王 銳 ,呂成遠(yuǎn),倫增珉,王進(jìn)安,趙淑霞,王 欣,許 尋
(1.中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院,北京 100083;2.中國(guó)石化中原油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院,河南濮陽(yáng) 457000)
揮發(fā)性油藏是指地層溫度低于臨界溫度,靠近臨界點(diǎn)的油藏,其烴類(lèi)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(kāi)發(fā)與常規(guī)黑油油藏的開(kāi)發(fā)有很大的區(qū)別[1-4]。揮發(fā)性油藏在衰竭開(kāi)發(fā)過(guò)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(kāi)采時(shí),油氣體積比急劇上升,原油體積迅速收縮,導(dǎo)致衰竭開(kāi)發(fā)采收率低。因此,該類(lèi)油藏必須保持壓力開(kāi)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(kāi)發(fā)效果。對(duì)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(shí)施,注氣成為該類(lèi)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(lèi)氣體、N2和CO2等。相比于烴類(lèi)氣體和N2來(lái)說(shuō),CO2在原油中的溶解能力更強(qiáng),泡點(diǎn)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(shí)施混相驅(qū)。筆者以目標(biāo)區(qū)揮發(fā)性油藏為研究對(duì)象,通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬研究其注CO2過(guò)程中的動(dòng)態(tài)混相特征,并剖析衰竭開(kāi)發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限。
對(duì)目標(biāo)區(qū)揮發(fā)性原油樣品進(jìn)行高溫高壓物性測(cè)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(guò)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
圖1 揮發(fā)性油藏類(lèi)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(guò)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(cè)試 利用不同衰竭階段剩余油開(kāi)展CO2驅(qū)長(zhǎng)細(xì)管最小混相壓力(MMP)測(cè)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(shí),MMP 從38.03 MPa 降低至12.57 MPa,表明揮發(fā)性油藏衰竭過(guò)程會(huì)導(dǎo)致CO2驅(qū)混相壓力的降低。其主要原因是衰竭過(guò)程使得溶解氣中CH4含量顯著降低,中間烴相對(duì)含量上升,從而使得該類(lèi)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(cè)試Fig.4 CO2MMP decreasing degree test for the residual oil at different depletion stages
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(guò)程中最小混相壓力數(shù)值模擬計(jì)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(shí)驗(yàn)、最小混相壓力實(shí)驗(yàn)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(jì)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(shì)。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(duì)CO2驅(qū)混相壓力影響較大,通過(guò)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
揮發(fā)性油藏衰竭開(kāi)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(duì)衰竭開(kāi)發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限的影響規(guī)律,對(duì)3 個(gè)區(qū)塊揮發(fā)性油藏衰竭開(kāi)發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限進(jìn)行分析。利用地層壓力/原始泡點(diǎn)壓力表示衰竭壓力水平;當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀贛MP時(shí),CO2驅(qū)混相驅(qū)無(wú)法實(shí)現(xiàn),其對(duì)應(yīng)的界限即為衰竭開(kāi)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(kāi)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(kāi)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(shí),要實(shí)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(diǎn)壓力以下后,其CO2驅(qū)最小混相壓力有降低的趨勢(shì),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(kāi)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(kāi)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(kāi)發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限Fig.8 CO2injection timing after depletion for Block C
揮發(fā)性油藏衰竭開(kāi)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(kāi)發(fā)轉(zhuǎn)CO2驅(qū)界限,即原油溶解氣油比越高,其衰竭開(kāi)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。