王 銳 ，呂成遠(yuǎn)，倫增珉，王進(jìn)安，趙淑霞，王 欣，許 尋

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南濮陽 457000）

揮發(fā)性油藏是指地層溫度低于臨界溫度，靠近臨界點的油藏，其烴類流體性質(zhì)接近臨界狀態(tài)，中間烴（C2—C6）含量高，組分和熱力學(xué)參數(shù)介于黑油和凝析氣之間，原油性質(zhì)與常規(guī)黑油存在較大差異。揮發(fā)性油藏埋藏深，地層壓力高，氣油比較高，原油收縮率大，這些性質(zhì)決定了揮發(fā)性油藏的開發(fā)與常規(guī)黑油油藏的開發(fā)有很大的區(qū)別［1-4］。揮發(fā)性油藏在衰竭開發(fā)過程中，原油急劇收縮脫氣，地層能量迅速消耗，并且氣液組成不斷發(fā)生變化，低于飽和壓力開采時，油氣體積比急劇上升，原油體積迅速收縮，導(dǎo)致衰竭開發(fā)采收率低。因此，該類油藏必須保持壓力開采，即壓力必須保持在飽和壓力以上［5-6］。除此之外，一般揮發(fā)性油藏采取注水和注氣能取得較好的開發(fā)效果。對于埋藏深、滲透率低的揮發(fā)性油藏，注水壓力高，水驅(qū)難以實施，注氣成為該類油藏提高采收率的主要手段［7-8］。常用的注氣介質(zhì)主要包括烴類氣體、N2和CO2等。相比于烴類氣體和N2來說，CO2在原油中的溶解能力更強(qiáng)，泡點壓力上升更慢，降黏和膨脹能力更強(qiáng)，因此具有更好的注入性和驅(qū)油效果［9-12］。然而，揮發(fā)性油藏CO2注入能力差，混相驅(qū)壓力高，難以實施混相驅(qū)。筆者以目標(biāo)區(qū)揮發(fā)性油藏為研究對象，通過室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬研究其注CO2過程中的動態(tài)混相特征，并剖析衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限。

1 原油物性分析

對目標(biāo)區(qū)揮發(fā)性原油樣品進(jìn)行高溫高壓物性測試分析，結(jié)果表明，目標(biāo)區(qū)揮發(fā)性油藏埋深大于3 300 m，地層壓力大于38 MPa，油藏溫度大于120 ℃，溶解氣油比大于130 m3/m3（表1）。通過三元組分相圖（圖1）分析可知，區(qū)塊A 為典型的高揮發(fā)性油藏，區(qū)塊B和C為弱揮發(fā)性油藏。

表1 目標(biāo)區(qū)揮發(fā)性油藏基礎(chǔ)參數(shù)Table1 Basic parameters of volatile oil reservoirs in target area

2 CO2驅(qū)動態(tài)混相壓力研究

2.1 高揮發(fā)性油藏最小混相壓力測試

圖1 揮發(fā)性油藏類型分析Fig.1 Analysis of volatile oil reservoir types

原油組分分析 選取區(qū)塊A的原油樣品進(jìn)行不同衰竭階段的脫出氣及剩余油全烴組分分析，結(jié)果（圖2，圖3）表明，隨著衰竭壓力水平的降低，脫出氣中CH4含量逐步降低，中間烴（C2—C5）含量緩慢升高。不同衰竭階段剩余油中CH4+N2含量逐步降低，中間烴（C2—C5）含量緩慢升高，原油組分從典型揮發(fā)性原油逐步向弱揮發(fā)性原油和黑油過渡區(qū)轉(zhuǎn)變。

圖2 區(qū)塊A不同衰竭階段脫出氣組分變化Fig.2 Variation of released gas components at different depletion stages for Block A

圖3 區(qū)塊A不同衰竭階段剩余油全烴組分變化路徑Fig.3 Residual oil components change path at different depletion stages for Block A

剩余油CO2驅(qū)最小混相壓力測試 利用不同衰竭階段剩余油開展CO2驅(qū)長細(xì)管最小混相壓力（MMP）測試。結(jié)果（圖4）表明，隨著衰竭壓力的降低，MMP 逐步降低，衰竭壓力降低至5.13 MPa 時，MMP 從38.03 MPa 降低至12.57 MPa，表明揮發(fā)性油藏衰竭過程會導(dǎo)致CO2驅(qū)混相壓力的降低。其主要原因是衰竭過程使得溶解氣中CH4含量顯著降低，中間烴相對含量上升，從而使得該類油藏具有適度衰竭“脫氣降混”特征。

圖4 不同衰竭階段剩余油CO2驅(qū)最小混相壓力降低幅度測試Fig.4 CO2MMP decreasing degree test for the residual oil at different depletion stages

2.2 弱揮發(fā)性油藏最小混相壓力預(yù)測數(shù)值模擬計算

為了進(jìn)一步明確揮發(fā)性油藏CO2驅(qū)“脫氣降混”特征，選取另外2 種弱揮發(fā)性油藏原油樣品進(jìn)行衰竭過程中最小混相壓力數(shù)值模擬計算研究。首先用PVTsim 軟件進(jìn)行2 種原始原油流體相態(tài)、注氣膨脹實驗、最小混相壓力實驗擬合；然后，利用相態(tài)軟件進(jìn)行不同衰竭壓力下剩余油的最小混相壓力數(shù)值模擬計算。結(jié)果（圖5）表明，不同揮發(fā)性油藏衰竭后CO2驅(qū)最小混相壓力均表現(xiàn)出降低的趨勢。其中，溶解氣油比較大的油樣，CO2驅(qū)“脫氣降混”程度較大，反之則越小。顯然，揮發(fā)性油藏中溶解氣CH4含量對CO2驅(qū)混相壓力影響較大，通過適度的壓力衰竭后，脫出部分CH4后再注入CO2，可以有效降低CO2混相壓力。

圖5 不同揮發(fā)性油藏CO2驅(qū)“脫氣降混”特征比較Fig.5 Comparison of characteristics of releasing methane and decreasing CO2MMP for different volatile oil reservoirs

3 衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限

揮發(fā)性油藏衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)具有“脫氣降混”特征，為了明確“脫氣降混”特征對衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限的影響規(guī)律，對3 個區(qū)塊揮發(fā)性油藏衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限進(jìn)行分析。利用地層壓力/原始泡點壓力表示衰竭壓力水平；當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀贛MP時，CO2驅(qū)混相驅(qū)無法實現(xiàn)，其對應(yīng)的界限即為衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限。結(jié)果（圖6—圖8）表明，區(qū)塊A衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)壓力水平界限為100.2%，區(qū)塊B為126.1%，區(qū)塊C 為127.8%。即原油溶解氣油比越高的油藏，其衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)的壓力水平界限越低，反之則越高。當(dāng)衰竭壓力水平在該界限以下時，要實施CO2混相驅(qū)則需要提前補(bǔ)充地層能量。另外，隨著壓力衰竭至原油泡點壓力以下后，其CO2驅(qū)最小混相壓力有降低的趨勢，原始溶解氣油比越高，其“脫氣降混”的程度越大，后續(xù)需要注CO2補(bǔ)充地層能量的幅度就越小，反之則越高。

圖6 區(qū)塊A衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限Fig.6 CO2injection timing after depletion for Block A

圖7 區(qū)塊B衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限Fig.7 CO2injection timing after depletion for Block B

圖8 區(qū)塊C衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限Fig.8 CO2injection timing after depletion for Block C

4 結(jié)論

揮發(fā)性油藏衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)存在“脫氣降混”特征，即隨著地層壓力的降低，原油中CH4組分部分脫出，有助于CO2驅(qū)最小混相壓力的降低，其“脫氣降混”程度隨著溶解氣油比的升高而增加。提出了揮發(fā)性油藏衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限，即原油溶解氣油比越高，其衰竭開發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限越低，脫氣后CO2混相驅(qū)補(bǔ)充地層能量幅度越?。环粗?，轉(zhuǎn)驅(qū)界限越高，補(bǔ)充地層能量幅度越大。