張連枝 王彥利 袁丙龍 譚 舜 孫勝新 張芨強(qiáng)

中海石油(中國)有限公司湛江分公司, 廣東 湛江 524057

0 前言

針對(duì)低滲水敏油藏,注氣驅(qū)被認(rèn)為是提高這類油藏采收率的有效方法之一[1-3]。目前國內(nèi)在新疆、長慶、大慶、中原、海上等油田已開展相關(guān)試驗(yàn),且初見成效[4-13]。注氣將改變油藏原始流體組成,使原油物理化學(xué)性質(zhì)如黏度、密度、飽和壓力、相態(tài)特征等發(fā)生一系列變化。注氣過程中的相態(tài)變化特征較為復(fù)雜[14-19],且其對(duì)注氣又有一定影響,因此需開展注氣過程中相態(tài)變化特征研究,以期為注氣方案設(shè)計(jì)及動(dòng)態(tài)分析提供理論依據(jù)。

潿洲A油田W井區(qū)為構(gòu)造-巖性油藏,縱向上分為A、B、C三套砂體。初期衰竭開發(fā),脫氣嚴(yán)重;后轉(zhuǎn)為注水開發(fā)、注水結(jié)垢嚴(yán)重且修井困難,開發(fā)效果差。經(jīng)研究及論證提出頂部注氣開發(fā)方案,規(guī)避注水結(jié)垢且開發(fā)效果差的難題,注氣后壓力恢復(fù)、產(chǎn)量上升,注氣效果好,但仍存在一些問題。注入氣為氣油體積比1.05×104的干氣,但歷年靜壓梯度測(cè)試表明注氣井A 1井存在井底積液;吸氣剖面測(cè)試顯示:物性相對(duì)較差的B砂體是主要吸氣層位,物性最好的C砂體基本不吸氣、采出程度最低、開發(fā)效果最差。運(yùn)用相態(tài)恢復(fù)分析方法及技術(shù),研究注氣過程中的相態(tài)變化,分析各砂體吸氣能力與物性不匹配的問題,為解除井底積液進(jìn)一步提高注氣開發(fā)效果提供依據(jù)。

1 相平衡理論

基于汽液平衡和熱力學(xué)平衡理論開展注氣過程中相態(tài)變化特征研究。設(shè)一油氣烴類體系由i個(gè)組分構(gòu)成,該體系摩爾質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1,則體系處于汽—液兩相平衡時(shí),應(yīng)滿足以下物質(zhì)平衡方程:

Lj+Vj-1=0

(1)

Zij-xijLj-yijVj=0

(2)

∑(xij-yij)=0

(3)

式中:Lj為液相的摩爾分?jǐn)?shù);Vj為汽相的摩爾分?jǐn)?shù);xij為組分i在液相中的摩爾分?jǐn)?shù);yij為組分i在汽相中的摩爾分?jǐn)?shù);Zij為平衡汽液相偏差系數(shù)。

汽液平衡理論中一個(gè)重要的參數(shù)為平衡常數(shù)K,它為各組分i在油汽中的比:

(4)

式中:Ki為平衡常數(shù);fiL為組分i在液相中的逸度,pa;fiV為組分i在汽相中的逸度,pa。

根據(jù)熱力學(xué)平衡理論[20],汽液兩相平衡時(shí),體系i組分在汽、液相中的逸度f應(yīng)相等:

fiLj(p,x1j,…,xij)-fiVj(p,y1j,…,yij)=0

(5)

fi=Φiyip

(6)

(7)

由式(5)～(7)可知,K值的求解可轉(zhuǎn)化為逸度的求解,而熱力學(xué)平衡理論逸度系數(shù)Φi與壓力、溫度及組分的熱力學(xué)性質(zhì)有關(guān),因此平衡常數(shù)K的求解就歸結(jié)為狀態(tài)方程的求解。

式中:p為壓力,pa;Φi為逸度系數(shù);R為理想氣體常數(shù);T為溫度,K;?為比容,m3/kmol;ω為偏心因子;a為常數(shù);b為常數(shù);m為常數(shù);n為常數(shù)。

2 注氣過程中相態(tài)變化特征

基于汽液平衡理論和熱力學(xué)平衡理論,選取潿洲A油田W井區(qū)2口井的PVT數(shù)據(jù)進(jìn)行PVTi擬合,最終確定該井區(qū)的狀態(tài)方程,后續(xù)分析均基于上述狀態(tài)方程。

潿洲A油田W井區(qū)為典型黑油油藏注氣開發(fā)區(qū)塊,注入氣與原油組分見表1,通過對(duì)比歷次PVT實(shí)驗(yàn)結(jié)果認(rèn)為本次PVT結(jié)果具有代表性,可用于后續(xù)相態(tài)變化分析。

表1 2019年注入氣、油組分摩爾組成數(shù)據(jù)表

Tab.1 Molar composition data of injected gas and oil components in 2019

(%)

氣井在注氣過程中可能發(fā)生相態(tài)變化的兩個(gè)過程:一是從壓縮機(jī)到井底油的析出,二是注入氣與井底析出油多次接觸。本文將分別對(duì)這兩個(gè)過程進(jìn)行分析計(jì)算,并分析相態(tài)如何變化。

2.1 相態(tài)變化過程一

從壓縮機(jī)到井底油的析出過程。研究表明,泡點(diǎn)線的上方為液相區(qū),露點(diǎn)線的下方為汽相區(qū),泡點(diǎn)線和露點(diǎn)線包圍的區(qū)域?yàn)閮上鄥^(qū)[20]。注入氣從壓縮機(jī)到井底屬于加壓升溫的過程,隨著壓力增加,氣體密度增加,壓力到達(dá)露點(diǎn)線時(shí)體系中有液滴析出。由圖1可知,從壓縮機(jī)(p為17 MPa,T為295 K)到井底(p為 24 MPa,T為390 K)之間明顯存在兩相區(qū),即注入氣從壓縮機(jī)到井底有油析出。

圖1 A 1井p-T相圖Fig.1 The p-T phase diagram of well A1

混合液密度計(jì)算公式:

ρL=ρw×fw+ρo×(1-fw)

(8)

式中:ρL為混合液的密度,g/cm3;ρw為水的密度,g/cm3;ρo為油的密度,g/cm3;fw為含水率。

混合液體積計(jì)算公式:

V=π×R2×H

(9)

式中:V為體積,m3;R為井筒半徑,m;H為液柱高度,m。

由靜壓梯度測(cè)試可知混合液密度為0.834 g/cm3,利用公式(8)及公式(9)計(jì)算凝析出油的體積為4.68 m3。目前,A 1井平均日注氣17×104m3/d,結(jié)合該井相圖計(jì)算其每年最多凝析5.63 m3油,以上兩種方法計(jì)算A 1井凝析出的油體積接近,計(jì)算結(jié)果可靠。根據(jù)計(jì)算的油體積可知,凝析出的液體堆積在該井C砂體井筒附近,造成物性最高的C砂體反而吸氣少,建議對(duì)注氣井進(jìn)行多次清噴或延長清噴時(shí)間來解除井底積液,恢復(fù)C砂體的吸氣能力。

2.2 相態(tài)變化過程二

注入氣與凝析出的油多級(jí)接觸過程,即原油與注入流體在流動(dòng)過程中重復(fù)接觸而靠組分的就地傳質(zhì)作用達(dá)到混相的過程,往油中不停地加氣,相當(dāng)于按氣油比恢復(fù)確定不同氣油比下的組分,從而確定不同氣油比下的相圖。由式(10)結(jié)合原油組分,可確定按不同氣油比恢復(fù)下的原油組分。由圖2可知,氣油比越高,相圖越收縮,相態(tài)由油逐漸轉(zhuǎn)為氣;注入氣與凝析出的油多次接觸,油越來越輕,氣越來越富,界面逐漸消失。

(10)

圖2 按不同氣油比恢復(fù)下原油的p-T相圖Fig.2 The p-T phase diagram of crude oil recovered according to different gas-oil ratio

3 注氣過程中相態(tài)變化的應(yīng)用

3.1 提高輕烴含量

等比例提高氣組分中輕烴含量,降低注入氣組分中重?zé)N含量,使氣更干,提高壓縮機(jī)的工作效率。由式(2)計(jì)算目前注氣組分下不同C1比例的流體組成,研究注氣組分中輕烴含量對(duì)相圖的影響。由圖3可知,當(dāng)C1含量超過80%以后相圖只出現(xiàn)露點(diǎn)線,不出現(xiàn)泡點(diǎn)線,因此要控制C1的量不超過80%。

圖3 不同流體組成原油p-T相圖Fig.3 p-T phase diagram of crude oil with different fluid composition

3.2 降低氣組分中C6+含量

由表2可知,注氣初期C6+含量低于目前注氣C6+含量,由圖4可知,降低C6+含量相圖收縮,當(dāng)6+含量低于0.03%時(shí),壓縮機(jī)井口壓力在17～24 MPa之間轉(zhuǎn)換時(shí),注入氣均為氣相。

表2 2019年與2008年注入氣組分摩爾組成數(shù)據(jù)表

Tab.2 Molar composition of injected gas components in 2019 and 2008 (%)

組分2019年2008年組分2019年2008年組分2019年2008年CO22.972.49iC41.301.77C70.19—N20.400.38nC42.381.03C80.03—C171.3772.05iC50.590.23C90.01—C211.4312.18nC50.490.16C38.379.68C60.470.03

圖4 不同流體組成p-T相圖Fig.4 The p-T phase diagram of different fluid compositions

3.3 應(yīng)用效果

綜合考慮注入、修井成本后,提出先清噴,后改變注入氣組分的開發(fā)方式,成功地解除了井底積液,有效地改善了各砂體的吸氣剖面,C砂體吸氣能力增加,地層壓力恢復(fù)。在吸氣剖面改善的基礎(chǔ)上實(shí)施2口調(diào)整井,調(diào)整井穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)量超設(shè)計(jì),生產(chǎn)效果好于預(yù)期,預(yù)測(cè)提高原油采收率1.3%。

4 結(jié)論

1)基于相平衡理論和熱力學(xué)平衡理論,運(yùn)用相態(tài)恢復(fù)技術(shù),利用縱向上流體組成及特性的差異通過多次流體恢復(fù)、閃蒸和參數(shù)擬合獲得了準(zhǔn)確的流體構(gòu)成及相態(tài)模型。

2)分析了恢復(fù)后流體露點(diǎn)壓力和氣油比隨平衡油添加比例的變化關(guān)系,通過平衡油的添加,結(jié)合相圖分析了注入氣在地層條件下的流體相態(tài),從而獲得注入氣隨溫度壓力變化的真實(shí)相變,為分析注氣井井底積液提供了有利依據(jù)。

3)綜合考慮注入成本、修井成本等因素后,提出先清噴,后改變注入氣組分的開發(fā)方式,成功解除井底積液,有效地改善了各砂體的吸氣剖面,在此基礎(chǔ)上完善注采井網(wǎng),可提高原油采收率1.3%。