凝析氣藏型儲氣庫多周期注采過程中流體相態(tài)變化特征

湯勇，龍科吉，王皆明，胥洪成，汪勇，何佑偉，石磊，朱華銀

（1.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，成都 610500；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3.中國石油天然氣集團有限公司油氣地下儲庫工程重點實驗室，河北廊坊 065007）

0 引言

2019年，中國天然氣消費量達3 100×108m3，據(jù)《2020年中國能源化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告》預測，2020年中國天然氣需求將進一步增至3 290×108m3，中國進一步發(fā)展地下儲氣庫建設(shè)迫在眉睫。據(jù)統(tǒng)計，世界上 4種主要儲氣庫類型中氣藏型儲氣庫工作氣量約占全球儲氣庫總工作氣量的四分之三，是最主要的儲氣庫調(diào)峰設(shè)施[1-3]。目前，北美地區(qū)及加拿大等國家儲氣庫建設(shè)已處于平穩(wěn)發(fā)展階段。截至2010年，北美地區(qū)共建成307座枯竭油氣藏儲氣庫，其中氣藏型儲氣庫達279座、凝析氣藏型儲氣庫10座，氣藏型儲氣庫總工作氣量約達 980×108m3[4]。中國氣藏型儲氣庫發(fā)展起步較晚，20世紀70年代大慶油田首次嘗試利用枯竭氣藏建設(shè)儲氣庫，但由于工藝技術(shù)和經(jīng)驗不足，收效甚微；2009年，大港油田利用枯竭凝析氣藏建成了大張坨等6座凝析氣藏型儲氣庫[5]，雖然在一定程度上緩解了京津兩大城市的調(diào)峰需求，但仍存在達容率低、工作氣量小等問題。

凝析氣藏型儲氣庫由于其相態(tài)特征比一般氣藏型儲氣庫復雜，運行過程中相態(tài)變化會導致庫容和凝析油采出程度發(fā)生變化[6]；同時，儲氣庫與氣藏在開采方式和運行規(guī)律上存在較大差異。凝析氣藏在開采過程中，由于反凝析損失，還有相當一部分凝析油未被采出。而在凝析氣藏改建儲氣庫的過程中，多輪次的注氣采氣既能達到建設(shè)儲氣庫的目的[7]，又能反蒸發(fā)抽提部分凝析油，達到提高凝析油采收率的目的[8-9]。目前，郭平等[10]和 Yang等[11]對凝析氣藏衰竭開采過程中的相態(tài)特征變化進行了研究；焦玉衛(wèi)等[12]和朱忠謙[13]針對凝析氣藏循環(huán)注氣過程中流體相態(tài)變化特征進行了研究；湯勇等[14]，潘毅等[15]，Wang等[16]研究了地層水對凝析氣藏相態(tài)特征的影響。

一些學者主要采用數(shù)值模擬方法分析了不同因素對凝析氣藏型儲氣庫多周期注采過程的影響，利用數(shù)學模型對儲氣庫注采動態(tài)進行了預測。如Moradi等[17]利用機理模型研究了儲氣庫多周期注采過程中近井及遠井地帶凝析油飽和度與氣相相對滲透率的變化；Mehdi等[18]在對某一凝析氣藏模型進行歷史擬合的基礎(chǔ)上研究了注入氣組分和注氣量對儲氣庫運行期間凝析油產(chǎn)量的影響；Tuna等[19]發(fā)現(xiàn)儲氣庫多周期注采過程中油氣之間能更有效發(fā)生傳質(zhì)，降低原油黏度，提高原油采收率；Sukru[20]通過數(shù)值模擬方法預測了注采氣速度和注氣量對儲氣庫溫度、壓力的影響；Fu[21]提出分子間的擴散作用和介質(zhì)形變對儲氣庫動態(tài)性能有影響；呂建等[22]通過組分模型研究了某酸性氣藏儲氣庫多周期注采過程中采出酸性氣體的組分變化規(guī)律；王皆明等[23]建立了氣頂油藏型儲氣庫注采氣動態(tài)預測模型，可預測注采庫容指標；孫春柳等[24]通過物理模擬分析了氣藏型儲氣庫多周期注采過程中氣液滲流規(guī)律。

綜上，現(xiàn)階段的物理模擬主要側(cè)重于凝析氣反凝析、凝析氣單次注氣和凝析氣藏循環(huán)注氣的相態(tài)模擬，以及多周期注采的滲流特征模擬，但儲氣庫的研究重點集中在多周期注采參數(shù)和方案設(shè)計的研究。針對凝析氣藏型儲氣庫，缺乏從凝析氣衰竭開采到多周期注采條件下的相態(tài)變化物理模擬研究。商業(yè)的 PVT（壓力、體積、溫度）相態(tài)軟件包中雖然有定容衰竭實驗的相態(tài)仿真模擬，但缺少模擬儲氣庫多周期注采過程的相態(tài)仿真模擬?，F(xiàn)有研究難以反映凝析氣藏開采后期的復雜地層流體組成[25]，以及建庫后多周期注采過程中相態(tài)變化對凝析油采出、庫容等產(chǎn)生的影響。

因此，本文基于儲氣庫與氣藏開發(fā)運行的差異性，提出針對儲氣庫運行特征的多周期注采相平衡實驗測試方法，建立仿真熱力學理論模型。以實例凝析氣藏型儲氣庫為對象，開展多周期注采過程中采出流體和剩余流體組分、剩余流體相態(tài)、反凝析油飽和度和凝析油采出程度變化規(guī)律研究。該研究方法和成果可為凝析氣藏型儲氣庫設(shè)計、庫容動態(tài)分析和運行方案優(yōu)化提供技術(shù)參考。

1 實驗方法

1.1 實驗樣品

由于建庫時已經(jīng)無法取得原始地層流體，因此實驗用流體通過地面取樣復配。遼河油田雙 6儲氣庫原始地層壓力為24.76 MPa，建庫時地層壓力為4 MPa，屬于枯竭凝析氣藏。本次實驗井流物是利用地面凝析油和地面天然氣根據(jù)相態(tài)恢復方法[26-27]復配得到的，其中凝析油來源于儲氣庫生產(chǎn)時取樣，地面天然氣根據(jù)組成配制。按飽和壓力進行配樣，配樣條件為地層溫度89 ℃，飽和壓力24 MPa。與常規(guī)配樣不同的是，本次為了保證復配后的井流物和原始凝析氣閃蒸氣油比一致，加入了適量的鄰井油環(huán)黑油。經(jīng)檢驗，最終復配得到的凝析氣氣油比為2 548 m3/m3，飽和壓力為24 MPa，與原始凝析氣藏流體性質(zhì)一致，滿足實驗要求。復配凝析氣井流物組成如表 1所示，其中 C11+相對密度為0.84，C11+相對分子質(zhì)量為190.68。實驗注入氣包括 C1、C2、C3、iC4、nC5、N2，摩爾分數(shù)分別為92.27%，5.61%，1.80%，0.24%，0.01%，0.07%，主要成分為甲烷。

表1 配制的凝析氣井流物組成

1.2 實驗設(shè)備

實驗的主要設(shè)備為DBR-PVT測試儀，多周期注采實驗裝置如圖1所示。圖中的驅(qū)替泵連接配樣器，配樣器樣品端連接DBR-PVT儀，通過泵驅(qū)動活塞將氣樣轉(zhuǎn)入DBR-PVT儀中。設(shè)備具有精確的溫壓傳感系統(tǒng)和測試系統(tǒng)，能清晰觀測筒內(nèi)流體相態(tài)變化過程。其中驅(qū)替泵的最大壓力為100 MPa，排量為0.001～200.000 mL/min；DBR-PVT儀最大承壓為70 MPa，最高耐溫為200 ℃。分離器連接至 DBR-PVT儀采出管線，對產(chǎn)出油氣進行分離，并利用氣量計和色譜儀計算和分析油氣組成。

圖1 多周期注采實驗流程示意圖

1.3 實驗流程

針對凝析氣衰竭開發(fā)和儲氣庫運行特征，建立了模擬凝析氣衰竭開采、儲氣庫多周期注采運行全過程的實驗。首先，凝析氣在原始地層壓力下定容衰竭開采，建庫前壓力降至 4 MPa；然后逐級注氣模擬儲氣過程，壓力增至儲氣庫運行壓力上限值，達到平衡后模擬采氣過程，定容衰竭開采直到壓力降至儲氣庫運行壓力下限值；達到平衡后，再進行第 2周期注氣，重復上述過程。實驗過程中測試每個周期采出油氣量和組成，拍攝和測試注采前后PVT筒中凝析油含量變化。

具體實驗步驟如下：①轉(zhuǎn)樣及恒質(zhì)膨脹測試，實驗溫度 89 ℃，將復配的凝析氣樣通過驅(qū)替泵轉(zhuǎn)入DBR-PVT筒內(nèi)，將筒內(nèi)壓力維持在原始地層壓力24.76 MPa，充分攪拌穩(wěn)定至單相后，進行閃蒸實驗和恒質(zhì)膨脹測試，獲取實驗流體井流物組成、氣油比及露點壓力；②凝析氣藏衰竭開采模擬，將PVT筒中凝析氣樣從露點壓力（24 MPa）分級定容衰竭開采至目前地層壓力（4 MPa），測試不同衰竭壓力下PVT筒內(nèi)凝析油飽和度及采出油氣量和油氣組分（見圖2a—圖2b)；③儲氣庫注氣階段模擬，通過驅(qū)替泵將注入氣從 PVT筒頂部注入剩余流體樣品中，測試注入過程中凝析油飽和度變化，直到PVT筒壓力達到儲氣庫預設(shè)運行壓力上限24 MPa，記錄各階段注氣量（見圖2b—圖2c）；④儲氣庫采氣階段模擬，從24 MPa開始，分級降壓定容衰竭開采至儲氣庫預設(shè)運行壓力下限10 MPa，測試不同壓力下PVT筒內(nèi)凝析油飽和度及采出油氣量和油氣組分（見圖 2c—圖 2d）；⑤儲氣庫運行階段多周期注采模擬，重復步驟③至步驟④（見圖2d—圖2f）。

圖2 凝析氣藏型儲氣庫多周期注采模擬流程（紅色表示凝析油）

2 實驗仿真模擬原理

基于凝析氣藏型儲氣庫多周期注采物理模擬過程，建立了多周期注采過程相態(tài)變化理論模擬模型。其中定容衰竭實驗（CVD）模擬的是原始氣藏衰竭開采階段；注入過程模擬注氣階段，用于計算儲氣庫達到運行壓力上限值的注氣量；變井流物的定容衰竭實驗模擬的是采氣階段。

模型中假設(shè)：井流物由n個不同的組分構(gòu)成，初始總物質(zhì)的量為1 mol；注入氣體與PVT筒中剩余流體相平衡是在瞬間完成的；不考慮膨脹及壓縮對 PVT筒總?cè)莘e的影響。每次衰竭實驗后的相平衡參數(shù)需要通過閃蒸模擬計算得出。多周期注采計算模型由相平衡閃蒸計算模型、定容衰竭計算模型、注氣過程混合體系組成計算模型構(gòu)成，其中通過閃蒸和定容衰竭模擬可以確定不同階段PVT筒中凝析油飽和度、P-T相圖、采出井流物組成和剩余井流物組成等相態(tài)特征參數(shù)。

2.1 等溫閃蒸模擬

相平衡計算模型用于求解第k次衰竭達到平衡時氣、液相的摩爾分數(shù)，以及氣、液相各組分的摩爾分數(shù)，等溫閃蒸計算物料平衡方程如下：

熱力學平衡方程：

通過Peng-Robinson三次方型狀態(tài)方程計算逸度[28-29]：

2.2 定容衰竭過程模擬

原始地層壓力下進行定容衰竭開采，將原始地層條件下1 mol井流物的體積標定為定容體積：

在第k級降壓閃蒸時，地層井流物物質(zhì)的量及采出井流物中i組分的摩爾分數(shù)分別為：

衰竭開采到第k級壓力時累計采出井流物物質(zhì)的量為：

衰竭開采到第k級壓力時地層剩余油氣體系中i組分的摩爾分數(shù)為：

衰竭開采到第k級壓力時，地層剩余油氣體系反凝析油飽和度為：

2.3 多周期注采過程模擬

第m個注入周期需要的注入氣物質(zhì)的量為：

第m個周期注氣后油氣體系中i組分物質(zhì)的量為：

2.4 模擬流程

首先對原始地層流體進行定容衰竭模擬，在各衰竭壓力級點逐級進行閃蒸計算，獲取各級壓力下的井流物組成及氣液摩爾分數(shù)、剩余油飽和度等參數(shù)；通過多周期注采模型，計算指定壓力下氣體注入量，然后對注氣后的井流物進行歸一化處理后再次進行定容衰竭模擬，逐級進行閃蒸計算，獲取各個周期的井流物組分及特征參數(shù)。重復注氣、定容衰竭計算，實現(xiàn)多周期注采模擬。

3 結(jié)果分析與討論

3.1 原始流體與建庫時流體性質(zhì)對比

原始井流物P-T相圖和反凝析油飽和度如圖3和圖4所示。由圖可見，原始地層溫度89 ℃下露點壓力為24 MPa，當壓力降至15 MPa時達到最大反凝析油飽和度10.23%；降至4 MPa建庫時，地層反凝析油飽和度為7.05%。

圖3 原始地層凝析氣相圖

圖4 原始地層凝析氣定容衰竭實驗反凝析油飽和度曲線

建庫時地層流體組成如表 2所示，建庫前后氣藏流體性質(zhì)對比如表 3所示，建庫時凝析氣和反凝析油相圖如圖 5所示?？梢姡◣鞎r地層流體已形成氣、油兩相（見圖5），氣相組分變得更為輕質(zhì)，具有濕氣特征，氣油比達到75 000 m3/m3，大量中間烴反凝析至凝析油相中，凝析油密度變大。建庫時氣藏流體相比原始地層流體氣油比更高，由于反凝析作用影響，建庫時存在大量凝析油滯留在地層中，重質(zhì)組分含量增加。

圖5 4 MPa壓力下建庫時地層凝析氣和反凝析油相圖

表2 4 MPa壓力下建庫時地層流體組成

表3 建庫前后氣藏流體性質(zhì)對比

3.2 采出動態(tài)特征

3.2.1 采出氣體組分變化

實驗測試了定容衰竭過程中井流物組分變化（見圖6）和5個注采周期采出氣C2、C3和C7+的組分變化（見圖7）。由圖可見，衰竭開發(fā)過程中，井流物中重烴含量（C11+）越來越低，這也證明了反凝析的發(fā)生。對比注入氣和采出氣組分，可見第1周期采出氣中C2、C3、C7+含量均高于注入氣；同時，前兩個周期采出氣中C7+絕對含量高于建庫時氣相中的C7+含量，說明凝析油中部分C7+被抽提蒸發(fā)至氣相中，蒸發(fā)作用明顯。

圖6 原始凝析氣定容衰竭實驗實測采出井流物組成

圖7 各周期高壓采氣階段（20～24 MPa）采出氣組分變化（周期數(shù)為0代表注入氣組分）

對比各周期高壓采氣階段（20～24 MPa）和低壓采氣階段（10～14 MPa）采出氣中C1，C6和C11+摩爾分數(shù)變化（見圖 8），可見高壓下采出重烴（C11+）的量相對低壓條件多。各周期采氣末期（10～14 MPa）采出氣中甲烷含量相對較多（見圖8），說明低壓采氣階段不利于凝析油的蒸發(fā)抽提。注采至第 4周期，采出氣組分幾乎與注入氣一致，表明此時注氣已無法再抽提蒸發(fā)凝析油。

圖8 多周期注采采出氣組分動態(tài)變化特征

3.2.2 凝析油采出程度

各注采周期凝析油采出程度和累計采出程度如圖9所示。多周期注采對提高凝析油采收率效果明顯，5個周期循環(huán)注采采收率較衰竭開發(fā)提高 42%。衰竭開發(fā)至4 MPa時凝析油采出程度約為23%，經(jīng)過5個周期循環(huán)注采，凝析油累計采出程度達 65%。從單周期凝析油采出程度來看，前兩個周期增油效果明顯，凝析油采出程度分別為14.8%和7.8%，說明前兩個周期注入氣對凝析油抽提作用相對更強。

圖9 各注采周期凝析油采出程度與累計采出程度（周期數(shù)為0代表衰竭開采階段）

3.2.3 采出流體氣油比

建庫時地層凝析氣流體氣油比為75 000 m3/m3，隨著多周期注采進行，在儲氣庫運行壓力區(qū)間內(nèi)（10～24 MPa），采出流體氣油比為10 000～60 000 m3/m3（見圖10）。與建庫時相比，第1周期各壓力下采出氣氣油比大幅度下降，說明此時注氣對凝析油的蒸發(fā)抽提作用顯著。從第 2周期開始，隨著注采周期數(shù)增加，相同壓力下采出氣氣油比變化幅度減小，說明注氣對凝析油的蒸發(fā)抽提作用隨周期數(shù)增加逐漸減弱，最后達到相對穩(wěn)定狀態(tài)。

圖10 多周期注采采氣過程中氣油比變化

3.3 剩余流體相態(tài)特征

3.3.1 凝析油飽和度

第 1周期注采 10～24 MPa下注氣過程中，PVT筒中凝析油含量變化如圖11所示，其中圖11a為示意圖；圖 11b中紅色線條為凝析油液量線高度，隨注入壓力升高，液量線降低，說明PVT筒里凝析油飽和度下降。同時在高壓注氣階段（20～24 MPa）凝析油飽和度下降幅度更大，說明高壓蒸發(fā)能力很強。

圖11 第1周期注氣（10～24 MPa）過程中液相含量變化

每個周期開采到 10 MPa時的凝析油含量對比如圖12所示，經(jīng)過5個周期注采后，凝析油飽和度幾乎降為0，表明多周期的注采對反凝析油的蒸發(fā)抽提作用非常顯著，這也是凝析氣藏型儲氣庫采出滯留地層中凝析油的主要機理。

圖12 每個周期采氣至10 MPa時的凝析油含量

基于理論模型計算的衰竭開發(fā)和各周期采氣末凝析油飽和度和實驗測試數(shù)據(jù)對比如圖13所示，由圖可見，理論計算的飽和度和實驗測試結(jié)果相吻合，說明建立的模型能夠反映注氣的蒸發(fā)作用。建庫時凝析油飽和度約7%，凝析油飽和度隨著注采周期不斷降低，5個周期后凝析油飽和度幾乎為0。

圖13 多周期注采凝析油飽和度變化對比圖（周期數(shù)為0代表建庫時）

3.3.2 地層剩余流體組分及相態(tài)

基于理論模型計算得到多周期注采過程中各周期采氣末地層剩余流體組分（見表4）。經(jīng)過5個周期循環(huán)注采，地層剩余流體中C1摩爾分數(shù)從66.95%增大到92.05%?？梢?，隨著注采周期數(shù)增加，地層剩余流體組成越來越輕，最終剩余流體組分與注入氣組分接近。

表4 儲氣庫多周期采氣末（10 MPa）地層剩余流體組分

圖14為多周期注采各周期注氣末和采氣末地層剩余流體相圖。各周期注氣到24 MPa時流體體系露點壓力均低于24 MPa，且隨著注采周期數(shù)增加，露點壓力變低（見圖 14a），說明注氣蒸發(fā)作用明顯，平衡時體系中重烴較少。

隨著注采周期數(shù)增加，各周期回采至10 MPa時剩余流體露點壓力總體呈下降趨勢（見圖14b），說明體系重質(zhì)烴含量降低。但前兩個周期回采至10 MPa時剩余流體體系露點壓力相對注氣末時升高，是因為前兩個周期回采后剩余流體中間烴含量降低，而C1組分所占比例增加，C11+組分變化小，體系組分之間性質(zhì)相差更大，互溶需要更高的壓力，因此露點壓力升高。

圖14 地層流體相包絡(luò)線

總體上，前4個周期回采至10 MPa時流體露點壓力都高于10 MPa，說明此時是兩相體系，存在凝析液，這也和實驗測試結(jié)果一致。而第5周期采氣至10 MPa時地層流體露點壓力低于10 MPa，僅存在單一氣相，這也和實驗測試第5周期后反凝析油飽和度為0的現(xiàn)象相吻合。

3.4 庫容增加分析

各周期累計注氣量如圖15所示，隨注氣周期數(shù)的增加，各周期在最大運行壓力下累計注氣量增加。表明隨著注采進行，在同一運行壓力區(qū)間，庫容得到了提升。且前兩個周期凝析油采出程度較高，所以累計注氣量相對增量較后幾個周期更大。第 5周期累計注氣量比第 1周期增加約25%，表明后期儲氣庫增容效果明顯。庫容增加是由于凝析油飽和度從建庫前7%左右降低到第5周期的0，凝析油的采出為氣體的儲集提供了更多空間，庫容增加約7.5%。

圖15 各周期24 MPa下累計注氣量對比

3.5 實驗結(jié)果與實際儲氣庫的對比討論

本文通過實驗在PVT筒內(nèi)模擬儲氣庫實際溫度、運行壓力區(qū)間下的相態(tài)變化特征。相態(tài)變化的主控因素是溫度、壓力和組分。PVT筒可視為多孔介質(zhì)中的一個孔隙，PVT筒中的相態(tài)實驗反映了實際儲氣庫儲集層孔隙中發(fā)生的相態(tài)變化。但實際儲氣庫中多孔介質(zhì)的存在使得油氣接觸比例不均勻，注入氣對油的抽提作用和蒸發(fā)作用存在非均勻性，導致局部區(qū)域接觸到的注入氣多，反蒸發(fā)可能非常明顯。另外，毛管壓力的存在使得注入壓力要高于PVT筒內(nèi)的壓力。

本文實驗及仿真模擬與實際儲氣庫多周期注采運行過程的動態(tài)相態(tài)變化存在一定差異。實驗和理論模擬的相平衡狀態(tài)，相當于多孔介質(zhì)中一個孔隙中注入氣對凝析油的反蒸發(fā)作用和凝析油相態(tài)變化。這相對于實際儲氣庫來說是極其微觀的實驗和相態(tài)模擬，但可以體現(xiàn)相態(tài)變化的本質(zhì)。而實際儲氣庫中多孔介質(zhì)不同區(qū)域的注入氣和凝析油混合比例不同，注氣后注入井周圍以注入氣為主，注入氣和凝析油質(zhì)量之比很大。因此，實際儲集層產(chǎn)氣初期實際以產(chǎn)出注入氣為主，氣油比會大于實驗和理論模擬結(jié)果。

4 結(jié)論

本研究建立的凝析氣藏型儲氣庫多周期注采實驗方法和相平衡仿真模擬模型能夠模擬儲氣庫多周期注采運行過程中的動態(tài)相態(tài)變化特征，為凝析氣藏型儲氣庫運行過程相態(tài)預測提供了技術(shù)支撐。

實驗模擬發(fā)現(xiàn)，注入氣對地層凝析油有較強的蒸發(fā)和抽提作用，前兩個周期作用最顯著，且注氣壓力越高越有利于凝析油的蒸發(fā)抽提。每個注入周期的高壓階段（注氣末），地層凝析油相幾乎被完全蒸發(fā)為單一氣相；多周期注采能有效提高凝析油采出程度，經(jīng)過 5個周期注采，與衰竭開采相比凝析油采出程度提高約42%；5個注采周期后凝析油的采出增加了儲氣庫的庫容，第5周期比第1周期注氣量增加約25%，庫容增加約7.5%。

符號注釋：

a——分子間的引力系數(shù)，MPa·cm6/mol2；b——體積修正系數(shù)，cm3/mol；fg,i——氣相中i組分的逸度，MPa；fl,i——液相中i組分的逸度，MPa；i——組分序號；j，k——衰竭降壓次數(shù)；Ki——i組分在氣、液相中的平衡常數(shù)；Ki,k——第k次定容衰竭時i組分在氣、液相中的平衡常數(shù)；m——注入周期數(shù)；n——井流物組分總數(shù)；ni——油氣體系中i組分物質(zhì)的量，mol；ni(m)——第m周期注氣后油氣體系中i組分物質(zhì)的量，mol；ni(m?1)——第m?1周期注氣后油氣體系中i組分物質(zhì)的量，mol；ninj(m)——第m個注采周期注入氣物質(zhì)的量，mol；nl,k——第k次定容衰竭時平衡狀態(tài)下液相的摩爾分數(shù)，%；ng,k——第k次定容衰竭時平衡狀態(tài)下氣相的摩爾分數(shù)，%；Np,j——第j次定容衰竭采出的井流物物質(zhì)的量，mol；Np,k——第k次降壓后累計采出的井流物物質(zhì)的量，mol；Np,k–1——第k–1次降壓后累計采出的井流物物質(zhì)的量，當k=1時Np,0=0，mol；p——烴類體系壓力，MPa；pa——第m個周期注氣前的壓力，MPa；pf——原始地層壓力，MPa；ph——第m個周期注氣后的壓力，MPa；pk——定容衰竭到第k次時的地層壓力，MPa；R——摩爾氣體常數(shù)，MPa·cm3/(mol·K)；Sl,k——第k次降壓后地層中反凝析油飽和度，%；T——烴類體系溫度，K；Tf——原始地層溫度，K；Tr——對比溫度，無因次；v——平衡條件下體系中氣相摩爾分數(shù)，%；V——比容，cm3/mol；Vf——1 mol凝析氣在原始地層壓力下的體積，cm3；xi——液相中i組分的摩爾分數(shù)，%；yi——氣相中i組分的摩爾分數(shù)，%；yi,k——第k次定容衰竭時采出井流物中i組分的摩爾分數(shù)，%；zi——原始井流物中i組分的摩爾分數(shù)，%；zi,inj——注入氣中i組分摩爾分數(shù)，%；zi,k——第k次定容衰竭時剩余流體中i組分的摩爾分數(shù)，%；Za(m)——第m個注采周期注氣前平衡氣相的壓縮因子；Zh(m)——第m個注采周期注氣后平衡氣相的壓縮因子；Zf——原始地層壓力下氣相壓縮因子；Zl,k——第k級定容衰竭降壓時液相壓縮因子；Zg,k——第k級定容衰竭時氣相壓縮因子；α(Tr，ω)——溫度函數(shù)，無因次；ΔNp,k——第k級定容衰竭采出井流物物質(zhì)的量，mol；ω——偏心因子。