低滲砂巖油藏CO2驅相態及組分變化規律

劉建儀，楊 雪，劉 勇

(1.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；2.西南石油大學，四川 成都 610500；3.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

中原油田東濮凹陷中央隆起帶北部砂巖儲層屬于典型的低滲油藏，該區儲層物性差、滲透率低，注水開發效果差。經過十幾年氣驅實踐，發現CO2驅比氮氣、甲烷等現場應用效果好，主要是因為CO2臨界溫度和臨界壓力較低，易于膨脹、降黏和萃取石油[1-4]。自實施CO2驅以來，該油田取得了一定的技術成果和現場應用效果，但也存在注氣后產量未見增長、氣竄現象嚴重等問題。為了合理、科學有效地指導低滲砂巖油氣藏開發，對W區塊進行了注氣膨脹和組分色譜實驗，研究和分析了該區塊注CO2后的相態和組分特征，為滲流規律研究、產能計算、油氣處理、輸運工藝流程設計等提供依據，是計算油氣儲量、提高采收率、編制開發方案，進行科學高效地開發油氣藏的必然要求。

1 儲層特征

中原油田沙三段砂巖油藏位于東濮凹陷中央隆起帶北部、衛東斷層下降盤，油藏埋深為3 200～3 700 m，地層壓力為34.50 MPa，地層溫度為114 ℃，滲透率為2.25 mD，孔隙度為12.70%，飽和壓力為22.64 MPa，原始氣油比為159.64 m3/m3，地層原油黏度為0.284 mPa·s，地層原油密度為0.702 5 g/cm3，地面原油密度為0.872 9 g/cm3，原油體積系數為1.533 7 m3/m3，溶解系數為7.198(m3/MPa)，原油中C1含量為41.562%，中間烴(C2—C6)含量為24.173%，C7+含量為31.077%，凝固點為33 ℃，脫氣原油相對分子質量為276.4，地層水礦化度為27.70×104mg/L，水型為CaCl2型，屬于低孔低滲油藏。

2 實驗方法

通過注氣膨脹、色譜實驗對該區塊進行相態特征和組分變化規律分析，以立方型狀態方程為理論控制方程。其中，膨脹實驗是重要的相態模型評價實驗[5]，注氣過程采用PVT容器進行多次接觸實驗來進行模擬，從而獲得相態和組分相關數據；色譜實驗主要是對油氣組分進行分析。

2.1 注氣膨脹實驗

該實驗主要模擬有限體積的原油與注入氣反復接觸的過程，并測定原油體積變化及組成等數據[6]。主要步驟：①實驗溫度為油藏溫度114 ℃，實驗壓力為泡點壓力22.18 MPa；②首先將0.221 mol的注入氣轉移到PVT釜中；③增加實驗壓力，保持油藏溫度，直到所有氣體都溶解；④當最后一個氣泡消失時，PVT釜內混合物處于新的泡點壓力25.88 MPa，記錄相關數據；⑤重復上述①～④步驟。

2.2 理論控制方程

PVT相態計算基于立方型狀態方程，從物質的微觀結構出發，研究分子運動和分子間相互作用[7-8]，理想氣體狀態方程如下：

pV=nRT

(1)

式中：p為氣體絕對壓力，MPa；V為氣體所占體積，m3；n為氣體的物質的量，kmol；R為普適氣體常數，取值為0.008 314 MPa·m3/(kmol·K)；T為絕對溫度，K。

Van der Waals使用純組分的相行為作為起點，根據氣體分子運動論，考慮物質微觀結構，針對理想氣體模型的2個基本假設(分子無體積和分子間無相互作用)，引入2個修正項(考慮分子本身固有的體積和考慮分子間的相互作用)[9-10]，Van der Waals(VDW)方程為：

(2)

式中：a為常數，MPa·m3/(kmol·K)；b為常數，m3/kmol；a、b均與臨界參數有關。

Soave和Peng Robinson進一步將方程發展為Soave Redlich Kwong(SRK)和Peng Robinson(PR)方程[11]：

(3)

(4)

式中：a(T)為溫度依賴系數，表示a對溫度的依賴關系。

上述立方型狀態方程可展開為摩爾體積或密度的三次方程式，形式簡單，精確度較高。

2.3 組分色譜實驗

色譜實驗采用HP6890型氣相色譜儀，檢測器載氣均為N2，柱前壓力為0.12 MPa，進樣口溫度為50 ℃，檢測器溫度為230 ℃，吸附柱能完全分離氧、氮和甲烷；分配柱能分離CO2及乙烷至戊烷之間各組分，整個分離過程在40 min之內完成[12-13]。

3 結果分析與討論

3.1 相態特征

通過注氣膨脹和色譜實驗，得到該區塊的相圖(圖1)。由圖1可知：原始儲層條件下地層壓力為34.50 MPa,地層溫度為114 ℃，原油為單一液相；隨著油氣藏的開發，壓力下降，降至飽和壓力22.64 MPa時，開始脫氣；氣體突破后，油氣相態、組分及運移規律也隨之發生變化，出現氣、油兩相。

圖1 W區塊多組分烴類體系相圖Fig.1 The facies map of multi-component hydrocarbon system in the Block

從相圖的位置、兩相區寬窄和面積、包絡線上臨界點位置與原始油氣藏條件的相對關系[14-15]，判斷W區塊為典型的黑油油藏，其包絡線向右下方偏移，烴類混合物中重烴含量高。

圖2為該區塊Y函數和相對體積隨壓力的變化。由圖2可知：隨著壓力的下降，Y函數值越來越小；相對體積隨著壓力的下降，一開始緩慢增加，到達一定壓力時，會迅速增大。

圖2 W區塊Y函數和相對體積變化曲線Fig.2 The Y function and relative volume change curves of the Block

Y函數是兩相區內壓力與總體積相對變化之比的量度[16]。當氣相體積大于液相體積時，兩相區的體積隨壓力下降的變化大于單相區，隨著壓力下降原油釋放大量氣體，Y函數值變小；反之，Y函數值變大。因此，泡點壓力以下，進入兩相區，大量氣體開始分離出來，隨著壓力的下降，氣體釋放越來越多，Y值越來越小。

相對體積是實驗壓力下樣品體積與飽和壓力下樣品體積之比。實驗過程中，當壓力點在飽和壓力以上時，隨著壓力下降，烴分子間距離加大，引力下降，但氣態輕烴并沒從重烴中分離，此階段相對體積變化平緩；一旦壓力降至飽和壓力以下，便會有大量氣態輕烴從重烴中分離出來，此時實驗壓力下樣品體積迅速膨脹，相對體積變化幅度加大。

W區塊注入不同量的CO2，原油性質發生一系列變化。表1為注入不同量的CO2對泡點壓力和膨脹因子的影響。由表1可知：隨著注入氣量增加，泡點壓力不斷上升，當CO2的注入量達到0.814 mol時，泡點壓力由原來的22.18 MPa增至43.48 MPa，升高了0.96倍，膨脹因子由1.000增加到3.094，體積膨脹了2.09倍，說明CO2體積膨脹效果明顯。氣體在油中溶解度越大，原油體積越大，體積膨脹和泡點壓力的增加是注氣提高采收率的關鍵因素[16]。

表1 注入不同量CO2后泡點壓力及膨脹因子變化Table 1 Changes of bubble point pressure and expansion factor after injection of different amounts of CO2

隨CO2注入量增加，原油體積系數和氣油比會發生變化(圖3)。由圖3可知：氣體溶解在原油中體積膨脹，溶解氣量增多，體積系數變大，溶解氣油比變大，2條曲線整體向上方移，且2個參數的變化是相匹配的，最高氣油比為1 250 m3/m3，曲線的分布和形態越來越像揮發油的特征。

圖3 W區塊體積系數和氣油比變化曲線Fig.3 The change curve of volume coefficient and gas-oil ratio of the Block

圖4為注入不同量CO2時相對體積變化。由圖4可知：泡點壓力以上的曲線變化均比較平穩，說明高壓下油氣性質差異變小，氣體完全溶解在油中，有利于發揮CO2的驅油作用；泡點壓力以下，相對體積變化較大，當CO2注入量為0.814 mol時，相對體積的值在20.39 MPa時增加到1.745 7；原油體積膨脹率增加是因為泡點壓力以下，隨著壓力的降低，大量的氣體從油中分離出來，實驗壓力下總體積逐漸增大。從注氣后相對體積變化可知，在油田實際開發中，保持較高的壓力有利于發揮注CO2的優勢。

圖4 W區塊注入不同量CO2相對體積的變化曲線Fig.4 The change curve of relative volume of the Block after injecting different amounts of CO2

3.2 組分分析

通過氣相色譜分析實驗研究W區塊原油組分(表2)。由表2可知：該油藏原油中C1的含量為0.416 mol，CO2含量為0.006 mol，輕質組分(主要為C1)含量少，油藏的飽和壓力便較低，為典型的黑油油藏特征之一[17-26]。

表2 W區塊溶解氣和原油中組分含量及固有屬性Table 2 The component contents and natural properties of dissolved gas and crude oil in Block W

注入氣體除了保持儲層壓力，也影響儲層的油氣相平衡，圖5為不同注入量的CO2對溶解氣組分的影響。由圖5可知：隨著CO2注入量增加，溶解氣中的CO2含量由注氣前的0.008 7 mol升至0.870 0 mol；注入氣與原油多次接觸中，會抽提原油中輕烴組分，使原油中輕質組分比例發生變化，C1為主要被抽提組分，含量下降最明顯，由注氣前0.611 2 mol降至0.086 5 mol；C2—C4組分，較注氣前也下降了1個數量級。不斷地注入氣，直至臨界點氣液達到平衡，油氣不存在相界面，便與原油達成混相。

圖5 W區塊不同注氣量對溶解氣組分變化的影響Fig.5 The effect of different gas injection rates on the change of dissolved gas components

圖6為不同注入量CO2對原油組分變化的影響。由圖6可知：CO2多次與原油接觸，發生抽提和萃取作用，產出物組分變化明顯，CO2含量由背景值0.6%逐漸升至81.0%，輕烴被抽提含量下降，C1含量下降幅度較大，平衡氣不斷地被富化，直至與CO2溶解于原油的能力相當。隨著注入CO2量的增加，C11+組分含量逐漸下降，重質組分相對減少。

圖6 W區塊不同注氣量對原油組分變化的影響Fig.6 The effect of different gas injection rates on the change of crude oil composition

4 結 論

(1) 通過注氣膨脹實驗，分析了W區塊注入CO2后，原油體積系數、氣油比和相對體積的變化，認為在實際油田開發中，保持較高油藏壓力有利于發揮CO2的優勢。

(2) 天然氣在原油中的溶解和分離為相態變化的主要表現，相包絡線靠近優勢組分的飽和蒸氣壓，純組分的蒸汽壓和臨界點是計算混合物性質的關鍵。

(3) 原油與CO2之間發生多次的組分萃取和抽提，直至實現注入CO2動態混相。