姜顏波

（中國石化油田勘探開發(fā)事業(yè)部，北京100728）

流體相態(tài)研究是油氣田開發(fā)的基礎(chǔ)，其理論和方法研究較為完善。經(jīng)典的流體相態(tài)理論均是基于PVT 筒實驗獲得的，其忽略了多孔介質(zhì)的影響[1-4]。由于多孔介質(zhì)孔隙小、結(jié)構(gòu)復(fù)雜、比表面積大，導(dǎo)致其間流體相態(tài)與PVT筒中存在較大差異。自20世紀40年代以來，國內(nèi)外學(xué)者對多孔介質(zhì)中流體相態(tài)開展了系列研究。部分學(xué)者認為，多孔介質(zhì)對油氣相態(tài)變化沒有影響。大多是應(yīng)用充填的玻璃微珠或石英砂中開展實驗，其模擬的多孔介質(zhì)滲透率較高。另外，飽和的流體大多為純組成或純物質(zhì)的混合物，無法代表真實油藏流體。隨著技術(shù)的進步，超聲波、伽瑪射線、CT、核磁共振等手段被用于多孔介質(zhì)中流體相態(tài)的研究，表明多孔介質(zhì)對流體相態(tài)會產(chǎn)生一定的影響，使得凝析氣露點壓力升高，原油泡點壓力降低。近年來，國內(nèi)外學(xué)者關(guān)于多孔介質(zhì)對相態(tài)的影響開展了大量的理論研究。主要是基于閃蒸平衡原理，考慮油氣間的毛管壓力、烴類物質(zhì)在多孔介質(zhì)表面的吸附作用、孔隙中烴類組分的臨界參數(shù)偏移，以及多孔介質(zhì)孔隙結(jié)構(gòu)分布等因素。研究表明，臨界溫度與孔隙尺寸呈線性負相關(guān)變化，與流體巖石相互作用緊密相關(guān)。發(fā)現(xiàn)微納孔隙中流體的密度與體相中測定的存在較大差異，認為毛管壓力的存在使得泡點壓力和臨界參數(shù)均降低，但是對露點壓力的影響還存在一定的爭議。另外，也有學(xué)者從分子模擬的角度，來研究微納尺度條件下的臨界參數(shù)偏移問題，進而研究其對多孔介質(zhì)的影響規(guī)律，但該種方法對于非均質(zhì)孔隙結(jié)構(gòu)的多組份流體不適用。總的來說，無論是室內(nèi)實驗還是理論計算，對于多孔介質(zhì)中流體影響研究還不成熟，特別是基于實驗與理論計算有機結(jié)合的研究還比較少[5-14]。對于實驗的研究大多是針對原油組成，未對注CO2后多孔介質(zhì)中原油相態(tài)變化規(guī)律開展研究。理論計算研究方面，大多是基于閃蒸原理，在閃蒸計算過程中引入毛管壓力，來模擬多孔介質(zhì)的影響，而鮮有基于室內(nèi)實驗結(jié)果對狀態(tài)方程進行修正的思路。

隨著勘探開發(fā)的深入，我國低滲致密油藏占石油總儲量的40%以上。這類儲層孔喉細小、比表面積大，微納孔隙空間中流體相態(tài)的變化影響較大，注氣開發(fā)耦合多孔介質(zhì)相態(tài)變化特征更為復(fù)雜，嚴重制約了低滲致密油藏的注氣提高采收率[15-24]。針對致密油藏注氣提高采收率，通過室內(nèi)實驗研究，開展注CO2過程中多孔介質(zhì)中原油流體相態(tài)特征研究，建立考慮多孔介質(zhì)的流體相態(tài)表征方法，為注氣后原油在多孔介質(zhì)中相態(tài)性質(zhì)計算提供預(yù)測模型，為現(xiàn)場致密油藏注氣開發(fā)提供理論依據(jù)。

1 實驗裝置及方法

注氣后原油在多孔介質(zhì)中的相態(tài)實驗測試所用實驗裝置為高溫高壓（200 ℃，200 MPa）全直徑巖心驅(qū)替裝置，此套系統(tǒng)主要包括自動泵、手動泵、回壓閥以及其他輔助裝置。實驗流程見圖1。

PVT 筒中流體相態(tài)測試按照GB/T 26981—2011“油氣藏流體物性分析法”進行測試。多孔介質(zhì)中流體相態(tài)測試利用上述裝置，將巖心洗凈吹干后裝入巖心夾持器，檢漏抽真空后，飽和石油醚，再用飽和CO2的原油驅(qū)替石油醚2 倍孔隙體積以上。加熱至油藏溫度后，將孔隙壓力升至較高壓力水平，穩(wěn)定24 h以上。開始按設(shè)定的壓力點逐步退泵降低巖心壓力，待壓力穩(wěn)定后計錄手動泵的泵壓與刻度。根據(jù)實驗記錄的泵體積刻度和壓力數(shù)據(jù)，按照最后一級膨脹實驗一直處于巖心內(nèi)的流體體積，迭代反算上一級膨脹實驗中一直處于巖心中流體體積，進而獲得一直處于多孔介質(zhì)內(nèi)流體與壓力的變化曲線。

圖1 實驗裝置流程Fig.1 Flow of experimental equipment

具體實驗數(shù)據(jù)處理過程見圖2：在初始壓力P0下，PVT筒內(nèi)初始體積為VPVT0，在后續(xù)壓降中該體積會按照PVT筒內(nèi)的恒質(zhì)膨脹特征來膨脹。根據(jù)PVT筒內(nèi)所測得的流體PV關(guān)系曲線可以計算出該體積在以后的每一級壓力下的膨脹體積VPVT01、VPVT02、VPVT03等。當(dāng)壓力降至P1時，從長巖心中膨脹出的進入PVT筒內(nèi)的體積為Vpore1=VPVT1-VPVT01，根據(jù)PVT筒內(nèi)所測得的流體PV關(guān)系曲線可以計算出這部分體積在以后的每一級壓力下的膨脹體積為Vpore11、Vpore12等，膨脹的體積可以通過PVT 筒內(nèi)所測得。當(dāng)壓力降至P2時，從長巖心中膨脹出的進入PVT 筒內(nèi)的體積為Vpore2=VPVT2-VPVT02-Vpore11，根據(jù)PVT 筒內(nèi)所測得的流體PV關(guān)系曲線可以計算出這部分體積在以后的每一級壓力下的膨脹體積為Vpore21等。按照此種方法計算出每級壓力下從長巖心中進入PVT筒的體積，進而計算出每級壓力下長巖心內(nèi)流體的膨脹體積，最終可以得到長巖心內(nèi)流體體積隨壓力的變化（PV）關(guān)系曲線。

圖2 多孔介質(zhì)中流體相態(tài)數(shù)據(jù)處理方法Fig.2 Data processing method for fluid phase in porous media

2 多孔介質(zhì)中飽和CO2原油相態(tài)特征實驗

2.1 飽和CO2量對流體相態(tài)特征影響

實驗所用樣品取自我國A 油田原油，油藏溫度65 ℃，地層壓力18.2 MPa，原油溶解氣油比36 m3/m3。首先在不同壓力下將原油飽和CO2，然后分別在PVT筒和滲透率為3.4×10-3μm2巖心的多孔介質(zhì)中分別開展相態(tài)實驗，比較飽和CO2量對2種條件下相態(tài)參數(shù)的影響規(guī)律，結(jié)果見表1。

表1 飽和CO2后原油物性參數(shù)Table 1 Properties of crude oil saturated CO2

表1 中顯示了飽和不同CO2氣量原油物性變化情況。隨著溶解氣量的增大，原油泡點壓力逐步升高，體積系數(shù)增大，密度逐步降低，原油黏度降低。圖3顯示多孔介質(zhì)中的相對體積與壓力的關(guān)系曲線會逐步向左下方偏移，表明多孔介質(zhì)中的泡點壓力低于PVT 筒中測量值。另外，隨著溶解CO2氣量的增大，偏移幅度減小。圖4顯示在溶解CO2量較小時，多孔介質(zhì)中原油泡點壓力較PVT筒中測量值降低幅度較大。當(dāng)溶解氣量增大時，泡點壓力的降低幅度減小。

圖3 不同溶解氣量原油流體相態(tài)差異曲線Fig.3 Difference of PV relation for dissolved gas

圖4 不同溶解氣量多孔介質(zhì)中泡點壓力降幅曲線Fig.4 Pressure drop curve of bubble point with different dissolved gas in porous media

2.2 滲透率對多孔介質(zhì)中流體相態(tài)特征影響

為了研究不同滲透率巖心對多孔介質(zhì)中原油相態(tài)特征的影響，選取不同滲透率全直徑巖樣，開展實驗研究，巖石多孔介質(zhì)參數(shù)見表2。

表2 多孔介質(zhì)全直徑巖心物性參數(shù)Table 2 Properties of core samples with full diameter

從圖5 中可知，相比于PVT 筒中的相態(tài)變化特征，多孔介質(zhì)中相對體積與壓力關(guān)系曲線明顯向左下方偏移，且隨著滲透率降低，偏移幅度逐步增大。從圖6 可以看到，滲透率較低時，多孔介質(zhì)中原油泡點壓力較PVT筒中降低幅度較大。

顯然，多孔介質(zhì)對原油相態(tài)的影響是不能被忽視的，主要是由于毛管力和界面吸附兩種因素決定。地層溫度、原油組成、孔道直徑等決定著多孔介質(zhì)對原油相態(tài)的影響程度，孔道半徑越小，對應(yīng)的毛管力越大，多孔介質(zhì)對原油相態(tài)的影響程度越大。

圖5 不同滲透率巖心中原油相態(tài)曲線Fig.5 PVrelationscurvesofcrudeoilwithdifferentpermeability

圖6 滲透率對原油泡點壓力影響曲線Fig.6 Effect of permeability on bubble point pressure of crude oil

3 多孔介質(zhì)對飽和CO2原油相態(tài)特征影響表征

在SRK 狀態(tài)方程的基礎(chǔ)上，考慮多孔介質(zhì)孔道直徑的影響，建立新的a（T）函數(shù)表達式和新型的組分之間二元相互作用關(guān)聯(lián)式；最后以獲得的相態(tài)實驗數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，采用最小二乘法確立所建二元相互作用關(guān)聯(lián)式中的系數(shù)，確定最后的計算模型。

1）考慮多孔介質(zhì)影響的SRK狀態(tài)方程修正

其中，b可表示為：

新建的a(Tr)表達式：

式（1）—（8）中：p為體系的壓力，Pa；v為體積，m3；T為溫度，K；a（Tr）為引力項，b為斥力項；Tr為臨界溫度；re和rp分別為組分分子擬動力學(xué)直徑和巖心孔道擬平均直徑，μm；K為巖心滲透率，μm；φ為巖心孔隙度，%。

2）新建的相互作用系數(shù)表達式

CH4分子與別的組分之間相互作用關(guān)聯(lián)式：

CO2分子與別的組分之間相互作用關(guān)聯(lián)式：

式（9）—（10）中：KCH4-i為甲烷與i組份間的二元相互作用系數(shù)，KCO2-i為甲烷與i組份間的二元相互作用系數(shù)。

3）擬組成劃分及熱力學(xué)參數(shù)選取

計算過程對飽和CO2原油的C7+組成進行了特征化處理，分解為3個擬組成，其熱力學(xué)參數(shù)結(jié)果見表3。

表3 原油擬組成劃分及熱力學(xué)情況Table 3 Pseudo-components splitting and thermodynamic parameters of crude oil

4）計算結(jié)果

通過狀態(tài)方程的修正，針對多孔介質(zhì)中注氣后原油的相態(tài)（泡點壓力）計算確立的預(yù)測模型為：SRK狀態(tài)方程+Pedesen“+”組分分割+Kester-Lee 假組分臨界性質(zhì)計算關(guān)聯(lián)式+新建立的a函數(shù)和組分之間作用關(guān)聯(lián)式；多孔介質(zhì)中原油相態(tài)性質(zhì)計算結(jié)果（表4）與實驗結(jié)果吻合較好，泡點誤差均在5%以內(nèi)。

表4 儲層多孔介質(zhì)中原油泡點壓力模擬值與實驗值對比Table 4 Comparison of simulation and experiment for bubble point pressure in porous media

4 結(jié)論

1）注氣使原油飽和壓力以及氣油比均升高，原油在飽和CO2后，在多孔介質(zhì)中的泡點壓力較PVT筒中測量值要低，且溶解CO2氣量越低，泡點壓力降低幅度越大。

2）多孔介質(zhì)使得原油泡點壓力較PVT 筒中降低，且隨著巖心滲透率減小，多孔介質(zhì)中泡點壓力降低幅度增大。

3）基于多孔介質(zhì)中相態(tài)實驗，建立了考慮巖石孔隙參數(shù)的流體相態(tài)表征方法，采用新建模型對多孔介質(zhì)中原油相態(tài)性質(zhì)計算結(jié)果與實驗擬合效果較好，泡點誤差均在5%以內(nèi)。