大澇壩凝析氣藏注氣驅相態模擬

周小平，陳朝剛，文國軍，陳叔陽

（1.國土資源部頁巖氣資源勘查重點實驗室（重慶地質礦產研究院），重慶 400042；2.中國地質大學，湖北 武漢 430074；3.中國石化西北油田分公司勘探開發研究院，新疆 烏魯木齊 830011）

1 引言

位于塔里木盆地東北庫車坳陷陽霞凹陷南緣的大澇壩構造帶上的大澇壩凝析氣田屬于高含凝析油型凝析氣田，具有深層高溫、高壓、高含蠟、高含鹽的特征，呈現高含凝析油凝析氣藏衰竭式開采特征。由于大澇壩凝析氣田地露壓差小，凝析油含量高，邊底水能量弱，采用衰竭式開發方式開發兩年以來，壓力和產量下降較快，反凝析現象嚴重，嚴重影響生產的平穩運行及凝析油的最終采收率。鑒于此，采取部分保持壓力，注氣提高凝析油的采收率。研究表明，大澇壩注入外輸氣能有效降低凝析氣藏反凝析油的析出，改善其開發效果。

2 注入氣－目前井流物反凝析相態特征

模擬注入氣為來自大澇壩凝析氣藏輕烴回收裝置的外輸氣。利用Eclipse[1]軟件對DLK1X井地層凝析氣流體富含凝析水的高壓PVT實驗數據進行了擬合計算。為氣藏組分模擬提供完整的地層流體相平衡計算狀態方程參數場，并在此基礎上進行注氣驅過程注入氣與地層凝析油氣體系配伍性相平衡[2]擴展研究。

通過定容衰竭實驗模擬得到壓力為43MPa下的DLK1X井采出井流物組成，如表1所示。通過注入不同比例的干氣或氮氣，研究注入氣與采出井流物之間的相態特征。

模擬計算向目前井流物中注入一定比例的外輸氣后反凝析特征如圖1所示，注氣后露點壓力略有降低，反凝析液量明顯降低。注入氣比例越大，反凝析液飽和度越低。說明注入外輸氣能有效降低凝析氣藏反凝析油的析出，改善其開發效果。

表1 大澇壩氣田地層壓力43MPa下采出井流物組成

圖1 地層壓力43MPa下井流物注入外輸氣和N2后的反凝析特征

注入N2后的反凝析特征如圖圖1所示，由圖可見，N2的注入也降低了體系的反凝析液量，但同時使體系的露點壓力顯著增加，這使得注N2氣后引起反凝析提前。

3 注入氣－地層反凝析油多次接觸相平衡模擬研究

DLK1X井反凝析油是指DLK1X井地層流體在地層壓力約43MPa下與地層凝析氣平衡共存的凝析油。分別進行了DLK1X井地層反凝析油注入干氣的膨脹實驗模擬，注氣P－X相圖模擬，注氣過程多級接觸擬三元相圖模擬，注氣過程向前接觸和向后接觸相平衡模擬研究。

通過原始地層流體閃蒸到43MPa地層壓力和地層溫度條件下，近似得到該壓力下的平衡油相組成（表2），利用模擬數據研究注入氣對平衡油的相態影響特征[2]。

表2 地層壓力（43MPa）下平衡油相的組成

3.1 注入干氣與DLK1X井反凝析油注氣膨脹模擬

3.1.1 注外輸氣

模擬研究了注入外輸氣含量的增加對平衡油的飽和壓力和膨脹系數變化的影響，結果如圖2和圖3所示。隨著膨脹過程注入氣摩爾含量的增加，注入氣完全溶于地層反凝析油的飽和壓力會有較顯著增加，表明注入氣溶入油中時所需增溶壓力較高。

而從圖2看出，當注入氣摩爾比達到70%以上時，才能與地層反凝析油實現一次接觸混相，相應的一次接觸理論混相壓力約為65MPa，混相壓力偏高。因此應在凝析油析出前早期注氣保持地層壓力開采。圖3所給出的膨脹因子變化程度則可看出，當注入氣摩爾比超過40%時，反凝析油體積膨脹較為明顯，有利于注氣驅替反凝析油。

圖2 注外輸氣增溶凝析油P－X相

圖3 注外輸氣增溶凝析油膨脹系數的關系

3.1.2 注 N2氣

注入N2氣含量的增加對平衡油的飽和壓力和膨脹系數變化的影響結果如圖4所示。由圖可見，隨著膨脹過程注入N2氣摩爾含量的增加，注入氣完全溶于地層反凝析油的飽和壓力會急劇增加，對比表明N2氣溶入油中時所需增溶壓力遠高于注外輸氣。

從圖4所給出的膨脹因子變化程度則可看出，注入N2氣過程反凝析油體積增溶膨脹程度也明顯低于注外輸氣。注入N2氣與地層反凝析油實現一次接觸混相的理論混相壓力至少要達到200MPa以上。

圖4 注N2膨脹實驗飽和壓力與注氣量的關系

3.2 注入外輸氣對反凝析油物性影響的模擬

模擬研究了地層壓力43MPa和地層溫度141.7℃下，注入不同氣量后體系的相態特征，包括油氣兩相的粘度和密度變化規律等，規律如圖5所示。

由模擬結果可知，在地層壓力條件下，注入氣少量溶于地層反凝析油同時抽提油中中間組分和輕油組分，引起平衡剩余油密度和粘度增加。氣繼續注入，油氣成兩相，油相的輕質組分被抽替到氣相，故油相密度、粘度增加。

圖5 平衡液相、氣相粘度及密度變化趨勢

3.3 多級接觸溶解－抽提相平衡模擬

3.3.1 注外輸氣擬三元相圖

圖6給出了地層壓力43MPa時注入氣與地層油多級接觸溶解－抽提氣、液兩相相平衡變化過程，可知在43MPa條件下氣、液兩相不能達到混相，組成軌跡顯示注入氣被加富，反凝析油被重質化。圖7給出了43MPa時注入氣與地層油多級接觸溶解－抽提氣、液兩相相平衡變化過程，可知在43MPa條件下氣、液兩相通過多次接觸溶解－抽提可達到混相狀態[4]。

圖6 地層壓力43MPa時多級接觸擬三元相

圖7 地層壓力43MPa時多級接觸擬三元相

3.3.2 注N2氣擬三元相圖

地層壓力43MPa時注入N2氣與地層油多級接觸溶解－抽提氣、液兩相相平衡變化過程，可知在43MPa條件下氣、液兩相范圍很寬，難以達到混相，組成軌跡顯示注入氣被加富，反凝析油被重質化（見圖8）。

圖8 多級接觸最小混相壓力下擬三元相（注N2氣）

3.4 向前接觸相平衡模擬

3.4.1 注入外輸氣

圖9～圖13分別給出注入外輸氣與地層反凝析油向前接觸驅替過程平衡氣、液兩相各組份摩爾含量、密度、粘度、界面張力變化規律。由圖可見，隨著接觸次數的增加，氣相中C1和CO2組份降低，C2－C6以及C7＋等中間烴和重質組份含量增加，顯示出注入氣在前緣不斷被加富的過程，而液相中C1以及C2－C6含量增加，C7＋等重質組份含量降低，顯示出氣液兩相組成逐漸接近的過程。向前多級接觸抽提引起液相密度、粘度、氣相密度、粘度略有增加，界面張力降低。這有利于注入氣蒸發重質組份。增加壓力，可達到向前接觸混相。

圖9 向前接觸注氣量與氣相中各組份含量的關系曲線

圖10 向前接觸注氣量與液相中各組份含量的關系曲線

圖11 向前多級接觸氣液相密度變化

3.4.2 注入 N2氣

注入N2氣與地層反凝析油向前接觸驅替過程平衡氣、液兩相各組份摩爾含量、密度、粘度、界面張力變化規律與注外輸氣類似，其規律如下：

圖12 向前多級接觸氣液相粘度變化

圖13 向前多級接觸氣液相界面張力變化

隨著接觸次數的增加，氣相中C1、C2－C6等輕質烴和中間烴組份含量增加，顯示出注入氣在前緣不斷被加富的過程，而液相中C1、C2－C3以及iC4－nC4等摩爾含量增加。向前多級接觸抽提引起液相密度、粘度降低，氣相密度、粘度略有增加，油氣界面張力降低。整個過程顯示出氣液兩相組成和性質逐漸接近的過程，這說明向前接觸有利于注氣蒸發重質組份，增加壓力，可達到向前接觸混相。

3.5 向后接觸實驗模擬

3.5.1 注入外輸氣

圖14～圖18分別給出注入外輸干氣與地層反凝析油向后接觸驅替過程平衡氣、液兩相密度、粘度、界面張力變化規律曲線。向后多級接觸抽提引起氣相輕質組份含量增加（如C1等），中間烴和重烴含量降低（如C2－C6，以及C7＋等）；液相密度、粘度、界面張力增加；氣相密度、粘度略有降低。整個注干氣向后接觸過程使得油氣性質差異更大，不利于注氣對油氣性質的改變。

圖14 向后接觸注氣量與氣相中各組份含含量的關系曲線

圖15 向后接觸注氣量與液相中各組份的含量關系曲線

圖16 向后多級接觸氣液相密度變化

圖18 向后多級接觸氣液相界面張力變化

3.5.2 注 N2氣

注N2氣向后多級接觸模擬的氣液兩相密度、粘度和界面張力變化結果與注外輸氣類似。隨著注N2氣向后接觸次數的增加，液相密度增加，氣相密度降低；液相粘度增加，氣相粘度略有增加；而且，氣液界面張力增加。這說明注N2向后接觸使得油氣的性質向差異更大的方向發展，不利于油氣混相。與外輸氣相比，其效果更不利于油氣混相。

4 結語

向大澇壩氣藏目前井流物中注入一定比例的外輸氣后模擬計算的反凝析特征顯示，注氣后地層流體露點壓力降低，反凝析液量明顯降低。注入氣比例越大，反凝析液飽和度越低。表明注入外輸氣能有效降低凝析氣藏反凝析油的析出，改善其開發效果。

[1]劉慧卿.油藏數值模擬方法專題[M].東營：石油大學出版社，2001.

[2]朱自強，姚善涇，金彰禮.流體相平衡原理及其應用[M].杭州：浙江大學出版社，1990.

[3]J.M.普勞斯尼茨.流體相平衡的分子熱力學[M].駱贊椿，呂瑞東，譯.北京：化學工業出版社，1990.

[4]郭 平，李士倫，孫 雷，等.不同注入氣對凝析氣相態的影響[J].新疆石油地質，2001（3）.