深層縫洞型油藏?zé)N氣混相驅(qū)可行性及影響因素

李吉康，孫致學(xué)，譚濤，郭臣，謝爽，郝聰

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580；2.中國(guó)石化西北油田分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，烏魯木齊 830011）

塔里木盆地塔河油田主體區(qū)為深層巖溶縫洞型油藏，其儲(chǔ)集層溫度高且壓力大，原油組分復(fù)雜[1-5]。2013 年塔河油田開(kāi)始實(shí)施注氮?dú)忾_(kāi)發(fā)[6-9]，但是隨著注氣時(shí)間的增長(zhǎng)，出現(xiàn)氣竄，驅(qū)油效果變差[10-11]，大量的剩余油未能動(dòng)用，亟需新的提高采收率措施。

注氣混相驅(qū)是一種重要的提高原油采收率方法，當(dāng)?shù)貙訅毫Ω哂谧⑷霘馀c原油的最小混相壓力時(shí)，注入氣與原油形成混相，兩相界面消失，驅(qū)油效率大幅提高[12-13]。前人研究成果也表明，對(duì)非均質(zhì)碳酸鹽巖油藏進(jìn)行烴氣混相驅(qū)，可明顯提高波及系數(shù)[14]。本文通過(guò)物理和數(shù)值模擬，研究塔河油田縫洞型油藏?zé)N氣混相驅(qū)可行性及影響因素，為該類(lèi)型油藏的高效開(kāi)發(fā)提供參考。

1 油藏概況

塔河油田位于塔里木盆地北部，其奧陶系油藏為典型的縫洞型碳酸鹽巖油藏，主體由多期巖溶作用疊加改造而成。該油藏儲(chǔ)集層屬于斷溶體，構(gòu)造陡，油層厚，油藏埋深5 500～5 850 m，目前地層平均壓力為60.00 MPa，壓力保持程度為96.62%，油層平均溫度為130.4 ℃，地層體積系數(shù)為1.410 2。地層原油密度為0.693 5 g/cm3，氣油比為132 m3/m3，飽和壓力為20.24 MPa。地層流體臨界壓力為12.04 MPa，臨界溫度為378.9 ℃；最大蒸發(fā)壓力為20.74 MPa，臨界蒸發(fā)溫度為421.9 ℃，地飽壓差為40.87 MPa，屬未飽和油藏。

2 相態(tài)實(shí)驗(yàn)擬合

深層縫洞型油藏流體性質(zhì)多樣，根據(jù)油品性質(zhì)，研究區(qū)可以劃分為2 個(gè)油區(qū)，地層原油密度和原油黏度呈南低北高分布，南部輕質(zhì)油區(qū)面積較大。樣品選自S86 井，通過(guò)擬合恒組成膨脹實(shí)驗(yàn)和微分脫氣實(shí)驗(yàn)結(jié)果，調(diào)整擬合狀態(tài)方程參數(shù)，研究深層縫洞型油藏?zé)N氣混相驅(qū)可行性及影響因素。

2.1 地層流體組分

實(shí)驗(yàn)室測(cè)得研究區(qū)井流物具15 種組分，在保證實(shí)驗(yàn)擬合精度的前提下，依據(jù)井筒流體性質(zhì)相似的原則，結(jié)合注入氣組成，井筒流體組分可歸納為7 類(lèi)：CO2（1.83%）、N2（2.66%）、CH4（42.17%）、C2H6（7.41%）、C3H8—C6H14（10.63%）、C7H168—C10H22（10.58%）和C11H24及其以上烷烴（24.27%）。注入氣為油田伴生氣配制而成，由85.00%的CH4和15.00%的C2H6組成。

2.2 相態(tài)實(shí)驗(yàn)擬合

描述流體相態(tài)行為的半理論半經(jīng)驗(yàn)狀態(tài)方程有很多類(lèi)型，進(jìn)行相態(tài)實(shí)驗(yàn)擬合時(shí)選取的狀態(tài)方程直接決定擬合效果，研究選取最常用的Peng Robinson 立方型狀態(tài)方程[15]進(jìn)行相態(tài)擬合。使用PVTi 相態(tài)軟件進(jìn)行擬合過(guò)程中，對(duì)于CO2、N2、CH4、C2H6、C3H8、C4H10、C5H12和C6H14的臨界壓力、臨界溫度和偏心因子等性質(zhì)認(rèn)知明確，不需要調(diào)整，但是庚烷以上重組分的臨界屬性不確定，則需要調(diào)整。PVTi 相態(tài)軟件可以通過(guò)劈分加組分、回歸加組分的相對(duì)分子質(zhì)量和回歸加組分屬性方法擬合實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)。

恒組成膨脹實(shí)驗(yàn)是模擬地層原油在降壓開(kāi)采過(guò)程中性質(zhì)變化的實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)測(cè)定流體相對(duì)體積等參數(shù)隨壓力的變化，并測(cè)定原油泡點(diǎn)壓力，主要反映原油隨壓力變化的膨脹能力。根據(jù)恒組成膨脹實(shí)驗(yàn)與擬合計(jì)算（圖1），實(shí)驗(yàn)的泡點(diǎn)壓力為20.24 MPa，擬合泡點(diǎn)壓力為20.16 MPa，相對(duì)誤差為0.39%。

圖1 恒組成膨脹實(shí)驗(yàn)擬合結(jié)果Fig.1.Fitting curve of expansion experiment with constant compositions

通過(guò)微分脫氣實(shí)驗(yàn)，可確定原油在脫氣過(guò)程中相對(duì)體積、溶解氣油比、密度、黏度等隨壓力的變化。根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，原油相對(duì)體積先隨壓力增大而增大，超過(guò)臨界壓力之后，則緩慢降低；溶解氣油比隨壓力增大而增大；黏度和密度變化大體相似，隨壓力增大先減小，待到壓力超過(guò)臨界壓力后，開(kāi)始增大（圖2）。

圖2 微分脫氣實(shí)驗(yàn)擬合曲線Fig.2.Fitting curves of differential degassing experiment

由恒組成膨脹實(shí)驗(yàn)和微分脫氣實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的擬合結(jié)果可知，在測(cè)試壓力區(qū)間，實(shí)驗(yàn)測(cè)量值與計(jì)算擬合值相對(duì)誤差小于5%，在可接受范圍內(nèi)?？傊鄳B(tài)實(shí)驗(yàn)擬合精度較高，可以用于后續(xù)烴氣驅(qū)組分模擬。

3 最小混相壓力計(jì)算

深層縫洞型油藏具有高溫高壓的特點(diǎn)，理論上適合混相驅(qū)。最小混相壓力是注入氣體與油藏原油能夠發(fā)生混相的最小壓力，是判斷油藏混相驅(qū)可行性的重要參數(shù)。本文選擇經(jīng)驗(yàn)公式法、PVT 分析法和油藏?cái)?shù)值模擬法，計(jì)算塔河油田深層縫洞型油藏?zé)N氣混相驅(qū)的最小混相壓力。

3.1 經(jīng)驗(yàn)公式法

利用改進(jìn)后的最小混相壓力經(jīng)驗(yàn)公式[16]，計(jì)算深層縫洞型油藏?zé)N氣混相驅(qū)的最小混相壓力，考慮了油藏溫度、原油中C7+相對(duì)分子質(zhì)量、原油中揮發(fā)組分、中間組分和注入氣中C2—C5的物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)、C2—C5相對(duì)分子質(zhì)量等參數(shù)對(duì)最小混相壓力的影響：

式中——注入氣中C2—C5組分物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)，%；

——注入氣中C2—C5組分的相對(duì)分子質(zhì)量；

pmmp——最小混相壓力，MPa；

t——油藏溫度，℃；

VC1——原油中CH4組分物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)，%；

——原油中間烴組分物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)，%；

——原油中C7+組分的相對(duì)分子質(zhì)量。

油藏溫度為130.4 ℃，原油中間烴組分（C2—C6）物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)占18.04%，CH4組分物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)占42.17%，C7+相對(duì)分子質(zhì)量為269.23；注入氣體的C2—C5物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)占15.00%，相對(duì)分子質(zhì)量為44.10；帶入模型得到的最小混相壓力為41.30 MPa。

3.2 擬三元相圖法

利用擬三元相圖法計(jì)算最小混相壓力，需要將原油組分劃分為3個(gè)擬組分：甲烷（C1）、乙烷（C2）和丙烷及其他組分（C3+）。三元相圖的頂點(diǎn)代表純組分，注入烴氣落在C1與C2的連線上。

使用PVTi 模塊繪制原油三元相圖，延長(zhǎng)臨界點(diǎn)過(guò)包絡(luò)線的切線與C1和C2連線相交，過(guò)原油組分組成點(diǎn)做相包絡(luò)線的切線與C1和C2連線相交，兩個(gè)交點(diǎn)將C1和C2連線劃分為3個(gè)區(qū)域，自上而下分別為非混相區(qū)、多級(jí)接觸混相區(qū)和一次接觸混相區(qū)。如圖3a所示，在130.4 ℃和38.00 MPa 條件下，兩切線將C1與C2連線分為3 個(gè)區(qū)域，注入烴氣落在非混相區(qū)，即在地層溫度下，壓力為38.00 MPa時(shí)，注入氣與原油無(wú)法形成混相，最小混相壓力大于38.00 MPa。

如圖3b 和圖3c 所示，壓力增大，兩相區(qū)域減小，相包絡(luò)線上移導(dǎo)致臨界點(diǎn)過(guò)相包絡(luò)線的切線和原油組成點(diǎn)過(guò)相包絡(luò)線的切線上移，多級(jí)接觸混相區(qū)上移并且減小。壓力為40.59 MPa 時(shí)，注入烴氣落在臨界點(diǎn)過(guò)相包絡(luò)線的切線上，說(shuō)明注入烴氣與地層原油在該條件下開(kāi)始發(fā)生多次接觸混相；壓力大于40.59 MPa時(shí)，注入烴氣組成落入多次接觸混相區(qū)，即注入烴氣與油藏最小混相壓力為40.59 MPa。

圖3 研究區(qū)油氣不同壓力條件下三元相圖Fig.3.Ternary phase diagrams under different pressure

3.3 細(xì)管組分模擬法

細(xì)管組分模擬是通過(guò)建立組分模型，以數(shù)值模擬的方式模擬細(xì)管實(shí)驗(yàn)中地層流體與注入氣的混相過(guò)程，根據(jù)注入壓力和采收率的對(duì)應(yīng)關(guān)系計(jì)算最小混相壓力。細(xì)管模型的孔隙度和滲透率分別為30%和350 mD，將細(xì)管模型x方向劃分為40 個(gè)網(wǎng)格，單個(gè)網(wǎng)格長(zhǎng)度為0.45 m，y和z方向設(shè)置1個(gè)網(wǎng)格，單個(gè)網(wǎng)格長(zhǎng)度為0.004 m，地層溫度為130.4 ℃，細(xì)管長(zhǎng)度為18 m，注入氣體積為1.2 PV，注入烴氣組成為85.00%的CH4和15.00%的C2H6。

在不同驅(qū)替壓力下，注入1.2 PV 的烴氣以后，細(xì)管模型采收率隨著驅(qū)替壓力的增加而增大（圖4）。當(dāng)采收率小于95%時(shí)，驅(qū)替壓力小于最小混相壓力，隨著驅(qū)替壓力增加，細(xì)管模型采收率逐漸增大；當(dāng)采收率大于95%時(shí)，驅(qū)替壓力大于最小混相壓力，隨著驅(qū)替壓力增加，細(xì)管采收率增加速度變緩，繼續(xù)增加驅(qū)替壓力，采收率達(dá)到最高值不再增加。在油藏條件下注入烴氣，當(dāng)壓力達(dá)到40.27 MPa時(shí)發(fā)生混相，即最小混相壓力為40.27 MPa。

圖4 細(xì)管組分模擬最小混相壓力計(jì)算結(jié)果Fig.4.Results of the minimum miscible pressure calculation from slim tube composition simulation

綜上所述，利用經(jīng)驗(yàn)公式法、擬三元相圖法及細(xì)管組分模擬法計(jì)算的最小混相壓力分別為41.30 MPa、40.59 MPa 和40.27 MPa，而油藏目前地層平均壓力為60.00 MPa，遠(yuǎn)大于計(jì)算所得的最小混相壓力，因此，油藏可用烴氣混相驅(qū)開(kāi)采。

4 影響因素分析

研究目標(biāo)油藏為深層縫洞型油藏，原油性質(zhì)復(fù)雜，前期以注氮?dú)夥腔煜囹?qū)開(kāi)采，部分區(qū)域的地層流體中存在氮?dú)?，需要進(jìn)行細(xì)管組分模擬實(shí)驗(yàn)，確定前期注入氮?dú)夂筒煌推穼?duì)烴氣混相驅(qū)的影響。

4.1 前期注入氮?dú)庥绊?/h3>

研究區(qū)于2014 年9 月開(kāi)始進(jìn)行注氮?dú)馓岣卟墒章?，目前部分區(qū)域儲(chǔ)集層，特別是注氣井周?chē)?，存在大量的游離氮?dú)猓笃谶M(jìn)行烴氣混相驅(qū)可行性研究必須考慮油藏前期注入氣對(duì)烴氣混相驅(qū)影響。因?yàn)樵嫉貙訅毫Ω哂诘獨(dú)獾淖钚』煜鄩毫17]，所以氮?dú)馀c地層流體未發(fā)生混相。因此，進(jìn)行細(xì)管組分模擬方法計(jì)算最小混相壓力時(shí)，儲(chǔ)集層原始流體組分不變，在注入烴氣中加入氮?dú)猓３肿⑷霘庵械獨(dú)夂蜔N氣的比例，模擬儲(chǔ)集層中含氮?dú)獾牟煌瑓^(qū)域。注入烴氣依然由85.00%的CH4和15.00%的C2H6組成。

如圖5 所示，細(xì)管模型基礎(chǔ)參數(shù)不變，注入氣體積為1.2 PV，注入氣體分別為15.00%氮?dú)?85.00%烴氣、35.00%氮?dú)?65.00%烴氣、54.70%氮?dú)?45.30%烴氣和70.00%氮?dú)?30.00%烴氣，模擬具不同含量氮?dú)獾挠筒夭墒章省?/p>

圖5 不同氮?dú)夂考?xì)管組分模擬結(jié)果Fig.5.Results of slim tube composition simulation with different nitrogen contents

隨著氮?dú)夂康脑黾樱钚』煜鄩毫Σ粩嘧兇螅?5.00%、35.00%和54.70%氮?dú)鈱?duì)應(yīng)最小混相壓力分別為44.34 MPa、49.36 MPa 和60.00 MPa。當(dāng)?shù)獨(dú)夂看笥?4.70%，即氮?dú)馀c注入烴氣含量比大于1.208時(shí)，最小混相壓力大于地層平均壓力，油藏?zé)o法采用烴氣混相驅(qū)開(kāi)采。

如圖5 所示，在非混相階段，隨著氮?dú)夂康脑黾?，同一?qū)替壓力條件下細(xì)管模型驅(qū)替效率降低，非混相階段氮?dú)怛?qū)替效率低于烴氣驅(qū)替效率；在混相階段，隨著氮?dú)夂康脑黾樱?qū)替效率降低，并且混相階段最終采收率也降低，說(shuō)明前期注入的氮?dú)鈺?huì)降低烴氣混相驅(qū)的最終采收率。

綜上所述，儲(chǔ)集層中存在的氮?dú)鈺?huì)對(duì)烴氣混相驅(qū)的效率產(chǎn)生影響，儲(chǔ)集層中氮?dú)獾暮吭礁?，烴氣驅(qū)最小混相壓力越大，在氮?dú)夂颗c注入烴氣含量比為1.208 時(shí)，注入烴氣在地層壓力下無(wú)法與原油形成混相。

4.2 不同油品性質(zhì)影響

混相驅(qū)效果一般取決于原油組成、壓力和溫度，實(shí)驗(yàn)樣品取自S86 井、T705 井和S90 井，包含研究區(qū)不同性質(zhì)油品，其中，S86 井和S90 井流體組分如表1所示，T705井油品屬于中質(zhì)原油，S86井和S90井油品屬于輕質(zhì)原油。

表1 研究區(qū)部分井采出流體組分及含量%Table 1.Compositions and contents of produced fluids from 2 wells in the study area%

擬組分劃分同T705 井，注入氣為油田伴生氣配制而成，其中，注入氣由85.00%的CH4和15.00%的C2H6組成，采用擬三元相圖法和細(xì)管組分模擬法計(jì)算T705井和S90井的最小混相壓力。

利用擬三元相圖法計(jì)算，T705 井注入氣與地層原油最小混相壓力為57.35 MPa，S90井最小混相壓力為38.98 MPa（圖6）；采用細(xì)管組分模擬方法計(jì)算，T705 井和S90 井地層原油與注入氣最小混相壓力分別為57.24 MPa和38.96 MPa（圖7）。

圖6 不同油品性質(zhì)最小混相壓力計(jì)算三元相圖Fig.6.Ternary phase diagrams at the minimum miscible pressure for different oil properties

圖7 不同油品性質(zhì)細(xì)管組分模擬最小混相壓力計(jì)算結(jié)果Fig.7.Results of the minimum miscible pressure calculation from slim tube composition simulation for different oil properties

由計(jì)算結(jié)果可知，不同的油品性質(zhì)對(duì)烴氣混相驅(qū)影響很大，隨著油品中的輕組分含量的減少，原油與注入烴氣的最小混相壓力增大，T705 井油品為研究區(qū)重組分含量最高的油品，與注入烴氣的最小混相壓力為57.24 MPa 左右，說(shuō)明研究區(qū)多數(shù)區(qū)域原油可以與注入烴氣發(fā)生混相。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，在混相實(shí)驗(yàn)后期隨著壓力增大，細(xì)管模型采收率趨于定值，并且原油中的重組分含量越高，最終采收率越低。注入烴氣與研究區(qū)原油發(fā)生混相，提取原油中的輕組分物質(zhì)，原油組成中的輕組分物質(zhì)含量越高，越容易發(fā)生混相，最小混相壓力越小；原油中的重組分含量越高，最終采收率越低。

5 結(jié)論

（1）研究區(qū)烴氣混相驅(qū)具有良好的可行性。

（2）非混相階段氮?dú)怛?qū)替效率低于烴氣驅(qū)替效率，混相驅(qū)階段前期注入的氮?dú)鈱?dǎo)致烴氣混相驅(qū)的最終采收率降低。

（3）儲(chǔ)集層中氮?dú)夂吭礁撸瑹N氣驅(qū)的最小混相壓力越高，氮?dú)夂颗c注入烴氣含量比大于1.208，注入烴氣在地層中無(wú)法形成混相。

（4）原油中的輕組分含量越低，原油與注入烴氣的最小混相壓力越大，烴氣混相驅(qū)最終采收率越低。