(yīng)室內(nèi)實驗?zāi)Ｐ涂蓪毫Φ陀陲柡蛪毫Φ那闆r開展研究。

2.采用衰竭后注氣的思路，開展脫氣后注氣驅(qū)油細管實驗?zāi)M。模擬結(jié)果表明，同衰竭到高于飽和壓力而低于混相壓力的情況相比，二者雖同為非混相驅(qū)，但脫氣后注氣驅(qū)油的采收率隨壓力的變化趨勢并未延續(xù)前者，而出現(xiàn)上翹。

3.地層壓力仍為影響注氣驅(qū)油采收率的關(guān)鍵因素。

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Research on the Gas Injection Effect After Crude Oil Deaeration by Using Numerical Simulation

Guo Ping, Lai Wenjun
（State Key Laboratory for‘Oil and Gas Geology and Exploitation’project, Southwest Petroleum University,Sichuan, 610500）

In recent years, the use of gas-injection way to exploit low oil-permeability reservoir become the effective tertiary oil recovery method to improve recovery efficiency exploitation.Gas-injection displacement consists of miscible-phase displacement and immiscible displacement. Research finds that many scholars have carried on corresponding research for miscible-phase displacement and immiscible displacement, but in the immiscible displacement, little relevant theoretical and experimental research about the gas injection under the saturation pressure.At present, the indoor gas injection experiment is taken on the basis of above saturation pressure, besides, the experiment period is longer and cost is larger.To this end, adopting the numerical simulation method, on the basis of indoor laboratory experiments, to build the corresponding numerical simulation model, verify its correctness, and then take simulation studies on the effect of gas injection in the condition of crude oil degassing. The results show that the result of the use of numerical simulation method to carry out gas injection with the pressure lower than the saturation pressure is reliable;The oil recovery rate of gas injection flooding after crude oil degassing presents upward trend with pressure changes; Pressure is still a key factor affecting gas injection flooding recovery rate .The study complements and enriches the relevant content of reservoir gas injection study, which provides theoretical guidance for reservoir gas injection flooding.

numerical simulation；crude oil deaeration；gas injection

T

A

郭平（1965～），男，西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，研究方向：油氣相態(tài)、氣田開發(fā)、油氣藏工程、注氣提高采收率等。賴文君（1990～），女，西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，研究方向：油氣田開發(fā)。